ازدیاد برداشت نفت بر پایه آب (EOR) با "آب هوشمند" در مخازن کربنات

قیمت: 40,000 تومان

دانلود رایگان مقاله

خرید ترجمه مقاله

عنوان فارسی

ازدیاد برداشت نفت بر پایه آب (EOR) با "آب هوشمند" در مخازن کربنات

عنوان لاتین

Water-Based Enhanced Oil Recovery (EOR) by "Smart Water" in Carbonate Reservoirs

شیمی آب یک اثر عمیق بر پایداری فیلم آب و دفع اجزای آلی نفت از سطوح معدنی در فرآیند بازدیاد برداشت نفت بر پایه آب (EOR) دارد. با شناخت مکانیزم شیمیایی برای برهمکنش وابسته به همزیگری بین یون های فعال در آب دریا؛ Ca2+، Mg2+، و SO42- ، "آب هوشمند" را می توان برحسب شوری و ترکیب یونی به عنوان یک سیال EOR، طراحی و بهینه سازی نمود. در این تحقیق، راندمان "آب هوشمند" بر برداشت نفت در سنگ کربنات در محدوده دمایی 70-120 درجه سانتیگراد، خلاصه سازی و بحث شده است. با حذف نمک غیرفعال، NaCl، از ترکیب آب دریا تزریق شده، برداشت نفت با جذب خودبخودی در حدود 5-10 درصد OOIP در مقایسه با آب دریا، بهبود یافت. از طرف دیگر، افزایش در غلظت NaCl در سیال جذب شده منجر به کاهش برداشت نفت 5 درصد OOPI می گردد. یک کاهش متقارن در برداشت نفت در هنگام رقیق سازی آب دریا با آب مقطر برای بدست آوردن یک آب شور با شوری کم ، 1000 تا 2000 پی پی ام، مشاهده شد. کاهش در برداشت نفت مربوط به غلظت کاهش یافته یون های فعال می باشد. وقتی آب دریا تهی شده از NaCl، با SO42- خنثی می گردد، برداشت نفت در حدود 5 تا 18 درصد OOIP در مقایسه با آب دریا تهی شده در NaCl، افزایش می یابد. مقدار Ca2+ در آب دریا تهی شده در NaCl هیچ اثر قابل توجهی بر برداشت نفت در دماهای پایین، کمتر مساوی 100 درجه سانتیگراد، ندارد، اما بهبودهایی در دماهای بالاتر مشاهده شد. شرایط ترشوندگی بعد از جذب خودبخودی آب دریا، آب دریا تهی شده در NaCl، و آب دریا تهی شده در NaCl خنثی شده با سولفات با استفاده از یک آزمایش قابلیت ترشدگی کروماتوگرافی مشاهده شد، و این تست یک درجه افزایش در کسر آب-تر را همراستا با برداشت نفت افزایشی، نشان داد. نتایج برحسب مکانیزم پیشنهاد شده قبلی بررسی شد و اثر لایه دوبل یونی در سطح مشترک سنگ-آب شور بررسی شد.

Water chemistry has a profound effect on the stability of the water film and desorption of organic oil components from the mineral surfaces in a water—based enhanced oil recovery (EOR) process. By knowing the chemical mechanism for the symbiotic interaction between the active ions in seawater; Ca2+, Mg2+, and SO4 2—, “Smart Water” can be designed and optimized in terms of salinity and ionic composition as an EOR—fluid. In the present study, the efficiency of “Smart Water” on oil recovery in carbonate rock is summarized and discussed in the temperature range of 70—120 °C. By removing non– active salt, NaCl, from the composition of the injected seawater, the oil recovery by spontaneous imbibition was improved by about 5–10% of OOIP compared to seawater. On the other hand, an increase in the concentration of NaCl in the imbibing fluid resulted in reduced oil recovery of 5% of OOIP. A systematic decrease in oil recovery was observed when diluting seawater with distilled water to obtain a low salinity brine, 1000–2000 ppm. The decrease in the oil recovery was attributed to the reduced concentration of the active ions. When seawater depleted in NaCl was spiked by SO4 2–, the oil recovery increased by about 5 to 18% of OOIP compared to seawater depleted in NaCl. The amount of Ca2+ in the seawater depleted in NaCl had no significant effect on the oil recovery at low temperatures, ≤100 oC, but improvements were observed at higher temperatures. The wetting condition after spontaneous imbibition of seawater, seawater depleted in NaCl, and seawater depleted in NaCl spiked with sulfate was monitored using a chromatographic wettability test, and it showed an increasing order in the water–wet fraction, in line with increased oil recovery. The results were discussed in terms of the previously suggested mechanism and the effect of the ionic double layer at the rock–brine interface.