INVESTIGATION OF ITM IN-SITU COMBUSTION FOR THERMAL ENHANCED OIL RECOVERY. PhD thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

	PDF (PhD dissertation) PhD Mohamed Hamdy g201532150.pdf - Submitted Version Restricted to Repository staff only until 1 December 2021. Download (9MB)
	PDF PhD Mohamed Hamdy g201532150.pdf Restricted to Repository staff only until 1 December 2021. Download (9MB)

Arabic Abstract

يعتبر الاحتراق داخل الخزان (ISC) أحد اكثر الطرق الحرارية فاعلية للاستخلاص المعزز للنفط. قد يساعد استخدام O2/CO2 كمؤكسد على تقليل انبعاثات ثاني أكسيد الكربون ويعطي أداءً مقبولًا من حيث استخراج النفط . تتطلب عملية الاحتراق داخل الخزان باستخدام الأكسجين او الهواء المخصب كمؤكسد تقنية لفصل الأكسجين. تهدف هذه الاطروحة إلى دراسة الاحتراق داخل الخزان مع غشاء النقل الأيوني كطريقة للاستخلاص المعزز الحراري للنفط. يتم فصل الأكسجين بواسطة غشاء النقل الأيوني من نوع [Ba0.5Sr0.5Co0.8Fe0.2O3d (BSCF)] ، والتي لديها أعلى كمية تدفق كما ورد في الأبحاث السابقة. تم إجراء دراسة بارا مترية للاستخدام الأمثل لغشاء النقل الأيوني في فصل الأكسجين. أظهرت النتائج أن تدفق الارتطام الفردي يعطي نتائج أفضل من الاصطدام المزدوج بفارق حوالي 35.7٪. وكشفت النتائج أيضا أن الشكل الأمثل هو التدفق المتوازي مع ضغط سحب في الجانب الكاسح ، والذي يعطي أعلى تدفق بنسبة تزيد عن 41٪ من التكوين الموازي بغاز كاسح. بالنسبة للمحاكاة العددية لعملية الاحتراق داخل الخزان في المختبر والميدان ، وجد أن خليط الحقن من O2/CO2 يعطي نتائج أفضل ، من حيث انتاج النفط التراكمي عن الحقن المخصب O2/N2 . في حالة الاحتراق داخل الخزان بمقياس المختبر, نسبة التحسين القصوى بلغت 13.0٪ في حالة (21%O2+79٪CO2) بدلاً من (21%O2+79٪N2). وفي المقياس الميداني بلغت نسبة التحسن القصوى 1.94٪ في حالة استخدام (30%O2+70٪CO2) بدلاً من (21%O2+79٪N2). وقد وجد أيضًا أن عملية ISC ، باستخدام O2/CO2 كمؤكسد ، يمكن أن تعزل حوالي مليون متر مكعب من ثاني أكسيد الكربون داخل الخزان لبئر واحد في أقل من عام واحد. . خلال هذه الفترة ، يمكن إنتاج حوالي 500000 متر مكعب من ثاني أكسيد الكربون من بئر الإنتاج ، والتي يمكن جمعها وعزلها مرة أخرى . للحصول على المساحة المطلوبة من غشاء النقل الأيوني لعملية الاحتراق داخل الخزان للبئر الموصوفة ، وجد أن الحد الأقصى لتدفق النفاذية من ITM كان 5.503 ميكرو مول / سم مربع. ثانية وهو ما يعادل 114.31 متر مكعب / متر مربع. يوم ، وهذا يعني أن المساحة المطلوبة هي حوالي 51 متر مربع للبئر الواحدة. تم إجراء عمل تجارب معملية لتحقيق ومقارنة استخدام حقن البخار والمواد الكيميائية الحرارية للاستخلاص المعزز للنفط. بالنسبة للحقن الكيميائي الحراري (TCF) كوسيلة من طرق الاستخلاص المعزّز الحرارية .تم حقن المواد الكيميائية الحرارية المتفاعلة ، عند درجات حرارة مختلفة (100 و 50 و 30 درجة مئوية) ، في عينات من الحجر الرملي Berea المشبعة بالنفط الثقيل والمحلول الملحي. ولوحظ أن الضغط المتولد في مدخل العينة بسبب درجات حرارة الحقن 100 و 50 و 30 درجة مئوية للسوائل الحرارية ارتفع إلى 1600 و 1200 و 280 رطل / بوصة مربعة ,على التوالي ؛ بينما كان عامل استرداد النفط 83٪ و 66٪ و 54٪ من النفط الكلي داخل العينة ,على التوالي. وبالمقارنة مع حقن البخار المتولد عند درجة 250 مئوية ، كان الضغط عند مدخل القلب 212 رطل / بوصة مربعة وكان عامل استرداد النفط 71٪ من النفط الكلي داخل العينة. كما تم تطوير دراسة رقمية أخرى لمحاكاة حقن البخار الدوري (CSS) وغازات العادم لـلاستخلاص المعزز للنفط باستخدام الآبار الرأسية والأفقية على مدى 10 سنوات. وقد وجد أن بئر أفقي يعطي نتائج أفضل من حيث النفط التراكمي من بئرين رأسيين ، على الرغم من انخفاض الموائع المحقونة إلى النصف.

English Abstract

In-Situ Combustion (ISC) is considered one of the most effective thermal enhanced oil recovery (EOR) methods. Using O2/CO2 as oxidizer in ISC may help in reducing CO2 emission and give an acceptable performance in terms of oil recovery. Carrying out ISC with Oxygen or Oxygen/enriched air as an oxidizer requires oxygen separation technology. The present dissertation is aimed at studying ion transport membrane (ITM) ISC as a method of thermal enhanced oil recovery. Oxygen is separated from air by Ba0.5Sr0.5Co0.8Fe0.2O3d (BSCF) ITM perovskite-type ceramic membranes. Parametric study was conducted to optimize the use of ITM in oxygen separation. ITM numerical results showed that the single impingement flow gives better results compared to the double impingements with a difference of 35.7%. Results also revealed that the optimum configuration is the parallel flow with vacuum in the sweeping side, which gives the highest permeation flux with an increase of more than 41% from that of the parallel configuration with a sweeping gas. Laboratory and field scale ISC numerical simulations showed that, injecting a mixture of O2/CO2 gives better results in terms of cumulative oil than injecting oxygen-enriched air. For the lab scale, the maximum improvement ratio was 13.0 %, in case of (21% O2+79% CO2) rather than (21 %O2+ 79% N2). For the field scale, the maximum improvement ratio was 1.94%, in case of using (30 %O2+70%CO2) rather than (30 % O2+70% N2). It was also found that the ISC process using O2/CO2, as oxidizer, can store one million cubic meters of CO2 inside the reservoir for one well in less than one year. Within this period a round 500,000 m3 of CO2 can be produced from the production well, which can be collected and stored again. To get the required area of ITM for the described one well ISC process, it was found that the maximum permeation flux from the ITM was 5.503 µmole/cm2-s, which is equivalent to 114.31 m3/m2-day, that means the required area is around 51 m2 for the one well. An experimental work was performed to investigate and compare the use of steam and thermochemical flooding for EOR. In this investigation, thermochemical reactants were injected at different temperatures (100, 50, and 30 oC), into Berea sandstone core samples saturated with heavy oil and brine. It was observed that the pressure generated at the inlet of the core due to 100, 50, and 30 oC injection temperatures of the thermochemical fluids was 1600, 1200, and 280 psi, respectively; while the recovery factor was 83%, 66% and 54% of original oil in place (OOIP), respectively. In comparison, from the injection of steam generated at 250 oC, the pressure at the inlet of the core was 212 psi and the recovery factor was 71% OOIP. Another numerical study was developed to simulate the cyclic steam stimulation (CSS) and exhaust gases for EOR using vertical and horizontal wells over a period of 10 years. It was found that one horizontal well gives better results in terms of cumulative oil recovery compared to two vertical wells, despite decreasing the injected fluids by half.

Item Type:	Thesis (PhD)
Subjects:	Mechanical
Department:	College of Engineering and Physics > Mechanical Engineering
Committee Advisor:	Mokheimer, Esmail M. A.
Committee Members:	Habib, Mohamed A. and Mahmoud, Mohamed and Patil, Shirish and Al-Sulaiman, Fahad A.
Depositing User:	MOHAMED ABDELRAHEEM (g201532150)
Date Deposited:	17 Dec 2020 09:18
Last Modified:	17 Dec 2020 09:18
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/141749