Erdöl und Erdgas liegen als flüssige Kohlenwasserstoffe in porösen Sedimentgesteinen im geologischen Untergrund vor. Um diese Kohlenwasserstoffe zu gewinnen, wird der Untergrund durch Tiefbohrungen zur Förderung erschlossen. Anschließend erfolgt die Förderung des Erdöls in drei Phasen: der Primär-, Sekundär- und Tertiärförderung. In der primären Phase wird Erdöl durch den Druck in der Lagerstätte gewonnen, in der sekundären Phase durch künstliche Aufrechterhaltung des Drucks und in der tertiären Phase durch technische Beeinflussung der strömungsmechanischen und thermodynamischen Eigenschaften des Erdöls. Dennoch verbleibt insbesondere bei Schweröllagerstätten ein Anteil von 45 bis 90 % des ursprünglich in der Lagerstätte vorhandenen Erdöls in der Lagerstätte. Aufgrund strömungsmechanischer und thermodynamischer Einschränkungen ist eine Gewinnung dieses Anteils technisch und/oder wirtschaftlich nicht möglich. Meist wird die Lagerstätte nach Abschluss der Förderung verfüllt und die übertägigen Anlagen zurückgebaut. Zugleich steigt weltweit der Bedarf an Energiequellen, insbesondere an solchen, die für die Dekarbonisierung und Umstellung auf umweltschonende Energien benötigt werden. Wasserstoff wird voraussichtlich als chemischer Energieträger der zukünftige Schlüsselrohstoff für die Energiewende sein. Diese Forschungsarbeit untersucht die Weiternutzung bzw. Erschließung ausgeförderter Erdöllagerstätten zur Wasserstoffgewinnungmittels thermischer Verfahren. Diese Verfahren orientieren sich an bereits etablierten Methoden für die übertägige Verfahrenstechnik. Durch das Verfahren wird die Lagerstätte mithilfe der Verbrennung des in dieser vorhandenen Restöls erhitzt und das entstehende Koks durch eine Wasserinjektion in Synthesegas umzuwandeln. Durch die hohen Temperaturen entsteht in der Lagerstätte eine Atmosphäre aus Wasserdampf, die zur Vergasung des Kokses führt. Das Gas wird durch die Wasserfront aus der Lagerstätte in die Produktionsbohrungen verdrängt und kann anschließend an der Oberfläche aufbereitet werden. Im Kontext der Lagerstättenprozesse entsteht nicht nur Wasserstoff, sondern auch weitere Verbrennungsprodukte wie Kohlenstoffmonoxid, Kohlenstoffdioxid, Sauergase und Kohlenwasserstoffgase. Diese werden verfahrenstechnisch aufbereitet und dampfreformiert in den obertägigen Anlagen. Zur Erfüllung der Anforderungen an blauen Wasserstoff ist die Reinjektion von Kohlenstoffdioxid erforderlich. In der Dissertation wird ein numerisches Berechnungsschema eingeführt und ausführlich getestet, um die lagerstättentechnische Simulation der thermischen Wasserstoffgewinnung durchzuführen. Anhand von Modelllagerstätten werden mithilfe dieses Schemas relevante Prozessparameter ermittelt und für die Übertragung auf die konkrete Lagerstättensimulation aufbereitet. Das Verfahren zur Wasserstoffförderung wird an einer antiklinalen Lagerstätte mit geostatistischer Heterogenität simuliert. Die Ergebnisse werden zur weiteren Auswertung bezüglich Integritätsfragen, Übertageanlagen sowie wirtschaftlicher und strategischer Aspekte herangezogen.

The application of surfactants and polymers in carbonate reservoirs has a high potential with emerging technology of the manufacture of these chemicals. Tertiary or enhanced oil recovery with chemicals (CEOR) will become more relevant with decreasing new exploration of oil deposits and high remaining oil saturations in huge carbonate oil reservoirs. However, in several oil deposits, high reservoir brine salinity and moderate to high reservoir temperature are encountered. Under such conditions, many chemicals will be insoluble or degrade fast. A selection of commercial and research surfactants and polymers has been investigated for their application under brine salinity of up to 18 percent by weight with significant hardness and a moderate reservoir temperature of 70 °C. Chemical systems were tested towards outcrop limestone rock samples and calcite platelets in combination with a crude oil, which was modified by different organic acids regarding its wetting potential. Wettability alteration from preferentially oil-wet core plugs was pursued with ethoxylated tertiary amines and quaternary ammonium compounds. The main mechanism of wettability alteration towards more water-wet was proposed as extraction of carboxylate anions from the oil phase and the solid samples into aqueous micelles. Thus, high surfactant concentrations would result in improved recovery. From screening of different surfactant combinations in tertiary core flooding, one promising system of an alkyl ether sulfate and hexadecyltrimethylammonium combined with a terpolymer (TP) from acrylic acid, ATBS and NVP is proposed for the examined conditions. Low to moderate adsorption of the single surfactants and their combination as well as a favorable, stabilized phase behavior when combined with the polymer emphasize the applicability of the system. However, long term stability can be an issue with respect to the sulfate surfactant degradation at 70 °C. Analysis of mixed ionic surfactant systems after adsorption testing has been successfully pursued with a combined TC/TNb-determination.

Reservoir simulation is a powerful tool to model fluid flow within oil and gas reservoirs and predict their behaviour. This dissertation is devoted primarily to model some thermal enhanced oil recovery (TEOR) methods. Two software were used for this purpose and namely; Comsol Multiphysics® and CMG® (Computer Modelling Group). The dissertation can be classified into three parts and all of them are standalone that discuss different topics within TEOR. The work starts with reviewing enhanced oil recovery (EOR) methods with concentration on thermal methods (TEOR) for heavy oil and bitumen. Basics of mathematical modelling of single, two-phase, and three-phase flow in porous media that is the base of all commercial and scientific reservoir simulation software are reviewed. Formulations of the set of representative PDEs are reviewed and other formulations are suggested and applied directly in subsequent sections in Comsol Multiphysics®. Part-1: The application of finite element method (FEM) in reservoir simulation has been discussed and evaluated using Comsol Multiphysics package which is based on Galerkin approach. In the demonstrated problems, the mathematical model is solved using mathematics module in Comsol Multiphysics. Energy equation in 1D, Buckley-Leverett benchmark, two-phase flow model on ¼ inverted 5-spot scheme in 3D, and SAGD process PDE model are all solved and discussed. FEM using Comsol Multiphysics looks promising at moderate mobility ratios. Part-2: A comparison of water flooding with steam injection in heavy oil reservoirs as secondary stage is demonstrated and discussed. The whole modelling was achieved by CMG-STARS. A comparison of five different scenarios is shown. SPE4 comparative project data were used for this purpose. The results showed that steam can achieve more recovery in a short period of time with an ultimate recovery factor higher than cold recovery followed by steam flooding process. Part-3: A series of flooding and in-situ combustion experimental work that has been achieved in Kazan Federal University in cooperation with Institute of Drilling Engineering and Fluid Mining (IBF) is elaborated briefly and discussed. Four experiments with different core samples (consolidated and unconsolidated) were run between 05-2020 and 05-2021. The samples were taken from a Russian extra-heavy oilfield with initial viscosity around 600,000 cP. The results were evaluated and a numerical model was built using CMG-STARS. The numerical results were correlating the experimental results. Relative permeability data were history matched for flooding processes and this data was used for in-situ combustion model. Modelling of the reactions in in-situ combustion was a challenge to match the experimental results. The final results showed that steam injection was not the best recovery method for this oilfield and in-situ combustion was the best available technique with the highest recovery factor.