The Effects of Surface-Active Chemicals on Wettability of Conventional and Unconventional Formations

Yousif HASHIM AL-SHAAYA

Bachelor's thesis

CONVENTIONAL AND UNCONVENTIONAL FORMATIONS: THE EFFECT OF SURFACE ACTIVE CHEMICALS ON CRUDE AND WETTABILITY

Abstract:

This study is a review article that investigates how surface-active chemicals (SAC) in crude oil impact the wettability of reservoirs. in order to determine the impact of naturally occurring SACs usually found in crude oil on wettability of sandstone and carbonate rocks at a range of salinities and temperatures, a review of the state-of-the-art literature has been done in this thesis. Wettability refers to a reservoir rock's relative susceptibility for oil or water. Both the efficiency of oil recovery procedures and the distribution of fluids in a reservoir are affected by the wettability of the reservoir. Unfortunately, it is yet unknown how chemical agents regulate the wettability of certain reservoirs. Temperature, fluid chemistry, and rock mineralogy all influence the wettability of a substance. Pure decane and SACs were combined to simulate the oleic phase in order to identify the effects of certain SACs. The four SAC groups being studied are aromatic, oxygen-containing, sulfur-containing, and nitrogen-containing SACs. This study discovers that, it is essential to describe crude oil, brine, and reservoir rock exactly in order to comprehend why low salinity waterflooding boosts oil recovery in some reservoirs but not others. order to determine the impact of naturally occurring SACs usually found in crude oil on wettability of sandstone and carbonate rocks at a range of salinities and temperatures, a review of the state-of-the-art literature has been done in this thesis. This enables the efficient modification of injection water chemistry to increase oil recovery and improve wettability. Overall impacts toward either oil-wet or water-wet conditions were shown to be more reliant on temperature than brine salinity. As salinity decreased as a result of nitrogen SACs, non-acidic sulfur SACs, and short-chained oxygen SACs, the wettability of carbonate rocks moved toward circumstances where they were wet with water. As the salinity of the brine decreased, SACs, acidic sulfur SACs, and aromatics modified the wettability of carbonates to oil-wet conditions. It was postulated that differences in how SACs respond to salt are one of the reasons why low salinity waterflooding works in certain reservoirs but not in others.

Abstract:

Tato studie je přehledovým článkem, který zkoumá, jak povrchově aktivní chemikálie (SAC) v surové ropě ovlivňují smáčivost rezervoárů. Aby byl určen vliv přirozeně se vyskytujících SACs, obvykle se nacházejících v surové ropě, na smáčivost pískovcových a vápenatých hornin při různých salinitách a teplotách, byla v této práci provedena revize literatury nejnovějšího stavu výzkumu. Smáčivost se vztahuje k relativní náchylnosti rezervoárových hornin k oleji nebo vodě. Smáčivost rezervoáru ovlivňuje jak účinnost postupů týkajících se obnovy oleje, tak rozložení tekutin v rezervoáru. Bohužel, ještě není známo, jak chemické látky regulují smáčivost některých rezervoárů. Teplota, chemie tekutin a mineralogie hornin ovlivňují smáčivost látky. Pro simulaci olejové fáze byl použit čistý dekan a SACs. Čtyři skupiny SACs, které byly zkoumány, jsou aromatické, kyslík obsahující, síru obsahující a dusík obsahující SACs. Tato studie odhaluje, že je nezbytné popsat surovou ropu, slanou vodu a rezervoárové horniny přesně, aby bylo možné pochopit, proč snížená salinita vody zvyšuje obnovu oleje v některých rezervoárech, ale ne v ostatních. Tím je umožněna účinná modifikace chemie vstřikované vody k zvýšení obnovy oleje a zlepšení smáčivosti. Celkový vliv na podmínky, buď olejově mokré nebo vodou mokré, byl ukázán jako více závislý na teplotě, než na salinitě vody. Při snižování salinity kvůli dusíkatým SACs, nekyselým sírovým SACs a krátkým kyslíkovým SACs se smáčivost vápenatých hornin přesunula směrem k podmínkám, kdy jsou mokré vodou. Při snižování salinity slané vody se SACs, kyselé sírové SACs a aromatické látky upravovaly smáčivost uhlíkatých hornin k olejově mokrým podmínkám.

Keywords

Surface active chemicals, Enhanced Oil recovery, Part-Per-Million, Modified Floating Technique

Language used: English

Date on which the thesis was submitted / produced: 5. 5. 2023

Thesis defence

• Supervisor: prof. Mgr. Ondřej Bábek, Dr.

Palacký University Olomouc

Faculty of Science

Bachelor programme / field:
Petroleum Engineering / Petroleum Engineering