مهندسی شیمی ایران

مهندسی شیمی ایران

مطالعۀ آزمایشگاهی دینامیک جریان فوم برای افزایش عملکرد تزریق گاز در میکرومدل لایه‌ای ناهمگن

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان
امیرحسین مولایی 1
محمد سیم جو 2
1 کارشناسی ارشد مهندسی نفت، دانشگاه صنعتی تبریز
2 دانشیار مهندسی نفت، دانشگاه صنعتی تبریز
10.22034/ijche.2025.466910.1427
چکیده
کنترل مسیر سیال تزریقی برای بهبود عملکرد فرایندهای گازپایه به‌ویژه در شرایط مخازن نفتی ناهمگن، یکی‌از چالش‌های اساسی در تولید نفت است. یکی‌از روش‌های مؤثر برای مقابله‌با این چالش، فوم‌سازی گاز تزریقی است. فوم با ایجاد مقاومت در لایه‌های با تراوایی بالا، موجب انحراف جریان سیال به‌سمت لایه‌های کم‌تراوا می‌شود. بااین‌حال، برای دستیابی‌به این عملکرد، بررسی رفتار جریانی فوم درمقیاس حفره ضروری است تا سازوکار‌های مؤثر در انحراف سیال به‌خوبی تبیین‌شود. در این مطالعه، رفتار جریان فوم در شرایط غیاب نفت (مشابه شرایط آبخوان) و درحضور نفت باقی‌مانده بررسی‌شد. بدین‌منظور، الگویی از محیط متخلخل طراحی‌شد که شامل دولایه با تراوایی مختلف است که بایکدیگر در ارتباط سیالی هستند. نتایج نشان‌داد که در شرایط بدون نفت، حضور فوم سبب‌می‌شود تا جریان سیال تزریقی به‌سمت لایۀ با تراوایی کمتر منحرف‌شود. هم‌چنین، درحضور نفت، فوم توانست عملکرد مطلوبی در کنترل جبهۀ حرکت گاز تزریقی داشته‌باشد، به‌طوری‌که منجربه افزایش تولید نفت باقی‌مانده از ۳ درصد به ۷۵ درصد شد. این نتایج، بیانگر ظرفیت فوم برای ارتقای فرایندهای گازپایه به‌منظور ازدیاد برداشت نفت است. نتایج هم‌چنین، نشان‌داد که تزریق فوم می‌تواند به‌عنوان یک روش مؤثر برای کنترل مسیر سیال تزریقی در شرایط مخازن ناهمگن لایه‌ای و نیز افزایش تولید نفت باقی‌مانده باشد. فوم با افزایش گران‌روی سیال، مقاومت جریان را در لایه‌های با تراوایی بالا افزایش‌می‌دهد و باعث انحراف سیال به‌سمت مناطق هدف کم‌تراوا و متعاقباً بهبود کارایی فرایند تزریق گاز می‌شود.
کلیدواژه‌ها
تزریق فوم
تزریق گاز
میکرومدل ناهمگن
انحراف سیال
تحرک‌پذیری
ازدیاد برداشت نفت

عنوان مقاله English

Experimental Investigation of Foam Flow Dynamics for Enhancing Gas Injection Performance in Layered Heterogeneous Micromodels

نویسندگان English

A. H. Molaei 1
M. Simjoo 2
1 MSc. in Petroleum Engineering, Tabriz University of Technology
2 Assistant Professor of Petroleum Engineering, Tabriz University of Technology
چکیده English

Controlling the flow path of injected fluids in layered heterogeneous oil reservoirs remains a critical challenge for enhancing the performance of gas-based enhanced oil (EOR) recovery processes. Foaming the injected gas is a promising method to address this challenge by creating selective flow resistance and improving fluid diversion. Foam generates resistance in high-permeability layers, effectively diverting injected fluids toward lower-permeability zones and improving sweep efficiency. To optimize this process, a pore-scale understanding of foam flow behavior and the underlying mechanisms of fluid diversion is essential. In this study, the flow behavior of foam was investigated under two conditions: (1) in the absence of oil (simulating aquifer conditions) and (2) in the presence of water-flood residual oil. A micromodel with two interconnected layers of contrasting permeabilities was designed to simulate layered heterogeneous porous media. Results demonstrated that in the absence of oil, foam generation effectively diverted the injected fluid flow into the lower-permeability layer. In the presence of oil, foam effectively controlled the injected gas front, significantly increasing residual oil production from 3% to 75%. These findings support the significant potential of foam to enhance gas-based EOR processes and increase incremental oil recovery. This study also highlights foam injection as an effective strategy for controlling fluid flow paths in layered heterogeneous porous media and significantly boosting residual oil production. 
By increasing fluid viscosity and flow resistance in high-permeability layers, foam diverts fluids to low-permeability zones, thereby enhancing the efficiency of gas injection processes.

کلیدواژه‌ها English

Foam Injection
Gas Injection
Heterogeneous Micromodel
Fluid Diversion
Mobility
Enhanced Oil Recovery
[1]        Enick, R. M., Olsen, D., Ammer, J., & Schuller, W. (2012, April). Mobility and conformance control for CO2 EOR via thickeners, foams, and gels-a literature review of 40 years of research and pilot tests. In SPE Improved Oil Recovery Conference, (pp. SPE-154122). SPE. https://doi.org/10.2118/154122-MS
[2]        Lake, L. W., Johns, R., Rossen, B., & Pope, G. A. (2014). Fundamentals of enhanced oil recovery 1(1). Richardson, TX: Society of Petroleum Engineers.
[3]        Han, J., Lee, M., Lee, W., Lee, Y., & Sung, W. (2016). Effect of gravity segregation on CO2 sequestration and oil production during CO2 flooding. Applied Energy, 161, 85-91.https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2015.10.021
[4]        Pedroni, L. G. (2017). Experimental study of mobility control by foams: potential of a FAWAG process in pre-salt reservoir conditions (Doctoral dissertation, Université Pierre et Marie Curie-Paris VI).
[5]        Ding, L., Jouenne, S., Gharbi, O., Pal, M., Bertin, H., Rahman, M. A., ... & Guérillot, D. (2022). An experimental investigation of the foam enhanced oil recovery process for a dual porosity and heterogeneous carbonate reservoir under strongly oil-wet condition. Fuel, 313, 122684. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2021.122684
[6]        Wu, Q., Ding, L., Zhang, L., Ge, J., Rahman, M. A., Economou, I. G., & Guérillot, D. (2023). Polymer enhanced foam for improving oil recovery in oil-wet carbonate reservoirs: A proof of concept and insights into the polymer-surfactant interactions. Energy, 264, 126256. https://doi.org/10.1016/j.energy.2022.126256
[7]        Shahmarvand, S., & Ameli, F. (2021). A Review on Recent Studies on the Simulation of Foam Flooding in Porous Media. Iranian Chemical Engineering Journal, 20(116), 64-83. https://doi.org/10.22034/ijche.2021.260314.1074, [In Persian].
[8]        Sanders, A. W., Jones, R. M., Linroth, M., & Nguyen, Q. P. (2012, October). Implementation of a CO2 foam pilot study in the SACROC field: Performance evaluation. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition? (pp. SPE-160016). Spe. https://doi.org/10.2118/160016-MS
[9]        Roman, S., Abu-Al-Saud, M. O., Tokunaga, T., Wan, J., Kovscek, A. R., & Tchelepi, H. A. (2017). Measurements and simulation of liquid films during drainage displacements and snap-off in constricted capillary tubes. Journal of colloid and interface science, 507, 279-289. https://doi.org/10.1016/j.jcis.2017.07.092
[10]      Hosseini-Nasab, S. M., Gholipour Sangelaji, K., & Hormozi, F. (2025). Evaluation of Enhanced Oil Recovery Mechanisms Using Foam Stabilized by Surfactant-Nanosilica Hybrid. Iranian Chemical Engineering Journal. https://doi.org/10.22034/ijche.2025.488822.1466
[11]      Lv, M., Liu, Z., Ji, C., Jia, L., & Jiang, Y. (2018). Investigation of pore-scale behaviors of foam flow in a polydimethylsiloxane micromodel. Industrial & Engineering Chemistry Research, 57(44),15172-15180. https://doi.org/10.1021/acs.iecr. 8b03366
[12]      Nguyen, Q. P., Currie, P. K., & Zitha, P. L. (2005). Effect of crossflow on foam-induced diversion in layered formations. SPE Journal, 10(01), 54-65. https://doi.org/10.2118/82270-PA
[13]      Yang, W., Lu, J., Wei, B., Yu, H., & Liang, T. (2021). Micromodel studies of surfactant flooding for enhanced oil recovery: a review. ACS omega, 6(9), 6064-6069. https://doi.org/10.1021/acsomega.0c05750
[14]      Kong, D., Li, Y., Yu, M., Ma, R., Guo, H., Peng, Y., ... & Yan, H. (2019). Experimental investigation on block and transport characteristics of foam in porous media for enhanced oil recovery processes. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 570, 22-31. https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2019.02.067
[15]      Singh, R., & Mohanty, K. K. (2017). Foam flow in a layered, heterogeneous porous medium: A visualization study. Fuel, 197, 58-69. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2017.02.019
[16]      Conn, C. A., Ma, K., Hirasaki, G. J., & Biswal, S. L. (2014). Visualizing oil displacement with foam in a microfluidic device with permeability contrast. Lab on a Chip, 14(20), 3968-3977. https://doi.org/10.1039/C4LC00620H
[17]      Guo, F., Aryana, S. A., Wang, Y., McLaughlin, J. F., & Coddington, K. (2019). Enhancement of storage capacity of CO2 in megaporous saline aquifers using nanoparticle-stabilized CO2 foam. International Journal of Greenhouse Gas Control, 87, 134-141. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2019.05.024
[18]      Jian, G., Fernandez, C. A., Puerto, M., Sarathi, R., Bonneville, A., & Biswal, S. L. (2021). Advances and challenges in CO2 foam technologies for enhanced oil recovery in carbonate reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 202, 108447. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.108447
[19]      Aveyard, R., & Clint, J. H. (1996). Foam and thin film breakdown processes. Current Opinion in Colloid & Interface Science, 1(6), 764-770. https://doi.org/10.1016/S1359-0294(96)80079-3
مهندسی شیمی ایران
دوره 24، شماره 143
بهمن و اسفند 1404
صفحه 8-20