عنوان پایان‌نامه
تزریق آب داغ/نانو سیال به منظور ازدیاد برداشت از مخازن نفت سنگین
- رشته تحصیلی
- مهندسی نفت - حفاری و بهره برداری
- مقطع تحصیلی
- کارشناسی ارشد
- محل دفاع
- کتابخانه مرکزی پردیس 2 فنی شماره ثبت: TP 216;کتابخانه مرکزی -تالار اطلاع رسانی شماره ثبت: 75793
- تاریخ دفاع
- ۳۱ شهریور ۱۳۹۵
- دانشجو
- رضا فریادی پور
- استاد راهنما
- علیرضا بهرامیان
- چکیده
- مخازن نفت سنگین بخش بزرگی از مخازن نفت نامتعارف را تشکیل می دهند. همچنین مخازن نفت سنگین و بیتومن بالغ بر دو سوم ذخایر نفت باقیمانده دنیا را تشکیل می دهند. به دلیل گرانروی و چگالی بالای مخازن نفت سنگین، تولید از این مخازن ضریب بازیافت پایینی را بدست می دهد. همچنین تولید از مخازن نفت سنگین علاوه بر مشکل پایین بودن میزان ضریب بازیافت، دارای مشکلات فنی دیگری از جمله مشکل تولید نفت با گرنروی بسیار بالا و دشورای در حمل و نقل آن و همچنین مشکل تبدیل نفت سنگین به فرآورده ها و مشکلات دیگری است. بنابراین تولید از مخازن نفت سنگین نیازمند به کارگیری روش های ازدیاد برداشت است. از جمله مهمترین روش های مورد استفاده برای افزایش ضریب بازیافت این مخازن، روش حرارتی است. اما این روش به تنهایی میزان ضریب بازیافت را به شکلی اقتصادی افزایش نمی دهد. همچنین در این روش مشکلات تولید از این مخازن از جمله مشکل تولید نفت با گرانروی بالا و مشکل تبدیل نفت به فرآورده ها همچنان بی پاسخ می ماند. پروژه ی حاضر تلاشی برای بهبود روش حرارتی تولید از مخازن نفت سنگین است. در روشی پیشنهادی ابتدا نانوسیال هایی که در پروژه های پیشین پرکاربرد بوده به مغزه تزریق شد و سپس مغزه تحت تزریق با آب داغ قرار گرفت. هدف از تزریق نانوسیال در مرحله اول بهبود خواص سنگ و سیال از جمله ترشوندگی سنگ، گرانروی نفت و تنش بین سطحی آب و نفت است. آزمایش ها در دو بخش انجام شد. در بخش اول آزمایش ها، اثر چهار نانوسیال سیلیسیم اکسید، مس اکسید، آهن اکسید و نیکل اکسید بر ترشوندگی سنگ، گرانروی نفت و تنش بین سطحی آب و نفت مورد آزمایش قرار گرفت. در بخش دوم آزمایش ها، آزمایش های سیلاب زنی مغزه انجام شد. این آزمایش ها در سه دسته انجام شد. در دسته اول آزمایش های سیلابزنی مغزه، به منظور تعیین نوع نانوسیال مناسب برای دستیابی به حداکثر ضریب بازیافت نفت ابتدا چهار نوع نانوسیال مذکور به مغزه تزریق و پس از آن آب داغ به مغزه تزریق شد. در دسته دوم این آزمایش ها به منظور دستیابی به غلظت مناسب نانوسیال تزریقی، نانوسیال بهینه از دسته اول آزمایش ها در غلظت های مختلف به مغزه تزریق شد و سپس مغزه با آب داغ سیلابزنی شد. در دسته سوم آزمایش ها اثر ترشوندگی اولیه مغزه در میزان ضریب بازیافت نهایی روش پیشنهادی مورد بررسی قرار گرفت. نتایج آزمایش های بخش اول نشان داد تزریق نانوسیال باعث کاهش زاویه تماس و درنتیجه افزایش آب دوستی سنگ مخزن می شود. این اثر با افزایش غلظت نانوسیال، افزایش یافت. همچنین بین نانوسیال های مورد استفاده، سیلیسیم اکسید دارای بالاترین قابلیت برای آب دوست کردن سنگ بود. همچنین در این بخش از آزمایش ها ثابت شد که تزریق نانوذره به نفت، به طور کلی باعث کاهش هر چند اندک میزان گرانروی نفت می شود. ضمنا نتایج نشان داد که در غلظت بهینه نانوسیال تزریقی، میزان گرانروی نفت به حداقل می‌رسد. آزمایش بررسی اثر تزریق نانوسیال بر میزان تنش بین سطحی آب و نفت نیز در این دسته انجام شد و نتایج نشان داد که تزریق نانوسیال باعث ایجاد تغییر چندانی در تنش بین سطحی آب و نفت نمی شود. ضمنا تغییر غلظت نانوسیال تزریقی نیز تاثیر مشخصی بر این پارامتر ندارد. بنابراین اجرای بخش اول آزمایش ها ثابت کرد که مکانیزم اصلی نانوسیال در افزایش میزان ضریب بازیافت نفت در آزمایش های سیلابزنی مغزه با استفاده از نانوسیال، تغییر ترشوندگی مغزه است. نتایج آزمایش های بخش دوم نشان داد که نانوسیال سیلیسیم اکسید دارای بیشترین توان برای بهبود عملکرد فرآیند تزریق آب داغ است. به گونه ای که استفاده از این نانوسیال در غلظت بهینه، ضریب بازیافت نفت در فرآیند سیلابزنی با آب داغ در مغزه های با ترشوندگی اولیه آب دوست را به میزان 7/8 درصد ارتقا داد. همچنین نتایج این بخش از آزمایش ها نشان داد که روش پیشنهادی در مخازن خنثی بازدهی بیشتری دارد به گونه ای که استفاده از این نانوسیال در غلظت بهینه، ضریب بازیافت نفت در فرآیند سیلابزنی با آب داغ در این مغزه ها را به میزان 13 درصد ارتقا داد. واژه های کلیدی: ازدیاد برداشت، مخازن نفت سنگین، تزریق نانوسیال، تزریق آب داغ
- Abstract
- Heavy oil and bitumen reservoirs contain about two- third of the world’s remaining oil reserves. Due to high density and viscosity, heavy oil has a very limited mobility in reservoir condition. Hence, the production by natural drive mechanisms is either impossible or yields a very low recovery factor, which entails enhanced oil recovery techniques for exploitation. Apart from the challenges faced during the production stage and low recovery factor, heavy oil production projects suffer from other issues including transportation and converting heavy oil to useful petroleum products. Hence production from heavy oil reservoirs requires enhanced oil recovery methods. One of the most prevalent methods for EOR in heavy oil reservoirs is thermal method. But application of this method alone cannot enhance ultimate oil recovery factor economically. In this work, our aim is to improve thermal method of EOR in heavy oil reservoirs. At the first step in our method we injected the nanofluid into the core that have been used in other projects, then core was flooded with hot water. The objective of using these nanofluids was to improve rock and fluid properties such as rock wettability, oil viscosity, and interfacial tension between oil and water. Experiments were done in two different sections. At the first section of this experiment we attempted to investigate the effect of CuO, NiO, Fe2O3 and SiO2 nanofluid on rock wettability, oil viscosity and interfacial tension between oil and water. At the second section of experiments, coreflood experiments were done. These experiments were done in three series. At the first series, four different nanofluid at the same concentration were injected into cores. then cores were flooded with hot water. the objective of this series was selection of the best nanofluid for improving ultimate oil recovery factor. At the second series, the effect of nanofluid concentration on the ultimate oil recovery factor was investigated. At the third series, the effect of initial rock wettability on ultimate oil recovery factor was determined. Results of first section of experiments showed that using nanofluid reduces the contact angle and makes the rock more water wet. By increasing the concentration of nanofluide the contact angle between rock and water would be reduced . Furthermore, SiO2 nanofluid has the most influence on rock wettability. Also this section of experiments showed that the viscosity of oil is reduced by injecting the nanoparticle into the oil. As a result, this section also showed that the IFT between oil and water would not be changed by injection of nanofluid into the system. Results of second section of experiments showed that silica nanoparticles have the best potential to improve the ultimate oil recovery factor. SiO2 nanofluid at 0.3 wt% shows the best performance to enhance the ultimate oil recovery factor. Also this section of experiments showed that the proposed method has better effect on intermediate wet sandstones than water wet sandstones. By using nanofluid at the optimized concentartion the ultimate oil recovery factor improved about 8.7 percent for water wet sandstone, whereas the improvement for intermediate wet sandstone at the same condition was about 13 percent. Keywords: EOR, Heavy oil reservoir, Nanofluid injection, Hot water injection
