ارزیابی عملکرد پلیمر پلی‌اکریل آمید جهت کاربرد در روش‌های ازدیاد برداشت پایه آبی در شرایط شوری و دمای بالا: مطالعات رئولوژی و جذب پلیمر

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

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

10.22078/pr.2024.5448.3428

چکیده

ارزیابی عملکرد پلیمرهای مختلف با ساختار شیمیایی متفاوت از نقطه‌نظر مقاومت در برابر دما و شوری و جذب بر سطح سنگ به‌عنوان یکی از گام‌های مهم در راستای طراحی یک پروژه ازدیاد برداشت پایه آبی به‌شمار می‌رود. این مقاله به ارزیابی عملکرد پلیمرهای مختلف با پایه پلی‌اکریل آمید جهت ازدیاد برداشت نفت با تمرکز بر شرایط یک مخزن نفتی با شرایط دما و شوری بالا می‌پردازد. بدین‌منظور، بر مبنای تجربیات حاصل از پژوهش‌های پیشین، چهار پلیمر مختلف با ساختار شیمیایی متفاوت انتخاب شده است. در این راستا، آزمایش‌های رئولوژی، پایداری دمایی و جذب پلیمر بر سطح سنگ به‌صورت استاتیک برای پلیمرهای مورد مطالعه انجام شد. بر مبنای نتایج حاصل از آزمایش‌های رئولوژی، گرانروی (در نرخ برشی معادل مخزن) محلول تهیه‌شده از پلیمر پلی‌اکریل آمید (HPAM) در آب دریا (SW) و با غلظت ppm 2000 برابر با cP 25 بود، در‌حالی‌که این پلیمر در آب سازندی (FW؛ شوری ppm 160/221) به‌طور کامل ناپایدار بود. با این‌حال، افزوده‌شدن زنجیره‌های پلیمری در قالب گروه‌های سولفونه (SPAM)، سولفونه و اکریلیک اسید (SAPAM) و سولفونه و پلی‌وینیل پیرولیدون (SVPAM) به ساختار HPAM سبب افزایش مقاومت این پلیمر در برابر شوری شد، به‌طوری‌که برای پلیمرهای SPAM و SAPAM به‌ترتیب 3/35 و 3/44% از گرانروی اولیه در اثر افزایش شوری سیال پایه از شوری معادل SW به FW حفظ شده است. با این‌حال بالاترین درصد حفظ گرانروی در اثر افزایش شوری از شرایط SW به FW برای پلیمر SVPAM با مقدار حفظ گرانروی 55% حاصل شده است. همچنین، درصد حفظ گرانروی پلیمر HPAM در اثر ماند 120 روزه در شرایط دمایی مخزن فقط در حدود 2% بود، در‌حالی‌که درصد حفظ گرانروی برای پلیمرهای SPAM ،SAPAM و SVPAM به‌ترتیب به مقادیر 25، 31 و 73% ارتقا یافت. به‌علاوه، به‌دلیل دارا بودن پایین‌ترین وزن مولکولی، کمینه مقدار جذب پلیمر بر سطح سنگ برای پلیمر SVPAM حاصل شد. مطابق نتایج حاصله، برای محلول‌های پلیمری با غلظت یکسان ppm 2000، مقدار جذب SVPAM برابر با µgpolymer/grock 765 بود، در‌حالی‌که مقدار جذب برای پلیمرهای HPAM ،SAPAM و SPAM به‌ترتیب برابر با 1475، 1265 و µgpolymer/grock 1134 به‌دست آمد. همچنین، تحلیل نتایج حاصل از آزمایش‌های جذب پلیمر بر سطح سنگ نشان داد که در شرایط این پژوهش، سنتیک جذب پلیمر برروی سطح سنگ از مدل جذب لانگمویر تبعیت می‌کند. نتایج حاصل از این مقاله، ضمن تأیید پتانسیل مطلوب پلیمر پلی‌اکریل آمید سولفونه ارتقا یافته با زنجیره پلی‌وینیل پیرولیدون (SVPAM) جهت مطالعات مرتبط با طراحی پروژه تزریق پلیمر برای مخازن نفتی با دما و شوری بالا، اهمیت انتخاب ساختار شیمیایی و وزن مولکولی مناسب پلیمر در راستای مطالعات ازدیاد برداشت پلیمری را آشکار می‌سازد.

کلیدواژه‌ها

موضوعات

عنوان مقاله [English]

Performance Evaluation of Polyacrylamide Polymer in Water-Based Enhanced Oil Recovery Under High-Salinity and High-Temperature Conditions: Rheological and Adsorption Studies

نویسندگان [English]

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

Performance evaluation of polymers with different chemical structure considering temperature and salinity tolerance and adsorption on rock surface is one of key step through the design of a water-based EOR project. The aim of this paper is to evaluate the performance of polyacrylamide-based polymers to be applied in water-based EOR methods in a reservoir with high salinity/high temperature condition. To do so, based on the results of previous researches, four different polymers with distinguished chemical structure were selected, and a series of rheology measurements, thermal stability and static adsorption tests were performed using the selected polymers. Based on the results of rheology measurements, the viscosity (at the equivalent reservoir shear rate) of 2000 ppm HPAM solution prepared in seawater was 25 cp, while HPAM was insoluble in formation water.  However, addition of sulfonate (SPAM), sulfonate and acrylic acid (SAPAM) and sulfonate and polyvinylpyrrolidone (SVPAM) polymer chains to HPAM structure increased the HPAM tolerance to salinity of makeup water, in a way that the viscosity retention of SPAM and SAPAM polymer was 35.3% and 44.3%, respectively. However, the maximum viscosity retention due to increase in makeup water salinity from seawater to formation water was obtained in the case of SVPAM with 55% of viscosity retention. Moreover, the viscosity retention as the result of 120 days aging in reservoir temperature was 2% in the case of HPAM, while in the case of SPAM, SAPAM and SVPAM the viscosity retention is improved to 25%, 31% and 73%, respectively. Furthermore, due to the lowest polymer molecular weight, the minimum of polymer adsorption on the rock surface was obtained in the case of SVPAM. According to static adsorption measurement tests, for 2000 ppm polymer solutions, adsorption of SVPAM on reservoir rock surface was 765 micro gr of polymer/gr rock, while the adsorption of HPAM, SAPAM and SPAM was 1475, 1265 and 1134 micro gr polymer/gr rock. Also, adsorption data reported in this article was in agreement with Langmuir’s adsorption isotherm. The results of this paper approve the potential of SVPAM polymer to be considered in the studies related to design of polymer flooding projects for high temperature/high salinity oil reservoirs, and also shed light on the importance of the selection of polymer chemical structure and molecular weight through EOR polymer studies.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Enhanced Oil Recovery (EOR)
  • Polymer Flooding
  • Polymer Screening
  • High Temperature/High Salinity
  • Polymer Rheology
  • Polymer Adsorption on Rock Surface

مراجع

[1]. Al Adasani, A., & Bai, B. (2011). Analysis of EOR projects and updated screening criteria. Journal of Petroleum Science and Engineering, 79(1-2), 10-24, doi: 10.1016/j.petrol.2011.07.005.##
[2]. Standnes, D. C., & Skjevrak, I. (2014). Literature review of implemented polymer field projects. Journal of petroleum science and engineering, 122, 761-775. doi.org/10.1016/j.petrol.2014.08.024.##
[3]. Vermolen, E. C., Haasterecht, M. J., & Masalmeh, S. K. (2014, March). A systematic study of the polymer visco-elastic effect on residual oil saturation by core flooding. In SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia (pp. SPE-169681). SPE. doi.org/10.2118/169681-MS.##
[4]. Liu, P., Zhang, S., Wei, F., Lv, J., & Xu, P. (2023). Synthesis and properties of elevated temperature hydrogels for enhanced oil recovery based on AM/AMPA/NVP copolymer and silica nanoparticles. Journal of Applied Polymer Science, 140(43), e54583.##
[5]. Lu, M., Zhang, D.L., Li, J., Huang, Q., Zu, Y., Guo, H., Zhou, N., Niu, F. and Mohanty, K., 2024, April. A Novel Polymer Gel System for In-Depth Water Conformance in High Temperature and High Salinity Reservoirs. In SPE Improved Oil Recovery Conference? (p. D031S018R004). SPE. doi.org/10.2118/218230-MS.##
[6]. Hassan, A. M., Al-Shalabi, E. W., Alameri, W., Kamal, M. S., Patil, S., & Hussain, S. M. S. (2023). Manifestations of surfactant-polymer flooding for successful field applications in carbonates under harsh conditions: A comprehensive review. Journal of Petroleum Science and Engineering, 220, 111243. doi.org/10.1016/j.petrol.2022.111243.##
[7]. T. Divers, N. Gaillard, S. Bataille, A. Thomas, and C. Favéro, Successful Polymer Selection for CEOR: Brine Hardness and Mechanical Degradation Considerations’, in SPE Oil and Gas India Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers, 2017.##
[8]. Jouenne, S. (2020). Polymer flooding in high temperature, high salinity conditions: Selection of polymer type and polymer chemistry, thermal stability. Journal of Petroleum Science and Engineering, 195, 107545. doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107545.##
[9]. Vermolen, E. C., Van Haasterecht, M. J., Masalmeh, S. K., Faber, M. J., Boersma, D. M., & Gruenenfelder, M. (2011). Pushing the envelope for polymer flooding towards high-temperature and high-salinity reservoirs with polyacrylamide based ter-polymers. In SPE middle east oil and gas show and conference (pp. SPE-141497). SPE. doi.org/10.2118/141497-MS.##
[10]. Al-Hajri, S., Mahmood, S. M., Abdulelah, H., & Akbari, S. (2018). An overview on polymer retention in porous media. Energies, 11(10), 2751. doi.org/10.3390/en11102751.##
[11]. Satken, B., Bertin, H., & Omari, A. (2021, April). Adsorption/retention of HPAM polymer in polymer flooding process: Effect of molecular weight, concentration and wettability. In IOR 2021 (Vol. 2021, No. 1, pp. 1-14). European Association of Geoscientists & Engineers. doi.org/10.3997/2214-4609.202133111.##
[12]. Masalmeh, S., AlSumaiti, A., Gaillard, N., Daguerre, F., Skauge, T., & Skuage, A. (2019, November). Extending polymer flooding towards high-temperature and high-salinity carbonate reservoirs. In Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference (p. D031S068R002). SPE. doi.org/10.2118/197647-MS.##
[13]. Gaillard, N., Giovannetti, B., Leblanc, T., Thomas, A., Braun, O., & Favero, C. (2015). Selection of customized polymers to enhance oil recovery from high temperature reservoirs. In SPE Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference (p. D031S030R005). SPE. doi.org/10.2118/177073-MS.##
[14]. Gaillard, N., Thomas, A., Bataille, S., Dupuis, G., Daguerre, F., & Favero, C. (2017, April). Advanced selection of polymers for EOR considering shear and hardness tolerance properties. In IOR 2017-19th European Symposium on Improved Oil Recovery (Vol. 2017, No. 1, pp. 1-18). European Association of Geoscientists & Engineers. doi.org/10.3997/2214-4609.201700333.##
[15]. Gaillard, N., Giovannetti, B., Leblanc, T., Thomas, A., Braun, O., & Favero, C. (2015, November). Selection of customized polymers to enhance oil recovery from high temperature reservoirs. In SPE Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference (p. D031S030R005). SPE. doi.org/10.2118/177073-MS.##
[16]. Al-Hajri, S., Mahmood, S. M., Akbari, S., Abdulelah, H., Yekeen, N., & Saraih, N. (2020). Experimental investigation and development of correlation for static and dynamic polymer adsorption in porous media. Journal of Petroleum Science and Engineering, 189, 106864. doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106864.##
[17]. Yekeen, N., Manan, M. A., Idris, A. K., & Samin, A. M. (2017). Influence of surfactant and electrolyte concentrations on surfactant Adsorption and foaming characteristics. Journal of Petroleum Science and Engineering, 149, 612-622. doi.org/10.1016/j.petrol.2016.11.018.##
[18]. Lake, L. W., Johns, R., Rossen, B., & Pope, G. A. (2014). Fundamentals of enhanced oil recovery (Vol. 1, p. 1). Richardson, TX: Society of Petroleum Engineers. ISBN: 978-1-61399-328-6.##
پژوهش نفت
دوره 35، 1404-2 - شماره پیاپی 141
خرداد و تیر 1404
صفحه 3-14

فایل ها

هم رسانی

ارجاع به این مقاله

آمار