مطالعه‌ سازوکار‌های مؤثر بر بازیافت نفت در فرآیند تزریق متناوب پلیمر و گاز کربن‌دی‌اکسید با استفاده از میکرومدل

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

دانشکده مهندسی نفت و گاز، دانشگاه صنعتی سهند، تبریز، ایران

چکیده

استفاده از روش تزریق متناوب پلیمر و گاز کربن‌دی‌اکسید در مخازن نفت سنگین می تواند باعث افزایش بازیافت نفت شود. در این روش، بازده جابه‌جایی میکروسکوپی با حضور گاز بهبود می‌یابد و بازده جاروبی ماکروسکوپی توسط پلیمر بهبود می‌یابد و مجموع این دو اثر باعث عملکرد بهتر این روش می‌شود. در این مطالعه، سازوکار‌های تولید نفت در فرآیند تزریق متناوب پلیمر و گاز کربن‌دی‌اکسید با استفاده از میکرومدل شیشه‌ای بررسی شده است. میکرومدل دوبعدی آب‌دوست با الگوی تولیدی-تزریقی مورب برای تجسم حفرات در طول آزمایش‌های جریان استفاده شد که توسط یک دوربین با وضوح بالا به منظور ضبط رخدادهای میکروسکوپی در هنگام جابه‌جایی نفت گرانرو تجهیز گردید. یک نفت مدل پارافینی با ویسکوزیته Pa.s 028/0 برای شبیه‌سازی شرایط مخزن نفت گرانرو، و پلی آکریل آمید جزئی هیدرولیز شده با غلظت ppm 1500 برای کنترل تحرک فاز آبی استفاده شد. در ابتدا میکرومدل به ترتیب با تزریق آب شور تا رسیدن به اشباع صد در صدی آب و سپس با تزریق نفت تا رسیدن به اشباع آب کاهش نیافتنی اشباع گردید. سپس برای بررسی جریان‌های سه فازی بازیافت نفت باقی‌مانده، چرخه‌های متناوب پلیمر و گاز در دو نسبت پلیمر به گاز 1:1 و 2:1 تزریق شد. در این پژوهش، رخدادهای میکروسکوپی مؤثر در جابه‌جایی نفت گرانرو در طی فرآیند تزریق متناوب پلیمر و گاز کربن‌دی‌اکسید بررسی شد که منجر به شناسایی چندین سازوکار مؤثر در بازیافت نفت از طریق بهبود جریان بین منافذ دور زده شده و سیال تزریقی گردید. تشکیل خوشه‌های متحرک گاز و الاستیسیته پلیمر منجر به بازیابی افزایشی نفت شد. خوشه‌ گازی متحرک، دو پدیده آشام دوتایی و تخلیه دوتایی را در مقیاس منافذ ایجاد نمود. جاروب حفره به حفره نفت توسط محلول پلیمر، تشکیل رشته‌های پلیمری پیوسته و ناپیوسته، وجود حباب‌ها و خوشه‌های گازی متحرک از دیگر سازوکار‌های شناسایی شده برای بازیابی افزایشی نفت در این فرآیند هستند. بررسی ماکروسکوپی و کمی آزمایش‌ها نشان دهنده‌ بهبود بازده جاروب حجمی نفت گرانرو در اثر تزریق متناوب پلیمر و گاز می‌باشد. بازیافت نهایی نفت حاصل از این روش در دو نسبت 1:1 و 2:1 به ترتیب 76 و 73% بود که نشان‌دهنده‌ی عملکرد بهتر نسبت پلیمر به گاز 1:1 می‌باشد. نتایج بیانگر عملکرد خوب این روش در مقیاس آزمایشگاهی است و این روش از پتانسیل خوبی برای ازدیاد برداشت نفت برخوردار است.
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Study of Mechanisms Affecting the Heavy Oil Recovery in the Polymer Alternating CO2 Injection using Micro-model

نویسندگان [English]

  • Saba Sayadi
  • Mohammad Chahardowli
  • Mohammad Simjoo
Faculty of Petroleum and Gas Engineering, Sahand University of Technology, Tabriz, Iran
چکیده [English]

In gas injection processes, due to a large viscosity contrast, sweep efficiency is incomplete and large volume of oil is left behind in the reservoir. Polymer alternating CO2 gas (CO2-PAG) injection can be used to improve sweep efficiency and increase oil recovery. This method benefits form an improved microscopic displacement with the injection of gas, and an enhanced macroscopic sweep efficiency with the injection of polymer. To the best of our knowledge, this method has not been studied in the micr scale. The purpose of this study is to investigate the mechanisms of oil production in the CO2-PAG injection process using glass micromodels. Two-dimensional water-wet micromodel with a diagonal injection-production pattern was utilized to visualize the pore-scale oil recovery mechanisms. The micromodel was well equipped with a high resolution camera to capture microscopic phenomena during the oil displacement. A paraffinic model oil with a viscosity of 0.028 Pa.s was used as the representative of viscous crude oil. Moreover, partially hydrolyzed polyacrylamide with a concentration of 1500 ppm was used to control the mobility of the aqueous phase. Initially, the micromodel was saturated with saline water i.e., fully saturation, then oil was injected to achieve an irreducible water saturation. Afterwards, to investigate the EOR potential of CO2-PAG, the alternate cycles of gas and polymer were injected at two PAG ratios of 1:1 and 2:1. Microscopic phenomena affecting oil displacement during the process of CO2-PAG injection were investigated. Therefore, it was possible to identify several effective mechanisms that improve oil recovery. Results show that both the formation of mobile gas clusters and polymer elasticity increased oil recovery. Mobile gas clusters caused double drainage and imbibition in the micromodel system. A pore to pore oil displacement by polymer solution, the formation of continuous and discontinuous polymer strings, the existence of mobile blobs and gas clusters were observed and identified during the CO2-PAG injection process. Results confirmed that an improvement in the volumetric sweep efficiency was achieved by the CO2-PAG injection. In 1: 1 PAG ratio, a higher volume sweep efficiency was obtained.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • mechanistic study
  • Polymer alternating CO2 gas injection
  • Micro-model
  • Viscous oil
  • Enhanced Oil Recovery
[1]. Zhang P, Huang S (2008) Coupling gas and polymer injection to improve heavy oil r ecovery confidential coupling gas and pol ymer injection to improve heavy oil r ecovery final report, Petroleum Technology Research Centre EOR Research Program.##
[2]. Holm L, Josendal V (1974) Mechanisms of Oil displacement by carbon dioxide, Journal of Petroleum Technology, 26, 12: 1427-1438. ##
[3]. Sheng J, Leonhardt B, Azri N (2015) Status of Polymer-flooding technology, Society of Petroleum Engineers - SPE 174541. ##
[4]. Caudle B, Witte M (1959) Production potential changes during sweep-out in a five-spot system, Journal of Petroleum Technology, 12, 12: 63–65. ##
[5]. Barnes A (1962) The use of a Viscous Slug to improve waterflood efficiency in a reservior partially invaded by bottom water, Society of Petroleum Engineers, SPE 334: 1147–1153. ##
[6]. Wang D, Cheng J, Yang Q, Gong W, Li Q, Chen F (2000). Viscous-elastic polymer can increase microscale displacement efficiency in cores, In SPE annual technical conference and exhibition. Society of Petroleum Engineers, October 1–4, Dallas, Texas. ##
[7]. Du Y, Guan L (2004). Field-scale polymer flooding : lessons learnt and experiences gained during past 40 years, In SPE International Petroleum Conference in Mexico. Society of Petroleum Engineers. ##
[8]. Yang E, Song, K (2006). Displacement Mechanism of Polymer Flooding by Molecular Tribology. IOP Science, Chinese Physics Letters, 23, 9: 2491. ##
[9]. Emami Meybodi H, Kharrat R, Nasehi Araghi M (2011). Experimental studying of pore morphology and wettability effects on microscopic and macroscopic displacement ef fi ciency of polymer flooding, Journal of Petroleum Science and Engineering, 78, 2: 347–363. ##
[10]. Zhang J C, Song K P, Liu L, Yang E L (2008) Investigation on mechanisms of polymer enhanced oil recovery by nuclear magnetic resonance and microscopic theoretical analysis, Chinese Physics Letters, 25, 5: 1750–1752. ##
[11]. Tian Ju Ping, Yao K L (2001) Fractal viscous fingering and its scaling structure in random Sierpinski carpet, Chinese Physics, 10, 2: 128–133. ##
[12]. Tian J P, Yao K (1963) Two-phase flow in correlated pore-throat random porous media, Chinese Physics, 11, 4: 358.
[13]. Zhang Y, Huang S, Luo P (2010) Coupling immiscible CO2 technology and polymer injection to maximize EOR performance for heavy oils, Journal of Canadian Petroleum Technology, 49, 5: 27–33. ##
[14]. Majidaie S, Khanifar A, Onur M, Tan I M (2012) A Simulation study of chemically enhanced water alternating gas (CWAG) injection, In SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia. Society of Petroleum Engineers. ##
[15]. Li W, Schechter D. (2014) Using polymer-alternating-gas to maximize CO2 flooding performance for light oils, In SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia. Society of Petroleum Engineers. ##
[16]. Kong X Delshad M Wheeler M (2015) A numerical study of benefits of adding polymer to WAG processes for a pilot case, In SPE reservoir simulation symposium, Society of Petroleum Engineers. ##
[17]. Jamal M, Al-Nuaim S, Awotunde A A, AhmedKhan R (2016) Optimal Parameter selection in a polymer alternating gas PAG process, In SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition. Society of Petroleum Engineers. ##
[18]. Li W, Sun J, Schechter D (2014) Polymer-alternating-gas simulation — a case study, In SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia. Society of Petroleum Engineers. ##
[19]. Oren P E, Pinczewski W V (1994) Effect of wettability and spreading on recovery of waterflood residual oil by immiscible gasflooding, SPE Formation Evaluation, 9, 02: 149-156. ##
[20]. Sedaghat M, Mohammadzadeh O, Kord S, Chatzis I (2016) Heavy oil recovery using ASP flooding: a pore-level experimental study in fractured five-spot micromodels, The Canadian Journal of Chemical Engineering, 94, 4: 779-791. ##
[21]. Sedaghat M H, Hossein M (2013) Experimental and numerical investigation of polymer fl ooding in fractured heavy oil fi ve-spot systems, Journal of Petroleum Science and Engineering, 153, 3: 1–13. ##
[22]. Walsh M P, Lake L W (1989) Applying fractional flow theory to solvent flooding and chase fluids, Journal of Petroleum Science and Engineering, 2: 281–303. ##
[23]. Wang D, Wang G, Wu W, Xia H, Yin H (2007) The Influence of viscoelasticity on displacement efficiency — from micro - to Macro s cale, In SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers. ##
[24]. Wang D, Wang G, Xia H (2011) Large Scale high viscous-elastic fluid flooding in the field achieves high recoveries, Society of Petroleum Engineers, 9, 1–7. ##
[25]. Wei B, Romero-Zeron, L, Rodrigue D (2014) Oil displacement mechanisms of viscoelastic polymers in enhanced oil recovery ( EOR ): a review, Springer Science, 4, 42: 113–121. ##
[26]. Wang Demin Xia H, Liu Z, Yang Q (n.d( (2014) Study of the mechanism of polymer solution with visco-elastic behavior increasing microscopic oil displacement efficiency and the forming of steady, Oil Thread, Flow Channels, Society of Petroleum Engineers, 1–9.