PORE-SCALE INVESTIGATION OF IFT DYNAMICS FOR CHEMICAL EOR APPLICATIONS. PhD thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF (PhD dissertation) PhD Dissertation_Elmuzafar_final for DGS.pdf Restricted to Repository staff only until 28 July 2024. Download (12MB)

Arabic Abstract

آليات االستخالص الرئيسية عند الحديث عن االستخالص الكيميائي المعزز للنفط هي التحكم في الحركة وتقليل التوتر البيني. يمكن تحقيق ذلك باستخدام البوليمرات والمواد الخافضة للتوتر البيني على التوالي. إلى جانب تقليل IFT، يمكن أن تغير المواد الخافضة للتوتر البيني التبلل إلى التبلل المناسب، مما يعزز االستخالص بصورة أفضل. النماذج الرياضية التي تصف فيزياء تقليل التوتر البيني والحركة كافية إلى حد ما. إنها تتناول بوضوح القوى اللزجة والشعيرية ودورها في كفاءة الغمر وحركة الزيت المتبقية. ومع ذلك، إذا تمكنا من تصور ما يحدث داخل المسامات، فسيتم تحقيق فهم أفضل ويمكن أيضًا تحقيق مزيد من التطوير للنماذج الرياضية. في هذا العمل، سيتم إجراء تقييم شامل للسوائل الخافضة للتوتر البيني ذات اللزوجة المرنة )VES(، وخافضات التوتر البيني زوجية الرأس )GmS(، ودمج VES مع عوامل مخلبية لتحسين خواصها و استخدامها في االستخالص المعزز. سيتم تقييم المحاليل الكيميائية األفضل بعد ذلك في أدائها الستخالص النفط. سوف نستخدم تقنيات تصوير النماذج الزجاجية الدقيقة الشفافة وتقنيات التصوير بالرنين المغناطيسي )MRI( لتصوير حركة البلل في الموقع وآليات االستخالص والتوتر البيني اآلني في الغمر الكيميائي. ستُقترن النتائج من التجارب على مستوى النماذج الزجاجية الدقيقة بالنتائج على مستوى العينة الصخرية األسطوانية لبناء نموذج محاكاة مُعاير باستخدام تقنية مطابقة السجالت ثم توسيع نطاقه إلى محاكاة الحقل النفطي. تضمنت نتائج تقييم الموائع قياسات التوتر البيني لسلوك الطور، وعلم الريولوجيا، ودوران القطرة. تم فحص سلوك الطور لخافض التوتر البيني اللزج نظام VES/Oil ونظام VES/Squalene الستكشاف تأثير الملوحة والتركيز ودرجة الحرارة على مراحل الكسر الحجمي ونسب الذوبان. تم تحقيق الذوبان المتساوي لكل مجموعة عند 75٪ من ملوحة مياه البحر )SW(، وتركيز VES ٪1.25 ، وتقريبًا في نطاق درجة حرارة من 60 درجة مئوية إلى 150 درجة مئوية. في نظام VES/Squalene، تم متساوٍلكل مجموعة عند تركيز 0.5٪ و VES ٪1.25 ودرجة حرارة 90 درجة مئوية. ومع ذلك، لم يالحظ أي ذوبان متساوٍتسجيل أقل قيمة مستحلب لكل مجموعة عند 50٪ ملوحة 90 ،SW درجة مئوية، وتركيز VES ٪1.25. أيضًا، تم تحقيق ذوبان لمجموعة الملوحة. أظهر الريولوجيا الخاصة بـ VES النقي الذي تم الحصول عليه باستخدام مقياس اللزوجة في درجة الحرارة المحيطة أن لزوجة القص الصفرية تبلغ 325 سنتي بواز و 1101 سنتي بواز و 1953 سنتي بواز لـ 0.5 ٪ و 0.75 ٪ و 1.25 ٪ على التوالي مع منطقة قانون الطاقة بين 2 إلى 1 50 / س. تم اقتراح عوامل مخلبية لقمع تأثير الملوحة والحفاظ على القيمة المطلوبة لبناء اللزوجة لتحسين كمية VES الالزمة لوظيفة االستخالص المعزز للنفط الناجحة. كانت العوامل المخلبية هي حامض الخليك ثنائي إيثيلين تريامين بنتا )DTPA( وحمض الغلوتاميك حمض ثنائي الخليك )GLDA(، بتركيزات مختلفة من عامل مخلب تتراوح من 2٪ إلى 8٪ لكل تركيز VES. أظهرت نتائج علم الريولوجيا أنه بالنسبة لـ DTPA ، فإن أعلى لزوجة عند معدل القص العامل s-1 1 هي cP 717 التي تم تحقيقها بنسبة DTPA ٪6 مع VES ٪1.25. بينما بالنسبة لـ GLDA ، فإن أعلى لزوجة عند معدل قص العمل هي 738 سنتي بواز تم تحقيقها بنسبة GLDA ٪8 و VES ٪1.25. من ناحية أخرى، لـ وبالنسبة ، VES ٪1.25 مع GLDA ٪4 عند mN / m 0.0022 قدرها قيمة أدنى GLDA لـ IFT نتائج أظهرت DTPA كانت أدنى قيمة 0.0068 مليون نيوتن / متر عند DTPA ٪8 مع VES ٪1.2 ه تم تصنيع عامل جديد مطور محلياًلخفض التوتر البيني و هو مزدوج الرأس و التوتر البيني . تم تقييم نية قمنا بتقييم أدائه لتقليل التوتر البيني في كل من حالة التوازن والحالة اآل . االستخالص الكيميائي لتطبيقات ، وتمت مقارنة النتائج مع تلك التي تم داخل المسامات الدقيقة تايلور لقطرة متحركة في ل القطرة باستخدام نظرية تشوه آلني ا 0.75 ٪ لـ 65 ، بينما انخفضت الدقة إلى 1.25 ٪ VES ٪ لـ 97 تي تظهر دقة ، وال دوران القطرة الحصول عليها من طريقة ٪ بالوزن. 1 ٪ بالوزن إلى 0.0005 تم اختبار مجموعة عالية من تركيزات الجوزاء بدءًا من .0.5 ٪ VES ٪ مقابل 51 و VES يتزايد مع زيادة التوتر البيني أن يني التوتر الب تظهر نتائج الريولوجيا عدم وجود اختالف عن ريولوجيا مياه البحر. تظهر نتائج ٪ بالوزن. بينما تم العثور على أعلى قيمة 0.0005 عند 0.12 mN / m تبلغ التوتر البيني التركيز وتم العثور على أدنى قيمة الموائع الدقيقة ٪ بالوزن. تم إجراء اختبار استعادة 1 ٪ و 0.5 مليون نيوتن / متر للمدى المختبَر عند 0.84 البالغة التوتر البيني 4 ٪ GLDA النقي. االستخالص النهائي من VES لكل عامل مخلب باستخدام واللزوجة التوتر البيني ألفضل أداء تم اختياره في عند VES النقي 1.25 ٪ VES مع 8 ٪ DTPA ٪ باستخدام 43 ٪ من الزيت األصلي في مكانه بينما 56 هو 1.25 ٪ VES مع . ٪ استخالص نهائي 48 ٪ أعطى 1.25 نا جهاز التصوير بالرنين المغناطيسي عالي الدقة. تم تحضير ي ، استغل على مستوى العينة الصخرية األسطوانية ر ي تصو ال في المائي بأكسيد الديوتيريوم لجعله غير قابل للكشف لجهاز التصوير بالرنين المغناطيسي مع السماح بجمع إشارة الزيت. تم طور ال السائل أمكان تواجد ر ي ( لتصو FSE الزيت في الصخر، وتم استخدام صدى الدوران السريع ) لتحديد كمية T2 استخدام توزيع المكاني ثنائي األبعاد لتحديد أحجام المسام األكثر نضوبًا حيث يوضح احتالل السوائل ثنائي T2 . تم استخدام بصورة ثنائية األبعاد 1.25٪ VES ، 1.25 VES : ءًعلى الريولوجيا والتوتر البيني بنا لالستخالص األبعاد لكل حجم مسام. تم فحص ثالثة خيارات / 8٪ DTPA و ، 1.25 ٪ VES / 4٪ GLDA مع نهائي استخالص أفضل إلى الوصول تم . 4 ٪ GLDA و 1.25 ٪ VES ، وأخيرًا ، 1.25 ٪ VES و 8 ٪ DTPA ٪ مع 39 ٪ من الزيت األصلي في مكانه ، بينما كان أدنى معدل 53 ، والذي كان ٪ انتعاش نهائي. 1.25 .٪ 50 بنسبة النقي VES النبيل في تعزيز استخالص النفط من مكمن متصدع بشكل طبيعي VES ، قمنا بتقييم أداء سائل المستوى الحقلي في محاكاة (. تم استخدام نتائج تقييم السوائل وتوصيف الصخور من مقياس المسام والعناية لبناء نموذج محاكاة الحالة األساسية. بعد NFRs ) مع عوامل خفض التوتر البيني البوليمر غمر ب يمكن أن يتفوق على ال VES . أظهرت النتائج أن حقلية ( لبناء محاكاة CMGSTARS الكيميائي المعزز للنفط الذي طورته مجموعة النمذجة الحاسوبية ) ذلك ، تم استخدام محاكي نمذجة االستخالص ٪ ، في 47 بنسبة المنتجة المياه نسبة ٪ وخفضت 10 ج النفط بنسبة استخرا VES ؛ حسنت NFRs في غمر المائي ( وال SP ) المائي. أخيرًا، أشارت دراسة غمر مرة( مقارنة بال 100 مرتين من حيث الحجم ) التوتر البيني VES نفس الظروف. خفضت ، توفر هذه الدراسة مقارنة الزيت. بشكل عام استخالص له زيادة طفيفة في VES غمر المحاكاة إلى أن تطبيق الغمر المائي بعد المائي غمر ، وال SP غمر ، و VES غمر ت.

English Abstract

The main recovery mechanisms when talking about chemical enhanced oil recovery (CEOR) are mobility control and Interfacial tension (IFT) reduction. Those can be achieved by using polymers and surfactants respectively. Besides the IFT reduction, the surfactants can alter the wettability to a favorable wettability, which enhances the recovery even more. The mathematical models that describe the physics of the IFT reduction and mobility are adequate to some extent. They clearly address the viscous and capillary forces and their role in sweep efficiency and residual oil mobility. However, if we can visualize what happens inside the pore-space, a better understanding will be accomplished and further development for the mathematical models can also be achieved. In this work, a comprehensive fluid evaluation will be done for armovis viscoelastic surfactant (VES), gemini surfactant (GmS), and the combination of VES with chelating agents for their potential in CEOR. The optimized chemical solutions will be further evaluated in their performance for oil recovery. We will utilize micromodels and Magnetic resonance imaging (MRI) techniques to visualize the in-situ wettability dynamics, recovery mechanisms, and dynamic interfacial tension in chemical flooding. The results from the pore scale will be Coupled with the results from the core scale to build a calibrated simulation model using the history matching technique and then scaled up to field scale simulation. The fluid evaluation results included phase behavior, rheology, and spinning drop interfacial tension measurements. Phase behavior has been investigated for visco-elastic surfactant (VES)/Crude oil system and VES /Squalene system to explore the effect of salinity, concentration, and temperature on the volume fraction phases and the solubilization ratios. Equal solubilization for each set was achieved at 75% Seawater (SW) salinity, 1.2% VES concentration, and approximately in the temperature range of 60oC to 150oC. In VES/Squalene system the lowest emulsion value was recorded for every set at 50% SW salinity, 90oC temperature, and 1.25% VES concentration. Also, equal solubilization for each set was achieved at 0.5% and 1.25% VES concentration, and 90oC temperature. However, no equal solubilization was noted for the salinity set. The rheology for pure VES obtained using a rheometer at ambient temperature showed zero shear viscosity of 325 cP, 1101 cP, and 1953 cP for 0.5%, 0.75%, and 1.25% VES respectively with a power-law region between 2 to 50 1/s. chelating agents were proposed to suppress the effect of salinity and maintain the required value to build the viscosity to optimize the amount of VES needed for a successful EOR job. The chelating agents were diethylene triamine penta acetic acid (DTPA) and glutamic acid diacetic acid (GLDA), with different chelating agent concentrations ranging from 2% to 8% for each VES concentration. Rheology results showed that for DTPA, the highest viscosity at the working shear rate of 1 s-1 is 717 cP achieved by 6% DTPA with 1.25% VES. While for GLDA, the highest viscosity at the working shear rate is 738 cP achieved by 8%GLDA with 1.25% VES. On the other hand, the IFT results for GLDA showed the lowest value of 0.0022 mN/m at 4% GLDA with 1.25% VES, and for DTPA the lowest value was 0.0068 mN/m at 8%DTPA with 1.25% VES. A novel locally synthesized Gemini surfactant has shown very good stability and salt tolerance and the potential to be used for CEOR applications. We evaluated its performance for reducing the interfacial tension both in the equilibrium state and dynamic state. The dynamic IFT was evaluated utilizing Taylor’s deformation theory for a moving droplet in the pore space, the results were compared with those obtained from the spinning drop method, which shows 97% accuracy for 1.25% VES, whereas the accuracy decreased to 65% for 0.75 VES and 51% for 0.5% VES. A high range of Gemini concentrations was tested starting from 0.0005% wt to 1% wt. The rheology results show no difference from the seawater rheology. The IFT results show that the IFT is increasing with the increasing concentration and the lowest IFT value of 0.12mN/m was found at 0.0005% wt. while the highest IFT value of 0.84 mN/m for the tested range was found at 0.5% and 1% wt. The microfluidic recovery test was done for the selected best performance in IFT and Rheology for each chelating agent with the pure VES. The ultimate recovery from 4%GLDA with 1.25% VES is 56% out of the original oil in place while 43% using 8%DTPA with 1.25% VES the pure VES at 1.25% gave 48% ultimate recovery. At the core scale visualization, we exploited our novel high-accuracy MRI device. The aqueous phase was prepared with deuterium oxide to make it undetectable to the MRI apparatus while still allowing the oil signal to be collected. The T2 distribution was utilized to quantify the oil in the rock, and the fast spin echo (FSE) was employed to visualize the fluid occupancy in 2D. The 2D spatial T2 was used to determine the most depleted pore sizes as it shows the 2D fluid occupation for each pore size. Three options were examined for recovery based on rheology and IFT: 1.25% VES, 1.25VES/8%DTPA, and 1.25% VES/4%GLDA. The best ultimate recovery was reached with 4%GLDA and 1.25% VES, which was 53% of the original oil in place, while the lowest was 39% with 8%DTPA and 1.25% VES, and lastly, pure VES at 1.25% yielded 50% ultimate recovery. At the field-scale simulation, we evaluated the performance of a noble VES fluid in enhancing the oil recovery from a naturally fractured reservoir (NFRs). Results of fluid evaluation and rock characterization from pore and care scale were utilized to build the base case simulation model. Thereafter, a chemical EOR modeling simulator developed by the computer modeling group (CMG-STARS) was used to build a field-scale simulation. Results showed that VES can outperform the surfactant-polymer (SP) flooding and waterflooding in NFRs; VES improved the oil recovery by 10% and reduced the water cut by 47%, at the same conditions. VES reduced the IFT by two orders of magnitude (100 times) compared to waterflooding. Finally, the simulation study indicated that applying waterflooding after VES flooding has a minor increase in oil recovery. Overall, this study provides a detailed comparison between VES flooding, SP flooding, and conventional waterflooding in NFRs.

Item Type:	Thesis (PhD)
Subjects:	Petroleum > Enhanced Oil Recovery Petroleum > Reservoir Modelling and Simulation Petroleum > Rock and Fluid Properties
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Geosciences
Committee Advisor:	Sultan, Abdullah
Committee Members:	Mahamoud, Mohamed and Patil, Shirish and Singh, Kamaljit
Depositing User:	MOHAMED AHMED (g201407540)
Date Deposited:	02 Aug 2023 11:08
Last Modified:	02 Aug 2023 11:08
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/142462