توصيفگر ها :
ازدياد برداشت , تزريق آب كم نمك , تغيير ترشوندگي , محيط متخلخل , فشارمويينه
چكيده فارسي :
منابع هيدروكربني در دنيا همواره در حال توليد بوده و با افت فشار مواجه هستند. از طرفي نياز روز افزون بشر به نفت باعث شده تا روش-هاي توليد ثانويه و ثالثيه اجرا شود. يكي از اين روش¬ها سيلابزني بوده كه در وهله اول وظيفه حفظ فشار مخزن را دارد. در تزريق آب به مخزن امكان تغيير غلظت نمك موجود در آب، كاستن يون¬ها يا افزون يون¬هايي به آب و همچنين استفاده همزمان از موادي مانند سورفكتانت و پليمر وجود دارد. استفاده از آب كم¬شور براي ازدياد برداشت، مكانيزم¬هاي مختلفي دارد كه از نظر بسياري از محققان موثر¬ترين مكانيزم آن تغيير ترشوندگي مي¬باشد. در مخازن نفتي مختلف، ساختار و رفتار محيط متخلخل تفاوت داشته و روي پارامترهاي زيادي تاثير مي¬گذارد. يكي از اين پارامترها نيروي مويينه مي¬باشد كه بر توليد نفت نيز بسيار اثرگذار است. اثر اين نيرو را مي¬توان در فشارمويينه مشاهده كرد كه در اين پژوهش، منحني¬هاي فشارمويينه با آزمايش بدست آمده و مقايسه مي¬شوند.
در مورد مكانيزم حاكم بر تزريق آب كم¬نمك، اختلاف نظرهايي وجود دارد و در سال¬هاي گذشته موارد جديدي نيز مطرح شده است. يكي از اهداف اين پژوهش بررسي اين موضوع است كه آيا تغيير ترشوندگي مكانيزم اصلي براي افزايش توليد است يا خير. اهداف ديگر اين پژوهش تاثير عدد اسيد نفت در تغيير ترشوندگي است و مورد ديگر تاثير غلظت آب¬نمك روي منحني فشارمويينه مي¬باشد. بدين منظور تعدادي قطعه نازك سنگ پس از اشباع توسط آب دريا سنتزي، در هيدروكربن¬هايي متفاوت از نظر عدد اسيد پير شدند و بعد در آب نمك با غلظت¬هاي مختلف قرار گرفتند. در تمام اين مدت زاويه تماس قطعات نازك سنگ اندازه گرفته شده و روند تغيير آنها بررسي شده تا غلظت بهينه آب نمك براي تغيير ترشوندگي به آبدوستي مشخص شود. اين غلظت براي قطعات نازك سنگ كه در هيدروكربن¬هاي مختلف پير شده بودند تفاوت داشت يعني تاثير آب كم نمك علاوه بر تركيب خود آب نمك و جنس سنگ، به هيدروكربن موجود در سنگ هم بستگي دارد.
براي آزمايش¬هاي مربوط به فشارمويينه از سه مغزه سنگ استفاده شد. مغزه¬ها در ابتدا با آب دريا اشباع شده بودند و فرايند تخليه با سيال نرمال دكان انجام شد. سپس فرايند آشام با غلظت¬هاي مختلف آب نمك انجام پذيرفت. براي انجام فرايند تخليه و آشام از دستگاه سانتريفيوژ سنگ و سيال استفاده شد. از آنجاكه داده¬هاي بدست آمده از دستگاه سانتريفيوژ، به طور كامل قابل اطمينان نيستند؛ اين داده¬ها نياز به اصلاح با روش¬هاي مخصوص دارد. در اين آزمايش، داده¬ها به روش فوربز اصلاح شدند و نمودارهاي فشارمويينه با درنظرگرفتن اشباع¬هاي اصلاح¬شده، رسم گرديد. پس از انجام آزمايش¬هاي سانتريفيوژ و تهيه نمودارها، علاوه بر تعيين اشباع آب همزاد و اشباع نفت باقي¬مانده، عملكرد هر آب نمك در توليد نفت نيز بررسي شد.
آزمايش¬هاي زاويه تماس نشان داد غلظت بهينه آب نمك براي قطعات نازك سنگ كه قبلاً به ترتيب در نفت خام، نفت سنتزي و نرمال دكان پير شده بودند با هم تفاوت داشته كه اين مقدار براي دكان برابر ppm2500 مي¬باشد. نتيجه آزمايش سانتريفيوژ متفاوت بود و غلظت بهينه را براي توليد نفت، آب نمك ppm10000 معرفي مي¬كند. اين تفاوت نشان¬دهنده اين است كه تغيير ترشوندگي نمي¬تواند مكانيزم اصلي در ازدياد برداشت به روش تزريق آب كم نمك باشد. نتيجه ديگري كه گرفته شد اين است كه تغيير ترشوندگي علاوه بر سنگ، به سيال هيدروكربني درون آن نيز بستگي دارد و مكانيزم¬هاي مبتني بر برهمكنش سيال-سيال بايد بيشتر مورد توجه قرار گيرد.
چكيده انگليسي :
Hydrocarbon sources in the world are always being produced and are facing pressure drop. On the other hand, the increasing human need for petroleum has led to the implementation of secondary and tertiary production methods. One of these methods is water flooding, which primarily has the task of reservoir pressure maintenance. Within water flooding into the reservoir, it is possible to change the brine concentration in the water, reduce or add ions to the water, and also use some materials such as surfactant and polymer simultaneously. The use of low-salinity water to enhance oil recovery has different mechanisms but many researchers believe that the most effective mechanism is wettability alteration. In different oil reservoirs, the structure and behavior of the porous media are different and affect many parameters. One of these parameters is capillary force which is also very effective on oil production. The effect of this force can be seen in the capillary pressure, which in this research, the capillary pressure curves are obtained by experiment and compared.
There are different opinions about underlying mechanism of low-salinity water injection, and some new ideas have been raised in the past few years. One of the objects of this research is to investigate whether the wettability alteration is the main mechanism for enhancing oil recovery or not. Another goal of this research is the effect of oil acid number on the wettability alteration, and another is the effect of brine concentration on the capillary pressure curve. For this purpose, a number of thin sections of rock had prepared. After saturation with synthetic sea water, they were aged in different hydrocarbons with different acid numbers and then aged in brine with different concentrations. During all this time, the contact angle of the thin sections has been measured and the process of their change has been investigated to determine the optimum brine concentration for wettability alteration to water-wet. Optimum concentration was different for thin sections which were aged in different hydrocarbons. It means the effect of low-salinity water in addition to the composition of the brine and the type of rock, depends on the type of hydrocarbon which is in the rock.
Three cores were used for capillary pressure tests. The cores were initially saturated with synthetic sea water and the drainage process was done with normal decane fluid. Then the imbibition process was carried out with different concentrations of brine. A multi-speed centrifuge was used to do drainage and imbibition process. Since the data obtained from the centrifuge are not completely reliable; these data need to be modified with special methods. In this experiment, the data were modified by Forbes method and the capillary pressure curves were drawn considering the modified saturations. After performing centrifuge tests and preparing graphs, in addition to determining connate water saturation and residual oil saturation, the performance of each brine concentration in oil production was also investigated.
The contact angle tests showed that the optimum concentration of brine for thin sections that were previously aged in crude oil, synthetic oil, and normal decane is differed from one to another, and this value for decane is equal to 2500ppm. The result of the centrifuge test was different and the optimum concentration for oil production is 10000ppm brine. This difference indicates that wettability alteration cannot be the underlying mechanism in the enhanced oil recovery by low-salinity water injection. Another conclusion that was taken is that wettability alteration in addition to the rock depends on the hydrocarbon fluid; and the mechanisms based on fluid-fluid interaction should be given more attention.
