Optimization of CO2/N2 Foam Parameters For EOR In Sandstone Reservoirs

Optimization of CO2/N2 Foam Parameters For EOR In Sandstone Reservoirs. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

[img] PDF
Ahmed Elsayed Abdelaal Dec 2019 - Eprint.pdf
Restricted to Repository staff only until 24 December 2020.

Download (2MB)

Arabic Abstract

يعتبر غازي ثاني اكسيد الكربون والنيتروجين من اكثر الغازات المستخدمة في عملية تحسين استخلاص النفط. حيث ان الرغوة الناتجة من استخدام هذين الغازين تم دراستها بشكل موسع سابقا وتناولت دراسات كثيرة مقارانات بين كليهما. يتواجد غاز ثاني اكسيد الكربون في الحالة فوق الحرجة في ظروف الخزانات من الضغط ودرجة الحرارة. فقدرته على تكوين رغوة مستقرة وقوية تقل تحت هذه الظروف. فالرغوة الناتجة من استخدام غاز ثاني اكسيد الكربون تصبح اضعف في ظروف اعلى من 1100 باوند لكل انش و31 درجة سيليزية. على النقيض, يُكون غاز النيتروجين رغوة مستقرة وقوية تحت نفس الظروف من الضغط ودرجة الحرارة عند مقارنته بغاز ثاني اكسيد الكربون. ونتيجة لذلك, فان مميزات استخدام رغوة غاز ثاني أكسيد الكربون تقل وتضعف بسبب ضعف غاز ثاني أكسيد الكربون في ظروف الغاز فوق الحرجة. فقد وجد ان حركية الغاز لا تقل بالشكل المطلوب وينتج عنها ضعف في ازاحة النفط. لقد درست القليل من الدراسات خليط رغوة غازي ثاني اكسيد الكربون والنيتروجين معا من اجل تعظيم الاستفادة من مميزات هذه التقنية. وكذلك تناولت القليل من البحوث هذا الخليط في عينات من الصخور بدون وجود النفط. وبناء على ما تم في الدراسات السابقة, فقد تم اجراء عدد من التجارب باستخدام ثلاث مضخات في توقيت واحد لضخ غاز ثاني اكسيد الكربون و النيتروجين و محلول AOS في عينات من الحجر الرملي. حيث تم دراسة تأثير ثلاثة عوامل وهي معدل الضخ ونسبة النيتروجين و جودة الرغوة وأثرها على استقرار الرغوة ومدى الزيادة في تحسين استخراج النفط. فقد وجد ان اضافة غاز النيتروجين الى رغوة ثاني أكسيد الكربون قد قدمت حلا لضعف رغوة ثاني أكسيد الكربون بمفرده. فقد وجد أيضا أن زيادة نسبة غاز النيتروجين قد حسنت نسبة استخلاص النفط وقد ولدت رغوة مستقرة حتى الوصول الى نسبة تقترب من 20 %. وبزيادة النسبة حتى وصلت ال 35 % قد ادت الى استقرار الرغوة ولكن أثرت بالسلب على انتاجية النفط. وقد استنتج أيضا أنه بزيادة جودة الرغوة من 70 % الى 80 % قد ادى الى تكوين رغوة مستقرة وزيادة في تحسين استخلاص النفط. ولكن عند زيادة جودة الرغوة لتصل الى 90 % تصبح الرغوة حجمها أكبر ويؤدي الى تكوين رغوة أضعف. هذا الضعف يمكن تفسيره بتكون رغوة جافة عند الوصول الى هذه النسبة. وقد وجد انه بزيادة المعدل الكلي للضخ يؤثر على كلا من تحسين استخلاص النفط واستقرار الرغوة. حيث يؤدي زيادة معد الضخ الى توليد قوى قص أكبر مما يؤدي الى عدم استقرار وضعف الرغوة المتكونة. وفي النهاية, فان هذا البحث قد قدم نتائج جيدة. فقد تساعد هذه النتائج في ايجاد حل لرغوة غاز ثاني اكسيد الكربون في الحالة الحرجة وعدم استقرارها في الصخور الرملية. وقد تساعد أيضا على فهم الكثير عن سلوك الرغوة لانها منطقة بحث مازالت تحت الدراسة والتطوير.

English Abstract

N2 and CO2 are the most common gases utilized in foam EOR techniques. Foam with these two gases has been widely investigated and many studies compared between the foam generated by both of them. CO2 exists at supercritical conditions at typical reservoir conditions. Its ability to create stable foam is reduced at these conditions. CO2-foam has a common problem to become weaker above its supercritical conditions of 1100 psi and 31o C. N2 is found to form stronger foam at the same conditions when it is compared to CO2. As a result, the advantages of using CO2 foam collapsed due to the weakness of CO2 at supercritical conditions. The mobility of gas is not effectively decreased resulting in low sweep efficiency. Few researches have investigated usage of CO2/N2 mixture foam in bulk medium. Limited work in the literature showed that addition of N2 to CO2 may produce more stable foam in oil free porous media. Many core flooding experiments using three injection pumps were conducted in this research to study the performance of mixed CO2/N2 foam flooding in crude oil saturated sandstone cores. Alpha- Olefin Sulfonate (AOS) was used as a foaming agent to form the foam. Three parameters were investigated which are total injection rate, CO2/N2 ratio, foam quality. Three dependent variable were monitored during the experimental work, which are pressure drop that can give a good indication about foam stability, oil recovery and breakthrough time. Optimization of the previous parameters was performed to get maximum oil recovery factor and a good stable foam. Addition of N2 to CO2 introduces a solution to the issue of CO2 foam weakness in typical reservoir conditions. Increasing the percentage of N2 enhances the oil recovery and produces more stable foam up to 20 % by volume. Then the oil recovery will be affected adversely by increasing N2 above the range of 20 %. It is also concluded that increasing foam quality up to 80 % produces a foam with finer texture that gives more stability and recovery. Then, as the foam quality increases up to 90 %, the foam becomes coarser and resulting in instability issues and less recovery. This weakness may be attributed to dry foam formed with this foam quality range. It is also found that increasing the total injection rate affects foam stability and oil recovery. High injection rates produce higher shear rates that may lead to foam collapse. This research has proposed many useful outcomes. These outcomes may help to provide a solution for supercritical CO2 foam instability issues in sandstone reservoirs. It may help to understand more about foam behavior, as it is a developing research area.

Item Type: Thesis (Masters)
Subjects: Petroleum > Enhanced Oil Recovery
Divisions: College Of Engineering Sciences > Petroleum Engineering Dept
Committee Advisor: Gajbhiye, Rahul
Committee Members: Mahmoud, Mohamed and Patil, Shirish and Al-Yousef, Hasan
Depositing User: AHMED ABDELAAL (g201708850)
Date Deposited: 26 Dec 2019 10:13
Last Modified: 26 Dec 2019 10:13
URI: http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/141372