بررسی آزمایشگاهی ناپایداری آسفالتین در تزریق آب ‌کم‌شور با استفاده از سامانه دیداری هله-شاو

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

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

چکیده

‌‌‌‌‌تزریق آب کم‌شور یا مهندسی‌شده به مخازن نفتی به‌عنوان یکی از کاربردی‌ترین روش‌های حفظ فشار مخزن و افزایش برداشت نفت، شناخته می‌شود. با این‌وجود یکی از جنبه هایی که نیاز به بررسی بیشتر دارد، اثر تغییر شوری آب بر ناپایداری و رسوب آسفالتین است که بسته به‌میزان آن می‌تواند منجر به آسیب سازند مخزن و کاهش تزریق‌پذیری شود. در این پژوهش جهت بررسی میزان آسیب ایجاد شده و مکانیزم‌های مرتبط، تست‌های آزمایشگاهی در سامانه هله-شاو به‌صورت تزریق هم‌زمان آب و نفت انجام گرفت. تاثیر نوع آب در حضور عامل تحریک‌کننده آسفاتین (نرمال پنتان) و بدون آن و نوع نفت روی ناپایداری آسفالتین برای دو نمونه نفت خام میدان آب تیمور و کوپال بررسی شد. نتایج برای نفت آب تیمور با آب‌های مختلف نشان می‌دهد که نوع آب تاثیر به‌سزایی در رفتار سطح تماس آب-نفت ازجمله تشکیل امولسیون درجا و رسوب آسفالتین دارد. پایدارترین امولسیون با شعاع قطرات μ 151 در آب دریای دوبار رقیق‌شده و مقدار رسوب آسفالتین 3/18% حجمی سل در حضور آلکان حاصل شد. نتایج نشان داد که رابطه‌ مستقیمی بین پایداری امولسیون و میزان رسوب آسفالتین وجود دارد؛ به‌نحوی‌که هرچه امولسیون پایدارتری تشکیل شود، رسوب آسفالتین بیشتری نیز تشکیل می‌شود. نتایج آزمایش‌های تزریق هم‌زمان نفت آب تیمور و کوپال با آب دریای ده‌بار رقیق‌شده نشان داد که نواحی در محیط سل وجود داشتند که علی‌رغم عبور آب از کناره‌های آن‌ها، سطوح تماس نفت-آب همچنان حتی با افزایش نرخ تزریق بدون تغییر باقی مانده‌اند. تصاویر میکروسکوپی حاکی از وجود یک لایه‌ سخت، که مانع از نفوذ آب و جاروب قطره‌ نفت می‌گردید، بود. این پدیده نشان می‌دهد در فرآیند طبیعی تزریق آب کم‌شور در میادین در برخی شوری‌ها امکان ناپایداری آسفالتین وجود دارد که ممکن است منجربه تله افتادن قطرات نفت در اثر سخت‌شدگی سطح سطح تماس آب-نفت شود.

کلیدواژه‌ها

موضوعات

عنوان مقاله [English]

Laboratory Investigation of Asphaltene Instability in Low-salinity Waterflooding using a Hele-Shaw Cell

نویسندگان [English]

  • Mohammad Shahabi
  • Fatemeh Ghorbanpoor
  • Shahab Ayatollahi
  • Hassan Mahani
Department of Chemical and Petroleum Engineering, Sharif University of Technology, Tehran, Iran
چکیده [English]

Low-salinity waterflooding is a practical method to maintain the pressure of reservoirs and increase oil recovery. However, an aspect that requires further investigation is the impact of water salinity on the instability and deposition of asphaltene in the reservoir that may lead to formation damage and injectivity loss. To investigate this type of damage and the associated mechanisms, dynamic tests were performed using a Hele-Shaw cell. Oil and water were co-injected to mimic the injection area condition around the well-bore, and the effect of brine salinity on emulsification and asphaltene precipitation/deposition was investigated. Moreover, two different scenarios were considered to localize the deposited asphaltene: i) in the presence of an asphaltene instability stimulator such as normal pentane, ii) in absence of normal pentane. Furthermore, two compositionally different crude oils were used: Ab-Timur and Koupal. The results for Ab-Timur oil showed that the brine salinity and the type of ions have a significant effect on in-situ emulsification and asphaltene deposition. For this oil, the most stable emulsion with a droplet size of 151 μm was obtained in twice-diluted-seawater and the amount of asphaltene precipitation was 18.3% of the cell volume in the presence of normal alkane. It can be concluded that there is a direct relationship between emulsion stability and asphaltene precipitation: the more stable the emulsion, the more asphaltene deposition. For both oils, it was observed that with ten-times-diluted seawater there are trapped oil areas which are bypassed by the flowing water. Areal microscopic observation showed that the oil-water interface remains unchanged even by increasing injection rate, due to formation of a rigid layer around the oil. Ultimately, this shows that in the actual process of low-salinity waterflooding in oil fields, there is a possibility of asphaltene instability at some salinity ranges that can cause oil trapping due to oil-brine interface hardening.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Enhanced Oil Recovery
  • Low-salinity Waterflooding
  • Asphaltene Instability
  • Emulsion
  • Hele-Shaw Cell

مراجع

[1]. Nasralla, R. A., van der Linde, H. A., Marcelis, F. H., Mahani, H., Masalmeh, S. K., Sergienko, E., ... & Basu, S. (2016, November). Low salinity waterflooding for a carbonate reservoir experimental evaluation and numerical interpretation. In Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference (p. D011S005R003). SPE, doi: 10.1016/j.petrol.2018.01.028. ##
[2]. Belhaj, A. F., Fakir, S. H., Singh, N., & Sarma, H. K. (2023, May). A comparative enhanced oil recovery study between low-salinity water and hybrid surfactant process for a carbonate reservoir. In SPE Western Regional Meeting (p. D041S013R007). SPE. Doi: 10.2118/212959-MS. ##
[3]. Mahani, H., & Thyne, G. (2023). Low-salinity (enhanced) waterflooding in carbonate reservoirs. In Recovery Improvement (39-107). Gulf Professional Publishing. doi: 10.1016/B978-0-12-823363-4.00007-8. ##
[4]. Izadi, S., & Jafarzadegan, M. (2022). Simulation of Asphaltene Precipitation in the Reservoir and Its Final Effect on Wells’ Productivity Index. Journal of Petroleum Science and Technology, 12(3), 24-36. doi:10.22078/JPST.2023.4572.1755. ##
[5]. Roozbahani, A., Saeedi Dehaghani, A.. H., & Ayatollahi, S. (2019). Experimental investigation of the Effect of Salinity and Type of Ion on the Stability of Water in Oil emulsion, Journal of Petroleum Research, doi: 10.22078/pr.2019.3221.2487. ##
[6]. Dayili, M., Alghamdi, A., Sadeg, H., & Abdel-Fattah, A. (2023, March). Investigating separation efficiency of oil-in-water emulsions subjected to an acoustic field. In SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference (p. D031S120R002). SPE, doi: 10.2118/213344-ms. ##
[7]. Nazari, S. M., & Malmir, P. (2022). Macroscopic Investigation of Injected water Salinity on the Production of Emulsion Oil Reservoirs., doi: 10.22078/PR.2021.4393.2994. ##
[8]. Schramm, L. L. (1992). Petroleum emulsions: basic principles. doi: 10.1021/ba-1992-0231.ch001. ##
[9]. Mohammed, I., Mahmoud, M., Al Shehri, D., El-Husseiny, A., & Alade, O. (2021). Asphaltene precipitation and deposition: A critical review. Journal of Petroleum Science and Engineering, 197, 107956. Doi: 10.1016/j.petrol.2020.107956. ##
[10]. Tambe, D. E., & Sharma, M. M. (1994). The effect of colloidal particles on fluid-fluid interfacial properties and emulsion stability. Advances in colloid and interface science, 52, 1-63. doi: 10.1016/0001-8686(94)80039-1. ##
[11]. Aveyard, R., Binks, B. P., & Clint, J. H. (2003). Emulsions stabilised solely by colloidal particles. Advances in colloid and interface science, 100, 503-546, Doi: 10.1016/s0001-8686(02)00069-6. ##
[12]. Pal, R. (1996). Effect of droplet size on the rheology of emulsions. AICHE journal, 42(11): 3181-3190. doi: 10.1002/aic.690421119. ##
[13]. Tavakkoli, M., Chen, A., Sung, C. A., Kidder, K. M., Lee, J. J., Alhassan, S. M., & Vargas, F. M. (2016). Effect of emulsified water on asphaltene instability in crude oils. Energy & Fuels, 30(5): 3676-3686, Doi: 10.1021/acs.energyfuels.5b02180. ##
[14]. Sohrabi, M., Mahzari, P., Farzaneh, S. A., Mills, J. R., Tsolis, P., & Ireland, S. (2017). Novel insights into mechanisms of oil recovery by use of low-salinity-water injection. Spe Journal, 22(02): 407-416, doi: 10.2118/172778-PA. ##
[15]. Shojaati, F., Mousavi, S. H., Riazi, M., Torabi, F., & Osat, M. (2017). Investigating the effect of salinity on the behavior of asphaltene precipitation in the presence of emulsified water. Industrial & Engineering Chemistry Research, 56(48): 14362-14368, Doi: 10.1021/acs.iecr.7b03331. ##
[16]. Rostami, P., Mehraban, M. F., Sharifi, M., Dejam, M., & Ayatollahi, S. (2019). Effect of water salinity on oil/brine interfacial behaviour during low salinity waterflooding: A mechanistic study. Petroleum, 5(4): 367-374, doi: 10.1016/j.petlm.2019.03.005. ##
[17]. Mokhtari, R., Hosseini, A., Fatemi, M., Andersen, S. I., & Ayatollahi, S. (2022). Asphaltene destabilization in the presence of an aqueous phase: The effects of salinity, ion type, and contact time. Journal of Petroleum Science and Engineering, 208, 109757, doi: 10.1016/j.petrol.2021.109757. ##
[18]. Saw, R. K., & Mandal, A. (2023). Experimental investigation on fluid/fluid and rock/fluid interactions in enhanced oil recovery by low salinity water flooding for carbonate reservoirs. Fuel, 352, 129156, doi: 10.1016/j.fuel.2023.129156. ##
[19]. Balavi, A., Ayatollahi, S., & Mahani, H. (2023). The simultaneous effect of brine salinity and dispersed carbonate particles on asphaltene and emulsion stability. Energy & Fuels, 37(8), 5827-5840, doi.org/10.1021/acs.energyfuels.3c00293. ##
[20]. Mwakipunda, G. C., Jia, R., Mgimba, M. M., Ngata, M. R., Mmbuji, A. O., Said, A. A., & Yu, L. (2023). A critical review on low salinity waterflooding for enhanced oil recovery: Experimental studies, simulations, and field applications. Geoenergy Science and Engineering, 227, 211936. doi: 10.1016/j.geoen.2023.211936. ##
[21]. Golmohammadi, M., Mahani, H., & Ayatollahi, S. (2023). Toward low-salinity waterflooding predictive capability development in carbonates for fast screening of oil-brine-rock candidates. Geoenergy Science and Engineering, 221, 111258, doi: 10.1016/j.petrol.2022.111258. ##
[22]. Mokhtari, R., & Ayatollahi, S. (2019). Dissociation of polar oil components in low salinity water and its impact on crude oil–brine interfacial interactions and physical properties. Petroleum Science, 16(2), 328-343, doi: 10.1007/s12182-018-0275-5. ##
 
پژوهش نفت
دوره 34، 1403-2 - شماره پیاپی 135
شماره ویژه ازدیاد برداشت نفت با استفاده از روش های پایه آبی
خرداد و تیر 1403
صفحه 3-16

فایل ها

هم رسانی

ارجاع به این مقاله

آمار