Effect of salinity contrast between formation water and injected low salinity water on low salinty water flooding in dolostone formation

Other Title (Parallel Title in Other Language of ETD)

ผลกระทบของความแตกต่างของความเค็มระหว่างน้ำในแหล่งกักเก็บและน้ำความเค็มต่ำที่ใช้ในการฉีดอัดที่มีต่อกระบวนการผลิตน้ำมันดิบด้วยการฉีดอัดน้ำความเค็มต่ำในชั้นหินโดโลสโตน

Author

Nuttapol Junput, Faculty of Engineering

Year (A.D.)

2022

Document Type

Thesis

First Advisor

Falan Srisuriyachai

Faculty/College

Faculty of Engineering (คณะวิศวกรรมศาสตร์)

Department (if any)

Department of Mining and Petroleum Engineering (ภาควิชาวิศวกรรมเหมืองแร่และปิโตรเลียม)

Degree Name

Master of Engineering

Degree Level

Master's Degree

Degree Discipline

Georesources and Petroleum Engineering

DOI

10.58837/CHULA.THE.2022.173

Abstract

Low Salinity Waterflooding (LSWF) has gained substantial prominence in current scientific method for oil recovery improvement, owing to its simplicity, cost-effectiveness, and environmental friendliness as an Enhanced Oil Recovery (EOR) technique. Various studies have highlighted the crucial role of injected brine salinity and the concentration of Potential Determining Ions (PDI) in stimulate oil recovery mechanisms. However, the majority of these studies have predominantly concentrated on sandstone reservoirs. In light of the fact that over 50% of hydrocarbon reserves are situated in carbonate reservoirs, this research focuses specifically on dolomite reservoirs to examine the applicability and feasibility of implementing LSWF in such contexts. First, Dolomite powder was treated with crude oil to simulate oil-wet condition and treated samples were tested with different water formulations to identify their capacities in Multi-component Ion Exchange (MIE). The second part was performed onto Silurian dolostone core samples. Results from the first part were then used to select the appropriate water formulation for the core flood experiment. Core flooding experiment was performed to assess the impact of salinity contrast between formation water and injected water on the oil recovery mechanism during low salinity waterflooding in dolomite formations. From this study, the combination effect between calcium ion and sulfate ion yielded benefits in low salinity waterflooding in dolostone formation. This led to the dissolution of magnesium ion while calcium ion was not largely consumed due to the neutralization of positive charges of dolostone surface. Nevertheless, the addition of magnesium ion into the solution enhanced the effectiveness of the solution as magnesium ion could replace calcium ion in calcium carboxylic complex in oil droplets, resulting in more active calcium ion in the system. Based on the core flooding experiment, it was concluded that the presence of calcium, magnesium, and sulfate ions had a combined effect that enhanced the oil recovery mechanism through Multi-component Ion Exchange (MIE). The core flooding experiment demonstrated that the overall process required an adequate amount of calcium ion and sulfate ion to decrease the strength between the adsorbed oil layer and external dolostone surface. The optimal salinity contrast ratio for the injection of low-salinity water into the formation water in this study ranged from 5.64 to 14.10 when the salinity of formation water was 28,196 ppm. This salinity contrast ratio led to an incremental recovery factor (RF) of more than 25% after conventional waterflooding. For a formation water salinity of 56,392 ppm, the ideal salinity contrast ratio was approximately 11.28, resulting in an incremental RF of about 8.6%. Multi-component Ion Exchange (MIE) cannot occur effectively at extremely low or high salinity contrasts, resulting in lower oil production compared to the optimal salinity contrast range. The performance of LSWF was less effective at very high formation water salinity (56,392 ppm) compared to low formation water salinity (28,196 ppm). At very high formation water salinity, the magnitude of improvement or incremental oil recovery was much smaller in all cases. Besides the salinity contrast between formation water and injected water, the magnitude of formation water can be another controlling factor of the process. The ratio of dissolved magnesium ion to consumed calcium ion showed similar results in both high and low salinity of formation water. A moderate ratio of ion replacement (in this study 1.49 and 2.37 for the formation water salinity of 28,196 and 56,392 ppm respectively) occurred at the optimum salinity, resulting in an obvious increment of oil recovery.

Other Abstract (Other language abstract of ETD)

การฉีดอัดน้ำเกลือความเค็มต่ำได้รับความนิยมเป็นอย่างมากในปัจจุบัน ถือเป็นหนึ่งในวิธีการทางวิทยาศาสตร์ในปัจจุบันสำหรับการเพิ่มผลผลิตน้ำมันแบบตติยภูมิเนื่องจากความเรียบง่าย ความคุ้มค่า และเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อม การศึกษาต่างๆก่อนหน้านี้ได้เน้นย้ำถึงบทบาทสำคัญของความเค็มของน้ำเกลือที่ใช้สำหรับฉีดอัดเข้าไปในแหล่งกักเก็บและความเข้มข้นของไอออนที่มีผลต่อการกระตุ้นกลไกในการผลิตน้ำมันดิบ อย่างไรก็ตามการศึกษาส่วนใหญ่มุ่งเน้นที่แหล่งกักเก็บชนิดหินทรายเป็นส่วนใหญ่ จากข้อเท็จจริงที่ว่าปริมาณสำรองไฮโดรคาร์บอนมากกว่า 50 เปอร์เซ็นต์ อยู่ในแหล่งกักเก็บชนิดหินคาร์บอเนต งานวิจัยนี้จึงเน้นศึกษาเฉพาะที่แหล่งกักเก็บชนิดหินโดโลไมต์เพื่อตรวจสอบและประเมินความเป็นไปได้ของการนำเทคนิคการฉีดอัดน้ำเกลือความเค็มต่ำไปใช้ในแหล่งกักเก็บชนิดหินดังกล่าว ในขั้นตอนแรกผงโดโลไมต์จะถูกเคลือบด้วยน้ำมันดิบเพื่อจำลองสภาพความสามารถในการเปียกแบบน้ำมันและทดสอบตัวอย่างนี้ผ่านการกรองไหลผ่านด้วยน้ำเกลือความเค็มต่ำที่มีสูตรน้ำแตกต่างกันเพื่อระบุความสามารถในการแลกเปลี่ยนไอออนหลายประจุของไอออนต่างๆ ส่วนที่สองดำเนินการกับตัวอย่างหินไซลูเรียนโดโลสโตน ผลการทดลองในขั้นตอนแรกจะถูกนำไปใช้เพื่อเลือกสูตรน้ำที่เหมาะสมสำหรับทำการทดสอบด้วยการแทนที่ของไหล โดยการทดสอบด้วยการแทนที่ของไหลจะทำเพื่อประเมินผลกระทบของความแตกต่างของความเค็มระหว่างน้ำในชั้นหินและน้ำที่ใช้ในการฉีดอัดในกลไกการเพิ่มผลผลิตน้ำมันดิบด้วยการฉีดอัดน้ำความเค็มต่ำในชั้นหินโดโลไมต์ จากการศึกษาพบว่าผลของการผสมกันระหว่างแคลเซียมไอออนและซัลเฟตไอออนจะช่วยให้การฉีดอัดน้ำความเค็มต่ำในชั้นหินโดโลสโตนมีประสิทธิภาพ องค์ประกอบของแคลเซียมไอออนและซัลเฟตไอออนจะนำไปสู่การสลายตัวของแมกนีเซียมไอออนในขณะที่แคลเซียมไอออนจะไม่ถูกใช้ไปมากเนื่องจากการทำให้ประจุบวกของพื้นผิวโดโลสโตนเป็นกลางโดยซัลเฟตไอออน อย่างไรก็ตามการเติมแมกนีเซียมไอออนลงในสารละลายจะช่วยเพิ่มประสิทธิภาพของสารละลายเนื่องจากแมกนีเซียมไอออนสามารถแทนที่แคลเซียมไอออนในแคลเซียมคาร์บอกซิลิกคอมเพล็กซ์ในหยดน้ำมันและส่งผลให้แคลเซียมไอออนในระบบทำงานได้ดีมากยิ่งขึ้น จากการทดสอบด้วยการแทนที่ของไหลสรุปได้ว่าการมีอยู่ของแคลเซียม แมกนีเซียม และซัลเฟตไอออนในน้ำเกลือความเค็มต่ำที่ใช้ในการฉีดอัดมีผลร่วมกันที่จะช่วยเพิ่มกลไกการเพิ่มผลผลิตน้ำมันดิบผ่านการแลกเปลี่ยนไอออนหลายประจุของไอออนต่างๆ การทดสอบด้วยการแทนที่ของไหลแสดงให้เห็นว่ากระบวนการโดยรวมต้องการแคลเซียมไอออนและซัลเฟตไอออนในปริมาณที่เพียงพอเพื่อลดความแข็งแรงระหว่างชั้นน้ำมันที่ถูกดูดซับกับพื้นผิวภายนอกของโดโลสโตน อัตราส่วนของความแตกต่างของความเค็มที่เหมาะสมที่สุดสำหรับการฉีดอัดน้ำความเค็มต่ำเข้าไปในชั้นหินในการศึกษานี้อยู่ในช่วงตั้งแต่ 5.64 ถึง 14.10 เมื่อความเค็มของน้ำในชั้นหินมีค่า 28,196 ส่วนในล้านส่วน อัตราส่วนของความแตกต่างของความเค็มนี้นำไปสู่ปัจจัยการเพิ่มผลผลิตน้ำมันที่เพิ่มขึ้นมากกว่า 25 เปอร์เซ็นต์ หลังจากการฉีดอัดด้วยน้ำที่ผลิตได้จากแหล่งกักเก็บ สำหรับค่าความเค็มของน้ำในชั้นหินที่มีค่าความเค็ม 56,392 ส่วนในล้านส่วน อัตราส่วนของความแตกต่างของความเค็มในอุดมคติคือประมาณ 11.28 ส่งผลให้ปัจจัยการเพิ่มผลผลิตน้ำมันดิบเพิ่มขึ้นประมาณ 8.6 เปอร์เซ็นต์ การแลกเปลี่ยนไอออนหลายประจุของไอออนต่างๆ ไม่สามารถเกิดขึ้นได้อย่างมีประสิทธิภาพที่อัตราส่วนของความแตกต่างของความเค็มต่ำมากหรือสูงมากส่งผลให้การผลิตน้ำมันดิบลดลงเมื่อเทียบกับช่วงอัตราส่วนของความแตกต่างของความเค็มที่เหมาะสมที่สุด ประสิทธิภาพของการฉีดอัดน้ำเกลือความเค็มต่ำมีประสิทธิภาพน้อยกว่าที่ความเค็มของน้ำในชั้นหินมีค่าความเค็มที่สูงมาก (56,392 ส่วนในล้านส่วน) เมื่อเทียบกับชั้นหินที่มีความเค็มของน้ำในชั้นหินที่มีความเค็มต่ำ (28,196 ส่วนในล้านส่วน) ที่ในชั้นหินที่มีค่าความเค็มของน้ำในชั้นหินที่สูงมากการเพิ่มขึ้นของปัจจัยการเพิ่มผลผลิตน้ำมันจะน้อยกว่าในชั้นหินที่มีค่าความเค็มของน้ำในชั้นหินที่ต่ำในทุกกรณี นอกจากอัตราส่วนของความแตกต่างของความเค็มระหว่างน้ำในชั้นหินและน้ำที่ใช้สำหรับฉีดอัดเข้าไปแล้วระดับความเค็มของน้ำในชั้นหินเป็นอีกปัจจัยหนึ่งที่ควบคุมกระบวนการเพิ่มผลผลิตน้ำมันด้วยวิธีการนี้ อัตราส่วนของแมกนีเซียมไอออนที่ละลายต่อแคลเซียมไอออนที่ใช้แสดงผลลัพธ์ที่คล้ายคลึงกันทั้งในแหล่งกักเก็บที่มีความเค็มของน้ำในชั้นหินที่มีความเค็มสูงและต่ำ อัตราส่วนรับดับปานกลางของการแทนที่ไอออน (ในการศึกษานี้ที่ 1.49 และ 2.37 สำหรับความเค็มของน้ำในชั้นหินที่ 28,196 และ 56,392 ส่วนในล้านส่วนตามลำดับ) เกิดขึ้นที่ความเค็มที่เหมาะสมส่งผลให้การเพิ่มขึ้นของผลผลิตน้ำมันดิบเพิ่มขึ้นอย่างเห็นได้ชัด

Creative Commons License

This work is licensed under a Creative Commons Attribution-NonCommercial-No Derivative Works 4.0 International License.

Recommended Citation

Junput, Nuttapol, "Effect of salinity contrast between formation water and injected low salinity water on low salinty water flooding in dolostone formation" (2022). Chulalongkorn University Theses and Dissertations (Chula ETD). 5884.
https://digital.car.chula.ac.th/chulaetd/5884