بررسی پدیده تغییر ترشوندگی در فرآیند تزریق آب هوشمند به مخازن کربناته با استفاده از آزمایش پتانسیل زتا و زاویه تماس

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 دانشکده فنی کاسپین، پردیس دانشکده‌های فنی دانشگاه تهران، ایران/بخش ازدیاد برداشت، پژوهشکده مهندسی نفت، پردیس توسعه صنایع بالادستی نفت، پژوهشگاه صنعت نفت تهران، ایران

2 بخش ازدیاد برداشت، پژوهشکده مهندسی نفت، پردیس توسعه صنایع بالادستی نفت، پژوهشگاه صنعت نفت تهران، ایران

3 دانشکده فنی کاسپین، پردیس دانشکده‌های فنی دانشگاه تهران، ایران

4 دانشکده مهندسی شیمی، پردیس دانشکده‌های فنی، دانشگاه تهران، ایران

چکیده

امروزه رشد و توسعه جوامع بشری و نیاز روزافزون به انرژی از یک سو و محدودیت منابع نفت از سوی دیگر موجب اهمیت یافتن مباحث ازدیاد برداشت نفت شده است. یکی از روش‌های مورد استفاده در فرآیند ازدیاد برداشت، تزریق آب هوشمند به مخازن هیدروکربوری است. در تحقیق حاضر تاثیر آب هوشمند بر تغییر میزان ترشوندگی سنگ مخزن کربناته بررسی شده است. در این راستا آب سازند و پنج نمونه از آب هوشمند (آب دریا، آب دریا با دو برابر غلظت یون کلسیم، آب دریا با دو برابر غلظت یون منیزیم، آب دریا با دو برابر غلظت یون سولفات و آب دریا با چهار برابر غلظت یون سولفات) تهیه و با آزمایش پتانسیل زتا توانایی آب‎ها در تغییر ترشوندگی سنگ مخزن مقایسه شد. در ادامه از توانمندترین آب‎ها، برای انجام آزمایش زاویه تماس استفاده گردید. براساس نتایج به‎دست آمده، آب دریا با چهار برابر غلظت سولفات و آب دریا با دو برابر غلظت سولفات به‎ترتیب موثرترین آب‎ها در تغییر ترشوندگی سنگ کربناته شناخته شدند. در این ارتباط در هر دو آزمایش پتانسیل زتا و زاویه تماس، آب دریا با چهار برابر غلظت یون سولفات موثرترین آب بر تغییر ترشوندگی بوده و بعد از آن به‎ترتیب آب‎های دریا با دو برابر غلظت سولفات، آب دریا و آب سازند قرار داشتند. مقادیر پتانسیل زتا برای نمونه‎های یاد شده به‎ترتیب 61/9-، 13/7-، 25/1- و 8/15 تعیین گردید. نتایج حاصله از آزمایش زاویه تماس برای نمونه‎های نامبرده در ابتدای آزمایش به‎ترتیب 89/139، 63/136، 68/149 و 13/144 درجه بوده است، که در پایان آزمایش به 10/87، 17/105، 66/135 و 13/143 درجه تقلیل یافت. این نتایج نشان می‎دهد که در حضور نمونه‎های آب هوشمند با غلظت کنترل‎شده یون سولفات، خاصیت ترشوندگی سنگ کربناته به سمت آب‎دوست بودن متمایل شده، که به نوعی با نتایج آزمایش پتانسیل زتا در توافق است.
 

کلیدواژه‌ها

موضوعات


عنوان مقاله [English]

Investigation of Wettability Alteration due to Smart Water Injection into Carbonate Reservoirs by Zeta Potential and Contact Angle’s Tests

نویسندگان [English]

  • mostafa montazeri 1
  • Abbas Shahrabadi 2
  • Amidededdin Nouralishahi 3
  • Seyed Mohammadali Mousavian 4
  • Ahmad Hallaj 3
1 Caspian Faculty of engineering, College of Engineering, University of Tehran, Iran Exploration and Production Division, Research Institute of Petroleum Industry (RIPI), Tehran, Iran
2 Exploration and Production Division, Research Institute of Petroleum Industry (RIPI), Tehran, Iran
3 School of Chemical Engineering, College of Engineering, University of Tehran, Iran
4 Caspian Faculty of engineering, College of Engineering, University of Tehran, Iran
چکیده [English]

Nowadays, a wide-range of  EOR methods are used to enhance oil recovery from carbonate reservoirs. They arethe most scattered reservoirs all over the world.Smart water injection is one of the popular and newest methods in EOR. It controls the wettability of rocks. In this study, wettability alteration and the rate of wettability modification are investigated by zeta potential and contact angle experiments. Smart water is a kind of water with controllable salinity and ion concentration. In this regard, five different samples of smart water were synthesized by different concentrations of SO42-, Ca2+, Mg2+ ions, based on Persian Gulf seawater TDS. Then, the results were compared to those obtained from formation water and seawater, as the blank samples. The ability of the smart waters in controlling rock wettability was examined by pursuing of zeta potentials in the presence of different water samples at ambient condition. According to the results, the zeta potential of carbonate sands in the presence of water samples SW#4SO4, SW#2SO4, SW, and formation water was  -9.61,-7.13,-1.25 and15.8, respectively. The data suggested that the samples SW#4SO4 and SW#2SO4 are the two most effective smart water samples in wettability alteration. After that, the most capable smart water samples with the most negative zeta potential was selected to be used for the contact angle experiment. The results showed that, in the presence of SW#4SO4, SW#2SO4, SW and formation water, the final contact angle decreased from their initial values (144.23˚, 149.68˚, 136.63˚, and 139.89˚) to 87.10˚, 105.17˚, 135.66˚, and 143.13˚, respectively, which is in a good agreement with the results of zeta potential. These data showed that the amount of sulfate ions in the smart water can control the wettability of rock from oil to water-wet state.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Smart Water
  • Wettability
  • Carbonate Reservoir
  • Contact Angle
  • Zetta Potential

[1]. Zhang Y., Xie X. X. and Morrow N. R., “Waterflood performance by injection of brine with different salinity for reservoir cores,” SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers, 2007.##

[2]. RivetS., LakeL. W. and PopeG. A., “Coreflood investigation of low-salinity enhanced oil recovery,” SPE Annual Technical Conference and Exhibition Society of Petroleum Engineers, 2010.##

[3]. Austad T., RezaeiDoust A. and Puntervold T., “Chemical mechanism of low salinity water flooding,” Sandstone Reservoirs, SPE Improved Oil Recovery Symposium, Society of Petroleum Engineers, 2010.##

[4]. Suman Y. K., “Evaluation of low saline smart water enhanced oil recovery in light oil reservoirs,” Faculty of Graduate Studies and Research, University of Regina, Canada, 2014.##

[5]. CuiecL., “Rock/crude-oil interactions and wettability: An attempt to understand their interrelation,” SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers, 1984.##

[6]. Treiber L. and OwensW., “A laboratory evaluation of the wettability of fifty oil-producing reservoirs,” Society of Petroleum Engineers Journal, pp. 531-540, 1972.##

[7]. GrafK. and Kappl M., “Physics and chemistry of interfaces,” John Wiley & Sons., 2006.##

[8]. Anderson W., “Wettability literature survey-part 1: rock/oil/brine interactions and the effects of core handling on wettability,” 2nd, Journal of Petroleum Technology, Vol. 38, Issue10, October 1986.##

[9]. Anderson W. G., “Wettability literature survey-part 3: the effects of wettability on the electrical properties of porous media,” 2nd, Journal of Petroleum Technology, Vol. 38, Issue, 12, December 1986.##

[10]. Yousef A., Al-Saleh S. and Al-Jawfi M., “Laboratory investigation of novel oil recovery method for carbonate reservoirs,” In Canadian Unconventional Resources and International Petroleum Conference, Society of Petroleum Engineers, 2010.##

[11]. Al ShalabiE., Sepehrnoori K. and DelshadM., “Mechanisms behind low salinity water flooding in carbonate reservoirs,” Joint Technical Conference, Society of Petroleum Engineers, 2013.##

[12]. Mahani H.,Berg S., Keya A., Bartels W. and Nasralla R., “Driving mechanism of low salinity flooding in carbonate rocks,” SPE-174300-MS, EUROPEC, 1-4 June, Madrid, Spain 2015.##

[13]. Mahani H., Berg S., Keya A., Bartels W. and Nasralla R., “Driving mechanism of low salinity flooding in carbonate rock,” EUROPEC Society of Petroleum Engineers, 2015.##

[14]. Zhang P., “Water-based EOR in fractured chalk; wettability and chemical additive,” Petroleum Engineering. Stavanger, University of Stavanger, Norway, 2006.##

[15]. McGuire P. L., Chatham J. R., Paskvan F. K., Sommer D. M. and Carini F. H., “Low salinity oil recovery: An exciting new EOR opportunity for Alaska›s North Slope,” (in) SPE Western Regional Meeting, Society of Petroleum Engineers, 2005.##

[16]. Gonzalez G. and Travalloni L., “Adsorption of asphaltenes and its effect on oil productio,” (in) SPE Production and Facilities Society of Petroleum Engineers, 1993.##

[17]. Fathi S. J., Austad T. and Strand S. “Water-based enhanced oil recovery (EOR) by “Smart Water” in carbonate reservoirs,” ( in) SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia, Society of Petroleum Engineers, 2012.##

[18]. Lager A., Webb K. J., CollinsI R. and Richmond D. M., “LoSal enhanced oil recovery: evidence of enhanced oil recovery at the reservoir scale,” (In) SPE Symposium on Improved Oil Recovery. Society of Petroleum Engineers,2008.##