مطالعه آزمایشگاهی و مدلسازی اثر دبی تزریق نفت بر پدیده نشست آسفالتین در مغزه کربناته

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 پژوهشگاه صنعت نفت، پژوهشکده پالایش نفت

2 دانشگاه صنعتی شریف، دانشکده مهندسی شیمی

چکیده

آسفالتین سنگین‌ترین جزء نفت خام می‌باشد که در حالت عادی در آن به صورت پایدار حل شده و در صورت تغییر شرایط ترمودینامیکی و هیدرودینامیکی، از نفت جدا می‌شود و در مخزن، نزدیکی دهانه چاه، ستون چاه، خطوط لوله انتقال نفت و یا تسهیلات سطح‌الارضی رسوب می‌کند. تاکنون کارهای فراوانی برروی شناخت ساختار، خصوصیات فیزیکی و شیمیایی آسفالتین انجام شده است. اما در بحث رفتار هیدرودینامیکی و مکانیزم ته نشین شدن آسفالتین در محیط متخلخل کارهای اندکی انجام شده است. هدف از انجام این کار تحقیقاتی، بررسی اثر دبی تزریق بر فرآیند ته‌نشین شدن آسفالتین در محیط متخلخل و مدل‌سازی پارامترهای پدیده نشست آسفالتین می‌باشد. بدین منظور فرآیند سیلاب‌زنی نفت در درون مغزه کربناته طبیعی در دبی‌های مختلف مورد بررسی قرار گرفت. با توجه به نتایج به دست آمده می‌توان دریافت که پدیده نشست آسفالتین در شدت جریان کم در دو مرحله روی می‌دهد. در مرحله اول با افزایش میزان تزریق، کاهش تراوایی ناشی از نشست آسفالتین افزایش می‌یابد. سپس تراوایی تقریباً ثابت می‌شود که این امر بیان‌گر برابری میزان نشست آسفالتین و میزان برداشته شدن از روی سطح متخلخل می‌باشد. همچنین نتایج در دبی بالاتر نشان می‌دهد که در ابتدا تراوایی کاهش یافته و به یک مقدار کمینه می‌رسد. پس از آن تراوایی در اثر مکانیزم همراه بردگی بهبود یافته و سپس ثابت می‌شود. جهت تجزیه و تحلیل اثرات پارامترهای مختلف، مکانیزیم‌های پدیده نشست آسفالتین مانند مکانیزم نشست سطحی و همراه بردگی و آنالیز حساسیت در مدل هیدرودینامیکی انجام شد. آنالیز حساسیت نشان می‌دهد که با افزایش ضریب مکانیزم نشست سطحی و گرفتگی مکانیکی، تراوایی سنگ کم و با افزایش ضریب مکانیزم همراه بردگی تراوایی سنگ مخزن افزایش می‌یابد.

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

An Experimental and Modeling Investigation of Oil-injected Flow Rate on Asphaltene Deposition in Carbonate Core Sample

نویسندگان [English]

  • Taraneh Jafari Behbahani 1
  • Abbas Shahrabadi 1
  • Cirus Ghotbi 2
  • Vahid Taghikhani 2
1 Research Institute of Petroleum Industry (RIPI)
2 Department of Chemical and Petroleum Engineering, Sharif University of Technology
چکیده [English]

Aasphaltene consists of heavy hydrocarbon molecules which are in colloidal suspension in the oil and stabilized by resins adsorbed on their surface. A very few works currently exist on asphaltene deposition under dynamic conditions using porous media. In this work, experimental and modeling studies were conducted to determine the effect of asphaltene deposition on the reduction of the permeability of carbonate rock samples at different oil injection rates. The experimental results show that an increase in the injection flow rate can result in an increase in asphaltene deposition and thereby permeability reduction. Also, it can be observed that at a lower injection flow rate, a monotonic decrease in the permeability of the rock samples can be attained upon increasing the injection flow rate, while at higher injection rates after a decrease in rock permeability, an increasing trend is observed before a steady state condition can be reached. Sensitivity analysis was done to understand the effects of some parameters such as surface deposition rate coefficient and entrainment rate coefficient on asphaltene deposition. It can be found that the reduction of permeability decreases by increasing β. Finally, it can be concluded that reduction of permeability increases as surface deposition rate coefficient rises.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Asphaltene Deposition
  • Formation Damage
  • Porous Media
  • Permeability Reduction
  • Oil Injection Rate
[1]. Civan F., Knapp R. M., and Ohen H. A., “Alteration of Permeability by Fine Particles Processes”, J. Petrol. Sci. Eng. 3, pp. 65-79, 1989.

[2]. Chandra W. A., “Precipitation of asphaltenes from solvent-diluted heavy oil and thermodynamic properties of solvent-diluted heavy oil solutions”, Fuel, 85, pp. 492–506, 2006.

[3]. Branco M., Mansoori G. A. and De Almeida X., “Asphaltene flocculation and collapse from petroleum fluids”, J. Pet. Tech, 32, pp. 217– 230, 2001.

[4]. Huggins M. J. ‘‘Solutions of long chain compounds’’, J. Chem. Phys., 9, pp. 440-448, 1941.

[5]. Andersen S. I. and Speight J. G., “Thermodynamic models for asphaltene solubility and precipitation”, J. Petrol. Sci. Eng. 22, pp. 53-66, 1999.

[6]. Thomas F., “Experimental and theoretical studies of solids precipitation from reservoir fluid”, J. Can. Pet. Technol., 31, pp. 22–31, 1992.

[7]. Victorov A. and Firrozabadi A., “Thermodynamic micellization model of asphaltene precipitation from petroleum fluids”, AIChE J., 42, pp. 1753–1764, 1996.

[8]. Victorov A. and Smirnova N., “Description of asphaltene polydispersity and precipitation by means of thermodynamic model of self-assembly, Fluid Phase Equilib”, 471, 158–160 ,1999.

[9]. Hirschberg A., “Influence of temperature and pressure on asphaltene flocculation”, Soc. Petrol. Eng., 24, pp. 283–291, 1984.

[10]. Leontaritis K. ‘‘Asphaltene flocculation during oil recovery and processing: a thermodynamic-colloidal model’’, The SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, San Antonio, USA , 1987.

[11]. Fahim M. A., “Prediction of asphaltene precipitation for Kuwaiti crude using thermodynamic micellization model”, Ind. Eng. Chem. Res., 40, pp. 2748–2756 , 2001.

[12]. Nghiem L., “Modeling asphaltene precipitation during primary depletion”, SPE J., 2, pp.170–176, 1997.

[13]. Gonzalez D. L., “Prediction of asphaltene instability under gas injection with the PC-SAFT equation of state’’, Energy Fuels, 19, pp. 1230–1234, 2005.

[14]. Ali M. A. and Islam M. R., The effect of asphaltene precipitation on carbonate rock permeability: An experimental and numerical approach, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, 1997.

[15]. Wang S. and Civan F., “Modeling Formation Damage by Asphaltene Deposition during Primary Oil Recovery”, J. Energ. Resour. 127, pp. 310-317 , 2005.

[16]. Gruesbeck C. and Collins R. E., “Entrainment and deposition of fine particles in porous Media”, Soc. Pet. Eng. J. 22, pp. 847–856 ,1982.

[17]. Wang S. and Civan F., “Productivity decline of vertical and horizontal wells by asphaltene deposition in petroleum reservoirs”, The SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas, SPE pp. 64991, 2001.

[18]. Monteagudo J. E. P., Rajagopal K. and Lage, P. L. C. , “Simulating oil flow in porous media under asphaltene deposition”, Chem. Eng. Sci.,57, pp. 323–337, 2002.

[19]. Soulgani B., Tohidi B., Jamialahmadi M. and Rashtchian D., “Modeling Formation Damage due to Asphaltene Deposition in the Porous Media”, Energy Fuels, 25, pp. 753–761, 2011.

[20]. Almehaideb R. A., “Asphaltene precipitation and deposition in the near wellbore region: a modeling approach”, J. Pet. Sci. Eng. 42, pp. pp.157–170, 2004.

[21]. Mousavi-Dehghani S. A., Mirzayi B., Mousavi S. M. H., and Fasih M., “An Applied and Efficient Model for Asphaltene Precipitation In Production and Miscible Gas Injection Processes”, Petroleum Science and Technology, 28, pp. 113-124, 2010.

[22]. Civan F., Reservoir Formation Damage Fundamentals, Modeling, Assessment, and Mitigation, ISBN-088415-301-0, Gulf Publishing Company, Houston, Texas, 2000.

[23]. Bagheri M. B., Kharrat R. and Ghotbi C., “Experimental Investigation of the Asphaltene Deposition Process during Different Production Schemes”, Oil Gas Sci. Technol. - Rev. IFP 66, 3, pp. 507-519, 2011.