新規に合成したジェミニ界面活性剤を用いたコンデンセートバンク緩和のための新規処理法を紹介する

Novel Treatment for Mitigating Condensate Bank Using a Newly Synthesized Gemini Surfactant.

• Amjed Hassan
• Mohamed Mahmoud
• Muhammad Shahzad Kamal
• Syed Muhammad Shakil Hussain
• Shirish Patil

抄録

ガス井周辺にドレンが溜まると、炭化水素の生産量が最大80％減少することが知られています。そのため、コンデンセートの損傷を軽減し、ガスの生産性を向上させるために、多くのアプローチが採用されています。その中でも、化学処理，ガスリサイクル，水圧破砕などの手法が有効であると考えられている。しかし、ガス注入法では、一時的なドレンの回収が可能であり、ガス生産性の向上には限界がある。また、水圧破砕法は、コンデンセートバンクの問題を処理するための高価な手法であると考えられている。本研究では、新たに合成したジェミニ界面活性剤(GS)を用いて、ガスコンデンセート貯留層におけるコンデンセート閉塞の発生を抑制することを目的とした。本研究では、新たに合成したジェミニ界面活性剤(GS)を用いて坑井近傍をフラッシングすることで、岩盤の濡れ性を変化させ、凝縮水を保持する毛細管力を低減させることができることを明らかにしました。本研究では、コンデンセートバンクを緩和するためのGSの性能を評価するために、コアフローディング,相対透水性,相挙動,核磁気共鳴(NMR)測定を含むいくつかの測定を実施しました。その結果、GSは毛細管圧を40%まで低下させ、凝縮水の移動度を80%以上増加させ、それによって凝縮水バンクを最大84%まで緩和できることが示された。相挙動測定の結果、GSを油-ブライン系に添加しても塩分濃度が異なってもエマルションは発生しないことがわかった。さらに、NMR及び透水性測定から、ゲミニ界面活性剤は細孔系に影響を与えず、GS添加の有無にかかわらず、T緩和プロファイルに変化がないことが明らかになった。最終的に、本研究は凝縮水バンクを緩和するための新規かつ効果的な処理法を紹介するものである。本研究では、液飽和を低減し、凝縮水の相対透過率を向上させることが可能であることを示した。

Condensate accumulation in the vicinity of the gas well is known to curtail hydrocarbon production by up to 80%. Numerous approaches are being employed to mitigate condensate damage and improve gas productivity. Chemical treatment, gas recycling, and hydraulic fracturing are the most effective techniques for combatting the condensate bank. However, the gas injection technique showed temporary condensate recovery and limited improvement in gas productivity. Hydraulic fracturing is considered to be an expensive approach for treating condensate banking problems. In this study, a newly synthesized gemini surfactant (GS) was developed to prevent the formation of condensate blockage in the gas condensate reservoirs. Flushing the near-wellbore area with GS will change the rock wettability and thereby reduce the capillary forces holding the condensate due to the strong adsorption capacity of GS on the rock surface. In this study, several measurements were conducted to assess the performance of GS in mitigating the condensate bank including coreflood, relative permeability, phase behavior, and nuclear magnetic resonance (NMR) measurements. The results show that GS can reduce the capillary pressure by as much as 40%, increase the condensate mobility by more than 80%, and thereby mitigate the condensate bank by up to 84%. Phase behavior measurements indicate that adding GS to the oil-brine system could not induce any emulsions at different salinity levels. Moreover, NMR and permeability measurements reveal that the gemini surfactant has no effect on the pore system and no changes were observed in the T relaxation profiles with and without the GS injection. Ultimately, this work introduces a novel and effective treatment for mitigating the condensate bank. The new treatment showed an attractive performance in reducing liquid saturation and increasing the condensate relative permeability.