بررسی ماکروسکوپیک اثر نوع آب تزریقی بر رفتار تولیدی مخازن نفت امولسیونی با تأکید بر شوری

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

گروه آموزشی مهندسی نفت، مواد و معدن، دانشکده عمران و منابع زمین، واحد تهران مرکزی، دانشگاه آزاد اسلامی، تهران، ایران

10.22078/pr.2021.4393.2994

چکیده

 
تولید نفت از مخازن نفت امولسیونی همواره با مشکلاتی همراه بوده است. از جمله این مشکلات می‌توان به افزایش گرانروی نفت و بسته‌شدن گلوگاه‌ها و متعاقب آن، افزایش افت فشار و کاهش نرخ تولید اشاره کرد. بررسی رفتار حرکتی این نوع نفت در محیط متخلخل که نمونه‌ای از سنگ مخزن است، می‌تواند به شناخت بیشتر موضوع و پارامترهای مؤثر بر آن کمک نماید. شوری و ترکیب یونی از جمله عوامل مؤثر بر رفتار امولسیون آب در نفت در محیط متخلخل می‌باشند که کم‌تر مورد بررسی قرار گرفته‌اند. بدین منظور، اثر شوری آب‌های مختلف برروی رفتار اختلاف فشار دو سر مغزه در حین سیلاب‌زنی بررسی شده است. آزمایش‌های سیلاب‌زنی در دمای C° 60 ، فشار اتمسفر و در بسته شنی صورت گرفت. بدین صورت که شورآب‌هایی شامل آب کم شور، آب دریای خلیج‌فارس و آب سازند پارس جنوبی به محفظه‌ ماسه‌ای اشباع از امولسیون تزریق و رفتار فشاری و بازیافت نهایی نفت آن ثبت شد. نتایج گویای آن است که آب خلیج‌فارس نوسان فشاری بیشتری نشان داده و موجب بسته‌شدن مسیرهای بیشتری به نسبت دو آب نمک دیگر می‌شود. نتایج میکروسکوپی نشان می‌دهد که این پدیده می‌تواند به‌علت به دام افتادن قطرات آب پخش شده در امولسیون در گلوگاه‌ها حین تزریق و مهتر از آن، تشکیل امولسیون درجای ثانویه در محیط باشد که موجب بسته‌شدن بخش‌هایی از محیط متخلخل می‌شود. این پدیده در تزریق آب خلیج‌فارس، به‌دلیل تشکیل امولسیون با قطرات درشت‌تر با افزایش فشار و کاهش بازدهی نهایی نفت، بیشتر خود را نشان می‌دهد.
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Macroscopic Investigation of Injected water Salinity on the Production of Emulsion Oil Reservoirs

نویسندگان [English]

  • Mahdi NazariSaram
  • Pourya Malmir
Petroleum Engineering Department, Engineering Faculty, Islamic Azad University, Tehran, Iran
چکیده [English]

Several problems may be encountered during recovery from reservoirs containing emulsified oil. Higher oil phase viscosity, pore throat blockage, and a much higher rate of pressure drop through the recovery period are among the most serious ones. A suitable way to overcome this issue is to investigate the behavior of this type of oil in the porous medium. This study aims to survey the effects of brine salinity on pressure behavior. Different brines with different salinities including low salinity brine, Persian Gulf brine, and South Pars formation brine was injected into the sand pack, and the pressure behavior and ultimate recovery were monitored. The results showed that Persian Gulf brine would cause more blockage of pore throats and formation of in-situ emulsion in the porous medium, hence, resulting in more fluctuation in the pressure response. Because of the formation of in-situ emulsion, the ultimate recovery of Persian Gulf water is the lowest recovery, and low salinity water is the best choice for water flooding in the emulsified reservoir.
 

[1]. Peña A A (2004) Dynamic aspects of emulsion stability, Ph.D thesis, Houston: Rice University.##
[2]. Schramm L L (1992) Petroleum emulsion: basic principles, in Emulsions Fundamentals and Applications in the Petroleum Industry, Advances in Chemistry Series-231: Washington DC, Chapter 1. ##
[3]. Pal R (1996) Effect of droplet size on the rheology of emulsions, AIChE Journal 42, 11: 3181-3190. ##
[4]. Weiss J, Canceliere C, McClements D J (2000) Mass transport phenomena in oil-in-water emulsions containing surfactant micelles: solubilization, Langmuir 16, 14: 5879-5883. ##
[5]. Nishimi T, Miller C A (2001) Spontaneous emulsification produced by chemical reactions, Journal of Colloid and Interface Science, 237, 2: 259-266. ##
[6]. Walstra P (1990) Emulsion stability, in Encyclopedia of Emulsion Technology Becher, Marcel Dekker, Inc.: New York, 4, 1-62. ##
[7]. McAuliffe C D (1973) Oil-in-Water Emulsions and Their Flow Properties in Porous Media, Journal of petroleum technology, 25, 06: 727-733. ##
[8]. DeZabala E F, Radke C J (1986) A nonequilibrium description of alkaline waterflooding, SPE 11213, SPE Reservoir Engineering, 1, 1: 27-43. ##
[9]. Kokal S (2005) Crude-oil emulsion: A state of the art review, SPE Production and facilities, 20, 01: 5-13. ##
[10]. Tambe D E, Sharma M M (1994) Factors controlling the stability of colloid-stabilized emulsions: II. A model for the rheological properties of colloid-laden interfaces, Journal of Colloid and Interface Science, 162, 1: 1-10. ##
[11]. Bryan J L, Mai A T, Kantzas A (April) Investigation into the processes responsible for heavy oil recovery by alkali-surfactant flooding, In SPE Symposium on Improved Oil Recovery, OnePetro. ##
[12]. Kumar, Rahul, Eric Dao, and Kishore Mohanty. Heavy-oil recovery by in-situ emulsion formation. Spe Journal, 17, 02: 326-334. ##
[13]. Liu Q, Dong M, Yue X, Hou J (2006) Synergy of alkali and surfactant in emulsification of heavy oil in brine, Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 273, 1-3: 219-228. ##
[14]. Kumar Sanjay T F, Yen George V (1989) Chilingarian, and Erle C. Donaldson, “Alkaline flooding” In Developments in Petroleum Science, 17: 219-254, Elsevier. ##
[15]. Green D W, Willhite G P (1998) Enhanced oil recovery; society of petroleum engineers, SPE: Richardson, TX, SPE Textbook Series, 6. ##
[16]. Alvarado D A, Marsden Jr S S (1979) Flow of oil-in-water emulsions through tubes and porous media, Society of Petroleum Engineers Journal, 19, 06: 369-377. ##
[17]. Soo H, Radke C J (1984) Flow mechanism of dilute, stable emulsions in porous media, Industrial and Engineering Chemistry Fundamentals, 23, 3: 342-347. ##
[18]. Schmidt D P, Soo H, Radke CJ (1984) Linear oil displacement by the emulsion entrapment process, Society of Petroleum Engineers Journal, 24, 03: 351–360. ##
[19]. Soo H, Radke C J (1984) Flow mechanism of dilute, stable emulsions in porous media, Industrial and Engineering Chemistry Fundamentals, 23, 3: 342-347. ##
[20]. Rezaei N, firoozabadi A (2014) Macro- and micro scale waterflooding performances of crudes which form w/o emulsions upon mixing with brines, Energy and Fuels Journal, 28: 2092-2103. ##
[21]. Soo H, Radke C J (1986) A filtration model for the flow of dilute, stable emulsions in porous media—I. Theory, Chemical Engineering Science, 41, 2: 263-272. ##