مطالعه آزمایشگاهی تاثیر کربنات سدیم و سورفکتانت دودسیل تری متیل آمونیوم برمید جهت ازدیاد برداشت از مخزن نفتی آسماری

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 گروه مهندسی نفت، واحد مرودشت، دانشگاه آزاد اسلامی، مرودشت، ایران

2 گروه مهندسی شیمی، واحد مرودشت، دانشگاه آزاد اسلامی، مرودشت، ایران

10.22078/pr.2018.3201.2476

چکیده

یکی از روش‌های کارآمد جهت ازدیاد برداشت از مخزن نفتی، تزریق سورفکتانت در حضور ماده قلیایی است. زاویه تماس آب و سنگ مخزن در حضور سورفکتانت کاهش می‌یابد. از طرفی این ماده، کشش بین‌سطحی را تغییر می‌دهد. مواد قلیایی در مجاورت سورفکتانت‌ها  به کاهش کشش بین‌سطحی و تغییر ترشوندگی سنگ مخزن کمک می‌کنند. در این تحقیق، اثر غلظت (05/0، 1/0، 3/0، 5/0 درصد وزنی) و زمان ماندگاری سورفکتانت دودسیل تری متیل آمونیوم برمید در حضور غلظت‌های متفاوت از ماده قلیایی کربنات سدیم (5/0، 1، 5/1، 2، 5/2 درصد وزنی) روی کشش بین‌سطحی و تغییر ترشوندگی سنگ‌های کربنانه مخزن نفتی آسماری مورد بررسی قرار گرفت. نتایج حاصله از این آزمایشات نشان داد که سورفکتانت دودسیل تری متیل آمونیوم برمید باعث کاهش کشش بین‌سطحی و تغییر ترشوندگی سنگ مخزن به وضعیت آب‌دوستی می‌شود. همچنین در حضور ماده کربنات سدیم کشش بین‌سطحی و زاویه تماس به مقدار بیشتری کاهش می‌یابد که از عوامل تاثیرگذار بر میزان برداشت نفت است. با افزایش زمان ماند سنگ مخزن در تماس با محلول حاوی سورفکتانت و کربنات سدیم تا 7 روز، حداقل زاویه تماس از °59 به °46 کاهش یافت. در غلظت مایسل 3/0 درصد وزنی از دودسیل تری متیل آمونیوم برمید در مجاورت کربنات سدیم با بهینه غلظت 5/0 درصد وزنی بیشترین کاهش کشش بین‌سطحی ایجاد شد.
 

کلیدواژه‌ها

موضوعات


عنوان مقاله [English]

Experimental Study of Sodium Carbonate and Dodecyltrimethylammonium Bromide Surfactant Effects for Enhanced Oil Recovery in Asmari Oil Reservoir

نویسندگان [English]

  • Hedayat Cheshmgarm 1
  • Nadia Esfandiari 2
1 Department of Petroleum Engineering, Marvdasht Branch, Islamic Azad University, Marvdasht, Iran
2 Department of Chemical Engineering, Marvdasht Branch, Islamic Azad University, Marvdasht, Iran
چکیده [English]

One of the efficient methods for enhanced oil recovery from a petroleum reservoir is the surfactant injection in the presence of alkaline material. Moreover, the contact angle of water and reservoir rock is reduced in the presence of surfactants. On the other hand, this material changes the interfacial tension. The alkaline materials in the present of surfactants also help the reduction of interfacial tension and the wettability alteration of reservoir rock. In this research, the effect of concentration (0.05, 0.1, 0.3, 0.5 wt %) and shelf-life of surfactant dodecyltrimethylammonium bromide in the presence of different concentrations of sodium carbonate (0.5, 1, 1.5, 2, 2.5 wt %) on the interfacial tension and wettability alteration of carbonated rocks of the Asmari petroleum reservoir were analyzed. The results of these experiments showed that surfactant dodecyltrimethylammonium bromide reduces the interfacial tension and alters the wettability of reservoir rock to the water-wet state. Furthermore, the interfacial tension and contact angle is reduced in the presence of sodium carbonate to a great extent which is one of the effective factors in the amount of oil recovery. By increasing the shelf life of the reservoir rock in contact with the solution containing surfactant and sodium carbonate for 7 days, the minimum contact angle was reduced from 59 to 46 degrees. At 0.3 wt.% micelle concentration of dodecyltrimethylammonium bromide and sodium carbonate with an optimum concentration of 0.5 wt.%, the most reduction in interfacial tension was obtained.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Asmari Reservoir
  • Enhanced Oil Recovery
  • Sodium Carbonate
  • Dodecyltrimethylammonium Bromide
  • Surfactant

 

[1]. خسروانی س.، علائی م.، رمضانی ع.، رشیدی ع. و ارشادی م.، "بررسی پایداری امولسیون های تهیه شده از هیبرید آلومینا-نانو لوله های کربنی چند دیواره در دماهای متفاوت جهت ازدیاد برداشت مخازن نفتی،" نشریه پژوهش های کاربردی در شیمی، شماره 3، صفحات 14-7، 1391.##

[2]. امانی ح.، "بررسی ازدیاد برداشت نفت به روش سیلاب زنی سورفکتین درون میکرو مدل و مغزه،" پژوهش نفت، شماره 81، صفحات 64-55، 1394.##

[3]. جباری ه. و رمضانی سعادت آبادی ا.، "بررسی آزمایشگاهی اثر پلیمر در حضور سورفکتانت بر بازده جاروب نفت از مسیرهای بسته،" پژوهش نفت، شماره 74، صفحات 98-87، 1392.##

[4]. Gupta R. and Mohanty K. K., “Wettability alteration mechanism for oil recovery from fractured carbonates rocks,” Transport in Porous Media, Vol. 87, pp. 635-652, 2011.##

[5]. Thomas S., “Enhanced oil recovery - an overview,” Oil & Gas Science and Technology, Vol. 63, No. 1. pp. 9-19, 2008. ##

[6]. Zolotukhin A. B. and Ursin J. R., “Introduction to petroleum reservoir engineering,” 2000. ##

[7]. Demirbas A., Alsulami H. E. and Hassanein W. S., “Utilization of surfactant flooding processes for enhanced oil recovery (EOR),” Petroleum Science and Technology, Vol. 33, pp. 1331-1339, 2015.##

[8]. Tadors T. F., “Applied surfactants: principles and applications,” 2005.

9]. Holmberg K., Jonsson B., Kronberg B. and Lindman B., “Surfactants and polymers in aqueous solution,” 2nd, John Wiley & Sons. Chichester, 2003. ##

[10]. Rubingh D. N. and Holland P. M., “Cationic surfactants. physical chemistry,” Marcel Dekker, 1991.##

[11]. قجاوند ح. و نورمحمد ع.، "ازدیاد برداشت نفت از سنگ‌های کربناته به وسیله آشام خود به خودی محلول‌های سورفکتانت،" نشریه شیمی و مهندسی شیمی ایران، دوره 32، شماره 3، صفحات 78-69، 1392.##

[12]. Schuler P. J., Lerner R. M. and Kuehne D. L., “Improving chemical flood efficiency with micellar/ alkaline/polymer processes,” Presented at the Fifth Symposium on Enhanced Oil Recovery, 1985. ##

[13]. امانی ح.، "تولید بیوسورفکتانت‌های رامنولیپید به منظور کاربرد در فرآیند ازدیاد برداشت نفت،" نشریه شیمی و مهندسی شیمی، دوره 32، شماره 1، صفحات 83-73، 1392.##

[14]. Hosseinzade Khanamiri H., Baltzersen Enge I., Nourani M., Stensen J. A., Torsaeter O. and Haida N., “EOR by low salinity water and surfactant at low concentration: impact of injection and in-situ brine composition,” Energy Fuels, Vol. 30, pp. 2705-2713, 2016.##

[15]. کاظم زاده ع.، سلیمانی م. و جمالی ج.، "امکان‌سنجی استفاده از ذرات میکرو حباب‌های پایدار با خلوص رئولوژی کنترل شده در حفای مخازن کم فشار،" پژوهش نفت، شماره 84، صفحات 83-78، 1394.##

[16]. صادقی م.ب.، رمضانی سعادت آبادی ا.، تقی خانی و. و قطبی س.، "رفتار رئولوژی امولسیون‌های نفت خام یکی از میادین نفتی ایران،" پژوهش نفت، شماره 75، صفحات 9-3، 1392.##

[17]. وفایی سفتی م.، جمشیدی مشفق م.، جراحیان خ.، قرشی س.س. و داودی ع.، "بررسی آزمایشگاهی تاثیر مواد فعال سطحی بر روی تغییر تر شوندگی سنگ‌های کربناته،" پژوهش نفت، شماره 80، صفحات 36-23، 1394.##

[18]. بابا محمودی، س.، جباران، م. ه. و ریاحی س.، "بررسی آزمایشگاهی پایداری فوم حاصل از نانو ذره و سورفکتانت در حضور نفت خام،" پژوهش نفت، شماره 92، صفحات 163-152، 1396.##

[19]. ارشادی م.، علائی م.، رمضانی ع.، رشیدی ع. و خسروانی س.، " بررسی تاثیر ریخت نانو هیبرید سیلیسیم اکسید و نانو لوله‌های کربنی چند دیواره در پایداری امولسیون برای ازدیاد برداشت نفت،" نشریه پژوهش‌های کاربردی در شیمی، شماره 1، صفحات 15-5، 1392.##

[20]. Heidari M. A., “A novel method with dilute surfactant flooding by considering the effect of time and temperature on crude oil aging, experimental study on heavy oil of bangestan,” Journal of Chemical and Petroleum Engineering, Vol. 51, pp. 155-163, 2017.

[21]. Johannessen A. M. and Spildo K., “Enhanced oil recovery (eor) by combining surfactant with low salinity injection,” Energy & Fuels, Vol. 27, pp. 5738-5749, 2013. ##

[22]. Standes D. C. and Austad T., “Wettability alteration in chalk 2. Mechanism for wettability alteration from oil-wet to water-wet using surfactants,” Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol. 28, pp. 123-143, 2000. ##

[23]. Olajire A. A., “Review of ASP EOR (alkaline surfactant polymer enhanced oil recovery) technology in petroleum industry: prospects and challenges,” Energy, Vol. 77, pp. 963-982, 2014. ##

[24]. Saxena N., Pal N., Dey S. and Mandal A., “Characterizations of surfactant synthesized from palm oil and its application in enhanced oil recovery,” Journal of the Taiwan Institute of Chemical Engineers, Vol. 81, pp. 343-355, 2017.##

[25]. Pal N., Saxena N., Laxmi D. and Mandal A., “Interfacial behavior, wettability alternation and emulsification characteristics of a novel surfactant: Implications for enhanced oil recovery,” Chemical Engineering Science, Vol. 187, pp. 200-212, 2018. ##

[26]. Kumar A. and Mandal A., “Characterization of rock-fluid and fluid-fluid interactions in presence of a family of synthesized zwitterionic surfactants for application in enhanced oil recovery,” Colloids and Surfaces A, Vol. 549, pp.1-12, 2018. ##

[27]. Chegenizadeh N., Ali S. and Xie Q., “Most common surfactants employed in chemical enhanced oil recovery,” Petroleum, Vol. 3, pp. 197-211, 2017. ##

[28]. Keshtkar S., Sabeti M. شدی Mohammadi A. H., “Numerical approach for enhanced oil recovery with surfactant flooding,” Petroleum, Vol. 2, pp. 98-107, 2016. ##

[29]. Abbas A. H., Sulaiman W. R. W., Jaffar M. Z., Olayink A. A., Shafiei Ebrahimi S. and Elrufai A., “Numerical study for continuous surfactant flooding considering adsorption in heterogeneous reservoir,” Journal of King Saud University-Engineering Sciences, 2018.##

[30]. Kumar S., Saxena N. and Mandal A., “Synthesis and evaluation of physicochemical properties of anionic polymeric surfactant derived from Jatropha oil for application in enhanced oil recovery,” Journal of Industrial and Engineering Chemistry, Vol. 43, pp. 106-116, 2016.##

[31]. Yuan C. D., Pu W. F., Wang X. C., Sun L., Zhang Y. C. and Cheng S., “Effects of interfacial tension, emulsification, and surfactant concentration on oil recovery in surfactant flooding process for high temperature and high salinity reservoirs,” Energy Fuels, Vol. 29, pp. 6165-6175, 2016.##