عنوان پایان‌نامه
بررسی اثرنانوذرات بر بهبود فرآیند ازدیاد برداشت از طریق تزریق متناوب آب و گاز
- رشته تحصیلی
- مهندسی شیمی-مهندسی نفت
- مقطع تحصیلی
- دکتری تخصصی PhD
- محل دفاع
- کتابخانه مرکزی پردیس 2 فنی شماره ثبت: TP 219;کتابخانه پردیس یک فنی شماره ثبت: 1764.;کتابخانه مرکزی -تالار اطلاع رسانی شماره ثبت: 76319
- تاریخ دفاع
- ۰۹ شهریور ۱۳۹۵
- دانشجو
- بابک مرادی
- استاد راهنما
- فرهنگ جلالی فراهانی
- چکیده
- منابع هیدروکربنی معمول که دسترسی به آنها ساده بوده، رو به اتمام هستند و یا با کمک مکانیسم های طبیعی رانش مخزن دیگر نمی توان از آنها تولید کرد. لذا استفاده از روش های بهبود و ازدیاد برداشت نفت اجتناب ناپذیر می باشد. پرکاربردترین این روش ها، تزریق آب ، گاز و تزریق متناوب آب و گاز می باشند. از جمله روش های نوین ازدیاد برداشت، فرایند تزریق متناوب آب و گاز (WAG) می باشد بهبود کیفی این فرایند تزریق می تواند باعث ازدیاد برداشت بیشتر و بهتر شود. در این تحقیق ، به بررسی اثر نانوذرات بر فرآیند ازدیاد برداشت و تاثیر آن بر بهبود فرایند تزریق متناوب آب و گاز پرداخته شده و بدین منظور نانوسیال با پایه ی آبی جایگزین آب در فرآیند تزریق گردیده و گاز مورد استفاده نیز، گاز دی اکسید کربن بوده است. این کار به صورت آزمایشگاهی بر روی نمونه سنگ و نفت واقعی یکی از میادین کربناته کشورمان و با استفاده از دستگاه سیلاب زنی مغزه صورت گرفته و میزان بازیابی در فرآیند تزریق متناوب آب و گاز درحالت حضور و عدم حضور نانوذرات در سیال آبی مورد بررسی قرار گرفته و علل و مکانیسم بهبود کیفی فرایند تزریق متناوب گاز و آب در اثر حضور نانوذرات نیز مورد مطالعه قرار گرفته است. جهت بررسی اثر اندازه نانو ذرات بر ازدیاد برداشت از دو نانو ذره سیلیکا با اندازه های 11-14 و 30-40 نانومتر در آزمایشات بر روی دو مغزه از جنس سنگ آهک با تراوایی تقریبا نزدیک (مغزه اول 3 میلی دارسی و مغزه دوم 5 میلی دارسی) استفاده شده است. نتایج نشان می دهد نانو ذرات کوچکتر با اندازه حدود 11-14 نانومتر باعث افزایش و بهبود بهتری در فرایند ازدیاد برداشت شده اند به گونه ای که افزایش ضریب بازیافت در سناریو NWAG نسبت به WAG در مغزه اول (نانو ذره کوچکتر با اندازه 11-14 نانومتر) 21.9 درصد و در مغزه دوم (نانوذره بزرگتر با اندازه 30-40 نانومتر) 11.4 درصد بوده است. به منظور بررسی اثر نوع و گونه سنگ (Rock type) بر فرایند، از دو مغزه و نمونه سنگ با تراوایی و تخلخل متفاوت استفاده شده، مغزه اول از جنس سنگ آهک و با تراوایی حدود 3 میلی دارسی و مغزه سوم از جنس دولومیت و با تراوایی حدود 400 میلی دارسی بوده است. ضریب بازیافت نفت در مغزه دارای تراوایی 3 میلی دارسی بهتر از مغزه با تراوایی حدود 400 میلی دارسی بوده است به گونه ا ی که افزایش ضریب بازیافت در سناریو NWAG نسبت به WAG در مغزه اول (مغزه با تراوایی کمتر) 21.9 درصد و در مغزه سوم (تراوایی بیشتر) 9.8 درصد بوده است. اضافه کردن نانو ذرات به فاز آبی باعث شد ضریب بازیافت فرایند تزریق متناوب نانوسیال و گاز از 57.4 درصد در تزریق متداول متناوب آب و گاز به 79.3 برسد. در مغزه دوم افزایش ضریب بازیافت از 58.6 به 70 درصد رخ داد و در مغزه سوم از 63 به 72.8 درصد رسید. علت تفاوت درصد بازیافت در مغزه اول نسبت به مغزه دوم، استفاده از نانو ذره کوچکتر (11-14 نانومتر) در ازدیاد برداشت از مغزه اول بوده و دلیل تفاوت بازیافت مغزه اول و سوم در نوع سنگ آنهاست که در سنگ اول تراوایی حدود 3 میلی دارسی و جنس سنگ آهکی بوده در حالی که در مغزه سوم تراوایی حدود 400 میلی دارسی و جنس سنگ دولومیتی بوده است. نتایج آزمایشات زاویه تماس و SEM نشان داد نانو ذرات بر روی سطح سنگ جذب شده و باعت تغییر ترشوندگی از حالت نفت دوست به آب دوست شده است. زاویه تماس در مغزه اول از 122 به 16 ، در مغزه دوم به 30 و در مغزه سوم به 24 درجه رسید. نانو ذرات در حدفاصل نفت و آب قرار گرفته و باعث کاهش نیروی کشش بین سطحی آب و نفت از 14.62 به 10.69 شدند. گاز دی اکسیدکربن تولیدی کمتری در آزمایشات تزریق متناوب نانوسیال و گاز در کلیه آزمایشات بر روی مغزه ها مشاهده شد به گونه ای که تولید گاز در مغزه اول (با تراوایی حدود 3 میلی دارسی و از جنس آهک) در فرایند WAG ، در فشار اتمسفر 174 سی سی بود که به 142 سی سی در فرایند NWAG کاهش یافت. در مغزه سوم (با تراوایی حدود 400 میلی دارسی و از جنس دولومیتی) نیز تولید گاز از 570 به 510 کاهش یافته که نشان دهنده به تله افتادن مقدار بیشتری از گاز در محیط متخلخل و لذا بهبود فرایند برداشت شده است. درحین انجام آزمایشات در مغزه با تراوایی کمتر در مرحله تزریق نانوسیال در لوله خروجی، کف دیده شد. برای بررسی بیشتر ، از دستگاه اندازه‌گیری دینامیک مشخصات فوم دی‌اکسید کربن استفاده گردید. نتیجه مشخص کرد که در مغزه دارای تراوایی کمتر(3 میلی دارسی) که نرخ برش و سرعت بیشتر می باشد، فوم تشکیل شده و باعث بهبود نسبت تحرک گردیده است. بررسی و آنالیز منحنی های تراوایی نسبی سه فازی انجام پذیرفت، تراوایی نسبی نفت در فرایند NWAG در مغزه اول در مقایسه با فرایند WAG از حدود 0.14 به 0.39 و در مغزه دوم نیز از 0.15 به 0.28 افزایش یافت. تراوایی نسبی آب در فرایند NWAG در مغزه اول در مقایسه با فرایند WAG از 0.12 به 0.01 کاهش و در مغزه دوم نیز از 0.09 به 0.004 کاهش یافت. این تغییر در میزان تراوایی نسبی آب و نفت نشان دهنده تغییر ترشوندگی از حالت نفت دوستی بیشتر به سمت آب دوستی بیشتر می باشد. واژه‌های کلیدی: نانو ذرات، ازدیاد برداشت نفت، تزریق متناوب آب و گاز، تغییر ترشوندگی، کشش بین سطحی، مخازن کربناته
- Abstract
- Conventional hydrocarbon resources that access to them was simple are going to finished or with help of reservoir natural drive mechanism can not be produced. Therefore in these cases, the use of improved and enhanced oil recovery is inevitable. More applicable methods are Gas, Water and Water Alternating gas (WAG) injection. One of new methods of EOR is Water alternating gas injection process, improvement of this injection process, leads to more production. In this study, effect of nanoparticles on enhanced oil recovery process and improvement of WAG injection process was investigated. Nano fluid with water-base nano particles as alternative of water injection was used in all injection process and the using gas was CO2. This is an experimental work which is implemented on real rock sample and oil of one Iranian carbonate oil reservoirs. By means of core-flooding apparatus, amount of oil recovery in WAG process with and without presence of nano particles was investigated. Also mechanisms of WAG improvement with presense of nanoparticles was studied. To investigate the effect of nano particles size on EOR process, nano silica with two different sizes of 11-14 nm and 30-40 nm were used in the experiments on two similar core plugs with 3 and 5 md permeability. The results indicated that nano particles with lower size caused increment and improvement of EOR process. Comparison between NWAG and WAG process reveals incerease of recovery factor about 21.9 % in core sample#1, 11.4% in core sample#2. For styding the effect of Rock Type on process, two different core samples with different lithology, permeability and porosity were used, core sample#1 with 3 md and core sample#3 with 400 md permeability. Recovery factor of NWAG process in core sample#1 with 3 md permeability was better than core sample#3 with 400 md permeability, increment of recovery factor in core sample#1 was 21.9% but 9.8% in core sample#3. Adding nano particles to aqueus phase caused recovery factor of conventional WAG increase from 57.4 to 79.3 in core sample#1. In core sample#2, from 58.6 to 70 and in core sample#3 from 63 to 72.8. Results of contact angle measurement and SEM analysis showed that nano-silica adsorption on the rock surface changed the wettability of reservoir rock from oil-wet to strongly water-wet. Contact angle was changed from 122 degree to 16 in core sample#1, to 30 in core sample#2 and to 24 in core sample#3. Moreover, nanoparticles were located at the oil/water interface, which leads to a reduction in interfacial tension (IFT) between oil and water from 14.62 to 10.69. Lower gas production was observed in NWAG process and especially in core with lower permeability, gas production was 174 cc in WAG process in core sample#1 and decrease to 142 cc in NWAG process. Also gas production was reduced from 570 to 510 in core sample#3. During testing on core sample with low permeability, foam was observed at outlet line of coreflooding apparatus. To investigate this phenomenon, dynamic foam properties measurement apparatus was used. The results demonstrated that in core sample with lower permeability which shear rate and velocity is higher, foam was created and caused improvement of mobility ratio. Investigation and analysis of three-phase relative permeability was done. Oil relative permeability in NWAG process was increased from 0.14 to 0.39 in core sample#1and from 0.15 to 0.28 in core sample#2. Water relative permeability in NWAG process was decreased from 0.12 to 0.01 in core sample#1and from 0.09 to 0.004. This changes in relative permeability indicated the wettability alteration from oil-wet to water-wet condition. Kewwords: Nano particles, Enhanced oil recovery, water alternating gas injection, wettability alteration, interfacian tention, Carbonate reservoir
