استفاده از روش پایش گرانروی برای مشخص کردن رفتار ترمودینامیکی آسفالتین به‌همراه مدل‏سازی با مدل اصلاح‏شده جامد

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 گروه مدل‌سازی و توسعه نرم‌افزار، پردیس بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایران

2 گروه ترمودینامیک، دانشکده مهندسی شیمی، دانشگاه علم و صنعت، تهران، ایران

3 گروه گاز، دانشکده مهندسی نفت، دانشگاه صنعت نفت، آبادان، ایران

چکیده

هر گاه در میادین نفتی دریایی از مخلوط آب دریا و آب تولیدی برای فشارافزایی مخزن و یا افزایش ضریب بازیافت نفت استفاده می‏شود، تمهیدات لازم برای کنترل تشکیل رسوب‏های معدنی نیز باید در نظر گرفته شود. در صورت ناسازگاری بین آب تزریقی و آب تولیدی، مشکلاتی مانند تخریب سازند و گرفتگی لوله‏های مغزی چاه‏ها و خطوط انتقال اجتناب‏ناپذیر خواهند بود. در این تحقیق تشکیل رسوب سولفات استرانسیم در مخلوط آب تولیدی چاه و آب دریا به نسبت‏های مختلف در شرایط دمایی یکی از مخزن های جنوب کشور بررسی شده است. نتایج نشان میدهد که هر چه نسبت آب تولیدی به آب دریا بیش‏تر باشد، تشکیل رسوب شدت می‏یابد. در شرایط اختلاط 60 درصد آب دریا و 40 درصد آب تولیدی، تشکیل سولفات استرانسیم حداکثر است. محاسبات حاصل از مدل ژاکس برای پیش‏بینی مقدار و نوع رسوب تطابق خوبی با نتایج گزارش‏شده میدانی نشان می‏دهد. مقدار رسوب در فرآیند تزریق آب تابعی از نسبت اختلاط آب‏هاست
 
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Thermodynamic Characterization of Asphaltene Behavior by Viscosity Monitoring and Modeling by Modified Solid Model

نویسندگان [English]

  • Mahdi Zeinali Hasanvandm 1
  • Seyed Ali Mousavi 1
  • Farzane Feyzi 2
  • Reza Behbahani 3
1 Modeling and Software Group Upstream Section, Research Institute of Petroleum Industry, (RIPI), Tehran, Iran
2 Thermodynamic Group, Chemical Faculty, Iran University of Science and Technology, Tehran, Iran
3 Petroleum University of Technology, Petroleum Faculty, Engineering Gas Engineering Group, Abadan, Iran
چکیده [English]

Asphaltenes constitute the main hydrocarbon precipitants of crude oil which have been formed and deposited due to the effect of changing temperature, pressure and composition.. The phase separation of these heavy solid precipitates could alter rheological properties of reservoir fluids (e.g. by increasing pressure drop in pipes, reducing well productivity and ultimately stopping production).  Detection of the time and location of phase separation is one of the major challenges in production assurance. To achieve this target, the thermodynamic conditions that induce precipitation of Asphaltenes in the oil medium (a.k.a. onset of precipitation) needs to be determined. On the other hand, the content of precipitation is important to characterize the thermodynamic behavior of Asphaltene. Viscosity is a reliable parameter for detection of phase separation Asphaltene precipitation in both onset point and content. In this study, the viscosimetry method is used for detection of onset of precipitation and the results are compared with that of other common methods of solid detection. The results indicate that the viscosity method has acceptable accuracy for crude oils with an API range of 18 to 40 and a wide pressure range (atmospheric to high pressure conditions). Solid solution theory is used for the modeling of thermodynamic behavior. In our study, Asphaltene is introduced as an individual component in Solid-Liquid-Vapor Equilibrium calculation. So rather than common solid model our modification take it easy to use the real physical properties of Asphaltene; such as, molecular weight and molar volume.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Asphaltene
  • Viscometry
  • Filtration
  • Modified Solid Model

[1]. Yen T. F. and Chilingarian G. V., “Introduction to asphaltenes and asphalts,” Vol. 2, in Asphaltenes and Asphalts, D.i.P. Science, Editor, Elsevier Science, 2000.##

[2]. Akbarzadeh K., Ratulowski J., Taylor S., “Asphaltene deposition measurement and modeling for flow assurance of subsea tubings and pipelines,” in Offshore Technology Conference Brasil, OTC: Rio de Janeiro. p. 22316, 2011.##

[3]. Thawer R. and Graeme Dick D. N., “Asphaltene deposition in production facilities,” SPE Production Engineering, pp. 475-480, 1990.##

[4]. Mansoori G. A. “A unified perspective on the phase behaviour of petroleum fluids,” International Journal of Oil, Gas and Coal Technology, Vol. 2, Issue 2, pp. 141–167, 2009.##

[5]. Andersen S. I. and Speight J. G., “Petroleum resins: separation, character, and role in petroleum,” Petroleum Science and Technology,  Vol. 19,  Issue 1&2, pp. 1–34, 2001.##

[6]. Andersen S. I. and Kulbir S. B, “Influence of temperature and solvent on the precipitation of asphaltenes,” Fuel Science and Technology International, Vol. 8, Issue 6, pp. 593-615, 1990.##

[7]. Simon I. and Andersen J. G. S., “Thermodynamic models for asphaltene solubility and precipitation,” Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol. 22, Issues 1-3, pp. 53–66, 1999.##

[8]. Mousavi-Dehghani S. A., Vafaie-Sefti M., and Mansoori G. A., “An analysis of methods for determination of onsets of asphaltene phase separations,” Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol. 42, Issues 2-4, pp. 145–156, Apr. 2004.##

[9]. Firoozabadi, A. “Thermodynamics of hydrocarbon reservoirs,” New York, McGraw-Hill, 1999.##

[10]. Priyanto S., Mansoori G. A. and Suwono A., “Structure and properties of micelles and micelle coacervates of asphaltene macromolecule,” AIChE, Nanotechnology Proceed, 2001.##

[11]. Mansoori G. A. and Escobedo J., “Theory of viscosity as a criterion for determination of onset of asphaltene flocculation,” SPE 28729, 1996.##

[12]. Van de Ven, Hulin J. P., Guyon C. E. and Carmona F., “Microrheological aspects of psrlicle interactions flowing suspensions,” in Hydrodynamic of Dispersed Media, Amsterdam, Elsevier, 1988.##

[13]. Sherman P. “The flow properties of emulsions,” J. Pbarm. Pharmacology, Vol. 16, Issue 1, pp. 1-25, 1964.##

[14]. Rutgers, R. “Relative Viscosity and Concentration,” Rheol. Acts, 2: p. 305-348, 1962.##

[15]. Paso H. Kallevik J. Sjoblom. “Measurement of Wax Appearance Temperature Using Near-Infrared (NIR) Scattering”. Energy & Fuels, 23: pp. 4988–4994, 2009.##

[16]. Vazquez D. and Mansoori G. A., “Identification and measurement of petroleum precipitates,” Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol. 26, pp. 49-55, 2000.##

[17]. Sanchez-Minero F., Guadalupe Silva-Oliver J. A., and Flores-Valle S., “Predicting SARA composition of crude oil by means of NMR,” Fuel, 110: p. 318-321, 2013.##

[18]. Mele´ndez Lesly V. A .L., Orrego-Ruiz J. A., Pachon Z. and Mejia-Ospino E., “Prediction of the SARA analysis of colombian crude oils using ATR-FTIR spectroscopy and chemometric methods,” Journal of Petroleum Science and Engineering, 90-91 p. 56-60, 2012.##

[19]. ناصری، ع. "مطالعه آزمایشگاهی و نظری عمل‏کرد بازدارنده‏های تشکیل رسوب آسفالتین بر سیال مخزن در شرایط دما و فشار بالا،" پایان‏نامه دکترای مهندسی نفت، دانشکده مهندسی شیمی و نفت، دانشگاه صنعتی امیرکبیر، 1388.  ##

[20]. Burke N. E., Hobbs R. E. and Kashou S. F., “Measurement and modeling of asphaltene precipitation,” J. Petrol Technol, Vol. 42, Issue 11, 1990.##

[21]. Einstein, A. “Investigation on the theory of brownian movement,” New York, Dover, 1956.##

[22]. Gillespie T. “The effect of aggregation and particle size distribution on the viscosity of newtonion suspensions,” J. Colloid Inter. Sci., Vol. 94, Issue 1, pp. 166-173, 1983.##

[23]. Krieger I. M. “Rheology of monodisperse lattices,” Adv. Colloid Inter. Sci., 3, p. 111, 1972.##