MITIGATION OF CO2 GRAVITY OVERRIDE BY SOLVENT BLENDING. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF KAlAzani_MSThesis_201080760_Writup__CD.pdf Restricted to Repository staff only until 31 August 2021. Download (4MB)

Arabic Abstract

يعتبر غمر مكامن الزيت بغاز ثاني اكسيد الكربون من التقنيات المعتبرة لتحسين الإنتاج بما لها من تطبيقات واسعة. يعود السبب في ذلك لما يتمتع به ثاني أكسيد الكربون من خواص كالكثافة واللزوجة العاليتين مقارنة بالغازات الأخرى المستخدمة لهذا الغرض كالميثان والنيتروجين وغيرها. إلا أن هاتين الخاصيتين ليستا عاليتين بالقدر الكافي مقارنة بتلك التي تتمتع بها موائع المكمن. يتسبب الفارق في هذه الخواص خصوصًا الكثافة في حدوث ظاهرة الامتطاء الثقلي والتي تلعب دورا سلبيا في كفاءة العملية خاصة في المكامن السميكة والتي تتمتع بتواصل عمودي جيد. وبالرغم من أن هناك العديد من الطرق المتبعة لتحسين الإنتاج من ثاني أكسيد الكربون، إلا أن هذه الطرق لا تهتم بمشكلة الامتطاء الثقلي أو لم تظهر كفاءتها في حل هذه المشكلة. في هذا العمل البحثي، ولغرض تخفيف ظاهرة الامتطاء الثقلي لثاني أكسيد الكربون، تم اختبار قابلية مذيبين عضويين مختلفين في المزج مع ثاني أكسيد الكربون وفاعليتهما في انتاج مزيج ذي كثافة ولزوجة عاليتين بما يسهم في خفض ظاهرة الامتطاء الثقلي. في هذا الشأن، تمت الاختبارات عن طريق تحديد ضغط التشبع للمزيج عند درجات حرارة مختلفة ولتراكيز مختلفة من ثاني أكسيد الكربون. أظهرت النتائج القدرة العالية لهذين المذيبين على المزج مع ثاني أكسيد الكربون تحت ظروف مقاربة لظروف المكامن. كما أظهرت النتائج أن ضغوط التشبع لكل مزيج كانت منخفضة عند درجات الحرارة المُختَبَرة. بالنسبة لكثافة الخليط، فقد أظهرت النتائج أنها مقاربة لتلك التي تتمتع بها موائع المكمن. ولكن لسبب أن أحد هذين المذيبين أظهر قابليته للامتزاج الكلي مع النفط، وبسبب أن الحصول على مزيج ذي كثافة مقاربة لتلك التي تتمتع بها موائع المكمن يتطلب كمية عالية من هذا المذيب، مقارنة بتلك التي يتطلبها المذيب الآخر فقد تم استثناء ذلك المذيب من تجارب غمر الأقوار. لتقييم كفاءة وفاعلية المذيبات المستخدمة وخليطها مع ثاني أكسيد الكربون في خفض مشكلة الامتطاء الثقلي، تم اجراء أربع تجارب غمر الأقوار بشكل عمودي من الأسفل إلى الأعلى. لإجراء هذه التجارب، تم استخدام عينات حجر جيري من صخور إنديانا بعد نقعها وتشبيعها بالزيت العربي السعودي الخفيف وتمت جميع التجارب عند درجة حرارة 100 درجة مئوية. في التجربة الأولى تم حقن القور بثاني أكسيد الكربون ليقوم بإزاحة الزيت الخام عند أقل مستوى تشبع بالماء، وتم اعتبار هذه التجربة كمرجع لمقارنة النتائج من التجارب الأخرى. في هذه التجربة، تم استخراج حوالي 14.82% من حجم الزيت الموجود في القور تزامنا مع ظهور أول فقاعة لثاني أكسيد الكربون وكانت النسبة النهائية للزيت المستخرج بعد حقن قرابة مسام حجمي واحد ما يقارب 60.14%. تم في التجربة الثانية حقن خليط مكون من ثاني أكسيد الكربون والمذيب المختبر بتركيز يحتوي على 85 مول في المئة لإزاحة الزيت الخام من القور؛ حيث تم استخراج حوالي 31.99% من حجم الزيت الموجود في القور تزامنا مع ظهور أول فقاعة لثاني أكسيد الكربون وكانت النسبة النهائية للزيت المستخرج بعد حقن قرابة مسام حجمي واحد ما يقارب 72.67%. لمحاكاة ظروف مقاربة أكثر لظروف المكامن، ولدراسة تأثير الميثان في عملية الحقن والامتزاج بين ثاني أكسيد الكربون والزيت الخام، تم تكرار هاتين التجربتين بنفس الزيت الخام ولكن بعد إعادة تركيبه عن طريق مزجه بخليط غاز يحتوي على مركبات الميثان، الإيثان، والبروبان، والبيوتان بنسب مقاربة لتلك التي يحتويها أي غاز مصاحب لمكامن النفط العربي السعودي الخفيف. تزامن ظهور أول فقاعة من ثاني أكسيد الكربون مع انتاج حوالي 15.19% من حجم الزيت الموجود في وكانت النسبة النهائية للزيت المستخرج بعد حقن قرابة مسام حجمي واحد ما يقارب 49.13% في تجربة الازاحة بثاني أكسيد الكربون بينما كانت هاتان النتيجتان حوالي 27.06% و 67.89% على التوالي في تجربة حقن خليط مكون من ثاني أكسيد الكربون والمذيب بتركيز يحتوي على 85 مول في المئة. من خلال هذه التجارب تبين فعالية الخليط المكون من ثاني أكسيد الكربون والمذيب في خفض مشكلة الامتطاء الثقلي حيث نتج عنه تأخير في ظهور أول فقاعة لثاني أكسيد الكربون وكذلك كمية الزيت الناتج النهائي كانت أعلى وذلك في حالتي الزيت الخام والزيت المركب. أظهرت النتائج أيضاً مدى تأثير الميثان في خفض كفاءة عملية الإنتاج بثاني أكسيد الكربون.

English Abstract

Injecting supercritical carbon dioxide (scCO2) into the oil reservoirs is a proven enhanced oil recovery (EOR) method. This is due to the ability of scCO2 to swell the oil, to decrease oil viscosity, and to lower oil interfacial tension (IFT). Some observations have also shown that scCO2 can alter the rock wettability towards more water wetness, especially in carbonate reservoirs. Moreover, CO2 gas is abundant all over the globe and its sources can be natural from underground reservoirs or anthropogenic resulting from human industrial activities. Although carbon dioxide’s density and viscosity are much higher than those of other gases employed in EOR operations, such as methane and nitrogen, especially at reservoir conditions, these properties of scCO2 are still not high enough compared with those of reservoir fluids (e.g. oil and water). The contrast in the fluids’ density leads to gravity segregation and the contrast in their viscosity leads to viscous fingering. Gravity segregation causes CO2 gas to rise to the top of the reservoir and flow towards the producing wells especially in thick reservoirs with good vertical communication. Known as gravity override, this phenomenon is considered as the major factor resulting in poor reservoir sweep efficiency, early breakthrough and low oil recovery. Many techniques have been proposed and tested for their effectiveness in CO2 mobility and conformance control such as introducing a blocking agent such as foam, cross-linked polymers, and gels. However, such techniques are more effective in preventing fingering and thief zones than reducing gravity override. Also, no foaming agent has been identified to withstand the high temperatures and high salinities of Saudi Arabian reservoirs. Therefore, we have chosen densifying agents to add to the scCO2 to reduce the gravity override effects. After a scoping study of commercial solvents, two different organic solvents (OS1 and OS2) were identified and tested for their ability to blend with CO2 for the purpose of producing blends with high densities, and, hence, minimizing the effect of gravity override. Solubility experiments between CO2 and the selected solvents showed the ability of these solvents to blend with CO2 at conditions close to typical reservoir conditions with resulting saturation pressures close to normal reservoir pressures at the reservoir temperatures. The results also showed that the densities of the resulting blends are close to those of resident reservoir fluids. Since OS2 showed no or negligible solubility in crude oil or water, it was selected for the core flooding experiments. High-permeability Indiana limestone core sample saturated with dead light crude oil from Saudi Arabia at irreducible water saturation was flooded vertically upwards with about one pore volume of pure scCO2. The flood was carried out at 3,500 psia and 212 °F. The oil recovery at scCO2 breakthrough was 14.82% of the initial oil in place and the final oil recovery was 60.14%. When the experiment was repeated with a CO2-OS2 blend of 85-mole percent (mol%) CO2, the oil recovery at CO2 breakthrough increased to 31.99% and the final oil recovery to 72.67%. The two experiments were then repeated with the same crude oil but saturated with hydrocarbon gas at the same conditions. The pure scCO2 flood yielded breakthrough and final oil recoveries of 15.19% and 49.13%, respectively, while the CO2-OS2 blend flood yielded breakthrough and final oil recoveries of 27.06% and 67.89%, respectively. The results of these experiments demonstrate the ability of CO2-OS2 blend to minimize the effect of gravity override as shown by delayed gas breakthrough and higher oil recovery. This is true for both dead and live oils. The results also show how natural gas dissolved in the oil can diminish the effectiveness of a CO2 flood.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Engineering Research > Engineering Petroleum Petroleum > Enhanced Oil Recovery
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Abu-Khamsin, Sidqi
Committee Members:	Sultan, Abdullah and Fraim, Michael
Depositing User:	KHALED HUSSEIN AL-AZANI (g201080760)
Date Deposited:	26 Nov 2020 08:35
Last Modified:	26 Nov 2020 08:35
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/140953