Development of gas assisted gravity drainage (GAGD) process for improved light oil recovery

gas assisted gravity drainage GAGD improved light oil recovery eor EOR

SPE 89357

Development of Gas Assisted Gravity Drainage (GAGD) Process

for Improved Light Oil Recovery

D N Rao, S C Ayirala, M M Kulkarni, and A P Sharma, Louisiana State University

Copyright 2004, Society of Petroleum Engineers Inc.

This paper was prepared for presentation at the 2004 SPE/DOE Fourteenth Symposium on

Improved Oil Recovery held in Tulsa, Oklahoma, U.S.A., 17–21 April 2004.

This paper was selected for presentation by an SPE Program Committee following review of

information contained in a proposal submitted by the author(s) Contents of the paper, as

presented, have not been reviewed by the Society of Petroleum Engineers and are subject to

correction by the author(s) The material, as presented, does not necessarily reflect any

position of the Society of Petroleum Engineers, its officers, or members Papers presented at

SPE meetings are subject to publication review by Editorial Committees of the Society of

Petroleum Engineers Electronic reproduction, distribution, or storage of any part of this paper

for commercial purposes without the written consent of the Society of Petroleum Engineers is

prohibited Permission to reproduce in print is restricted to a proposal of not more than 300

words; illustrations may not be copied The proposal must contain conspicuous

acknowledgment of where and by whom the paper was presented Write Librarian, SPE, P.O.

Box 833836, Richardson, TX 75083-3836, U.S.A., fax 01-972-952-9435.

Abstract

Attempting to overcome natural gravity segregation by

alternating gas injection with water has yielded better EOR

performance in WAG floods than continuous gas injection

(CGI) field projects However, WAG is still a method to

‘combat’ the natural phenomenon of gravity segregation In

attempting to resolve one problem of adverse mobility, the

WAG process gives rise to other problems associated with

increased water saturation in the reservoir including

diminished gas injectivity and increased competition to the

flow of oil The disappointing field performance of WAG

floods with oil recoveries in the range of 5-10% is a clear

indication of these limitations

Cố gắng để vượt qua sự phân biệt lực hấp dẫn tự nhiên bằng

cách xen phun khí với nước đã mang lại hiệu suất tốt hơn

trong EOR lũ WAG hơn phun khí (CGI) dự án lĩnh vực liên

tục Tuy nhiên, WAG vẫn là một phương pháp để 'chiến đấu'

hiện tượng tự nhiên của trọng lực phân biệt chủng tộc Trong

nỗ lực để giải quyết một vấn đề của tính di động bất lợi, quá

trình WAG làm phát sinh các vấn đề khác có liên quan với

tăng độ bão hòa nước trong hồ chứa gồm injectivity khí hao

hụt, tăng cạnh tranh với dòng chảy của dầu Việc thực hiện

lĩnh vực đáng thất vọng của lũ WAG với sự phục hồi dầu

trong khoảng 5-10% là một dấu hiệu rõ ràng của những hạn

chế này

In order to find an effective alternative to WAG, we have

initiated the development of the Gas-Assisted Gravity

Drainage (GAGD) process Unlike WAG, the GAGD process

takes advantage of the natural segregation of injected gas from

crude oil in the reservoir Although gravity-stable gas floods

have long been practiced in selected dipping reservoirs and

pinnacle reefs, this project is aimed at a systematic

development of a recovery process that would be widely

applicable to different reservoir types in both secondary and

tertiary modes

Để tìm một sự thay thế hiệu quả để WAG, chúng tôi đã khởixướng sự phát triển của các Gas-Assisted Trọng lực thoát nước(GAGD) quá trình Không giống như các WAG, quá trìnhGAGD lợi dụng sự phân biệt tự nhiên của khí tiêm từ dầu thôtrong hồ chứa Mặc dù lũ khí trọng lực ổn định lâu đã được thựchành trong các hồ chứa chấm chọn và rạn đỉnh cao, dự án này lànhằm mục đích phát triển một hệ thống của một quá trình phụchồi có thể được ứng dụng rộng rãi cho các loại bể chứa kháctrong cả hai chế độ học và đại học

The GAGD process consists of placing a horizontal producernear the bottom of the payzone and injecting gas throughexisting vertical wells used in prior waterfloods As the injectedgas rises to the top to form a gas zone, oil and water drain down

to the horizontal producer The new GAGD process is beingdeveloped using a three-pronged approach:

(1) Design and construction of a scaled physical model todemonstrate process feasibility and to investigate andunderstand the interplay of capillary, gravitational and viscousforces (2) Process optimization by determining miscibilitypressures and compositions through the use of the VanishingInterfacial Tension (VIT) technique (3) The processdemonstration at reservoir conditions by conducting horizontalWAG floods and vertical GAGD floods in 2-meter long cores.This paper will present the GAGD concept and its advantagesover WAG and a summary of the experimental evidencecollected so far

Quá trình GAGD bao gồm việc đặt một nhà sản xuất ngang gần đáy của payzone và tiêm chích khí thông qua giếng thẳng đứng hiện tại được sử dụng trong waterfloods trước Khi khí bơm tăng

từ đầu để tạo thành một khu vực khí đốt, dầu mỏ và thoát nước xuống cho nhà sản xuất ngang Quá trình GAGD mới đang được phát triển bằng cách sử dụng một cách tiếp cận theo ba hướng:

(1) Thiết kế và xây dựng một mô hình vật lý thu nhỏ để chứng minh tính khả thi và quá trình điều tra và hiểu được sự tương tác của các mao mạch, hấp dẫn và lực nhớt (2) Quy trình tối ưu hóa bằng cách xác định áp lực trộn lẫn và tác phẩm thông qua việc sử dụng các Vanishing Interfacial Căng thẳng (VIT) kỹ thuật (3) Quá trình trình diễn ở điều kiện hồ chứa bằng cách tiến hành lụt WAG ngang và lũ lụt GAGD dọc trong 2 mét lõi dài Bài viết này sẽ trình bày các khái niệm GAGD vàlợi thế của mình qua WAG và một bản tóm tắt của các bằng chứng thực nghiệm thu thập được cho đến nay

1 Introduction

1.1 Status of Gas Injection Projects (1.1 Tình trạng các dự án

khí phun)

Within the last twelve years the miscible CO2 projects have

increased from 52 in 1990 to 66 in 2002 and their production

during the same time period has almost doubled from 95,000

BPD to 187,400 BPD These data indicate that while the

production (and number) of CO2 miscible projects has

increased steadily over the last two decades, all other gas

injection projects (CO2 immiscible, N2 and flue gas) have

declined or become extinct except for the hydrocarbon

miscible projects The production from miscible hydrocarbon

gas injection projects in the US has steadily increased from

55,386 BPD in 1990 to 124,500 BPD in 2000 in spite of their

decreasing numbers However, this trend was reversed in

2002 when the production from hydrocarbon gas floods fell

to 95,300 BPD, perhaps due to the increasing price of

natural gas The overall effect is that the share of production

from gas injection EOR in the US has almost doubled from

23% in 1990 to 44.5% in 2002 This clearly demonstrates

the growing commercial interest that the US oil industry has

in gas injection EOR projects The relatively high price of

natural gas and the additional benefit of carbon sequestration

tip the scales in favor of CO2 for future gas injection projects

Trong thời hạn mười hai năm qua, dự án có thể trộn CO2 đã

tăng từ 52 năm 1990 lên 66 năm 2002 và sản xuất của họ

trong khoảng thời gian tương tự cũng đã tăng gần gấp đôi từ

95.000 đến 187.400 BPD BPD Những dữ liệu này cho thấy

rằng trong khi sản xuất (và số lượng) của dự án có thể trộn

CO2 đã tăng lên đều đặn trong hai thập kỷ qua, tất cả các dự

án phun khí khác (CO2 immiscible, N2 và khí thải) đã từ

chối hoặc bị tuyệt chủng trừ các dự án có thể trộn với

hydrocarbon Việc sản xuất từ các dự án phun khí

hydrocarbon có thể trộn với ở Mỹ đã tăng lên đều đặn từ

55.386 BPD năm 1990 lên 124.500 BPD vào năm 2000 mặc

dù số giảm của họ Tuy nhiên, xu hướng này đã bị đảo ngược

vào năm 2002 khi sản xuất từ các trận lũ khí hydrocarbon

giảm xuống 95.300 BPD, có lẽ do sự tăng giá khí đốt tự

nhiên Hiệu quả tổng thể là phần chia sản phẩm từ phun khí

EOR ở Mỹ đã tăng gần gấp đôi từ 23% năm 1990 lên 44,5%

vào năm 2002 Điều này thể hiện rõ sự quan tâm thương mại

ngày càng tăng rằng ngành công nghiệp dầu mỏ của Mỹ đã

có trong dự án EOR phun khí Các mức giá tương đối cao

của khí thiên nhiên và các lợi ích khác của việc cô lập carbon

tip quy mô trong lợi của CO2 đối với các dự án tiêm khí

trong tương lai

1.2 Current Practice by Industry(1.2 Thực hành hiện tại của

Công nghiệp)

The viscosity of gases injected, whether CO2 or

hydrocarbons, is generally less than one-tenth of that of the

oil at reservoir conditions making mobility control one of the

biggest factors in a successful gas injection project Research

is ongoing on foams and gels to viscosify the solvents

However, these techniques, still of experimental nature, are

not accepted as a part of current miscible flood technology

Hence, the WAG process, first proposed by Caudle and

Dyes1 in 1958, has remained the default option for mobility

control in horizontal gas floods

Độ nhớt của chất khí tiêm, cho dù CO2 hoặc hydrocarbon,

nói chung là ít hơn một phần mười của dầu tại điều kiện vỉa

việc kiểm soát một trong những yếu tố lớn nhất trong một dự

án thành công phun khí di động Nghiên cứu đang được tiến

hành trên bọt và gel để viscosify các dung môi Tuy nhiên,những kỹ thuật này, vẫn còn có tính chất thử nghiệm, khôngđược chấp nhận như một phần của công nghệ lũ có thể trộn vớihiện tại Do đó, quá trình WAG, lần đầu tiên bởi Caudle vàDyes1 năm 1958, vẫn là lựa chọn mặc định để kiểm soát cơđộng trong lũ khí ngang

Christensen et al.2 have presented a review of 59 WAG fieldexperiences, starting from the first WAG flood of 1957 byMobil in North Pembina field in Alberta, to the latest intheNorth Sea Of the 59 WAG floods around the world, 37(excluding the four simultaneous water and gas injectionprojects) have been in the United States Of these 37 WAGfloods in the US, 26 have been CO2 floods In spite of itspredominance in field applications, the performance of theWAG process has been disappointing The above noted reviewconcludes that in a majority of the 59 projects reviewed theincremental oil recovery was in the range of 5 to 10%, with anaverage incremental recovery of 9.7% for miscible WAGprojects and 6.4% for immiscible WAG projects (The authorsfurther note that the highest oil recovery was surprisinglyobtained in carbonate formations, and dolomites had higherpredicted recoveries than the average for sandstones) Incomparison, the oil recoveries were much better in the range

of 15 - 40% OOIP in the gravity-stable vertical gas floodsconducted in pinnacle reefs of Alberta3 These field resultsindicate the benefits of working with nature by making use ofbuoyancy rise of injected gas to displace oil downwards Thisleads us to the question: why not inject the gas always in agravity-stable mode at the top of the payzone in order to drainthe oil downwards into a horizontal producer? The proposedproject aims to answer this question by developing suitablescaling criteria for the new concept, building a visual physicalmodel to demonstrate the process feasibility, and byconducting long-core floods in both vertical (gravity-stable)mode and horizontal (WAG) mode In addition, the proposedproject also aims to further develop the new VanishingInterfacial Tension (VIT) technique4-6 to determine miscibilityconditions in the reservoir

Christensen et al.2 đã trình bày một đánh giá của 59 WAGkinh nghiệm thực địa, bắt đầu từ trận lụt WAG đầu tiên củanăm 1957 bởi Mobil trong lĩnh vực Bắc Pembina ở Alberta,đến mới nhất tại Sea theNorth Trong số 59 trận lụt WAGkhắp thế giới, 37 (không bao gồm bốn dự án nước và phun khíđồng thời) đã được tại Hoa Kỳ Trong số này 37 WAG lũ lụt ở

Mỹ, 26 đã được lũ CO2 Mặc dù ưu thế của mình trong lĩnhvực ứng dụng, hiệu suất của quá trình WAG đã gây thất vọng.Việc xem xét ghi nhận trên kết luận rằng trong một phần lớncủa 59 dự án xem xét thu hồi dầu tăng là trong khoảng 5-10%,với sự phục hồi trung bình tăng 9,7% đối với các dự án WAG

có thể trộn và 6,4% đối với các dự án WAG immiscible (Cáctác giả cũng nhận thấy sự phục hồi dầu cao nhất thu được bấtngờ tại các thành cacbonat, và dolomit đã phục hồi cao hơnmức trung bình của đá cát dự đoán) Trong khi đó, sự phục hồidầu đã tốt hơn nhiều trong khoảng 15 - 40% OOIP trong lũ lụtkhí thẳng đứng trọng lực ổn định tiến hành trong các rạn đỉnhcao của Alberta3 Những kết quả này cho thấy các lĩnh vực lợiích của làm việc với thiên nhiên bằng cách sử dụng sự nổi lêncủa khí tiêm để thuyên xuống dầu Điều này dẫn đến câu hỏi:tại sao không bơm khí luôn trong một chế độ hấp dẫn, ổn định

ở phía trên cùng của payzone để ráo dầu xuống dưới thành mộtnhà sản xuất ngang? Các dự án được đề xuất nhằm mục đích

để trả lời câu hỏi này bằng cách phát triển các tiêu chí mở rộngquy mô phù hợp với khái niệm mới, xây dựng một mô hình vật

lý trực quan để chứng minh quá trình khả thi, và bằng cách

thực hiện lũ dài lõi trong cả hai chiều dọc (lực hấp dẫn ổn

định) chế độ và chiều ngang (WAG) chế độ Ngoài ra, các

dự án được đề xuất cũng nhằm phát triển hơn nữa Vanishing

Interfacial Căng thẳng (VIT) technique4-6 mới để xác định

điều kiện trộn lẫn trong hồ chứa

1.3 Why are the oil recoveries so low in WAG projects?

The conventional WAG process is schematically depicted in

Figure 1 If the injected gas and water slugs flowed as

envisioned in the above schematic, significantly higher oil

recoveries would be obtained due to excellent sweep

efficiency The fact that the accumulated experience from

several field projects contradicts this high expectation clearly

indicates that the real fluids flow behavior in the reservoir in a

WAG process is significantly different from that envisioned in

Figure 1 Considering the natural tendency of the injected gas

to override and of the water to under-ride, a more realistic

flow pattern could be as depicted in Figure 2 The

consequence of such gas-water segregation is the poor sweep

efficiency resulting in low recoveries as found in field

projects

Quá trình WAG thông thường là sơ đồ mô tả trong hình 1

Nếu sên khí và nước bơm chảy như đã đề ra trong sơ đồ trên,

phục hồi dầu cao hơn đáng kể có thể có được do hiệu quả quét

tuyệt vời Thực tế là những kinh nghiệm tích lũy được từ một

số dự án trường mâu thuẫn với kỳ vọng cao này cho thấy rõ

ràng rằng các chất lỏng thực hành vi dòng chảy tại các hồ

chứa trong một quá trình WAG là khác nhau đáng kể từ đó đề

ra trong Hình 1 Xem xét các xu hướng tự nhiên của khí tiêm

để ghi đè lên và của các nước để dưới đi, một mô hình dòng

chảy thực tế hơn có thể được mô tả như trong hình 2 Hậu quả

của sự phân biệt như vậy khí-nước là hiệu quả quét nghèo dẫn

đến sự phục hồi thấp như được tìm thấy trong các dự án lĩnh

vực

1.4 Gravity-Stable Gas Injection Field Projects

The gravity drainage process has been successfully

implemented in many field applications in the US, Canada and

in other parts of the world Table 1 shows the summary of the

gravity drainage field applications reviewed so far during this

study Howes3 summarizes the vertical gravity stable

hydrocarbon (HC) miscible floods conducted in Canadian

reservoirs from 1964 - 1987

Quá trình thoát nước trọng lực đã được thực hiện thành công ở

nhiều lĩnh vực ứng dụng ở Mỹ, Canada và các nơi khác trên

thế giới Bảng 1 cho thấy các bản tóm tắt của các ứng dụng

lĩnh vực thoát nước trọng lực xem xét cho đến nay trong quá

trình nghiên cứu này Howes3 tóm tắt trọng lực thẳng đứng ổn

định hydrocarbon (HC) lũ lụt có thể trộn được tiến hành ở các

hồ chứa Canada 1964-1987

The field reviews underscore the applicability of the gas

gravity drainage process to several reservoir types and

characteristics in both secondary and tertiary mode Gravity

drainage is seen to be ‘best applicable’ to low connate water

saturation, thick, highly dipping or reef type, and light oil

reservoirs with moderate to high vertical permeability and

lowre-pressurization requirements High recovery factors in

the range of 58 – 95% OOIP have been reported

Các ý kiến nhấn mạnh lĩnh vực ứng dụng của quá trình thoát

nước trọng lực khí để một số loại hồ chứa và đặc điểm trong cả

hai chế độ học và đại học Thoát nước trọng lực được xem là 'tốt

nhất áp dụng' đến thấp bão hòa nước thiên bẩm, dày, cao ngâm

hoặc loại san hô, và các hồ chứa dầu nhẹ vừa đến độ thấm vàlowre-điều áp yêu cầu thẳng đứng cao Yếu tố thu hồi cao trongkhoảng 58-95% OOIP đã được báo cáo

2 The Gas Assisted Gravity Drainage

(GAGD) Process

2.1 The Concept and Benefits of GAGD

The idea originated as a natural extension of the gravity-stablegas injection projects discussed earlier, which amplydemonstrate that working with nature yields significantbenefits over processes designed to combat the naturalphenomenon of gravity segregation The name was chosenintentionally to mimic the steam-assisted gravity drainage(SAGD) process7 being developed for thermal recovery ofheavy oils

Ý tưởng ban đầu là một mở rộng tự nhiên của dự án phun khítrọng lực ổn định thảo luận trước đó, mà amply chứng minhrằng làm việc với thiên nhiên mang lại lợi ích đáng kể trongquá trình thiết kế để chống lại các hiện tượng tự nhiên củatrọng lực phân biệt chủng tộc Cái tên được chọn cố tình đểbắt chước các hệ thống thoát nước trọng lực hơi nước có hỗtrợ (SAGD) process7 đang được phát triển để thu hồi nhiệt củadầu nặng

The concept of the GAGD process is shown schematically

in Figure 3 CO2 injected in the vertical wells accumulates atthe top of the payzone due to gravity segregation and displacesoil, which drains to the horizontal producer straddling severalinjection wells As injection continues, the CO2 chambergrows downward and sideways resulting in larger and largerportions of the reservoir being swept by it without anyincrease in water saturation in the reservoir This maximizesthe volumetric sweep efficiency The gravity segregation of

CO2 also helps in delaying, or even eliminating, CO2breakthrough to the producer as well as preventing the gasphase from competing for flow with oil Within the CO2 filledchamber, the oil displacement efficiency could be maximized

by keeping the pressure above the minimum miscibilitypressure (MMP) This helps in achieving low interfacialtension between the oil and the injected CO2, which in turnresults in large capillary numbers and low residual oilsaturations in the CO2 swept region If the formation is water-wet, water is likely to be held back in the rock pores bycapillary pressure while oil will be preferentially displaced by

CO2 If the formation is oil-wet, the continuous films of oilwill help create drainage paths for the oil to flow to thehorizontal producer Thus the proposed GAGD processappears capable of not only eliminating the two mainproblems (poor sweep and water-shielding) of theconventional WAG processes, but also additional advantages

of increased oil saturation and consequently improved oilrelative permeability near the producing well-bore, and thelack of competing gas flow The process makes use of theexisting vertical wells in the field for CO2 injection and callsfor drilling a long horizontal well for producing the drainingoil The drilling costs of horizontal wells have beensignificantly reduced in recent years due to advancements indrilling technology In summary, the proposed GAGD processoffers significant potential for increasing not only ultimate oilrecovery but also the rates of recovery compared to thatachievable by the conventional WAG process that is beingwidely applied in the US oil fields

Khái niệm về quá trình GAGD được thể hiện bằng sơ đồ ởHình 3 CO2 bơm vào các giếng dọc tích tụ ở đầu của payzone

do trọng lực và phân biệt chủng tộc đã hất dầu, mà cống chonhà sản xuất ngang đứng giữa một số giếng khoan phun Khi

tiêm tiếp tục, buồng CO2 tăng giảm và đi ngang dẫn đến

phần lớn hơn và lớn hơn của các hồ chứa bị cuốn theo nó mà

không có bất kỳ sự gia tăng độ bão hòa nước trong hồ chứa

Điều này tối đa hóa hiệu quả quét thể tích Sự phân biệt về

trọng lực của CO2 cũng giúp trong việc trì hoãn, hoặc thậm

chí loại bỏ, bước đột phá CO2 để sản xuất cũng như ngăn

chặn các pha khí từ cạnh tranh cho dòng chảy với dầu Trong

buồng CO2 điền, hiệu quả chuyển dầu có thể được tối đa

bằng cách giữ cho áp lực trên các áp lực trộn lẫn tối thiểu

(MMP) Điều này giúp trong việc đạt được sự căng thẳng bề

thấp giữa dầu và CO2 tiêm, mà trong kết quả lần lượt với số

lượng mao mạch lớn và độ bão hòa dầu lượng thấp trong

CO2 quét khu vực Nếu sự hình là dụng nước mưa, nước có

thể sẽ được tổ chức lại trong lỗ chân lông bằng đá áp lực

mao dẫn trong khi dầu sẽ được ưu tiên di dời do CO2 Nếu

sự hình là dầu ướt, những bộ phim liên tục của dầu sẽ giúp

tạo đường thoát nước cho dầu chảy vào sản xuất ngang Như

vậy quá trình GAGD đề nghị xuất hiện có khả năng không

chỉ loại bỏ hai vấn đề chính (quét kém và nước, chắn) của

các quá trình WAG thông thường, mà còn thêm lợi thế của

tăng độ bão hòa dầu và do đó cải thiện tính thấm tương đối

dầu gần sản xuất trong lòng giếng, và sự thiếu cạnh tranh

dòng khí Quá trình này làm cho việc sử dụng các giếng

thẳng đứng hiện tại trong lĩnh vực tiêm CO2 và kêu gọi

khoan giếng ngang dài cho sản xuất dầu chảy ra Các chi phí

khoan giếng ngang đã được giảm đáng kể trong những năm

gần đây do sự tiến bộ trong công nghệ khoan Tóm lại, quá

trình GAGD đề xuất cung cấp tiềm năng đáng kể để tăng

không chỉ phục hồi dầu cuối cùng nhưng cũng là tỷ lệ phục

hồi so với đạt được bởi quá trình WAG thông thường đang

được áp dụng rộng rãi trong các lĩnh vực dầu mỏ của Mỹ

2.2 Physical Model Development

As a part of this project, a scaled physical model is being

constructed not only to demonstrate the process but also to

identify suitable reservoirs parameters as well as to examine

the effect of factors such as (1) miscible/immiscible floods,

(2) GAGD/WAG, (3) wettability, (4) heterogeneity, and

others Such physical model studies are just a few and far

between (Claridge8 in 1972; Jackson et al.9 in 1985; and

Butler10 in 2000) Such models are very useful in deriving

field implications from well-designed simple experiments

and in comparing different displacement mechanisms Since

the GAGD concept is new, use of the dimensional similarity

approach will enhance the usefulness of data obtained from

laboratory physical model experiments A set of

dimensionless groups has to be identified in order to

represent similarity of the laboratory scaled model with the

real reservoir Two general methods for obtaining

dimensionless groups used in scaling are dimensional

analysis and inspectional analysis

Như một phần của dự án này, một mô hình vật lý thu nhỏ

đang được xây dựng không chỉ để chứng minh quá trình này

mà còn để xác định các thông số hồ chứa phù hợp cũng như

để kiểm tra tác động của các yếu tố như (1) có thể trộn / lũ

immiscible, (2) GAGD / WAG, (3) wettability, (4) không

đồng nhất, và những người khác Nghiên cứu mô hình vật lý

như vậy chỉ là một số ít và xa giữa (Claridge8 năm 1972;

Jackson et al.9 năm 1985; và Butler10 vào năm 2000) Mô

hình như vậy là rất hữu ích trong việc phát sinh những tác

động từ lĩnh vực thiết kế tốt các thí nghiệm đơn giản và

trong so sánh cơ chế chuyển khác nhau Kể từ khi khái niệm

GAGD là mới, sử dụng các phương pháp tiếp cận tương tự

chiều sẽ nâng cao tính hữu dụng của dữ liệu thu được từ các

phòng thí nghiệm thử nghiệm mô hình vật lý Một tập hợp cácnhóm thứ nguyên đã được xác định để đại diện cho giốngnhau của các phòng thí nghiệm thu nhỏ mô hình với các hồchứa thực Hai phương pháp chung cho việc thu thập cácnhóm thứ nguyên được sử dụng trong phân tích chiều rộng làphân tích và inspectional

The general procedure of using inspectional analysis reported

by Shook et al.11 is being applied to the GAGD process underconditions that the injected gas is immiscible in the crude oil

As can be expected, the mechanisms operative in the GAGDprocess appear to be reasonably well represented by the use ofGravity (or Buoyancy) number, Capillary number, end-pointmobility ratio and an effective geometric aspect ratio as thedimensionless parameters to be matched between the field andthe model

Các thủ tục chung của việc sử dụng phân tích inspectional báocáo của Shook et al.11 đang được áp dụng cho các quá trìnhGAGD dưới các điều kiện khí tiêm là immiscible trong dầu thô.Theo dự báo, các cơ chế tác dụng trong quá trình GAGD xuấthiện được một cách hợp lý cũng được đại diện bởi việc sử dụngcủa trọng lực (hay Buoyancy) số lượng, số mao mạch, tỷ lệ dichuyển điểm cuối và tỷ lệ khung hình học có hiệu quả như cácthông số không thứ nguyên để được xuất hiện giữa các trường

và các mô hình

For the miscible gas injection process, Doscher and Gharib12report that, the following equalities must be maintained asindicated by dimensional analysis and inspectionalanalysis.scanning They concluded that very high oil recoveriesunder gravity assisted inert gas injection are only possible whenoil spreads over water (positive spreading coefficient), and thereservoir is strongly water wet With short core plugs, thedevelopment and propagation of the oil bank are limited by thesize of the plug, and the use of a capillary barrier at theproducing end is necessary for achieving high capillary pressureconditions to produce the oil Capillary end-effect has aprofound impact in laboratory studies, while its role isnegligible on the field scale

Đối với quá trình phun khí có thể trộn, Doscher và Gharib12báo cáo rằng, các đẳng thức sau đây phải được duy trì như đượcchỉ ra bởi phân tích chiều và analysis.scanning inspectional Họkết luận rằng sự phục hồi dầu rất cao dưới trọng lực hỗ trợ phunkhí trơ chỉ có thể có khi dầu lan trên mặt nước (hệ số tándương), và các hồ chứa nước mạnh ướt Với phích cắm lõingắn, sự phát triển và lan truyền của các ngân hàng dầu đượcgiới hạn bởi kích thước của các plug, và việc sử dụng một hàngrào mao mạch ở cuối sản xuất là cần thiết để đạt được các điềukiện áp lực mao dẫn cao để sản xuất dầu Mao mạch kết thúchiệu ứng có tác động sâu sắc trong các nghiên cứu trong phòngthí nghiệm, trong khi vai trò của nó là không đáng kể về quy môtrường

Kantzas et al.15 reported experimental results for bothunconsolidated and consolidated porous media In “controlleddrainage” experiments, a capillary barrier was used to stabilizethe displacement by reducing flow rate The capillary barrieralso prevented gas from breaking through Ultimate oilrecoveries from unconsolidated experiments were very high,99% and 94% for oil at connate water saturation and at water-flooded residual-oil saturation, respectively

Kantzas et al.15 báo cáo kết quả thực nghiệm cho cả haiphương tiện truyền thông xốp bở rời và hợp nhất Trong "thoátkiểm soát" thí nghiệm, một rào cản mao mạch đã được sửdụng để ổn định di dời bằng cách giảm tốc độ dòng chảy Cácrào cản mao mạch cũng ngăn cản khí từ tạt bóng Thu hồi dầu

⎛ v K

cuối cùng từ các thí nghiệm chưa hợp rất cao, 99% và 94%

cho dầu vào bão hòa nước trời sanh và ở sạch nước bị ngập

lụt bão hòa dư dầu, tương ứng

Meszaros et al.16 conducted scaled physical model study of

gravity assisted inert gas injection process Both low-pressureand high-pressure scaled physical models were built andtested Scaling criteria of Islam and Farouq Ali17 were used Atotal of 23 experimental runs, with N2 and CO2 at differentinjection pressures and oil viscosities (750-7500 cp), were

⎛ K ⎞ ⎛ D ⎞ ⎛ v ⎞ ⎛ l ⎞ ⎛ KPc ⎛ conducted The results indicated that it is much harder to

 1 pressure 3-dimensional model than in a partially scaled

2-⎛ K ⎛ ⎛ Dm ⎛ ⎛ l ⎛ ⎛ KP ⎛ dimensional model Gas injection at an injection pressure of 1

⎛⎛ ⎛⎛ ⎛ ⎟ ⎛ ⎛ ⎛⎛ ⎛ ⎛ ⎛⎛ c ⎛⎛ psi increased oil production substantially In the N injection2

⎛ v ⎛ M ⎛ vl ⎛ M ⎝  ⎠ M ⎝ ⎠ M ⎝ vl ⎠ M run, considerable amount of oil was produced after gas

breakthrough As high as 70% of the oil in place wasThe ratio of all these terms for the prototype to the model

can conveniently be kept constant by adjusting the rock and

fluid properties (permeability, grain size, viscosity, density

etc.) in the model The first term in the above equation

signifies the ratio of gravity forces to the viscous forces The

second term scales the molecular diffusion to the viscous

forces (ratio of diffusion to convective dispersion) The third

scaling ratio is for the Reynolds number The fourth scaling

ratio is that for the ratio of the total length of the system to the

number of pores per unit length of the system If this scaling

ratio is maintained unity, then it is impossible to maintain the

proper scaling of the gravity to viscous forces Therefore, for

this reason the fourth term is neglected The last scaling ratio

is that for the capillary forces to the viscous forces The

scaling factors about which there are some uncertainties are

those which affect the subsequent oil recovery after

breakthrough and not the phenomenon occurring at the solvent

water interfaces viz., frontal displacement, gravity override

and viscous fingering12

Tỷ lệ của tất cả các điều khoản cho các mẫu thử nghiệm với

mô hình thuận tiện có thể được giữ không đổi bằng cách điều

chỉnh nhạc rock và tính chất lỏng (thấm, kích thước hạt, độ

nhớt, mật độ, vv) trong mô hình Nhiệm kỳ đầu tiên trong

phương trình trên có ý nghĩa là tỷ lệ của lực hấp dẫn để các

lực lượng nhớt Thuật ngữ thứ hai quy mô các phân tử khuếch

tán đến các lực lượng nhớt (tỉ lệ khuếch tán để phân tán đối

lưu) Rộng lệ thứ ba là cho số Reynolds Rộng lệ thứ tư là cho

tỷ lệ của tổng chiều dài của hệ thống với số lượng các lỗ trên

một đơn vị chiều dài của hệ thống Nếu rộng lệ này được duy

trì đoàn kết, sau đó nó là không thể duy trì tỉ lệ thích hợp của

trọng lực để lực lượng nhớt Do đó, vì lý do này nhiệm kỳ IV

được bỏ qua Rộng lệ cuối cùng là cho lực mao dẫn để các lực

lượng nhớt Các yếu tố rộng khoảng đó có một số điều không

chắc chắn là những người có ảnh hưởng đến sự phục hồi dầu

tiếp theo sau khi đột phá và không phải là hiện tượng xảy ra

tại các giao diện nước dung môi viz., Chuyển phía trước, trọng

lực đè và fingering12 nhớt

2.2.1 Scaled physical model study on gravity drainage.

Doscher et al.13 reported experimental work on CO2 and N2

floods for recovery of waterflood residual oil under reservoir

conditions They pointed out that convective mixing or

dispersion is exaggerated in the model

Doscher et al.13 báo cáo công việc thử nghiệm trên CO2 và

N2 lũ cho thu hồi dầu dư waterflood trong điều kiện hồ chứa

Họ chỉ ra rằng trộn đối lưu hoặc phân tán được phóng đại

trong mô hình

Chatzis et al.14 reported gravity drainage experimental studyresults in both capillary tubes and a long Berea sandstone core.The formation of an oil bank in the Berea core during theprocess with capillary barrier was demonstrated by CT

recovered using gravity-stable gas injection.

Vizika and Lombard18 analyzed wettability and spreading,the two key parameters in oil recovery with three-phasegravity drainage Experiments using oil-wet, water-wet, andfractional-wet porous media with three different fluidsystems were conducted The three phase relativepermeabilities from the experimental data were obtained bynumerical history matching It was concluded that theexistence of wetting and spreading films, greatly affected theflow mechanisms and consequently the recovery kineticsand also the process efficiency The highest oil recoverieswere obtained for positive spreading coefficients underwater-wet conditions, due to the flow of oil by spreadingfilms, which maintain the hydraulic continuity

Vizika và Lombard18 phân tích wettability và lan rộng,hai thông số quan trọng trong thu hồi dầu với hệ thống thoátnước trọng lực ba pha Các thí nghiệm bằng cách sử dụngdầu ướt, nước mưa, và phương tiện truyền thông xốpfractional-ướt với ba hệ thống chất lỏng khác nhau đã đượctiến hành Các thấm tương đối ba giai đoạn từ số liệu thựcnghiệm đã thu được bằng cách kết hợp lịch sử số Đó là kếtluận rằng sự tồn tại của ướt và truyền bá phim, ảnh hưởngrất nhiều cơ chế dòng chảy và hậu quả động học phục hồi vàcũng hiệu quả quá trình Sự phục hồi dầu cao nhất đã thuđược với hệ số lan truyền tích cực trong điều kiện nước ẩmướt, do dòng chảy của dầu bằng cách truyền bá bộ phim,trong đó duy trì sự liên tục thủy lực

Grattoni et al.19studied free gravity drainage in a 2D visualcell A good correlation was found between a newdimensionless group and oil production Thenew

dimensionless group was a combination of the capillarynumber, the Bond number, and the viscosity ratio Resultsand methods used in the various physical model studies aresummarized in Table 2

Grattoni et al.19studied thoát nước trọng lực tự do trong một tế bào thị giác 2D Một mối tương quan tốt được tìm thấy giữa mộtnhóm thứ nguyên mới và sản xuất dầu Nhóm thứ nguyên mới

là sự kết hợp của các mao mạch số, số lượng trái phiếu, và tỷ lệ

độ nhớt Kết quả và phương pháp được sử dụng trong các nghiên cứu mô hình vật lý khác nhau được tóm tắt trong Bảng 2

2.2.1 Preliminary Experiments with an Unscaled Model

A physical model, consisting of a bead pack in a visualmodel, was used for preliminary free gravity drainagestudies Figure

4 shows the schematic of the experimental apparatus Theliquid pump and the floating piston vessels provide means ofsaturating and de-saturating the porous media in the visualmodel with oil or water Effluent liquids are collected ina

glass cylinder A vision system, which consists of a camera,

frame grabber and imaging analysis software, is used to

measure oil and/or water production rates

Một mô hình vật lý, bao gồm một gói hạt trong một mô hình

trực quan, được sử dụng để nghiên cứu hệ thống thoát nước

trọng lực miễn phí sơ bộ Hình 4 cho thấy sơ đồ của các thiết

bị thí nghiệm Bơm chất lỏng và các mạch piston nổi cung cấp

phương tiện của bão hòa và de-bão hòa các phương tiện thông

tin lỗ hổng trong mô hình trực quan với dầu hoặc nước Chất

lỏng nước thải được thu thập trong một xi lanh thủy tinh Một

hệ thống thị giác, trong đó bao gồm một máy ảnh, khung

grabber và phân tích hình ảnh phần mềm, được sử dụng để đo

lường mức sản xuất dầu và / hoặc nước

The visual model is made of mainly two parallel pieces of

Pyrex glass and an aluminum frame The inner dimensions of

the model are: 14.92 x 35.23 x 2.54 cm, which gives a volume

of 1336 cc

Size of glass beads used was in the range of 0.4-0.6 mm

Dry-packing resulted in a porosity of 0.39 and estimated

permeability of 10 Darcy

In these tests, de-ionized water, n-decane and paraffin oil,

and air have been used Some physical properties of these

fluids are shown in Table 3

Các mô hình trực quan được làm chủ yếu là hai mảnh song song

của Pyrex kính và khung nhôm Các kích thước bên trong của mô

hình là: 14,92 x 35,23 x 2,54 cm, trong đó cung cấp một khối lượng

1336 cc

Kích thước của các hạt thủy tinh được sử dụng là trong khoảng

0,4-0,6 mm Khô-đóng gói dẫn đến một độ xốp là 0,39 và ước tính

thấm của 10 Darcy

Trong các thử nghiệm, de-ion hóa nước, n-decane và parafin dầu,

và không khí đã được sử dụng Một số tính chất vật lý của các chất

lỏng được thể hiện trong Bảng 3

Run 1: Free gravity drainage with decane In this run, the

bead pack was initially saturated with water Then Decane was

injected at a rate of 6 cc/min to displace water and create a

pre-gravity-drainage condition Decane broke through after 68

minutes (0.83 pore volume (PV))

Figure 5 shows the oil recovery as a percentage of initial

oil in place (IOIP) versus time elapsed during the gravity

drainage experiment During the first ten minutes, production

rate was high and almost constant, after which it decreased

significantly

There appear to be two stages in this gravity drainage

process The fist stage corresponds to an oleic single-phase

drainage at a higher rate In this stage, oil bank in the model

rapidly shrunk while only oil was produced at roughly

constant rate The second stage was characterized with

twophase flow at a much lower oil drainage rate In this stage,

both oil and gas were produced in alternative slugs at the

effluent end

Run 1: thoát nước trọng lực với decane Trong hoạt động này,

các gói hạt bước đầu đã được bão hòa với nước Sau đó Decane

được tiêm tại một tỷ lệ 6 cc / phút để loại bỏ nước và tạo ra một

tình trạng trước khi trọng lực thoát nước Decane đưa bóng vào

lưới sau 68 phút (0,83 khối lượng lỗ chân lông (PV))

Hình 5 cho thấy sự phục hồi dầu như là một tỷ lệ phần trăm của

dầu ban đầu tại chỗ (IOIP) so với thời gian trôi qua trong cuộc

thử nghiệm hệ thống thoát nước trọng lực Trong mười phút đầu

tiên, tỷ lệ sản xuất là rất cao và hầu như không đổi, sau đó nó

giảm đáng kể

Có xuất hiện hai giai đoạn trong quá trình thoát nước trọng lực này Các giai đoạn nắm tay tương ứng với một hệ thống thoát nước một pha oleic ở một mức cao hơn Trong giai đoạn này, ngân hàng dầu trong mô hình nhanh chóng bị thu hẹp trong khi chỉ có dầu được sản xuất ở tốc độ khá ổn Giai đoạn thứ hai được đặc trưng với dòng chảy twophase với tốc độ thoát dầu thấp hơn nhiều Trong giai đoạn này, cả dầu và khí đốt đã được sản xuất trong sên thay thế vào cuối thải

Run 2: Free gravity drainage with paraffin This run was

conducted in a manner similar to Run 1 Due to much higherviscosity of paraffin compared to Decane, it was possible toobserve the air-oil interface and its movement within the model

A clear-cut air/oil interface between the gas and oil zones wasobserved (Figure 6) During the test, no water was produced,supporting the assumption that water (at its initial saturation ofabout 10%) was immobile during gravity drainage

Run 2: thoát nước trọng lực với paraffin Hoạt động này được tiến hành theo cách thức tương tự để chạy 1 Do độ nhớt cao hơn nhiều sovới các parafin Decane, nó đã có thể quan sát các giao diện máy dầu

và chuyển động của nó trong mô hình Một giao diện không khí / dầu

rõ ràng giữa các khu vực khí đốt và dầu đã được quan sát (Hình 6) Trong các thử nghiệm, không có nước được sản xuất, hỗ trợ các giả định rằng nước (ít bão hòa ban đầu của nó khoảng 10%) là bất động trong hệ thống thoát nước trọng lực

3 Gas-Oil Miscibility Evaluation 3.1 The Need for Miscibility

The main reason for the presence of large quantities of residualoil left behind in the reservoir after secondary waterfloods is thetrapping effect caused by surface or capillary forces caused byhigh interfacial tension Miscibility between the displacing anddisplaced fluids means, by definition, that these is no interfacebetween them or that the interfacial tension is reduced to zero,thereby resulting in a capillary number of infinity Therefore,much of the research effort in the past has been directed at EORprocesses that seek to reduce the interfacial tension by usingsurfactants with injected water (chemical flooding) or misciblesolvents such as hydrocarbon gases or CO2 An interestingoutcome results when the capillary number concept is applied tothe proposed GAGD process Initially, the injected gas, if itwere below (but close to) the minimum miscibility pressure,would create a three-phase zone of oil, water and gas Therising gas would then preferentially displace oil because of itslower interfacial tension with oil than with reservoir brine.Although the injected gas may exist as a separate phase belowMMP, this rising gas phase will not compete with the downwardflowing liquids Thus the three-phase relative permeabilityeffects can be expected to be largely absent near the producinghorizontal well

Lý do chính cho sự hiện diện của một lượng lớn dầu còn dư lạiphía sau trong hồ sau khi waterfloods thứ cấp là hiệu ứng bẫygây ra bởi bề mặt hoặc mao mạch lực lượng gây ra bởi sự căngthẳng bề cao Trộn lẫn giữa này thay và các chất lỏng di dờiphương tiện, theo định nghĩa, rằng những không có giao diệngiữa chúng hay rằng những căng thẳng bề được giảm xuốngbằng không, do đó dẫn đến một số mao mạch của vô cùng Vìvậy, phần lớn các nỗ lực nghiên cứu trong quá khứ đã đượchướng vào các quá trình EOR nhằm làm giảm đi sự căng thẳng

bề bằng bề mặt bằng nước tiêm (ngập hóa học) hoặc có thể trộncác dung môi như các loại khí hydrocarbon hoặc CO2 Một kếtquả thú vị kết quả khi các khái niệm số mao mạch được áp dụngcho các quá trình GAGD đề xuất Ban đầu, các khí tiêm, nếu nó

là dưới đây (nhưng gần) áp lực trộn lẫn tối thiểu, sẽ tạo ra một

vùng ba giai đoạn của dầu, nước và khí đốt Các gas tăng sau

đó sẽ ưu tiên thay dầu vì căng thẳng bề dưới của nó với dầu

hơn với nước muối chứa Mặc dù khí tiêm có thể tồn tại như là

một giai đoạn riêng biệt dưới đây MMP, pha xăng tăng này sẽ

không cạnh tranh với các chất lỏng chảy xuống Do đó, ba pha

hiệu ứng thấm tương đối có thể được dự kiến sẽ hầu như

không ở gần giếng ngang sản xuất

However, in order to accomplish low residual oil

saturation in the gas zone, low gas-oil interfacial tension, or

miscibility, is required The GAGD process appears to

provide an opportunity to satisfy this requirement by

maintaining the reservoir pressure near the MMP through

control of the flow rates of injected gas and produced

liquids This requires quality data on MMP and MMC

(minimum miscibility composition) as well as gas-oil

compositional effects on gas- oil, gas-brine and oil-brine

interfacial tensions at operating pressures and temperatures

The measurement of these three interfacial tensions will also

enable the determination of the spreading coefficient of oil,

which controls not only the nature of distribution of the three

phases in the pore space but also the oil drainage rates

through film-flow

Tuy nhiên, để đạt được độ bão hòa dầu lượng thấp trong

khu vực khí đốt, khí dầu căng bề thấp, hoặc trộn lẫn, là bắt

buộc Quá trình GAGD xuất hiện để cung cấp một cơ hội để

đáp ứng yêu cầu này bằng cách duy trì áp suất vỉa gần MMP

thông qua kiểm soát lưu tốc của khí và chất lỏng bơm được

sản xuất Điều này đòi hỏi chất lượng dữ liệu trên MMP và

MMC (thành phần hòa trộn tối thiểu) cũng như khí dầu tác

động sáng tác về dầu khí đốt, khí-nước muối và dầu-nước

muối căng thẳng bề ở áp suất điều hành và nhiệt độ Việc đo

ba căng thẳng bề cũng sẽ cho phép việc xác định hệ số lan

rộng của dầu, mà không chỉ kiểm soát các chất phân phối

của ba giai đoạn trong các khoảng trống mà còn tỷ lệ thoát

dầu thông qua bộ phim dòng

3.2 Background on VIT Technique

The primarily available experimental methods to evaluate

fluid-fluid miscibility under reservoir conditions are the

slim- tube displacement, the rising bubble apparatus and the

pressure composition diagrams Among these, slim-tube

displacement tests are presently considered as the industry

standard for determining fluid-fluid miscibility conditions

However, there is ample evidence exists in the current

literature to question the validity of slim-tube displacement

tests for miscibility determination, as cited below

Các phương pháp thực nghiệm chủ yếu có sẵn để đánh giá

chất lỏng-lỏng trộn lẫn trong điều kiện hồ chứa là sự dịch

chuyển ống slim-, bộ máy bong bóng tăng cao và các sơ đồ

thành phần áp lực Trong số này, kiểm tra chuyển mỏng ống

được xem như hiện tiêu chuẩn công nghiệp để xác định điều

kiện hòa trộn chất lỏng-lỏng Tuy nhiên, có nhiều bằng

chứng tồn tại trong văn học hiện tại để đặt câu hỏi về tính

hợp lệ của các xét nghiệm di dời mỏng ống để xác định trộn

lẫn, như được trích dẫn dưới đây

There is neither a standard design nor a standard operating

procedure nor a standard set of criteria for determining the

miscibility conditions within a slim-tube20 Slim-tube lengths

(5-120 ft), diameter (0.12-0.63 in), type of packing (glass

beads and sand of 50-270 mesh), the permeability (2.5-250

Darcies) and porosity of the packing (32-45 %) and the

displacement velocity (30-650 ft/day) have varied greatly in

the designs used to determine miscibility20 There are morethan 30 studies in the literature that show the effects of thesevariables on miscibility conditions, which lead to somecontradictory conclusions20 There exists a considerabledifference of opinion reported in the literature on definitions

of slim tube miscibility such as 80% of the oil in place isrecovered at CO2 breakthrough and 94% at a GOR of 40,000SCF/bbl21; 90% oil recovery at 1.2 hydrocarbon pore volumes

of CO2 injected22; “smooth transition from zero to full lighttransmittance over a production interval of several percent of apore volume” in a 5-ft long vertical sand pack run below thecritical velocity as defined by Dumore23; and breakpoint in theoil recovery versus pressure curve is clearly identifiable,where a slim-tube miscibility can be defined24 No direct andquantitative information on interfacial tension, an importantthermodynamic property related to miscibility, is provided inslim-tube tests6

Có không phải là một thiết kế tiêu chuẩn cũng không một thủtục vận hành tiêu chuẩn cũng không phải một bộ tiêu chuẩncủa các tiêu chí để xác định các điều kiện trộn lẫn trong mộtmỏng tube20 Độ dài Slim-ống (5-120 ft), đường kính (0,12-0,63 trong), loại bao bì (hạt thủy tinh và cát 50-270 mesh),tính thấm (2,5-250 Darcies) và độ rỗng của bao bì (32- 45%)

và tốc độ dịch chuyển (30-650 ft / ngày) đã thay đổi rất lớntrong thiết kế được sử dụng để xác định miscibility20 Hiện cóhơn 30 nghiên cứu trong y văn cho thấy những ảnh hưởng củacác biến vào điều kiện trộn lẫn, dẫn đến một số conclusions20mâu thuẫn Có tồn tại một sự khác biệt đáng kể về quan điểmtrong báo cáo các tài liệu về định nghĩa của ống mỏng trộn lẫnnhư 80% lượng dầu ở nơi bị thu hồi tại bước đột phá CO2 và94% tại một GOR 40.000 SCF / bbl21; 90% thu hồi dầu ởkhối lượng lỗ 1,2 hydrocarbon của injected22 CO2; "Trìnhchuyển đổi từ số không đến truyền ánh sáng đầy đủ trongkhoảng thời gian sản xuất của một số phần trăm của một khốilượng lỗ" trong một gói cát dọc dài 5-ft chạy dưới vận tốc tớihạn theo quy định của Dumore23; và breakpoint trong việc thuhồi dầu so với đường cong áp lực là xác định rõ ràng, nơi một

sự trộn lẫn mỏng ống có thể được defined24 Không có thôngtin trực tiếp và định lượng về căng bề, một tính chất nhiệtđộng lực quan trọng liên quan đến hòa trộn, được cung cấptrong mỏng ống tests6

A new Vanishing Interfacial Tension (VIT) technique hasbeen reported recently in literature for experimental evaluation

of gas-oil miscibility conditions4-6 This technique relies on a

unique and theoretically sound fundamental concept that at

miscibility, the interfacial tension between the fluids must

reduce to zero In this method, the interfacial tension between

the fluids is measured at reservoir temperature at varying

pressures or enrichment levels of gas phase The minimum

miscibility pressure (MMP) or minimum miscibility

enrichment (MME) is then determined by extrapolating the

plot between interfacial tension and pressure or enrichment to

zero interfacial tension In addition to being quantitative in

nature, this new VIT technique is quite rapid as well as cost

effective Therefore, we are developing the conceptually

sound VIT technique further to determine the influence of

compositional path during gas-oil displacements on interfacial

tension and miscibility

A mới Vanishing Interfacial Căng thẳng (VIT) kỹ thuật đã

được báo cáo gần đây trong văn học để đánh giá thực nghiệm

hòa trộn khí-dầu conditions4-6 Kỹ thuật này dựa trên một lý

thuyết độc đáo và âm thanh khái niệm cơ bản tại trộn lẫn, sự

căng thẳng giữa các bề chất lỏng phải giảm tới zero Trong

phương pháp này, sự căng thẳng giữa các bề chất lỏng được

đo ở nhiệt độ hồ chứa ở áp suất khác nhau hoặc mức độ làm

giàu của pha khí Áp lực tối thiểu trộn lẫn (MMP) hoặc trộn

lẫn làm giàu tối thiểu (MME) được xác định bằng cách ngoại

suy sau đó âm mưu giữa sức căng bề và áp lực hoặc làm giàu

để không căng bề Ngoài việc định lượng trong tự nhiên, kỹ

thuật VIT mới này là khá nhanh cũng như chi phí hiệu quả Vì

vậy, chúng tôi đang phát triển các kỹ thuật VIT khái niệm âm

thanh hơn nữa để xác định ảnh hưởng của con đường sáng tác

trong quá trình dịch chuyển khí dầu trên bề căng thẳng và trộn

lẫn

3.3 Solubility, Miscibility and Interfacial Tension

The terms, miscibility, solubility and interfacial tension, are

widely used in the phase behavior studies of ternary fluid

systems Review of literature shows that zero interfacial

tension is a necessary and sufficient condition to attain

miscibility25-27 Blanco et al.28 measured vapor-liquid

equilibrium data at 141.3 kPa for the mixtures of methanol

with n-pentane and n-hexane and determined upper critical

solubility for methanol, n-hexane mixtures from measured

miscibility data This intuitively indicates the relation of

miscibility with upper critical solubility of a solute in solvent

for ternary fluid systems Lee29 modified the adsorption model

proposed by van Oss et al.30 by the inclusion of equilibrium

spreading pressure to calculate the liquid-liquid interfacial

tension He found an important relationship between

equilibrium interfacial film pressure and the interfacial tension

for prediction of miscibility of liquids and reported that all the

theory of miscibility of liquids is applicable to the solubility of

a solute in a solvent Thus, the distinction between the terms

miscibility and solubility appears to be somewhat hazy,

leading to their synonymous use in some quarters

Furthermore, the relation of these two properties with

interfacial tension has been largely remained unexplored

Hence, the objectives of the study under this section are to

correlate miscibility and solubility with interfacial tension as

well as to investigate the applicability of the new VIT

technique to determine the miscibility in ternary fluid systems

For this purpose, the standard ternary liquid system of ethanol,

water and benzene is chosen since their phase behavior and

solubility data are readily available31,32

Các điều khoản, trộn lẫn, hòa tan và căng bề, được sử dụng rộngrãi trong các nghiên cứu hành vi giai đoạn của hệ thống chấtlỏng bậc ba Xem xét các tài liệu cho thấy rằng không căng bề làmột điều kiện cần và đủ để chứng đắc miscibility25-27 Blanco

et al.28 dữ liệu đo cân bằng hơi-lỏng ở 141,3 kPa cho hỗn hợpmethanol

với n-pentan và n-hexane và quyết tâm hòa tan rất quan trọngtrên cho methanol, n-hexane hỗn hợp từ dữ liệu trộn lẫn đo.Điều này trực giác chỉ ra mối quan hệ hòa trộn với độ hòa tanrất quan trọng trên của một chất tan trong dung môi cho các hệthống chất lỏng bậc ba Lee29 sửa đổi các mô hình hấp phụđược đề xuất bởi van Oss et al.30 bởi sự bao gồm các trạng tháicân bằng áp lực lan rộng để tính toán sức căng bề lỏng-lỏng.Ông tìm thấy một mối quan hệ quan trọng giữa cân bằng áp suấtmàng bề và căng thẳng bề cho dự đoán hòa trộn của chất lỏng

và báo cáo rằng tất cả các lý thuyết hòa trộn của chất lỏng là ápdụng cho độ tan của một chất tan trong dung môi Như vậy, sựkhác biệt giữa các điều khoản hòa trộn và hòa tan dường như làhơi mờ,

dẫn đến việc sử dụng đồng nghĩa họ ở một số khu Hơn nữa,mối quan hệ của hai thuộc tính này có sức căng bề đã được phầnlớn vẫn chưa được khám phá Do đó, mục tiêu của nghiên cứunày thuộc phần này đều tương quan hòa trộn và hòa tan với căng

bề cũng như để điều tra khả năng ứng dụng của kỹ thuật VITmới để xác định sự trộn lẫn trong hệ thống chất lỏng bậc ba Vớimục đích này, các hệ thống chất lỏng ternary tiêu chuẩn củaethanol, nước và benzen được chọn vì dữ liệu hành vi giai đoạn

và độ tan của nó là dễ dàng available31,32

From the ternary phase diagram of the standard system ofethanol, water and benzene31, it can be seen that the limiting tieline passing through the oil (benzene) intersects the solvent(aqueous ethanol) at an ethanol enrichment of 76% Hence, thisbecomes the minimum miscibility ethanol enrichment for thesystem to attain miscibility The solubility of benzene inaqueous ethanol at various ethanol enrichments32 is given inTable 4 and plotted in Figure 7, from which, the followingimportant observations can be made

Từ giai đoạn sơ đồ bậc ba của các hệ thống tiêu chuẩn củaethanol, nước và benzene31, nó có thể được nhìn thấy rằng cácdòng tie hạn chế đi qua dầu (benzene) cắt các dung môi (dungdịch ethanol) tại một giàu ethanol 76% Do đó, điều này trởthành sự làm giàu trộn lẫn ethanol tối thiểu cho hệ thống để đạtđược trộn lẫn Độ tan của benzen trong dung dịch ethanol tạienrichments32 ethanol khác nhau được đưa ra trong Bảng 4 và

vẽ trong hình 7, từ đó, các quan sát quan trọng sau đây có thểđược thực hiện

The solubility of benzene in aqueous ethanol begins at anethanol enrichment of 35% and then gradually increases tobecome completely soluble at 78% ethanol enrichment,exhibiting an exponential relationship between solubility andenrichment The solubility characteristics can be divided intothree regions: (1) Region 1, exists at ethanol enrichmentsbelow 35%, where benzene is completely insoluble; (2) Region

2, exists at ethanol enrichments between 35% and 78%, wherebenzene is partially soluble In this region, below the solubilitycurve, benzene is completely soluble, whereas above thesolubility curve, benzene is completely insoluble This regioncan be termed as partially soluble region and (3) Region 3,exists at ethanol enrichments above 78%, where benzene issoluble in all proportions and hence this can be called themiscible region Thus, this study is able to distinguish betweensolubility and miscibility Therefore, the minimum miscibility

ethanol enrichments for this standard ternary fluid system by

both the phase diagram (76%) and the solubility data (78%)

appear to match closely

Độ tan của benzen trong dung dịch ethanol bắt đầu vào việc

làm giàu thêm ethanol 35% và sau đó tăng dần để trở thành

hoàn toàn hòa tan ở 78% ethanol làm giàu, trưng bày một mối

quan hệ giữa độ tan theo cấp số nhân và làm giàu Các đặc

tính hòa tan có thể được chia thành ba khu vực: (1) Vùng 1,

tồn tại enrichments ethanol dưới 35%, trong đó benzen là hoàn

toàn không hoà tan; (2) Khu vực 2, tồn tại enrichments ethanol

giữa 35% và 78%, trong đó benzen là một phần hòa tan Trong

khu vực này, bên dưới đường cong khả năng hòa tan, benzen

là hoàn toàn hòa tan, trong khi bên trên đường hòa tan, benzen

là hoàn toàn không hòa tan Khu vực này có thể được gọi là

khu vực một phần hòa tan và (3) Vùng 3, tồn tại enrichments

ethanol trên 78%, trong đó benzen hòa tan trong tất cả các tỷ

lệ và do đó điều này có thể được gọi là khu vực có thể trộn Vì

vậy, nghiên cứu này có thể phân biệt giữa khả năng hòa tan và

trộn lẫn Vì vậy, các enrichments trộn lẫn ethanol tối thiểu đối

với hệ thống chất lỏng bậc ba tiêu chuẩn này bởi cả hai sơ đồ

giai đoạn (76%) và các dữ liệu khả năng hòa tan (78%) xuất

hiện để phù hợp với chặt chẽ

The interfacial tension between benzene and aqueous

ethanol at various ethanol enrichments is measured in

pendent drop mode, using the Axisymmetric Drop Shape

Analysis (ADSA) technique The IFTs between the fluids

could not be measured above 40% ethanol enrichment, using

the drop shape analysis At these ethanol enrichments,

pendent drops could not be formed as the oil quickly escaped

in streaks through the solvent, indicating proximity to

miscible region The measured values of interfacial tension

for benzene in aqueous ethanol at various ethanol

enrichments are given in Table 4 and summarized in Figure

7 As can be seen, IFT decreases exponentially as the ethanol

enrichment in the aqueous phase is increased In order to

determine the existence of a direct correlation between

solubility and IFT, the solubility is plotted against reciprocal

IFT in Figure 8 Solubility is linearly related to (1/IFT),

indicating a strong mutual relationship between these two

thermodynamic properties

Sự căng thẳng giữa bề benzen và dung dịch ethanol tại

enrichments ethanol khác nhau được đo trong chế độ độc

thả, sử dụng axisymmetric Drop Shape Analysis (ADSA) kỹ

thuật Các IFTs giữa các chất lỏng không thể nào đo được

trên 40% ethanol làm giàu, bằng cách sử dụng phân tích thả

hình dạng Tại các enrichments ethanol, độc giọt có thể

không được hình thành như dầu nhanh chóng trốn thoát

trong vệt qua các dung môi, cho thấy sự gần gũi với khu vực

có thể trộn Các giá trị đo của sự căng thẳng bề benzene

trong dung dịch ethanol tại enrichments ethanol khác nhau

được đưa ra trong Bảng 4 và tóm tắt trong Hình 7 Như có

thể thấy, IFT giảm theo cấp số nhân như làm giàu ethanol

trong pha lỏng được tăng lên Để xác định sự tồn tại của một

mối tương quan trực tiếp giữa độ tan và IFT, độ hòa tan

được âm mưu chống đối ứng IFT trong hình 8 Tính hòa tan

được tuyến tính liên quan đến (1 / IFT), cho thấy một mối

quan hệ lẫn nhau mạnh mẽ giữa hai tính chất nhiệt

From the correlation of miscibility and solubility with

interfacial tension obtained in this study, it is evident that

IFT must become zero at 78% ethanol enrichment, since

benzene is not only miscible31, but also completely soluble32

at this ethanol enrichment Hence, further attempts are being

made to use capillary rise technique for measuring low IFTsneeded to clearly show the vanishing nature of IFT at 78%ethanol enrichment for benzene-water-ethanol ternary liquidsystem (as indicated by the extrapolated IFT line in Figure 7).All these results obtained so far for the standard ternary liquidsystem of ethanol, water and benzene positively indicate theapplicability of the new VIT technique to determine themiscibility of ternary liquid systems as well

Từ sự tương quan hòa trộn và hòa tan với căng bề thu đượctrong nghiên cứu này, rõ ràng là IFT phải trở thành số không ở78% ethanol làm giàu, kể từ benzen không chỉ miscible31,nhưng cũng hoàn toàn soluble32 tại làm giàu ethanol này Do

đó, nỗ lực hơn nữa đang được thực hiện để sử dụng mao dẫn

kỹ thuật tăng để đo IFTs thấp cần thể hiện rõ bản chất biếnmất của IFT 78% làm giàu ethanol cho benzen-nước-ethanol

hệ chất lỏng tam phân (như được chỉ ra bởi các dòng IFTngoại suy trong hình 7 ) Tất cả những kết quả đạt được chođến nay cho hệ thống chất lỏng bậc ba tiêu chuẩn của ethanol,nước và benzen tích cực cho thấy khả năng ứng dụng của kỹthuật VIT mới để xác định sự trộn lẫn của các hệ thống chấtlỏng ternary là tốt

3.4 Mass Transfer Effects on Interfacial Tension

While most of the thermodynamic properties refer toindividual fluid phases, interfacial tension (IFT) is unique inthe sense that it is a property of the interface between the fluidphases Hence, it is strongly dependent on the composition ofphases in contact, which in turn dependent on the masstransfer interactions between the phases In order to study themass transfer effects on IFT, the IFT measurements of VITtechnique have been compared against Macleod-Sudgen’s33,34Parachor model predictions, using Weinaug and Katz’s35molar averaging technique for multi-component hydrocarbonsystems In Parachor model, Parachor values of purecomponents are used, considering each component of themixture as if all the others are absent Due to this assumption,the counter-directional mass transfer mechanisms that affect