بررسی آزمایشگاهی تاثیر یون‌های دو ظرفیتی آب هوشمند بر برهم‌کنش‌های سطحی سیستم آب-نفت خام

نوع مقاله: مقاله علمی پژوهشی

نویسندگان

1 دانشکده مهندسی شیمی، نفت و گاز، دانشگاه شیراز، شیراز، ایران

2 مدیر پژوهشکده بالادستی نفت شریف/ دانشگاه صنعتی شریف

چکیده

تزریق آب‌های هوشمند درون مخازن نفتی، یکی از روش‌های جدید ازدیاد برداشت نفت می‌باشد که به‌تازگی مورد توجه پژوهشگران قرارگرفته است. علیرغم تلاش‌های بسیاری که در زمینه بررسی رفتار بین سطحی آب هوشمند و نفت خام شده است، به علت عدم توجه به تأثیر نوع یون‌های موجود در آب بر انتقال اجزای قطبی و انحلال‌پذیر نفت به آب، عدم قطعیت‌های فراوانی در این زمینه وجود دارد. در این مطالعه سعی شده است تا با در نظر گرفتن حلالیت برخی از اجزای قطبی موجود در نفت خام و تأثیر نوع یون‌های موجود در آب بر ایجاد قطبیت سطح مشترک دو فاز در طول مدت 45 روز که آب و نفت در تماس با یکدیگر قرار گرفته اند، و با طراحی آزمایش‌هایی مدون، به شناختی کامل‌تر از پدیده‌های بین سطحی رسیده و تأثیر آن را بر تغییر خواص بین سطحی فازها مشخص نماییم.
اندازه‌گیری pH آب‌های هوشمند، تاثیر شدید زمان تجانس و نوع یون‌های موجود در آب را بر میزان انحلال اجزای اسیدی نفت به درون آب‌های هوشمند را نشان داد. با افزایش یون‌های دو ظرفیتی انحلال‌پذیری اسیدهای نفتنیک در آب بیشتر شد. برای بررسی این یافته مهم و تایید انحلال اجزای قطبی نفت در آب، آزمایش اسپکتروفوتومتری در طول موج ماورابنفش-مرئی انجام شد. آزمایش کشش بین سطحی بر روی نمونه‌های آب هوشمند و نفت خام برای بررسی تاثیر انحلال اجزای قطبی نفت بر روی خواص بین سطحی، انجام پذیرفت. این نتایج نشان داد که یون سولفات علاوه بر اینکه بیشترین تاثیر را بر انحلال اجزای قطبی نفت در آب دارد، باعث کاهش کشش بین سطحی آب-نفت می‌شود. البته حضور یک کاتیون (مانند منیزیم) برای بهبود عملکرد یون سولفات ضروری می‌باشد. همچنین وجود یون های تک ظرفیتی در آب به نگه‌داشتن اجزای قطبی نفت بر روی سطح تماس دو فاز و کاهش کشش بین سطحی کمک می کند.

کلیدواژه‌ها

موضوعات


عنوان مقاله [English]

Experimental Investigation of the Impact of Divalent Ions on Interfacial Interactions of Brine-Crude Oil

نویسندگان [English]

  • Rasoul Mokhtari 1
  • Shahab Ayatollahi 2
1 School of Chemical and Petroleum Engineering, Shiraz University, Shiraz, Iran
2 Director of Sharif Upstream Petroleum Research Institute (SUPRI)/ Sharif University of Technology
چکیده [English]

Smart water flooding is an enhanced oil recovery (EOR) technique which has gained more attention in research activities, recently. Despite many efforts on the study of fluids interaction in this process, most of the presented results are sparse, as they are not probing to the basics of transport phenomena between the involved phases. This work is aimed to bring new understanding of fluid-fluid interaction during smart water flooding through a series of organized experiments in which a crude oil sample with known properties was preserved in contact with different smart water composition for 45 days.
Measuring brine pH illustrates the strong effect of the contact time and brine composition on partitioning of crude oil polar components. By increasing the concentration of divalent ions the dissociation of Naphthenic Acids (NAs) increase. To verify this important finding, ultraviolet-visible (UV-Vis) spectroscopy on aged brine samples were performed. Besides, the interfacial tension (IFT) measurements were conducted to identify the impact of the dissociation of crude oil polar components on interfacial interactions. Results show that the sulfate ion has the maximum effect on not although dissociation of polar components, but also on smart water-crude oil IFT reduction. Presence of a divalent cation is necessary for improving the effect of sulfate ion. Also the results show that presence of monovalent ions may affect the adsorption of polar components toward the interface, hence reduces the brine-crude oil IFT.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Smart water
  • Crude oil polar components
  • Dissociation
  • Interfacial tension
[1] T. Austad, Water Based EOR in Carbonates and Sandstones: New Chemical Understanding of the EOR Potential Using “Smart Water,” 2012.

[2] A. Kazemi Nia Korrani, Mechanistic modeling of low salinity water injection 2014.

[3] A. A. Yousef, S. Al-Saleh, A. U. Al-Kaabi, M. S. Al-Jawfi, “Laboratory Investigation of Novel Oil Recovery Method for Carbonate Reservoirs,” Canadian Unconventional Resources and International Petroleum Conference, SPE-137634-MS, Calgary, Alberta, Canada, 2010.

[4] A. Saeb, V. S. Mohsen, B. Alireza, Z. Esmael, J. Khosrow, J. Of Applied Chemistry, 26 (1392) 73, in Persian.

[5] N. Morrow, J. Buckley, J. Pet. Technol. 2011, 63, 106.

[6] E. P. Robertson, “Low-Salinity Waterflooding to Improve Oil Recovery-Historical Field Evidence,” SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers, Anaheim, California, U.S.A., 4 April 2007.

[7] M. Rotondi, C. Callegaro, F. Masserano, M. Bartosek, “Low Salinity Water Injection: Eni’s Experience,” Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, SPE-171794-MS, Abu Dhabi, UAE, 2014.

[8] D. Hughes, S. Larsen, R. Wright, Review of Low Salinity Water Flooding, 2010.

[9] A. Saeb, S. D. Amir Hossein, Sh. Mohammad Mahdi, J. Of Applied Chemistry, 43 (1396) 9, in Persian.

[10] Z. Yi, H. K. Sarma, “Improving Waterflood Recovery Efficiency in Carbonate Reservoirs through Salinity Variations and Ionic Exchanges: A Promising Low-Cost‘ Smart-Waterflood’ Approach,” Abu Dhabi International Petroleum Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers, 2012.

[11] W. Xu, Experimental investigation of dynamic interfacial interactions at reservoir conditions, LSU, 2005.

[12] P. C. Hiemenz, R. Rajagopalan, Principles of Colloid and Surface Chemistry, revised and expanded, Vol. 14, CRC press, 1997.

[13] M. Lashkarbolooki, S. Ayatollahi, M. Riazi, J. Chem. Eng. Data 2014, 59, 3624.

[14] M. Moradi, E. Topchiy, T. E. Lehmann, V. Alvarado, Fuel 2013, 112, 236.

[15] H. T. Kwak, A. a Yousef, S. Al-saleh, S. Aramco, Spe- 169112-Ms 2014.

[16] E. E. Isaacs, K. F. Smolek, Can. J. Chem. Eng. 1983, 61, 233.

[17] F. Peters, D. Arabali, Colloids Surfaces A Physicochem. Eng. Asp. 2013, 426, 1.

[18] C. E. Stauffer, J. Phys. Chem. 1965, 69, 1933.

[19] M. Lashkarbolooki, M. Riazi, S. Ayatollahi, A. Z. Hezave, Fuel 2016, 165, 75.

[20] J.-M. Bai, W.-Y. Fan, G.-Z. Nan, S.-P. Li, B.-S. Yu, J. Dispers. Sci. Technol. 2010, 31, 551.

[21] B.-Y. Cai, J.-T. Yang, T.-M. Guo, J. Chem. Eng. data 1996, 41, 493.

[22] M. Lashkarbolooki, S. Ayatollahi, M. Riazi, Energy & Fuels 2014, 28, 6820.

[23] J. S. Buckley, T. Fan, Petrophysics 2007, 48.

[24] B. Ahmad, A. Kolsoum, J. Of Applied Chemistry, 30 (1393) 43, in Persian.