شبیه‌سازی فرایند ازدیاد برداشت نفت توسط سیلاب زنی پلیمر: بررسی اثر شوری آب بر جابه جایی محلول پلیمری در یک مخزن ماسه سنگی با تخلخل و تراوایی بالا

نوع مقاله : علمی-پژوهشی

نویسندگان

دانشکده مهندسی نفت و گاز، پژوهشکده نفت و گاز سهند، دانشگاه صنعتی سهند، تبریز، ایران

چکیده

در بسیاری از مخازن به دلیل ناهمگنی و نسبت تحرک­ پذیری نامناسب بین نفت و سیال جا به­ جا کننده، پس از تزریق آب با شوری کم، افزایش چشمگیری در بازیابی نفت دیده نمی­ شود. تزریق محلول پلیمر برای بازیافت بیش­تر، می­ تواند توسط شوری آب محدود شود. در این پژوهش، هم­ افزایی روش­ های ازدیاد برداشت سیلاب­زنی با شوری کم و پلیمر در یکی از مخازن ایران با مد­ل­ سازی جریان سیال و وارد کردن واکنش های ژئوشیمیایی بررسی شد. به منظور مدل­ سازی تغییر ترشوندگی در اثر تزریق آب با شوری کم، فاکتور میان­ یابی تراوایی نسبی و فشار مویینگی بر اساس واکنش­ های ژئوشیمیایی بین سنگ و آب با شوری کم به دست آمد. سناریوهای طراحی شده به بررسی اثر میزان شوری آب در سیلاب­زنی پیوسته آب، پیش و پس از تزریق غلظت­ های گوناگون پلیمر و شوری آن می­ پردازد. افزایش بازیابی در سیلاب­زنی با شوری کم نسبت به شوری بالا % 19/4 و در فرایند سیلاب­زنی با شوری کم نسبت به تزریق آب با شوری بالا پیش از تزریق پلیمر با شوری بالا، کم­تر از یک درصد است. شوری کم در محلول شیمیایی به دلیل افزایش گرانروی محلول باعث افزایش بازده سیلاب­زنی پلیمر می­ شود. غلظت ppm 100 محلول پلیمر با شوری کم با توجه به فشار شکست سازند عملیاتی بوده و نسبت به پلیمر با شوری بالا بازیابی نفت را % 05/5 افزایش می­ دهد. اثرگذاری شوری کم پس از تزریق پلیمر بهتر بوده و بازیافت نفت بیش­تری نسبت به استفاده از آب با شوری بالا در مرحله ثالثیه دارد؛ در تزریق پلیمر با غلظت ppm 100 و شوری کم در مرحله ثالثیه، افزایش بازیابی نفت در مقایسه با تزریق پیوسته شوری کم %27/2 به دست آمد. سیلاب­زنی آب با شوری کم همراه با پلیمر در مخزن می ­تواند به عنوان یکی از روش­ های منتخب ازدیاد برداشت برای اجرا در مقیاس پایلوت مورد بررسی قرار گیرد.

کلیدواژه‌ها

موضوعات

مراجع

[1] Alotaibi M.B., Nasr-El-Din H.A.,”Chemistry of Injection Water and Its Impact on Oil Recovery in Carbonate and Clastics Formations”, SPE 121565, SPE International Symposium on Oilfield Chemistry (2009).
[2] Morrow N. Buckley J., “Improved Oil Recovery by Low-Salinity Waterflooding”, Journal of Petroleum Technology, 63(5): 106-112 (2011)
[3] Lager A., Webb K.J., Collins I.R., Richmond D.M., ”LoSal Enhanced Oil Recovery: Evidence of Enhanced Oil Recovery at the Reservoir Scale”, SPE 113976 (2008).
[4] Mohammadi H. Jerauld G.,”Mechanistic Modeling of the Benefit of Combining Polymer with Low Salinity Water for Enhanced Oil Recovery”, SPE 153161 (2008).
[5] Ayirala S., Uehara-Nagamine E., Matzakos A., Chin R.,  Doe P., Den Hoek, P.V.,” A Designer Water Process for Offshore Low Salinity and Polymer Flooding Applications”, in SPE Improved Oil Recovery Symposium, Society of Petroleum Engineers (2010).
[6] Shaker Shiran B., Skauge A.,” Enhanced Oil Recovery (EOR) by Combined Low Salinity Water/Polymer Flooding”, Energy & Fuels, 27(3): 1223-1235 (2013).
[7] Tahir M., Hincapie R.E., Foedisch H., Abdullah H., Ganzer L., ”Impact of Sulphates Presence During Application of Smart Water Flooding Combined with Polymer Flooding”, SPE Europec Featured at 80th EAGE Conference and Exhibition. DOI: 10.2118/190796-MS (2018).
[8] Zhuoyan Z., Quan X.,  Hanbing X.,  Jian F., Feng W., Juedu A., Vermolen Esther C.M., Lingli W., Lau Hon C., Shemin S., Dehai H.,” Evaluation of the Potential of High-Temperature, Low-Salinity Polymer Flood for the Gao-30 Reservoir in the Huabei Oilfield, China: Experimental and Reservoir Simulation Results”, Offshore Technology Conference. (2015).
[9] Kozaki C.," Efficiency of Low Salinity Polymer Flooding in Sandstone Cores”, Doctoral Dissertation, The University of Texas at Austin, (2012).
[10] Almansour A.O., AlQuraishi A.A., AlHussinan S.N., AlYami H.Q., Efficiency of Enhanced Oil Recovery Using Polymeraugmented Low Salinity Flooding, Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 7(4): 1149-1158 (2017).
[11] Vermolen, E.C., Pingo Almada, M., Wassing, B.M., Ligthelm, D.J., Masalmeh, S.K., ”Low-Salinity Polymer Flooding: Improving Polymer Flooding Technical Feasibility and Economics by Using Low-Salinity Make-up Brine”, International Petroleum Technology Conference, 19-22 (2014).
[12] AlSofi AM, Wang J, Kaidar ZF.,” Smartwater Synergy with Chemical EOR: Effects on Polymer Injectivity, Retention and Acceleration”, SPE Journal. 166: 274-282 (2018). DOI: 10.1016/j. petrol.2018.02.036
[13] Piñerez Torrijos I.D., Puntervold T., Strand S, Austad T., Bleivik T.H., Abdullah H.I.., An Experimental Study of the Low Salinity Smart Water—Polymer Hybrid EOR Effect in Sandstone Material, Journal of Petroleum Science and Engineering. 164: 219-229 (2018). DOI: 10.1016/j.petrol.2018.01.031
[14] Al-Adasani, A., Bai, B., Wu, Y.-S., ”Investigating Low-Salinity Waterflooding Recovery Mechanisms in Sandstone Reservoirs”, SPE 152997, SPE Improved Oil Recovery Symposium (2012).
[15] Dang, C.T., Nghiem, L.X., Chen, Z., Nguyen, Q.P., ” Modeling Low Salinity Waterflooding: Ion Exchange, Geochemistry and Wettability Alteration”, SPE 166447 (2013).
[16] Kuznetsov, D., Cotterill, S., Giddins, M.A., Blunt, M.J.,” Low-Salinity Waterflood Simulation: Mechanistic and Phenomenological Models”, SPE Asia Pacific Enhanced Oil Recovery Conference. Society of Petroleum Engineers. (2015).
[17] Al-Shalabi, E.W., Sepehrnoori, K., Pope, G., Mechanistic Modeling of Oil Recovery Caused by Low-Salinity-Water Injection in Oil Reservoirs, SPE Journal,  21(03): 0730-0743 (2016)
[18] Shojaei, M.-J., Ghazanfari, M.H., Masihi, M., “Relative Permeability and Capillary Pressure Curves for Low Salinity Water Flooding in Sandstone Rocks”, Journal of Natural Gas Science and Engineering, 25: 30-38 (2015).
[19] Jerauld G.R., Webb K.J., Lin C-Y., Seccombe J., Modeling Low-Salinity Waterflooding, SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 11(6): 1000-1012 (2008).
[20] Rivet S., Lake L.W., Pope G.A., ”A Coreflood Investigation of Low-Salinity Enhanced Oil Recovery”,  SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers (2010).
[21] Tripathi I., Mohanty K.,” Instability Due to Wettability Alteration in Displacements Through Porous Media”, Chemical Engineering Science, 63(21): 5366-5374 (2008).
[22] Khorsandi S., Qia, C., John, R.T., Displacement Efficiency for Low-Salinity Polymer Flooding Including Wettability Alteration, SPE Journal, 22(02): 417-430 (2016).
[23] Idowu J., Somerville J., Adebari D. Meshioye O., ”Effect of Salinity Changes of the Injected Water on Water Flooding Performance in Carbonate Reservoirs", SPE 150816 (2001).
[24] Vermolen E.C., van Haasterecht M.J., Masalmeh S.K., Faber M.J., Boersma D.M., Gruenenfelder M.,” Pushing the Envelope for Polymer Flooding Towards High-Temperature and High-Salinity Reservoirs with Polyacrylamide Based ter-Polymers”, SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, Society of Petroleum Engineers, (2011).
[25] McCain W.D., “The properties of petroleum fluids”, PennWell Books, (1990).
[26] Beggs H.D., Brill J.P., “Two-Phase Flow in Pipes”, in Lecture Notes, University of Tulsa Tulsa, Okla, (1978).
[27] Numbere D., Brigham W.E., Standing M., “Correlations for Physical Properties of petroleum reservoir Brines”,  Stanford University., CA (USA), Petroleum Research Inst, (1997).
[28] Meehan D., A Correlation for Water Compressibility, Petroleum Engineer, 52: 125-126 (1980).
[29] Lee S., Kim D.H., Huh C. Pope G.A., “Development of a Comprehensive Rheological Property Database for EOR Polymers”, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers, (2009).
[30] Dang C., Nghiem L., Nguyen N., Chen Z., Nguyen Q., “Modeling and Optimization of Low Salinity Waterflood”, SPE 173194 (2015).
[31] Ebrahimzadeh Rajaee S., Safekordi A.A., Gerami S., Bahramian A., Ganjeh-Ghazvini M., Experimental Study on Enhanced Oil Recovery by Low Ssalinity Water Flooding on the Fractured Dolomite Reservoir, Iranian Journal of Chemistry and Chemical Engineering (IJCCE), 40(5): 1703-1719 (2021).

فایل ها

هم رسانی

ارجاع به این مقاله

آمار