ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ХМУН «ПАВ ЗАВОДНЕНИЕ»

​KHMUN LAB RESEARCH PAV FLOODING

Murtadha Jabbar

Master student of the Department of Development and Operation of Deposits of Hard-to-Recover Hydrocarbons, Institute of Geology and Oil and Gas Technologies, Kazan (Volga Region) Federal University,

Russia, Republic of Tatarstan, Kazan

Mihdi Al-Saimaree

Master student of the Department of Development and Operation of Deposits of Hard-to-Recover Hydrocarbons, Institute of Geology and Oil and Gas Technologies, Kazan (Volga Region) Federal University,

Russia, Republic of Tatarstan, Kazan

Abdulazeez Mahmood

Master student of the Department of Development and Operation of Deposits of Hard-to-Recover Hydrocarbons Institute of Geology and Oil and Gas Technologies, Kazan (Volga Region) Federal University,

Russia, Republic of Tatarstan, Kazan

АННОТАЦИЯ

Одним из наиболее важных способов является химический МУН, заводнение повехностно-активными веществами относится к ХМУН для извлечения остаточной нефти, и многие специалисты считают его способом вымывание пластов. после закачки повехностно-активными веществами идёт безводная эксплуатация в течение нескольких месяцев наибольшую т.е. актуальность они получили на месторождениях находящихся в стадии падающей добычи или характеризующиеся повышенной обводненностью, поэтому исследование этого метода очень важно, как и стремление к достижению наилучших результатов т.е. для повышения эффективности метода для получения наибольшей суммы прибыли. В данной работе, ПАВ неионогенного способствует растворимости ионогенного типа, ПАВ анионного типа выступает в качестве гидрофилизатора и снижения межфазного натяжения. Необходимо было замешать раствор 0,3% с соотношением ПАВ 9/1, 8/2, 7/3, 6/4. При этом ПАВ S23 изначально содержит в своем составе 56% активного вещества, а ПАВ Solo 73%. Визуальная оценка показала, что все соотношения ПАВ 0,3% полностью растворены. Исходя из результатов, полученных на приборе пптического тензиометра SDT фирмы KRUSS можно сделать вывод, что при увеличении концентрации неионогенного ПАВ уменьшается межфазное натяжение.

ABSTRACT

One of the most important methods is chemical EOR, surfactant flooding belongs to chemical EOR for residual oil recovery, and many specialists consider it as a method of reservoir flushing. after injection with surfactants, water-free operation takes place during several months, i.e. they are most relevant in the fields which are in the stage of declining production or have high water cut, so the study of this method is very important, as well as the pursuit of the best results. In this work, non-ionic surfactant promotes solubility of ionogenic type and anionic surfactant acts as hydrophilizer and reduces interfacial tension. A 0.3% solution with a surfactant ratio of 9/1, 8/2, 7/3, 6/4 had to be mixed. The S23 surfactant initially contained 56% active ingredient and the Solo surfactant 73%. Visual assessment showed that all surfactant ratios of 0.3% were fully dissolved. From the results obtained on the KRUSS SDT Pptic Tensiometer, it can be concluded that the interfacial tension decreases as the concentration of the non-ionic surfactant increases.

Ключевые слова: заводнение, поверхностно-активное вещество, межфазное натяжение, гидрофобность, гидрофильность, концентрация.

Keywords: flooding, surfactant, interfacial tension, hydrophobicity, hydrophilicity, concentration.

Введение

Одним из эффективных методов увеличения нефтеотдачи, является заводнение с использованием водорастворимых ПАВ.

Технологии повышения КИН с помощью различных видов химического заводнения пользуются большим спросом, однако наибольшую актуальность они получили на месторождениях, находящихся в стадии падающей добычи или характеризующиеся повышенной обводненностью.

1. Заводнение повехностно-активными веществами

Одним из эффективных методов увеличения нефтеотдачи, является заводнение с использованием водорастворимых ПАВ.

На сегодняшний день проблема повышения нефтеотдачи становится наиболее актуальной т.к. потребление нефтепродуктов в мире растет с геометрической прогрессией, при этом конечная нефтеотдача залежей составляет в среднем не более 35%.

Технологии повышения КИН с помощью различных видов химического заводнения пользуются большим спросом, однако наибольшую актуальность они получили на месторождениях, находящихся в стадии падающей добычи или характеризующиеся повышенной обводненностью.

Молекула ПАВ имеет две имеет две функциональные группы, а именно гидрофильную (водорастворимую) и гидрофобную (маслорастворимую), или полярную и неполярную группы соответственно [1].

Рисунок 1. Молекула поверхностно-активного вещества

Рисунок 2. Поверхностно активный агент с указанием гидрофобной и гидрофильной групп

Рисунок 3. Взаимодействие поверхностно-активных веществ между двумя несмешивающимися поверхностями

Молекулы ПАВ имеют ассиметричное строение, ориентированное полярной частью к водной фазе, а гидрофобной к УВ. гидрофильная группа не имеет заряда.

Основной целью заводнения с растворимыми ПАВ является снижение межфазного натяжения и высвобождение остаточной нефти за счет сильного снижения межфазного напряжения между нефтью и водой [2].

Сырая нефть содержит органические кислоты и соли, спирты и другие природные поверхностно-активные вещества агенты, когда сырая нефть приводится в контакт водой, природные поверхностно-активные вещества накапливаются на границе раздела и образуют адсорбированную пленку, которая снижает межфазное натяжение на границе сырой нефти / воды.

ПАВ используемые в процессе заводнения делятся на следующие группы:

Рисунок 4. Виды поверхностно-активных веществ

Анионные поверхностно-активные вещества отрицательно заряжены и обладают хорошей стабильностью, способность создавать самоорганизующиеся структуры и способны снижать поверхностное натяжение на границе фаз. Анионные поверхностно-активные вещества диссоциируют в воде с образованием амфифильного аниона (отрицательно заряженного) и катиона (положительно заряженный), который обычно представляет собой щелочной металл, такой как натрий (Na⁺) или калий (К⁺) [3].

Катионные поверхностно-активные вещества имеют положительно заряженную головную группу. Катионные поверхностно-активные вещества диссоциируют в воде, образуя амфифильный катион и анион, обычно галогенид (Br-, Cl- и т. д.). Катионные поверхностно-активные вещества приобрели меньшую популярность чем, анионные и неионные поверхностно-активные вещества.

Катионные поверхностно-активные вещества, растворяются в нефтяной фазе между поверхностно-активным веществом и карбоксилатов при создании ионных пар. Таким образом, поверхность становится более влажной, и водная фаза может лучше взаимодействовать с капиллярными силами.

Молекулы амфолитных (амфотерных) ПАВ содержат в своем составе два типа групп: кислотную (чаще всего карбоксильную) и основную (обычно аминогруппу с разной степенью замещения). В зависимости от рН среды они проявляют свойства как катионных, так и анионных ПАВ, а в диапазоне рН 9-12 ведут себя как неионногенные соединения. Гидрофильная группа заряжена как положительным, так и отрицательным зарядом [4].

Неионогенные поверхностно-активные вещества не имеют заряженной головной группы. Они также применяются для использования в МУН, главным образом в качестве со-поверхностно-активных веществ для продвижения процесса поверхностно активных веществ.

Их гидрофильная группа недиссоциирующего типа, не ионизирующая в водных растворах. Примерами веществ, которые содержат неионогенные поверхностно активные вещества являются спирты, фенолы, простые эфиры, сложные эфиры или амиды.

Требования к поверхностно-активным веществам многочисленны и отличаются тем, какие механизмы являются наиболее доминирующими, к примеру, оцениваются условия процесса, такие как высокая температура и высокое давление в условиях коллектора.

Выбор ПАВ для заводнения осуществляется на основе следующих факторов:

– совместимость с пластовой водой с различной минерализацией (при концентрации ПАВ до 1%);

– влияние на ОФП по отдельной фазе;

– влияние на смачиваемость нефтесодержащих пород;

– влияние на вытесняющую способность закачиваемого реагента;

– минерализации пластовых вод;

– при контакте водных растворов ПАВ с нефтью не формируется устойчивой микроэмульсии («третьей фазы»);

– предельная статическая и динамическая адсорбция;

– межфазное натяжение в диапазоне концентраций от 0,5 до 20 г/л.

Успешность внедрения технологии по большей части зависит от:

– энергетического состояния пластов;

– геолого-физической характеристики объектов;

– геологического строения пластов.

Повышенная минерализация пластовых вод не позволяет ПАВ снизить межфазное натяжение, вследствии того, что оно не полностью растворяется в растворе и остается в дисперсном (взвешенном, олеиновом состоянии), что в свою очередь приводит к уменьшению ожидаемой нефтеотдачи. Наилучшей растворимостью в растворах высокой минерализации обладают ПАВ с короткими цепочками [5].

Выбор технологии для каждого месторождения имеет индивидуальный подход, методика выбора включает в себя множество тестов, описывающих свойства и эффективность внедрения той или иной технологии с использованием ПАВ.

ПАВ в процессе заводнения способствуют:

– снижению межфазного натяжения;

– отмыву пленочной нефти;

– гидрофилизации пород;

– увеличению вытеснения нефти;

– может выступать в качестве диспергатор.

2. Исследования по внедрению

Комплекс исследований по внедрению включает в себя:

Исследования на совместимость: с этой целью приготавливаются растворы различных концентрации ПАВ с модельной водой, после чего происходит их выдержка в течении 24 часов, в ходе теста если наблюдается полное растворение ПАВ в воде тест считается успешным, если в ходе тестирования происходит расслоение раствора на фазы, либо происходит выпадение осадка тест на совместимость считается не пройденным.

Далее производится исследования межфазного натяжения раствора ПАВ на границе с нефтью [6]. Тестирование производится на специализированной установке, в которой межфазное натяжение определяется методом отрыва капли. На основе данных полученных в ходе тестирования строиться график зависимости концентрации раствора ПАВ от поверхностного натяжение. При этом определяется CMC концентрация, выше которой поверхностное натяжение на границе фаз не изменяется.

Следующим этапом исследования является проверка термостабильности раствора ПАВ: с этой целью раствор помещается в термошкаф с постоянно поддерживаемой температурой, раствор считается термостабильным если в ходе испытания не происходит разделение фаз или выпадение осадка [7,10-12].

Затем проводятся фильтрационные исследования керновом материале с учетом термабарических условий исследуемых интервалов для определения коэффициента вытеснения нефти.

Процесс ПАВ способствуют увеличению коэффициента вытеснения. ПАВ обеспечивают снижение поверхностного натяжения на границе нефти и вытесняющей жидкости. При низком межфазном натяжении капли нефти легко деформируются, благодаря чему уменьшается работа, необходимая для проталкивания их через сужения пор, что увеличивает скорость их перемещения в пласте [8]. Адсорбируясь на поверхности раздела фаз с водой и вытесняя активные компоненты нефти, создающие на поверхности раздела адсорбционные слои с высокой прочностью, ПАВ облегчают деформацию менисков в порах - капиллярах пласта. Все это увеличивает глубину и скорость капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенную породу.  Применение ПАВ способствует отмыву пленочной нефти, гидрофилизации поверхности горной породы, снижению набухаемости глинистых пород. Большинство нефтей в пористой среде обладают аномальной вязкостью. ПАВ адсорбируется на структурообразующих компонентах нефти и ослабляют взаимодействие между ними. Это ведет к существенному снижению вязкости нефти. Применение метода в карбонатных коллекторах эффективнее, чем в терригенных [9].

3. Методология работы с ПАВ

1. Получение раствора заданной концентрации

Для работы боли необходимо провести расчет необходимого количества воды и ПАВ, затем с помощью лабораторных весов и дозатора произвести подготовку заданных растворов в необходимых концентрациях и поставить на магнитную мешалку для замешивания.

Рисунок 5. Процесс взвешивания необходимых ингредиентов

Рисунок 6. Подготовка раствора на магнитной мешалке

2. Оценка растворимости ПАВ

Растворимость ПАВ оценивается визуально: стакан с раствором ставиться перед фоном, оценивается наличие искажений, дисперсных частиц, расслоение раствора, выпадение осадка.

3. Измерение межфазного натяжения

Межфазное натяжение на границе нефть – вода (раствор ПАВ) измеряется с помощью оптического тензиометра SDT фирмы KRUSS методом вращающейся капли (рис. 6). Тяжелая фаза (нефть) помещается в капилляр, туда же дозируется лёгкая фаза (раствор ПАВ). При вращении капилляра капля вытягивается, пока не разорвется в момент, когда центробежные силы превысят силу межфазного натяжения. Таким образом, при измерении подбирается скорость вращения капилляра так, чтобы центробежные силы были равны межфазному натяжению. На основе частоты вращения капилляра, плотностей фаз и радиуса вытянутой капли программное обеспечение тензиометра рассчитывает межфазное натяжение.

Рисунок 7. Оптический тензиометр SDT фирмы KRUSS

4. Результаты лабораторных исследований ПАВ

1. Получение раствора заданной концентрации

Были замешаны растворы, содержащие ПАВ неионогенного и ионогенного типа.

ПАВ неионогенного способствует растворимости ионогенного типа, ПАВ анионного типа выступает в качестве гидрофилизатора и снижения межфазного натяжения. Необходимо было замешать раствор 0,3% с соотношением ПАВ 9/1, 8/2, 7/3, 6/4. При этом ПАВ S23 изначально содержит в своем составе 56% активного вещества, а ПАВ Solo 73%.

В нашем случае соотношение 9/1.

Где m_ПАВ – масса поверхностно-активного вещества, г;

ω_ПАВ – концентрация ПАВ, %;

m_{раст-ра} - масса итогового раствора, г;

m_ан. - масса анионного ПАВ, г;

m_ни. - масса неионогенного ПАВ, г;

m_{ан.ПАВ56%} - масса анионного раствора, г;

ω_ан. – концентрация анионного ПАВ, %;

m_{ни.ПАВ73%} - масса неионогенного раствора, г;

ω_ни. – концентрация неионогенного ПАВ, %;

m_воды - масса воды, г.

2. Оценка растворимости ПАВ

Визуальная оценка показала, что все соотношения ПАВ 0,3% полностью растворены (рис.7; 8)

Рисунок 8. Оценка растворимости ПАВ 9/1

Рисунок 9. Оценка растворимости ПАВ

3. Измерение межфазного натяжения

В таблице 1 приведены результаты измерения межфазного натяжения для растворов с различным содержанием анионного и неионогенного ПАВ.

Таблица 1

Результаты измерения межфазного натяжения

На рисунке 9 показана динамика изменения межфазного натяжения в зависимости от соотношения ПАВ.

Рисунок 10. Изменение межфазного натяжения в зависимости от соотношения ПАВ

Заключение

Одним из наиболее важных способов является химический МУН, заводнение повехностно-активными веществами относится к ХМУН для извлечения остаточной нефти, и многие специалисты считают его способом вымывание пластов. после закачки повехностно-активными веществами идёт безводная эксплуатация в течение нескольких месяцев наибольшую т.е. актуальность специалисты получили на месторождениях находящихся в стадии падающей добычи или характеризующиеся повышенной обводненностью, поэтому исследование этого метода очень важно, как и стремление к достижению наилучших результатов т.е. для повышения эффективности метода для получения наибольшей суммы прибыли.

Авторы работали в этой статье над этой целью и пришли к некоторым выводам.

ПАВ неионогенного способствует растворимости ионогенного типа, ПАВ анионного типа выступает в качестве гидрофилизатора и снижения межфазного натяжения. Необходимо было замешать раствор 0,3% с соотношением ПАВ 9/1, 8/2, 7/3, 6/4. При этом ПАВ S23 изначально содержит в своем составе 56% активного вещества, а ПАВ Solo 73%.

Визуальная оценка показала, что все соотношения ПАВ 0,3% полностью растворены

Исходя из результатов, полученных на приборе Оптический тензиометр SDT фирмы KRUSS можно сделать вывод, что при увеличении концентрации неионогенного ПАВ уменьшается межфазное натяжение.

Список литературы:

1. Рузин, Л. М. Методы повышения нефтеотдачи пластов (теория и практика) [Текст] : учеб. пособие / Л. М. Рузин, О. А. Морозюк. – Ухта : УГТУ, 2014. – 127 с.
2. Кудинов, В. И. Новые технологии повышения добычи нефти / В. И. Кудинов, Б. М. Сучков. – Самара, 1998. – 368 с.
3. Алварадо В., Манрик Э. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Планирование и стратегии применения. – М.: ООО «Премиум-инжиниринг», 2011. – 244 с.
4. Ладенко А.А., Савенок О.В. Теоретические основы разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: Инфра-Инженерия, 2020. 244 с.
5. Ибрагимов Г.З. Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: справочник – М.: Недра, 1991 – 384 с. 10.
6. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1985 – 308 с.
7. Barnes, Julian R. et al. "Application of Internal Olefin Sulfonates and Other Surfactants to EOR. Part 1: Structure - Performance Relationships for Selection at Different Reservoir Conditions." Paper presented at the SPE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, USA, April 2010. https://doi.org/10.2118/129766-MS
8. Karpan, V. M. et al. "West Salym ASP Pilot: Project Front-End Engineering." Paper presented at the SPE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, USA, April 2014.  https://doi.org/10.2118/169157-MS
9. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов. – Самара : Кн. изд., 1996. – 437 с.
10. 10.Carbon Dioxide Applications for Enhanced Oil Recovery Assisted by Nanoparticles: Recent Developments / M. Al-Shargabi, Sh. Davoodi, D. A. Wood [et al.] // ACS Omega . — 2022 . — Vol. 7, iss. 12 . — 9984-9994c.
11. A critical review of self-diverting acid treatments applied to carbonate oil and gas reservoirs / M. Al-Shargabi, Sh. Davoodi, D. A. Wood [et al.] // Petroleum Science . — 2022 . — Vol. XX, iss. X . — 86 c.
12. Аль-Шаргаби, М. А. Т. С. Стадии и механизм набухания глин при бурении скважин / М. А. Т. С. Аль-Шаргаби, А. Х. Альмусаи, А. А. Ш. А. Вазеа // Научное сообщество студентов XXI столетия. Естественные науки : сборник статей по материалам LXX студенческой международной научно-практической конференции : Ассоциация научных сотрудников "Сибирская академическая книга", 2018. – С. 47-52.