مدل‎سازی اثر منحرف‌کننده‌ها در اسیدکاری مخازن ناهمگن کربناته در سیستم شعاعی

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

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

2 دانشکده مهندسی شیمی و نفت، دانشگاه صنعتی شریف، تهران، ایران

چکیده

یکی از مؤثرترین راه‌ها برای اسیدکاری مخزن‌ ناهمگن، استفاده از افزایه‌های منحرف‌کننده است. این افزایه‌ها ناحیه‌ پرتراوا را به‌صورت موقتی با افزایش ویسکوزیته، بسته نگه می‎دارند و اسید را به نواحی کم‌تراوا هدایت می‎کنند. در این تحقیق، از مدل رئولوژی ژل اسیدهای درجا که پیشتر توسط محققان با استفاده از نتایج آزمایشگاهی و با در نظر گرفتن تنش‏برشی، pH و دما توسعه داده شد مورد استفاده قرار گرفته است. سپس از ترکیب آن با معادلات حاکم در فرآیند اسیدکاری، انحلال اسید در یک محیط ناهمگن در حضور افزایه‌های منحرف‌کننده نسبت به اسیدکاری معمولی بدون حضور این مواد، مورد بررسی و مقایسه قرار گرفته است. با استفاده از مدل رئولوژی، ویسکوزیته‌ ظاهری ژل اسیدهای درجا تخمین زده شده و در هر مرحله‌ زمانی در محاسبات به‌روز‌رسانی می‌شود. در این مطالعه به مقایسه نتایج مدل خطی و شعاعی اشاره شده است. نتایج نشان می‏دهد که در سیستم خطی با افزایش ویسکوزیته در مغزه پرتراوا، رشد و پیشروی اسید درون مغزه پرتراوا متوقف و درون مغزه کم‌تراوا ادامه پیدا می‌کند. این در حالی است که در سیستم شعاعی به‎دلیل تشکیل چندین کرم‌چاله اطراف چاه، متوقف شدن یک کرم‌چاله منجر به انحراف اسید درون ناحیه کم‌تراوا نمی‌شود. به‌عبارت دیگر مدل موجود پاسخ‌گوی انحراف اسید از ناحیه پرتراوا به ناحیه کم‌تراوا در سیستم شعاعی نیست.
 

کلیدواژه‌ها

موضوعات

عنوان مقاله [English]

Modeling the Impact of Diverting Agents on Acidization of Heterogeneous Carbonate Reservoir Based on Radial System

نویسندگان [English]

  • Behzad Hosseinzadeh 1
  • Shahab Ayatollahi 2
  • Behzad Rostami 1
  • Mohammad Bazargan 2
1 Institute of Petroleum Engineering, College of Engineering, University of Tehran, Iran
2 Chemical and Petroleum Engineering Department, Sharif University of Technology, Tehran, Iran
چکیده [English]

Using diverter agents in matrix acidizing is one of the common techniques in the heterogeneous reservoirs. These agents temporary block the high-permeability layer by increasing the viscosity and thus diverting the acid to the low-permeability layer. Here, a rheological model that was developed by previous researchers is used for in-situ gelled acids by considering the main parameters such as shear rate, pH, and temperature. Then, the rheological model is combined with the extended two-scale continuum model to describe the underlying reactive transport mechanisms. The results were compared with the Newtonian acid. Furthermore, the apparent viscosity of the in-situ gelled acid is estimated and updated at each time step of the modeling. In this study, the results of the linear and radial system were compared with each other. The results show that in the linear model, the growth and propagation of acid in high permeability region is stopped due to high viscosity. Therefore, acid starts diverting from high permeability zone to low permeability zone. However, several wormholes are formed in a radial model; moreover, the wormholes prevent diverting acid from high permeability region to low permeability region. In other words, the existing model could not respond to divert acid from high-perm region to low-perm region in the radial system.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Matrix Acidizing
  • Carbonate Rock
  • In-Situ Gelled Acid
  • Diverting Agents
  • Continuum Model

مراجع

[1]. Daccord G., Touboul E. and Lenormand R., “Carbonate acidizing: toward a quantitative model of the wormholing phenomenon,” SPE Prod. Eng, Vol. 4, No. 01, pp. 63-68, 1989. ##
[2]. Kalia N. and Balakotaiah V., “Modeling and analysis of wormhole formation in reactive dissolution of carbonate rocks,” Chem. Eng. Sci., Vol. 62, No. 4, pp. 919-928, 2007. ##
[3]. Fredd C.N. and Fogler H. S., “Influence of transport and reaction on wormhole formation in porous media,” AIChE J., Vol. 44, No. 9, pp. 1933-1949, 1998. ##
[4]. Akanni O. O. and Nasr-El-Din H. A., “The accuracy of carbonate matrix-acidizing models in predicting optimum injection and wormhole propagation rates,” In SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference, Manama, Bahrain, p. 18, 2015.##
[5]. Gomaa A. M., Mahmoud M. A. and Nasr-El-Din H.., “Laboratory study of diversion using polymer-based in-situ-gelled acids,” SPE Prod. & Oper., Vol. 26, No. 3, pp. 278-290, 2011.##
[6]. MaGee J., Buijse M. A. and Pongratz R., “Method for effective fluid diversion when performing a matrix acid stimulation in carbonate formations,” In SPE Middle East Oil Show and Conference, p. 11, 1997. ##
[7]. Chang F., Qu Q. and Frenier W., “A novel self-diverting-acid developed for matrix stimulation of carbonate reservoirs,” In SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, p. 11, 2001.##
[8]. Nelson E. B., Lungwitz B., Dismuke K., Samuel M., Salamat G., Hughes T., Lee J., Fletcher P., Fu D., Hutchins R., Parris M. and inventors, “Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids,” US patent, No. 6881709, 2005.##
[9]. Nasr-El-Din H. A., Chesson J. B., Cawiezel K. E. and De Vine C. S., “Field success in carbonate acid diversion, utilizing laboratory data generated by parallel flow testing,” In SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, USA, p. 14, 2006.##
[10]. Panga M. K., Ziauddin M. and Balakotaiah V., “Two‐scale continuum model for simulation of wormholes in carbonate acidization,” AIChE J., Vol. 51, No. 12, pp. 3231-3248, 2005. ##
[11]. Golfier F., Zarcone C., Bazin B., Lenormand R., Lasseux D. and Quintard M., “On the ability of a darcy-scale model to capture wormhole formation during the dissolution of a porous medium,” J. Fluid Mech., Vol. 457, pp. 213-254, 2002.##
[12]. Hosseinzadeh B., Bazargan M., Rostami B. and Ayatollahi S., “Modeling of wormhole propagation in carbonate rocks by use of in-situ-gelled acids,” SPE J., Vol. 22, No. 6, pp. 2032-2048, 2017. ##
پژوهش نفت
دوره 28، 97-5 - شماره پیاپی 102
آذر و دی 1397
صفحه 4-14

فایل ها

هم رسانی

ارجاع به این مقاله

آمار