Nanoscale Insights into Carbonated Water Flooding for Enhanced Oil Recovery Using Molecular Dynamics Simulation

Kohlensäurehaltige Low/Smart-Salinity-Flooding ist eine vielversprechende Technik zur verbesserten Ölgewinnung (EOR), die die Salinität und die Ionen-Zusammensetzung des injizierten kohlensäurehaltigen Wassers optimiert. Die nanoskaligen Mechanismen, die ihre Wirksamkeit antreiben, sind jedoch noch weitgehend unbekannt. Diese Dissertation untersucht das Verhalten an der Grenzfläche von Gestein/Sole/Öl in solchen Systemen mithilfe von Molekulardynamik-Simulationen, mit Fokus auf Interaktionen zwischen kohlensäurehaltigem Wasser/polarem Öl und Kalkstein/polarem Öl-kohlensäurehaltigem Wasser.
Die Simulationen untersuchten polare Kohlenwasserstoffe mit sauerstoffhaltigen funktionellen Gruppen (z. B. Benzoesäure, Decansäure, Phenol, Decanol) an kohlensäurehaltigen Wasser-Grenzflächen. Trotz ihrer strukturellen Unterschiede zeigten die funktionellen Gruppen ähnliche Grenzflächenverhaltensweisen. CO₂ reicherte sich an der Decan/Wasser-Grenzfläche an, senkte die Grenzflächenspannung (IFT) und erhöhte die Fluidität des Öls. Polare Moleküle wirkten als oberflächenaktive Substanzen, und ihr Wettbewerb mit CO₂ veränderte die Ladungsverteilung der Wassermoleküle, wodurch die strukturierte Wasserlage gestört wurde. Gleichzeitig diffundierte CO₂ in das Öl, was die Bewegung des Decans steigerte – ein Indikator für die Viskosität.
Die Simulationen von Kalkstein/kohlensäurehaltiger Sole/polarem Öl zeigten, dass Änderungen in der Salinität und der Ionen-Zusammensetzung eine elektrische Doppelschicht (EDL) an den Grenzflächen bildeten, wobei Na⁺-Ionen eine Stern-ähnliche positive Schicht und Cl⁻- oder SO₄²⁻-Ionen eine negative Schicht darüber bildeten. In NaCl-kohlensäurehaltigen Solen konzentrierten sich Natriumionen bei niedriger Salinität an den Grenzflächen Sole–Kalkstein und Sole–Öl, wodurch ihre Präsenz in der Bulk-Sole verringert wurde. Hochsaline Sole-Systeme erhöhten die Adsorption polarer Moleküle an den Solefilm-Grenzflächen. NaCl-kohlensäurehaltige Sole (60.000 ppm) erleichterte die gleichmäßige Ausrichtung von Benzoesäure an der Sole/Öl-Grenzfläche, was als „schlüpfrige Oberfläche“ fungierte und die Viskosität des polaren Ölmodells verbesserte.
Die Präsenz von Ionen in kohlensäurehaltigen Solen, insbesondere von zweiwertigen Ionen (Mg²⁺, SO₄²⁻), reduzierte die scheinbare Viskosität polarer Öle signifikant. Die Zugabe von Benzoesäure (BA) und Ionen verdeutlicht den Einfluss von CO₂ auf die scheinbare Viskosität der oleischen Phase. Magnesiumionen senkten die IFT effektiv, zeigten jedoch aufgrund ihrer hohen Ladungsdichte und starken Hydrathülle nur eine begrenzte Affinität zur Kalksteinoberfläche. Sie neigen dazu, negativ geladene Ionen wie Sulfat zu folgen und bilden Ionenpaare sowie Aggregate in der Solphase. Eine höhere Sulfatkonzentration fördert die Bildung von Ionenaggregaten an der Bulk-Sole-Öl-Grenzfläche, was das Ablösen und die Neuordnung polarer Moleküle weiter erleichtert. Das gleichzeitige Vorhandensein von Mg²⁺ und SO₄²⁻ verstärkt die wasserbenetzende Tendenz von Kalkstein, indem es die positive Ladung auf der Oberfläche reduziert und die Restrukturierung polarer Moleküle fördert, wodurch die Benetzbarkeit in Richtung eines stärker wasserbenetzten Zustands verschoben wird. Im Vergleich zur Kapillarkraft, die durch IFT und Kontaktwinkel angetrieben wird, spielt die IFT eine bedeutendere Rolle als der Kontaktwinkel bei der Förderung der kapillargetriebenen Ölgewinnung, wobei polare Ölkomponenten als entscheidende oberflächenaktive Substanzen im Vergleich zur Ionen-Zusammensetzung dienen.