چطور این مقاله مهندسی نفت را دانلود کنم؟
فایل انگلیسی این مقاله با شناسه 2009505 رایگان است. ترجمه چکیده این مقاله مهندسی نفت در همین صفحه قابل مشاهده است. شما می توانید پس از بررسی این دو مورد نسبت به خرید و دانلود مقاله ترجمه شده اقدام نمایید
حجم فایل فارسی :
1 مگا بایت
نوع فایل های ضمیمه :
Pdf+Word
کلمه عبور همه فایلها :
www.daneshgahi.com
عنوان فارسي
بررسی فرمولاسیون سورفاکتانت برای آشام در شیل باکن
عنوان انگليسي
Surfactant Formulation Study For Bakken Shale Imbibition
نویسنده/ناشر/نام مجله
SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers
این مقاله چند صفحه است؟
این مقاله ترجمه شده مهندسی نفت شامل 14 صفحه انگلیسی به صورت پی دی اف و 29 صفحه متن فارسی به صورت ورد تایپ شده است
چکیده
در این مقاله به بررسی ایده ای برای آشام شیمیایی با استفاده از فرمولاسیون های سورفاکتانت به منظور تحریک برداشت نفت از شیل نفتی پرداخته می شود. یکی از اهداف این تحقیق شناسایی فرمولاسیونی است که موجب بهبود آشام و در عین حال کاهش تورم رس و آسیب سازند شود. آزمایشاتی که در راستای این هدف انجام می شوند شامل متعادل سازی دما، pH، شوری و میزان کاتیون دووالانسی سیالات آبی به منظور بهبود برداشت نفت از شیلی با تخلخل و نفوذپذیری خیلی کم در عضو میانی سازند باکن در حوضه ویلیستون داکوتای شمالی هستند. هدف نهایی این تحقیق تعیین پتانسیل فرمولاسیون های سورفاکتانت برای آشام در شیل و جابجایی نفت آن و هم چنین بررسی امکان پذیری کاربرد میدانی آن است.
در این تحقیق، استفاده از آشام خودبخودی، شورابها و محلول های سورفاکتانتی با ترکیبات آب مختلف مورد بررسی قرار گرفت. با استفاده از نفتِ نمونه گیری شده از سازند باکن، اختلاف های زیادی در برداشت نفت مشاهده شد که به ترکیبات و شرایط مختلف بستگی داشت. مواردی مشاهده شد که در آن آشام آب شور و سورفاکتانت ( با غلظت 0.05-0.2 wt%) منجر به مقادیر برداشت نفت اولیه درجا به مقدار 1.55 تا 76% در شوری بالا (150-300 g/L: 15-30 wt%) و دماهایی در محدوده از 23 ͦC تا 120 ͦC می شد. شش مشاهده مهم صورت گرفت: (1) یک سورفاکتانت غیریونی اتوکسیلات، یک سورفاکتانت آنیونی اولفین سولفونات درونی و یک سورفاکتانت کاتیونی آمین اکسید، پایدارتر از سایر سورفاکتانت ها برای دماهایی در محدودۀ 105 – 120 ͦC بودند. این سورفاکتانت ها در آشام و جابجایی نفت در دمای بالا مؤثر بودند. (2) اضافه کردن ماده قلیایی به فرمولاسیون های سورفاکتانت موجب افزایش برداشت نفت از شیل باکن می شد. البته، سدیم کربنات با کاتیون های دووالانسی واکنش نشان داده و وقتی به آب شورهایی با شوری بالا اضافه می شد رسوب می کرد. برای غلبه بر این مشکل، سدیم متابورات به محلول های سورفاکتانت اضافه شد تا رسوب کاهش پیدا کند یا از آن جلوگیری شود. (3) یک سورفاکتانت غیریونی اتوکسیلات و یک سورفاکتانت آنیونی اولفین سولفونات درونی نسبت به شوری بالا مقاوم تر از سایر سورفاکتانت ها بوده و برداشت نفت بالاتری در دمای بالا نشان می دادند. برای مغزه های نمونه گیری شده از سازند باکن، سورفاکتانت ها با استفاده از آب مقطر و یا آبی با شوری پایین به نحو مؤثری جذب نمی شدند. (4) تغییر سختی فرمولاسیون سورفاکتانت تاثیر زیادی بر آشام و جابجایی نفت داشت. (5) در برخی موارد، دانه ای شدن رس هنگام تماس با آب شور (بدون سورفاکتانت) یا تماس با سورفاکتانت کاتیونی آمین اکسید با تعداد زیاد آلکان ها در آب شور مشاهده می شد. البته، برای وضعیت اخیر، می توان این وضع را با تغییر pH محلول سورفاکتانت بهبود بخشید. (6) برای یک سورفاکتانت معین، برداشت نفت را می توان با شناسایی غلظت بهینه سورفاکتانت، شوری بهینه آب شور، غلظت بهینه سدیم متابورات و میزان بهینه کاتیون دووالانسی به حداکثر رساند.
1-مقدمه
شیل یکی از منابع مهم نفت و گاز در آمریکای شمالی است. اکثر مخازن شیل دارای تخلخل کم و نفوذپذیری خیلی کم همراه با شکاف های طبیعی هستند. سازندهای شیلی مدت هاست که به عنوان سنگ های منبع مهم به شمار می روند که وقتی با چاه های افقی دارای شکاف هیدرولیکی تکمیل می شوند قادر به تولید نفت با نرخ اقتصادی هستند. به عنوان بخشی از تحقیقاتمان در مورد آشام شیمیایی ( استفاده از سورفاکتانت یا فورمولاسیون های آب شور) برای تحریک برداشت نفت از شیل ، بهینه سازی فرمول سورفاکتانت یکی از گام های مهم است. هدف اصلی، شناسایی یک فرمولاسیون سورفاکتانت است که موجب بهبود آشام و در عین حال کاهش تورم خاک رس وآسیب سازند می شود. غربالگری و بهینه سازی سورفاکتانت شامل متعادل سازی pH، شوری، و میزان کاتیون دو والانسی در سیال آبی تزریقی است....
آشام خودبخودی تحریک برداشت نفت
:کلمات کلیدی
Abstract
This paper investigates an idea for chemical imbibition using surfactant formulations to stimulate oil recovery from oil shale. One goal of this research is to identify a formulation that promotes imbibition while minimizing clay swelling and formation damage. Experiments directed toward this goal involved balancing the temperature, pH, salinity, and divalent cation content of aqueous fluids to enhance oil recovery from the shale with ultra-low porosity and permeability in the middle member of the Bakken formation in the Williston Basin of North Dakota. The ultimate objective of this research is to determine the potential of surfactant formulations to imbibe into and displace oil from shale, and examine the viability of a field application.
Using spontaneous imbibtion, brines and surfactant solutions with different water compositions were examined. With oil from the Bakken formation, significant differences in recoveries were observed, depending on compositions and conditions. Cases were observed where brine and surfactant (0.05-0.2 wt % concentration) imbibition yielded recovery values of 1.55 to 76% OOIP at high salinity (150-300 g/L: 15-30 wt %) and temperatures ranging from 23°C-120°C. Six key observations were noted: (1) an ethoxylate nononic surfactant, an internal olefin sulfonate anonic surfactant, and an amine oxide cationic surfactant were more stable than the other surfactants for temperatures from 105-120°C. They were effective in imbibing and displacing oil at high temperature. (2) Adding alkali to surfactant formulations increased oil recovery from Bakken shale. However, sodium carbonate reacted with divalent cations and precipitated when added to our highly saline brines. To counter this effect, sodium metaborate was added to surfactant solutions to reduce or prevent precipitation. (3) An ethoxylate nononic surfactant and an internal olefin sulfonate anionic surfactant were more tolerant of high salinity than other surfactants and display higher oil recoveries at high temperature. For Bakken cores, surfactants did not imbibe effectively using distilled or low salinity water. (4) Varying the hardness of the surfactant formulation had a major effect on imbibition and oil displacement. (5) In some cases, clay flaking from the shale was observed when contacting brine (without surfactant) or contacting amine oxide cationic surfactant with higher alkane numbers in brine. However, for the later situation, it could be improved by changing pH of surfactant solution. (6) For a given surfactant, oil recovery can be maximized by identifying the optimal surfactant concentration, brine salinity, sodium metaborate concentration, and divalent cation content.
Keywords:
Surfactant Imbibition
سایر منابع مهندسی نفت در زمینه آشام