SURFACE-ACTIVE-COMPONENT-BASED METHODOLOGY TO SCREEN FOR WETTABILITY ALTERATION IN CARBONATES. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF (MS THESIS) STAMPEDDanielOpoku_Thesis9-signed.pdf - Accepted Version Restricted to Repository staff only until 18 May 2021. Download (3MB)

Arabic Abstract

لقد أثبتت الكثير من التجارب المعملية أن خاصية التبلل لها تأثير في عملية استخراج الزيت الخام. المكامن التي تكون خاصية التبلل لها محببة أكثر للزيت الخام تكون كمية استخراج الزيت الخام فيها قليلة مقارنة بالمكامن المحببه أكثر للماء. في هذا البحث, لقد صممت تجارب بأستخدام النظام اللوني المائي عاليه الكفائة, بودرة الصخور الجيرية لتمثل أسطح صخور المكامن, مكونات نشطة السطح, وأكثر من نوع من ماء المكامن (ماء الشرق الاوسط المخفف, صوديوم ايودايد, وخليط بينهما). لقد تم تهيئة بودرة الصخور الجيرية مع المكونات نشطة السطح. ثم قد تم حقن الصخور الجيرية بمختلف الانواع من ماء المكامن لدراسة مدا استخراج المكونات نشطة السطح. التحليل الطيفي أثبت أن ماء صوديوم الأيودايد قد استخرج كمية أكثر من المكونات نشطة السطح مقارنة بماء الشرق الاوسط المخفف وايضا اكثر من مزيج ماء الشرق الاوسط المخفف مع ماء صوديوم الأيودايد. هذا يدل أن ايونات الأيودايد قادرة على استخراج كمية اكبر من المكونات نشطة السطح. أفل كمية أتسخراج كانت بأستخدام ماء الشرق الاوسط المخفف. أن وجود ايونات المغنيسيوم, الكبريتات, والأيودايد في مزيج ماء الشرق الاوسط المخفف مع ماء صوديوم الأيودايد قد أدا الى تنافس الأيونات بينهم مما ادا الى تقليل قدرة الأيودايد الى اتخراج المكونات نشطة السطح. لقد تم قياس الزايو الحرجة وأثبتت ان الصخور الجيرية كان خاصية التببل لها المحببه أكثر للماء. بعد معالجتها بالمكونات نشطة السطح, لقد تغيرت الزاوية الحرجة لتصبح محببة للزيت الخام. ثم المعالجة بأستخدام الماء أثبت أنه يمكن تغيير الزاوية الحرجة مرة اخرى لتصبح محببة للماء. هذه المنهجية المطورة تجعل بالأمكان ان نبحث بسرعة عن طرق لدراسة مدا تغير خاصية التبلل للصخور الجيرية. المنجية ممكن أن تتطور أيضا لأستخدام صخور اخرى مثل الصخر الدولوماتيه و الطباشيريه.

English Abstract

Many laboratory waterflooding experiments have demonstrated that wettability is one of the many factors that can hinder the transport of crude oil through pores to increase recovery. Oil-wet reservoirs have low oil recovery compared to water-wet reservoirs. Carbonate rocks are predominantly oil-wet. In this thesis, experiments were designed and performed using a modified high-performance liquid chromatography (HPLC) system, carbonate powder to represent formation rock surfaces, different surface-active model compounds (SAMC) and different brine formulations (diluted Seawater Middle East [SWME*], NaI, and a mixture of both). The carbonate powder was conditioned with the SAMC. The conditioned carbonate was then flooded with different brines to study the release of SAMC. Spectral analysis showed that NaI released more SAMC compared to the pure SWME* brine or a combination of SWME*+NaI brine. The high recovery of the surface-active material was attributed to the presence of Iodide ions in the brine. The least recovery was observed in SWME* brine. The presence of Mg2+, SO42- and I- ions in the SWME*+NaI brine resulted in competition among the ions which lowered the effect of I- to recover more SAMC. Contact angle experiments confirmed that the native carbonate was water-wet, conditioning in SAMC increased the contact angle to oil-wet, and conditioning with the different brines was able to reduce the contact angle of SAMC-conditioned surfaces from oil-wet back to water-wet. The developed method allows conducting fast and informative waterflooding experiments to screen and select the best aqueous formulation for a carbonate reservoir to enhance oil recovery. The method can be further expanded by changing the rock samples to other lithologies such as dolomite, chalk or silica. The modular approach allows also to use a different SAMC to condition the rock powder.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Petroleum > Enhanced Oil Recovery
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	A. Al-Shehri, Dr. Dhafer
Committee Co-Advisor:	Abdallah, Dr. Wael
Committee Members:	Patil, Dr. Shirish and N. E. Mahmoud, Dr. Mohamed Ahmed and Bashirul Haq, Dr. Mohammad
Depositing User:	DANIEL OPOKU (g201707690)
Date Deposited:	03 Jun 2020 12:45
Last Modified:	03 Jun 2020 12:45
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/141481