Как найти новые ПАВ для повышения нефтеотдачи в высокотемпературных резервуарах
Добавление поверхностно-активных веществ является актуальным способом для повышения нефтеотдачи, потому что их воздействие на поверхность породы и границу раздела «нефть-вода» позволяет извлечь нефть, которая в противном случае удерживается капиллярными силами в матрице породы. Кроме того, ПАВ способствуют эмульгированию воды и сырой нефти, что значительно повышает эффективность процесса добычи нефти.
Однако, многие резервуары имеют очень тяжелые условия, которые приводят к химическому разложению поверхностно-активных веществ, вызванному высокими температурными условиями и степенью солености. Поскольку компаниям, которые занимаются добычей нефти, приходится исследовать резервуары, находящиеся в сложных условиях, необходимо найти подходящие ПАВ.
Для разработки и тестирования новых ПАВ исследователи должны иметь возможность проводить испытания в условиях, аналогичных тем, что существуют в скважине. Одним из ключевых параметров для изучения и оптимизации ПАВ является межфазное натяжение, которое можно измерить с помощью видеотензиометра серии SVT со специальными капиллярами, способными работать с нагретой водой при температуре до +130°C.
Чтобы проиллюстрировать интересные результаты, которые можно получить с помощью такого оборудования, мы хотим рассказать о последней работе Зулькифли и его команды из Petronas Research. Используя наши видеотензиометры с вращающейся каплей и специальными капиллярами, выдерживающими высокое давление, они количественно определили влияние времени старения на различные ПАВ при температуре выше +100°C и солености морской воды до 32 000 ppm путем мониторинга межфазного натяжения с течением времени.
Они смогли показать, что типичные ПАВ на основе сульфатов и сульфонатов нестабильны в этих условиях, поскольку ПАВ на основе сульфатов сталкиваются с проблемами гидролиза при таких температурах, а ПАВ на основе сульфонатов выпадают в осадок в присутствии двухвалентных ионов.
В противоположность этому выводу, использование алкиловых эфиркарбоксилатов (АЭК) в чистом виде или в смеси с алкилполигликолидами (АПГ) позволило получить систему, которая может хорошо работать в жестких условиях. При температуре +106 °C они обнаружили самое низкое межфазное натяжение 0,01 мН/м, когда АЭК:АПГ использовались в соотношении 50:50 с общей концентрацией ПАВ 0,1-0,2 весовых % в растворе солености морской воды. Термическая стабильность этих составов изучалась в течение 60 дней при температуре +106 °C и не выявила значительных изменений.
Ключом к успешному проведению измерений в таких жестких условиях является специально разработанный капилляр, позволяющий безопасно нагревать водные растворы до температуры +130 °C без кипения. Если вы хотите узнать больше о содержании статьи, вы можете напрямую обратиться к списку литературы ниже:
Список литературы: