بررسی تاثیر فرآیند آلکالین، سورفکتانت، پلیمر (asp) بر بازیافت نفت در مخازن ناهمگن

مخازن ناهمگن (مانند مخازن کربناته) با پیچیدگی در نقشه تراوایی، یا وجود شکاف‌های طبیعی و عمدتاً نوع ترشوندگی نفت‌دوست دارای ضرایب بازیافت نفت پایین هستند. یکی از روش‌های ازدیاد برداشت نفت برای ارتقای درجه بازیافت چنین مخازنی استفاده از فرآیندهای سیلاب‌زنی شیمیایی از نوع asp است. در این فرآیند، ترکیب آلکالین و سورفکتانت باعث می‌شود نفتی که به‌واسطه فشار مویینگی به دام افتاده آزاد گردد و هم‌زمان پلیمر اثر منفی بالا بودن تراوایی سنگ مخزن در برخی نواحی را کاهش می‌دهد و نسبت تحرک‌پذیری را بهبود می‌دهد. تمرکز اصلی این تحقیق بر تاثیر ناهمگنی در خواص مخزنی مانند تراوایی سنگ مخزن بر عملکرد فرآیند asp است. در این پژوهش، با ساخت تعداد 23 مدل مخزنی به بررسی وجود ناهمگنی با فرض یک لایه کانال با تراوایی بالا به‌صورت صفحه افقی در راستای x، در راستای y و در راستای z و صفحاتی در عرض جریان و همچنین در طول جریان و اجرای شبیه‌سازی‌ جریان برای آنها به مقایسه تاثیر آنها پرداخته می‌شود. به‌طور خاص، سیلاب‌زنی آب، پلیمر، as+p و p+as+p برای همه‌ی مدل‌ها اجرا  و میزان ضریب بازیافت نفت در مقابل حجم سیال تزریقی محاسبه گردید. همچنین برای بررسی نقش عوامل مختلف، جبهه‌های تزریق در هر سناریو، ضریب مقاومت سیال در مقابل جریان، میزان دبی تولیدی سیال بر جرم مواد تزریقی، غلظت‌های متفاوت تزریق مواد مورد بررسی و ارزیابی قرار گرفت. نتایج شبیه‌سازی برای یک دوره‌ تولیدی تقریباً ده ساله نشان داد میزان ضریب بازیافت نفت برای فرآیند p+as+p حدود 20% نسبت به سیلاب‌زنی آب افزایش می‌یابد. همچنین، مشاهده گردید برای هر مورد شبیه‌سازی اندازه بهینه لخته مربوطه سیستم مانند لخته آب یا پلیمر به‌تنهایی یا لخته as در سیلاب‌زنی (p+as+p) و پلیمر در سیلاب‌زنی (p+w+p) قابل بررسی و تعیین است. برای مدل‌های ناهمگن با کانال تراوا، ضریب شکلی کانال (نسبت پهنا به ارتفاع کانال تراوا) و جهت قرارگیری کانال تراوا در مدل برای ارزیابی میزان افزایش ضرایب بازیافت نفت دو حالت as+p , p+as+p در مقایسه با سیلاب‌زنی آب موثر دیده شد و در واقع، اختلاف بین دو حالت as+p و p+as+p را بیشتر بروز می‌دهد.

Investigation of the Effect of Alkaline Surfactant Polymer (ASP) on Oil Recovery in Heterogeneous Reservoirs

ASP flooding aims to remove oil trapped due to capillary forces and improve mobility ratios. In this study, the effects of reservoir heterogeneities (i.e. high permeable channels) on waterflooding, polymer, AS + polymer, polymer + AS + polymer flooding have been studied. In particular, the role of the front, resistance factor,  the rate of injected fluids per volume of injected fluid and concentrations of injected fluids have been investigated. The simulation results showed that the P+AS+P gives higher recovery (20%) compared to the water flooding. Also, it was observed that the optimum slug size of each system such as water or polymer slugs or AS in P+AS+P flood and polymer in P+W+P flood can be determined. For heterogeneous models with permeable channels, channel aspect ratio and the direction of channels are observed to be the effective factors for oil recovery.