بررسی آزمایشگاهی اثر درجه سنگینی نفت در تزریق آب کربناته و مقایسه آن در تزریق ثانویه و ثالثیه

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

انستیتو مهندسی نفت، پردیس دانشکده‌های فنی، دانشگاه تهران، ایران

چکیده

تزریق آب‌کربناته (آب اشباع از دی‌اکسیدکربن)، یکی از روش‌های ازدیاد برداشت است که در طول این فرآیند دی‌اکسیدکربن بدون ایجاد فاز جدیدی، از فاز آبی به فاز نفت منتقل می‌شود. به دلیل انحلال‌پذیری بیشتر دی‌اکسیدکربن در نفت نسبت به آب (در دما و فشار یکسان)، دی‌اکسیدکربن از آب به نفت منتقل می‌شود و در اثر انحلال دی‌اکسیدکربن در نفت، ویسکوزیته نفت کاهش‌ یافته و درعین‌حال نفت متورم می‌شود که در بالا بردن میزان بازیافت نهایی موثر خواهد بود. در این میان، مطالعات اندکی اثر درجه سنگینی نفت را در تزریق ثانویه و ثالثیه آب‌کربناته در ماسه فشرده مورد بررسی قرار دادند. در این مطالعه سعی شده است با استفاده از انجام آزمایش‌های سیلاب‌زنی مغزه در دما و فشار مخزن با استفاده از نفت یکی از مخازن ایران، اثر سنگینی نفت در بازیافت بررسی شود. نتایج نشان می‌دهد با کاهش API و افزایش میزان گرانروی نفت اگر چه میزان بازیافت کلی چه در تزریق آب‌کربناته و چه در تزریق آب‌نمک کاهش پیدا می‌کند اما در تزریق آب‌کربناته به علت بهبود تحرک‌پذیری‌ نفت نسبت به سیال تزریقی، عمکلرد تزریق آب‌کربناته نسبت به آب‌نمک افزایش پیدا خواهد کرد، به‌طوری‌که اگر تزریق به‌صورت ثانویه انجام شود میزان بازیافت نفت نسبت به حالت تزریق ثالثیه بیشتر خواهد بود. همچنین با سنگین‌تر شدن نفت اختلاف میزان بازیافت آب‌نمک و آب‌کربناته افزایش می‌یابد که بیانگر اولویت تزریق آب‌کربناته در مخازن نفت سنگین خواهد بود.

کلیدواژه‌ها

موضوعات


عنوان مقاله [English]

Laboratory Investigation of Oil API Degree Effect during Carbonated Water Injection and Comparison in Secondary and Tertiary Injection

نویسندگان [English]

  • Mohammad Javad Shokri Afra
  • Behzad Rostami
  • Mohsen Bahaloo Hore
  • Hamidreza Norouzi
Institute of Petroleum Engineering , School of Chemical Engineering, University of Tehran, Iran
چکیده [English]

Carbonated water (CO2 saturated water) injection is one of the enhanced oil recovery methods that during this process, CO2 without forming a new phase transfers from the aqueous phase to the oil phase. Due to the  higher solubility of CO2 in oil phase compare to the aqueous phase (at the same temperature and pressure), CO2 migrates from water to oil phase and because of CO2 dissolution, oil viscosity decreases and oil swells which will be effected the ultimate oil recovery. Few studies have investigated the effect of oil API in secondary and tertiary carbonated water injection in compacted sandstone. In this study, the core flooding experiments were performed at the reservoir temperature and pressure with one of Iran oil reservoirs  to investigate the effect of oil API on the oil recovery. Based on the results, with API decreasing and viscosity increasing, the ultimate recovery in both carbonated water and saline water injection was decreased but in carbonated water injection because of improving oil mobility compare to injected fluid, the performance of carbonated water injection  increased. Therefore,  if the injection is performed as the secondary injection, the oil recovery rate will be higher than the tertiary injection. Also higher oil API numbers cause more difference between the recovery of carbonated water and saline water that represents the priority of carbonated water injection in the heavy oil reservoir.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Carbonated Water
  • Oil API Degree
  • Enhanced Oil Recovery
  • Core Flooding
  • Production Mechanism

[1]. Sohrabi M., Riazi M., Jamiolahmady M., Ireland S. and Brown C., “Mechanisms of oil recovery by carbonated water injection,” in SCA annual meeting, 2009.##

[2]. Patel P. D., Christman P. G. and Gardner J. W., “Investigation of unexpectedly low field-observed fluid mobilities during some CO2 tertiary floods,” SPE Reserv. Eng., Vol. 2, No. 4, pp. 507–513, 1987.##

[3]. Wylie P. and Mohanty K. K., “Effect of water saturation on oil recovery by near-miscible gas injection,” SPE Reserv. Eng., Vol. 12, No. 4, pp. 264–268, 1997.##

[4]. Campbell B. T. and Orr Jr F. M., “Flow visualization for CO2/crude-oil displacements,” Soc. Pet. Eng. J., Vol. 25, No. 5, pp. 665–678, 1985.##

[5]. Grogan A. T., Pinczewski V. W., Ruskauff G. J. and Orr Jr F. M., “Diffusion of CO2 at reservoir conditions: models and measurements,” SPE Reserv. Eng., Vol. 3, No. 1, pp. 93–102, 1988.##

[6]. Solomon S., The Bellona Foundation-Fact sheet: CO2 Storage. 2007.##

[7]. Jiang H., Nuryaningsih L. and Adidharma H., “The Study of timing of cyclic Injections in miscible CO2 WAG,” in SPE Western Regional Meeting, 2012.##

[8]. Rogers J. D. and Grigg R. B., “A literature analysis of the WAG injectivity abnormalities in the CO2 process,” in SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium, 2000.##

[9]. Lin E. C. and Huang E. T. S., “The effect of rock wettability on water blocking during miscible displacement,” SPE Reserv. Eng., Vol. 5, No. 2, pp. 205–212, 1990.##

[10]. Kechut N. I., Sohrabi M. and Jamiolahmady M., “Experimental and numerical evaluation of carbonated water injection (CWI) for improved oil recovery and CO2 storage,” in SPE EUROPEC/EAGE Annual Conference and Exhibition, 2011.##

[11]. Riazi M., Sohrabi M., Jamiolahmady M. and Ireland S., “Oil recovery improvement using CO2-enriched water injection,” in EUROPEC/EAGE Conference and Exhibition, 2009.##

[12]. Fathollahi A. and Rostami B., “Carbonated water injection: Effects of silica nanoparticles and operating pressure,” Can. J. Chem. Eng., Vol. 9999, pp. 1–8, 2015.##

[13]. رضایی م.، آیت اللهی س. ش. و ریاضی م.، “تجمع و رسوب آسفالتین درنمونه های نفتی با دما و فشاربالا مقایسه تزریق آب وآب‌کربناته،” اولین همایش ملی توسعه میادین نفت و گاز، تهران، دانشگاه صنعتی شریف،  1393.##

[14]. کریمی م. ر.، هنرور ب.،عرب ابوسعیدی ز. و رحیمی ع، "مطالعه آزمایشگاهی تغییرات کشش بین سطحی آب‌کربناته و نفت کزنج،” سومین کنفرانس بین المللی نفت، گاز، پالایش و پتروشیمی بارویکرد توسعه ارتباط دولت، دانشگاه وصنعت، تهران، موسسه مدیران خبره نارون، 1395.##

[15]. Seyyedi M. and Sohrabi M., “Enhancing water imbibition rate and oil recovery by carbonated water in carbonate and sandstone rocks,” Energy & Fuels, Vol. 30, No. 1, pp. 285–293, 2015.##

[16]. Dong Y., Dindoruk B., Ishizawa C. and Lewis E. J., “An experimental investigation of carbonated water flooding,” in SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 2011.##

[17]. Burton M. and Bryant S. L., “Eliminating buoyant migration of sequestered CO2 through surface dissolution: implementation costs and technical challenges,” SPE Reserv. Eval. Eng., Vol. 12, No. 3, pp. 399–407, 2009.##

[18]. Martin J. W., “Additional oil production through flooding with carbonated water,” Prod. Mon., Vol. 15, No. 7, pp. 18–22, 1951.##

[19]. Perez J. M., Poston S. W. and Sharif Q. J., “Carbonated water imbibition flooding: an enhanced oil recovery process for fractured reservoirs,” in SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium, 1992.##

[20]. Mosavat N. and Torabi F., “Experimental evaluation of the performance of carbonated water injection (CWI) under various operating conditions in light oil systems,” Fuel, Vol. 123, pp. 274–284, 2014.##

[21]. van Dijk C., “Carbonated water flood,” in Shell Internal Research Report R 1189, 1965.##

[22]. Falls A. H., Cherubini A. A. and Seunsom S., “The response of South Wasson/Clearfork crude to carbonated water in an etched-glass model,” Shell Internal Research Report, 1986.##

[23]. Duan Z. and Sun R., “An improved model calculating CO2 solubility in pure water and aqueous NaCl solutions from 273 to 533 K and from 0 to 2000 bar,” Chem. Geol., Vol. 193, No. 3, pp. 257–271, 2003.##

[24]. Simon R. and Graue D. J., “Generalized correlations for predicting solubility, swelling and viscosity behavior of CO2-crude oil systems,” J. Pet. Technol., Vol. 17, No. 1, pp. 102–106, 1965.##

[25]. Welker J. R., “Physical properties of carbonated oils,” J. Pet. Technol., Vol. 15, No. 8, pp. 873–876, 1963.##

[26]. McManamey W. J. and Woollen J. M., “The diffusivity of carbon dioxide in some organic liquids at 25 and 50 C,” AIChE J., Vol. 19, No. 3, pp. 667–669, 1973.##