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The Effect of Microemulsion Type in Surfactant-Polymer Retention On Low Salinity Condition : 마이크로애멀젼 TYPE에 따른 저염수 유전에서의 계면활성제와 폴리머 주입시 손실 영향 분석 원문보기

  • 저자

    RatnaWidyaningsih

  • 학위수여기관

    SEJONG UNIVERSITY, DEPARTMENT OF ENERGY & MINERAL RESOURCES ENGINEERING

  • 학위구분

    국내석사

  • 학과

    에너지자원공학과 Petroleum Engineering

  • 지도교수

    Wisup Bae

  • 발행년도

    2014

  • 총페이지

    160

  • 키워드

    Low salinity surfactant polymer chemical losses adsorption phase trapping precipitation microemulsion;

  • 언어

    eng

  • 원문 URL

    http://www.riss.kr/link?id=T13541029&outLink=K  

  • 초록

    Chemical retention은 화학제를 사용한 오일 회수증진기술에서 고려되어야 하는 중요한 요인 중 하나이다. 주입 시 저류층에서의 Chemical 손실은 초기 주입 Chemical 농도의 손실에 대해 그 효율성에 있어 크게 영향을 받을 수 있다. 이는 Chemical 손실을 고려하여 실제 유전에 주입 시 Chemical 구입의 높은 비용을 필요로 하게 된다. Chemical 손실은 흡착, Phase trapping, 침전 등의 여러 메카니즘에 의하여 발생하며 이를 최소화하여 오일회수율을 높여야 한다. 그러므로 낮은 점성과 침전 없이 마이크로애멀젼을 생성하는 ASP formulation 을 찾아 최적의 Chemical 주입 설계를 구현해야 한다. 이에 Phase behavior 실험을 하여 마이크로 애멀젼 Type이 계면활성제의 손실에 영향을 끼칠 수 있다고 사료된 바 최종적으로 본 연구는 Chemical의 손실이 어느 마이크로애멀젼의 Type에서 영향을 많이 끼치는지를 분석하였다. 본 논문의 유전 자료는 6000 ppm 정도의 낮은 저염수와 오일의 비중이 40 API 의 물성을 가지는 인도네시아 W field에서 제공받았다. 유전의 암석 특징은 투수율이 100-300 mD, 공극율이 20%인 사암이며 본 실험에서는 100-200 mD 베레아 사암을 사용하였다. Phase behavior 실험을 통해 해당유전의 낮은 저염수에서의 최적 ASP formulation이 14000 ppm에서 마이크로애멀젼을 형성되었다. ASP solution의 침전이 없는 안정성 분석을 위해 Aqueous stability test 또한 수행하였다. 계면활성제는 sodium linear alkyl benzene sulfonate (0.093 wt%) and sodium dodecyl sulfosuccinate (0.166 wt%)를 사용하였으며 알카리는 sodium carbonate (0.196 wt%), co-solvent는 triethylene glycol monobutyl ether (0.205 wt%)을 사용하였다. 이후에 Chemical formulation은 코어플러딩에 주입되었다. 계면활성제의 손실을 분석하기 위하여 Core 1, 2, 3에서 Phase behavior의 결과 애멀젼의 특성이 다른 Type I, Type II, Type II을 코어에 주입하였다. 그리고 core 4는 2000 ppm의 HPAM A-430-PB 폴리머를 주입하여 폴리머 흡착을 관찰하기 위하여 사용되었다. Core 1, 2, 3의 계면활성제 손실분석은 HPLC (High Performance Liquid Chromatography) 분석 하였고, Core 4의 실험은 UV Visible Spectrophotometer 통해 폴리머의 암석코어 흡착정도를 분석하였다. Core 1 실험은 계면활성제 손실이 Phase trapping 15.58%, 회수 가능한 흡착이 23.36%의 결과를 보였고, Core 2 실험은 Phase trapping about 56.67%, 회수 가능한 흡착이 20.31%의 결과를 각각 보였다. 이어 Core 3 실험은 Phase trapping about 43.53% 회수 가능한 흡착이 18.08%의 결과를 각각 보였다 그러나 각각의 코어주입 실험의 회수되지 않는 계면활성제 흡착은 0.04 mg/g rock 이었다. 폴리머 주입의 core 4는 초기 주입 농도의 30% 정도의 폴리머 흡착율을 보였다. 분석 결과 계면활성제 손실은 Phase trapping이 코어 흡착 보다 더 높은 손실을 가져왔다 Type II의 애멀젼은 다른 Type의 주입 실험보다 가장 높은 Phase trapping이 보였으며 이는 폴리머 주입 이후의 높은 계면활성제 회수율로 인해 확인 되어졌다. 또한 Type II 에서는 계면활성제 Breakthrough가 늦게 보였으며 이는 Type II에서의 애멀젼이 오일층에 있어 물보다 오일의 물성을 따라가는 데 분석된다.


    Chemical retention is one of consideration in chemical EOR, because its amount of chemical loss in the reservoir can affect the effectiveness of injected chemical solution performance. The higher amount of chemical losses will also give the higher cost. However, the chemical retention is unavoidable condition. Since the chemical losses are because of adsorption, mechanical trapping and precipitation. To minimize this problem and achieve the oil recovery target, we need to find the best ASP formulation by produce the less viscous microemulsion; stable solution (without precipitation), doing the best method of injection scheme. Refer to phase behavior, that the microemulsion type can affect the surfactant retention. Thus, this thesis observes the effect of the type of microemulsion in chemical retention. It means the type of microemulsion occurred in the reservoir. The reservoir data used in this thesis is provided by W Field located in Indonesia, which has the low salinity is about 6000 ppm and oil gravity is about 40oAPI (light oil). The rock type is sandstone which has porosity about 20% and permeability is about 100-300 mD. In this research, Berea sandstone 100-200 mD core was used as represent the reservoir rock. Starting from doing phase behavior with crude oil from layer 2e to find the ASP formulation will be used. This case is difficult because the target salinity is very low. By screening some chemical materials, the final formulation was used can make the middle phase microemulsion in 14000 ppm. The aqueous stability test also was conducted to check the stability of ASP solution (without precipitation). The surfactants were used are sodium linear alkyl benzene sulfonate (0.093 wt%) and sodium dodecyl sulfosuccinate (0.166 wt%). The alkali was used is sodium carbonate (0.196 wt%) and the cosolvent is triethylene glycol monobutyl ether (0.205 wt%). Afterwards, this chemical formulation is used for coreflooding. The chemical injection scenario for core 1, 2 and 3 were maintained in type I, type II, Type III respectively at the constant salinity. And the core 4 was used for observing polymer retention with the injection fluid is 2000 ppm of HPAM A-430-PB. The effluent samples from the coreflooding 1, 2 and 3 were analyzed by HPLC (High Performance Liquid Chromatography). And the effluent samples from core 4 were analyzed by using UV Visible Spectrophotometer. The injection scheme 1# gives the surfactant retention because of phase trapping about 15.58% and recoverable adsorption is about 23.36%. The injection scheme 2# gives the surfactant retention because of phase trapping about 56.67% and recoverable adsorption is about 20.31%. The injection scheme 3# gives the surfactant retention because of phase trapping about 43.53% and recoverable adsorption is about 18.08%. Whereas, the average value of irreversible surfactant adsorption is about 0.04 mg/g rock. The polymer retention in injection core 4 results the polymer retention is about 30% of initial amount of polymer injected. The experiment results showed that the surfactant retention because of phase trapping is higher than adsorption. The unfavorable phase behavior in type II gives the highest phase trapping surfactant retention than other scenario, it can be seen by higher surfactant recovery in polymer flooding. The surfactant was retained in oleic phase; it was recognized by late surfactant breakthrough in type I.


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