19653

۱۹۶۵۳

شبيه سازي اثر تزريق پليمر در ميكروكانال و بهينه سازي پارامترهاي تزريق در فرايند ازدياد برداشت

كارشناسي ارشد

مخازن هيدروكربوري

۱۳۹۵

۱۳۹۷/۸/۲۶

دكتر فروغ عاملي، دكتر محمد رضا مقبلي

مهندسي شيمي، نفت و گاز

با توجه به محدود بودن مخازن نفتي سبك، بررسي روش هاي مختلف به منظور ازدياد برداشت از مخازن سنگين بسيار مورد توجه قرار گرفته است. از جمله چالش هاي مهمي كه در زمينه ازدياد برداشت از اين مخازن وجود دارد، عبارتند از بالا بودن گرانروي نفت، نامطلوب بودن نسبت تحرك پذيري كه در فرآيندهاي سيلاب¬زني سبب بروز پديده¬ انگشتي شدن سيال تزريق شده مي¬شود. از سوي ديگر بالا بودن كشش بين سطحي، سبب باقي ماندن بخش زيادي از نفت در داخل مخزن، پس از انجام عمليات سيلاب-زني مي گردد. يكي از روش ها بمنظور بهبود بازدهي جاروب، تزريق يك محلول پليمري به داخل مخزن مي باشد. اين مسئله سبب افزايش گرانروي آب و افزايش بازدهي فرايند مي گردد. از سوي ديگر افزودن اين محلول باعث تغيير ترشوندگي و كاهش نيروهاي كشش بين سطحي آب و نفت در مخزن مي شود و در نتيجه به افزايش ميزان ازدياد برداشت كمك مي كند. در اين مطالعه، كوپليمر سنتز شده آكريلاميد (AM) و 2-اكريل¬آميدو-2-متيل پروپان سولفونيك مورد بررسي قرار گرفت. با استفاده از مطالعات آزمايشگاهي پيشين كه مربوط به تزريق اين پليمر به داخل ميكرو مدل شيشه¬اي بوده است، فرايندهاي تزريق آب، تزريق پليمر با درنظر گرفتن شوري و بدون آن و همچنين تزريق پليمر حاوي ٪1 وزني نانو ذرات SiO2 با استفاده از نرم افزار چند فيزيكه كامسول شبيه سازي شد. اثر شوري، ويسكوزيته و نانو ذرات بر جابجايي نفت در محيط متخلخل ناهمگن بررسي گرديد و ضريب بازيافت نفت و زمان ميان¬شكني بدست آمده با نتايج آزمايشگاهي مقايسه گرديد. نتايج تطابق خوبي را با هم نشان داد. خطاهاي مربوط به ضريب بازيافت نفت در سناريوهاي مختلف تزريق ٪ 3 تا٪ 7 بوده و براي زمان ميان¬شكني به ٪ 0.5 تا ٪ 0.9 رسيد. شبكه بندي مورد استفاده در اين مطالعه شباهت زيادي به شكل مخازن ماسه سنگي دارد كه براي نخستين بار در اين نرم افزار مورد استفاده قرا گرفت. نتايج تجربي و مدلسازي برحسب اشباع نفت باقي مانده و زمان بي بعد مقايسه شد و استقلال نتايج از شبكه بندي محاسباتي انجام شد. در نهايت، آناليز حساسيت بر حسب نرخ تزريق، نسبت تحرك و ويسكوزيته انجام گرديد. شرايط عملياتي بر حسب عدد مويينگي مورد تجزيه و تحليل قرار گرفت. تمام سناريوهاي تزريق پليمر در محدوده مناسبي براي عدد موئينگي قرار داشت كه بدينوسيله صحت پارامترهاي انتخاب شده و رويكرد مدلسازي تاييد مي شود.

1397/08/29

Simulation of Polymer Flooding Process in Micro-Channel and Optimization of Injection Parameters in EOR Process

11/20/2018 12:00:00 AM

Due to the limited availability of light oil reservoirs, consideration of various methods to increase the recovery from heavy oil reservoirs has been considered. One of the important challenges that can arise from these reservoirs is the high viscosity of the oil, the poor mobility of the fluid that causes the phenomenon of viscous fingiring in the flooding process. On the other hand, the high inter-level elongation causes a large part of the oil to remain inside the reservoir after water flooding. One of the methods is to inject a polymer solution into the reservoir to improve the efficiency of oil. This increases the viscosity of the water and increases the process efficiency. Adding this solution, helps to change the wettability and reduce the interfacial tension between water and oil in the reservoir, thus helping to increase the oil recovery. In this study, experimental results for injection tests of a synthesized copolymer, consisting of acrylamide (AM) and 2-acrylamido-2-methylpropane sulfonic acid (AMPS) were applied for simulation of polymer flooding into glass micro-model. Four different flooding experiments were implemented. These included water injection, polymer injection with and without salinity, and polymer injection with 1wt% of SiO2 nano-particles. This process was simulated using COMSOL Multiphysics® modeling software. Navier–Stokes and phase field equations were solved simultaneously using finite element approach. Effects of salinity, viscosity, and nano-particles were studied on displacement efficiency of oil sample in the heterogeneous porous media. Oil recovery factor and breakthrough time were obtained and compared to those of experimental outputs. Results indicated that there exists a proper accommodation between the results. Errors ranged from 3% to 7% for oil recovery factor and 0.5% to 0.9% for the breakthrough time in various injection scenarios. Using predefined structure of the under test micromodel, star-like meshes were developed in this software for the first time. This unstructured mesh is more likely to the pore structures of the sandstone reservoirs. To increase the validity of the results, a boundary layer was designated in the fluid flow path and mesh generation was performed manually in a complicated pore space instead of automatic mesh generation. Experimental and modeling results for the residual oil saturation as a function of dimensionless time were compared. Mesh dependency studies were performed to obtain the best number of mesh elements in which the most accurate results were obtained in the minimum required time. Finally, sensitivity analysis studies were performed as a function of injection rate, mobility ratio, and viscosity and the operating conditions were analyzed in terms of capillary number. All the polymer injection scenarios led to reasonable range for this parameter which verifies the accuracy of the selected operating parameters and the modeling approach.