بررسی آزمایشگاهی پدیده‌ مارانگونی حرارتی در بازیافت نفت پسمانده در یک ماتریس‌ شکاف‌دار

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

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

2 محقق ارشد مهندسی مخازن/ پژوهشکده ازدیاد برداشت از مخازن نفت وگاز

چکیده

تزریق گاز از جمله روش‌های ازدیاد برداشت موفق به شمار می‌رود. اما سیال تزریقی از مسیرهایی حرکت می‌کند که ممکن است با تمامی نفت مخزن در تماس قرار نگیرد و نفت به تله بیافتد. پدیده‌ مارانگونی می‌تواند یکی از مکانیزم‌های موثر در تولید نفت بجامانده باشد که سبب ایجاد جریان همرفتی از نقطه‌ای با تنش میان رویه کم به سمت نقطه‌ای با تنش میان رویه زیاد می‌شود. این تحقیق، مطالعه آزمایشگاهی اثر جریان مارانگونی حرارتی در میزان بازیافت نفت به‌جامانده‌ درون ماتریس، در یک سیستم ماتریس شکاف‌دار را گزارش می‌دهد. آزمایش‌های مغزه تحت فشار و دمای بالا، در دو حالت «هم‌دما» و «غیرهم‌دما» و حالت رژیم تزریق غیرامتزاجی انجام شده است تا سطح تماس بین فازها حفظ شود. در شرایط هم‌دما، گرادیان دمایی وجود ندارد و درجه آزادی صفر خواهد بود. لذا جریان مارانگونی وجود ندارد. اما در شرایط غیرهمدما براساس جهت شیب گرادیان تنش میان رویه، این جریان می‌تواند سبب تولید و یا مانع از آن شود. با تحلیل و بررسی اعداد بدون بعد، نقش نیروهای ثقلی، گرانرو و موئینه و همچنین نیروهای نفوذ مولکولی مشخص گردیده است. از این رو، آزمایش‌ها به گونه‌ای طراحی شده‌اند که از نظر تعادل نیروهای ثقلی، گرانرو و موئینه هم ارز باشند و بتوان نقش جریان مارانگونی را از مقایسه میزان بازیافت، تحقیق کرد. همچنین به‌دلیل کاربرد گسترده‌ی دی‌اکسید‌کربن از این گاز برای تزریق استفاده شده است. آزمایش‌های انجام شده، نشان می‌دهد که جریان مارانگونی حرارتی یکی از مکانیزم‌های موثر در بازیافت نفت، تحت فشار و دمای بالا، می‌باشد و می‌تواند با غلبه بر نیروی موئینه سبب حرکت نفت شود. شدت این جریان متناسب با اختلاف دمای گاز و نفت در سطح تماس دو سیال می‌باشد. افزایش یا کاهش میزان بازیافت نسبت به آزمایش‌های هم‌دما، نشانگر نقش این مکانیزم درون محیط متخلخل است.
 

کلیدواژه‌ها

موضوعات


عنوان مقاله [English]

An Experimental Investigation of Thermal Marangoni Phenomena on Recovery of By-passed Oil in a Fractured Matrix

نویسندگان [English]

  • Pejman Abolhosseini 1
  • Maryam Khosravi 2
  • Behzad Rostami 1
  • Mohammad Masoudi 1
1 Institute of Petroleum Engineering, University of Tehran, Iran
2 IOR Research Institute (IORI), Tehran, Iran
چکیده [English]

Gas injection is one of common EOR methods in oil reservoirs. However, it might not contact with whole oil and ride over the liquid phase or channels through the high permeable paths of the reservoir and bypasses some oil. Marangoni phenomena is an effective mechanisms in bypassed oil production and causes convective flow from a point with low IFT to one with high IFT. This study reports the role of thermal Marangoni phenomena in the recovery of bypassed oil experimentally. Core flooding experiments have been conducted under high pressure at various temperature, in immiscible regime due to the existence of interface between phases and into two categories of “isothermal” and “non-isothermal”. In isothermal design, the degree of freedom is zero, and there is no Marangoni flow. But also, in non-isothermal category, Marangoni flow might increase or decrease the amount of recovery based on the interfacial tension gradient direction. Analytical investigation of experiments have been conducted through dimensionless analysis and evaluation of viscose, capillary, gravity and molecular diffusion forces. Therefore, experiments have been designed by determination and investigation of dimensionless numbers in such a way that similarity of cross-flow forces like gravity, capillary and viscosity have been considered. Therefore, the role of Marangoni flow can be verified by comparison of recovery factor. Furthermore, carbon dioxide is used to be injected in fracture due to widespread application of this gas in the oil industry. The results of experiments show that Marangoni flow is one of the effective mechanisms in recovery of bypassed oil under high pressure and temperature. This phenomena can dominate capillary force and move the trapped oil in matrix. The magnitude of this flow is proportional to temperature difference of gas and oil in their interface. Increase or decrease in oil recovery of similar experiments, indicate the role of this phenomena in porous media.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Experimental Gas Injection into the Fracture
  • Marangoni Flow
  • Thermal Marangoni Flow
  • Immiscible Gas Injection
  • Enhanced Oil Recovery

[1]. Hara S. and Christman P., “Investigation of a cyclic countercurrent light-oil/CO2 immiscible process,” SPE Advanced Technology Series, Vol. 1, pp. 159-165, 1993.##

[2]. Pande K. and Orr Jr F., “Analytical computation of breakthrough recovery for CO2 floods in layered reservoirs,” Paper SPE, Vol. 20177, pp. 22-25, 1990.##

[3]. Ringen J. K., Haugse V., Høier L., Berge L. I. and Reed J., “Experimental and numerical studies of gas injection in fractured carbonates: pressure and compositional effects,” in International Symposium of the Society of Core Analysts, Toronto, Canada, 2005.##

[4]. Fayers F. and Lee S. T., “Crossflow mechanisms by gas drive in hetergeneous reservoirs,” in SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 1992.##

[5]. Bernard H., “Les tourbillons cellulaires dans une nappe liquide [the cellular vortices in a liquid layer,” Rev. Gén. Sci. Pure. Appl., Vol. 11, pp. 1261-1271, 1900.##

[6]. Rayleigh L., “lix. on convection currents in a horizontal layer of fluid, when the higher temperature is on the under side,” The London, Edinburgh, and Dublin Philosophical Magazine and Journal of Science, Vol. 32, pp. 529-546, 1916.##

[7]. Groothuis H. and Zuiderweg F., “Influence of mass transfer on coalescence of drops,” Chemical Engineering Science, Vol. 12, pp. 288-289, 1960.##

[8]. Campbell B. T. and Orr Jr F. M., “Flow visualization for co2/crude-oil displacements,” Society of Petroleum Engineers Journal, Vol. 25, pp. 665-678, 1985.##

[9]. Mohanty K., Gupta A. and Deruiter R., “Pore-level mechanisms of residual oil formation during miscible displacement,” Journal of Colloid and Interface Science, Vol. 163, pp. 199-216, 1994.##

[10]. Fanton X., Cazabat A. and Quéré D., “Thickness and shape of films driven by a marangoni flow,” Langmuir, Vol. 12, pp. 5875-5880, 1996.##

[11]. Nield D., “Modelling the effect of surface tension on the onset of natural convection in a saturated porous medium,” Transport in Porous Media, Vol. 31, pp. 365-368, 1998.##

[12]. Lyford P. A., Pratt H., Shallcross D. C. and Grieser F., “The marangoni effect and enhanced oil recovery part 1. porous media studies,” The Canadian Journal of Chemical Engineering, Vol. 76, pp. 167-174, 1998.##

[13]. Aubeterre A. D., Da Silva R. and Aguilera M., “Experimental study on marangoni effect induced by heat and mass transfer,” International Communications in Heat and Mass Transfer, Vol. 32, pp. 677-684, 2005.##

[14]. Khosravi M., Bahramian A., Emadi M., Rostami B. and Roayaie E., “Mechanistic investigation of bypassed-oil recovery during co2 injection in matrix and fracture,” Fuel, Vol. 117, pp. 43-49, 2014.##

[15]. Georgiadis A., Llovell F., Bismarck A., Blas F. J., Galindo A., Maitland G. C., Martin Trusler J.P. and George Jackson, “Interfacial tension measurements and modelling of (carbon dioxide+n-alkane) and (carbon dioxide+water) binary mixtures at elevated pressures and temperatures,” The Journal of Supercritical Fluids, Vol. 55, pp. 743-754, 2010.##

[16]. NIST. National Institute of Standards and Technology (NIST): Data bank of thermodynamic properties, http://webbook.nist.gov/chemistry/fluid/. (Online) 2017.##

[17]. Sigmund P. M., “Prediction of molecular diffusion at reservoir conditions. part ii-estimating the effects of molecular diffusion and convective mixing in multicomponent systems,” Journal of Canadian Petroleum Technology, Vol. 15, Issue 03, July 1976.##

[18]. F. Da Silva and P. Belery, “Molecular diffusion in naturally fractured reservoirs: a decisive recovery mechanism,” in SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 1989.##

[19]. Dominguez G., “Carbonate reservoir characterization: a geologic-engineering analysis,” Vol. 30: Elsevier, 1992.##

[20]. Zhou D., Fayers F. and Orr Jr F., “Scaling of multiphase flow in simple heterogeneous porous media,” SPE Reservoir Engineering, Vol. 12, pp. 173-178, 1997.##