Experimental Evaluation of Oil Recovery from Carbonate Rocks by Gemini Surfactants. PhD thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF Kalazani_PhD_Dissertation_V5.pdf Restricted to Repository staff only until 4 June 2025. Download (5MB)

Arabic Abstract

يُعد حقن المواد الخافضة للتوتر السطحي في مكامن الهيدروكربون طريقة مجربة لتعزيز استخلاص النفط، بسبب قدرتها على تقليل التوتر السطحي بين النفط والماء وربما تغيير قابلية بلل الصخور. ومع ذلك، فإن الظروف الصعبة في خزانات الكربونات، مثل ارتفاع درجة الحرارة والملوحة، تمثل مشكلات تتعلق باستقرار المواد الخافضة للتوتر السطحي. ولمعالجة هذه المشكلة، تم تطوير سلسلة من المواد الخافضة للتوتر السطحي كاتيونية الأمونيوم الرباعية الإيثوكسيلية محلياً، وهي مصممة خصيصًا للملوحة العالية ودرجة الحرارة العالية. على الرغم من التقييم الشامل الذي يوضح أدائها المتفوق، إلا أن فعاليتها في استخلاص الزيت لا تزال غير مستكشفة. يسد هذا البحث هذه الفجوة من خلال دراسة أداء استخلاص الزيت عبر إحدى هذه المواد (GS8)، والتي خطوة حاسمة في تقدم عملية استخلاص النفط المعزز. يقوم هذا العمل البحثي بتقييم فعالية استخلاص الزيت من مادة خافضة للتوتر السطحي مُصنَّعة داخليًا من خلال تجارب حقن عينات الصخور خلال خمس مراحل. تحاكي هذه التجارب الظروف القاسية النموذجية لمكامن الكربونات، مع درجات حرارة تصل إلى 100 درجة مئوية، وضغوط تتجاوز 3000 رطل لكل بوصة مربعة (psi)، ومستويات ملوحة تمثل مياه التكوين ومياه البحر في الشرق الأوسط. تم استخدام عينات الصخور، المعتقة في النفط الخام عند تشبع الماء غير القابل للاختزال لمدة ثلاثة أسابيع تقريبًا عند 100 درجة مئوية. تم الحفاظ على تركيز الفاعل بالسطح باستمرار عند 2500 جزء في المليون (ppm) في جميع التجارب. تم استخدام التحليل اللوني السائل عالي الأداء لتقييم تركيز الفاعل بالسطح في السوائل المنتجة خلال التجارب، مما يعطي انطباع عن الإحتفاظ الديناميكي. تضمنت المرحلة الأولى من هذا البحث عمل مقارنة بين أداء خافض للتوتر السطحي الجوزائي الكاتيوني رباعي الأمونيوم أحادي العنصر (GS8) أو خافض للتوتر السطحي زويتيريوني من نوع البيتين (ZIS)، وكلاهما تم تصنيعهما محلياً. تم حقن أي من المادتين بعد تذويبهما في عينة من ماء البحر إلى عينات الصخور بعد حقن ماء البحر. أثبتت نتائج هذه المرحلة مدى فعالية أي من هتين المادتين في تعزيز وزيادة الإنتاج بدون الحاجة إلى أي عناصر مساعدة. أظهرت النتائج أيضاً مشتوى متدني من الاحتجاز الديناميكي لأي من هاتين المادتين. في المرحلة الثانية تم اختبار الوقت اللازم لخافض التوتر السطحي الجوزائي الكاتيوني رباعي الأمونيوم أحادي العنصر (GS) في تغيير خاصية البلل عند حقنه بعد ماء البحر عن طريق اختبار معدلات حقن مختلفة. أظهرت النتائج تزايد في نسبة الإنتاج مع زيادة معدلات الحقن 0.10، 0.25، و0.50 سم3/دقيقة والتي انخفضت عند معدل حقن 1.00 سم3/دقيقة. على العكس من ذلك، كانت نسبة الإنتاج باستخدام GS أعلى عند اختبار أقل معدلات الحقن (0.10 و0.25 سم3/دقيقة)، مما يشير إلى توفر الوقت الكافي لتغيير قابلية التبلل بوساطة الـ GS. ومع ذلك، فإن معدلات الحقن الأبطأ ترتبط بارتفاع الاحتجاز الديناميكي، مما يعني وجود مفاضلة بين الاستخلاص العالي للنفط وتقليل الاحتجاز الديناميكي عند استخدام الـ GS. تعرض المرحلة الثالثة نتائج ثلاث تجارب أساسية على عينات أساسية من الحجر الجيري غير المتجانسة ذات نفاذية متفاوتة. وأظهرت النتائج أن أعلى نسبة انتاج كانت في الصخور ذات النفاذية المنخفضة سواءً باستخدام ماء البحر أو محلول الـ GS. أكد تحليل الرنين المغناطيسي النووي (NMR) هذه النتائج، حيث يشير تحليل النفايات السائلة إلى الاحتفاظ الديناميكي الأعلى في أدنى نفاذية وأدنى في الصخور الأعلى نفاذية. يشير استخدام NMR إلى أن أداء الـ GS واحتجازه الديناميكي يتأثران بمقدار المساحة السطحية لحبيبات الصخر، بحيث كلما زادت هذه المساحة زادت قدرة الـ GS على تغيير خاصية البلل للصخرة، والتي تتناسب عكسياً مع نفاذية الصخور. تعرض المرحلة الرابعة تجارب على عينات الصخور الكربونية من نتوءات في المملكة العربية السعودية. أدى الحقن المستمر بمياه البحر، الذي أعقبه حقن مستمر بمحلول الـ GS المذاب في مياه البحر، إلى زيادة في انتاج الزيت والذي يعزى إلى تغير قابلية البلل بواسطة الـ GS. أكدت اختبارات NMR وتحليل السوائل المنتجة هذه النتائج، مع وقوع الاحتجاز الديناميكي ضمن نطاق مقبول. وأخيرًا، تضمنت المرحلة الخامسة أربع تجارب أساسية، تتضمن كل منها حقن العينات بمياه البحر متبوعة بالحقن المستمر لمحلول كيميائي. تم اختبار محاليل مختلفة، بما في ذلك الـ GS المذاب في مياه البحر، الـ GS المذاب مياه البحر المخففة، والـ GS المذاب في مياه البحر مع 1٪ بالوزن DTPA، والـ GS المذاب في مياه البحر مع 300 جزء في المليون من الميثيلين الأزرق. أدى الحقن المستمر للـ GS المذاب في مياه البحر إلى زيادة الإنتاج بمعدل 23% من الزيت المتبقي في الصخر، مع اختزال ديناميكي بحوالي 0.37 ملجم/جم من الصخر. بينما أدى الغمر الكيميائي ب الـ GS المذاب في ماء البحر المخفف إلى استخلاص إضافي للنفط بنسبة 26.3%، مع اختزال ديناميكي بحوالي 0.35 ملغم/جم من الصخر. نتج عن أدى دمج DTPA مع الـ GS إلى أكبر نسبة انتاج بين جميع المحايل المختبرة؛ حيث نتج عن ذلك نسبة انتاج بحوالي 37%، مع اختزال ديناميكي بحوالي 0.41 ملجم/جم من الصخر. في المقابل، ادت إضافة الميثيلين الأزرق مع الـ GS إلى إبطاء عملية الانتاج، والذي تطلّب كمية أكبر من المحلول الكيميائي. تؤكد هذه المرحلة على التأثيرات التآزرية للجمع بين الـ GS مع إضافات أو طرق أخرى لتحسين استخلاص الزيت مع موازنة الاحتجاز الديناميكي للـ GS.

English Abstract

Surfactant injection into hydrocarbon reservoirs is a proven method for enhanced oil recovery, leveraging its ability to reduce interfacial tension between oil and water and potentially alter rock wettability. However, challenging conditions in carbonate reservoirs, like high temperature and salinity, present stability issues for surfactants. To tackle this, a series of ethoxylated quaternary ammonium cationic Gemini surfactants has been developed in-house, tailored for high salinity and temperature. Despite extensive evaluation demonstrating their superior performance, their oil recovery efficacy remains unexplored. This research fills this gap by investigating the oil recovery performance of one of these surfactants (GS8), a critical step in enhanced oil recovery advancement. This research work evaluates the oil recovery efficacy of an internally synthesized surfactant through coreflooding experiments across five phases. These experiments simulate harsh conditions typical of carbonate reservoirs, with temperatures of 100°C, pressures exceeding 3000 psi, and salinity levels representative of formation water and seawater in the Middle East (i.e., seawater and formation water salinities of more than 57,000 and 213,000 ppm, respectively). Rock samples, aged in crude oil at their irreducible water saturation for nearly three weeks at 100°C, were used. The surfactant concentration was consistently maintained at 2500 ppm in all experiments. High-performance liquid chromatography was employed to assess surfactant concentration in the produced effluent, providing insight into dynamic retention. In the initial phase, the study compared the performance of internally synthesized single-component ethoxylated quaternary ammonium cationic Gemini surfactants (GS) and betaine-type zwitterionic surfactants (ZIS), where five coreflooding experiments were conducted using Indiana limestone samples. When injected post-seawater flooding, both surfactants achieved approximately 11–12% recovery of initial oil in the core (OOIP) without the need for additional cosolvents or cosurfactants, a departure from previous formulations. This enhancement primarily resulted from wettability alteration from oil-wet to intermediate-wet conditions, supported by contact angle and oil/water interfacial tension measurements. Introducing a one-pore-volume slug of standard acrylamide copolymer at 2000 ppm between seawater and surfactant floods increased oil recovery to around 16–17% OOIP for both surfactants. Effluent analysis showed surfactant dynamic retention values of 0.44 and 0.61 mg/g-rock for GS and ZIS, respectively, indicating their high efficiency for enhanced oil recovery in carbonate reservoirs. In the subsequent phase, four coreflooding experiments were conducted on Indiana limestone cores at specific injection rates (0.10, 0.25, 0.50, and 1.00 cc/min). Each experiment involved continuous seawater flooding followed by continuous flooding with solution of the Gemini surfactant in seawater. The recovery factor by surfactant flooding was higher at lower injection rates (0.10 and 0.25 cc/min), indicating sufficient time for surfactant-mediated wettability alteration and oil mobilization, with 0.25 cc/min being the optimum rate tested. However, slower injection rates correlated with higher dynamic retention, implying a trade-off between high oil recovery, and minimizing dynamic retention when injecting the Gemini surfactant. The third phase presents findings from three coreflooding experiments on heterogeneous Indian limestone core samples with varying permeabilities. Results showed the highest recovery factor in low-permeability rocks and the lowest in high-permeability rocks for both seawater and surfactant floods. Surfactant floods led to additional recoveries of 31%, 23%, and 19% for low (10 mD), medium (100 mD), and high-permeability (>1,000 mD) samples, respectively. Nuclear magnetic resonance (NMR) analysis confirmed these results, with effluent analysis indicating dynamic retention highest in the lowest permeability and lowest in the highest permeability rock. NMR analysis suggested that surfactant performance and dynamic retention were influenced by the larger surface area of low-permeability rocks, facilitating increased surfactant contact. The fourth phase showcases one coreflooding experiment on carbonate plug obtained from a Saudi Arabian outcrop. Continuous seawater flooding, followed by continuous flooding a solution of an in-house-designed cationic Gemini surfactant dissolved in seawater, resulted in additional oil recovery attributed to wettability alteration by the surfactant. The calculated dynamic retention fell within an acceptable range for surfactant dynamic retention. Static adsorption tests demonstrated increased adsorption with higher surfactant concentration, showcasing the applicability and effectiveness of the surfactant on local carbonate rocks. Lastly, in the fifth phase, four coreflooding experiments tested various solutions, including a Gemini surfactant in seawater, a Gemini surfactant in ten-times diluted seawater, a Gemini surfactant in seawater with 1 wt% DTPA, and a Gemini surfactant in seawater with 300 ppm methylene blue. Continuous injection of GS surfactant in seawater resulted in an additional oil recovery of around 23% OOIP, with a dynamic retention of 0.37 mg/g-rock. Chemical flooding with GS/LowSal water yielded 26.3% OOIP extra oil recovery, with a dynamic retention of 0.35 mg/g-rock. Incorporating DTPA into the recovery process led to the largest additional oil recovery among all tested solutions, approximately 37% OOIP, with a dynamic retention of 0.41 mg/g-rock. However, adding methylene blue with the GS slowed down the recovery process, requiring a larger volume of chemical solution. This phase underscores the synergistic effects of combining the cationic Gemini surfactant with other additives or methods to optimize oil recovery while balancing surfactant retention.

Item Type:	Thesis (PhD)
Subjects:	Research Petroleum Petroleum > Reservoir Engineering and Management Petroleum > Enhanced Oil Recovery
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Abu-Khamsin, Sidqi A.
Committee Members:	Patil, Shirish and Mahmoud, Mohamed and Al-Shalabi, Emad W.
Depositing User:	KHALED HUSSEIN AL-AZANI (g201080760)
Date Deposited:	04 Jun 2024 07:50
Last Modified:	04 Jun 2024 07:50
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/142874