شبيه سازي فرايند تزريق هيدروژل در ميكرو مدل به منظور ازدياد برداشت نفت: بررسي پارامترهاي موثر و پيش بيني ضريب بازيافت

Simulation of Hydrogel Injection Process in Micro- Model for Enhanced Oil Recovery: Investigation on Effective Parameters and Determination of Recovery Factor

موضوع تحقيق: تقاضاي جهاني انرژي رو به افزايش است، از اين رو، روش هاي ازدياد برداشت در فرايندهاي توليد وارد شده است. يكي از ساده ترين و ارزان ترين روش هاي بهبود توليد، سيلاب زني است. از جمله چالش هاي مهم در اين فرايند ناهمگوني در ساختار مخزن است كه موجب افزايش توليد آب و كاهش بازيافت نفت مي شود. علاوه بر اين، سيلاب زني يا تزريق مواد شيميايي در بلند مدت ممكن است به ناهمگوني هاي بيشتري در مخزن منجر شود. براي افزايش بازده در فرايندهاي ازدياد برداشت، مسدودسازي انتخابي مناطق با نفوذپذيري بالا و در نتيجه بهبود بهره وري جاروب در مناطق با نفوذپذيري پايين، اهميت دارد. استفاده از هيدروژل در كنترل جريان تزريقي به ويژه در سال هاي اخير، با موفقيت هاي ميداني مختلفي همراه بوده است كه نشان دهنده كارايي بالاي اين روش مي باشد. هيدروژل بعد از تزريق آب يا پليمر مورد استفاده قرار مي گيرد و موجب هدايت سيال تزريقي به سمت مناطق كم تراوا مي شوند. روش تحقيق در اين مقاله فرايند آزمايشگاهي تزريق هيدروژل در ميكرومدل شيشه اي با استفاده از نرم افزار كامسول و معادلات فازي-ميداني شبيه سازي شده و عملكرد هيدروژل در بهبود ضريب بازيافت نواحي كم تراوا مورد بررسي قرار گرفته است. همچنين سيلابزني قبل از تزريق هيدروژل كه معمولا با آب يا پليمر انجام مي گيرد، بررسي شده و با تعيين پارامترهاي موثر بر ضريب بازيافت سعي شده است شرايط بهينه اين فرايند بررسي شود. به اين منظور پس از صحت سنجي مدل تهيه شده، حساسيت سنجي پارامترهاي موثر بر اين فرايند روي ضريب بازيافت انجام شده و يك مدل رياضي جهت تعيين آن ارايه شده است. نتايج اصلي فاكتور بازيافت نفت حاصل از مطالعات، به ترتيب با مقادير خطاي مطلق 2/29 و 4/06 درصد در فرايند تزريق آب و هيدروژل بدست آمد. چهار پارامتر نرخ تزريق، زاويه تماس، گرانروي نفت و گرانروي سيال تزريقي به عنوان پارامترهاي موثر بر ضريب بازيافت در فرايند سيلابزني درنظر گرفته شدند. از اين ميان، بيشترين تاثير را زاويه تماس داشت. در مدل مربوط به پيش بيني ضريب بازيافت در سيلابزني، بيشترين اثر متقابل مربوط به گرانروي و زاويه تماس مي باشد. در شبيه سازي سيلابزني ضخامت سطح تماس معادل hmax/5بدست آمد كه مقدار ، 230 ميكرومتر است. در شبيه سازي تزريق هيدروژل، اندازه ضخامت سطح تماس terpf.ep_default/5.65 حاصل شد. terpf.ep_default ضخامت سطح تماس و معادل 631 ميكرومتر است.

Research Subject: Global energy demand is increasing, so enhanced oil recovery techniques have incorporated in production processes. Water flooding is a common technique in oil recovery processes. One of the major challenges in this technique is heterogeneity of the reservoir structure which results in increased water production and reduction of oil recovery factor. Moreover, long-term water flooding or using chemicals in this process may lead to the increased horizontal and vertical heterogeneities in the reservoir. Selective blocking of high permeability areas and consequently improved production from low permeability regions is important for increasing oil production from reservoir. In recent years, using hydrogels in injection processes, has been associated with various field successes, indicating the ability of these materials for selectively blocking the areas of high permeability and fractures. Hydrogels are injected after water or polymer flooding to conduct the injected fluid to low permeability areas. Research Approach: In this paper, hydrogel injection process was simulated in glass micromodels using Comsol Multiphysics software. Hydrogels functionality was studied in low permeability areas in the reservoir. Moreover, water flooding process which is performed before gel injection was studied and optimized conditions of this process were obtained based on the effective parameters on this process. For this purpose, after model validation, sensitivity analysis was performed on the effective parameters on oil recovery factor and a mathematical model was presented to predict the oil recovery factor. Main Results: Oil recovery factors obtained from experimental and simulation studies, were in good agreement with each other with absolute error values of 2.29% and 4.06%, for water injection and gel flooding, respectively. Effects of multiple parameters were studied in water flooding process, including injection rate, contact angle, and viscosity. Using ANOVA analysis, statistical models for calculating the oil recovery factor were proposed, which were in good agreement with the modeling results. The model parameters for hydrogel injection process were also reported.