بررسی آزمایشگاهی تاثیر تزریق اسید مغناطیسی برافزایش تراوایی پلاگ‌های کربناته و مقایسه آن با اسید معمولی

نویسندگان

1 دانشکده مهندسی نفت، دانشگاه صنعتی امیرکبیر، تهران، ایران

2 دانشکده مهندسی شیمی، دانشگاه صنعتی امیرکبیر، تهران، ایران

چکیده

یکی از روش‌های مؤثر و متداول برای به حداقل رساندن آسیب سازند در مخازن هیدروکربنی، اسیدکاری می‌باشد. این روش به طور گسترده در مخازن کربناته برای افزایش تراوایی مورد استفاده قرار می‌گیرد. اسید، مواد آسیب زننده سازند را از بین برده و کانال‌های جریانی در سازند ایجاد می‌کند. ولی لازم است  قبل از تزریق اسید به سنگ آزمایشاتی روی سنگ مخزن در آزمایشگاه انجام شود چرا که در بعضی موارد تزریق اسید مشکلاتی به مراتب پیچیده‌تر از مسدود شدن خلل و فرج مانند ایجاد شدن امولسیون و... ایجاد نماید. در این پژوهش، آزمایشات تزریق هیدروکلریک اسید معمولی و مغناطیسی در دو غلظت 5% و 15% انجام شده است. هیدروکلریک اسید مغناطیسی از رقیق نمودن هیدروکلریک اسید غلیظ با آب مغناطیسی شده عبور داده شده از میدان مغناطیسی حاصل شده است. در غلظت 5% به علت اضافه نمودن آب مغناطیسی بیشتر جهت رقیق نمودن، تراوایی به میزان قابل ملاحظه ای بیشتر از حالت 15% افزایش یافت.
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

An Experimental Investigation of the Effect of Magnetic Acid Injection for Increasing Carbonate Core Permeability and Comparison with Regular Acid

نویسندگان [English]

  • Ehsan Khamehchi 1
  • Mohammad Tabasy 2
  • Saeed Dashtakipour 1
1 Faculty of Petroleum Engineering, Amirkabir University of Technology, Tehran, Iran
2 Faculty of Chemical Engineering, Amirkabir University of Technology, Tehran, Iran
چکیده [English]

Acidizing is one of the  effective and common techniques to minimize formation damage. This method is widely used in carbonate reservoirs to increase permeability. The damaging substances are destroyed by acid and the conductive channels are created in the reservoir rocks. But, before acid injection into the reservoir rock, some tests should be carried out on reservoir rock to prevent more complex problems such as emulsion etc. In this study, tests are performed at two different concentrations of 5% and 15% normal hydrochloric acid of and magnetic hydrochloric acid. Magnetic hydrochloric acid is obtained from the dilution of concentrated hydrochloric acid with magnetic water, which is passed from a magnetic field. At a 5% concentration, due to the addition of more magnetic water to dilute hydrochloric acid, the permeability increases significantly compared to the 15% concentration of hydrochloric acid.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Formation Damages
  • Acidizing
  • Carbonate Reservoirs
  • Magnetic Acid
[1]. Brower J., “Magnetic water treatment,” Pollution Engineering, Vol. 37, pp. 26-28, 2005.##

[2]. Lobley J., “The magnetic treatment of water for scaling, corrosion and biological control-fact or fiction,” The1990 International Maintenance Management Conference, 1990.##

[3]. Tai C. Y., Chang M. C., Shieh R. J., and Chen T. G., “Magnetic effects on crystal growth rate of calcite in a constant-composition environment,” Journal of Crystal Growth, Vol. 310, pp. 3690-3697, 2008.##

[4]. Busch K. W., and Busch M. A., “Laborator studies on magnetic water treatment and their relationship to a possible mechanism for scale reduction,” Desalination, Vol. 109, pp. 131-148, 1997.##

[5]. Parsons S. A., Wang B. L., Judd S. J., and Stephenson T., “Magnetic treatment of calcium carbonate scaleeffect of pH control,” Water Research, Vol. 31, pp. 339-342, 1997.##

[6]. Sueda M., Katsuki A., Nonomura M., Kobayashi R., and Tanimoto Y., “Effects of high magnetic field on water surface phenomena,” The Journal of Physical Chemistry C, Vol. 111, pp. 14389-14393, 2007.##

[7] I. Otsuka, S. Ozeki, “Does magnetic treatment of water change its properties?,” The Journal of Physical Chemistry B, Vol. 110, pp. 1509-1512, 2006.##

[8] Quinn C. J., Molden T. C., and Sanderson C. H., “Magnetic treatment of water prevents mineral build-up,” Iron and Steel Engineer, Vol. 74 pp. 47-52, 1997.##

[9]. Su N. and Wu C. F., “Effect of magnetic field treated water on mortar and concrete containing fly ash,” Cement and Concrete Composites, Vol. 25 pp. 681-688, 2003.##

[10]. Williams B. B., Gidley J. L., and Schechter R. S., “Acidizing fundamentals,” Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, Society of Petroleum Engineers of AIME, 1979.##

[11]. Safari A., Rashidi F., Kazemzadeh E., and Hassani A., “Determining optimum acid injection rate for a carbonate gas reservoir and scaling the result up to the field conditions: A case study,” Journal of Natural Gas Science and Engineering, Vol. 20, pp. 2-7, 2014.##

[12]. Daccord G., Chemical dissolution of a porous medium by a reactive fluid, Physical review letters, Vol. 58, pp. 479, 1987.##

[13]. Hung K., Hill A., and Sepehrnoori K., “A mechanistic model of wormhole growth in carbonate matrix acidizing and acid fracturing,” Journal of Petroleum Technology, Vol. 41, pp. 59-66, 1989.##

[14]. Fredd C. and Miller M., “Validation of carbonate matrix stimulation models,” in: SPE International Symposium on Formation Damage Control, pp. 39-52, 2000.##

[15]. Golfier F., Zarcone C., Bazin B., Lenormand R., Lasseux D., and Quintard M., “On the ability of a Darcy-scale model to capture wormhole formation during the dissolution of a porous medium,” Journal of Fluid Mechanics, Vol. 457 pp. 213-254, 2002.##

[16]. Fredd C. and Fogler H., “Optimum conditions for wormhole formation in carbonate porous media: Influence of transport and reaction,” SPE Journal, Vol. 4, pp. 196-205, 1999.##

[17]. Wang Y., Hill A., and Schechter R., “The optimum injection rate for matrix acidizing of carbonate formations,” in: SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers, 1993.##

[18] Mumallah N., “Factors influencing the reaction rate of hydrochloric acid and carbonate rock,” in:  SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Society of Petroleum Engineers, 1991.##