بررسی آزمایشگاهی جریان متقاطع ناشی از گرانروی در جریان تزریق فوم در یک ماتریس‌ شکاف‌دار

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

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

2 پژوهشکده ازدیاد برداشت از مخازن نفت وگاز، تهران، ایران

10.22078/pr.2018.3406.2561

چکیده

در این مطالعه تزریق فوم در سیستم شکاف ماتریس انجام شده و چگونگی انتقال فوم و چگونگی تولید نفت به‌جامانده در ماتریس از طریق مشاهداتی در مقیاس حفرات بررسی گردیده است. در بررسی حّرکت جبهه فوم در ماتریس چند ناحیه ‌ایجاد می‌شود. در جلوی جبهه، ناحیه دینامیکی وجود دارد که فعالیت جریان و سرعت حرکت سیالات بیشتر است و شبیه به کمان است. جلوی این ناحیه، اشباع فوم کمتر است و درصد فضای بیشتری توسط ماده فعال‌سطحی نسبت به گاز اشغال شده است. پشت این ناحیه، اشباع فوم بیشتر است و ناحیه استاتیک و پایداری وجود دارد که سرعت حرکت سیالات نسبت به جلوی جبهه کمتر است. در جلوی جبهه بخشی از نفت به‌وسیله گلبول شدن و مکانیزم امولسیون تولید می‌شود. گلبول‌های نفت در مسیر کمان حرکت می‌کنند و نزدیک پایین دست جریان متراکم شده و از طریق شکاف تولید می‌شوند. با کاهش اشباع نفت در شکاف ناحیه‌ای موسوم به ناحیه اختلاط در بخش‌های میانی محل ارتباط شکاف- ماتریس دیده شده است. نیروی رانش گلبول‌های نفت، افت فشار در جریان اصلی است. برای یک تزریق پایدار فوم، این افت فشار ثابت است. بنابراین نیروی رانش ثابت است و این افت فشار ثابت، جریان سیالات در جبهه دینامیک را (که گرانروی کمتری نسبت به فوم دارند) تا میزان مشخصی تقویت می‌کند. این بدین معنی است که هر افت فشار متناظر با عمق نفوذ خاصی از فوم در ماتریس است. بنابراین میزان ازدیاد برداشت حاصل از آن مقدار مشخصی خواهد بود و بدین ترتیب می‌توان گفت هر افت فشار ناشی از گرانروی فوم در جریان اصلی با یک ضریب بازیافت متناسب است
 

کلیدواژه‌ها

موضوعات


عنوان مقاله [English]

An Experimental Investigation on Foam Injection in a Fractured Matrix: Effect of Viscous Cross flow

نویسندگان [English]

  • Yegane Khoshkalam 1
  • Maryam Khosravi 2
  • Behzad Rostami 1
1 Institute of Petroleum Engineering, College of Engineering, University of Tehran, Iran
2 IOR Research Institute, Tehran, Iran
چکیده [English]

Cross flows and molecular diffusion are of high importance in recovery of bypassed oil. Thus, reinforcing viscous cross flow as a driving force in order to increase the oil recovery is proposed. In order to strengthen viscous cross flow, injection of a viscose fluid such as foam in fractured micromodels was applied, and bypassed oil was recovered. Based on the results, effective mechanisms of bypassed oil displacement were viscous cross flow and emulsion. Moreover, two distinct region were observed in displacement front: a dynamic region in which the saturation of foam is low and participation of surfactant saturation is higher than gas phase, and a static region that foam saturation is high and fluids’ mobility are lower than dynamic region. In dynamic region, some oil was recovered by emulsion. The oil droplets flew through arc-like aqueous phase and accumulated near the downstream. As oil saturation decreases in fracture, an area that is known as mixing zone is observed in middle parts of matrix-fracture interaction. Moreover, pressure drop in the main stream is the driving force for moving these oil droplets through arc-like front. This pressure drop is constant in a steady state foam injection in porous media. Hence, the driving force is constant and strengthens the fluid flow up to a certain level in dynamic region. Therefore, each pressure drop in the mainstream corresponds with particular foam invasion depth and is proportional to an individual recovery factor.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Foam Injection into the Fracture
  • Viscous Cross Flow
  • Mechanism of Emulsion
  • Immiscible Foam Injection
  • Enhanced Oil Recovery

[1]. 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. ##

[2]. Zapata V. J. and Lake L. W., “A theoretical analysis of viscous crossflow”, in SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers, 1981. ##

[3]. Fergui O., Bertin H. and Quintard M., “Transient aqueous foam flow in porous media: experiments and modeling,” Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol. 20, No. 1, pp. 9-29, 1998. ##

[4]. Gauglitz P. A., Friedmann F., Kam S. I. and Rossen W. R., “Foam generation in homogeneous porous media,” Chemical Engineering Science, Vol. 57, No. 19, pp. 4037-4052, 2002. ##

[5]. Osterloh W. and Jante Jr M., “Effects of gas and liquid velocity on steady-state foam flow at high temperature,” in SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium, Society of Petroleum Engineers, 1992. ##

[6]. Alverez J., Rivas H. and Rossen W., “A unified model for steady-state foam behavior at high and low foam qualities,” in IOR 1999-10th European Symposium on Improved Oil Recovery, 1999. ##

[7]. Hirasaki G. and Lawson J., “Mechanisms of foam flow in porous media: apparent viscosity in smooth capillaries,” Society of Petroleum Engineers Journal, Vol. 25, No. 2, pp. 176-190, 1985. ##

[8]. Kahrobaei S., Vincent-Bonnieu S. and Farajzadeh R., “Experimental study of hysteresis behavior of foam generation in porous media,” Scientific Reports, Scientific Reports 7, Article Number 8986, 2017. ##

[9]. Bertin H., Apaydin O., Castanier L. and Kovscek A., “Foam flow in heterogeneous porous media: Effect of crossflow,” in SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium, Society of Petroleum Engineers, 1998. ##

[10]. Chang S. H. and Grigg R., “Effects of foam quality and flow rate on CO2-foam behavior at reservoir temperature and pressure,” SPE Reservoir Evaluation & Engineering, Vol. 2, No. 3, pp. 248-254, 1999. ##

[11]. Haugen Å., Fernø M. A., Graue A. and Bertin H. J., “Experimental study of foam flow in fractured oil-wet limestone for enhanced oil recovery,” SPE Reservoir Evaluation & Engineering, Vol. 15, No. 02, pp. 218-228, 2012. ##

[12]. Ma K., Liontas R., Conn C. A., Hirasaki G. J. and Biswal S. L., “Visualization of improved sweep with foam in heterogeneous porous media using microfluidics,” Soft Matter, Vol. 8, No. 41, pp. 10669-10675, 2012. ##

[13]. Conn C. A., Ma K., Hirasaki G. J. and Biswal S. L., “Visualizing oil displacement with foam in a microfluidic device with permeability contrast,” Lab on a Chip, Vol. 14, No. 20, pp. 3968-3977, 2014. ##

[14]. M. A. Ferno, Gauteplass J., Pancharoen M., Haugen A., Graue A., Kovscek A. R., Hirasaki G. J., “Experimental study of foam generation, sweep efficiency, and flow in a fracture network,” SPE Journal, Vol. 21, No. 04, pp. 1,140-1,150, 2016. ##

[15]. Farajzadeh R., Andrianov A., Bruining H. and Zitha P. L., “Comparative study of CO2 and N2 foams in porous media at low and high pressure− temperatures”, Industrial & Engineering Chemistry Research, Vol. 48, No. 9, pp. 4542-4552, 2009. ##

[16]. Llave F., Chung F. H., Louvier R. and Hudgins D., “Foams as mobility control agents for oil recovery by gas displacement”, in SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium, Society of Petroleum Engineers, 1990. ##

[17]. Falls A., Musters J. and Ratulowski J., “The apparent viscosity of foams in homogeneous bead packs,” SPE Reservoir Engineering, Vol. 4, No. 2, pp. 155-164, 1989. ##

[18]. Osei-Bonsu K., Shokri N. and Grassia P., “Fundamental investigation of foam flow in a liquid-filled hele-Shaw cell,” Journal of Colloid and Interface Science, Vol. 462, pp. 288-296, 2016. ##

[19]. Debbabi Y., Jackson M. D., Hampson G. J., Fitch P. J. and Salinas P., “Viscous crossflow in layered porous media,” Transport in Porous Media, Vol. 117, No. 2, pp. 281-309, 2017. ##