بررسی اثر شوری آب بر روی رسوب آسفالتین به کمک معادله‌ی حالت PC-SAFT

نوع مقاله : پژوهشی

نویسندگان

1 کارشناسی ارشد، دانشکده مهندسی شیمی و نفت، دانشگاه صنعتی شریف، تهران، ایران

2 دانشیار، دانشکده مهندسی شیمی و نفت، دانشگاه صنعتی شریف، تهران، ایران

20.1001.1/jgt.2022.552432.1000

چکیده

رسوب آسفالتین در فرآیند­های تزریق آب کم­شور در دهه­ اخیر توجه بسیاری داشته است. در این مطالعه برای بررسی تاثیر شوری آب بر روی رسوب آسفالتین از معادلات ePC-SAFT استفاده شده است. در این راستا، برای پیشبینی رسوب آسفالتین از یک مدل جامد با نفت مدل شامل هپتان و تلوئن  با نسبت ۷۰ به ۳۰ استفاده شده است. با هدف کمینه سازی تابع هدف AAD بین داده‌­های آزمایشگاهی و داده‌­های بدست آمده از مدل در الگوریتم بهینه­‌سازی ازدیاد ذرات از سه پارامتر قابل تنظیم استفاده ­شد. نقش شیمی آب در رسوب آسفالتین با تغییر ترکیب آب دریا (SW) از طریق تنظیم قدرت یونی با با یون‌­­های دو ظرفیتی مورد بررسی قرار گرفت. برای درک بهتری از نقش یون­‌های دو ظرفیتی(Mg2+، Ca2+ و SO42-)، سه آب نمک ساختگی شامل نمک­‌های MgCl2، CaCl2 و Na2SO4 مورد استفاده قرار گرفت. نتایج نشان می­‌دهد که در شوری­‌های پایین نمک‌­ها (۵۰۰۰ppm) مولکول­‌های آسفالتین به سمت سطح تماس آب/ نفت مهاجرت می­‌کنند که منجر به کاهش رسوب آسفالتین می‌­شود. بعد از این غلظت به سبب شکستن پیوند بین آسفالتین- یون رسوب آسفالتین کاهش پیدا می‌­کند. طبق نتایج، میزان رسوب آسفالتین پایین­‌تری برای آب دریای رقیق شده( ۲ و ۱۰ بار رقیق شده) مشاهده شد که می‌تواند از نظر انبساط لایه‌­ی الکتریکی دوگاه تشکیل شده مورد بحث قرار گیرد. نتایج مقایسه بین داده‌­های آزمایشگاهی و مدل نشان می‌­دهد که مدل پیشنهادی قادر به پیش‌­بینی رسوب آسفالتین برای آب نمک­‌های MgCl2، CaCl2 و Na2SO4 با خطای نسبی مطلق کمتر از ٪۷/۶۸،  ٪۵/۴۴ و ٪۸/۳۹ است. یافته‌­های حاصل از این مطالعه اهمیت طراحی یک فرآیند تزریق آب کم‌­شوری کاربردی را روشن می‌سازد.

کلیدواژه‌ها

موضوعات

Amanabadi, J., Simjoo, M., & Mousapour, M. (2021). Role of Water Chemistry on the Adsorption Behavior of a Saponin-based Biosurfactant on the Sandstone Surface. Paper presented at the IOR 2021.
Ameri, A., Esmaeilzadeh, F., & Mowla, D. (2018). Effect of low-salinity water on asphaltene precipitation. Journal of Dispersion Science and Technology, 39(7), 1031-1039.
Demir, A. B., Bilgesu, H. I., & Hascakir, B. (2016). The effect of clay and salinity on asphaltene stability. Paper presented at the SPE Western Regional Meeting.
Gross, J., Sadowski, G. (2001). Perturbed-chain SAFT: An equation of state based on a perturbation theory for chain molecules. Industrial & Engineering Chemistry Research, 40(4), 1244-1260.
Hosseini, A. (2018). Experimental study of asphaltene precipitation and its deposition in Enhanced Oil Recovery by low salinity and smart water. Department of Chemical & Petroleum engineer. Sharif university of Technology, (51823).
Hosseinifar, P., Jamshidi, S. (2015). Determination of perturbed-chain statistical association fluid theory parameters for pure substances, single carbon number groups, and petroleum fractions using cubic equations of state parameters. Industrial & Engineering Chemistry Research, 54(45), 11448-11465.
Hu, C., Sabio, J. C., Yen, A., Joshi, N., & Hartman, R. L. (2015). Role of water on the precipitation and deposition of asphaltenes in packed-bed microreactors. Industrial & Engineering Chemistry Research, 54(16), 4103-4112.
Kariman Moghaddam, A., & Jamshidi, S. (2022). Performance evaluation and improvement of PC-SAFT equation of state for the asphaltene precipitation modeling during mixing with various fluid types. Fluid Phase Equilibria, 554, 113340.
 Lake, L. W., Johns, R., Rossen, B., & Pope, G. A. (2014). Fundamentals of enhanced oil recovery (Vol. 1): Society of Petroleum Engineers Richardson, TX.
Meighani, H. M., Ghotbi, C., & Behbahani, T. J. (2016). A modified thermodynamic modeling of wax precipitation in crude oil based on PC-SAFT model. Fluid phase equilibria, 429, 313-324.
Moeini, F., Hemmati-Sarapardeh, A., Ghazanfari, M.-H., Masihi, M., & Ayatollahi, S. (2014). Toward mechanistic understanding of heavy crude oil/brine interfacial tension: The roles of salinity, temperature, and pressure. Fluid phase equilibria, 375, 191-200.
Naseri, S., Jamshidi, S., & Taghikhani, V. (2020). A new multiphase and dynamic asphaltene deposition tool (MAD-ADEPT) to predict the deposition of asphaltene particles on tubing walls. Journal of Petroleum Science and Engineering, 195, 107553.
Nghiem, L., Hassam, M., Nutakki, R., & George, A. (1993). Efficient modeling of asphaltene precipitation. Paper presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition.
Rodriguez, D. L. G. (2008). Modeling of asphaltene precipitation and deposition tendency using the PC-SAFT equation of state: Rice University.
Sabeti, M., Rahimbakhsh, A., Nikookar, M., Mohammadi, A. H. (2015). Estimation of asphaltene precipitation and equilibrium properties of hydrocarbon fluid phases using the PC-SAFT equation of state. Journal of Molecular Liquids, 209, 447-460.
Shojaati, F., Mousavi, S. H., Riazi, M., Torabi, F., Osat, M. (2017). Investigating the effect of salinity on the behavior of asphaltene precipitation in the presence of emulsified water. Industrial & Engineering Chemistry Research, 56(48), 14362-14368.
Zhang, X., Pedrosa, N., Moorwood, T. (2012). Modeling asphaltene phase behavior: comparison of methods for flow assurance studies. Energy & fuels, 26(5), 2611-2620.