ویسکوزیته نفت خام بسیار سنگین و رفتار کشش سطحی با استفاده از تقویت کننده جریان و آب در شرایط دماهای مختلف

Extra heavy crude oil viscosity and surface tension behavior using a flow enhancer and water at different temperatures conditions

چکیده
1 مقدمه
2 بخش تجربی
3 نتایج و بحث
4 نتیجه گیری
منابع

چکیده
گزارش های تحقیقاتی حاکی از اهمیت استفاده از مواد شیمیایی مختلف به منظور بهبود انتقال نفت های خام فوق سنگین است. در طول فرایند جابه جایی نفت خام، برش های وارد شده بر خطوط لوله و سایر تجهیزات انتقال، سبب ایجاد یک امولسیون آب در نفت شده که با جذب مولکول های سورفکتانت طبیعی موجود در قطرات آب، باعث افزایش ویسکوزیته سیال می شود. این مطالعه، اثر روان کننده را بر رفتار ویسکوزیته نفت خام فوق سنگین(EHCO) و در امولسیون های تشکیل شده با میزان 5 و 10 درصد آب، ارائه می کند. نتایج بدست آمده حاکی از اثربخشی روان کننده با غلظت های 1، 3 و 5 درصد، در کاهش ویسکوزیته و ارائه یک رفتار جریانی نیوتنی بودند، که این مسئله، کاهش هزینه درمان حرارتی در طول عملیات انتقال نفت خام از طریق خطوط لوله را به دنبال دارد.

2- بخش تجربی
در این پژوهش، از نفت خام فوق سنگین شمال شرق جمهوری مکزیک استفاده شده است. مخلوط EHCO/FE و امولسیون W/EHCO/FE ساخته شد. روان کننده نیز، یک ماده شیمیایی بیودیزل بر پایه استر های اسید های چرب بود.

1-2- خصوصیات نفت خام و مخلوط
نمونه های نفت خام و مخلوط بر اساس رویه تعیین شده در استانداردهای انجمن مواد و آزمون آمریکا(ASTM) مشخص شدند. درجه API نفت خام، چگالی مخلوط و نمونه نفت در دمای 25 درجه سانتیگراد با روش پیکنومتر، میزان آسفالتین، کشش سطحی (ISO 1409) با استفاده از دستگاه اندازه گیری کشش سطحی خودکار TEN 202 و ویسکوزیته با استفاده از یک رئومتر RheolabQC مدل Anton Paar RheometeryRheometery تعیین شدند. تاثیر روان کننده و آب، از طریق اندازه گیری های دینامیکی رئولوژیکی، بر خواص رئولوژی نفت خام ارزیابی شد. غلظت بهبود دهنده و آب، از طریق افزودن مقادیر مختلف، مطابق جدول 1 ارزیابی شد. اندازه‌گیری‌های رئولوژیکی با انجام سه تکرار، در محدوده نرخ برشیs -1 01/0 – 100، و در دمای 25، 30، 40 و 60 درجه سانتی‌گراد ارزیابی شد.

2-2- آماده سازی مخلوط ها
همانطور که در جدول 1 نشان داده شده است، مخلوط هایی با نسبت های مختلف، به منظور مشخص کردن تاثیر روان کننده و آب بر ویسکوزیته نفت خام فوق سنگین، ساخته شدند. قبل از آغاز اندازه گیری ها، مخلوط های ساخته شده به مدت 20 دقیقه به صورت دستی هم زده شدند. پس از هم زدن مخلوط ها، به منظور ارزیابی خواص رئولوژیکی، نمونه به مدت 5 دقیقه درون سیلندر رئومتر قرار داده شد.

مطالعه روی تیکسوتروپی و ویژگی های بازیابی امولسیون نفت خام مومی

Study on the thixotropy and structural recovery characteristics of waxy crude oil emulsion

چکیده
1 مقدمه
۲ بخش آزمایشی
۲.۱. ابزارهای آزمایشی
۲.۲. عمل آوری نفت خام مومی
2.3. آماده‌ سازی امولسیون آب در نفت خام مومی
2.4. روش های آزمایشی
۳ نتایج و بحث
۳.۱. منحنی حلقه پسماند
۳.۲. تجزیه و تحلیل خواص تیکسوتروپی و بازیابی سیستم ژله کننده امولسیون آب در نفت خام مومی
۴ خلاصه و نتیجه ‌گیری
علائم و نشانه ها
مراجع

چکیده

امولسیون (نامیزه) نفت خام مومی دارای خواص تیکسوتروپیک در دمای نزدیک به نقطه ژل است که مشخصه یابی ریز مکانیکی گسیختگی سازه و بازیابی امولسیون نفت خام مومی محسوب می شود. در این مقاله، رفتارهای تیکسوتروپیک امولسیون نفت خام مومی نزدیک به نقطه ژل با استفاده از حلقه پسماند که به واسطه افزایش و کاهش خطی تنش شکل می گیرد و هم چنین خواص بازیابی سازه ای مورد مطالعه قرار گرفت. تاثیر حالات بارگذاری و مقدار آب بر تیکسوتروپی (روان وردی) امولسیون نفت خام مومی با مساحت حلقه پسماند تجزیه و تحلیل گردید. مفهوم «بازیابی سازه ای» جهت بررسی درجه بازیابی سازه ای پس از سخت شدگی متفاوت معرفی گردیده و عوامل موثر نیز مدنظر قرار گرفت. نتایج مطالعه نشان داده است که در امولسیون نفت خام مومی، گسیختگی جهت بازیابی کامل سازه بعد از کافت، علت تشکیل حلقه پسماند بوده و حالات بارگذاری نیز تاثیری بر مقاومت تیکسوتروپی و درجه بازیابی سازه ای نخواهند داشت. علاوه بر این، قطرات فاز پراکنده سبب تضعیف خواص تیکسوتروپی و بازیابی سازه امولسیون نفت خام مومی می شود و هرچه مقدار آب بیشتر باشد، تیکسوتروپی ضعیف‌ تر خواهد بود. این یافته‌ ها به درک بهتر عملیات ایمن و اقتصادی انتقال خط لوله نفت خام مومی-آب کمک می کند.

1 مقدمه

با توسعه بهره ‌برداری از نفت و گاز جهانی به دریای عمیق، اقیانوس به میدان اصلی نبرد بر سر بهره برداری از نفت و گاز تبدیل شده است. در تولید میدان نفتی ساحلی، آب و نفت خام مومی با هم در خط لوله جریان می یابند. به دلیل برش کم سرعت سوراخ چاه و خط لوله و برش پُرسرعت پمپ و شیر تنظیم جریان به راحتی می توان یک امولسیون آب در نفت (W/O) ایجاد کرد (عمر و همکاران، ۲۰۱۶). در این میان، رزین و آسفالتین های موجود در نفت خام، مواد طبیعی فعال در سطح هستند که به تشکیل امولسیون نفت خام با پایداری مناسب کمک می ‌کنند (میرشکار و همکاران، ۲۰۲۰).

۴ خلاصه و نتیجه ‌گیری

در این مقاله، خواص تیکسوتروپیک نزدیک نقطه ژل سیستم ژل امولسیون آب در نفت خام مومی با به کارگیری حالت بارگذاری مورد مطالعه قرار گرفته اند به طوری که تنش برشی به منظور تشکیل حلقه پسماند به صورت خطی افزایش و کاهش می ‌یابد. با در نظر گرفتن مساحت حلقه پسماند به عنوان کمیت مشخصه یابی، خواص تیکسوتروپیک و عوامل موثر بر خواص بازیابی سازه ای سیستم ژل امولسیون آب در نفت خام مومی مورد تجزیه و تحلیل قرار گرفتند.

• از آنجا که سازه سیستم ژله ای از مقاومت خاصی در نزدیکی نقطه ژل برخوردار است، نمونه نفتی در فرآیند خزش در مرحله اولیه بارگذاری قرار داشته و سپس فرآیند صعودی افزایش آهنگ برش را نشان می ‌دهد. بعد از آن، نمونه نفتی تحت فرآیند نزولی کاهش آهنگ برش ناشی از کاهش تنش برشی قرار می گیرد. منحنی رو به بالا و منحنی رو به پایین، یک حلقه پسماند تحت بارگذاری تنشی تشکیل می ‌دهند.

Abstract

Waxy crude oil emulsion has thixotropic properties at the temperature near gel point, which is a macro-mechanical characterization of the structure failure and recovery of waxy crude oil emulsion. In this paper, the thixotropic behaviors of waxy crude oil emulsion near gel point were studied using hysteresis loop formed by stress linear increase and decrease, as well as the structural recovery characteristics. The influence of the loading conditions and water content on the thixotropy of waxy crude oil emulsion were analyzed with hysteresis loop area. The concept of “structural recovery” was introduced to study the degree of structural recovery after different stewing, and influencing factors were taken into account. Results have shown that for waxy crude oil emulsion, the failure to fully restore of the structure after lysis is the cause of the formation of hysteresis loop, and the loading conditions will not affect the strength of thixotropy and the degree of structural recovery. Additionally, the dispersed phase droplets weaken the thixotropy and structure recovery characteristics of waxy crude oil emulsion, and the greater the water content, the weaker the thixotropy. The findings can help to better understand the safe and economic operation of waxy crude oil-water pipeline transportation.

1 Introduction

With the development of global oil and gas exploitation to the deep sea, the ocean has become the main battlefield of oil and gas exploitation. In the production of offshore oilfield, waxy crude oil and water flow together in the pipeline. Due to the low-speed shear of the wellbore and pipeline and the high-speed shear of the pump and throttle valve, it is easy to form a water-in-oil (W/O) emulsion (Umar et al., 2016). Meanwhile, the resin and asphaltenes in crude oil are natural surfactants, which promote the formation of crude oil emulsion with good stability (Mirshekar et al., 2020).

4 Summary and conclusions

In this paper, the thixotropic characteristics near the gel point of W/O waxy crude oil emulsion gel system are studied by using the loading mode that shear stress increases linearly and decreases linearly to form hysteresis loop. Taking the area of hysteresis loop as the characterization quantity, the thixotropic characteristics and the influencing factors of structural recovery characteristics of W/O waxy crude oil emulsion gel system were analyzed.

– Because the structure of gelled system has a certain strength near the gel point, the oil sample is in a creep process at the initial stage of loading, and then shows an upward process of increasing shear rate. After that, the oil sample undergoes a downward process of shear rate reduction caused by shear stress reduction. The upward curve and downward curve form a hysteresis loop under stress loading.

تصویری از مقاله ترجمه و تایپ شده در نرم افزار ورد

مطالعه روی تیکسوتروپی و ویژگی های بازیابی امولسیون نفت خام مومی

Study on the thixotropy and structural recovery characteristics of waxy crude oil emulsion

بررسی عددی مخلوط میزان نفت خام در یک کانال طولانی

Numerical study of crude oil batch mixing in a long channel

چکیده

1- مقدمه

2- فرمول مدل

2-1- مدل چند لایه ناپایدار

2-2- مدل URANS

2-3- مدل LES

2-4- شرایط مرزی و عددی

3- نتایج

4- نتیجه گیری

منابع

چکیده

هدف اصلی این مقاله پیشبینی ترکیب شدن دو نفت امتزاج پذیر متفاوت در یک کانال بسیار طویل است. زمینه این مشکل به ترکیب نفت سنگین و سبک در خطوط لوله مربوط است. در گام اول، یک کانال دو بعدی با نسبت ابعادی 250 در نظر گرفته شد. بچ ترکیبی دو نفت خام امتزاج پذیر که دارای دانسیته و ویسکوزیته مختلفی هستند شبیه سازی شد. اینکار با استفاده از مدل چند لایه ناپایدار و نیز مدل RANS ناپایدار موجود در نرم افزار تجاری CFD ANSYS-Fluent انجام شد. به منظور مقایسه، مدل LES برای نسخه 3D از کانال 2D استفاده گردید. ویژگی متمایز این مقاله سیستم مختصات لاگرانژ است که از شرایط مرزی دیواره بدون لغزش استفاده می کند. مدل CFD جهانی نسبت به شرایط تحلیلی کلاسیک اعتبارسنجی شد. بر اساس اعتبار سنجی انجام شده، مطابقت عالی بدست آمد. شبیه سازی برای عدد رینولدز 6300 (که بر اساس خصوصیات نفت خام محاسبه شد) و عدد اشمیت 104 انجام شد. نتایج نشان داد، برخلاف مدل RANS ناپایدار، مدل LES و مدل چند لایه ناپایدار دینامیک ترکیب قابل مقایسه ای برای دو نفت مختلف در کانال تولید می کنند. همچنین آنالیز شبیه سازی نشان داد که برای کانالی با طول 100 متر و ارتفاع 0.4 متر، ترکیب شدن کامل دو نفت در طول کانال 100 متر اتفاق نمی افتد. در این مقاله نشان دادیم که ناحیه ترکیب شامل سه منطقه ترکیب شدن فرعی است، این مناطق فرعی با استفاده از متوسط نسبت جرمی نفت سنگین در راستای جریان شناسایی شدند. منطقه فرعی اول مربوط به منطقه انتشار جبهه اصلی طول کانال در چندین ارتفاع مختلف است. مناطق فرعی دوم و سوم، با توجه به ترکیب جریان برشی (جریان شیر) تعیین می شوند، زیرا گرداب های کلوین- هلموتز بین دو نفت در جهت محوری ایجاد شده اند. مشاهده شد که منطقه فرعی سوم در جهت محوری، شیب کسر جرمی نفت سنگین تند تری به نسبت منطقه فرعی دوم دارد، که این شیب مربوط به متوسط نسبت جرمی جریان 0.5 برای نفت سنگین می باشد.

4- نتیجه گیری

در این کار، ما از یک مدل مخلوط نفت بدون جریان ورودی با مرزهای متحرک استفاده کردیم، تا الگوی ترکیب بچ دو نفت خام امتزاج پذیر با ویسکوزیته ها و تراکم های مختلف را در یک کانال دو بعدی طولانی (100 متر) مدلسازی کنیم. رفتار اختلاط نفت خام سبک و سنگین، به صورت عددی و با توجه به عدد رینولدز 6300 و عدد اشمیتس 104 بررسی شد. شبیه سازی ها با استفاده از مدل های چندلایه ناپایدار، LES و URANS انجام شد. نتایج تمام شبیه سازی های نشان داد که حتی یک کانال طویل با طول 100 متر و ارتفاع 0.4 متر نیز برای محاسبه طول منطقه ترکیب کافی نیست. مدل URANS کوچک ترین ناحیه ترکیب در t=100 s را پیشبینی کرد، در حالی که مدل چندلایه طولانی ترین ناحیه ترکیب را نشان داد که در آن CHO بزرگتر از صفر و کوچکتر از یک است.

Abstract

The main objective of this work is to predict the mixing of two different miscible oils in a very long channel. The background to this problem relates to the mixing of heavy and light oil in a pipeline. As a first step, a 2D channel with an aspect ratio of 250 is considered. The batch-mixing of two miscible crude oils with different viscosities and densities is modeled using an unsteady laminar model and unsteady RANS model available in the commercial CFD solver ANSYSFluent. For a comparison, a LES model was used for a 3D version of the 2D channel. The distinguishing feature of this work is the Lagrangian coordinate system utilized to set no-slip wall boundary conditions. The global CFD model has been validated against classical analytical solutions. Excellent agreement has been achieved. Simulations were carried out for a Reynolds number of 6300 (calculated using light oil properties) and a Schmidt number of 104. The results show that, in contrast to the unsteady RANS model, the LES and unsteady laminar models produce comparable mixing dynamics for two oils in the channel. Analysis of simulations also shows that, for a channel length of 100 m and a height of 0.4 m, the complete mixing of two oils across the channel has not been achieved. We showed that the mixing zone consists of the three different mixing sub-zones, which have been identified using the averaged mass fraction of the heavy oil along the flow direction. The first sub-zone corresponds to the main front propagation area with a length of several heights of the channel. The second and third sub-zones are characterized by so-called shear-flow-driven mixing due to the Kelvin– Helmholtz vortices occurring between oils in the axial direction. It was observed that the third sub-zone has a steeper mass fraction gradient of the heavy oil in the axial direction in comparison with the second sub-zone, which corresponds to the flow-averaged mass fraction of 0.5 for the heavy oil.

4- Conclusions

In this work, we used a simple no-inflow model of oil mixing with moving boundaries, to model the batch-mixing of two miscible crude oils with different viscosities and densities in a long (100 m) 2D channel. The mixing behavior of the light and heavy crude oils was investigated numerically at a Reynolds number of 6300 and Schmidt number of 104. Simulations were conducted using an unsteady laminar model, URANS and LES. The results of all models showed that even a 100-m-long channel with a height of 0.4 m was not sufficient to determine a steadystate mixing zone length. The URANS model predicted the shortest mixing zone at t ¼ 100 s, while the laminar model showed the longest mixing zone corresponding to the channel length where 0<CHO<1.

تصویری از مقاله ترجمه و تایپ شده در نرم افزار ورد

بررسی عددی مخلوط میزان نفت خام در یک کانال طولانی

Numerical study of crude oil batch mixing in a long channel

بررسی مقایسه ای استخراج به روش تزریق آب و سورفکتانت سیل با کمک اولتراسوند

Comparative study of ultrasound assisted water and surfactant flooding

چکیده
1- مقدمه
1-1- مکانیزم های برداشت نفتی فراصوت
2- روش و راه اندازی آزمایشی
2-1- تجهیزات
2-2- خواص مایع
2-3- توده متخلخل
2-4 سورفکتانت
2-5- روش آزمایشی
3- نتایج و بحث
3-1- تزریق آب
3-2 سورفکتانت سیل
3-3- اثر غلظت سورفکتانت
3-4- تاثیر شدت فراصوت بر برداشت از مخزن نفت
3-5- تاثیر اصول فراصوت بر برداشت نفت
4- نتیجه گیری
منابع

چکیده

تکنیک فراصوتی یک روش نامرسوم برای ازدیاد برداشت از مخزن نفت (EOR) است که سود اقتصادی دارد و دوست دار محیط زیست می باشد و مورد توجه محققان و مهندسین مخازن قرار گرفته است. ثابت شده است که ادغام فراصوت با روش تزریبلق آب و ادغام فراصوت با سورفکتانت، با کاهش جذب سورفکتانت در ازدیاد برداشت از مخزن نفت، موثر بوده است. مطالعات قبلی بر رفتار فازی شورآب نفتی سورفکتانت تمرکز نمودند تا مشخص کنند آیا فراصوت با سورفکتانت می تواند میزان مصرف سورفکتانت را کاهش دهد. با این حال، رفتار فازی به تنهایی نمی تواند به این سوال پاسخ دهد. بنابراین در این مطالعه، نقش غلظت بحرانی تشکیل میسل (CMC) در سورفکتانت سیل را مطالعه کردیم و اثر غلظت سورفکتانت بر ازدیاد برداشت از مخزن نفت را در طی فراصوت با شدت های مختلف مورد بررسی قرار دادیم. برای این هدف از یک مدل بسته ماسه ای ناپیوسته در یک حمام فراصوتی و از اشعه فراصوتی استفاده نمودیم. استخراج به روش تزریق آب و سورفکتانت، ازدیاد برداشت از مخزن نفت را به ترتیب تا 11٪ و 12٪ بهبود می دهند. تشکیل ریز امولسیون (میسل ها) در حین سورفکتانت سیل در حضور فراصوت، مهم ترین مکانیزمی است که ازدیاد برداشت از مخزن نفت را برعهده دارد. امواج فراصوت با غلظت بالای سورفکتانت و ترجیحا بالاتر از غلظت بحرانی میسل و شدت بالای امواج فراصوت، کاراتر است.

4- نتیجه گیری

هدف این مطالعه، مقایسه تاثیر امواج فراصوتی بر تزریق آب و سورفکتانت بود، از نتایج تجربی نتایج زیر به دست آمد: 1. برای افزایش جریان تزریق آب و سورفکتانت، قرار گرفتن در معرض امواج فراصوت توصیه می شود، زیرا می تواند برداشت نفت را به ترتیب به ۱۱ و ۱۲ درصد افزایش دهد. 2. تحریک موج فراصوت با دو روش مختلف، ویسکوزیته را تحت تاثیر قرار می دهد؛ (الف) تغییر دما به صورت تغییرات انرژی صوتی به انرژی گرمایی در محیط متخلخل. (ب) اثر بین مولکولی انرژی صوتی بر مولکول‌ها به دلیل حرکت براونی. 3. تشکیل ریز امولسیون (میسل ها) طی سورفکتانت سیل در حضور موج فراصوت، مهم ترین مکانیزم برای افزایش برداشت نفت بود. 4. برای سورفکتونت سیل در غلظتی بالاتر از غلظت بحرانی و در شدت بالاتر، موج فراصوت کارآمدتر است.

Abstract

Ultrasound technique is an economic advantageous and environmental friendly unconventional enhanced oil recovery (EOR) method that has been of great interest to researchers and reservoir engineers. The integration of ultrasound with water flooding and ultrasound with surfactant has been proven to be effective in increasing oil recovery by decreasing surfactant adsorption. Previous studies focused on the phase behaviour of surfactant-brine-oil to determine if ultrasonic with surfactant can actually decrease the rate of surfactant consumption. However, phase behaviour alone cannot answer this question. In this study therefore, the role of critical micelle concentration (CMC) in ultrasound assisted surfactant flooding, and the effect of surfactant concentration on oil recovery during ultrasound at different intensities were investigated. An unconsolidated sand-pack model placed inside an ultrasonic bath and ultrasonic radiation was used for this purpose. Ultrasound assisted water and surfactant flooding improve recovery up to 11% and 12% respectively. The formation of micro-emulsion (micelles) during surfactant flooding in the presence of ultrasonic wave was the most significant mechanism responsible for the increased recovery. Ultrasound vibration is more efficient at higher concentration of surfactant, preferably above CMC and at higher intensity of ultrasound.

4- Conclusions

This study was aimed at comparing the effect of ultrasonic waves on water and surfactant floodings, from the experimental results, the following conclusions were drawn; 1. Ultrasonic wave exposure is recommended for enhancing water and surfactant flooding process as it can increase oil recovery up to 11 and 12% respectively. 2. Ultrasonic wave stimulation affected the viscosity by two different ways; (a) temperature change as the sound energy changes to thermal in the porous media. (b) intermolecular effect of the sound energy on the molecules resulting in Brownian motion. 3. The formation of microemulsion (micelles) during surfactant flooding in the presence of ultrasonic wave was the most significant mechanism responsible for the increased oil recovery. 4. Ultrasonic wave is more efficient for surfactant flooding at concentration above CMC and at high intensity.

تصویری از مقاله ترجمه و تایپ شده در نرم افزار ورد

بررسی مقایسه ای استخراج به روش تزریق آب و سورفکتانت سیل با کمک اولتراسوند

Comparative study of ultrasound assisted water and surfactant flooding

چارچوبی برای ارزیابی کمی ریسک نشت از کشتی های سوخت ال.ان.جی با رویداد سی.اف.دی درختی

Framework for the quantitative assessment of the risk of leakage from LNG-fueled vessels by an event tree-CFD

• برای دانلود رایگان مقاله انگلیسی با فرمت pdf بر روی عنوان انگلیسی مقاله کلیک نمایید.
• برای خرید و دانلود ترجمه فارسی آماده با فرمت ورد، روی عنوان فارسی مقاله کلیک کنید.

چارچوبی برای ارزیابی کمی ریسک نشت از کشتی های سوخت ال.ان.جی با رویداد سی.اف.دی درختی

Framework for the quantitative assessment of the risk of leakage from LNG-fueled vessels by an event tree-CFD

• برای دانلود رایگان مقاله انگلیسی با فرمت pdf بر روی عنوان انگلیسی مقاله کلیک نمایید.
• برای خرید و دانلود ترجمه فارسی آماده با فرمت ورد، روی عنوان فارسی مقاله کلیک کنید.

اندازه گیری منحنی عملکرد آسفالتین در یک پلتفرم میکروسیالی

Asphaltenes yield curve measurements on a microfluidic platform

چکیده

مقدمه

روش‌ها و مواد

مجموعه نمونه

تراشه‌های میکروسیالی

سیستم کامل

روش

نتایج و بحث

به دست آوردن منحنی عملکرد از داده‌های خام

مقایسه روش‌های سنتی و میکروسیالی

مجموعه داده‌های عملکرد نمونه

اثر رقت بی‌نهایت

جمع‌بندی

در این مقاله، یک دستگاه و روش میکروسیالی برای اندازه‌گیری عملکرد آسفالتین روی نمونه‌های نفت خام توصیف می‌شود. اندازه‌گیری‌های طیف‌سنجی نوری با یک پلتفرم میکروسیالی نگهداری سیال ترکیب شده است تا یک دستگاه میکروسیالی خودکار برای اندازه‌گیری عملکرد آسفالتین ایجاد شود. اندازه‌گیری‌های میکروسیالی همخوانی خوبی با اندازه‌گیری‌های شیمیایی مرطوب متعارف و نیز مدل‌های موجود نشان می‌دهند. جذب اولیه نفت اندازه‌گیری می‌شود و آسفالتین با افزودن تدریجی n-آلکان از نفت حذف می‌گردد که منجر به لخته‌سازی  و فیلتراسیون متعاقب می‌شود. سپس، جذب نفت فاقد آسفالتین (مالتن ) اندازه‌گیری می‌شود و مقدار آسفالتین اولیه توسط تغییر در مقدار جذب تعیین می‌گردد. انحلال‌پذیری آسفالتین با تغییر نسبت تیترکننده -به-نفت (یعنی n-هپتان به نفت) موردبررسی قرار می‌گیرد، که بسته به نسبت انتخابی، منجر به عدم رسوب، جزئی، یا رسوب کامل آسفالتین می‌شود. جذب تراویده  اندازه‌گیری می‌شود و به حداکثر مقدار برای تعیین کسر رسوب در هر نسبت نرمال می‌شود. معمولاً منحنی عملکرد شامل 20 مورد از چنین نسبت‌هایی است که به هفته‌ها تا ماه‌ها وقت نیاز دارد، و بیش از 6 لیتر حلال و بیش از 100 گرم نمونه نفت خام مصرف می‌کند. با استفاده از رویکرد میکروسیالی شرح داده شده در اینجا، همین اندازه‌گیری را می‌توان در یک روز با 0.5 لیتر حلال و 10 گرم نمونه نفت خام انجام داد. کاهش قابل‌توجه زمان و مواد مصرفی باعث می‌شود که تکرار اندازه‌گیری عملکرد آسفالتین تا حد زیادی افزایش یابد و اثرات زیست‌محیطی آن به‌طور قابل‌توجهی کاهش پیدا کند.

مقدمه

رسوب آسفالتین مانع اصلی تولید، حمل‌ونقل و فرآوری سیالات مخزن است. رسوب غیرمنتظره و بالقوه آسفالتین می‌تواند باعث آسیب رساندن به مخازن، انسداد چاه و خطوط جریان، و همچنین مسائل مربوط به جرم‌گرفتگی و چالش‌های فرآوری برای تأسیسات سطحی شود [1]. بااین‌حال، مکانیزم‌های اثر تجمع و رسوب به طور کامل ثابت نشده است [1،2] و تنها چند مدل پیش‌بینی در دسترس است [3]. آسفالتین یک مؤلفه جزئی از نفت خام است که انحلال ضعیفی در n-آلکان‌ها (به عنوان مثال n-هپتان) و انحلال بالایی در حلال‌های آروماتیک (به عنوان مثال تولوئن) دارد [4]. آسفالتین به علت تغییر در ماتریس حلالیت ناشی از تغییر فشار، دما یا ترکیب نفت رسوب می‌کند [5-8]. به عنوان مثال، ترکیب دو نفت ناسازگار ممکن است باعث ایجاد تغییر در ترکیب شود؛ هرچند هر دو نمونه دارای کسرهای مستقل از آسفالتین باشند و در حالت‌های دیگر در محلول پایدار باقی بمانند [9-10]. اطمینان از جریان بهینه نیازمند مطالعات مشخصه یابی دقیق سیال و رفتار فاز آسفالتین برای هر نمونه خام است. اندازه‌گیری‌های کمی که میزان رسوب آسفالتین را در پاسخ به اختلالات مختلف توضیح می‌دهند، به درک رفتار عمومی این انبوهه‌های گوناگون کمک می‌کنند و منجر به کاهش یا جلوگیری از روش‌های جبران پرهزینه برای حذف مواد مشکل‌زا می‌شوند.

جمع‌بندی

در این مطالعه، ما یک دستگاه میکروسیالی برای به دست آوردن منحنی عملکرد برای یک نمونه از نفت خام را معرفی کردیم. این سیستم بر اساس یک روش برای اندازه‌گیری آسفالتین با استفاده از طیف‌سنجی نوری همراه با یک پلت فرم سیال میکروسیالی ساخته شده است. برای ساخت هر منحنی عملکرد، ده‌ها اندازه‌گیری حلالیت آسفالتین در هپتان در یک روز، به‌جای چندین هفته یا ماه همانند روش‌های سنتی، تکمیل می‌شود. سیستم میکروسیالی همچنین ضایعات، نفت و حلال10 برابر کمتری را تولید می‌کند، و برای مطالعات فشرده، سیستم را قابل‌حمل و ارزان‌تر می‌کند. ما نشان دادیم که شروع و حداکثر رسوب را می‌توان از داده‌ها تعیین کرد و مدل‌های راه‌حل منظم را می‌توان برای مدل‌سازی مناسب داده‌ها تنظیم کرد. به طور کلی، چنین سیستم‌های میکروسیالی، اندازه‌گیری‌های سریع، دقیق، قابل تکرار و مقرون به صرفه‌ای را برای تنظیم فرایندها و مدل‌های نفتی امکان‌پذیر می‌سازند.

We describe a microfluidic apparatus and method for performing asphaltene yield measurements on crude oil samples. Optical spectroscopy measurements are combined with a microfluidic fluid handling platform to create an automated microfluidic apparatus to measure the asphaltene yield. The microfluidic measurements show good agreement with conventional wet chemistry measurements as well as available models. The initial absorbance of the oil is measured, and asphaltenes are removed from the oil by the gradual addition of n-alkane, which leads to flocculation and subsequent filtration. The absorbance of the de-asphalted oil (maltenes) is then measured and the initial asphaltene content is determined by the change in absorbance. The solubility of asphaltene is evaluated by varying the titrant-to-oil ratio (e.g., n-heptane– oil), which induces no, partial, or full precipitation of asphaltenes depending on the chosen ratio. The absorbance of the filtrate is measured and normalized to the maximum content to determine the fractional precipitation at each ratio. Traditionally, a yield curve comprised of 20 such ratios would require weeks to months to generate, while consuming over 6 L of solvent and more than 100 g of crude oil sample. Using the microfluidic approach described here, the same measurement can be performed in 1 day, with 0.5 L of solvent and 10 g of crude oil sample. The substantial reduction in time and consumables will enable more frequent asphaltene yield measurements and reduce its environmental impact significantly.

Introduction

Asphaltene precipitation and deposition is a major impediment in production, transportation and processing of reservoir fluids. Unexpected precipitation and the subsequent potential for deposition of asphaltenes can cause reservoir impairment, plugging of wells and flowlines, as well as fouling issues and processing challenges for surface facilities.1 However, the mechanisms of agglomeration and deposition are not fully proven,1,2 with only a few available predictive models.3 Asphaltenes are a sub-component of crude oil that are conventionally defined as being poorly soluble in n-alkanes (e.g. n-heptane), and highly soluble in aromatic solvents (e.g. toluene).4 Asphaltenes precipitate due to a shift in solubility matrix caused by a change in pressure, temperature, or composition of the oil.5–8 For example, simply combining two incompatible oils may initiate precipitation through a change in composition; even though, both stand-alone samples have asphaltene fractions that otherwise remain stable in solution.9,10 Optimal flow assurance requires frequent and accurate fluid characterization and asphaltene phase behavior studies for each crude sample. Quantitative measurements that describe the degree of asphaltene precipitation in response to varying perturbations aid in understanding the general behavior of these diverse aggregates and help mitigate or prevent costly remedial techniques to remove the problematic material.

Conclusions

In this study, we have introduced a microfluidic apparatus for rapidly obtaining the yield curve for a sample of crude oil. The system is built upon a technique for measuring asphaltenes using optical spectroscopy combined with a microfluidic fluid handling platform. To build each yield curve, tens of asphaltene solubility measurements in heptane are completed in one day instead of the several weeks to months required by conventional approaches. The microfluidic system also produced 10-fold less waste, oil and solvent, making the system portable and more cost-effective for such resource intensive studies. We have shown that the precipitation onset and maximum precipitation can be determined from the data and that regular solution models can be tuned to model the data reasonably well. Generally, such microfluidic systems will enable fast, accurate, repeatable and cost-effective solubility measurements for tuning petroleum processes and models.

تصویری از مقاله ترجمه و تایپ شده در نرم افزار ورد

اندازه گیری منحنی عملکرد آسفالتین در یک پلتفرم میکروسیالی

Asphaltenes yield curve measurements on a microfluidic platform

تصفیه آب در امولسیون های سنگین نفت خام توسط مایعات امولسیونی ابتکاری

Treatment of Water in Heavy Crude Oil Emulsions with Innovative Microemulsion Fluids

چکیده

مشکلات امولسیون در نفت خام سنگین

مبانی امولسیون‌ها

تعریف و مشخصه‌های امولسیون‌ها

فرمولی کردن بهینه و شکستن امولسیون

عملیات میکروامولسیون

آزمایش‌ها و نتایج آزمایشگاهی

تعیین ویژگی نمونه

تعیین ویژگی با میکروسکوپ

ارزیابی ویسکوزیته

فرمولاسیون مایع میکروامولسیون

تست بطری پایداری

تست بطری زدایندگی

کشش بین سطحی دینامیک (IFT)

تمیز کردن توده‌ی لجنی فیلتر

نتیجه گیری

چکیده

تشکیلِ در محل امولسیون‌‌های آبی در نفت خام یکی از مشکلات حادی است که طی مرحله‌ی تولید چاه های نفتی بروز پیدا میکند. این امولسیون‌ها ویسکوزهایی  از نفت خام بوجود می‌آورند که از ویسکوزهای نفت خام طبیعی (بومی)،ویسکوزیته‌ی بیشتری دارند. میدانیم که این مشکلات در نفت خام سنگین و فوق سنگین امری رایج‌اند، زیرا این نفت ها حاوی مقادیر زیادی از کربوکسیلات ها و نفتنات ها میباشند که مولکولهایی قطبی بوده و پایدار کننده‌ی بسیار مناسبی برای امولسیون های آبی در نفت خام هستند.

این امولسیون‌ها در مخازن نفتی و نواحی نزدیک سوراخ چاه تشکیل میشوند. با این وجود ممکن است هنگامیکه نفت خام به سمت سطح تولید میشود، در گستره‌ای از مکان های پایین دست نظیر آلونک سرچاه ، خطوط لوله، برج‌های جداسازی و حتی پالایشگاه نیز بوجود آیند. مشخصه‌های تعیین کننده‌ی اصلی تشکیل این امولسیون‌ها، نسبت نفت خام به آب تولید شده، مشخصات و ساختار نفت خام و آب همزاد ، و برخی مشخصات مخزن، نظیر دما را شامل میشوند. برای جلوگیری از تشکیل امولسیون ها از تعلیق شکن  استفاده شده که معمولا مثمر ثمر واقع میشود. درشرایطی که شیمی تعلیق شکن نتواند انحنای سطح مشترک نفت/آب را تغییر دهد، مشکل امولسیون سازی همچنان باقی مانده و عواقبی نظیر از دست دادن محصولات، قطرات با فشار بالا در خطوط جریان و افزایش هزینه‌‌های اجرایی را در بر خواهد داشت.

یک راه حل برای برطرف کردن مشکل این امولسیون‌ها، استفاده از فناوری مایعات میکروامولسیون است. مایعات میکروامولسیون معمولا کشش بین سطحی (بین فازی) نفت/آب بسیار کمی داشته و میتوانند انحنای سطح مشترک امولسیون را تغییر داده، بهم‌آمیختگی  (ادغام) بوجود آورده و تا زمانی‌که امولسیون درون آب و نفت خام جدا شود، موجب افزایش اندازه‌ی قطرات آب شوند.

این مقاله استفاده از مایعات میکروامولسیون، بعنوان راه حلی برای نمونه‌های نفت خام سنگین بدست آمده از میدان های نفتی را مورد بررسی قرار میدهد. این شامل بررسی مشخصه‌های نفت خام، کشش بین سطحی، ارزیابی های میکروسکوپی، تست های انطباق پذیری مایعات و قرار دادن امولسیون در سل تصفیه سازی HPHT میباشد. 

نتیجه گیری

1. عملیات میکروامولسیون کشش بین سطحی را کاهش داد، بنابراین نیروهای مویینگی کاهش یافت و امولسیون نفت در آب شکسته شد و همین امر منجربه تحرک و جابجایی بهتر نفت خام شد.

2. یک میکروامولسیون تک فاز، با استفاده از ترکیب حلال غیر آروماتیک بعنوان فاز نفتی، با موفقیت روی نفت خام امولسیون شده تاثیر گذاشته و کشش بین سطحی فوق پایین و حل پذیری بالایی را از خود نشان میدهد.

3. میتوان با درک عمیق از فناوری میکروامولسیون و سورفاکتانت، به صورت سیستماتیک، محلولی وابسته به شرایط چاه و ویژگی‌های نفت خام را طراحی کرد.

4. اندازه گیری‌های ویسکوزیته و تکنیک‌های میکروسکوپی برای تایید امولسیون آب در نفت استفاده شدند

5. ترکیب حلال‌های غیر آروماتیک به هر نسبتی با نفت کالیفرنیا قابل امتزاج بود و به طرز موثری ویسکوزیته‌ی ظاهری آن را کاهش داد.

6. غلظت نمک پایین و تکمیل فرآیند پالایش، امولسیون آبی متراکمی را درون نفت خام کالیفرنیا باعث شدند. 

Abstract

In-situ formation of water-in-oil emulsions in crude oil is one of the severe problems encountered during the production phase of oil wells. These in-situ emulsions produce crude oil viscosities that are much higher than the viscosities of native crude oil. It is well known that these problems are frequently found in heavy and extra-heavy crude oils, because these oils have significant amounts of carboxylates and naphthenates, which are polar molecules that are excellent stabilizers of water-in-crude oil emulsions.

These in-situ emulsions form in the reservoir and in the near-wellbore regions. However, when the crude oil is produced to surface, they may also develop at various downstream locations such as at wellheads, pipelines, separation plants, and even at the refinery before processing. The major factors that determine the formation of in-situ emulsions are the crude oil/produced water ratio, properties and composition of the crude oil and connate water, and some reservoir properties such as temperature.

Demulsifiers are traditionally used to prevent the formation of in-situ emulsions. These treatments are generally effective. In situations where the demulsifier chemistry cannot change the curvature of the oil/water interface, the emulsification problem persists, with inherent consequences such as loss of production, high-pressure drops in flow lines and increased operational costs.

A solution to treat these troublesome emulsions is to use microemulsion fluids technology. Microemulsion fluids typically have very low oil/water interfacial tension and can alter the interfacial curvature of the emulsion, producing coalescence and increasing water droplet size until the emulsion separates into water and crude oil.

This paper discusses the evaluation of microemulsion fluids as a treatment for emulsified heavy crude oil samples from oil fields. The evaluation includes crude oil characterization, interfacial tension, microscopy evaluation, fluids compatibility tests and treatment of the emulsion in an HPHT filtration cell.

تصویری از مقاله ترجمه و تایپ شده در نرم افزار ورد

تصفیه آب در امولسیون های سنگین نفت خام توسط مایعات امولسیونی ابتکاری

Treatment of Water in Heavy Crude Oil Emulsions with Innovative Microemulsion Fluids

حفاری جهت دار در محیط های بی ثبات

Directional drilling in unstable environments

چکیده
1- مقدمه
2- محیط حفاری
2-1- مناطق میلونیت
2-2- زغال سنگ شکست خورده
2-3- مناطق دارای تنش زیاد در زغال سنگ
2-4- مناطق شکست
2-5- زغال آب بند
2-6- آب بند های رسی نرم، سد و نوار ها
2-7- ماسه سنگ پوسته پوسته
2-8- محتوا و فشار گاز بالا
3- شیوه های حفاری
3-1- افزودنی های حفاری
4- بازیابی مغز گیری دوباره
5- تاریخچه های موردی
5-1- تجارت زغال سنگ مرکزی – QLD
5-2- تجارت زغال سنگ وست کلیف
5-3- پانل 900 تاهمور
5-4- معدن بایجیگو، چین
5-5- شکاف گوجارات ونگاویلی
5-6- معدن ووهای-پینگ گو، چین
نتیجه گیری
منابع

چکیده

حفاری جهت دار در صنعت زغال سنگ به عنوان یک ابزار مناسب برای تخلیه گاز، اکتشاف و مدیریت آب ایجاد شده است. اما محیط درون و اطراف زغال سنگ همیشه در شرایط پایدار مناسب نیست، در حالی که ثبات حفاری و گمانه پس از حفاری کامل شده است. در این مطالعه شرایطی شناسایی شده اند که منجر به شرایط حفاری ناپایدار می شوند، و همچنین ابزار های مختلفی شناسایی شده اند که در تلاش برای مدیریت یا عبور از آن شرایط مورد استفاده قرار می گیرند. در نهایت، تجهیزات در این محیط های نامطلوب باقی می مانند و باید با مغزه گیری دوباره بهبود یابند.

نتیجه گیری

1- هنگامی که با یک محیط جدید مواجه می شویم، تجربه گذشته در مدیریت پروژه حفاری، یک دارای مهم به شمار می رود. 2- پیش از حفاری برای شناسایی مشکلات احتمالی، محیط را ارزیابی کنید. 3- در حفاری و مدیریت محیط های نامطلوب تجربه ایجاد کنید و از حفار ها بخواهید برای شناسایی و ارزیابی شرایط گل آلود، بر اساس مجموعه معینی از قوانین عمل کنند. 4- بین مته حفاری و ناظران، ارتباط خوبی ایجاد کنید. 5- دانش به دست آمده از زمین گل آلود در یک گمانه را برای ارزیابی تاثیر بالقوه آن بر گمانه های مداوم به روز رسانی کنید. 6- یک روش مبتنی بر ارزیابی ریسک را برای عملیات بازیابی مغزگیری دوباره ایجاد کنید. 7- مجموعه مناسبی از تجهیزات مغز گیری شامل میله های HQ، گیره و راهنما، قطعات و جعبه ابزار را آماده کنید.

Abstract

Directional drilling has been established in the coal industry as a viable means of gas drainage, exploration and water management. But the environment in and around coal seams is not always conducive to stable conditions while drilling and borehole stability after the drilling has been completed. This paper identifies the conditions which cause unstable drilling conditions and the various means which are used to attempt to manage or bypass those conditions. Ultimately, equipment does become bogged in these adverse environments and requires recovery by over-coring.

6- Conclusions

(1) When faced with a new environment, past experience is a great asset in managing a drilling project. (2) Assess the environment before drilling to identify any likely problems. (3) Develop experience at drilling in and managing adverse environments and have the drillers operating under an established set of rules to identify and assess boggy conditions. (4) Maintain good communication between drill crews and supervisors. (5) Progressively update the knowledge gained from boggy ground encounters in one borehole to assess its potential influence on ongoing boreholes. (6) Develop a risk assessment based procedure for over-core recovery operations. (7) Establish and maintain a suitable set of over-coring equipment including HQ rods, jaws and guides, subs, shoe bits and stuffing box.

تصویری از مقاله ترجمه و تایپ شده در نرم افزار ورد

حفاری جهت دار در محیط های بی ثبات

Directional drilling in unstable environments

حفاری یک جفت بهتر: تکنولوژی های جدید در حفاری جهت دار SAGD

Drilling Better Pair: New Technologies in SAGD Directional Drilling

Abstract

The precise placement of well pairs is one of the most-crucial factors in the successful execution of a steam-assisted-gravity-drainage (SAGD) drilling program. A SAGD drilling program includes placing the producer well relative to the reservoir boundaries and twinning the producer with the injector well accurately. Delivering on these high expectations in unconsolidated formations (e.g., the McMurray oil sands in Canada) requires a strong focus on technological innovation. A common practice in drilling SAGD wells in northeast Alberta is to drill lateral SAGD pairs with conventional, steerable mud motors and logging-while-drilling (LWD) resistivity measurements. Although this combination has delivered success, certain limitations exist in terms of wellbore quality and placement. At a demonstration project by a major oil company, several industry firsts were implemented successfully, including a combination of the newest and most-cutting-edge directional, measurement, and LWD technology. The keystone of these industry firsts was the application of a soft-formation-modified, point-the-bit rotary-steerable system (RSS) used on 20 horizontal wells. Combined with an ultradeep azimuthal resistivity sensor, the RSS provided precise geosteering along the bottombed boundary in the producer wells, resulting in improved reservoir capture and characterization. More on-bottom time enabled more-efficient drilling and reduced well costs significantly. Highly smooth liner runs reflected the lack of tortuosity in the wellbore, made possible by the rotary bottomhole assembly (BHA). Improved directional control made uniform well separation possible between lateral pairs, thereby reducing the risk of hot spots and short circuiting during SAGD operations. The use of an even-walled power section above the RSS increased the bit rev/min for improved BHA responsiveness while minimizing casing and pipe wear. Overall, the results and lessons learned from the demonstration of these new techniques provide a clear indication of the progressive future of directional drilling in SAGD.