كنترل توليد شن: كاربرد هيدروژل ها، روشي نوين در مخازن نفتي

Sand Control: Applying Hydrogels as New Method in Oil Reservoirs

توانايي كنترل توليد شن در چاه هاي مخازن نفتي در تمام دنيا چالش بزرگ صنعتي به شمار مي رود. از اين رو همواره تلاش مي شود تا با به كارگيري روش هاي گوناگون، از ميزان توليد شن كاسته و به ميزان توليد نفت افزوده شود. در اين پژوهش براي استحكام سازند به منظور كنترل توليد شن، از روش شيميايي تزريق هيدروژل به دست آمده از پلي اكريل آميد سولفونه آب كافت شده به عنوان پليمر و كروم(III) استات به عنوان عامل شبكه ساز، با قابليت تزريق پذيري در مخزن، استفاده شد. اين روش اگرچه در بندش، روشي شناخته شده است اما در كنترل توليد شن روشي نوين محسوب مي شود. به منظور انتخاب و طراحي ساختار هيدروژل مناسب با تاكيد بر پارامترهاي زمان بندش، طول عمر، قابليت تزريق پذيري به بستر شني و استحكام هيدروژل، آزمايش هاي بطري، رئولوژي و مقاومت فشاري طراحي و انجام شد. سرانجام كارايي هيدروژل هاي انتخاب شده به منظور كاهش توليد شن در سامانه سيلاب زني بستر شني بررسي شد. براساس نتيجه هاي به دست آمده از آزمايش ها، مقاومت فشاري بستر شني، پس از تزريق pv1 هيدروژل، به طور متوسط 20 برابرافزايش يافت. افزون بر آن تزريق هيدروژل كاهش 90% توليد شن را به دنبال داشت. اين در حالي است كه تغيير تراوايي بستر شني نسبت به آب 77 برابر و نسبت به نفت 4 برابر كاهش يافت. بنابراين با توجه به كاهش شديد تراوايي بستر شني نسبت به آب، هيدروژل مي تواند با كارايي دوگانه كاهش توليد آب و كنترل توليد شن در مخازن نفت و گاز مورد استفاده قرار گيرد.

The ability to control sand production wells in oil reservoirs in the world is a big industrial challenge. Therefore, so many efforts have been made by using different methods to reduce the amount of produced sand and subsequently to increase the amount of oil production. In this study, in order to control sand production, the hydrogel injected as a chemical method have been used for the formation strength as a new method. Hydrogels were prepared from Acrylamido Propyl Sulfonated Acid as polymers and chromium (III) acetate as a crosslinker, ensuring their injectivity ability were used for the consolidation of sand in the reservoir. In order to select and design the suitable hydrogel structure of the polymer and
the crosslinker focusing on gelation time, lifetime, injectivity into the sand bed capacity and gel strength, some experiments such as bottle, rheology and compressive strength tests were performed. Finally, the efficiency of the selected hydrogel was evaluated by applying the sand packed core-flooding tests to reduce sand production. The results showed that the compressive strength increased about 20 times after injection of 1 pv hydrogel. In addition, the hydrogel injection decreased the sand production by 90%. However, water permeability decreased in sand packed 77 times after polymer gel injection and 4 times for oil permeability. Due to the severe reduction in water permeability of the sand packed, hydrogel with double efficiency can be used to reduce the water production and control the sand production in oil and gas reservoirs