Smart water displacement - an alternative enhanced oil recovery technique

Abstract

Bu çalışmanın amacı akıllı su ötelemesinin petrol kurtarımına olan etkisini incelemektir. Su örnekleri petrol kurtarımında etkili olduğu kanıtlanan numulerin özellikleri dikkate alınarak hazırlanmıştır. Bu su örneklerinin kayaç ıslanırlığına olan etkisi modifiye edilmiş flotasyon test yöntemi kullanılarak gözlemlenmiştir. Su tuzluluğunu değiştirmenin petrol ve su arasındaki yüzey gerilimine olan etkisi tansiometrelerle gözlemlenmiştir. Doğal imbibisyon ve akış deneylerinde kullanılan sıvılar ıslanırlık ve yüzey gerilimi ölçümlerinden çıkan sonuçlar dikkate alınarak hazırlanmıştır. Akış video kamera ile görselleştirilmiş ve ayrıca akış deneyi sırasında bilgisayar tomografisi uygulanmıştır.Sonuçlar, sülfat iyonunun iki değerlikli katyonlarla birlikte az tuzlu suda kullanılmasının karbonatların su ile olan ıslanırlığını ve ayrıca iki değerlikli katyonların tuzlu sudan çıkarılmasının kil miktarı az olan kumtaşının su ile olan ıslanırlığını formasyon suyu kullanılarak elde edilen ıslanırlıklara kıyasla artırdığını göstermiştir. Karbonat için yüksek su ıslanırlığı sülfat konsantrasyonu artırarak düşük sıcaklıkta da elde edilmiştir. Doğal imbibisyondaki gelişim su ve pertol arasındaki yüzey geriliminin görselleştirilen akış deneyinde de etkili olduğu kanıtlanan yüzey etkinleştirici kullanma ve suyun tuzluluğunu azaltma işlemleri ile düşürülmesiyle elde edilmiştir. Bilgisayar tomografi kullanımını içeren akış deneyinde, karot örneğini doyurmakta kullanılan yüksek tuzlu suyun önceden enjekte edilmeyerek iki değerlikli katyonları içeren sülfatlı suyun direkt kullanılmasının daha çok petrol üretimine yol açtığı gözlemlenmiştir.

The aim of this study is to investigate the effect of smart water displacement on oil recovery. The brine samples were prepared considering the characteristics of the samples proved to be effective in oil recovery. The effect of these brine samples on rock wettability was observed using Modified Flotation Test (MFT) procedure. The effect of changing brine salinity on interfacial tension between brine and oil samples was observed using interfacial tension meter and ring tensiometer. Liquids used in spontaneous imbibition and coreflooding experiments were determined considering the results of wettability and interfacial tension measurements. Flow was visualized under video camera and computer tomography (CT) was applied during the coreflooding experiments.The results indicate that using sulfate ion with divalent cations, Ca2+ and Mg2+ in low saline brine increases water wettability for carbonates and removing divalent cations from the brine samples increases water wettability for sandstones poor in clay content in comparison to wettability obtained with formation brine sample utilization. High water wettability can be achieved for carbonates even at low temperatures increasing the sulfate concentration. Improvement in spontaneous imbibition into the rock sample can be achieved decreasing the interfacial tension between brine oil using surfactant or decreasing the salinity of the brine sample, proved to be also effective in the core floooding experiment including flow visualization. In the core flooding experiment including the application of CT, it was observed that direct utilization of sulfated brine including divalent cations without injecting the high saline brine used to saturate the core sample previously resulted in more oil production.