Production Enhancement Using CO2-Rich Flue Gases. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF Final Thesis.pdf - Accepted Version Restricted to Repository staff only until 6 June 2022. Download (9MB)

Arabic Abstract

تم قبول حقن الغاز كواحد من أكثر عمليات الاستخلاص المعزز للنفط فعالية حيث يعتمد اختيار الغاز المحقون إلى حد كبير على الاقتصاد. يعد توافر الغاز من بين العناصر الحاسمة فيما يتعلق بالتكاليف الإجمالية لمشروعات الاستخلاص المعزز للنفط. وبالتالي، فإن الافتقار إلى مصادر ثاني أكسيد الكربون النقية ومحدودية الخزانات الطبيعية في المملكة العربية السعودية، جعل من الضروري التركيز على التقنيات البديلة الأخرى. هناك العديد من الصناعات مثل محطات الطاقة والمصافي وصناعات الأسمنت التي تطلق غازات المداخن في الغلاف الجوي. غازات المداخن هذه غنية بغاز ثاني أكسيد الكربون، والتي يمكن أن تحل محل النقص في الغازات الأخرى. في هذه الدراسة، تم اختبار غاز مداخن يتكون من ١١.٣٣ ٪ من ثاني أكسيد الكربون و٧٠.٦ ٪ من N2 و١٨.٠٣ ٪ من O2 كعملية لتحفيز البئر والاستخلاص المعزز للنفط. يتم إجراء تجارب الغمر الأساسية باستخدام تصميمين مختلفين للحقن: الحقن الدوري والفيضان المستمر. علاوة على ذلك، تم استخدام نوعين مختلفين من الهيدروكربونات بما في ذلك النفط الخام المتكثف والمتوسط في التجارب. الهدف هو تحليل التطبيق المحتمل لغاز المداخن لتحسين استخلاص النفط في مكامن الحجر الرملي والكربونات. أظهرت هذه الدراسة نتيجة متفائلة لتوظيف غاز المداخن من خلال مرافقة تصاميم الحقن المذكورة سابقاً. تم تحقيق تحسين الاسترداد النهائي من صخور الكربونات والحجر الرملي. أنتج الحقن الدوري زيتًا أكثر من الحقن المستمر للغاز، ومع ذلك، اتبعت التجارب نهجًا قائمًا بذاته لكل عملية. لقد تم إثبات أن المكثفات تظهر توترًا بينيًا منخفضًا متعلقًا بالنفط الخام المتوسط عند نفس ظروف الضغط ودرجة الحرارة، مما يبرر الاسترداد النهائي الأعلى للمكثفات في بعض التجارب. أدى هذا العمل إلى استنتاج أن غاز المداخن له تطبيقات صلبة وإمكانية لخزانات ناضجة. بالإضافة إلى ذلك، تُظهر نتيجة قياس التوتر السطحي أن نظام المكثفات وغاز المداخن لهما توتر بيني أقل من النفط الخام مع غاز المداخن. بلغت قيمة التوتر السطحي للغاز المكثف مع غاز المداخن في ظروف التجربة (الضغط ودرجة الحرارة) حوالي 15 مليون نيوتن / م، بينما كان النفط الخام مع غاز المداخن حوالي 18 مليون نيوتن / م. أدى هذا العمل إلى استنتاج أن غاز المداخن له تطبيقات صلبة وإمكانية لخزانات ناضجة.

English Abstract

Gas injection has proven success as one of the most effective enhanced oil recovery processes in which the selection of injected gas largely dependent on economics. The availability of gas is among the crucial elements as far as Gas-EOR project overall costs are concerned. Consequently, the lack of pure CO2 sources and limited natural reservoirs in Saudi Arabia, made it imperative to focus on other alternative techniques. There are many industries such as power plants, refineries, and cement industries releasing the flue gases in the atmosphere. These flue gases are rich in CO2 gas, which can substitute the deficit of other gases. In this study, a flue gas consisting of 11.33 % of CO2, 70.64% of N2, and 18.03% of O2 was tested as a process for well stimulation and EOR. Core flooding experiments are carried out applying two different injection designs: cyclic injection and continuous flooding. Furthermore, two different types of hydrocarbons including crude oil and condensate was used during the experiments. The aim is to analyze the potential application of flue gas to enhance oil recovery in sandstone and carbonate reservoirs. This study has shown an optimistic outcome of flue gas employment by accompanying the previously mentioned injection designs. The improvement of ultimate recovery has been achieved from both carbonate and sandstone rocks. Cyclic injection produced more oil than with continuous gas injection, however, the experiments followed on stand-alone approach for each process. It has been shown that condensate exhibit a lower interfacial tension relevant to the medium crude oil at the same pressure and temperature conditions, which justifies higher ultimate recovery for condensate in some experiments. Wettability, production rate, and rock properties have a slight effect on the performance of the core-floods tests. In addition, the outcome of IFT measurement shows that condensate and flue gas systems have lower interfacial tension than crude oil with flue gas. The IFT value for the condensate/flue gas at the experiment conditions (pressure and temperature) reached around 15 mN/m, whereas the crude oil with the flue gas was at almost 18 mN/m. This work has led to conclude that flue gas has solid application and potential for mature reservoirs.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Petroleum > Enhanced Oil Recovery
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Dr, Rahul Gajbhiye, Rahul Gajbhiye
Committee Members:	Dr, Rahul Gajbhiye, Rahul Gajbhiye and Dr. Dhafer Al Shehri, Dhafer Al Shehri and Prof. Mohamed Moahmoud, Mohamed Moahmoud and Dr. Mohammed Shahzad Kamal, Mohammed Shahzad Kamal and Dr. Bashirul Haq, Bashirul Haq
Depositing User:	SALEM ALMARRI (g201602180)
Date Deposited:	24 Jun 2021 10:26
Last Modified:	24 Jun 2021 10:26
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/141894