Experimental investigation of sulfate-modified water and polymer flooding for enhanced oil recovery

Tahir, Muhammad GND

Modified/smart water flooding is a low-cost enhanced oil recovery (EOR) technique that works through the manipulation of injected water chemistry to disturb the established ionic equilibrium in a reservoir system. Chemical manipulation is achieved by the addition/removal of active/non-active ions, respectively. Added active ions are known as potential determining ions (PDI) while removed non-active ions are known as non-potential determining ions (non-PDI). The focus of this study is to investigate the role of sulfate ions as PDI to select an optimum injection scheme and initiation time. This work investigates the combination of two EOR methods (also known as the hybrid method)—modified water flooding in the secondary mode and low-concentration polymer flooding in the tertiary mode—to enhance the capability of the flooding process. Modified water triggered fluid-fluid and rock-fluid interactions, and follow-up polymer flood improved the macroscopic sweep efficiency due to a favourable displacement mobility ratio. Hence, the hybrid EOR method is expected to be low-cost (as low polymer concentrations are required) and to provide the combined benefits of both EOR processes. This research work is focusing on experimental work. Evaluations were performed through comprehensive laboratory evaluations that included measurements of rheological behaviour, contact angle, interfacial tension, oil drop snap-off volume, and wettability alteration. Furthermore, the synergetic effects of modified water and polymer flooding were defined by flooding experiments using two types of micromodels with modified-wettability and complemented with core flooding in Bentheimer outcrops. The objective of the study is to investigate whether the main recovery mechanism should be rock-fluid interaction, fluid-fluid interaction, or a combination of both as a potential lead. Synthetic seawater (SSW) was used as the benchmark. Brine optimization was performed by tuning the brine salinity and concentration of the sulfate, by either diluting the brine to achieve total dissolved solids of around 5g/L or maintaining the salinity of the SSW. Further, two types of formation brine (SSW, 2*SSW) were used to compare the impact and significance of the presence of divalent cations (the hardness contrast between the injection and formation brine). Subsequently, to investigate wettability alteration, Bentheimer core plugs and glass-silicon-glass micromodels were used as porous media for flooding experiments and to cross-validate the results. Three-week and six-week aging of core plugs were considered to establish the attachment of oil polar compounds resulting in mixed-wet and oil-wet core plugs. Similarly, oil-wet, complex/mix-wet, and water-wet micromodels were used for oil recovery comparison. Brine floods were performed as the secondary mode and polymer flooding as the tertiary mode to optimize the synergies and benefits of the hybrid EOR techniques. In addition, single-phase core-flooding experiments were performed to investigate the role of sulfates, salinity, and hardness for the polymer viscoelastic properties. Oil recovery from core plugs was mainly obtained by alteration of the local wettability to water-wet, which resulted from strong rock-fluid interaction as well as fluid-fluid interaction at the fluid interface. However, the recovery factor from the oil-wet/mixed-wet micromodel was achieved only through fluid-fluid interaction. The main reason for this is that the oil-wetting condition in the micromodel was achieved by the chemisorption of fluorinated silane at the matrix structure, which made it impossible for the modified water to promote a change of the micromodel’s wettability to a water-wet state. Oil recovered from the two porous media approaches support the finding that wettability and fluid-fluid interactions result in more oil recovery when the injected brine is spiked with sulfate than SSW alone. Oil recovery comparison of oil-wet/mixed-wet with water-wet micromodels demonstrates that an initial oil-wetting condition is a basic requirement for the success of modified water flooding. Moreover, comparing data on the wettability alteration of core plugs and micromodels shows this recovery mechanism dominates over fluid-fluid interfacial interaction. Further, polymer flooding after modified water injection produced significantly higher recovery compared to the seawater base brine combined with polymer flooding. According to the single-phase polymer flooding data, the presence of sulfate increased polymer sensitivity to mechanical degradation. Further, polymer spiked with sulfate had higher pressure in two-phase polymer flooding due to the interfacial ionic layer developed between the pre-flushed brine and dead oil. Finally, a brief exercise evaluating the economic scenario of the project showed that sulfate-modified brine is a cost-effective process based on oil recovery.

Wasserfluten gehört zu den Standardverfahren bei der Ölgewinnung. Hierbei wird produziertes Lagerstättenwasser genutzt welches hohe Salzkonzentrationen besitzt. Der Einfluss der im Wasser gelösten Ionen auf den Verdrängungsprozess ist Gegenstand der aktuellen Forschung. Wasserfluten mit chemisch modifiziertem Wasser ist eine verhältnismassig kosteneffektive EOR-Methode bei der die chemische Zusammensetzung des injizierten Salzwassers verändert wird. Hierdurch wird das Gleichgewicht der Ionen im Reservoir verändert. Bei der chemischen Manipulation werden die Konzentrationen von aktiven und passiven Ionen verändert. Aktive Ionen werden als potentialbestimmende Ionen bezeichnet (PDI). Diese Arbeit untersucht den Einfluss von Sulfat-Ionen um den optimalen Injektionszeitpunkt und ein passendes Injektionsschema zu ermitteln. Es wird eine Kombination aus zwei EOR-Methoden (Hybridmethode) genutzt. (1) Wasserfluten mit modifizierter Ionenkonzentration im sekundären Modus und (2) Polymerfluten mit geringer Konzentration im tertiären Modus. Das modifizierte Injektionswasser verändert die Wechselwirkungen zwischen den Fluiden sowie zwischen Fluid und Gestein. Anschließendes Polymerfluten optimiert die makroskopische Verdrängung von Öl durch eine stabilisierte Verdrängungsfront. Es wird erwartet, dass eine Hybridmethode kosteneffektiv ist (geringe Polymerkonzentration) und die mikroskopischen und makroskopischen Effekte beider Methoden kombiniert werden. Der Fokus dieser Forschungsarbeit liegt auf experimentellen Untersuchungen. Die Laboruntersuchungen beinhalten rheologische Messungen, Kontaktwinkel-Messungen, Grenzflächenspannung, dynamische Grenzflächenspannung sowie die Veränderung der Benetzbarkeit. Des Weiteren wurden Synergieeffekte zwischen modifiziertem Wasserfluten und Polymerfluten untersucht. Hierfür wurden Flutversuche in Mikromodellen mit zwei unterschiedlichen porösen Strukturen sowie unterschiedlicher Benetzbarkeit durchgeführt. Abschließend wurden Kernflutversuche in Bentheimer Sandstein durchgeführt. Das Ziel dieser Untersuchung ist die Klärung ob der Verdrängungsmechanismus auf Wechselwirkung zwischen den Fluiden, zwischen Fluid und Gestein oder auf einer Kombination basiert. Als Standard dienen Flutversuche mit synthetischem Meerwasser (SSW). Durch Veränderung der Salinität und durch Zugabe von Sulfat-Ionen wurde die Zusammensetzung der Salzlösung modifiziert. Zwei Salzlösungen mit unterschiedlicher Salinität wurden eingesetzt (SSW, 2*SSW) um den Einfluss divalenter Ionen auf den Gewinnungsprozess zu untersuchen (unterschiedliche Härte zwischen Injektionslösung und Reservoir-Lösung). Anschließend wurde die Benetzbarkeitsänderung untersucht. Hierfür wurden Flutversuche in Bentheimer Sandsteinkernen und Glass-Silizium-Glass Mikromodellen durchgeführt. Die Gesteinskerne wurden für drei bzw. sechs Wochen gealtert, um die Adsorption polarer Ölkomponenten auf der Gesteinsoberfläche sicherzustellen. Die Gesteinskerne besaßen somit gemischte Benetzbarkeit bzw. waren ölbenetzend. Zum Vergleich wurden die Mikrodelle modifiziert um ölbenetzende, gemischt benetzende und wasserbenetzende Oberflächen zu erhalten. Salzwasserfluten im sekundären- und Polymerfluten im tertiären Modus wurden durchgeführt. Zusätzlich wurden Einphasen-Versuche vorgenommen um den Einfluss von Salinität, Härtegrad und Sulfat-Gehalt zu untersuchen. Die zusätzliche Ölausbeute war Folge der Änderung der lokalen Benetzbarkeit von ölbenetzend hin zu wasserbenetzend. Dies war eine Folge starker Gestein-Fluid Wechselwirkungen, sowie Fluid-Fluid Wechselwirkungen. Jedoch, im Mikromodell war die Ölgewinnung eine Folge von Fluid-Fluid Wechselwirkungen. Dieser Unterschied rührt aus der Tatsache, dass die ölbenetzende Eigenschaft des Mikromodells durch Chemisorption flourinierter Silane erzeugt wurde und somit keine Änderung der Benetzbarkeit während des Experiments möglich war. Die Ergebnisse unterstützen die Annahme, dass die Injektion einer mit Sulfaten versetzter Salzlösung zu einer Änderung der Benetzbarkeit sowie Fluid-Fluid Wechselwirkungen führt. Als Folge wird eine zusätzliche Ölgewinnung beobachtet. Ölbenetzende Eigenschaften des porösen Mediums sind hierfür eine grundlegende Voraussetzung. Der Vergleich von Gesteinskernen und Mikromodellen macht deutlich, dass die Änderung der Benetzbarkeit der dominierende Mechanismus ist. Des Weiteren führte das Polymerfluten im Anschluss an das Wasserfluten mit Sulfat dotierter Salzlösung zu einer deutlich höheren Ausbeute im Vergleich zum Benchmark. Einphasenversuche zeigten, dass die Präsenz von Sulfat-Ionen mechanische Degradation des Polymers verstärkt. Des Weiteren führte der Einsatz von Sulfat-Ionen zu einem erhöhten Differenzialdruck beim anschließenden Polymerfluten. Diese Beobachtung wird auf Ionen-Wechselwirkungen an der Grenzfläche zwischen der Salzlösung und dem Öl zurückgeführt. Abschließend zeigte eine vereinfachte ökonomische Bewertung, dass Wasserfluten eine kosteneffektive EOR Methode ist.

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Tahir, Muhammad: Experimental investigation of sulfate-modified water and polymer flooding for enhanced oil recovery. 2020.

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