عنوان

سنتز نانو/میکرو ذرات پلیمری و بررسی عملکرد آنها به عنوان ژل درجا به منظور کنترل تولید آب در مخازن نفتی

IR

۴۰۹۳پ

فارسی

IR

سنتز نانو/میکرو ذرات پلیمری و بررسی عملکرد آنها به عنوان ژل درجا به منظور کنترل تولید آب در مخازن نفتی

[پایان‌نامه]

Synthesis of Nano/Micro Polymeric Particles and Investigation their Performances as an In-Situ Gels to Control Water Production in Petroleum Reservoirs

/محسن صیدمحمدی

: مهندسی نفت و گاز

، ۱۳۹۹

۱۶۴ص.

:

زبان: فارسی

زبان چکیده: فارسی

چاپی - الکترونیکی

مصور، جدول، نمودار

دکتری

مهندسی نفت- مخازن هیدروکربوری

۱۳۹۹/۰۶/۰۱

صنعتی سهند

تولید آب در مخازن نفتی یکی از مشکلات جدی در صنعت نفت است که باعث کاهش قابل توجه میزان تولید نفت می شود و هزینه های کنترل و دفع آب تولیدی بر عمر تولیدی چاه تأثیر منفی می گذارد .برای کنترل میزان تولید آب ناخواسته و بهبود عمر تولیدی و اقتصادی مخزن، اجرای سناریوهای ثمربخش از جمله تزریق ژل پلیمر به مخزن ضروری است .یکی از متداول ترین ژل های مورد استفاده، سیستم ژل درجا است .مرسوم ترین ژل درجا برای کنترل تولید آب در مخازن نفتی ترکیب پلی اکریل آمید و کروم (III) استات است .این ژل ها در دمای بالا پایداری ضعیفی دارند .همچنین زمان ژله ای شدن آنها در دمای بالا کاهش می یابد که مانع نفوذ آنها به اعماق مخزن می شود .ژل پلیمرهای مرسوم به دلیل تخریب شیمیایی و گرمایی پلیمر، در مخازن با دما و شوری بالا قابل استفاده نیستند لذا با هدف بهبود کارایی سیستم های ژل درجا و رفع مشکلات ذکر شده، خصوصا مساله تشکیل زودهنگام ژل و عدم نفوذ ژل به اعماق مخزن، استفاده از روش های نوین انکار ناپذیر است .هدف این پروژه دستیابی به فرمولاسیون یک سیستم ژل درجای مقاوم در برابر دما با قابلیت حفظ پایداری ژل و بهبود زمان ژله ای شدن نسبت به ژل های درجای مرسوم است .از ترکیب اکریل آمید و ۲- اکریل امید-۲-متیل پروپان سولفونیک اسید به عنوان یک کوپلیمر مقاوم در برابر دما و شوری استفاده شد .با توجه به خواص نانوذرات پلیمری شامل پراکندگی قابل قبول در محلول، گرانروی اولیه کم( فشار پمپاژ کمتر و تزریق بهتر) و نفوذ بیشتردر اعماق مخزن، با استفاده از این مواد پلیمری می توان عملیات کنترل تولید آب را در مخازن با دما و شوری بالا با موفقیت اجرا کرد .بدین منظور، از روش پلیمریزاسیون امولسیون معکوس برای سنتز نانو ذرات استفاده شد و شرایط سنتز نانو ذرات به منظور تولید ذرات پلیمری با وزن مولکولی بالا و پایداری قابل قبول بررسی شد .سپس مطالعات تشکیل ژل با نانوذرات سنتز شده در شرایط مختلف مورد بررسی قرار گرفت و در نهایت، به بازدهی ژل یاد شده در مسدود کردن شکاف های مصنوعی به عنوان مسیر اصلی تولید آب پرداخته شد .نتایج آنالیز پایداری، برتری محسوس پلیمرهای نانوساختار را بر پلیمرهای مرسوم با کاهش گرانروی به میزان ۶۹ درصد، ۳۶ درصد، و ۱۸ درصد به ترتیب برایFlopaam ۳۳۱۰،AN ۱۰۵، و پلیمرهای نانو ساختار بعد از قراردهی آنها به مدت ۴۰ روز تحت دمای۹۰ و شوری ppm ۸۷۰۰۰ نشان داد .نتایج بدست آمده از مطالعات تشکیل ژل حاکی از مثمرثمر بودن نانوذرات پلیمری در به تأخیر انداختن زمان تشکیل ژل همراه با حصول استحکام قابل قبول ژل در شرایط غیر متعارف دما و شوری بالا است .با استفاده از ژل حاوی ppm ۵۵۰۰ نانو ذرات پلیمری، زمان تشکیل ژل در دمای ۹۰ تا ۸۳ ساعت به تأخیر افتاد که نسبت به ژل های مرسوم دارای زمان تشکیل ژل بسیار بزرگتری است .تست های تزریق به مغزه شکافدار نشانگر عملکرد قابل قبول ژل حاوی نانوذرات پلیمری در مسدودکردن شکاف ها و حفره ها تحت شرایط دما و شوری بالا است .نتایج نشان داد که ژل حاوی نانوذرات پلیمری از قدرت مسدود کنندگی بالایی برای کاهش نفوذپذیری شکاف تا یک پنجاهم نفوذپذیری اولیه برخوردار است .علاوه بر این، میزان بازدهی ژل حاوی نانوذرات پلیمری در مسدود کردن شکاف ها به عرض شکاف و اختلاف شوری بین حلال ژل و آب تولیدی بستگی دارد .

C) with high density brine fluids. Designing a delayed polymer gel system to resolve PAM based gel problems is crucial for achieving better performance in water shut-off processes. The ideal candidates for the EOR should have long-term thermal stability in harsh reservoir conditions. Owning to the properties of nanostructured polymers (NSPs) including good solution dispersity, large specific surface area, low initial viscosity (lower pumping pressure and superior injection properties) and higher in-depth reservoir penetration, by applying nano-sized polymeric materials in water shut-off applications, better performance can be achieved. The use of thermally stable monomers such as 2-acrylamido-2-methyl-propanosulfonic acid (AMPS) in combination with acrylamide (AAm) can be resulted in formation of stable polymers under harsh conditions. Morevever, NSPs due to the high water absorption, low initial viscosity and deep penetration into the reservoir could be considered as potential alternative for common polymers in water shut-off processes. In this context, current project is concerned with the synthesis kinetic of poly(AAmcoAMPS) nanoparticles and role of them as NSPs to block high permeable zones in harsh condition reservoirs. For that purpose, bottle test and viscosity measurements were conducted to study the gelation behaviour of the NSPs gel consisting of poly(AAmcoAMPS) nanoparticles and chromium (III) acetate. Moreover, the effects of controlling parameters on gelation time and gel rheology was investigated. Then, core flow experiments were performed by prepared fractured cores and the effects of fracture aperture and gelant solvent salinity on the blocking performance of NSPs gel were studied. The result of stability analysis in condition of 40 days aging at 87000 ppm salinity and 90 demonstrated advantage of NSPs compared to conventional polymers by viscosity reduction of 65 , 31 , and 18 for Flopaam3310, AN105, and NSPs respectively. By using a gel containing 5500 ppm of polymer nanoparticles, the gelation time delayed until 83 hours which is much longer than for conventional gel systems. The result of core flow experiments showed that the NSPs gel has strong blocking capacity to reduce fracture permeability by two orders of magnitude. Furthermore, gel blocking efficiency was found to be depended on both the fracture opening and salinity difference between gel solvent and produced water.░ Excessive water production is one of the common problems in many oil fields that shortens production life of wells and leads to decreases in effective permeability of oil. Moreover, disposal of produced water costs tens of billions of dollars annually. Therefore, reduction in produced water is an important target for the petroleum industry. Polyacrylamide (PAM) has a long history in enhanced oil recovery (EOR) applications. This polymer can be crosslinked to form three dimensional structures. However, it is not suitable for high-temperature reservoirs ( 90

ba

Synthesis of Nano/Micro Polymeric Particles and Investigation their Performances as an In-Situ Gels to Control Water Production in Petroleum Reservoirs

نانو ذرات پلیمری

پلیمریزاسیون امولسیون معکوس

کنترل تولید آب

ژل درجا

مخازن شکافدار

دما و شوری بالا

زمان تشکیل ژل

Nanostructured polymers; inverse emulsion polymerization; water shut-off; in-situ gel; Fractured reservoir; harsh conditions; gelation time

نانو ذرات پلیمری، پلیمریزاسیون امولسیون معکوس، کنترل تولید آب، ژل درجا، مخازن شکافدار، دما و شوری بالا، زمان تشکیل ژل

صیدمحمدی، محسن

صحرایی، اقبال، استاد راهنما

بیاتی، بهروز، استاد مشاور

ایران

20230613

نفت ،۲۰۰۸۶ ،۱۳۹۹

ونان‍ زتنس‍/ی‌تفن‍ ن‌زاخم‍ رد ب‌آ دیلوت‍ ل‌رتنک‍ روظنم‍ ه‌ب‍ اجرد ل‌ژ ن‌اونع‍ ه‌ب‍ اهنآ درکلمع‍ ی‌سررب‍ و ی‌رمیلپ‍ ت‌ارذ ورکیم‍.pdf

عادی

عادی

4093.pdf

p20086.pdf

0

ایمانی

متن

0

پ۴۰۹۳

فارسی

نمایه‌سازی قبلی

pe

TF

92029

1

a

Y