بررسی انحلال پذیری آسفالتین در حلالهای مختلف و تاثیر پدیده هیسترسیس بر آن
الموضوعات :حمزه پندش 1 , فریدون خضعلی 2 , محمدرضا اصغری‌گنجه 3
1 - گروه مهندسی شیمی، واحد امیدیه، دانشگاه آزاد اسلامی، امیدیه ، ایران
2 - گروه شیمی، واحد امیدیه، دانشگاه آزاد اسلامی، امیدیه ، ایران
3 - گروه شیمی، واحد امیدیه، دانشگاه آزاد اسلامی، امیدیه ، ایران
الکلمات المفتاحية: نفت سنگین, ویسکوزیته, جریان‌پذیری, فرآیندهای استخراج,
ملخص المقالة :
تشکیل رسوب آسفالتین در مخازن نفتی یکی از چالش‌های مهم در صنعت نفت است که باعث کاهش راندمان تولید، آسیب به سازند و افزایش هزینه‌های تعمیر و نگهداری میشود. در این پژهش حلالیت رسوبات آسفالتین در حلال های مختلف مورد بررسی قرار گرفته است و حلال بهینه با توجه به نوع نفت خام و ترکیبات آسفالتین مشخص شده است. آزمایش ها در سیستم رفلاکس انجام شده است.. نتایج نشان می‌دهد که حلالهای آروماتیکی مانند تولوئن و زایلین در مقایسه با وایت اسپریت، کارایی بیشتری در حل‌کردن رسوبات دارند. علاوه بر این، پدیده هیسترسیس بین مراحل رسوب و انحلال مجدد آسفالتین مشاهده شد که نشان‌دهنده پیچیدگی رفتار این ترکیبات در نفت خام است. این یافته‌ها می‌تواند به بهبود روش‌های مدیریت رسوبات آسفالتین و کاهش هزینه‌های مرتبط با آن کمک کند.
[1] Tharanivasan, A.K., Asphaltene precipitation from crude oil blends, conventional oils, and oils with emulsified water. Vol. 73. 2012.
[2] Otzisk, B. and H. Kempen, Stabilisation of asphaltenes. Petroleum Technology Quarterly, 2009(1): p. 31.
[3] Akbarzadeh, K., et al., Asphaltenes-problematic but rich in potential. Oilfield Review, 2007. 19(2): p. 2243-.
[4] Ilyin, S., et al., Asphaltenes in heavy crude oil: Designation, precipitation,
solutions, and effects on viscosity. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2016. 147: p. 211217-.
[5] Hedrick, B., K. Seibert, and C. Crewe, 2006 A new approach to heavy oil and bitumen upgrading. UOP LLC, Meta Petroleum.
]6[ Leontaritis, K.J. and G.A. Mansoori, 1988 Asphaltene deposition: a survey of field experiences and research approaches. Journal of petroleum science and engineering.1(3): p. 229-239
]5 [ Buenrostro-Gonzalez, E., et al., Asphaltene precipitation in crude oils:Theory and experiments. AIChE Journal, 2004. 50(10): p. 25522570-.
]6 [Hunt, A., Uncertainties remain in predicting paraffin deposition. Oil and Gas Journal, 1996. 94(31): p. 96103-.
]7[ Mansoori, G.A. 1997, Modeling of asphaltene and other heavy organic depositions. Journal of petroleum science and engineering. 17(1): p. 101-111.
]8[ Ashoori, S. 2005, Mechanisms of asphaltene deposition in porous media, University of Surrey.
]9[ Hirschberg, A., et al., Influence of temperature and pressure on asphaltene flocculation. Society of Petroleum EngineersJournal, 1984. 24(03): p. 283-293.
]10[ Hasanvand, M.Z., M.A. Ahmadi, and R.M. Behbahani, Solving asphaltene precipitation issue in vertical wells via redesigning of production facilities. Petroleum, 2015. 1(2): p. 139145-.
]11[ Mansoori G.A.; Jiang T.S.; Kawanaka S., ''Asphaltene Deposition and its Role in Petroleum Production and Processing'', Chicago, Illinois 60680, USA 1988.
]12[ Hirchberg A.; DeJong L.N.J.; Schipper B.A.; Meijer J.G., ''Influence of Temprature and Pressure on Asphaltene Flocculation'', SPE J. 24, 1984, pp. 283-293.
]13[ Asghari, SPE, M. Dong, SPE, “Development of a Correlation Between Performance of CO2Flooding and the Past Performance ofWaterflooding in Weyburn Oil Field”, SPE 99789, 2006.
]14[ Srivastava, R. S.; Huang, S. S. Asphaltene Deposition during CO2Flooding: ALaboratoryAssessment. SPE 37468, 1997.
[15] Tavakkoli, M, Boggara, M, Garcia-Bermudes, M, & Vargas, FM. "Asphaltene Deposition: Impact on Oil Production, Experimental Methods, and Mitigation Strategies." Exploration and Production of Petroleum and Natural Gas. Ed. Riazi, MR. 100 Barr Harbor Drive, PO Box C700, West Conshohocken, PA 19428-2959: ASTM International, 2016.
[16] Khamehchi, E., Shakiba, M. & Ardakani, M.S. A novel approach to oil production optimization considering asphaltene precipitation: a case study on one of the Iranian south oil wells. J Petrol Explor Prod Technol 8, 1303–1317 (2018). https://doi.org/10.1007/s13202-017-0409-0
[17] Amin Bemani, Siavash Ashoori, and Masoud Bahram, “Parametric analysis of the effect of operation parameters on asphaltene deposition: An experimental study “Petroleum Science and Technology , 2017, 35, 1989-1994. https://doi.org/10.1080/10916466.2017.1375949
[18] Hosseini, Ali , Zare Elnaz , Ayatollahi Shahab , Vargas Francisco M., Chapman Walter G., Kostarelos Konstantinos, Taghikhani Vahid, “Electrokinetic behavior of asphaltene particles” Fuel, 2016,178, 15, 234-242 https://doi.org/10.1016/j.fuel.2016.03.051
[19] Behnam Mahmoudi , Mohammad Reza Zare-Reisabad, “EXPERIMENTAL STUDY OF TEMPERATURE EFFECT ON ONSET PRESSURE OF ASPHALTENE IN LIVE OIL “Petroleum & Coal 57(4) 346-352, 2015.
]20[ J. Beck, W. Y. Svrcek, and H. W. Yarranto, W. (2005). Hysteresis in Asphaltene Precipitation and Redissolution. Energy & Fuels 2005, 19, 944-947
|
ISSN (Print): 2008-9228- ISSN (Online): 2423-7264
Research Paper
Investigation of Asphaltene Solubility in Various Solvents and the Effect of Hysteresis Phenomenon on It
1, 2*, 3
Received: Accepted: PP:
Use your device to scan and read the article online
DOI:
Keywords: Asphaltene, hysteresis, crude oil |
Abstract Asphaltene precipitation in oil reservoirs is one of the major challenges in the oil industry, causing reduced production efficiency, formation damage, and increased maintenance costs. In this study, the solubility of asphaltene deposits in various solvents was investigated, and the optimal solvent was identified based on the crude oil type and asphaltene composition. Experiments were conducted using a reflux system. The results show that aromatic solvents such as toluene and xylene are more effective in dissolving the deposits compared to white spirit. Furthermore, the hysteresis phenomenon was observed between the stages of asphaltene precipitation and redissolution, indicating the complex behavior of these compounds in crude oil. These findings can contribute to improving asphaltene deposit management methods and reducing the associated costs.
|
Citation: .(2024).. Journal of Nano chemistry and Electrochemistry. 2(1):
|
Corresponding author: Address: Tell: Email:
|
Extended Abstract
Introduction:
The type and extent of structural and reservoir damage significantly affect the production efficiency of oil reservoirs and directly influence well performance. The most common cause of such damage is the blockage of pore spaces in the rock by solid particles. This phenomenon can result from external factors such as drilling mud invasion into the formation, transport of solid particles from the reservoir itself, or solids carried with injected water for enhanced oil recovery. Another major cause of this damage is the formation of organic deposits such as asphaltenes and waxes, or mineral precipitates, which block flow pathways in the porous medium[1].
One of the critical challenges during oil production and hydrocarbon processing is the formation of asphaltene deposits. In upstream operations, asphaltene precipitation causes pore blockage, formation damage, and deterioration of wellbore casing and surface and downhole equipment, including pipeline fouling. These issues not only reduce oil production rates and reservoir recovery efficiency but also lead to significant economic costs associated with well repair and downtime[1,2]. Asphaltene precipitation has been reported not only in natural production but also during stimulation and enhanced recovery projects[1,2].
Asphaltenes contain considerable amounts of sulfur compounds and heavy metals, which, upon contact with catalytic refinery plates, decrease their efficiency and eventually deactivate the catalysts over time[2,3]. Moreover, asphaltene deposits strongly affect water-in-oil emulsions; their formation reduces water emulsification in oil, resulting in separate water phases during production[4]. Asphaltenes represent the heaviest fraction of crude oil hydrocarbons, soluble in aromatic solvents like benzene and toluene but insoluble in low molecular weight paraffinic solvents such as n-hexane and n-heptane[4]. Due to the complex and variable composition of asphaltenes in different crude oils, no universal structural model for asphaltene precipitation exists, though various molecular structural models have been proposed for different oil wells[1,4].
Resins are polar aromatic molecules that surround asphaltene molecules, helping to stabilize them in crude oil by preventing aggregation and precipitation. These highly polar resins dissolve completely in crude oil and interact with asphaltenes, maintaining them in a colloidal suspension[2,3,5,6]. The chemical composition of crude oil plays a crucial role in maintaining the stability of heavy organic components. Key factors influencing stability include the heavy-to-light molecular ratio, polar-to-nonpolar ratio, and the types of components present in the oil. Changes in pressure, temperature, and oil composition (e.g., addition of solvents) can disrupt this balance and promote precipitation.
For instance, increasing the aromatic hydrocarbon content in crude oil (a polar miscible solvent) promotes the formation of asphaltene micelle aggregates that grow in size with concentration due to the molecular arrangement of atoms and ions in the complex asphaltene structure. Conversely, increasing paraffinic hydrocarbons can lead to the solid phase separation of asphaltenes. The separated particles, containing oxygen, sulfur, and nitrogen compounds with hydrogen bonding, aggregate and block the porous media irreversibly[7].
Variations in the concentration of anti-flocculant agents such as resins alter the adsorption of organic particles onto heavy particle surfaces. When resin concentration is insufficient to fully cover these surfaces, active free sites promote aggregation, causing heavy organic particles to cluster and grow. The nature and shape of these aggregates significantly influence fluid flow in porous media and pipelines[8].
One of the primary factors destabilizing the crude oil colloidal system and promoting asphaltene precipitation is pressure variation. In oil reservoirs, pressure changes have a greater impact on asphaltene precipitation than temperature changes because operational pressure ranges are broader and changes are more pronounced[5]. The effect of pressure on asphaltene deposition is often studied in two ranges. Decreasing pressure towards the bubble point reduces crude oil solubility, thereby enhancing asphaltene precipitation[3,9,10].
|
|
شاپا چاپی: 9228-2008 شاپا الکترونیکی: 7264-2423
مقاله پژوهشی
بررسی انحلالپذیری آسفالتین در حلالهای مختلف و تاثیر پدیده هیسترسیس بر آن
حمزه پندش1، فریدون خضعلی2، محمدرضا اصغری گنجه2
1- گروه مهندسی شیمی، واحد امیدیه، دانشگاه آزاد اسلامی، امیدیه ، ایران
2- گروه شیمی، واحد امیدیه، دانشگاه آزاد اسلامی، امیدیه ، ایران
چکیده تشکیل رسوب آسفالتین در مخازن نفتی یکی از چالش‌های مهم در صنعت نفت است که باعث کاهش راندمان تولید، آسیب به سازند و افزایش هزینه‌های تعمیر و نگهداری میشود. در این پژهش حلالیت رسوبات آسفالتین در حلال های مختلف مورد بررسی قرار گرفته است و حلال بهینه با توجه به نوع نفت خام و ترکیبات آسفالتین مشخص شده است. آزمایش ها در سیستم رفلاکس انجام شده است.. نتایج نشان می‌دهد که حلالهای آروماتیکی مانند تولوئن و زایلین در مقایسه با وایت اسپریت، کارایی بیشتری در حل‌کردن رسوبات دارند. علاوه بر این، پدیده هیسترسیس بین مراحل رسوب و انحلال مجدد آسفالتین مشاهده شد که نشان‌دهنده پیچیدگی رفتار این ترکیبات در نفت خام است. این یافته‌ها می‌تواند به بهبود روش‌های مدیریت رسوبات آسفالتین و کاهش هزینه‌های مرتبط با آن کمک کند.
کلمات کلیدی : آسفالتین، هیسترسیس، نفت خام
|
تاریخ دریافت: تاریخ پذیرش: شماره صفحات:
از دستگاه خود برای اسکن و خواندن مقاله به صورت آنلاین استفاده کنید
DOI:
واژههای کلیدی:
|
استناد: (1403). فصلنامه نانو شیمی و الکتروشیمی.15 (2):
مقدمه
نوع و مقدار آسیب های ساختاری و سازندی در مخزن، راندمان تولید از مخازن نفتی را افزایش یا کاهش می دهد که به شدت بر تولید چاه تأثیر می گذارد. بسته شدن فضاهای خالی سنگ توسط ذرات جامد شایع ترین علل این نوع آسیب است. این پدیده ممکن است در اثر عوامل خارجی مانند نفوذ گل حفاري در سازند، انتقال ذرات جامد خود سازند و یا ذرات همراه آب تزریقی (جهت افزایش برداشت) رخ دهد. از دیگر عوامل این پدیده، تشکیل رسوبات آلی نظیر آسفالتین و واکس و یا رسوبات معدنی است که باعث بسته شدن مسیر جریان در محیط متخلل میشود[1]. مهمترین مشکل، در حین توليد نفت و فرآیندهای هیدروکربنی تشکیل رسوب آسفالتین است که در بخش بالا دستی نفت سبب بسته شدن محیط متخلخل، تخریب سازند، تخریب ستون چاه و تجهيزات سطحي و سرچاهی از جمله بسته شدن خطوط لوله می شود. این تخریب و مشکلات علاوه بر اینکه میزان تولید نفت و بازده برداشت از مخزن را کاهش می دهد از لحاظ اقتصادي هم نیز باعث تحمیل هزينه های تعمير و رفع اشكال چاه ها و در نهایت بسته شدن موقت چاه ها می‌گردد. رسوب آسفالتین علاوه بر تولید طبیعی از مخازن، تحریکچاه ، در طول پروژه‌هاي افزایش استخراج نیز گزارش شده است [2و1].
تركيبات آسفالتين حاوي مقادير قابل توجهی تركيبات گوگردي و فلزات سنگين هستند كه در زمان بهره برداری و پالایش نفت، در صورت تماس با صفحات كاتاليزوري در پالايشگاه ها باعث کاهش بازده این صفحات و به مرور زمان باعث از بین رفتن آنها و کارآیی كاتاليزورها شده و در نهایت آنها را غيرفعال مي‌كند[3و2]. علاوه بر این، رسوب آسفالتین به شدت بر امولسیون آب در نفت نیز اثر می گذارد. با تشکیل رسوب آسفالتین، مقدار امولسیون آب در نفت کاهش می یابد و آب به صورت فاز مستقل تولید می گردد[4]. آسفالتين سنگین ترین برش هیدروکربنی نفت خام است كه در در حلال های آروماتیکی مانند بنزن و تولوئن محلول و در حلال هاي پارافيني با وزن مولكولي کم مانند نرمال هگزان و نرمال هپتان، نامحلول هستند[4]. با توجه به پیچیدگی تركيب آسفالتين و تفاوت آن در نفت هاي مختلف، مدل خاص و مشخصی برای رسوب آسفالتین ارائه نشده است اما مدل های ساختاری مولکولی مختلفی برای نفت چاه‌های مختلف ارائه شده است[4و1].
رزین ها مولكول هاي آروماتيكي و قطبي هستند كه ساختار آسفالتين ها را احاطه كرده اند. این مواد باعث می شوند مولکول های آسفالتین در نفت خام تعلیق شوند و از تشکیل رسوبات آسفالتینی تجمع آنها در محیط های متخلل جلوگیری می کند[3و2]. رزين ها بسيار قطبي هستند و كاملاً در نفت خام حل می شوند. اتصال مولكول‌هاي آسفالتين به يكديگر و خوشه اي1 شدن آنها باعث افزايش نواحی قطبي در توده ی تشکیل شده می گردد و شرایط را براي اتصال رزين ها به مولکول های آسفالتین ایجاد میکند و رزين ها با قسمت آليفاتيك خود سبب كلوئيدي شدن مولكول آسفالتین و تعليق آنها در نفت می شوند[6و5]. ترکیب شیمیایی نفت خام نقش مهمی در میزان پراکندگی اجزای آلی سنگین در نفت دارد. عوامل اولیه ای که وظیفه نگهداری و حفظ پایداری ترکیب نفتی را بر عهده دارند عبارتند از: نسبت مولکولهای سنگین به سبک، آشفتگی یا برهم زدن تعادل ترکیبات نفتی، نسبت مولکولهای قطبی به غیر قطبی، و نوع اجزای موجود در نفت، باعث رسوب اجزای آلی سنگین می شوند. عواملی مانند تغییر فشار، دما و ترکیب نفتی (مانند افزودن یک حلال به نفت) نیز می توانند پایداری نفت را برهم بزند. به عنوان مثال وقتی میزان هیدروکربن آروماتیکی به یک نفت خام (یک حلال قابل امتزاج قطبی) افزایش پیدا کند ذرات آسفالتین توده‌های مایسل را تشکیل می دهند که با افزایش غلظت، اندازه آنها رشد می کنند. این پدیده عمدتاً به دلیل آرایش اتم ها و یون ها رخ می دهد که حاصل از ساختار مولکولی پیچیده آسفالتین است. از طرفی دیگر وقتی مقدار هیدروکربن های پارافینی در یک نفت خام افزایش پیدا می کند، ذرات آسفالتین ممکن است به عنوان یک فاز جامد از نفت جدا شوند. قطعات جداشده که شامل ترکیبات اکسیژن، سولفور و نیتروژن با پیوندهای هیدروژنی هستند شروع به تجمع و بسته شدن محیط های متخلل می کنند و در نهایت باعث رسوب برگشت ناپذیر اجزای آلی سنگین می شوند[7]. تغییر در غلظت عوامل ضد لخته )مانند رزین( در نفت باعث می شود میزان جذب ذرات آلی بر روی سطح ذرات سنگین تغییر کند. غلظت این عوامل در نفت ممکن است به حدی پایین باشد که مقدار جذب شده آن برای پوشش کل سطح ذرات اجزای سنگین کافی نباشد. پوشانده نشدن کامل سطح ذرات آلی باعث ایجاد پتانسیل توده ای شدن یا تجمع و باعث توسعه مکان های آزاد فعال بر روی ذرات و تجمع ذرات آلی سنگین می شود، درنتیجه این امر، ذرات آلی سنگین به هم می رسند و به هم می‌چسبند و رشد می کنند. ماهیت و شکل توده های ایجاد شده، تأثیر آنها را بر روی حرکت سیالات نفتی در محیط متخلخل و خطوط انتقال تعیین می کنند[8].
يكي از عوامل اصلي که می تواند سيستم كلوئيدي نفت را از حالت پايدار خارج کرده و بر رسوب آسفالتين تأثیر بگذارد تغیرات فشار است. در مخازن نفتی تغییرات فشار تأثیر بیشتری بر ايجاد رسوب نسبت به دما دارد. زیرا تغييرات فشار در مخازن نسبت به تغييرات دما شديدتر و محدوده ی فشار عملياتي بسيار گسترده تر است[5]. تأثیر فشار بر رسوب آسفالتین ها در دو بازه ی متفاوت بررسی میشود. با كاهش فشار تا فشار نقطه ی حباب، حلاليت نفت خام كاهش مي يابد [3و9و10].
با افزودن آلكان هاي نرمال سبك (به عنوان عامل رسوب دهنده) رسوب آسفالتين تشکیل می شود. زیرا افزودن این الکان ها باعث می شود غلظت رزين کاهش یافته و آسفالتین ها را از حالت معلق و شناور به خوشه های آسفالتین - رزین و در نهایت رسوب تبدیل کند و حلالیت بیشتر رزين در نرمال آلكان سرعت تشکیل رسوب آسفالتين را نیز افزایش می دهد[5]. بر اساس تحقیقات انجام شده، افزایش نسبت گاز به نفت باعث افزايش رسوب آسفالتين می شود. زیرا تعادل بین آسفالتین ها و رزین های موجود در نفت از بین می رود و رزین ها از سطح مولکول های آسفالتین ها جدا می شوند. در نتیجه انعقاد و رسوب آسفالتين افزايش مي يابد. تزریق گاز امتزاجی به نفت برای عملیات ازدیاد برداشت نفت (به ویژه دی اکسید کربن) باعث تشدید و افزایش رسوب آسفالتین‌ها می شود[9].
رسوب آسفالتين یک پديده اي بسیار پيچيده است. عواملي مانند يون هيدروژن و كربن دي اكسيد و گاز نيتروژن می تواند باعث تشکیل رسوب آسفالتین شود. برخي عوامل مانند تغييرات دما و فشار و به دنبال آن تغيير در تركيب نفت خام، تعادل بين آسفالتين و مالتين ها را بر هم مي‌زند[11و 12]. يون هيدروژن موجود در نفت همراه با ذرات كلوييدي آسفالتين یک پيوند هيدروژني ایجاد کرده و باعث رسوب آسفالتين مي شود. يكي ديگر از عوامل رسوب دهي، كه پس از انجام عمليات سيلاب زني بسياري از مخازن نفتي سبك و متوسط که به منظور افزایش تولید تحت تزریق گاز دی اکسید کربن یا گازهای هیدروکربنی صورت می گیرد خود گاز کربن دی اکسید است. با تزريق دي اكسيد کربن، نفت باقيمانده در منافذ كوچك تر متورم شده و ویسکوزیته آن کاهش می یابد[13]. به دلیل کاهش pHو خارج شدن نفت از حالت پایدار، تزریق دی اکسید کربن می تواند ایجاد آسفالتين را به همراه داشته باشد[14].
حلال ها اغلب برای حذف رسوب آسفالتین استفاده می شوند و مهمترین آنها عمدتاً تولوئن، زایلن، بنزن و پیریدین هستند. این حلال ها، آروماتیکی هستند و می توانند آسفالتین را در خود حل کنند. نتایج تجربی نشان می دهد برای اثربخشی بیشتر حلال، بهتر است آنها را همراه با انتقال حرارت اضافه کرد. با توجه به پیچیدگی ساختار آسفالتین نمی توان نظر دقیقی در مورد مکانیسم اثر حلال ها در پایداری آسفالتین بیان کرد. اما این پایداری و افزایش آسفالتین در حضور تولوئن ممکن است ناشی از تأثیر حلال بر خواص ویسکوز الاستیسیته یا کشسانی ویسکوزیته ذرات آسفالتین و کاهش بازده تجمع ذرات باشد. اگر چه تولوئن آسفالتین را در خود حل می کند اما در مهار آن بسیار ضعیف است و دلیل این امر می تواند عدم وجود گروه های غیر قطبی در تولوئن باشد.
یک موضوع در کاهش رسوب آسفالتین برگشت پذیری است. که درک بهتر از برگشت پذیری بارش آسفالتین ممکن است به توسعه مدل های پیش‌بینی کمک کند ، تئوری های ترمودینامیکی فرض می کنند که بارش آسفالتین کاملاً برگشت پذیر است، در حالی که مدل کلوئیدی پیش بینی می کند بارش غیر قابل برگشت. چندین محقق ثابت کردند که بین بارش و انحلال مجدد آسفالتین، پسماند وجود دارد. این پسماند در مخلوط آسفالتین و حلال با افزودن یا حذف یک حلال در رسوب مانند تولوئن یا نرمال هپتان و با گرم کردن و سرد کردن مشاهده شده است. پسماند مشابهی نیز در نفت خام و مخلوط رقیق کننده با افزودن یا حذف کردن یک رسوب با گرم کردن و یا سرد کردن و افزایش یا کاهش فشار مشاهده می شود. عامل دیگری که ممکن است باعث هیسترسیس شود، اکسیداسیون یا پلیمریزاسیون آسفالتین با کاتالیزور اکسیژن/ رزین هاست. بسیاری از آزمایشات در جو هوا انجام می شود بنابراین فرآیند اکسیداسیون از همین مسئله نشأت می گیرد. آزمایش های انخلال مجدد معمولاً زمان بیشتری نسبت به آزمایش های بارشی دارند و ممکن است در صورت بروز اکسیداسیون، افزایش بارش آسفالتین را نشان دهد. احتمال دیگر این است که سطح تجمع آسفالتین برای بارش و انحلال مجدد متفاوت باشد. مولکولهای آسفالتین به صورت خود تجمعی در توده های متشکل 10-2 مولکولی دیده می شوند و به طور متوسط به میزان دما و ترکیبات بستگی دارد. ممکن است که میزان تجمع آسفالتین در پدیده ی هیسترسیس ارتباطی بین بارش و انحلال مجدد داشته باشد.
در سال 2017 توکل دوانی و همکارش [15] به بررسی رسوب آسفالتین در ستون چاه تولیدی از لایه ی دوم سازند فهلیان در جنوب غرب ایران پرداختند. آنها از آزمایش های طیف سنجی برای بررسی اثر دما و فشار استفاده کردند. با توجه به نتایج کار آنها با کاهش دمای سیال، رسوب آسفالتین افزایش یافته است. در مورد فشار نیز با کاهش فشار تا نقطه ی حباب، رسوب آسفالتین نیز افزایش یافت اما با کاهش بیشتر فشار به کمتر از فشار نقطه ی حباب، رسوب آسفالتین کاهش یافته است. در سال 2018 احسان خامه چی و همکارانش [ 16] تأثیر پارامترهای حرارتی بر رسوب آسفالتین در یکی از میادین نفتی ایران را مورد مطالعه و بررسی قرار دادند. در این مقاله با استفاده از مدل های بیل، کلیور، اسکوبدو، یتس و منصوری، چاه مورد مطالعه مدل سازی شد. در مدل های استفاده شده، مدل اسکوبدو بیشترین مقدار و مدل بیل کمترین مقدار ضریب ته نشینی را پیش بینی می کنند. امین بمانی و همکارش[ 17]در 2017 بررسی آزمایشگاهی رسوب گذاری و جذب آسفالتین را مورد مطالعه قرار دادند. در این مطالعه به بررسی تأثیر سه نانو ذره ی فلزی Sio2، Al2o3 و Mgo بر روی رسوب آسفالتین پرداخته شده است. سپس داده های جذب با استفاده از 4 مدل جذب (لانگمیر، فروندلیچ، تمکینو دبین رادوشکویچ) مدل سازی شد. نتایج نشان می دهد که بهترین مدل برای پیش بینی رفتار جذب، مدل دبین رادوشکویچ می باشد. همچنین مشاهده شد که جذب چند لایه‌ای و فیزیکی از مکانیسم های مهم در جذب آسفالتین هستند و مدل های فروندیچ و تمکین و دبین‌رادوشکویچ، آن را تایید می کنند. سید احمد حسینی و همکارانش [ 18]در 2018 بررسی آزمایشگاهی حذف رسوبات آسفالتین از سنگ مخزن کربناته توسط حلال های شیمیایی رو مورد مطالعه قرار دادند. در این مطالعه پس از تعیین نقطه شروع رسوب گذاری آسفالتین به وسیله ویسکومتر،21% حجمی نرمال هپتان و 79% حجمی نفت خام به میزان PV20 به سه هسته کربناته با نفوذ پذیری حدود 9 میلی دارسی تزریق شد. پس از رسوب آسفالتین در محیط متخلخل، حلال های تتراهیدروفوران، کلروفرم و دی کلرومتان به میزان چهار برابر حجم خلل و فرج به درون مغزه ها تزریق گردید تا میزان بهبود نفوذپذیری بررسی گردد. تتراهیدروفوران نفوذپذیری را تا میزان 70% بهبود می بخشد. حلال های کلروفرم و دی کلرومتان به ترتیب 41% و 60% نفوذپذیری را بازیابی می کنند. نتایج حاصل از میکروسکوپ الکترونی روبشی (SEM2) و mapping مغزه ها یا نقشه برداری هسته ای پس از تزریق حلال ها نشان می دهد تتراهیدروفوران توانسته است به خوبی نفوذپذیری را بهبود ببخشد اما در برخی مناطق عناصری از نیتروژن و سولفور همچنان باقی مانده است. بهنام محمودی و همکارانش در 2013 [ 19] به بررسی تأثیر تزریق نیتروژن، متان و دی اکسید کربن بر رفتار فازی و نا پایداری رسوبات آسفالتین در مخازن نفتی به صورت امتزاجی بر روی نمونه های مختلفی پرداختند و به این نتیجه رسیدند که گاز های مورد بررسی تأثیر قابل توجهی بر ناپایداری رسوبات آسفالتین دارند. از این مقایسه و مراجعه به نتایج تورم زایی نفت، می توان نتیجه گرفت که گاز نیتروژن نسبت به گازهای دیگر تأثیر بسیار بیشتری بر تورم زایی نفت دارد و فشار اشباع با سرعت بیشتری افزایش یافته است. آنها همچنین به این نتیجه رسیدند که نیتروژن به دلیل خواص بحرانی خاص خود تأثیر بیشتری بر ناپایداری رسوبات آسفالتین دارد.
یک توضیح جایگزین برای هیسترسیس تغییر در ارتباط مولکولی آسفالتین است. تجمع، بستگی به ترکیب، دما و احتمالاً فشار دارد. وقتی نرمال هپتان به قیر اضافه می شود، آسفالتین ها احتمالاً به میزان بیشتری تجمع پیدا می کنند. ممکن است یک مانع انرژی برای تفکیک وجود داشته باشد به طوری که حلال حذف شود، آسفالتین ها حتی به مقدار بیشتری نسبت به قبل باقی می مانند. از آنجائیکه جرم مولی مؤثر بیشتر است، میزان بارش نیز بیشتر است و هیسترسیس اتفاق می افتد. فرض بر این است که پسماند از یک مانع انرژی برای تجزیه آسفالتین ناشی می شود همانطور که هپتان بیشتری اضافه می شود، آسفالتین تجمع پیدا می کنند. هنگامی که هپتان حذف می شود این امکان وجود دارد که آسفالتین ها در حالت تجمع بالاتری باقی بماند و از این رو به میزان بیشتری نسبت به قبل رسوب کند. بنابراین در نسبت هپتان به قیر معین به میزان بیشتری نسبت به قبل رسوب میکند. اگر سیستم گرم شود، بازده آسفالتین به مقادیر اولیه خود باز می گردد که نشان می دهد می توان حالت تجمع اولیه را بازیابی کرد. از این رو به نظر می رسد که بارش آسفالتین یک فرآیند برگشت پذیر است و اینکه پسماند بین بارش و انحلال مجدد را می توان در قالب یک منبع انرژی برای تجزیه آسفالتین توضیح داد[20].
2. مواد شیمیایی و تجهیزات
بالن ته گرد شیشه ای انشعاب دار و بالن ته گرد ، بشر و پیپت و سوکسوله برای جدا سازی و تعیین میزان آسفالتین استفاده می شود. ترازو با دقت 001/0 گرم برای وزن کردن نمونه های اولیه برداشتی و وزن رسوب آسفالتین استفاده می شود. کوره با توان حرارتی بالا برای جداسازی رسوب آسفالتین درون بوت چینی پس از تقطیر و وزن کردن جهت استفاده مجدد و از دستگاه آون جهت خشک کردن رسوب و وسایل آزمایشگاهی مورد استفاده قرار می گیرد. دیسیکاتور برای خنک کردن و رطوبت گیری رسوبات و وسایل آزمایشگاهی کاربرد دارد.
مواد شیمیایی که در این آزمایش ها مورد استفاده قرار گرفته اند عبارتند از تولوئن با خلوص 99.99 % ، زایلین با خلوص 99.9% ، ترمال هپتان که همگی از مرک آلمان خریداری شده اند و وایت اسپریت و استون تجاری موجود در بازار استفاده شده است. مشخصات نمونه نفت خام مورد استفاده در این مطالعه در جدول (1) آورده شده است. این نمونه از یکی از چاه های مخزن بنگستان کوپال از مناطق نفت خیز جنوب کشور تهیه شده است. نمونه مورد نظر بر اساس استاندارد نمونه گیریD-4057 ASTM نمونه گیری شد.
جدول 1- مشخصات نمونه نفت خام
H2S | P at 14 days |
P
| Q | Wwax | Ppour point | Tottal Sulfure | R.V.P | Sherinkage | Visqusity @ 60°c | Viscosity @ 40°c | API | S gravity | % (BS&W) | salt |
93 PPM | 0 PSI | 1650 PSI | 5000 bbl | 2.2 % | -41°C | 1.3017 %(m/m) | 3.5 PSI | 0.9933 |
35 S |
41 S | 30.45 | 0.8731 | 0.025 | 19gm-3 |
3. روش آزمایش
ابتدا وزن معینی از نفت معمولاً بین 80 تا 100 گرم از نمونه نفت را برداشته و درون دستگاه تقطیر قرار تا دمای c° 260 حرارت می دهیم تا ترکیبات سبک و همچنین آب همراه نفت تبخیر شود. بعد از رسیدن به دمای مورد نظر دستگاه را خاموش کرده و اجازه می دهیم نمونه خنک شودف پس از خنک شدن وزن نمونه بعد از تقطیر را ثبت می کنیم ( R ) سپس مقداری از نمونه برداشته و درون دستگاه سوکسوله قرار می دهیم. بخشی از نمونه با نرمال هپتان مخلوط شده و مخلوط در یک استخراج کننده تحت رفلاکس گرم قرار داده می شود تا از طریق شستشو با نرمال هپتان گرم، مواد واکسی حذف شده و رسوب آسفالت و مواد معدنی روی کاغذ صافی باقی بماند. پس از حذف مواد واکسی از طریق انحلال در تولوئن گرم، آسفالت و مواد معدنی از یکدیگر جدا می‌شوند و در ادامه با استخراج حلال به وسیله تبخیر و توزین، مقدار آسفالت موجود در نمونه مشخص می شود. جهت تمیز کردن و اطمینان از اینکه کُنیکال فلاکس و ظرف تبخیر کاملاً تمیز شده است از یک عامل به شدت اکسید کننده مانند کروموسولفوریک اسید، آمونیون پرکسی دی سولفات در اسید سولفوریک با غلظت تقریبی 80 گرم بر لیتر یا خود اسید سولفوریک برای مدت 12 ساعت غوطه‌ور می کنیم و سپس با آب شیرین، آب مقطر و استون شستشو دهید و از انبر جهت جابجایی آن استفاده کنید.
4. محاسبات
محاسبات درصد جرمی آسفالتین موجود در محصولات نفتی با رابطه 1 بدست میآید
(1) 
که در این رابطه A ، درصد جرمی آسفالتین موجود در نمونه و M وزن آسفالتین موجود در نمونه و G وزن کل نمونه است. محاسبه درصد جرمی آسفالت موجود در نفت خام با استفاده از رابطه 2 بدست میآید.
(2) 
که در این رابطه C ، درصد جرمی آسفالتین موجود در نمونه نفت خام ، M وزن آسفالتین، R وزن باقیمانده تقطیر موجود در بالن تقطیر و G ، وزن بخشی از باقیمانده تقطیر موجود در بالن تقطیر است که جهت تعیین آسفالتین مورد استفاده قرار گرفته است و D ، وزن نفت خامی که جهت تقطیر در بالن تقطیر ریخته شده است.
5. آزمایش بارش یا رسوب گذاری
برای آزمایش بارش، نرمال هپتان استفاده شده را به صورت نسبت H/B (Heptane/Bitumen Ratio cm3/g) در نظر می گیریم و مخلوط به مدت 30 دقیقه در یک تکان دهنده مکانیکی تکان داده ودر مدت زمان مورد نظر در حالت تعادل رها می کنیم. سپس مخلوط به مدت 5 دقیقه تکان داده می شود تا رسوبات پراکنده شوند و به مدت 6دقیقه در سرعت rpm 3600 سانتریفیوژ می شود. بعد از سانتریفیوژ مایع رویی تخلیه شده و مقدار cm3 20 نرمال هپتان به آن اضافه می شود تا رسوب را بشوید و به مدت 15 دقیقه تحت فراصوت قرار گرفته و مجدداً به مدت 6 دقیقه دیگر با همان سرعت سانتریفیوژ می شود. مایع رویی تخلیه شده و مرحله شستشوی هپتان دو بار تکرار می شود. رسوب باقیمانده در دمای اتاق خشک می شود تا تغییری در جرم، دیگر مشاهده نشود. بازده آسفالتین برابر است با جرم رسوب خشک شده تقسیم بر جرم نمونه برداشتی. جرم نمونه ای برداشتی معمولاً از 1 تا 10 گرم می باشد. حجم حلال هم معمولاً از 23 تا cm3 38 می باشد به طوری که حجم کل cm3 40 باشد.
6. آزمایش انحلال مجدد
برای آزمایش انحلال مجدد آسفالتین ها ابتدا با افزودن نرمال هپتان به نمونه با نسبت دلخواه، نسبت اولیه H/B به مدت 30 دقیقه به شدت تکان داده می شود و جهت رسیدن به ته نشینی 24 ساعت زمان داده می شود. برای حل مجدد آسفالتین ها، هپتان در زیر لایه آسفالتین در دمای c° 20-5 تبخیر میشود تا زمانی که نسبت H/B که مورد نظرمان است به دست بیاید. تبخیر هپتان به 10 تا 30 دقیقه زمان نیاز دارد. پس از مرحله تبخیر، مخلوط باقیمانده با تکان دادن کاملاً مخلوط شده و برای ته نشینی به مدت 24 ساعت دیگر رها می شود. بعد از این مدت زمان مقدار آسفالتین مشخص می شود. این آزمایش ها در دو جو هوا و نیتروژن انجام می شود.
7. بحث و نتایج
آزمایش ها بر روی یک نمونه چاه از مخزن بنگستان کوپال واقع در مناطق نفت خیز جنوب انجام شده است که همواره دچار تشکیل رسوب آسفالتین می شود به طوریکه از این چاه با توجه به مقدار نمک پایین و دبی مناسب به صورت دوره ای و مقطعی استفاده می شود.
اولین آزمایش، انحلال در دو حلال تولئن و زایلین مورد آزمایش و بررسی قرار گرفت به طوریکه ابتدا دو حلال تولوئن و زایلین به صورت خالص و سپس به صورت ترکیبی از یکدیگر در ترکیب های 30/70، 40/60، 50/50، 60/40 و 70/30 مورد آزمایش شد و نتایج در نمودار 4-1 نشان داده شده است. ستون عمودی میزان درصد رسوب آسفالتین و ستون افقی میزان درصد ترکیب حلال ها را نشان می‌دهد به طور مثال منظور از 70% به این معنی است که این ترکیب شامل 70% زایلین و 30% تولوئن است و همچین 30% به معنی 70% تولوئن و 30% زایلین است. در نمودار 1 پایین ترین نقطه مربوط به حلال زایلین خالص است و بالاترین نقطه تولوئن خالص را نشان می دهد و به صورت کاملاً مشخص نشان می دهد که حلال تولوئن دارای بیشترین حلالیت است و همچنین نشان می دهد که با افزایش میزان درصد ترکیب تولوئن نسبت به زایلین حلالیت تولوئن رو به افزایش است.
نمودار 1- حلالیت آسفالتین موجود در نفت خام در حلال های مورد استفاده
در آزمایش دوم حلالیت تولوئن و وایت اسپریت را همانند آزمایش قبلی مورد بررسی قرار داریم. دلیل استفاده از وایت اسپریت، ارزان بودن این حلال بود و اینکه بررسی کنیم با چه ترکیبی می توان مقدار تولوئن را که نسبت به وایت اسپریت گران تر است را کمتر کنیم. نتایج این آزمایش نیز در نمودار 1 پانل وسط نشان داده شده است. همانطور که از نمودار مشخص است، حلالیت وایت اسپریت بسیار پایین است و در صورتی که میزان تولوئن از 50 درصد بیشتر نسبت به وایت اسپریت باشد بازدهی بهتری را از خود نشان می دهد در آزمایش سوم حلالیت زایلین و وایت اسپریت را مورد بررسی قررار دادیم این آزمایش هم همانند دو آزمایش دیگر با همان درصد ترکیب انجام شد نتایج این آزمایش در نمودار 1 پانل پایین نشان داده شده است. باز هم حلالیت پایین وایت اسپریت را نشان می دهد و هیچ تغییری در افزایش حلالیت زایلین ایجاد نکرده است و مثل آزمایش قبل نشان می دهد که اگر میزان وایت اسپریت نسبت به زایلین کمتر باشد حلالیت زایلین افزایش پیدا می کند.
برای اینکه مقایسه هر سه حلال به صورت واضح مشخص باشد و حلالیت تولوئن، زایلین و وایت اسپریت را نشان دهیم آنها را در نمودار 2 نشان دادیم و مشخص کنیم کدام حلال دارای حلالیت بیشتری نسبت به حلال دیگر دارد و چه ترکیبی مناسب تر است.
نمودار 2- مقایسه بین کارایی حلال های مختلف در حذف رسوب آسفالتین در نفت خام
8. نتایج به دست آمده حاصل از آزمایش پدیده ی هیسترسیس
آزمایش ها پنج بار در نسبت های مختلف نرمال هپتان به نفت خام تحت دو جو هوا و نیتروژن انجام شده است و نتایج به صورت نمودار3 نشان داده شده است . ستون عمودی وزن رسوب آسفالتین و ستون افقی نسبت نرمال هپتان به نمونه را نشان می دهد.
با توجه به نمودار3 به نظر می رسد آسفالتین ها در نسبت های کم نرمال هپتان به نمونه دوباره حل می‌شوند. بازده بارش و انحلال مجدد در جو نیترژن کمتر هوا است ولی همچنان نشان می دهد که هم بارش و هم انحلال مجدد اتفاق افتاده است بنابراین نشان می دهد پدیده ی هیسترسیس در نفت خام بین مراحل رسوب و انحلال مجدد اتفاق افتاده است. در واقع می توان گفت نتایج به دست آمده از این آزمایش ها پیشگویی های ترمودینامیکی را در مورد عدم وجود پدیده ی پسمانی نقض می کند و چون در هر دو جو هوا و نیتروژن این پدیده وجود دارد با اطمینان بیشتری می توان به برگشت ناپذیری حلالیت آسفالتین توجه کرد. همانطور که در نمودار ها ملاحظه می شود، پدیده ی هیسترسیس بین رسوب دهی و انحلال مجدد آسفالتین ها وجود دارد. مشاهده می شود که در نسبت های کم هپتان به نفت خام، اختلاف به کمترین حد خود می رسد و می توان تحلیل کرد که چون مقدار رسوب دهی کمتر است، قسمت هایی از آسفالتین که ماهیتی مولکولی دارند رسوب داده اند. ولی در نسبت های بالای نرمال هپتان به نفت خام، این اختلاف بیشتر شده است و این استدلال که آسفالتین ها ماهیتی کاملاً مولکولی دارند را مورد سؤال قرار می دهد. اختلاف ها در هر دو جو تقریباً مشخص است ولی در نسبت های کم نزدیک به هم هستند. اگر در نظر داشته باشیم که بیش از 60% رسوبات آسفالتین در حلال های به کار برده شده، حل شده و مشکلی را در تولید ایجاد نکند می توانیم با توجه به آزمایش های انجام شده مقدار حلال مورد استفاده را به دست آوریم. مشاهده می شود که حلال وایت اسپریت به تنهایی قادر به حل کردن بیش از نیمی از رسوبات نیست و حلال های آروماتیکی به سادگی توانایی انجام این کاررا در حجم های بسیار کمتر را دارند، ولی با توجه به قیمت تمام شده‌ی حلال های آروماتیکی هزینه استفاده از آنها بالا می رود و همانطور که در نمودار 4-11 مشاهده می شود، استفاده از حلال های مشترک مانند وایت اسپریت و زایلین از هزینه بسیار کمتری نسبت به دیگر حلال ها برخوردارند.
نمودار3– پسماند بین بارش آسفالتین و انحلال مجدد در دو جو هوا و نیتروژن
9. نتيجهگيري
آزمایش هایی که در این پروژه انجام شده است حلالیت آسفالتین موجود در نفت خام را که از مخزن بنگستان کوپال واقع در مناطق نفت خیز جنوب نمونه برداری شده است، مورد مطالعه و بررسی قرار داده شد. مشاهده شد که حلال های آروماتیکی استفاده شده ( تولوئن و زایلین ) نسبت به حلال هایی مانند وایت اسپریت توانایی بیشتری در حل کردن رسوبات دارند. همچنین مشاهده شده است حلالیت تولوئن نسبت به زایلین بالاتر است. آزمایش ها در سیستم رفلاکس انجام شده است، آزمایش انحلال رسوبات آسفالتین به روش رفلاکس کم هزینه است و با دقت نسبتاً بالایی می توان آزمایش ها را انجام داد.
استفاده از حلال های مشترک نشان داد که می توان با صرف هزینه کمتری به همان بازدهی که حلال های آروماتیکی دارند رسید به شرط اینکه در ترکیب تولوئن–وایت اسپریت و زایلین–وایت اسپریت نباید میزان وایت اسپریت بالای 50% باشد و همچنین در ترکیب تولوئن – زایلین اگر مقدار تولوئن بالای 50% باشد میزان حلالیت افزایش پیدا می کند. در واقع ماهیت آسفالتین ها طوری است که بخشی در حلال های آروماتیک و بخشی در حلال های دیگر آسان تر قابل حل بوده و استفاده از حلال های مشترک باعث راندمان بالاتری در میزان حلالیت می شود. نوع پیوند بین مولکول های آسفالتین و ترکیبات آسفالتینی پارامتری است که در هر نفت خامی متفاوت است و نمی توان یک ترکیب خاص و ثابت برای همه نفت ها پیش بینی کرد. موضوع مهمی که در بحث مربوط به حلال های استفاده شده باید مد نظر داشت، مطالعات اقتصادی است که مورد بررسی قرار گرفته است. نمودار های استخراج شده با توجه به میزان حلالیت نشان داد که در نفت خام استفاده از حلال های مشترک (زایلین – وایت اسپریت) هزینه کمتری نسبت به سایر حلال‌ها دارند و استفاده از آنها در این نفت خام مقرون به صرفه تر می باشد. به طور کلی اگر مسائل اقتصادی مد نظر باشد مخلوط زایلین – وایت اسپریت بهترین ترکیب، در غیر این صورت مخلوط تولوئن – زایلین بهترین ترکیب و اگر نخواهیم به صورت مخلوط استفاده کنیم حلال تولوئن بهترین حلال و در صورت مد نظر قرار دادن مسائل اقتصادی، حلال زایلین بهترین حلال می‌باشد.
بین دو عمل انحلال مجدد و رسوب ترکیبات آسفالتین ممکن است پدیده هیسترسیس مشاهده شود. این در حالی است که اکثر پیش بینی های ترمودینامیکی انحلال رسوبات آسفالتین را کاملاً بازگشت پذیر می‌دانند. آزمایش های انجام شده روی نمونه نفت خام، وجود پدیده هیستریسیس را تأیید میکند و بین رسوب و انحلال مجدد ترکیبات آسفالتین پدیده هیسترسی به وضوح مشاهده شد. این پدیده می تواند بحث مربوط به مولکولی بودن ترکیبات آسفالتین را نقض کند و ماهیتی کلوئیدی را برای ترکیبات آسفالتین در نظر می گیرد. چون در نفت خام در دو جو هوا و نیتروژن این پدیده مشاهده شده است با اطمینان بیشتری می توان گفت که پدیده ی هیسترسیس در نفت های خام وجود دارد و این ایده که انحلال رسوبات آسفالتین کاملاً بازگشت پذیر است را نظر درستی نمی داند.
.
10. مراجع
[1] Tharanivasan, A.K., Asphaltene precipitation from crude oil blends, conventional oils, and oils with emulsified water. Vol. 73. 2012.
[2] Otzisk, B. and H. Kempen, Stabilisation of asphaltenes. Petroleum Technology Quarterly, 2009(1): p. 31.
[3] Akbarzadeh, K., et al., Asphaltenes-problematic but rich in potential. Oilfield Review, 2007. 19(2): p. 2243-.
[4] Ilyin, S., et al., Asphaltenes in heavy crude oil: Designation, precipitation,
solutions, and effects on viscosity. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2016. 147: p. 211217-.
[5] Hedrick, B., K. Seibert, and C. Crewe, 2006 A new approach to heavy oil and bitumen upgrading. UOP LLC, Meta Petroleum.
]6[ Leontaritis, K.J. and G.A. Mansoori, 1988 Asphaltene deposition: a survey of field experiences and research approaches. Journal of petroleum science and engineering.1(3): p. 229-239
]5 [ Buenrostro-Gonzalez, E., et al., Asphaltene precipitation in crude oils:Theory and experiments. AIChE Journal, 2004. 50(10): p. 25522570-.
]6 [Hunt, A., Uncertainties remain in predicting paraffin deposition. Oil and Gas Journal, 1996. 94(31): p. 96103-.
]7[ Mansoori, G.A. 1997, Modeling of asphaltene and other heavy organic depositions. Journal of petroleum science and engineering. 17(1): p. 101-111.
]8[ Ashoori, S. 2005, Mechanisms of asphaltene deposition in porous media, University of Surrey.
]9[ Hirschberg, A., et al., Influence of temperature and pressure on asphaltene flocculation. Society of Petroleum EngineersJournal, 1984. 24(03): p. 283-293.
]10[ Hasanvand, M.Z., M.A. Ahmadi, and R.M. Behbahani, Solving asphaltene precipitation issue in vertical wells via redesigning of production facilities. Petroleum, 2015. 1(2): p. 139145-.
]11[ Mansoori G.A.; Jiang T.S.; Kawanaka S., ''Asphaltene Deposition and its Role in Petroleum Production and Processing'', Chicago, Illinois 60680, USA 1988.
]12[ Hirchberg A.; DeJong L.N.J.; Schipper B.A.; Meijer J.G., ''Influence of Temprature and Pressure on Asphaltene Flocculation'', SPE J. 24, 1984, pp. 283-293.
]13[ Asghari, SPE, M. Dong, SPE, “Development of a Correlation Between Performance of CO2Flooding and the Past Performance ofWaterflooding in Weyburn Oil Field”, SPE 99789, 2006.
]14[ Srivastava, R. S.; Huang, S. S. Asphaltene Deposition during CO2Flooding: ALaboratoryAssessment. SPE 37468, 1997.
[15] Tavakkoli, M, Boggara, M, Garcia-Bermudes, M, & Vargas, FM. "Asphaltene Deposition: Impact on Oil Production, Experimental Methods, and Mitigation Strategies." Exploration and Production of Petroleum and Natural Gas. Ed. Riazi, MR. 100 Barr Harbor Drive, PO Box C700, West Conshohocken, PA 19428-2959: ASTM International, 2016.
[16] Khamehchi, E., Shakiba, M. & Ardakani, M.S. A novel approach to oil production optimization considering asphaltene precipitation: a case study on one of the Iranian south oil wells. J Petrol Explor Prod Technol 8, 1303–1317 (2018). https://doi.org/10.1007/s13202-017-0409-0
[17] Amin Bemani, Siavash Ashoori, and Masoud Bahram, “Parametric analysis of the effect of operation parameters on asphaltene deposition: An experimental study “Petroleum Science and Technology , 2017, 35, 1989-1994. https://doi.org/10.1080/10916466.2017.1375949
[18] Hosseini, Ali , Zare Elnaz , Ayatollahi Shahab , Vargas Francisco M., Chapman Walter G., Kostarelos Konstantinos, Taghikhani Vahid, “Electrokinetic behavior of asphaltene particles” Fuel, 2016,178, 15, 234-242 https://doi.org/10.1016/j.fuel.2016.03.051
[19] Behnam Mahmoudi , Mohammad Reza Zare-Reisabad, “EXPERIMENTAL STUDY OF TEMPERATURE EFFECT ON ONSET PRESSURE OF ASPHALTENE IN LIVE OIL “Petroleum & Coal 57(4) 346-352, 2015.
]20[ J. Beck, W. Y. Svrcek, and H. W. Yarranto, W. (2005). Hysteresis in Asphaltene Precipitation and Redissolution. Energy & Fuels 2005, 19, 944-947
[1] 1 Agglomerate
[2] 1 Scannig Electron Microscopy
