مطالعه آزمایشگاهی سیلاب‌زنی با نانوسیالات و مکانیزم‌های موثر بر افزایش بازیافت نفت با استفاده ازمیکرومدل شیشه‌ای

این مقاله بخشی از نتایج یک مطالعه جامع با هدف دستیابی به نانوسیالات پایدار و موثر جهت استفاده به عنوان سیال تزریقی غیرامتزاجی در یکی از مخازن نفتی کربناته ایران است. در این مطالعه کارایی سه نانو سیال گاماآلومینا، اکسید آهن(iii) و سیلیکا در سه غلظت 200، 500 و ppm 600 و در دو نسبت ترکیب متفاوت آب سازندی و آب تزریقی این مخزن، با شوری‌های 106000 و ppm 234000 جهت ازدیاد برداشت از این مخزن مورد مطالعه قرار گرفته است. در این بخش از مطالعه، با انجام آزمایشات جریان دو بعدی در بستر میکرومدل شیشه‌ای در دمای محیط و فشار اتمسفریک جابه‌جایی نفت توسط سیال تزریقی مطالعه گردید و مکانیزم‌های عملکرد نانوسیالات در افزایش بازیافت مورد بررسی قرار گرفتند. قبل از تزریق با اندازه‌گیری پتانسیل زتا برای این سیالات در بازه دمایی و فشاری تا دما و فشار مخزن (c°90 و psi 2700) و در هر دو شوری، از پایداری این نانوسیالات اطمینان حاصل شد. نتایج این آزمایشات نشان داد که تزریق هر سه نانو سیال در هر دو شوری می‌تواند بازیافت نفت را نسبت به بازیافت ناشی از تزریق آب نمک با شوری مشابه تا 25% افزایش دهد. در هر دو شوری بیشترین بازیافت برای نانو سیال آلومینا و سپس به ترتیب برای اکسید آهن(iii) و سیلیکا ثبت گردید. با توجه به تفاوت ناچیز گرانروی نانوسیالات و گرانروی آب نمک با شوری مشابه و همچنین عدم تغییر قابل توجه در کشش بین سطحی فاز آبی نفت برای نانو سیالات آلومینا و سیلیکا و نتایج تست های استاتیک تعیین زاویه تماس، مکانیزم تغییر ترشوندگی به سمت آب‌دوستی را می توان به عنوان مکانیزم غالب در افزایش بازیافت نانوسیالات آلومینا و سیلیکا در این افزایش بازیافت در نظر گرفت. با توجه به تغییر کمتر زاویه تماس توسط نانوسیال اکسید آهن(iii) و نتایج تست قطره ی آویزان جهت اندازه‌گیری کشش بین سطحی برای این نانوسیال، می توان مکانیزم کاهش کشش بین سطحی فاز آبی نفت برای نانو سیال اکسید آهن(iii) را به عنوان مکانیزم غالب در این افزایش بازیافت در نظر گرفت. فرایند تشکیل امولسیون با نانو سیال اکسید آهن(iii) و نفت تاییدی بر این مکانیزم برای نانو سیال اکسید آهن(iii) است.

An Experimental Investigation of Nanofluid Flooding and Mechanisms Affecting Enhanced Oil Recovery through Glass Micromodels

Injection of nanofluids in oil reservoirs is one of the new methods for increasing oil recovery. The stability of these fluids in reservoir conditions and negligible formation damage, along with the significant increase in oil recovery are the factors which influence the selection of suitable nanofluids for increasing oil recovery in harsh reservoir condition. In this study, the efficiency of three nanostructures: nanogammaalumina, iron(III) oxide and silica with concentrations of 200, 500 and 600 ppm and with two different mixture ratios of formation water and reservoir injected water in a brine with a salinity of 106000 ppm to 234000 ppm, and a temperature of 90°C in oil extraction from oilwet, media has been studied. In this part of the study, by conducting twodimensional flow experiments in a glass micromodel at ambient temperature and atmospheric pressure, the displacement of oil by injecting fluid was studied, and the mechanisms of the performance of nanofluids were investigated for enhancing oil recovery. Zeta potential of the fluids was measured for the reservoir pressure and temperature (T= 90°C, p=2700 psi) to insure stability of the fluids. The results of these experiments showed that injection of all three nanofluids can enhance oil recovery up to 20% in comparison to that for the injection of brine. The highest amount of recovery was recorded for alumina nanostructure and then for iron oxide and silica respectively. Due to the slight change in the viscosity of nanofluids compared to water injected, and also the negligible change in the interfacial tension of the aqueousoil phase for alumina and silica nanofluids, and the results of static tests for determining the contact angle, the mechanism change of wettability to water wet condition seems to be the dominant mechanism for alumina and silica nanofluids for this increase in oil recovery. Considering the slight change of iron (III) oxide nanofluid and results of pendant drop test for interfacial tension measurement of the nanofluid, the reduction of interfacial tension of wateroil phase for iron (III) oxide nanofluid may be reported as the dominant mechanism of enhanced recovery. The formation process of emulsion with iron (III) oxide nanofluid and oil is a confirmation of this mechanism for iron (III) oxide nanofluid.