مشخصه‌سازی تأثیرگذاری برهمکنش‌های سنگ/سیال و سیال/سیال در موفقیت تزریق آب‌کم شور: شبیه‌سازی دینامیک سیالات محاسباتی در مقیاس حفره

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 دانشگاه صنعتی شریف

2 مهندسی نفت، دانشکده مهندسی شیمی و نفت، دانشگاه صنعتی شریف، تهران، ایران

10.22078/pr.2025.5610.3489

چکیده

تزریق آب کم‌شور یکی از روش‌های نوین ازدیاد برداشت می‌باشد که سازگار با محیط زیست و از لحاظ اقتصادی به صرفه است. با وجود مطالعات فراوان در این زمینه در دو دهه اخیر، میزان تأثیرگذاری ساز و کار‌های سیال/سیال و سنگ/سیال در مقدار بازیافت نفت در سیلاب‌زنی با آب کم‌شور به خوبی مشخص نشده است. همچنین، شرایط مخزنی و میدانی همچون ترشوندگی اولیه مخزن، هیسترسیس و تأثیر توالی تزریق به ندرت و به صورت موردی مورد بررسی قرار گرفته‌اند. بنابراین، مطالعه حال حاضر با استفاده روش دینامیک سیالات محاسباتی در ابتدا تأثیر ترشوندگی اولیه و هیسترسیس را بر حرکت شورآب در یک شبکه متخلخل بررسی می‌کند. سپس، سهم‌ساز و کار‌های تغییر ترشوندگی و کاهش کشش بین سطحی را بر بازیافت نهایی نفت در تزریق ثالثیه آب تحلیل می‌کند. طبق نتایج، هرچه میزان ترشوندگی اولیه به سمت آب‌دوستی برود (با مقدار بهینه °30)، آب کم‌شور قادر است ناحیه بیشتری از فضای متخلخل را جاروب کند. لذا، افزایش نفت‌دوستی سیستم منجر به کاهش بازدهی تزریق آب کم‌شور خواهد شد. همچنین، وجود هیسترسیس منجر می‌شود در سیستمهای مورد مطالعه، در همه حالات نهایی ترشوندگی تزریق ثانویه نسبت به تزریق ثالثیه دارای برتری باشد. تفاوت تزریق ثانویه و ثالثیه در زاویه تماس نهایی حدود ° 60 به بیشترین مقدار خود رسیده است. به منظور بررسی سهم ساز و کار کاهش کشش بین سطحی آب/نفت و تغییر ترشوندگی، تزریق ثالثیه آب کم‌شور پس از تزریق ثانویه آب پرشور در سه شوری نرمالیزه (نسبت به آب پرشور) 7/0، 1/0 و 01/0  انجام شد. در نبود ساز و کار‌های سیال/سیال، کاهش شوری منجر به بهبود تولید نفت خواهد شد. در غیاب ساز و کار‌های سنگ/سیال، بهترین حالت برای روند تغییرات کشش بین سطحی با شوری، روند سهموی (نه کاهش کشش بین سطحی با کاهش شوری) می‌باشد. در نهایت، این مطالعه نشان می‌دهد که ساز و کار‌های سنگ/سیال و سیال/سیال فارغ از روند تغییرات کشش بین سطحی، دارای هم‌افزایی می‌باشند. تأثیر کشش بین سطحی به تنهایی بر بهبود بازیافت نفت یک مرتبه (ده برابر) کمتر از تأثیر تغییر ترشوندگی می‌باشد. با این حال، بر اساس اثر هم‌افزایی، فعل و انفعالات همزمان این دو ساز و کار به صورت معنی‌داری بیشتر از هر ساز و کارساز و کار به صورت جداگانه است.

کلیدواژه‌ها

موضوعات

عنوان مقاله [English]

Characterization of the Effectiveness of Fluid/Fluid and Rock/Fluid Interactions in the Success of Low Salinity Water Flooding: Pore Scale CFD Simulation

نویسندگان [English]

  • Mobeen Fatemi 1
  • Mehdi Ebrahimi Nejad 2
  • Hamed Farhadi 2
1 Department of Chemical and Petroleum Engineering
2 Petroleum Engineering, Department of Chemical and Petroleum Engineering, Tehran, Iran
چکیده [English]

The effect of fluid/fluid and rock/fluid mechanisms on the amount of oil recovery in low salinity water flooding has not been well understood. Also, reservoir and field conditions such as the initial wettability of the reservoir, hysteresis and the effect of the injection sequence have rarely been investigated. Therefore, the present study, using the computational fluid dynamics method, first investigates the effect of initial wettability and hysteresis on the displacement efficiency of saline water in a porous network. Then, it analyzes the contribution of wettability alteration and variation of interfacial tension mechanisms on the final oil recovery in tertiary low salinity water injection. According to the results, as the initial wettability goes towards more water-wet condition (with an optimal value of 30°), low salinity water is able to sweep a larger area of the porous media. Also, the presence of hysteresis leads to superior performance of secondary injection low salinity compared to its tertiary injection in all final wettability states for the studied porous media. The difference is largest in the case of final contact angle of 60°. In order to investigate the contribution of the water/oil interfacial tension (IFT) variation and wettability alteration mechanisms, the tertiary low salinity water injection (after the secondary high salinity injection) was simulated in three different normalized salinities (relative to high salinity water) of 0.7, 0.1 and 0.01. In the absence of fluid/fluid mechanisms, salinity reduction will lead to improved oil production. In the absence of rock/fluid mechanisms, the best case for the IFT trend with salinity is the parabolic trend (not decreasing IFT with decreasing salinity). Finally, this study shows that rock/fluid and fluid/fluid mechanisms are synergistic regardless of the trend of changes in interfacial tension. In addition, the effect of IFT alone on improving oil recovery is one order (ten times) less than the effect of wettability alteration. However, based on the synergistic effect, the simultaneous interactions of these two mechanisms are significantly higher than individual performance of each mechanism.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Computational Fluid Dynamics
  • Pore Scale Simulation
  • Low Salinity Water Injection
  • Hysteresis

مراجع

[1]. Mezher, T., Fath, H., Abbas, Z., & Khaled, A. (2011). Techno-economic assessment and environmental impacts of desalination technologies. Desalination, 266(1-3), 263-273. doi.org/10.1016/j.desal.2010.08.035. ##
[2]. Austad, T., RezaeiDoust, A., & Puntervold, T. (2010, April). Chemical mechanism of low salinity water flooding in sandstone reservoirs. In SPE Improved Oil Recovery Conference? (pp. SPE-129767). Spe. ##
[3]. 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. ##
[4]. Farhadi H, Fatemi M, Ayatollahi S. Experimental Investigation on the Dominating Fluid-Fluid and Rock-Fluid Interactions during Low Salinity Water Flooding in Water-Wet and Oil-Wet Calcites. Journal of Petroleum Science and Engineering. 2021;108697. ##
[5]. Farhadi, H., Ayatollahi, S., & Fatemi, M. (2021). The effect of brine salinity and oil components on dynamic IFT behavior of oil-brine during low salinity water flooding: Diffusion coefficient, EDL establishment time, and IFT reduction rate. Journal of Petroleum Science and Engineering, 196, 107862. doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107862. ##
[6]. Okasha, T. M., & Al-Shiwaish, A. J. A. (2009, March). Effect of brine salinity on interfacial tension in Arab-D carbonate reservoir, Saudi Arabia. In SPE Middle East oil and gas show and conference (pp. SPE-119600). SPE.. ##
[7]. Chávez-Miyauchi, T. E., Firoozabadi, A., & Fuller, G. G. (2016). Nonmonotonic elasticity of the crude oil–brine interface in relation to improved oil recovery. Langmuir, 32(9), 2192-2198. doi.org/10.1021/acs.langmuir.5b04354. ##
[8]. Kar, T., Cho, H., & Firoozabadi, A. (2022). Assessment of low salinity waterflooding in carbonate cores: Interfacial viscoelasticity and tuning process efficiency by use of non-ionic surfactant. Journal of Colloid and Interface Science, 607, 125-133. doi.org/10.1016/j.jcis.2021.08.028. ##
[9]. 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), 1-21. ##
[10]. Yousef, A. A., Al-Saleh, S., Al-Kaabi, A., & Al-Jawfi, M. (2010, October). Laboratory investigation of novel oil recovery method for carbonate reservoirs. In SPE Canada Unconventional Resources Conference (pp. SPE-137634). SPE. ##
[11]. Xie, Q., Sari, A., Pu, W., Chen, Y., Brady, P. V., Al Maskari, N., & Saeedi, A. (2018). pH effect on wettability of oil/brine/carbonate system: Implications for low salinity water flooding. Journal of Petroleum Science and Engineering, 168, 419-425. doi.org/10.1016/j.petrol.2018.05.015. ##
[12]. Zhang, Y., Xie, X., & Morrow, N. R. (2007, November). Waterflood performance by injection of brine with different salinity for reservoir cores. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition? (pp. SPE-109849). SPE. ##
[13]. 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. ##
[14]. Brady, P. V., & Thyne, G. (2016). Functional wettability in carbonate reservoirs. Energy & Fuels, 30(11), 9217-9225. doi.org/10.1021/acs.energyfuels.6b01895. ##
[15]. Mahani, H., Menezes, R., Berg, S., Fadili, A., Nasralla, R., Voskov, D., & Joekar-Niasar, V. (2017). Insights into the impact of temperature on the wettability alteration by low salinity in carbonate rocks. Energy & Fuels, 31(8), 7839-7853. doi.org/10.1021/acs.energyfuels.7b00776. ##
[16]. Mahani, H., Keya, A. L., Berg, S., & Nasralla, R. (2015, September). The effect of salinity, rock type and ph on the electrokinetics of carbonate-brine interface and surface complexation modeling. In SPE Reservoir Characterisation and Simulation Conference and Exhibition (p. D031S020R001). SPE. ##
[17]. Amiri, M., Fatemi, M., & Delijani, E. B. (2022). Effect of brine salinity and hydrolyzed polyacrylamide concentration on the Oil/Brine and Brine/Rock Interactions: Implications on enhanced oil recovery by hybrid low salinity polymer flooding in sandstones. Fuel, 324, 124630. doi.org/10.1016/j.fuel.2022.124630. ##
پژوهش نفت
دوره 35، 1404-3 - شماره پیاپی 142
مرداد و شهریور 1404
صفحه 104-121

فایل ها

هم رسانی

ارجاع به این مقاله

آمار