Please use this identifier to cite or link to this item:
https://cuir.car.chula.ac.th/handle/123456789/50483
Full metadata record
| DC Field | Value | Language |
|---|---|---|
| dc.contributor.advisor | Falan Srisuriyachai | en_US |
| dc.contributor.author | Chatchanakorn Peerakham | en_US |
| dc.contributor.other | Chulalongkorn University. Faculty of Engineering | en_US |
| dc.date.accessioned | 2016-12-01T08:08:25Z | |
| dc.date.available | 2016-12-01T08:08:25Z | |
| dc.date.issued | 2015 | en_US |
| dc.identifier.uri | http://cuir.car.chula.ac.th/handle/123456789/50483 | |
| dc.description | Thesis (M.Eng.)--Chulalongkorn University, 2015 | en_US |
| dc.description.abstract | Water injection is a process to maintain reservoir pressure and at the same time to sweep remaining hydrocarbon in reservoir when forces provided by primary recovery is not adequate. Recent studies concluded that injecting Low Salinity Brine (LSB) could yield additional oil recovery. In this study, effects of ion compositions in formation brine on low salinity seawater injection are emphasized. The composition of formation brine with total salinity of 100,000 ppm is modified in various formulations. First, physical properties of sandstone core samples are measured prior to core saturation process with different formation brines. After that, core samples are altered to oil-wet condition by flushing with organic-acid oil. Sandstone core samples are then displaced by synthetic seawater. The results show that rate of oil recovery is improved when the ratio of Calcium ion to Magnesium ion is increased. Due to the larger ionic size of Calcium ion compared to Magnesium ion, the ionic strength between oil and Calcium ion is weaker than of with Magnesium ion. However, if Calcium ion is excessive in formation brine, the abundance of Calcium ion will result in high rate of mineral dissolution and this will obstruct the substitution of monovalent ions from injected seawater to divalent ions on sandstone surface, resulting in decreasing of rate of oil recovery. Low Potassium ion concentration in formation brine causes diffusion of Potassium ion from injected seawater back to formation brine, substituting divalent ions between oil and surface and this increases rate of oil recovery. In addition, formation bine concentration is diluted to 75,000 and 50,000 ppm to study effects of total salinity in formation brine. The highest salinity contrast between formation and injected brines favors dissolution of bridging divalent ion through MIE mechanism and this yields the highest oil recovery factor. Lastly, when comparing seawater and diluted formation brine, the result shows that seawater yields more benefits in terms of higher oil recovery factor and rate of oil recovery than using diluted formation brine. This can be concluded that impoverishment in Calcium ion and enrichment in Potassium ion in seawater is recommended condition for injected fluid. Consequently, high amount of Calcium ion and low amount of Potassium ion in formation brine are considered as favorable conditions for seawater injection. | en_US |
| dc.description.abstractalternative | ภายหลังจากกระบวนการผลิตในขั้นปฐมภูมิสิ้นสุดลง จะทำกระบวนการฉีดอัดน้ำเพื่อรักษาความดันของแหล่งกักเก็บและในเวลาเดียวกันไฮโดรคาร์บอนที่หลงเหลืออยู่จะถูกผลิตออกมา จากการศึกษาที่ผ่านมาพบว่า การฉีดอัดน้ำเกลือที่มีความเค็มต่ำสามารถเพิ่มผลผลิตน้ำมันได้ การศึกษานี้เป็นการศึกษาผลขององค์ประกอบของน้ำในแหล่งกักเก็บที่มีต่อกระบวนการฉีดอัดน้ำเกลือที่มีความเค็มต่ำซึ่งในที่นี้คือน้ำทะเล แต่ละองค์ประกอบของน้ำในแหล่งกักเก็บถูกปรับเปลี่ยนตามสัดส่วนต่างๆ โดยมีความเค็มรวม 100,000 ส่วนในล้าน ตัวอย่างหินทรายถูกนำไปวิเคราะห์คุณสมบัติทางกายภาพก่อนทำให้อิ่มตัวด้วยน้ำในแหล่งกักเก็บ เพื่อเปลี่ยนสภาพความเปียกให้เป็นสภาพความเปียกด้วยน้ำมัน หินตัวอย่างที่อิ่มตัวด้วยน้ำจะถูกแทนที่ด้วยน้ำมันที่มีกรดอินทรีย์เป็นส่วนผสม จากนั้นหินตัวอย่างถูกแทนที่ด้วยน้ำทะเลสังเคราะห์ที่มีความเค็ม 35,000 ส่วนในล้าน จากผลการศึกษาแสดงให้เห็นว่า หากอัตราส่วนของแคลเซียมไอออนต่อแมกนีเซียมไอออนของน้ำในแหล่งกักเก็บเพิ่มขึ้น อัตราการผลิตน้ำมันจะมีค่าเพิ่มขึ้น ทั้งนี้เนื่องจากขนาดของแคลเซียมไอออนที่ใหญ่กว่าแมกนีเซียมไอออน จึงทำให้แรงดึงดูดระหว่างแคลเซียมไอออนกับน้ำมันมีค่าน้อยกว่าเมื่อเทียบกับแรงดึงดูดระหว่างแมกนีเซียมไอออนกับน้ำมัน แต่เมื่อปริมาณแคลเซียมไอออนมีมากเกินไป จะทำให้ปริมาณแคลเซียมไอออนที่หลุดออกจากผิวหินตัวอย่างมีปริมาณมากขึ้นเช่นกัน ส่งผลให้แคลเซียมไอออนดังกล่าวกีดกันการแทนที่ของไอออนประจุเดี่ยวที่เข้าแทนที่ไอออนประจุคู่ที่ตรึงน้ำมันอยู่ ทำให้อัตราการผลิตน้ำมันลดลง เมื่อพิจารณาอัตราส่วนระหว่างโซเดียมไอออนต่อโพแทสเซียมไอออนของน้ำในแหล่งกักเก็บ หากปริมาณโพแทสเซียมไอออนในแหล่งกักเก็บน้อยลง อัตราการแพร่ของโพแทสเซียมไอออนจากน้ำทะเลที่ถูกฉีดอัดจะแพร่ไปยังน้ำในแหล่งกักเก็บและจะเข้าแทนที่ไอออนประจุคู่ที่ตรึงน้ำมันอยู่ ส่งผลให้อัตราการผลิตน้ำมันเพิ่มขึ้น ต่อมาผลของความเค็มของน้ำในแหล่งกักเก็บได้ถูกศึกษาโดยทำการลดความเค็มของน้ำในแหล่งกักเก็บลงให้เหลือ 75,000 และ 50,000 ส่วนในล้านตามลำดับ จากผลการศึกษาพบว่า ยิ่งความแตกต่างระหว่างความเค็มของน้ำในแหล่งกักเก็บกับความเค็มของน้ำทะเลที่ถูกฉีดอัดมีค่ามากขึ้น จะยิ่งส่งผลให้อัตราการผลิตน้ำมันเพิ่มขึ้น ทั้งนี้เนื่องจากผลของความต่างระหว่างความเค็มจะช่วยส่งเสริมให้ไอออนบวกประจุคู่ที่ตรึงน้ำมันอยู่หลุดจากผิวของหินผ่านกระบวนการแพร่และกระบวนการแทนที่ด้วยไอออนบวกประจุเดี่ยวได้ง่ายยิ่งขึ้น ในการทดลองขั้นสุดท้าย ชนิดของน้ำที่ใช้ในการฉีดอัดได้ถูกทำการศึกษา โดยใช้น้ำจากแหล่งกักเก็บลดความเค็มให้เหลือ 50,000 และ 35,000 ส่วนในล้านตามลำดับ จากการศึกษาพบว่า น้ำจากแหล่งกักเก็บที่ความเค็ม 35,000 ส่วนในล้านให้อัตราการผลิตน้ำมันที่สูงกว่า แต่อย่างไรก็ตาม อัตราการผลิตดังกล่าวยังคงน้อยกว่าเมื่อเทียบกับการฉีดอัดด้วยน้ำทะเลที่ความเค็มเดียวกัน ทั้งนี้เนื่องจากในน้ำทะเลมีปริมาณแคลเซียมไอออนที่น้อยกว่า ทำให้ความแตกต่างระหว่าง แคลเซียมไอออนของน้ำในแหล่งกักเก็บและน้ำที่ถูกฉีดอัดมีค่ามาก อีกทั้งในน้ำทะเลมีปริมาณโพแทสเซียมไอออนที่มากกว่า ทำให้การแพร่ของโพแทสเซียมไอออนจากน้ำที่ถูกฉีดอัดไปยังน้ำในแหล่งกักเก็บเกิดขึ้นได้ง่ายกว่า ด้วยเหตุนี้จึงทำให้อัตราการผลิตน้ำมันสูงกว่าเมื่อใช้น้ำทะเลในการฉีดอัด จากที่กล่าวมาข้างต้น ปริมาณแคลเซียมไอออนของน้ำในแหล่งกักเก็บควรมีค่ามาก ในขณะที่ปริมาณโพแทสเซียมไอออนของน้ำในแหล่งกักเก็บควรมีค่าน้อย ซึ่งถือเป็นเงื่อนไขที่เหมาะสมในการเพิ่มผลผลิตน้ำมันโดยวิธีการฉีดอัดด้วยน้ำทะเล | en_US |
| dc.language.iso | en | en_US |
| dc.publisher | Chulalongkorn University | en_US |
| dc.relation.uri | http://doi.org/10.14457/CU.the.2015.266 | - |
| dc.rights | Chulalongkorn University | en_US |
| dc.subject | Petroleum | |
| dc.subject | Industrial productivity | |
| dc.subject | Seawater -- Industrial applications | |
| dc.subject | ปิโตรเลียม | |
| dc.subject | การเพิ่มผลผลิตทางอุตสาหกรรม | |
| dc.subject | น้ำทะเล -- การใช้ในอุตสาหกรรม | |
| dc.title | Effects of Formation Brine Compositions on Low Salinity Waterflooding Using Seawater | en_US |
| dc.title.alternative | ผลกระทบขององค์ประกอบของน้ำในแหล่งกักเก็บที่มีต่อกระบวนการฉีดอัดน้ำเกลือที่มีความเค็มต่ำโดยใช้น้ำทะเล | en_US |
| dc.type | Thesis | en_US |
| dc.degree.name | Master of Engineering | en_US |
| dc.degree.level | Master's Degree | en_US |
| dc.degree.discipline | Petroleum Engineering | en_US |
| dc.degree.grantor | Chulalongkorn University | en_US |
| dc.email.advisor | Falan.S@chula.ac.th,Falan.s@chula.ac.th | en_US |
| dc.identifier.DOI | 10.14457/CU.the.2015.266 | - |
| Appears in Collections: | Eng - Theses | |
Files in This Item:
| File | Description | Size | Format | |
|---|---|---|---|---|
| 5771205021.pdf | 4.59 MB | Adobe PDF | View/Open |
Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.