Experimental Study and Mathematical Modeling of Asphaltene Deposition Mechanism in Core Samples
Étude expérimentale et modélisation mathématique du mécanisme de déposition d’asphaltène dans des carottes de forage
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Department of Chemical and Petroleum Engineering, Sharif University of Technology, Tehran – Iran
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Research Institute of Petroleum Industry (RIPI), Tehran – Iran
e-mail: jafaribehbahani@che.sharif.ir - ghotbi@sharif.edu – taghikhani@sharif.edu – sharabadia@ripi.ir
* Corresponding author
In this work, experimental studies were conducted to determine the effect of asphaltene deposition on the permeability reduction and porosity reduction of carbonate, sandstone and dolomite rock samples using an Iranian bottom hole live oil sample which is close to reservoir conditions, whereas in the majority of previous work, a mixture of recombined oil (a mixture of dead oil and associated gas) was injected into a core sample which is far from reservoir conditions. The effect of the oil injection rate on asphaltene deposition and permeability reduction was studied. The experimental results showed that an increase in the oil injection flow rate can result in an increase in asphaltene deposition and permeability reduction. Also, it can be observed that at lower injection flow rates, a monotonic decrease in permeability of the rock samples can be attained upon increasing the injection flow rate, while at higher injection rates, after a decrease in rock permeability, an increasing trend is observed before a steady-state condition can be reached. The experimental results also showed that the rock type can affect the amount of asphaltene deposition, and the asphaltene deposition has different mechanisms in sandstone and carbonate core samples. It can be seen that the adsorption and plugging mechanisms have a more important role in asphaltene deposition in carbonate core samples than sandstone core samples. From the results, it can be observed that the pore volumes of the injected crude oil are higher for sandstone cores compared with the carbonate cores. Also, it can be inferred that three depositional types may take place during the crude oil injection, i.e., continuous deposition for low-permeability cores, slow, steady plugging for high-permeability cores and steady deposition for medium-permeability cores. It can be seen from the experimental results that damage to the core samples was found to increase when the production pressures were increased. The experimental results show that the amount of remaining asphaltene in carbonate core samples is higher than those in sandstone core samples. Also, SEM (Scanning Electron Microscopy) micrographs of carbonate core samples showed the formation of large clusters of asphaltene in comparison with sandstone core samples during natural depletion. It can be seen from the modeling results that the proposed model based on the multilayer adsorption equilibrium mechanism and four material balance equations is more accurate than those obtained from the monolayer adsorption equilibrium adsorption mechanism and two material balance equations, and is in agreement with the experimental data of natural depletion reported in this work and with those reported in the literature.
Résumé
Les études expérimentales présentées dans ce document ont été effectuées afin de déterminer les effets de la déposition d’asphaltène sur la réduction de la perméabilité et de la porosité d’échantillons rocheux de carbonate, de grès et de dolomite en utilisant un échantillon de pétrole brut de fond de puits proche des conditions du réservoir, tandis que dans la majorité des travaux précédents un mélange d’huile recombinée (mélange de pétrole dégazé et des gaz associés) est injecté dans un échantillon de forage dans des conditions très éloignées de celles du réservoir. Les effets du taux d’injection de pétrole sur la déposition d’asphaltène et la réduction de la perméabilité ont été étudiés. Les résultats expérimentaux montrent qu’une augmentation du débit d’injection de pétrole peut causer une augmentation du dépôt d’asphaltène et une réduction de la perméabilité. Il est aussi observé que, pour des débits d’injection plus faibles, une diminution monotone de la perméabilité des échantillons rocheux peut être obtenue en augmentant le débit d’injection, alors que pour des débits d’injection plus élevés, après une diminution de la perméabilité de la roche, une tendance à l’augmentation est observée avant d’atteindre un état stationnaire. Les résultats expérimentaux montrent aussi que le type de roche peut affecter la quantité d’asphaltène déposée, et que la déposition d’asphaltène est liée à différents mécanismes dans les carottes de forage de grès et de carbonate. Il est mis en évidence que les mécanismes d’adsorption et de colmatage jouent un rôle plus important dans les carottes de carbonate que dans ceux de grès. Ces résultats indiquent que les volumes de pore du pétrole brut injecté sont plus élevés dans les échantillons de grès que dans ceux de carbonate. On peut ainsi en déduire que trois types de dépôts peuvent avoir lieu durant l’injection de pétrole brut : un dépôt continu pour les forages à faible perméabilité, un colmatage lent et progressif pour les forages à haute perméabilité et un dépôt progressif pour les forages à moyenne perméabilité. Les résultats expérimentaux indiquent ainsi qu’une augmentation de la pression de production provoque une augmentation des endommagements des carottes de forage. Ceux-ci montrent aussi que la quantité d’asphaltène restante dans les carottes de carbonate est plus élevée que celle restante dans les carottes de grès. De plus, des micrographies MEB (Microscopie Électronique à Balayage) des carottes de carbonate indiquent que la formation d’agglomérats d’asphaltène est plus importante dans ces échantillons que dans ceux en grès durant l’épuisement naturel. Il peut être conclu à partir des résultats de modélisation que les modèles proposés basés sur le mécanisme d’absorption à l’équilibre multicouches et quatre équations de bilan de matière sont plus précis que ceux obtenus à partir du mécanisme d’absorption à l’équilibre monocouche et deux équations de bilan de matière : ces résultats sont en accord avec les données expérimentales d’épuisement naturel présentées dans cette étude et dans la littérature.
© T.J. Behbahani et al., published by IFP Energies nouvelles, 2013
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