Оценка эффективности ПАВ с помощью измерения динамического межфазного натяжения солевого раствора и сырой нефти

Повышение нефтеотдачи направлено на повышение отдачи труднодоступных нефтяных пластов. Для достижения этой цели повышение нефтеотдачи предполагает использование поверхностно-активных веществ для уменьшения межфазного натяжения между сырой нефтью и экстракционной жидкостью, обычно солевым раствором. В данной статье видеотензиометр вращающейся капли SVT от DataPhysics Instruments используется для демонстрации измерения сверхнизкого межфазного натяжения и анализа поведения в динамике. Измеряется межфазное натяжение солевого раствора, содержащего возрастающую концентрацию поверхностного-активного вещества. Межфазное натяжение можно уменьшить с 9,165 мН/м до 0,033 мН/м при увеличении концентрации ПАВ с 0% до 0,1%. Кроме того, время, необходимое для достижения минимального значения межфазного натяжения, может быть значительно сокращено с 45 минут до менее чем десяти минут путем увеличения концентрации ПАВ с 0,01% до 0,1%.

Введение

Сырую нефть необходимо добывать из все более труднодоступных пластов. Как правило, сырая нефть связана с матрицей породы внутри пласта. Для повышения нефтеотдачи пластов используются передовые методы для увеличения эффективности процесса добычи сырой нефти.

Одним из таких методов является использование растворов ПАВ^[1]. В пласт закачивается смесь солевого раствора и ПАВ. Для того чтобы сырая нефть образовала устойчивую смесь с солевым раствором, межфазное натяжение между двумя жидкостями должно быть очень низким. ПАВ снижает межфазное натяжение между солевым раствором и сырой нефтью. Дополнительными факторами, влияющими на стабильность нефть-солевой раствор-эмульсия, являются температура, pH-значение, соленость и давление в пласте. Межфазное натяжение между солевым раствором и нефтью не уменьшается мгновенно до минимального значения при добавлении ПАВ, потому что требуется время для миграции ПАВ в растворе к границе раздела фаз^[2]. Быстрое уменьшение межфазного натяжения благоприятно для повышения производительности.

Далее будет измерено динамическое межфазное натяжение сырой нефти и солевого раствора с различными концентрациями ПАВ с помощью видеотензиометра вращающейся капли SVT 25 от DataPhysics Instruments.

Оборудование и метод измерения
Видеотензиометры вращающейся капли серии SVT (как показано на рис. 2) – это специализированные оптические приборы для измерения сверхнизких межфазных натяжений до 10^-6 мН/м и реологических свойств. Этот метод предлагает уникальные возможности для анализа эффективности ПАВ при разработке эмульсий и повышении нефтеотдачи пластов. Метод основан на анализе оптического контура капли. Как показано на рис. 3, капля жидкости помещается внутрь вращающегося капилляра, заполненного другой жидкостью (тяжелой фазой). За счет вращения капилляра центробежная сила выталкивает тяжелую фазу к стенке капилляра, а легкую фазу к оси вращения. Капля деформируется в цилиндрическую форму, и ее межфазная площадь увеличивается. Межфазное натяжение сопротивляется увеличению площади и может быть определено путем анализа равновесной формы капли, которая получается при вращении с постоянной угловой скоростью.

С помощью программного обеспечения SVT межфазное натяжение может быть измерено автоматически. Система может определять межфазное натяжение от низких до сверхнизких значений и составлять карту изменений межфазного натяжения в зависимости от времени и температуры, а также реологических свойств.

Эксперимент

Межфазное натяжение между солевым раствором, содержащим ПАВ, и сырой нефтью изучалось с помощью прибора SVT 25. Солевой раствор готовили из деионизированной воды, NaCl при 427 мМ, MgCl₂ при 55 мМ и Na₂SO₄ при 27 мМ. Растворы ПАВ с различными концентрациями (0,1%, 0,01%, 0,002%) были приготовлены путем добавления ПАВ в солевой раствор.

Для каждого измерения, сначала заливался ПАВ в стеклянный капилляр, в данном случае это тяжелая фаза. Для облегчения введения капли легкой фазы (в данном случае это сырая нефть), компания DataPhysics Instruments разработала специальную заглушку для капилляра. Через септу, внутри заглушки, можно вводить жидкость с помощью шприца и иглы. Отметим, что объем сырой нефти не должен превышать нескольких мкл. Чтобы обеспечить высокую воспроизводимость и точность, в данном исследовании объем сырой нефти составлял 1 мкл. для каждого измерения. После подготовки стеклянного капилляра с ПАВ-солевой раствор-сырая нефть, капилляр был установлен в измерительную ячейку с помощью быстросъемной системы для SVT. Во время измерения было выбрано подходящее увеличение для обеспечения видимости капли. Благодаря автоматическому и программно-управляемому наклону измерительной ячейки камеры капля удерживалась в неподвижном положении. Кроме того, капля может автоматически удерживаться в центре поля зрения за счет автоматического распознавания формы капли и перемещению камеры для компенсации любого оставшегося смещения капли. Таким образом, имеется возможность измерений в течение нескольких часов или даже дней. Скорость вращения капилляра была выбрана настолько высокой, чтобы влияние силы плавучести на форму капли было незначительным. Зная скорость вращения и данные жидкости такие как плотность, коэффициент преломления, межфазное натяжение может быть автоматически рассчитано программной прибора SVT 25.

Результаты и обсуждение

На рисунке 5 показано межфазное натяжение в зависимости от концентрации ПАВ. Без ПАВ межфазное натяжение между солевым раствором и сырой нефтью составляет 9,165 ± 0,092 мН/м. При концентрации ПАВ 0,002% межфазное натяжение снижается до 3,273 ± 0,068 мН/м. Увеличение концентрации ПАВ до 0,01% привело к межфазному натяжению 0,044 ± ,002 мН/м. Дальнейшее увеличение концентрации ПАВ до 0,1% привело к незначительному снижению межфазного натяжения между солевым раствором и сырой нефтью, а именно 0,033 ± ,001 мН/м.

Анализ поведения системы в динамике дает важные дополнительные сведения. Межфазное натяжение, измеренное с момента введения сырой нефти в капилляр, как показано на рис. 6, без ПАВ остается постоянным при начальном значении 9,165 мН/м. При концентрации ПАВ равной 0,002% межфазное натяжение уменьшается в течение 1,5 часов и достигает значения 3,27 мН/м. Дальнейшее увеличение концентрации ПАВ приводит к уменьшению межфазного натяжения, которое достигается быстрее. При увеличении концентрации ПАВ с 0,01% до 0,1% время, необходимое для достижения минимального значения межфазного натяжения, уменьшается с 45 минут до менее чем 10 минут.

Выводы

С помощью видеотензиометра SVT от DataPhysics Instruments можно определить сверхнизкое межфазное натяжение между солевым раствором, обработанным ПАВ, и сырой нефтью. При концентрации ПАВ 0,01% было достигнуто достаточно низкое межфазное натяжение равное 0,044 мН/м. При увеличении концентрации ПАВ до 0,1% межфазное натяжение изменяется с 0,011 до 0,033 мН/м. Однако, добавление ПАВ привело к более быстрому уменьшению межфазного натяжения: от 45 минут при 0,01% до менее чем 10 минут при 0,1%.

Измерения с помощью SVT можно сделать быстро для понимания поведения межфазного натяжения между солевым раствором и сырой нефтью, которые могут быть использованы для улучшений составов и рецептур, используемых в повышении нефтеотдачи.

Список литературы

[1]      Milton J. Rosen, Hongzhuang Wang, Pingping Shen, and Youyi Zhu, Ultra- low interfacial tension for enhanced oil recovery at very low surfactant concentrations, Langmuir 21 (2005), no. 9, 3749–3756, DOI: 10.1021/la0400959

[2]      Hooman Mohammadshahi, Hamidreza Shahverdi, and Mohsen Mohammadi, Optimization of dynamic interfacial tension for crude oil–brine system in the presence of nonionic surfactants, Journal of Surfactants and Detergents 23(2020), no. 2, 445–456. DOI: 0.1002/jsde.12372