Investigation of Water Salinity Effect on Asphaltene Precipitation Using PC-SAFT EOS

Document Type : Original Article


1 M.Sc., Chemical and Petroleum Engineering Department, Sharif University of Technology,Tehran, Iran

2 Associate Professor, Department of chemical and Petroleum Engineering, Sharif University of Technology, Tehran, Iran



Asphaltene precipitation has attracted more attention in low-salinity water flooding processes in the last decade. In this study, ePC-SAFT equation of state has been used to investigate the effect of water salinity on asphaltene precipitation. To this end, a solid model with a synthetic oil containing heptane and toluene with a ratio of 70 to 30 was used to predict asphaltene precipitation. Three adjustable parameters in the Particle Swarm Optimization method were used to minimize the absolute average deviations (AAD) between experimental and modeling values. The role of water chemistry on asphaltene precipitation was addressed by changing the composition of seawater (SW) by tuning ionic strength and manipulating divalent ions. Also, to get further insights into the role of divalent ions (Mg2+, Ca2+, SO42-), three makeup water containing MgCl2, CaCl2 and Na2SO4 salts were used. Results showed that in low concentrations of salts (5000 ppm), the asphaltene molecules migrate to the oil/water interface, leading to a decrease in asphaltene precipitation. Beyond this concentration, asphaltene precipitation was increased due to the breaks of the bonding between ion-asphaltene. As to results, a lower precipitation level was observed for the case of dilution seawater (0.5 SW and 0.1SW) that could be discussed in terms of electrical double- layer expansion. The results of the comparison between modeling and experimental data show that the proposed model can predict asphaltene precipitation for MgCl2, CaCl2 and Na2SO4 brine with absolute relative deviations less than 7.68%, 5.44% and 8.39%. The finding from this study elucidates the importance of water salinity to design an applicable low-salinity water flooding.


Main Subjects

Article Title [Persian]

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

Authors [Persian]

  • جواد امان آبادی 1
  • سعید جمشیدی 2

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

Abstract [Persian]

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.

Keywords [Persian]

  • مدل جامد
  • رسوب آسفالتین
  • معادله حالت ePC-SAFT
  • تزریق آب کم‌شور
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.