دانلود مقاله بررسی کمی جذب نانوسیال در مخازن نفتی فشرده
چکیده
کلید واژه ها
1. مقدمه
2. مواد و روش ها
2.1. مواد
2.2. تهیه نانوسیال
2.3. اندازه گیری کشش سطحی و زاویه تماس
2.4. تست های جذب خود به خود و اندازه گیری NMR
2.5. نظریه فراکتال NMR
3. نتایج و بحث
3.1. خصوصیات نانوذرات سیلیکا کاربردی
3.2. کشش سطحی و زاویه تماس
3.3. نتایج NMR
3.3.1. تجزیه و تحلیل PSD
3.3.2. توزیع سیال متحرک
3.4. جذب خود به خود
3.5. مکانیسم EOR نانوسیال عملکردی
3.5.1. کاهش IFT
3.5.2. تغییر ترشوندگی
3.5.3. فشار گسست ساختاری
4. نتیجه گیری
منابع
ABSTRACT:
Keywords
1. Introduction
2. Materials and methods
2.1. Materials
2.2. Nanofluid preparation
2.3. Interfacial tension and contact angle measurements
2.4. Spontaneous imbibition tests and NMR measurements
2.5. NMR fractal theory
3. Results and discussion
3.1. Characterization of functional silica nanoparticles
3.2. Interfacial tension and contact angle
3.3. NMR results
3.3.1. PSD analysis
3.3.2. Movable fluid distribution
3.4. Spontaneous imbibition
3.5. EOR mechanism of functional nanofluid
3.5.1. IFT reduction
3.5.2. Wettability alteration
3.5.3. Structural disjoining pressure
4. Conclusions
Uncited reference
Acknowledgement
References
چکیده
نانوسیال ها به دلیل خواص ویژه خود افزودنی های شیمیایی موثری برای افزایش بازیافت نفت (EOR) در مخازن نفتی تنگ بوده اند. با این حال، بازیابی جذب نفت برای نانوسیال‌های مختلف متفاوت است. توزیع نفت/آب در سنگ ها در طول جذب با استفاده از نانوسیال های مختلف در مطالعات قبلی کمتر مورد بحث قرار گرفت. در این مطالعه، ما به طور سیستماتیک کارایی جذب نانوسیال های مختلف را در دمای 60 درجه سانتی گراد بررسی کردیم. علاوه بر این، مهاجرت نانوسیال ها و توزیع نفت در منافذ سنگ با استفاده از تشدید مغناطیسی هسته ای (NMR) بررسی شد. نانوسیال‌ها با پراکندگی نانوذرات سیلیس و پنج نوع مختلف سورفکتانت (یعنی سورفکتانت‌های آنیونی-غیر یونی، آنیونی، غیریونی، آمفوتریک و کاتیونی در آب دییونیزه شده (DI) تهیه شدند. متعاقبا، اندازه‌گیری کشش سطحی (IFT) و زاویه تماس انجام شد. مکانیسم های EOR زیربنایی نانوسیالات مختلف را نشان می دهد.نتایج تجربی نشان داد که پتانسیل EOR انواع مختلف نانوسیال ها به ترتیب آنیونی- غیریونی > آنیونی > غیریونی > آمفوتریک > کاتیونی > آب نمک است. آنیونی- غیریونی (سدیم لوریل اتر سولفات نانوسیالات SLES)) و آنیونی (سدیم دودسیل سولفونات (SDS)) قابلیت عالی تغییر ترشوندگی را نشان دادند و بازیافت روغن را به ترتیب 27.96% و 23.08% در مقایسه با آب نمک افزایش دادند. نتایج NMR همچنین نشان داد که مزوپورها (0.1-1μm) ) منافذ توسعه یافته غالب در سنگ ها بودند و بیشترین کمک را به کارایی جذب داشتند. ACE در مزوپورها و ریز منافذ قبل از انتقال به درشت منافذ. این مطالعه اطلاعات اساسی در مورد انتخاب نانوسیال برای EOR در مخازن نفتی تنگ ارائه می دهد. این مطالعه همچنین درک توزیع نفت/آب را در طول جذب نانوسیالات پیشنهادی بهبود بخشید.
توجه! این متن ترجمه ماشینی بوده و توسط مترجمین ای ترجمه، ترجمه نشده است.
Abstract
Nanofluids have been effective chemical additives for enhanced oil recovery (EOR) in tight oil reservoirs due to their special properties. However, oil imbibition recoveries vary for different nanofluids. The oil/water distribution in rocks during imbibition using various nanofluids was less discussed in previous studies. In this study, we systematically examined the imbibition efficiencies of various nanofluids at 60 °C. Furthermore, the migration of nanofluids and oil distribution in the rock pores were monitored using nuclear magnetic resonance (NMR). The nanofluids were prepared by dispersing silica nanoparticles and five different types of surfactants (i.e., anionicnonionic, anionic, nonionic, amphoteric and cationic surfactants in deionized (DI) water. Subsequently, interfacial tension (IFT) and contact angle measurements were conducted to reveal the underlying EOR mechanisms of various nanofluids. The experimental results showed that the EOR potential of the different types of nanofluids was in the order anionic-nonionic > anionic > nonionic > amphoteric > cationic > brine. Anionic-nonionic (sodium lauryl ether sulfate (SLES)) and anionic (sodium dodecyl sulfonate (SDS)) nanofluids exhibited excellent capability of wettability alteration, and increased oil recovery by 27.96% and 23.08%, respectively, compared to brine. The NMR results also showed that mesopores (0.1‒1 μm) were the dominant developed pores in the rocks, and contributed the most to imbibition efficiency. In addition, the imbibition of nanofluids initially took place in mesopores and micropores before moving into macropores. This study provides fundamental information on the selection of nanofluids for EOR in tight oil reservoirs. The study also improved the understanding of oil/water distribution during the imbibition of the proposed nanofluids.
Introduction
Nanofluids, which refer to fluids prepared by dispersing nano-scale materials in a liquid medium (Li Z., et al., 2018b; Liang et al., 2021a; Wang Z., et al., 2021b), have been intensively investigated in diverse fields of study such as heat energy (Qiu et al., 2019; Zadeh et al., 2020), biomedicine (Xu et al., 2021; Zhang C., et al., 2021a), and chemical engineering (Wuebbeler et al., 2022) due to their significant influences on interfacial properties. Besides, nanoparticles also possess large specific surface area and high surface energy, which can effectively solve the arduous problems Journal Pre-proof associated with hydrocarbon recovery from tight or ultralow permeable reservoirs during oilfield development (Kuang et al., 2018; Adenutsi et al., 2019; Afekare et al., 2020). Nanofluids have gained considerable attention in enhanced oil recovery as potential fluids that are applied to improve interfacial activity and regulate wettability (Mousavi et al., 2021; Sangeetha et al., 2021; Hassan et al., 2022).
Conclusions
In this work, several nanofluids modified by different types of surfactants were prepared, and NMR technique was utilized to evaluate nanofluids for EOR applications in tight oil reservoirs. The following conclusions can be drawn from the study: (1) The functional silica nanoparticles can be easily dispersed in DI water, and exhibited superior interface activity including IFT reduction and wettability alteration. Particularly, anionic-nonionic SLES nanofluids increased the most water-wetness in tight oil reservoirs. (2) The tight sandstone pore system was categorized into micropores (<0.1 μm), mesopores (0.1–1 μm) and macropores (>1 μm). The mesopores were the dominant pore types, and were in the range of 50.54% to 52.12%. The oil recovery contribution of micropores, mesopores and macropores were 4.52%–15.95%, 4.42%–17.01%, 1.53%–5.86%, respectively. (3) SLES and SDS nanofluids had better EOR performance in tight oil reservoirsthan other surfactant nanofluids. These two nanofluids were able to significantly reduce the residual oil saturation and increase crude oil mobility in the core pores. The imbibition mechanism of nanofluids in the tight oil reservoir was mainly IFT reduction, wettability alteration and structural disjoining pressure.