Investigation of chemical enhanced oil recovery core flooding processes with special focus on rock-fluid interactions

Födisch, Hendrik GND

Chemical Enhanced Oil Recovery (cEOR) methods have been established since several decades. Despite the continuous research and development challenging reservoir with temperature above 80°C and salinities of more than 100 g/l cannot be targeted commercially yet. During the course of this work these high salinity and high temperature cEOR processes were investigated. It was discovered that combinations of anionic, cationic and non-ionic surfactant systems can be used under these conditions. The focus during the initial phase was lain on a carbonate formation, which poses harsh reservoir conditions at 110°C and 234 g/l salinity. At a later stage a sandstone field was focussed on, with its reservoir properties of 80°C and 48.5 g/l salinity. These less harsh conditions allowed for a wider range of surfactant systems to be tested for EOR purposes. At first, prior to core flooding evaluations a micromodel screening was performed for each surfactant system supplied. During the screening 40 different surfactant solutions were tested for their oil recovering potential against the reservoir dead oil in order to find the most suitable candidate for the following core flooding evaluation. By this method, the number of solutions to be tested in time consuming core floods was reduced down to one solution per individual surfactant system. A significant number of surfactant solutions reach ultra low interfacial tension (IFT) values in phase behavior tests, but only few cases could solubilize and recover significant remaining oil from the micromodel. The potential of microfluidics was proven for surfactant EOR with the visual access gained to the displacment process. In combination with the low oil volume required for this part of the screening, the micromodel experiments could be performed quick and reliable. Hereby it could be seen that surfactant solution in micromodels performed worst when significant amounts of oil were solubilized inside the aqueous phase during the phase behavior tests and performed best when the aqueous phase was most translucent. This came into play in cases when the phase behavior tests were inconclusive or could not be interpreted properly even when a Windsor III type microemulsion was present. Second, the chosen candidates for core flooding investigation were brought to the test utilizing the designated core flooding experimental setup. This setup was constructed, tested and optimized for minimal dead volume and corrosion resistivity at high temperature and high salinity conditions. More than 30 single- and multiphase core flooding experiments were performed in order to determine the oil recovery potential for EOR applications and the investigation of the injectivity, retention/adsorption and chromatographic effects of surfactant solutions. Finally, spontaneous imbibition experiments and rheological characterization were performed, supplemented by the investigation of oil-surfactant emulsion properties. Ultimately, the high adsorption rates observed of the tested surfactants lead to suboptimal results in terms of oil recovery for both the Carbonate and Sandstone case. The adsorption could be reduced by performing the experiments at higher pH levels of 10 instead of 7. In combination with polymer injection, preferably as part of the same slug, the shown performance at pH 10 was improved significantly. As expected the combination of surfactant-polymer injection performs better than surfactant or polymer EOR as a single application.

Tertiäre Erdölförderung mittels chemischer Methoden (cEOR) finden seit Jahrzehnten Anwendung. Trotz der ständigen Forschung und Verbesserung der Chemikalien ist es noch nicht möglich alle Lagerstättentypen erfolgreich weiter auszubeuten. Temperaturen von über 80°C und Salinitäten von mehr als 100 g/l stellen immernoch eine kommerzielle Hürde dar. Während dieser Arbeit sind diese hochtemperatur und hochsalinaren Prozesse weiter untersucht worden. Es konnte bestätigt werden, dass Kombinationen von anionischen, cationischen und nicht ionischen Tensiden (Surfactants) in der Lage sind auch und solchen Bedingungen angewendet zu werden. Der Fokus lag zunächst auf einer Karbonat Formation mit Bedingungen von 110°C und 234 g/l. Später wurde auch eine Sandstein Lagerstätte mit leichteren Bedingungen untersucht. Hier lag die Temperatur bei 80°C und die Salinität bei 48.5 g/l, wodurch sich die Gruppe anwendbaren Tenside vergrößerte. Zunächst wurden die Tenside im Rahmen der Screening Prozedur in Mikromodellen untersucht. Insgesamt wurden 40 verschiedene Tensidlösungen getestet, um die besten Kandidaten zu identifizieren, für die nachfolgende Kernflut Untersuchung. Durch die Anwendung der Mikrofluidik konnte die Anzahl der Zeit und Ressourcen intensiven Kernflutversuche signifikant reduziert werden auf 1 Lösung pro Tensid System. Die Auswahl wurde durch den visuellen Zugang, welche die Mikromodelle auf den Verdrängungsprozess bieten, ermöglicht. Hierbei konnten bereits frühzeitig Lösungen ausgeschlossen werden, welche zwar niedrige Grenzflächenspannungen versprachen, allerdings im porösen Medium des Mikromodells nur einen geringen Entölungsgrad erreichten. Unterschiedlich Emulsionstypen konnten identifiziert werden. Daraufhin konnten die ausgewählten Kandidaten in der für cEOR Experimente gebauten und optimierten Kernflutanlage in ein Phasen- und Zweiphasen Versuchen injieziert werden. Dabei wurde der Entölungsgrad bestimmt, sowie die Injektivität, Adsorption und Chromatographische Effekte beurteilt. Die rheologische Untersuchung der sich bildenden Emulsionen und Imbibitions Tests schlossen zunächst die Beurteilung der Lösungen ab. Da beim eingestellten pH Wert von 7 hohe Adsorption zu erkennen war, und daraus resultierend die meisten Lösungen suboptimale Ergebnisse erzielten, wurde das Screening Programm erneut durchlaufen und die Lösungen optimiert. Um die Adsorption zu minimieren, wurde der pH Wert auf 10 erhöht. Daraufhin konnten in Verbindung mit der Injektion von Polymeren der Entölungsgrad signifikant gesteigert werden.

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Födisch, Hendrik: Investigation of chemical enhanced oil recovery core flooding processes with special focus on rock-fluid interactions. 2019.

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