بررسی آزمایشگاهی و مدل‌سازی کمپلکس سطحی جهت ازدیاد برداشت نفت به‌وسیله تزریق آب مهندسی شده

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 گروه مهندسی مکانیک، دانشکده فنی و مهندسی، واحد شیراز، دانشگاه آزاد اسلامی، شیراز، ایران

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

10.22078/pr.2023.5036.3249

چکیده

ازدیاد برداشت از مخازن هیدروکربنی باعث کاهش ریسک‌های سرمایه‌گذاری در پروژه‌های توسعه میادین هیدروکربنی می‌شود. با توجه به عدم قطعیت در مسایل زمین‌شناختی در زمان تهیه مدل‌های دینامیک و استاتیک میادین و هزینه بالای اجرایی کردن این پروژه‌ها، می‌توان با آنالیز آزمایشگاهی و تعمیم نتایج آنها و در نهایت مدل‌سازی و طراحی مخزن، این مشکل را برطرف کرد. تزریق آب مهندسی شده باعث بهبود بازیافت نفت می‌شود ولی مکانیزم اثر آن کاملاً مشخص نیست. براساس تحقیقات انجام شده یکی از مکانیزم‌های موثر آب مهندسی شده، تغییر بار الکتریکی سطح نفت و در نتیجه تغییر ترشوندگی است. در این مطالعه اثر بار الکتریکی بر رفتار ترشوندگی سنگ کربناته که موجب ازدیاد برداشت می‌شود، بررسی گردید. مدل‌های کمپلکس سطحی موجود برای مدل سنگ کلسیتی خالص و ترکیب یونی مورد استفاده در این کار، باز سازی شدند. پس از بررسی مدل‌ها از دو دیدگاه پتانسیل الکتریکی و جذب سطحی، بهترین مدل برای پیش‌بینی پتانسیل زتا در نظر گرفته شد. براساس زوایای تماس به‌دست آمده، آب دریای 40 بار رقیق شده نسبت به آب دریای غلیظ شده، 79/30% آب‌دوستی را افزایش می‌دهد. علاوه‌بر این نتایج نشان داد آب دریای40 بار رقیق شده منجر به کاهش پتانسیل زتا کلسیت خالص /شورآب از 9/2- به mV 4/5- و کاهش پتانسیل زتا نفت خام/شورآب از2/6- به mV 3/18- شد. براساس این نتایج با کاهش میزان شوری آب، بار الکتریکی این دو سطح منفی‌تر می‌شود و در نتیجه نیروی دافعه و ضخامت فیلم آبی بین این دو میان‌ رویه افزایش می‌یابد. این تغییرات باعث می‌شود آب دوستی سنگ بیشتر شده و نفت تمایل بیشتری جهت جدا شدن از سنگ مخزن را داشته باشد و در نهایت منجر به ازدیاد برداشت می‌گردد.

کلیدواژه‌ها

موضوعات


عنوان مقاله [English]

Laboratory Investigation and Modeling of the Surface Complex to Increase Oil Recovery by Means of Engineered Water Injection

نویسندگان [English]

  • Fazel Zare khafri 1
  • Fatemeh Khamoushi Abarghoi 2
  • Mahdi NazariSaram 2
1 Department of Mechanical Engineering, College of Technical Engineering, Shiraz Branch, Islamic Azad University, Shiraz, Iran
2 Faculty of Civil and Earth Resources Engineering, Islamic Azad University, Centre Tehran Branch, Tehran, Iran
چکیده [English]

By increasing the extraction from the hydrocarbon reservoirs, the investment risks in the hydrocarbon field development projects reduces. Experimental analysis, generalization of their results, modeling and design the reservoir are used because of the uncertainty in geological issues during the preparation of dynamic and static models of the fields and the high cost of auditing these projects. Engineered water injection improves oil recovery, but the mechanism of its effect is not completely clear. According to the researches, one of the effective mechanisms of engineered water is the change of electric charge on the surface of oil and as a result, change of wettability. The effect of electric charge on the wetting behavior of carbonate rock which leads to harvest increase, has been investigated in this study. The existing surface complex models were reconstructed for the pure calcite rock model and the ionic composition used in this work. Models has been examined from the electric potential and surface absorption points of views and the best model was considered to predict zeta potential. Based on the obtained contact angles, 40 times diluted seawater increases the hydrophilicity by 30.79% compared to concentrated seawater. The results also showed that 40 times diluted seawater leads to a decrease in the zeta potential of pure calcite/brine from -2.9 to -5.4 mV and a decrease in the zeta potential of crude oil/brine from -6.2 to -18.3 mV. Based on the results, the electric charge of these two surfaces becomes more negative as the water salinity decreases and consequently the repulsive force between these two interfaces and the thickness of the blue film between these two interfaces increases. These changes lead to increase the water-friendliness of the rock, the greater tendency of oil for separating from the reservoir rock and ultimately lead to an increase in harvest.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Increase Production Technique
  • Low Salinity Water
  • Surface Electric Potential
  • Zeta Electric Potential
  • Contact Angle
[1]. Fettke, C. R. (1938). The Bradford oil field, Pennsylvania and New York. Mineral Resources Report M21, Pennsylvania Geological Survey, Commonwealth of Pennsylvania. ##
[2]. Jadhunandan, P. P., & Morrow, N. R. (1995). Effect of wettability on waterflood recovery for crude-oil/brine/rock systems, SPE Reservoir Engineering, 10(01), 40-46, doi.org/10.2118/22597-PA. ##
[3]. Boussour, S., Cissokho, M., Cordier, P., Bertin, H., & Hamon, G. (2009). Oil recovery by low salinity brine injection: Laboratory results on outcrop and reservoir cores, In SPE Annual Technical Conference and Exhibition?, SPE-124277, doi.org/10.2118/124277-MS. ##
[4]. Seccombe, J. C., Lager, A., Webb, K., Jerauld, G., & Fueg, E. (2008). Improving wateflood recovery: LoSal™ EOR field evaluation, In SPE Improved Oil Recovery Conference?, SPE-113480, doi.org/10.2118/113480-MS. ##
[5]. Lager, A., Webb, K. J., & Black, C. J. J. (2007). Impact of brine chemistry on oil recovery, In IOR 2007-14th European symposium on improved oil recovery, cp-24, European Association of Geoscientists & Engineers, doi.org/10.3997/2214-4609-pdb.24.A24. ##
[6]. Mokhtari, R., Ayatollahi, S., & Fatemi, M. (2019). Experimental investigation of the influence of fluid-fluid interactions on oil recovery during low salinity water flooding, Journal of Petroleum Science and Engineering, 182, 106194, doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106194. ##
[7]. Van Cappellen, P., Charlet, L., Stumm, W., & Wersin, P. (1993). A surface complexation model of the carbonate mineral-aqueous solution interface, Geochimica et Cosmochimica Acta, 57(15), 3505-3518, doi.org/10.1016/0016-7037(93)90135-J. ##
[8]. Schindler, P. W., Fürst, B., Dick, R., & Wolf, P. U. (1976). Ligand properties of surface silanol groups. I. Surface complex formation with Fe3+, Cu2+, Cd2+, and Pb2+, Journal of Colloid and Interface Science, 55(2), 469-475, doi.org/10.1016/0021-9797(76)90057-6. ##
[9]. Hochella, M. F. (1990). Atomic structure, microtopography, composition, and reactivity of mineral surfaces, Reviews in Mineralogy and Geochemistry, 23(1), 87-132. ##
[10]. Stumm, W., & Morgan, J. J. (2012). Aquatic chemistry: chemical equilibria and rates in natural waters, John Wiley & Sons. ##
[11]. Pokrovsky, O. S., & Schott, J. (1999). Processes at the magnesium-bearing carbonates/solution interface, II. Kinetics and mechanism of magnesite dissolution, Geochimica et cosmochimica acta, 63(6), 881-897, doi.org/10.1016/S0016-7037(99)00013-7. ##
[12]. Prédali, J. J., & Cases, J. M. (1973). Zeta potential of magnesian carbonates in inorganic electrolytes, Journal of Colloid and Interface Science, 45(3), 449-458, doi.org/10.1016/0021-9797(73)90160-4. ##
[13]. Hiorth, A., Cathles, L. M., & Madland, M. V. (2010). The impact of pore water chemistry on carbonate surface charge and oil wettability, Transport in Porous Media, 85, 1-21. ##
[14]. Mahani, H., Keya, A. L., Berg, S., & Nasralla, R. (2017). Electrokinetics of carbonate/brine interface in low-salinity waterflooding: Effect of brine salinity, composition, rock type, and pH on?-potential and a surface-complexation model, SPE Journal, 22(01), 53-68, doi.org/10.2118/181745-PA. ##
[15]. Brady, P. V., & Krumhansl, J. L. (2012). A surface complexation model of oil–brine–sandstone interfaces at 100 C: Low salinity waterflooding, Journal of Petroleum Science and Engineering, 81, 171-176, doi.org/10.1016/j.petrol.2011.12.020. ##
[16]. Sanaei, A., Tavassoli, S., & Sepehrnoori, K. (2019). Investigation of modified Water chemistry for improved oil recovery: Application of DLVO theory and surface complexation model, Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 574, 131-145, doi.org/10.1016/j.colsurfa.2019.04.075. ##
[17]. Aslan, S., Fathi Najafabadi, N., & Firoozabadi, A. (2016). Non-monotonicity of the contact angle from NaCl and MgCl2 concentrations in two petroleum fluids on atomistically smooth surfaces. Energy & Fuels, 30(4), 2858-2864, doi.org/10.1021/acs.energyfuels.6b00175. ##
[18]. Karadimitriou, N. K., Mahani, H., Steeb, H., & Niasar, V. (2019). Nonmonotonic effects of salinity on wettability alteration and two‐phase flow dynamics in PDMS micromodels. Water Resources Research, 55(11), 9826-9837, doi.org/10.1029/2018WR024252. ##