پیوندهای مفید
آمار
| تعداد نشریات | 21 |
| تعداد شماره‌ها | 628 |
| تعداد مقالات | 9,179 |
| تعداد مشاهده مقاله | 67,528,936 |
| تعداد دریافت فایل اصل مقاله | 8,063,743 |
مطالعه عددی تزریق آب با شوری پایین به منظور افزایش برداشت نفت در مخازن ماسه سنگی از طریق کوپل معادلات جریان سیال با واکنش‌های ژئوشیمیایی تبادل یونی و انحلال کلسیت | ||
| مدل سازی در مهندسی | ||
| مقاله 1، دوره 17، شماره 57، تیر 1398، صفحه 1-13 اصل مقاله (1.89 M) | ||
| نوع مقاله: مقاله شیمی | ||
| شناسه دیجیتال (DOI): 10.22075/jme.2018.14992.1486 | ||
| نویسندگان | ||
| سروه نادری1؛ محمد سیم جو* 2 | ||
| 1دانشکده مهندسی نفت و گاز، دانشگاه صنعتی سهند، تبریز، ایران | ||
| 2دانشکده مهندسی نفت و گاز، دانشگاه صنعتی سهند تبریز | ||
| تاریخ دریافت: 15 خرداد 1397، تاریخ بازنگری: 17 شهریور 1397، تاریخ پذیرش: 19 آبان 1397 | ||
| چکیده | ||
| تزریق آب با شوری پایین یکی از روش‌های جدید ازدیاد برداشت نفت است که اخیراً موردتوجه زیادی قرارگرفته است. تغییر ترشوندگی سنگ به سمت حالت آب‌دوستی به‌واسطه تبادل یونی بین آب با شوری پایین و سطح سنگ یکی از مکانیسم‌های غالب در افزایش برداشت نفت در این روش است. این مقاله به بررسی عمل‌کرد تزریق آب با شوری پایین در شرایط یک مخزن ماسه‌سنگی می‌پردازد که در آن چگونگی تغییرات ترشوندگی سنگ از طریق کوپل کردن واکنش‌های ژئوشیمیایی بین آب- سنگ و معادلات جریان سیال در حالت دوفازی مطالعه شد. کسر معادل یونی سدیم به‌عنوان شاخص تغییر ترشوندگی معرفی شد که شامل اثرات تبادل یونی و خواص رس بر روی توابع تراوایی نسبی آب/نفت می‌باشد. همچنین تأثیر انحلال کانی کلسیت به‌واسطه اندرکنش آن با آب با شوری پایین از طریق توصیف واکنش‌های ژئوشیمیایی مربوطه بررسی شد. نتایج نشان می‌دهد که تفاوت شوری آب تزریقی و آب سازندی باعث رخداد واکنش‌های تبادل یونی بین آب و سطح سنگ می‌شود. همچنین انحلال کلسیت نرخ واکنش‌های تبادل یونی را افزایش داده و بدین ترتیب باعث تغییر ترشوندگی سنگ به سمت آب‌دوستی بیش‌تر می‌شود. نتایج نشان داد که حضور CO2 محلول در فاز آبی مخزن، انحلال کانی کلسیت را افزایش می‌دهد. بااین‌حال بررسی نتایج نشان می‌دهد که رخداد واکنش‌های ژئوشیمیایی تبادل یونی و انحلال کلسیت در فواصل دورتر از چاه تزریقی به مقدار کمتری رخ می‌دهد. نتایج حاصله از این مطالعه همچنین بیانگر افزایش 8 درصدی تولید نفت به‌واسطه تزریق آب با شوری پایین در مقایسه با تزریق آب با شوری بالا می‌باشد. | ||
| کلیدواژه‌ها | ||
| ازدیاد برداشت نفت؛ آب با شوری پایین؛ واکنش‌های ژئوشیمیایی؛ تغییر ترشوندگی | ||
| عنوان مقاله [English] | ||
| Numerical study of low salinity water flooding for enhancing oil recovery in sandstone reservoirs by coupling fluid flow equations with geochemical reactions of ion exchange and calcite dissolution | ||
| نویسندگان [English] | ||
| Serveh Naderi1؛ Mohammad Simjoo2 | ||
| 1Faculty of Petroleum and Natural Gas Engineering, Sahand University of Technology | ||
| 2Faculty of Petroleum and Natural Gas Engineering, Sahand University of Technology, Tabriz, Iran | ||
| چکیده [English] | ||
| Low salinity water (LSW) flooding is one of the emerging EOR methods which has recently attracted lots of attention. Wettability alteration from oil-wet to water-wet triggered by ion exchange between low salinity water and rock surface is one of the dominant mechanisms to increase oil recovery by LSW. This paper studied the performance of LSW flooding in a sandstone oil reservoir where wettability alteration was investigated by coupling two-phase flow equations and geochemical reactions between water and rock surface. A wettability alteration index based on the ion equivalent fraction of sodium was introduced that mainly consists of the effects of ion exchange and clay properties on oil/water relative permeability functions. Also, the effect of calcite mineral dissolution was investigated by the relevant geochemical reactions. Results showed that salinity difference between injected and formation water caused ion exchange processes between water and rock surface. Also, calcite dissolution enhanced ion exchange processes and thus led to wettability alteration to more water-wet conditions. Results showed that the presence of dissolved CO2 in water increased the rate of calcite dissolution. It was also found that the rate of ion exchange and calcite dissolution reactions decreases far from the injection well. The results of this study revealed that LSW flooding provided incremental oil recovery of 8% of the oil initially in place as compared to high salinity water flooding. | ||
| کلیدواژه‌ها [English] | ||
| Enhanced Oil Recovery, Low Salinity Water, Geochemical Reaction, Wettability Alteration | ||
| مراجع | ||
|
[1] World oil Outlook, Organization of the Petroleum Exporting Countries (OPEC), Vienna, Austria, October 2017, Available: http://www.opec.org/opec_web/en/publications/340.htm. [2] احسان لطفی و حمیدرضا نویدی، "یک مدل جدید جهت تعیین سطح تولید نفت اوپک براساس پیش‌بینی قیمت‌ها و نظریه بازی"، نشریه مدلسازی در مهندسی، دوره 11، شماره 35، زمستان 1392، صفحه 63-76. [3] B. S. Shiran and A. Skauge, "Similarities and differences of low salinity polymer and low salinity LPS (linked polymer solutions) for enhanced oil recovery", Journal of Dispersion Science and Technology, vol. 35, December 2014, pp. 1656-1664. [4] H. Hosseinzade Khanamiri, M. Nourani, T. Tichelkamp, J. Å. Stensen, G. Øye, and O. Torsæter, "Low-salinity-surfactant enhanced oil recovery (EOR) with a new surfactant blend: Effect of calcium cations", Energy & Fuels, vol. 30, February 2016, pp. 984-991. [5] B. Brattekås and R. Seright, "Implications for improved polymer gel conformance control during low-salinity chase-floods in fractured carbonates", Journal of Petroleum Science and Engineering, 2017. [6] عاطفه موسوی مقدم، محسن وفایی سفتی، مهسا باغبان صالحی، حسن نادری و احمد دادوند کوهی، "مدلسازی زمان‌بندش هیدروژل پلی اکریل آمید سولفونه/استات کروم (III) بر پایه غربالگری پارامترهای مؤثر"، نشریه مدلسازی در مهندسی، دوره 13، شماره 41، تابستان 1394، صفحه 159-172. [7] K. Smith, "Brines as flooding liquids", in Seventh Annual Tech. meeting, Min. Ind. Expt. Sta., Penn. State College, 1942. [8] R. V. Hughes and R. J. Pfister, "Advantages of brines in secondary recovery of petroleum by water-flooding", Transactions of the AIME, vol. 170, January 1947, pp. 187-201. [9] P. K. Reiter, ''A water-sensitive sandstone flood using low salinity water'', PhD diss., University of Oklahoma, 1961. [10] G. G. Bernard, "Effect of floodwater salinity on recovery of oil from cores containing clays", Paper SPE 1725, SPE California Regional Meeting, Los Angeles, California, USA, 1967. [11] A. Al-adasani, B. Bai, and Y.-S. Wu, "Investigating low-salinity waterflooding recovery mechanisms in sandstone reservoirs", Paper SPE 152997, SPE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, USA, 2012. [12] K. Webb, C. Black, and H. Al-Ajeel, "Low Salinity Oil Recovery-Log-Inject-Log.'', Paper SPE 89379, SPE DOE Symposium on Improved Oil Recovery, Oklahoma, USA, 2004. [13] S. Shaddel, S. Tabatabae-Nejad, and S. Fathi, "Enhanced Oil Recovery (EOR) by Low Salinity Water and Surfactant/Alkaline Improved Low Salinity Waterflooding", World Applied Sciences Journal, 2013. [14] H. N. Alsaedi, P. Han, R. E. Flori, P. V. Brady, A. K. Alhuraishawy, “Simulation and Experimental Investigation of Low Salinity Water Flooding in Sandstone Reservoirs”, SPE Western Regional Meeting. Society of Petroleum Engineers, 2018. [15] A. R. Doust, T. Puntervold, S. Strand, and T. Austad, "Smart water as wettability modifier in carbonate and sandstone", 15th European symposium on improved oil recovery, Paris, France, 2009. pp. 17-29. [16] G. R. Jerauld, K. J. Webb, C.-Y. Lin, and J. C. Seccombe, "Modeling low-salinity waterflooding", SPE Reservoir Evaluation & Engineering, vol. 11, June 2008, pp. 1,000-1,012. [17] S. Chandrasekhar, "Wettability alteration with brine composition in high temperature carbonate reservoirs", Paper SPE 166280, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, USA, 2013. [18] A. A. Yousef, S. H. Al-Saleh, A. Al-Kaabi, and M. S. Al-Jawfi, "Laboratory investigation of the impact of injection-water salinity and ionic content on oil recovery from carbonate reservoirs", SPE Reservoir Evaluation & Engineering, vol. 14, May 2011, pp. 578-593. [19] J. Sheng, "Critical review of low-salinity waterflooding", Journal of Petroleum Science and Engineering, vol. 120, 2014, pp. 216-224. [20] S. Evje and A. Hiorth, "A model for interpretation of brine-dependent spontaneous imbibition experiments", Advances in Water Resources, vol. 34, December 2011, pp. 1627-1642. [21] E. W. Al-Shalabi, K. Sepehrnoori, and G. A. Pope, "Modeling the combined effect of injecting low salinity water and carbon dioxide on oil recovery from carbonate cores", Paper SPE 17862, SPE International Petroleum Technology Conference, Kuala Lumpur, Malaysia, 2014. [22] H. Mahani, T. Sorop, D. J. Ligthelm, D. Brooks, P. Vledder, F. Mozahem, et al., "Analysis of field responses to low-salinity waterflooding in secondary and tertiary mode in Syria", Paper SPE 142960, SPE EUROPEC/EAGE Annual Technical Conference and Exhibition, Vienna, Austria, May 2011. [23] A. V. Omekeh, H. A. Friis, I. Fjelde, and S. Evje, "Modeling of ion-exchange and solubility in low salinity water flooding", Paper SPE 154144, SPE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, USA, 2012. [24] A. K. N. Korrani, K. Sepehrnoori, and M. Delshad, "A Novel Mechanistic Approach for Modeling Low Salinity Water Injection", Paper SPE 166523, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Louisiana, USA, vol. 10, 2013. [25] C. Dang, L. Nghiem, N. Nguyen, Z. Chen, C. Yang, and Q. Nguyen, "A framework for assisted history matching and robust optimization of low salinity waterflooding under geological uncertainties", Journal of Petroleum Science and Engineering, vol. 152, 2017, pp. 330-352. [26] مصطفی ایروانی و محمد سیم جو، "مدلسازی تزریق آب با شوری پایین همراه با پلیمر با استفاده از تئوری جریانهای جزئی"، نشریه مدلسازی در مهندسی، پذیرفته‌شده برای چاپ، 1397. [27] C. T. Q. Dang, "Mechanistic Modeling, Design, and Optimization of Low Salinity Waterflooding", PhD diss., University of Calgary, 2015. [28] C. Appelo and D. Postma, "Redox processes", Geochemistry, groundwater and pollution. Leiden: AA Balkema Publishers, 2005, pp. 415-87. [29] C. T. Dang, L. X. Nghiem, Z. Chen, N. T. Nguyen, and Q. P. Nguyen, "CO2 Low Salinity Water Alternating Gas: A New Promising Approach for Enhanced Oil Recovery", Paper SPE 169071, SPE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, OK, USA, 2014. [30] M. Deynoux, J. Miller, and E. Domack, Earth's glacial record vol. 5, Cambridge University Press, 2004. [31] M. M. Kulkarni and D. N. Rao, "Experimental investigation of miscible and immiscible Water-Alternating-Gas (WAG) process performance", Journal of Petroleum Science and Engineering, vol. 48, January 2005, pp. 1-20. [32] T. Dang, L. Nghiem, T. Nguyen, Z. Chen, and Q. Nguyen, "Modeling and optimization of low salinity waterflooding", Paper SPE 173194, SPE Reservoir Simulation Symposium, Houston, TX, USA, 2015, pp. 23-25. [33] E. Pouryousefy, Q. Xie, and A. Saeedi, "Effect of multi-component ions exchange on low salinity EOR: Coupled geochemical simulation study", Petroleum, vol. 2, March 2016, pp. 215-224. [34] A. RezaeiDoust, T. Puntervold, and T. Austad, "A discussion of the low-salinity EOR potential for a North Sea sandstone field", Paper SPE 134459, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Florence, Italy, 2010. | ||
|
آمار تعداد مشاهده مقاله: 1,309 تعداد دریافت فایل اصل مقاله: 514 |
||