واکاوی آزمایشگاهی تاثیر انتشار مواد فعال سطحی بر ازدیاد برداشت نفت در تزریق ثانویه فوم تثبیت شده با مخلوط سورفکتانت و نانوذره در یک شبیه‌سازی مخزن ماسه سنگی

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسنده

گروه مهندسی نفت، معدن و مواد، دانشکده عمران و منابع زمین، دانشگاه آزاد اسلامی واحد تهران مرکزی، تهران، ایران

10.22078/pr.2024.5383.3395

چکیده

تزریق فوم تثبیت شده با نانوذرات به دلیل پایداری بالای آن مورد توجه صنعت نفت قرار گرفته است. در این مطالعه، برهمکنش میان نانونوذرات و سورفکتانت و همچنین هیسترسیس توالی نزریق فوم مورد بررسی قرار می‌گیرد. به همین منظور، آزمایش تزریق مغزه ثانویه و ثالثیه در مغزه‌ی مصنوعی از جنس دانه‌های شیشه‌ای انجام می‌گیرد. محلول‌های مولد فوم تزریقی شامل نانوسیال 1/0 درصد وزنی کلسیم کربنات، سورفکتانت 04/0 درصد وزنی و مخلوط این دو می‌باشد که به صورت همزمان با گاز دی اکسید کربن به محیط متخلخل تزریق شده اند. بر اساس نتایج، بازیافت ثانویه نفت توسط فوم تثبیت شده با مخلوط سورفکتانت و نانوذره به صورت معنی‌داری بالاتر از سایر محلول‌های مولد فوم بود که به تغییر ترشوندگی سنگ به سمت آب‌دوستی نسبت داده شد. به گونه‌ای که طبق آزمایش‌های زاویه تماس، مخلوط سورفکتانت و نانوذره بیشترین قابلیت را در تغییر ترشوندگی از آب‌دوستی به سمت آب‌گریزی دارد. همچنین، در همه موارد، بازیافت نفت ثالثیه به صورت معنی داری کمتر از بازیافت ثالثیه بود. این پدیده به کند بودن رژیم انتشاری حاکم بر بازیافت ثالثیه  نسبت به رژیم همرفتی موجود در تزریق ثانویه نسبت داده شد. به منظور اثبات این فرضیه، روند پیرسازی انجام شده در آزمایش‌های تزریق مغزه در دستگاه زاویه تماس پیاده سازی شد تا توانایی تغییر ترشوندگی شیشه نفت دوست توسط محلول‌های مولد فوم در دو رژیم انتشاری (حاکم بر تزریق ثالثیه) و همرفتی (حاکم بر تزریق ثانویه) مورد بررسی قرار گیرد. در رژیم انتشاری، نانوسیال قابلیت تغییر ترشوندگی شیشه را به سمت آب‌دوستی بیشتر نداشت. محلول سورفکتانتی تنها ° 5 از نفت دوستی شیشه کاهش داد. مخلوط سورفکتانت و نانوذره این تغییر ترشوندگی را به °16 رساند. در رژیم هم‌رفتی، نانوسیال، محلول سورفکتانتی و مخلوط سورفکتانت و نانوذره به ترتیب ترشوندگی اولیه را از حدود °150 به °76، °45 و °23 رساند که سرعت بیشتر رژیم همرفتی در تغییر ترشوندگی را تایید می‌کند. بر اساس آزمایش‌های کشش سطحی، رفتار برتر مخلوط سورفکتانت و نانوذره به جذب سطحی مولکول‌های سورفکتانت بر نانوذره و فعال سطحی شدن نانوذرات نسبت داد شد.

کلیدواژه‌ها

موضوعات

عنوان مقاله [English]

Laboratory Investigation of the Effects of Surfactant Release in a Sandstone Reservoir on Increasing Oil Recovery in Tertiary Injection of Foam Stabilized with a Mixture of Surfactant and Nanoparticles

نویسنده [English]

  • Mahdi NazariSaram
Department of Petroleum, Mining and Materials, CT.C, Islamic Azad University, Tehran, Iran
چکیده [English]

Injection of nanoparticle-stabilized foam has been considered by the oil industry due to its high stability. In this study, the interaction between nanoparticles and surfactants as well as the hysteresis of the foam injection sequence are investigated. For this purpose, secondary and tertiary core injection experiments were performed on synthetic glass core to investigate the oil recovery behavior of foam stabilized with calcium carbonate nanoparticles and SDS surfactant in sandstone reservoirs. According to the results, the secondary oil recovery by foam stabilized with a mixture of 0.04 wt.% of surfactant and 0.1% w of nanoparticles is significantly higher than the foam stabilized with counterpart nanoparticle and surfactant. In all cases, tertiary oil recovery was significantly lower than the tertiary mode. This phenomenon was attributed to the diffusion regime governing tertiary recovery compared to the convective regime in the secondary injection. In order to prove this hypothesis, the aging process performed in the core injection experiments was repeated in the contact angle device. In the diffusion regime, the Nano fluid could not change the wettability of the glass to more water-wetness. Moreover, the surfactant solution reduced the glass oil-wetness by only 5 degrees. Furthermore, the mixture of surfactant and nanoparticles altered the wettability by 16 degrees. Additionally, the nanofluid, surfactant solution, and mixture of surfactant and nanoparticles changed the initial wettability from approximately 150° to 76°, 45°, and 23°, respectively, confirming a higher rate of convective regime in wettability alteration. Based on surface tension experiments, the superior behavior of the surfactant and nanoparticle mixture was attributed to the adsorption of surfactant molecules on the nanoparticles and the surface activation of the nanoparticles.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Foam Injection
  • Hysteresis
  • Nanoparticles
  • Surfactant
  • Diffusion Regime and Convection

مراجع

[1]. Luo, P., Zhang, Y., Wang, X., & Huang, S. (2012). Propane-enriched CO2 immiscible flooding for improved heavy oil recovery. Energy & fuels, 26(4), 2124-2135. doi.org/10.1021/ef201653u.##
[2]. Lake, L. W., Johns, R., Rossen, B., & Pope, G. A. (2014). Fundamentals of enhanced oil recovery (Vol. 1, p. 1). Richardson, TX: Society of Petroleum Engineers. ISBN: 978-1-61399-328-6. ##
[3]. Anazadehsayed, A., Rezaee, N., Naser, J., & Nguyen, A. V. (2018). A review of aqueous foam in microscale. Advances in colloid and interface science, 256, 203-229. ##
[4]. Fu, C., Yu, J., & Liu, N. (2018). Nanoparticle-stabilized CO2 foam for waterflooded residual oil recovery. Fuel, 234, 809-813.
[5]. Hurtado, Y., Franco, C. A., Riazi, M., & Cortés, F. B. (2020). Improving the stability of nitrogen foams using silica nanoparticles coated with polyethylene glycol. Journal of Molecular Liquids, 300, 112256. ##
[6]. Pickering, S. U. (1907). Cxcvi.—emulsions. Journal of the Chemical Society, Transactions, 91, 2001-2021. doi.org/10.1039/CT9079102001. ## [7]. Worthen, A. J., Bagaria, H. G., Chen, Y., Bryant, S. L., Huh, C., & Johnston, K. P. (2013). Nanoparticle-stabilized carbon dioxide-in-water foams with fine texture. Journal of colloid and interface science, 391, 142-151. doi: 10.1016/j.jcis.2012.09.043. ##
[8]. Aroonsri, A., Worthen, A., Hariz, T., Johnston, K., Huh, C., & Bryant, S. (2013, September). Conditions for generating nanoparticle-stabilized CO2 foams in fracture and matrix flow. In SPE Annual Technical Conferenceand Exhibition? (p. D021S020R006). Spe. doi.org/10.2118/166319-MS. ##
[9]. Yekeen, N., Kun, T. X., Al-Yaseri, A., Sagala, F., & Idris, A. K. (2021). Influence of critical parameters on nanoparticles-surfactant stabilized CO2 foam stability at sub-critical and supercritical conditions. Journal of Molecular Liquids, 338, 116658. doi: 10.1016/j.molliq.2021.116658. ##
[10]. Chaturvedi, K. R., Narukulla, R., & Sharma, T. (2021). Effect of single-step silica nanoparticle on rheological characterization of surfactant based CO2 foam for effective carbon utilization in subsurface applications. Journal of Molecular Liquids, 341, 116905. doi: 10.1016/j.molliq.2021.116905. ##
[11]. Xu, K., Zhu, P., Colon, T., Huh, C., & Balhoff, M. (2017). A microfluidic investigation of the synergistic effect of nanoparticles and surfactants in macro-emulsion-based enhanced oil recovery. SPE Journal, 22(02), 459-469. doi.org/10.2118/179691-PA. ##
[12]. Ghosh, P., & Mohanty, K. K. (2018). Novel application of cationic surfactants for foams with wettability alteration in oil-wet low-permeability carbonate rocks. SPE Journal, 23(06), 2218-2231. doi.org/10.2118/179598-PA. ##
[13]. Yekeen, N., Malik, A. A., Idris, A. K., Reepei, N. I., & Ganie, K. (2020). Foaming properties, wettability alteration and interfacial tension reduction by saponin extracted from soapnut (Sapindus Mukorossi) at room and reservoir conditions. Journal of Petroleum Science and Engineering, 195, 107591. doi: 10.1016/j.petrol.2020.107591. ##
[14]. Kumar, A., & Dixit, C. K. (2017). Methods for characterization of nanoparticles. In Advances in nanomedicine for the delivery of therapeutic nucleic acids (pp. 43-58). Woodhead Publishing. doi.org/10.1016/B978-0-08-100557-6.00003-1. ##
[15]. Kumar, N., & Mandal, A. (2018). Surfactant stabilized oil-in-water nanoemulsion: stability, interfacial tension, and rheology study for enhanced oil recovery application. Energy & fuels, 32(6), 6452-6466. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.8b00043. ##
[16]. Pal, N., Kumar, N., Saw, R. K., & Mandal, A. (2019). Gemini surfactant/polymer/silica stabilized oil-in-water nanoemulsions: Design and physicochemical characterization for enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 183, 106464. doi: 10.1016/j.petrol.2019.106464. ##
[17]. Kuang, W., Saraji, S., & Piri, M. (2018). A systematic experimental investigation on the synergistic effects of aqueous nanofluids on interfacial properties and their implications for enhanced oil recovery. Fuel, 220, 849-870. doi.org/10.1016/j.fuel.2018.01.102. ##
[18]. Shabib-Asl, A., Ayoub, M. A., & Elraies, K. A. (2019). A new hybrid technique using low salinity water injection and foam flooding for enhanced oil recovery in sandstone rock. Journal of Petroleum Science and Engineering, 174, 716-728. doi:10.1016/j.petrol.2018.11.035. ##
[19]. Aziz, R., Joekar-Niasar, V., Martínez-Ferrer, P. J., Godinez-Brizuela, O. E., Theodoropoulos, C., & Mahani, H. (2019). Novel insights into pore-scale dynamics of wettability alteration during low salinity waterflooding. Scientific reports, 9(1), 9257. ##
[20]. Aziz, R., Joekar-Niasar, V., Martínez-Ferrer, P. J., Godinez-Brizuela, O. E., Theodoropoulos, C., & Mahani, H. (2019). Novel insights into pore-scale dynamics of wettability alteration during low salinity waterflooding. Scientific reports, 9(1), 9257. ##
[21]. Alizadeh, M., & Fatemi, M. (2021). Mechanistic study of the effects of dynamic fluid/fluid and fluid/rock interactions during immiscible displacement of oil in porous media by low salinity water: Direct numerical simulation. Journal of Molecular Liquids, 322, 114544. ##
[22]. Alizadeh, M., & Fatemi, M. (2021). Pore-doublet computational fluid dynamic simulation of the effects of dynamic contact angle and interfacial tension alterations on the displacement mechanisms of oil by low salinity water. International Journal of Multiphase Flow, 143, 103771. ##
[23]. Alizadeh, M., & Fatemi, M. (2021). Pore-doublet computational fluid dynamic simulation of the effects of dynamic contact angle and interfacial tension alterations on the displacement mechanisms of oil by low salinity water. International Journal of Multiphase Flow, 143, 103771. doi: 10.1016/j.ijmultiphaseflow.2021.103771. ##
[24]. Guo, F., & Aryana, S. (2016). An experimental investigation of nanoparticle-stabilized CO2 foam used in enhanced oil recovery. Fuel, 186, 430-442. doi.org/10.1016/j.fuel.2016.08.058. ##
[25]. Xu, Z., Li, B., Zhao, H., He, L., Liu, Z., Chen, D., Yang, H. and Li, Z., (2020). Investigation of the effect of nanoparticle-stabilized foam on EOR: nitrogen foam and methane foam. ACS omega, 5(30), 19092-19103. doi.org/10.1021/acsomega.0c02434. ##
[26]. Rashidi, M., Kalantariasl, A., Saboori, R., Haghani, A., & Keshavarz, A. (2021). Performance of environmental friendly water-based calcium carbonate nanofluid as enhanced recovery agent for sandstone oil reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 196, 107644. doi: 10.1016/j.petrol.2020.107644. ##
[27]. Selvan, P., Jebakani, D., Jeyasubramanian, K., & Jebaraj, D. J. J. (2022). Enhancement of thermal conductivity of water based individual and hybrid SiO2/Ag nanofluids with the usage of calcium carbonate nanoparticles as stabilizing agent. Journal of Molecular Liquids, 345, 117846. doi: 10.1016/j.molliq.2021.117846. ##
[28]. Pourakaberian, A., Mahani, H., & Niasar, V. (2021). The impact of the electrical behavior of oil-brine-rock interfaces on the ionic transport rate in a thin film, hydrodynamic pressure, and low salinity waterflooding effect. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 620, 126543. doi:10.1016/j.colsurfa.2021.126543. ##
[29]. Farhadi, H., Riahi, S., Ayatollahi, S., & Ahmadi, H. (2016). Experimental study of nanoparticle-surfactant-stabilized CO2 foam: Stability and mobility control. Chemical Engineering Research and Design, 111, 449-460. doi.org/10.1016/j.cherd.2016.05.024. ##
[30]. Yazhgur, P. A., Noskov, B. A., Liggieri, L., Lin, S. Y., Loglio, G., Miller, R., & Ravera, F. (2013). Dynamic properties of mixed nanoparticle/surfactant adsorption layers. Soft Matter, 9(12), 3305-3314. ##
[31]. Gu, Y., & Li, D. (2000). The ζ-potential of glass surface in contact with aqueous solutions. Journal of colloid and interface science, 226(2), 328-339. doi: 10.1006/jcis.2000.6827. ##
[32]. Gu, Y., & Li, D. (2000). The ζ-potential of glass surface in contact with aqueous solutions. Journal of colloid and interface science, 226(2), 328-339. doi:10.1006/jcis.2000.6827. ##
[33]. Kumar, K., Dao, E. K., & Mohanty, K. K. (2008). Atomic force microscopy study of wettability alteration by surfactants. Spe Journal, 13(02), 137-145. doi.org/10.2118/93009-PA. ##
[34]. Hou, B., Wang, Y., Cao, X., Zhang, J., Song, X., Ding, M., & Chen, W. (2016). Surfactant-induced wettability alteration of oil-wet sandstone surface: mechanisms and its effect on oil recovery. Journal of Surfactants and Detergents, 19(2), 315-324. ##
پژوهش نفت
دوره 35، 1404-6 - شماره پیاپی 145
بهمن و اسفند 1404
صفحه 182-199

فایل ها

هم رسانی

ارجاع به این مقاله

آمار