Enhanced Oil Recovery through Chemical Flooding with Low Salinity Water: A Numerical Simulation Study

Rawand AHMED YOUNIS ALKHALID

Bakalářská práce

Abstract:

This study investigates the performance of low-salinity water flooding combined with various chemical enhanced oil recovery (EOR) methods through simulation. The goal is to evaluate and compare the effectiveness of these techniques in improving oil recovery, delaying water breakthrough, and reducing water cut. The scenarios studied include high-salinity water flooding as the base case, low-salinity water flooding, and its combination with alkaline, surfactant, polymer, and ASP (alkaline-surfactant-polymer). Key findings indicate that low-salinity ASP flooding outperforms all other cases, achieving the highest oil recovery of 72%, a prolonged plateau of oil production, and delayed water breakthrough to 15 months. Low-salinity water flooding alone provided significant improvement with a 63% oil recovery but fell short of the ASP combination. Other combinations, such as low salinity with alkaline or surfactant, showed moderate improvements, while low salinity with polymer yielded results comparable to the base case. These findings highlight the importance of tailoring chemical EOR strategies to reservoir conditions for optimal oil recovery and production performance.

Abstract:

Tato studie zkoumá účinnost zaplavení vodou s nízkou slaností v kombinaci s různými metodami chemického zesíleného získávání ropy (EOR) prostřednictvím simulace. Cílem je vyhodnotit a porovnat účinnost těchto technik při zlepšování těžby ropy, zpomalování průniku vody a snižování množství vody. Studované scénáře zahrnují zaplavení vodou s vysokou slaností jako základní případ, zaplavení vodou s nízkou salinitou a její kombinaci s alkalickým, povrchově aktivním činidlem, polymerem a ASP (alkalický povrchově aktivní polymer). Klíčová zjištění naznačují, že zaplavení ASP s nízkou salinitou překonává všechny ostatní případy a dosahuje nejvyššího výtěžku ropy 72 %, prodloužené plošiny těžby ropy a zpožděného průniku vody na 15 měsíců. Samotné zaplavení vodou s nízkou slaností poskytlo významné zlepšení s 63% regenerací oleje, ale nedosahovalo kombinace ASP. Jiné kombinace, jako je nízká slanost s alkálií nebo povrchově aktivní látkou, vykazovaly mírná zlepšení, zatímco nízká slanost s polymerem poskytla výsledky srovnatelné se základním případem. Tato zjištění zdůrazňují důležitost přizpůsobení chemických strategií EOR podmínkám v nádrži pro optimální těžbu ropy a výkonnost výroby.

Keywords

Chemický EOR, zaplavení vodou s nízkou slaností, Zlepšená regenerace ropy, Simulace nádrže

Jazyk práce: angličtina

Datum vytvoření / odevzdání či podání práce: 2. 1. 2025

Obhajoba závěrečné práce

• Vedoucí: Ali Jagar, M.Sc., Ph.D.

UNIVERZITA PALACKÉHO V OLOMOUCI

Přírodovědecká fakulta

Bakalářský studijní program / obor:
Petroleum Engineering / Petroleum Engineering