21600

21600

استفاده از نانوكامپوزيت ها براي تغيير ترشوندگي سنگ مخزن كربناته به منظور ازدياد برداشت نفت (EOR)

كارشناسي ارشد

مهندسي نفت - مخازن هيدروكربوري

1398/8/14

دكتر محمدتقي صادقي

دكتر پوريا اسماعيل زاده

مهندسي شيمي، نفت و گاز

هدف از انجام اين پروژه بهره¬گيري از ويژگي¬هاي منحصر به فرد نانوكامپوزيت‌ها به¬منظور تغيير ترشوندگي سنگ كربناته از حالت نفت‌دوست به آب¬دوست مي¬باشد؛ بطوريكه موجب كاهش نيروي مويينه در محيط متخلخل و ازدياد برداشت نفت شود. براي دستيابي به اين منظور، ابتدا نانوكامپوزيت TiO2/Al2O3 در آزمايشگاه سنتز شد. اما از آنجايي كه هدف، توليد نانوسيال پايه آبي و موافق با محيط زيست بوده و نانوكامپوزيت سنتز شده در آب حل نمي‌شد، تصميم به اصلاح سطح آن با PVA كه نوعي پليمر آب دوست است، شد. استفاده از پخش‌كننده‌ها و پايدار‌كننده‌هاي متنوعي در كنار اين ماده، موجب توليد نانوسيالي پايدار در پايه‌‌ي آب شد. با انجام آزمايش زاويه تماس مشخص شد كه زاويه تماس قطره نفت بر روي سنگ كربناته نفت دوست شده از 157 درجه (نسبت به سيال سنگين) قبل از پوشش‌دهي با نانوسيال به حالت لغزش تحت زاويه 10 درجه بعد از پوشش‌دهي با نانوسيال (پايه آبي) TiO2/Al2O3/PVA با غلظت 100% وزني تغيير پيدا كرد. اين نشان‌دهنده‌ي تغيير ترشوندگي سنگ از حالت شديدا نفت‌دوست به حالت شديدا آب‌دوست است. سپس غلظت بهينه نانوسيال و زمان بهينه پيرسازي سنگ در نانوسيال تعيين شد كه مقدار اين پارامتر‌ها به ترتيب 20% وزني و 7 روز بود. در ادامه، نشان داده شد كه سنگ پوشش داده شده با اين نانوسيال در بازه 11-2pH= خاصيت ترشوندگي خود را به‌خوبي حفظ مي‌كند. پايداري حرارتي اين نانوسيال نيز تا دماي ℃ 150 مورد تست و تائيد قرار گرفت. به¬علاوه، با افزايش فشار تا psi 4000 مشاهده شد كه فشار تاثيري بر عملكرد نانوسيال ساخته شده ندارد. همچنين، نشان داده شد كه اين نانوسيال تا شوري‌هاي متوسط (ppm 35000) محيط، به خوبي بازدهي خود را در تغيير ترشوندگي سنگ به حالت آب¬دوست حفظ مي‌كند. در تمامي اين شرايط قطره نفت بعد از برخورد با سطح سنگ روي آن غلتيد كه بدين ترتيب نشان داده شد رفتار ترشوندگي سطح پوشش داده شده با اين نانوسيال مطابق با مدل Cassie است. در ادامه، پايداري مكانيكي سنگ‌هاي پوشش داده شده، با روش‌هاي متفاوتي از جمله روش فشار با انگشت، تست نوار چسب و تست ساييدگي بررسي و مورد تائيد قرار گرفت. به¬عنوان مثال، در تست سائيدگي از كاغذ سمباده با زبري¬هاي مختلف (P400، P240 و P180) براي سايش سنگ‌هاي پوشش داده شده استفاده شد كه نشان داده شد با مجموعا 400 سيكل رفت و برگشتي تحت فشار psi 8.4 بر روي اين كاغذ‌هاي سمباده، قطره نفت تحت زاويه صفر درجه¬اي روي سنگ مي‌غلتيد. در ادامه تست كشش بين سطحي انجام گرفت، كه نشان داده شد كشش بين سطحي از mN/m 31 (آب و نفت) به mN/m 4 (نانوسيال و نفت) در دماي محيط كاهش پيدا كرد. با انجام آزمايش آشام مشاهده شد كه ميزان بازيابي نفت از درون مغزه اشباع شده، از 6% در صورت استفاده از آب‌ شور به 14% در صورت استفاده از نانوسيال ساخته شده در پايه آب شور، تغيير پيدا كرد. به‌منظور مشخصه¬يابي نانوكامپوزيت اصلاح شده سنتزي تست‌هاي TEM، XRD و FT-IR روي آنها انجام شد. توسط تست TEM مشخص شد كه سايز نانوذرات 40 نانومتر بوده و مورفولوژي آنها عمدتا به صورت شبه كروي در محلول وجود دارد. توسط تست XRD، جنس و ساختار نانوذرات تعيين و سايز كريستاليت نانوذرات نيز اندازه‌گيري شد كه در تطابق با نتايح حاصل از تست TEM بود. با انجام تست FT-IR صحت سنتز نانوكامپوزيت TiO2/Al2O3 و اصلاح سطح آن توسط ماده شيميايي PVA مورد تائيد قرار گرفت. همچنين براي مشخصه¬يابي سنگ¬هاي پوشش داده شده با نانوسيالات و تحليل خصوصيات سطح از تست FESEM_EDS استفاده شد. نتايج حاصل از اين آناليزها نشان داد كه به¬واسطه¬ي پوشش¬دهي سنگ با نانوسيال، سطح سنگ تبديل به يك سطح ميكرو/ نانو ساختار شده كه باعث به‌دام افتادن آب در ميان حفرات موجود در آن و در نتيجه، دفع نفت مي¬شود.

1398/09/15

Application of nanocomposites for wettability alteration of carbonate rocks for enhanced oil recovery (EOR)

11/4/2020 12:00:00 AM

The purpose of doing this project is usage of unique properties of nanocomposites for wettability alteration of carbonate rocks from oil-wet to water-wet in such a way that causes reduction of capillary force in porous media and consequently enhancing oil recovery. For this, at first the TiO2/Al2O3 nanocomposite was synthesized in the laboratory. But since our goal was to produce environmentally friendly water-based nanofluids, and the synthesized nanocomposite was unable to be dispersed in water, it was decided to modify the nanocomposite surface by PVA that is a hydrophilic polymer. The usage of different disparsants and stabilizers along with this material, provided stable nanofluid at the water base. By performing contact angle test, it was observed that the contact angle of oil-wetted carbonate rock was changed from 157 degree (relative to heavy fluid) before coating with modified nanocomposite TiO2/Al2O3/PVA(100%wt) to sliding phase with tilting degree of 10 after coating, which revealed the wettability alteration of carbonate rock from superoleophilic to superhydrophilic state. Then, the optimum concentration of nanofluid and the optimum time for rock aging in nanofluid were determined, which was 20%wt and 7 days, respectively. It was further shown that the rock coated with this nanofluid retains its wettability at pH 2-11. The thermal stability of the nanofluid was also tested and approved to 150 °C. In addition, with increasing pressure up to 4000 psi, it was observed that the pressure did not affect the performance of the nanofluid. It was also shown that the nanofluid at moderate to high salinity (35000 ppm), well maintained its efficiency in changing the wettability of the rock to the superhydrophilic state. In all these conditions, the oil drop rolled-off on the rock surface showed that the surface wettability of the nanofluid coated surface was consistent with the Cassie model. Afterwards, the mechanical stability of the coated rocks was evaluated and verified by various methods including finger pressure, adhesive tape test and abrasion test. For example, the abrasion test of abrasive paper with different roughnesses (P400, P240 and P180) was used to abrade the coated rocks which showed that with a total of 400 reciprocating cycles of 8.4 psi pressure on these abrasive papers, the oil contact angle was 0 degree and rolled-off on the rock surface. Subsequently, interfacial tension testing was performed, which showed that the interfacial tension decreased from 31 mN/m (water and oil) to 4 mN/m (nanoFluid and oil) at ambient temperature. Imbibition test using amott cell showed that the recovery rate of oil from the saturated core changed from 6% when using saline to 14% when using nanofluids made at the saline base. TEM, XRD and FT-IR tests were performed to characterize synthesized modified nanocomposites. The TEM test revealed that the nanoparticles were 40 nm in size and their morphology was nearly spherical. The XRD test was performed to determine the type and structure of the nanoparticles and to determine the crystallite size of the nanoparticles, which was in agreement with the results of the TEM test. The FTIR test confirmed the accuracy of TiO2/Al2O3 nanocomposite synthesis and its surface modification by PVA chemical. The FESEM_EDS test was also used to characterize the the surface properties of the rocks coated with nanofluids. The results of these analyzes showed that by coating the rock with nanofluids, the surface of the rock became a micro/nanostructured surface, causing water to fall through the cavities in it and thereby repelling oil.