مطالعه آزمایشگاهی سیلاب‌زنی با نانوسیالات و مکانیزم‌های مؤثر بر افزایش بازیافت نفت با استفاده ازمیکرومدل شیشه‌ای

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 گروه پژوهشی توسعه فناوری نانو و کربن، پردیس توسعه صنایع پایین ‌دستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایران

2 اداره پژوهش و فناوری، شرکت نفت فلات قاره ایران

3 پژوهشکده ازدیاد برداشت از مخازن نفت و گاز، شرکت ملی نفت ایران

4 شرکت ملی نفت ایران، مدیریت پژوهش و فناوری

چکیده

این مقاله بخشی از نتایج یک مطالعه جامع با هدف دستیابی به نانوسیالات پایدار و مؤثر جهت استفاده به عنوان سیال تزریقی غیرامتزاجی در یکی از مخازن نفتی کربناته ایران است. در این مطالعه کارایی سه نانو سیال گاما-آلومینا، اکسید آهن(III) و سیلیکا در سه غلظت 200، 500 و ppm 600 و در دو نسبت ترکیب متفاوت آب سازندی و آب تزریقی این مخزن، با شوری‌های 106000 و ppm 234000 جهت ازدیاد برداشت از این مخزن مورد مطالعه قرار گرفته است. در این بخش از مطالعه، با انجام آزمایشات جریان دو بعدی در بستر میکرومدل شیشه‌ای در دمای محیط و فشار اتمسفریک جابه‌جایی نفت توسط سیال تزریقی مطالعه گردید و مکانیزم‌های عملکرد نانوسیالات در افزایش بازیافت مورد بررسی قرار گرفتند. قبل از تزریق با اندازه‌گیری پتانسیل زتا برای این سیالات در بازه دمایی و فشاری تا دما و فشار مخزن (C°90 و psi 2700) و در هر دو شوری، از پایداری این نانوسیالات اطمینان حاصل شد. نتایج این آزمایشات نشان داد که تزریق هر سه نانو سیال در هر دو شوری می‌تواند بازیافت نفت را نسبت به بازیافت ناشی از تزریق آب نمک با شوری مشابه تا 25% افزایش دهد. در هر دو شوری بیشترین بازیافت برای نانو سیال آلومینا و سپس به ترتیب برای اکسید آهن(III) و سیلیکا ثبت گردید. با توجه به تفاوت ناچیز گرانروی نانوسیالات و گرانروی آب نمک با شوری مشابه و همچنین عدم تغییر قابل توجه در کشش بین سطحی فاز آبی- نفت برای نانو سیالات آلومینا و سیلیکا و نتایج تست های استاتیک تعیین زاویه تماس، مکانیزم تغییر ترشوندگی به سمت آب‌دوستی را می توان به عنوان مکانیزم غالب در افزایش بازیافت نانوسیالات آلومینا و سیلیکا در این افزایش بازیافت در نظر گرفت. با توجه به تغییر کمتر زاویه تماس توسط نانوسیال اکسید آهن(III) و نتایج تست قطره ی آویزان جهت اندازه‌گیری کشش بین سطحی برای این نانوسیال، می توان مکانیزم کاهش کشش بین سطحی فاز آبی- نفت برای نانو سیال اکسید آهن(III) را به عنوان مکانیزم غالب در این افزایش بازیافت در نظر گرفت. فرایند تشکیل امولسیون با نانو سیال اکسید آهن(III) و نفت تاییدی بر این مکانیزم برای نانو سیال اکسید آهن(III) است.
 

کلیدواژه‌ها

موضوعات


عنوان مقاله [English]

An Experimental Investigation of Nanofluid Flooding and Mechanisms Affecting Enhanced Oil Recovery through Glass Micromodels

نویسندگان [English]

  • Nosrat Izadi 1
  • Mehran Moradi Koochi 1
  • Aliakbar Dehghan 2
  • Mostafa Ganjeh Ghazvini 3
  • Abolfazl Moradi 4
1 Department of Carbon and Nanotechnology Development, Research Institute of Petroleum Industry (RIPI), Tehran, Iran
2 Research and Development Department, Iranian Offshore Oil Company (IOOC), Tehran, Iran
3 IOR-EOR Research Institute, National Iranian Oil Company (NIOC), Tehran, Iran
4 Research and Development Department, National Iranian Oil Company (NIOC), Tehran, Iran
چکیده [English]

Injection of nanofluids in oil reservoirs is one of the new methods for increasing oil recovery. The stability of these fluids in reservoir conditions and negligible formation damage, along with the significant increase in oil recovery are the factors which influence the selection of suitable nanofluids for increasing oil recovery in harsh reservoir condition. In this study, the efficiency of three nanostructures: nano-gamma-alumina, iron(III) oxide and silica with concentrations of 200, 500 and 600 ppm and with two different mixture ratios of formation water and reservoir injected water in a brine with a salinity of 106000 ppm to 234000 ppm, and a temperature of 90°C in oil extraction from oil-wet, media has been studied. In this part of the study, by conducting two-dimensional flow experiments in a glass micromodel at ambient temperature and atmospheric pressure, the displacement of oil by injecting fluid was studied, and the mechanisms of the performance of nanofluids were investigated for enhancing oil recovery. Zeta potential of the fluids was measured for the reservoir pressure and temperature (T= 90°C, p=2700 psi) to insure stability of the fluids. The results of these experiments showed that injection of all three nanofluids can enhance oil recovery up to 20% in comparison to that for the injection of brine. The highest amount of recovery was recorded for alumina nanostructure and then for iron oxide and silica respectively. Due to the slight change in the viscosity of nanofluids compared to water injected, and also the negligible change in the interfacial tension of the aqueous-oil phase for alumina and silica nanofluids, and the results of static tests for determining the contact angle, the mechanism change of wettability to water wet condition seems to be the dominant mechanism for alumina and silica nanofluids for this increase in oil recovery. Considering the slight change of iron (III) oxide nanofluid and results of pendant drop test for interfacial tension measurement of the nanofluid, the reduction of interfacial tension of water-oil phase for iron (III) oxide nanofluid may be reported as the dominant mechanism of enhanced recovery. The formation process of emulsion with iron (III) oxide nanofluid and oil is a confirmation of this mechanism for iron (III) oxide nanofluid.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Enhanced Oil Recovery
  • Immiscible Injection
  • Nanofluid
  • Micromodel
  • Contact Angle
  • IFT

[1]. “http://www.glossary.oilfield.slb.com/en/Terms/p/primary_recovery.aspx”.##

[2]. “http:// www.glossary.oilfield.slb.com/en/Terms/s/secondary_recovery.aspx”.##

[3]. Ayatollahi S., and Zerafat M. M., “Nanotechnology-assisted EOR techniques: New solutions to old challenges,” In SPE International Oilfield Nanotechnology Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers, 12-14 June, Noordwijk, The Netherlands, 2012.##

 [4]. Green D. W. and Willhite G. P., “Enhanced oil recovery,” Richardson, TX: Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, Society of Petroleum Engineers, 1998.##

[5]. Cocuzza M., Pirri C., Rocca V. and Verga F., “Current and future nanotech application in the oil industry,” American Journal of Applied Sciences, Vol. 9, No. 6, pp. 784-779, 2012.##

[6]. Tawfik Abdo S. and Saddam A. AL-Hammadi, “Insights into the fundamentals and principles of the oil and gas industry: the impact of nanotechnology,” Nanotechnology in Oil and Gas Industries. Springer, Cham, pp. 1-35, 2018.##

[7]. Suleimanov B. A., Ismailov F. S. and Veliyev E. F., “Nanofluid for enhanced oil recovery,” Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol. 78, Issue 2, pp. 431-437, August 2011. ##

[8]. Fletcher A., and Davis J., “How EOR can be transformed by nanotechnology,” In SPE Improved Oil Recovery Symposium, Society of Petroleum Engineers, 2010.##

[9]. Luky H., Shidong L. and Torsaeter O., “A glass micromodel experimental study of hydrophilic nanoparticles retention for EOR project,” SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers, 2012.##

[10]. Li S., and Torsæter O., “An experimental investigation of EOR mechanisms for nanoparticles fluid in glass micromodel,” Conference: Society of Core Analysts Annual Symposium 2014, At Avignon, France DOI: 10.13140/RG.2.1.4181.3604, pp. 8-11, 2014.##

[11]. Maghzi, Ali, Mohammadi S., Ghazanfari M. H., Kharrat R. and Masihi M., “Monitoring wettability alteration by silica nanoparticles during water flooding to heavy oils in five-spot systems: A pore-level investigation,” Experimental Thermal and Fluid Science, Vol. 40, pp. 168-176, 2012.##

[12]. Craig F. F., “The reservoir engineering aspects of waterflooding,” Richardson, TX: Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, Society of Petroleum Engineers, 1993.##

[13]. Anderson W. G., “Wettability ;iterature survey-Part 1: Rock/oil/brine interactions and the effects of core handling on wettability,” J. Pet. Technol., United States, Vol. 38, No. 11, 1986.##

[14]. George C. J, and Stiles L. H., “Improved techniques for evaluating carbonate waterfloods in West Texas,” Journal of Petroleum Technology, Vol. 30, Issue 11, 1978.##

[15]. Al-Mahrooqi S. H., Grattoni C. A., Muggeridge A. H. and Jing X. D., “Wettability alteration during aging: the application of nmr to monitor fluid redistribution,” Presented at the Symposium of the Society of Core Analysts, Toronto, Canada, pp. 21–25 August, 2005.##