مطالعه امکان‌سنجی کنترل آسیب آسفالتین در سازند کربناته کم‌تراوا با سنتز در جای نانوذرات اکسید آهن

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

انستیتو مهندسی نفت، دانشکده مهندسی شیمی، پردیس دانشکده‌های فنی، دانشگاه تهران، ایران

چکیده

جذب و ته‌نشست آسفالتین بر سطح منافذ سنگ مخزن موجب تغییر خواص سنگ از جمله تراوایی، تخلخل و ترشوندگی و در نتیجه، آسیب سازند می‌شود. نانوذرات دارای پتانسیل لازم برای جذب و ممانعت از تشکیل رسوب آسفالتین هستند. در این تحقیق، نانوذرات به‌صورت درجا در نفت سنتز شد و امکان‌سنجی کنترل آسیب آسفالتین در مغزه‌های کربناته کم‌تراوا در حضور این نانوذرات بررسی گردید. بدین منظور، ابتدا نفت مدل از انحلال نفت مرده در مخلوط تولوئن/ گازوئیل تهیه شد و سپس امولسیون‌های پایدار محلول آبی نمک نیترات آهن در نفت مدل ساخته شد. این امولسیون‌ها در دمای مخزن و فشارهای مختلف قرار گرفتند تا نانوذرات به‌صورت درجا سنتز ‌شوند. ساختار کریستالی، توزیع اندازه و ریخت‌شناسی این نانوذرات خودسنتزشو و همچنین، ظرفیت جذب مواد هیدروکربنی بر سطح آنها بررسی شد. نهایتاً دو مغزه کربناته کم‌تراوا با اندیس زون جریانی مشابه انتخاب شد و با انجام آزمایش سیلاب‌زنی مغزه‌ها و ثبت تغییرات تراوایی مؤثر هیدروکربنی، اثرات نانوذرات سنتزی بر کنترل آسیب سازند بررسی گردید. در آزمایش سیلاب‌زنی، یکی از مغزه‌ها‌ با نفت مدل و مغزه دوم با امولسیون آب نمک نیترات آهن در نفت مدل اشباع شدند و القاء آسیب آسفالتین با تزریق نرمال هگزان انجام شد. تغییرات تراوایی مؤثر سیکلوهگزان قبل و بعد از القاء آسیب به‌عنوان معیاری از شدت آسیب سازند ثبت گردید. نتایج آنالیزهای XRD و FESEM به‌ترتیب نشان از ساختار کریستالی نانوذرات سنتزی و متوسط اندازه nm 65 دارند که از قطر منافذ مؤثر مغزه‌ها کوچک‌تر است. آزمایش‌های سیلاب‌زنی نشان می‌دهند که با افزایش افت فشار تخلیه، که با دبی تزریق/ تولید بالا همراه است، هرچند میزان کاهش تراوایی ناچیز است ولی سنتز در جای نانوذرات در کنترل آسیب سازند مؤثر است. اما در دبی تزریق/ تولید پایین، سنتز در جای نانوذرات می‌تواند از طریق به تله افتادگی قطرات آبی باعث کاهش هرچه بیشتر تراوایی مؤثر فاز هیدروکربنی گردد.
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Feasibility Study of Asphaltene Damage Control in Low-perm Carbonates by In-Situ Synthesis of Fe2O3 Nanoparticles

نویسندگان [English]

  • Mazaher Hayatdavoudi
  • Negahdar Hosseinpour
Institute of Petroleum Engineering, School of Chemical Engineering, College of Engineering, University of Tehran, Iran
چکیده [English]

Asphaltene precipitation/deposition in reservoir formation has detrimental influences on the oil production. The stability of w/o emulsions, the high viscosity of oil, and unfavorably changing the reservoir rock properties are induced in part by the asphaltene instability. Nanoparticles exhibit acceptable capacities for the adsorption and control of the precipitation of asphaltene. In this study, in-situ synthesis of iron oxide nanoparticles in reservoir oils has been followed to evaluate the effects of the thus-prepared nanoparticles on the control of asphaltene damage in tight carbonate core plugs. Model oil has been prepared by dissolving dead oil in a toluene/gasoil mixture. Following the preparation of stable emulsions of precursor iron salt aqueous solution in the model oil, Fe2O3 nanoparticles have been synthesized at a typical reservoir temperature and high-enough pressure in an autoclave. Two series of core-flooding experiments have been performed by the injection of n-C6 and monitoring the hydrocarbon effective permeability before and after the damage. Two core plugs with the same flow zone index have been selected, one of which has been saturated with the model oil and the other with the emulsion, and the asphaltene damage has been induced by the core flooding test. The results of XRD and FESEM have indicated the crystalline structure and the mean particle size of 65 nm for the in-situ prepared nanoparticles, much smaller than the pore/throat sizes of the plugs. It is found out that the nanoparticles are effective in the control of the asphaltene damage at high injection/production flowrates. However, at low drawdown or injection/production flowrates, the in-situ synthesis procedure leads to a higher drop in the hydrocarbon effective permeability when compared to that observed during the displacement of the virgin model oil. Finally, this may be ascribed to the trapping of aqueous droplets in pore-throats, resulting in a significant reduction in the hydrocarbon permeability by the phase trapping.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Nanotechnology
  • In-situ synthesis
  • Asphaltene
  • Adsorption
  • Flow assurance
[1]. Rashid Z Devi C, Gnanasundaram N, Arunagiri A, Murugesan T (2019) A comprehensive review on the recent advances on the petroleum asphaltene aggregation, Journal of Petroleum Science and Engineering, 176: 249–268.##
[2]. Hosseinpour N, Khodadadi AA, Bahramian A, Mortazavi Y (2013) Asphaltene adsorption onto acidic/basic metal oxide nanoparticles toward in situ upgrading of reservoir oils by nanotechnology, Langmuir, 29, 46: 14135–14146. ##
[3]. Nassar N, Hassan A, and Pereira- Almao P (2011) Metal oxide nanoparticles for asphaltene adsorption and oxidation, Energy and Fuels, 25, 3: 1017–1023. ##
[4]. Dieter-Kissling K, Karbaschi M, Marschall H, Javadi A, Miller R, and Bothe D (2014) On the applicability of Drop Profile Analysis Tensiometry at high flow rates using an interface tracking method, Colloids Surfaces 441: 837–845. ##
[5]. Wang W, Li K, Wang P, Hao S, and Gong J (2014) Effect of interfacial dilational rheology on the breakage of dispersed droplets in a dilute oil– water emulsion, Colloids Surfaces, 441: 43–50. ##
[6]. Minssieux L, Nabzar L, Chauveteau G, Longeron D, and Bensalem R (1998) Permeability Damage Due to Asphaltene Deposition: Experimental and Modeling Aspects, Revue l’Institut Français du Pétrole, 53, 3: 313–327. ##
[7]. Mahmoudvand M, Javadi A, and Pourafshary P (2019) Brine ions impacts on water-oil dynamic interfacial properties considering asphaltene and maltene constituents, Colloids Surfaces, 579: 123665. ##
[8]. Marcus Y (2010) Effect of ions on the structure of water, Pure Applied. Chemistry, 82, 10: 1889–1899. ##
[9]. Rostami P, Mehraban M, Sharifi M, Dejam M, and Ayatollahi S (2019) Effect of water salinity on oil/brine interfacial behaviour during low salinity waterflooding: A mechanistic study, Petroleum, 1–8, 2019. ##
[10]. Vatanparast H, Eftekhari M, Javadi A, Miller R, and Bahramian A (2019) Influence of hydrophilic silica nanoparticles on the adsorption layer properties of non-ionic surfactants at water/heptane interface, Colloid Interface Science, 545: 242–250. ##
[11]. Nooruddin H and Hossain M (2011) Modified Kozeny-Carmen correlation for enhanced hydraulic flow unit characterization, Journal of Petroleum Science and Engineering, 80, 1: 107–115. ##
[12]. Mohammadalinejad P, Hosseinpour N, Rahmati N, Rasaei M (2019) Formation damage during oil displacement by aqueous SiO2 nanofluids in water-wet/oil-wet glass micromodel porous media, Journal of Petroleum Science and Engineering, 182: 106297. ##
[13]. Sun X, Zhang Y, Chen G, and Gai Z (2017) Application of Nanoparticles in Enhanced Oil Recovery: A Critical Review of Recent Progress, 10, 3: 345. ##
[14]. Amrollahi Biyouki A, Hosseinpour N, and Nassar N (2018) Pyrolysis and oxidation of asphaltene-born coke-like residue formed onto in situ prepared NiO nanoparticles toward advanced in situ combustion enhanced oil recovery processes, Energy and Fuels, 32, 4: 5033–5044, 2018. ##
[15]. Amrollahi Biyouki A, Hosseinpour N, Bahramian A, Vatani A (2017) In-situ upgrading of reservoir oils by In-situ preparation of NiO nanoparticles in thermal enhanced oil recovery processes, Colloids and Surfaces, 520, 4: 289-300. ##
[16]. Moradi M, Kazempour M, French J, and Alvarado V (2014) Dynamic flow response of crude oil-in-water emulsion during flow through porous media, Fuel, 135: 38–45. ##