بررسی آزمایشگاهی تأثیر نمک‌های متفاوت بر بهبود عملکرد سورفکتانت کاتیونی ازمنظر نیروی کشش بین سطحی آب و نفت به‌صورت دینامیکی

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 کارشناس ارشد مهندسی شیمی، گروه مهندسی شیمی، دانشکدۀ فنی و مهندسی، دانشگاه آزاد اسلامی واحد شهرضا، شهرضا، ایران

2 استاد گروه مهندسی شیمی، گروه مهندسی شیمی، دانشکده فنی و مهندسی، دانشگاه آزاد اسلامی واحد شهرضا، شهرضا، ایران

3 مرکز تحقیقات خودرو، سوخت و آلودگی دانشگاه آزاد اسلامی واحد شهرضا، شهرضا،ایران

10.22034/ijche.2023.340508.1258

چکیده

هدف از این مطالعه بررسی آزمایشگاهی تأثیر نمک­های متفاوت بر بهبود عملکرد سورفکتانت کاتیونی ازمنظر نیروی کشش بین سطحی آب و نفت به‌صورت دینامیکی است. افزایش تولید از مخازن نفتی از دغدغه‌های بزرگ شرکت‌های نفتی است. نیروهای مویینه درون حفره‌ها، باعث به‌دام‌انداختن نفت در میان آن‌ها می‌شود و به‌عنوان یک‌فاز تولیدناپذیر تلقی می‌شود. سیلاب‌زنی سورفکتانت یک فن ازدیاد برداشت نفت است که در آن می‌توان رفتار فاز را درداخل مخزن با تزریق سورفکتانت‌ها دست‌کاری کرد. نتایج، نشان‌دهندۀ تأثیر نمک­های دوظرفیتی بر بهبود عملکرد سورفکتانت بوده‌است. هم‌چنین براساس آزمایش‌ها، حضور نمک در آب سبب کاهش نیروی کشش بین سطحی می­شود. علاوه‌برآن نمک­های دوظرفیتی در مقایسه‌با نمک­های تک‌ظرفیتی تأثیر بیشتری در کاهش نیروی کشش بین سطحی داشته‌است،

کلیدواژه‌ها

موضوعات

عنوان مقاله [English]

Experimental Study of the Effect of Different Salts on the Improvement of Cationic Surfactant Performance from the Dynamic Interfacial Tension of Water and Oil

نویسندگان [English]

  • M. A. Mokhtarian 1
  • nader mokhtarian 2 3
1 M. Sc. in Chemical Engineering, Chemical Department, Faculty of Engineering, Islamic Azad University, Shahreza Branch, Shahreza, Iran
2 Professor of Chemical Engineering, Chemical Department, Faculty of Engineering, Islamic Azad University, Shahreza Branch, Shahreza, Iran
3
چکیده [English]

The purpose of this study was to investigate the effect of different salts on improving the performance of cationic surfactants in terms of the dynamic interfacial strength between the surface of water and oil. Increasing production from oil reservoirs has been a major concern for oil companies. Capillary forces inside the holes cause oil to be trapped between them and it is considered as an unproductive phase. Surfactant flooding is a technique to increase oil recovery in which the phase behavior inside the reservoir can be manipulated by injecting surfactants. The results showed the effect of divalent salts on the improvement of surfactant performance. Also, based on the experiments and previous studies, it can be concluded that the presence of salt in water reduces the interfacial tension force. In addition, divalent salts have a greater effect in reducing interfacial tension compared to monovalent salts.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Cationic Surfactants
  • Divalent Salts
  • Enhanced Oil Recovery
  • Interfacial Tension Between Water and Oil
  • Monovalent Salts

مراجع

[1]        Manrique, E., Gurfinkel, M., & Muci, V. (2004, September). Enhanced oil recovery field experiences in carbonate reservoirs in the United States. In Proceedings of the 25th Annual Workshop & Symposium Collaborative Project on Enhanced Oil Recovery, International Energy Agency, Vol. 111,
667-686.
[2]        Hosseini, N. (2018). Laboratory investigation of alternating non-mixed injection of hot water and hot carbon dioxide gas to increase oil recovery in a slotted model, Journal of Iranian Chemical Engineering, the period 8, Number 43.
[3]        Tetteh, J., Janjang, N. M., & Barati, R. (2018, April). Wettability alteration and enhanced oil recovery using low salinity waterflooding in limestone rocks: A mechanistic study. In SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition,SPE-192425, SPE.
[4]        Alagic, E., Spildo, K., Skauge, A., & Solbakken, J. (2011). Effect of crude oil ageing on low salinity and low salinity surfactant flooding. Journal of Petroleum science and Engineering, 78(2), 220-227.
[5]        Ramlal, V. (2004, April). Enhanced oil recovery by steamflooding in a recent steamflood project, cruse ‘E’field, Trinidad. In SPE Improved Oil Recovery Conference?, SPE-89411, SPE.
[6]        Manrique, E., Thomas, C., Ravikiran, R., Izadi, M., Lantz, M., Romero, J., & Alvarado, V. (2010, April). EOR: current status and opportunities. In SPE Improved Oil Recovery Conference?, SPE-130113, SPE.
[7]        Seethepalli, A., Adibhatla, B., & Mohanty, K. K. (2004, April). Wettability alteration during surfactant flooding of carbonate reservoirs. In SPE Improved Oil Recovery Conference?, SPE-89423, SPE.
[8]        Pitts, M. J., Dowling, P., Wyatt, K., Surkalo, H., & Adams, C. (2006, April). Alkaline-surfactant-polymer flood of the Tanner Field. In SPE Improved Oil Recovery Conference?, SPE-100004, SPE.
[9]        Mahendra, P., Gauma, M. S. (2004). Field Implementation of Alkaline-Surfactant-Polymer (ASP) Flooding: A Maiden Effort in India. SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition., 1–5.
[10]      Rostami R., R. (2011). ‘Water-Based EOR in Limestone by Smart Water’ , PhD Thesis, Faculty of Science and Technology Department of Petroleum Engineering University of Stavanger.
[11]      Hematpur, H., Mahmood, S. M., Nasr, N. H., & Elraies, K. A. (2018). Foam flow in porous media: Concepts, models and challenges. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 53, 163-180.
[12]      Alvarado, V., & Manrique, E. (2010). Enhanced oil recovery: an update review. Energies, 3(9),1529-1575.
مهندسی شیمی ایران
دوره 23، شماره 132
فروردین و اردیبهشت 1403
صفحه 100-116

فایل ها

هم رسانی

ارجاع به این مقاله

آمار