DEVELOPMENT OF A POLYMER FOR GREEN ENHANCED OIL RECOVERY. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

Preview

PDF Master_Thesis_Mohammad.pdf - Submitted Version Available under License Creative Commons Attribution Non-commercial No Derivatives. Download (3MB) | Preview

Arabic Abstract

إن كمية إنتاج النفط التي يمكن استخلاصها تحت الضغط الطبيعي للمكامن النفطية تكون محدودة, حتى مع المرحلة الثانية للانتاج والتي يتم فيها عادة حقن المياه لاستخراج النفط. ولذا يتم تعزيز إستخلاص النفقط عبر تقنيات المرحلة الثالثة لزيادة انتاج النفط من الخزانات. وتعتبر إضافة البولمرات لزيادة لزوجة الماء المحقون أحد أنواع المرحلة الثالثة لزيادة إنتاجية الخزانات. لقد تم استخدام البولمرات الكيميائية لعدة عقود, ومن أهمها هو بولي أكرلمايد الذي يعتبر البولمر الأكثر استخدامًا في عمليات تحسين الإنتاجية. ولأن البولمرات الكيميائية لها مضار بالبيئة وتحتاج إلى جهد إضافي لفصلها عن النفط المنتج, تم استحداث البوليمرات صديقة البيئة كحل بديل للبوليمرات الكيميائية. ومن أشهرها صمغ الزانتان الذي يعتبر أشهر بولمر كيميوحيوي ومن أقلها كلفة, إلا أنه يتكسر بسرعة مع وجود الظروف الصعبة من الضغط والحرارة ونسبة الملوحة العالية في المكامن النفطية. وفي هذا البحث تم تعديل خواص واستخدام صمغ الزانتان بالطريقتين الكيميائية والفيزيائية من أجل تحسين كفاءة لزوجته. المواد التي استخدمت في الخلط الفيزيائي كانت كحول بولي فينيل و حمض الجولوكونيك وحمض الاكريليك. وقد بينت نتائج البحث أن الخلط الفيزيائي لصمغ الزانتان لم ييكن قادرًا على زيادة اللزوجة على عكس التفاعل الكيميائي الذي استخدم فيه حمض الأكريليك. بينت النتائج من تحليل فورشمير لقياس الأشعة تحت الحمراء وتحليل الرنين المغناطيسي النووي أن التركيب الكيميائي لصمغ الزانتان قد تغير. وبالتالي تحسنت كفاءة لزوجته مقارنة بصمغ الزانتان قبل المعالجة الكيميائية. على سبيل المثال: عند معامل إجهاد القص 0.1 لكل ثانية, كانت لزوجة صمغ الزانتان هي 587 باسكال. ثانية, بينما ارتفعت إلى 2,200 باسكال. ثانية لصمغ الزانتان المعدل لنفس نسبة التركيز لكل منهما التي كانت 1,500 جزء في المليون ونفس درجة الحرار التي أقيمت عندها التجربة. وبالتالي, فإن التحسن الناتج في لزوجة الزانتان المعدل قد أثر على زيادة الإنتاج النفطي في تجربة الفيض الصخري. إن العينة الصخرية المستخدمة في تجارب الفيض كانت اسطوانة من الحجر الرملي بطول 12 بوصة وقطر 1.5 بوصة قسمت لعينتين كل منها بطول 6 بوصات كي تتم المقارنة بين الزانتان العادي والمطور بشكل صحيح. كان المحلول الملحي المستخدم في تعئبة العينتين الصخريتين وعملية الفض هو ماء مقطر مضاف إليه ملح صوديوم الكالسيوم بسنبة 3% أي ما يوازي 30,000 جزء في المليون. وكان النفط المستخدم في التجربة من نوع النفط العربي الخفيفة بلزوجة 19.8 سنتي بويز عند 25 درجة مئوية. للمرحلة الثانية من الإنتاج )الفيض المائي( أظهرت النتائج أن كلا الصخرتان لديهما نفس معامل الإنتاجية من النفط تقريبًا ب 44 % و 43 % من النفط الكلي الموجود للصخرة رقم 1 التي استخدم فيها الزانتان العادي والصخرة 2 التي استخدم فيها الزانتان المطور فيما بعد على التوالي. لتقييم نتائج استخدام صمغ الزنتان بنوعيه العادي والمعدل لتعزيز الإنتاج, تم قياس معامل الإنتاج لإحدى العينات الصخرية باستخدام صمع الزانتان العادي والذي أظهر زيادة في معامل الإنتاجيه بلغت نسبته 14 % , بينما أظهر استخدام صمغ الزانتان المعالج كيميائيًا قدرة على زيادة معامل الإنتاجية بمقدار 19 %. وعليه, فإن هناك زيداة لا تقل عن 5 % في معامل الإنتاجية عند استخدام صمغ الزانتان المعالج, وهي نسبة مهمة لتعزيز الإنتاج من المكامن النفطية. ولاستكمال نتائج البحث, فإنه يوصى بأن يتم القيام بالمزيد من التجارب حول تعديل الزانتان العادي ودراسة متى تأثيرهذا التعديل على لزوجة الزانتان واستخدامه في عملية تحسين إنتاج المكامن النفطية واستخدامه في مجالات أخرى في الصناعات النفطية.

English Abstract

Oil recovery from natural depletion is limited. This is true even with secondary recovery, during which water is mainly injected. Therefore, tertiary recovery (EOR) has been introduced to improve oil recovery rates. One EOR technique being used in the industry to improve the injected water’s viscosity is the addition of polymers. Chemical polymers such as hydrolyzed polyacrylamide (HPAM) have been used in EOR for decades. However, because of environmental concerns, biopolymers have been introduced as an alternative. Xanthan gum, a biopolymer, has been used in EOR for many years. Yet due to certain limitations, it cannot be employed in harsh reservoir conditions such as when temperature and water salinity levels are high. In this research, xanthan gum was physically and chemically modified to increase its viscosity. Our results show that physically mixing or blending xanthan gum with PVA, gluconic acid, or acrylic acid did not improve viscosity. Conversely, by chemically modifying xanthan with acrylic acid, FT-IR and NMR analyses showed that the chemical structure of the xanthan gum was changed. Viscosity improved considerably at the same shear rate. For example, a 1,500 ppm xanthan solution had a viscosity of 578 mPa.S at a 0.1 s-1 shear rate, while the chemically modified xanthan gum had a viscosity of around 2,200 mPa.S at the same concentration and in similar test conditions. Consequently, this increase in viscosity of the xanthan solution was reflected in the results produced via core flooding recovery. In a number of EOR experiments, a 12-inch Berea sandstone core 1.5 inches in diameter was divided into two 6 inch cores in order to make the results comparable. The brine that was used in the core saturation and secondary flooding recovery had a concentration of 3% NaCl (30,000 ppm). Arabian light oil with a viscosity of 19.8 cp at 250C was used in the core flooding experiments. The results show that the secondary recoveries from Cores #1 and #2 were 44% and 43%, respectively. For EOR flooding, xanthan gum was used in Core #1; modified xanthan gum was used in Core #2. The xanthan gum obtained an additional recovery of about 14% of the initial oil in place. Meanwhile, the modified xanthan gum showed a 19% tertiary recovery, which was around 5% more than the xanthan gum.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Chemistry Engineering Petroleum Petroleum > Enhanced Oil Recovery Petroleum > Drilling Engineering
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Haq, Bashirul
Committee Co-Advisor:	Al Shehri, Dhafer
Committee Members:	Mahmoud, Mohamed and Elkatatny, Salaheldin and Gajbhiye, Rahul
Depositing User:	MOHAMED MOHAMED (g201074520)
Date Deposited:	05 Sep 2019 06:28
Last Modified:	30 Dec 2020 12:39
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/141006