تأثیر غلظت و اندازه قطرات نفت همراه آب در کاهش تزریق‌پذیری در فرآیند بازتزریق آب تولیدی

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 بخش مهندسی نفت، دانشکده مهندسی شیمی نفت و گاز، دانشگاه شیراز، شیراز، ایران

2 شرکت ملی مناطق نفتخیز جنوب، اهواز، ایران

چکیده

آب تولیدی همراه نفت از بزرگ‌ترین جریان‌های فاضلاب صنایع به‌شمار می‌رود. از جمله روش‌های مدیریت این آب، تزریق مجدد آن به مخازن نفتی به‌منظور فشارافزایی است؛ از طرفی به‌دلیل حضور آلاینده‌های مختلف در این آب، احتمال انواع آسیب‌ سازندی وجود دارد. در این میان حضور قطرات نفت همراه آب، سبب گرفتگی محیط متخلخل، کاهش تزریق‌پذیری و افزایش فشار تزریق می‌گردد. در این پژوهش، آب تولیدی سنتزی شامل قطرات نفت امولسیون شده در آب آماده شد و از طریق بررسی‌های میکروسکوپی و انجام آزمایش‌های میکرومدل، تأثیر میزان غلظت نفت بر اندازه قطرات امولسیون و همچنین میزان کاهش تخلخل بررسی گردید. آزمایش‌های میکروسکوپی با غلظت نفت و شوری در محدوده به‌ترتیب 30 تا 100 قطره و ppm 4 تا ppm 32و آزمایش‌های میکرومدل با غلظت نفت 70 و 150 قطره تا تزریق PV 35 انجام شد. نتایج مشاهدات میکروسکوپی نشان داد، افزایش غلظت نفت سبب افزایش میزان اندازه قطرات نفت شده بطوریکه افزایش غلظت نفت از 30 به 100 قطره، موجب افزایش میانگین اندازه قطره از µm 56 /1 به µm 98/1 می‌گردد. در آزمایش‌های میکرومدل با محاسبه تخلخل اشغال شده ناشی از قطرات نفت محبوس، مشخص گردید با افزایش دو فاکتور میزان حجم تزریق و غلظت نفت، نسبت تخلخل اشغال شده نهایی به تخلخل اولیه کاهش می‌یابد. به‌عنوان نمونه برای امولسیون نفت در آب با غلظت 150 قطره نفت، در حجم تزریق PV 7 و PV 35 این نسبت از 875/0 به 642/0 در حجم تزریق می‌رسد. همچنین با تزریق PV 35 آب تولیدی سنتزی با دو غلظت‌70 و 150 قطره نفت، نسبت کاهش تخلخل از 914/0 به 642/0 رسید که موید تشدید آسیب سازند باشد. یافته‌های این تحقیق، به‌صورت کمی، اهمیت حذف آلاینده قطرات نفت همراه با آب تولیدی (قبل از تزریق شان به چاه‌ها) را در جهت جلوگیری از کاهش تزریق‌پذیری نشان می‌دهد.

کلیدواژه‌ها

موضوعات

عنوان مقاله [English]

The Impact of Concentration and Size of Oil Droplets Accompanied by Water on the Reduction of Injectivity in the Produced Water Re-Injection Process

نویسندگان [English]

  • Ali Lotfi Fathabadi 1
  • Azim Kalantariasl 1
  • Maysam Mohammadzadeh-Shirazi 1
  • Saeed Golshokooh 2
1 Department of Petroleum Engineering , School of Chemical and Petroleum Engineering, Shiraz University,Iran
2 National Iranian South Oilfields Company (NIOC), Ahwaz , Iran
چکیده [English]

Produced water, along with oil, constitutes one of the largest wastewater outputs from various industries. One method of managing this water is by reinjecting it into oil reservoirs to enhance pressure. However, the presence of multiple pollutants risks damaging the formation. Notably, oil droplets within this water significantly contribute to structural damage by clogging the porous medium, reducing injectability, and increasing injection pressure. In this research, we created synthetically produced water containing oil droplets emulsified in water. Through microscopic investigations and micromodel tests, we examined the impact of oil concentration on the size of the emulsion droplets and the resultant reduction in porosity. The microscopic tests analyzed oil concentrations and salinities ranging from 30 to 100 drops and 4 ppm to 32 ppm, respectively, with oil concentrations of 70 and 150 drops injected up to a pore volume (PV) of 35. The microscopic observations revealed that an increase in oil concentration correlates with a rise in the size of oil droplets. Specifically, increasing the oil concentration from 30 to 100 drops resulted in the average droplet size growing from 1.56 to 1.98 micrometers. In the micromodel tests, we calculated the occupied porosity due to trapped oil droplets and found that the ratio of final occupied porosity to initial porosity decreases with increasing injection volume and oil concentration. For instance, with an oil-in-water emulsion containing 150 drops of oil, as the injection volume increased from 7 PV to 35 PV, this ratio decreased from 0.875 to 0.642. Moreover, injecting 35 PV of synthetically produced water with two concentrations of 70 and 150 drops of oil resulted in a reduction in the porosity ratio from 0.914 to 0.642, further confirming the potential for formation damage. These findings quantitatively underscore the necessity of removing oil droplets from produced water before injection into wells to prevent decreased injectivity.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Produced Water
  • Oil In Water Emulsion
  • Oil Concentration
  • Pore Volume
  • Micromodel
  • Microscopic Investigation

مراجع

[1]. Eyitayo, S. I., Watson, M. C., & Kolawole, O. (2023). Produced Water Management and Utilization: Challenges and Future Directions. SPE Production & Operations, 38(03), 367-382. ##
[2]. Al-Ghouti, M. A., Al-Kaabi, M. A., Ashfaq, M. Y., & Da’na, D. A. (2019). Produced water characteristics, treatment and reuse: A review. Journal of Water Process Engineering, 28, 222-239. doi.org/10.1016/j.jwpe.2019.02.001. ##
[3]. Gray, M. (2020, July). Reuse of produced water in the oil and gas industry. In SPE International Conference and Exhibition on Health, Safety, Environment, and Sustainability? (p. D021S004R001). doi.org/10.2118/199498-MS. ##
[4]. Bader, M. S. H. (2007). Seawater versus produced water in oil-fields water injection operations. Desalination, 208(1-3), 159-168, doi: https://doi.org/10.1016/j.desal.2006.05.024.
[5]. Liu, Y., Lu, H., Li, Y., Xu, H., Pan, Z., Dai, P., Wang, H. and Yang, Q. (2021). A review of treatment technologies for produced water in offshore oil and gas fields. Science of the Total Environment, 775, 145485. doi.org/10.1016/j.scitotenv.2021.145485. ##
[6]. Veil, J. A. (2011). Produced water management options and technologies. In Produced water: environmental risks and advances in mitigation technologies, 537-571. New York, NY: Springer New York. ##
[7]. Kabyl, A., Yang, M., Abbassi, R., & Li, S. (2020). A risk-based approach to produced water management in offshore oil and gas operations. Process safety and Environmental protection, 139, 341-361, doi: org/10.1016/j.psep.2020.04.021. ##
[8]. Yu, L., Sang, Q., Dong, M., & Yuan, Y. (2017). Effects of interfacial tension and droplet size on the plugging performance of oil-in-water emulsions in porous media. Industrial & Engineering Chemistry Research, 56(32), 9237-9246, doi: 10.1021/acs.iecr.7b01770. ##
[9]. Jiménez, S. M., Micó, M. M., Arnaldos, M., Medina, F., & Contreras, S. (2018). State of the art of produced water treatment. Chemosphere, 192, 186-208. doi.org/10.1016/j.chemosphere.2017.10.139. ##
[10]. Ghafoori, S., Omar, M., Koutahzadeh, N., Zendehboudi, S., Malhas, R. N., Mohamed, M., ... & Mehrvar, M. (2022). New advancements, challenges, and future needs on treatment of oilfield produced water: A state-of-the-art review. Separation and Purification Technology, 289, 120652, doi: 10.1016/j.seppur.2022.120652. ##
[11]. Fakhru’l-Razi, A., Pendashteh, A., Abdullah, L. C., Biak, D. R. A., Madaeni, S. S., & Abidin, Z. Z. (2009). Review of technologies for oil and gas produced water treatment. Journal of Hazardous Materials, 170(2-3), 530-551. doi.org/10.1016/j.jhazmat.2009.05.044. ##
[12]. Azizov, I., Dudek, M., & Øye, G. (2021). Emulsions in porous media from the perspective of produced water re-injection–A review. Journal of Petroleum Science and Engineering, 206, 109057. doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109057. ##
[13]. فراهانی، عباسی, تشکیل رسوب و آسیب دیدگی سازند در فرآیند تزریق آب به مخازن نفتی، چاپ دوم،  چاپ شده توسط انتشارات پژوهشگاه صنعت نفت، 1396، 1-183، شابک 13 رقمی: 9786005961140. ##
[14]. Rossini, S., Roppoli, G., Mariotti, P., Renna, S., Manotti, M., Viareggio, A., & Biassoni, L. (2020). Produced water Quality impact on injection performance: predicting injectivity decline for waterflood design. In International Petroleum Technology Conference (p. D031S083R001). IPTC. ##
[15]. Bennion, D. B., Bennion, D. W., Thomas, F. B., & Bietz, R. F. (1998). Injection water quality-a key factor to successful waterflooding. Journal of Canadian Petroleum Technology, 37(06). doi.org/10.2118/98-06-06. ##
[16]. Evans, R. C. (1994). Developments in environmental protection related to produced water treatments and disposal (produced water re-injection). In SPE International Conference and Exhibition on Health, Safety, Environment, and Sustainability? (pp. SPE-27179). doi.org/10.2118/27179-MS. ##
[17]. Sharma, M. M., Pang, S., Wennberg, K. E., & Morgenthaler, L. (1997, June). Injectivity decline in water injection wells: An offshore Gulf of Mexico case study. In SPE European Formation Damage Conference and Exhibition (pp. SPE-38180). doi.org/10.2118/38180-MS. ##
[18]. Zuluaga, E., Evans, P., Nesom, P., Spratt, T., & Daniels, E. (2011). Technical Evaluations to Support the Decision to Reinject Produced Water. SPE Production & Operations, 26(02), 128-139. doi.org/10.2118/132346-PA. ##
[19]. McAuliffe, C. D. (1973). Oil-in-water emulsions and their flow properties in porous media. Journal of petroleum technology, 25(06), 727-733, doi: 10.2118/4369-pa. ##
[20]. Chen, Z., Dong, M., Husein, M., & Bryant, S. (2018). Effects of oil viscosity on the plugging performance of oil-in-water emulsion in porous media. Industrial & Engineering Chemistry Research, 57(21), 7301-7309, doi: 10.1021/acs.iecr.8b00889. ##
[21]. Cobos, S., Carvalho, M. S., & Alvarado, V. (2009). Flow of oil–water emulsions through a constricted capillary. International Journal of Multiphase Flow, 35(6), 507-515, doi.org/10.1016/j.ijmultiphaseflow.2009.02.018. ##
[22]. Rousseau, D., Hadi, L. and Nabzar, L., (2007). May. PWRI-induced injectivity decline: new insights on in-depth particle deposition mechanisms. In SPE European Formation Damage Conference and Exhibition (pp. SPE-107666). doi.org/10.2118/107666-MS. ##
[23]. Rousseau, D., Hadi, L., & Nabzar, L. (2008). Injectivity decline from produced-water reinjection: new insights on in-depth particle-deposition mechanisms. SPE Production & Operations, 23(04), 525-531. doi.org/10.2118/107666-PA. ##
پژوهش نفت
دوره 34، 1403-3 - شماره پیاپی 136
مرداد و شهریور 1403
صفحه 16-28

فایل ها

هم رسانی

ارجاع به این مقاله

آمار