Preview

Известия высших учебных заведений. Нефть и газ

Расширенный поиск
Доступ открыт Открытый доступ  Доступ закрыт Только для подписчиков

Характеристики эмульсий и их значение при прогнозе эффективности нефтевытесняющих композиций на основе поверхностно-активных веществ

https://doi.org/10.31660/0445-0108-2021-3-91-107

Полный текст:

Аннотация

Увеличение нефтеотдачи на месторождениях может реализовываться с помощью химического заводнения при добавке поверхностноактивных веществ (ПАВ) по ПАВ-полимерной (SP) или щелочно-ПАВполимерной (ASP) технологии. Проектирование химического заводнения реализуется с учетом пластовых условий и составов пластовых флюидов. ПАВ в составе композиции заводнения позволяет изменять смачиваемость породы, снижать межфазное натяжение, увеличивать капиллярное число, образовывать нефтяную эмульсию, что обеспечивает значительное повышение эффективности вытеснения нефти. Данная работа посвящена комплексному изучению образующейся эмульсионной фазы как стадии лабораторного подбора поверхностно-активных компонентов для ПАВ-полимерного или щелочно-ПАВ-полимерного состава (раствора вытеснения). В работе изучен эффект влияния уровня минерализации водной фазы и концентрации ПАВ в вытесняющем растворе на характеристики образующейся эмульсии и показано, что по характеристикам эмульсии возможно определить область оптимальной минерализации и интервал концентраций ПАВ, обеспечивающих повышение нефтевытеснения. Полученные данные показывают возможность прогноза области эффективности состава ASP и SP по характеристикам образующейся водонефтяной эмульсии.

Об авторах

Е. А. Турнаева
Тюменский государственный университет
Россия

Турнаева Елена Анатольевна, кандидат химических наук, заведующий сектором хроматографии и спектроскопии ЦКП «Рациональное природопользование и физико-химические исследования»

Тюмень



Е. А. Сидоровская
Тюменский государственный университет
Россия

Сидоровская Елизавета Андреевна, инженер ЦКП «Рациональное природопользование и физико-химические исследования»

Тюмень



Д. С. Адаховский
Тюменский государственный университет
Россия

Адаховский Денис Сергеевич, аспирант кафедры органической и экологической химии

Тюмень



Е. В. Кикирева
Тюменский государственный университет
Россия

Кикирева Екатерина Валерьевна, инженер ЦКП «Рациональное природопользование и физико-химические исследования»

Тюмень



Н. Ю. Третьяков
Тюменский государственный университет
Россия

Третьяков Николай Юрьевич, кандидат химических наук, директор ЦКП «Рациональное природопользование и физико-химические исследования», профессор кафедры органической и экологической химии

Тюмень



И. Н. Кольцов
ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ — Технологические партнерства»
Россия

Кольцов Игорь Николаевич, эксперт технологического офиса МУН

Санкт-Петербург



С. С. Волкова
Тюменский государственный университет
Россия

Волкова Светлана Станиславовна, кандидат химических наук, заместитель директора ЦКП «Рациональное природопользование и физико-химические исследования», профессор кафедры органической и экологической химии

Тюмень



А. А. Громан
ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ — Технологические партнерства»
Россия

Громан Андрей Андреевич, руководитель технологического офиса МУН

Санкт-Петербург



Список литературы

1. Abdulredha, M. M. Optimization of the demulsification of water in oil emulsion via nonionic surfactant by the response surface methods / M. M. Abdulredha, S. A. Hussain, L. C. Abdullah. – DOI 10.1016/j.petrol.2019.106463. – Direct text // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2020. – Vol. 184. – P. [1−18].

2. Alvarado, V. Enhanced oil recovery : An update review / V. Alvarado, E. Manrique. – DOI 10.3390/en3091529. – Direct text // Energies. – 2010. – Vol. 3, Issue 9. – P. 1529–1575.

3. West Salym ASP Pilot : Surveillance results and operational challenges / Y. Volokitin, M. Shuster, V. Karpan [et al.]. – Text : electronic // SPE Russian Petroleum Technology Conference, Moscow, 16–18 October 2017. – URL: https://doi.org/10.2118/187838-MS. − Published: October, 16, 2017.

4. High Concentration Polymer Flooding is Successful / F. Yang, D. Wang, X. Yang [et al]. – Text : electronic // SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Perth, Australia, 18– 20 October 2004. – URL: https://doi.org/10.2118/88454-MS. – Published: October, 18, 2004.

5. A Pilot Test of High-Concentration Polymer Flooding to Further Enhance Oil Recovery / F. Yang, D. Wang, W. Wu [et al]. – Text : electronic // SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, USA, 22–26 April 2006. – URL: https://doi.org/10.2118/99354-MS. – Published: April, 22, 2006.

6. Sheng, J. J. Modern chemical enhanced oil recovery : theory and practice / J. J. Sheng. – DOI 10.1016/c2009-0-20241-8. – Gulf Professional Publishing, 2011. – 620 p. – Direct text.

7. Fundamentals of Enhanced Oil Recovery / L. W. Lake, R. Johns, B. Rossen, G. Pope. – Society of Petroleum Engineers, 2014. – 496 p. – Direct text.

8. Dehghan, A. A. Evaluation of Chemicals Interaction with Heavy Crude Oil through Water/Oil Emulsion and Interfacial Tension Study / A. A. Dehghan, M. Masihi, S. Ayatollahi. – DOI: 10.1021/ef401361t. – Direct text // Energy & Fuels. – 2013. – Vol. 27, Issue 10. – P. 5852–5860.

9. Massarweh, O. The use of surfactants in enhanced oil recovery : A review of recent advances / O. Massarweh, A. S. Abushaikha. – DOI 10.1016/j.egyr.2020.11.009. – Direct text // Energy Reports. – 2020. – Issue 6. – P. 3150–3178.

10. Advances of spontaneous emulsification and its important applications in enhanced oil recovery process / Z. Li, D. Xu, Y. Yuan [et al.]. – DOI: 10.1016/j.cis.2020.102119. – Direct text // Advances in Colloid and Interface Science. – Vol. 277. – P. [1–17].

11. Bryan, J. Potential for Alkali-Surfactant Flooding in Heavy Oil Reservoirs Through Oilin-Water Emulsification / J. Bryan, A. Kantzas. – DOI 10.2118/09-02-37. – Direct text // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2009. – Vol. 48, Issue 2. – P. 37–46.

12. Thomas, S. Micellar Flooding and ASP – Chemical Methods for Enhanced Oil Recovery / S. Thomas, S. M. Farouq Ali. – Text : electronic // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2001. – Vol. 40, Issue 2. – URL: https://doi.org/10.2118/01-02-04.

13. Screening of Microemulsion Properties for Application in Enhanced Oil Recovery / A. Bera, T. Kumar, K. Ojha, A. Mandal. – DOI 10.1016/j.fuel.2013.12.051. – Direct text // Fuel. – 2014. – Vol. 121. – P. 198–207.

14. Development of Surfactants for Chemical Flooding at Difficult Reservoir Conditions / J. R. Barnes, J. Smit, J. Smit [et al]. – Text : electronic // SPE Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, USA, 20–23 April 2008. – URL: https://doi.org/10.2118/113313-MS. – Published: April, 20, 2008.

15. Ghosh, P. Development of Surfactant-Polymer SP Processes for High Temperature and High Salinity Carbonate Reservoirs / P. Ghosh, H. Sharma, K. K. Mohanty. – Text : electronic // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, 24–26 September 2018. – URL: https://doi.org/10.2118/191733-MS. – Published: September, 24, 2018.

16. Characterization of Oil − Water Emulsion and Its Use in Enhanced Oil Recovery / A. Mandal, A. Samanta, A. Bera, K. Ojha. – DOI: 10.1021/ie101589x. – Direct text // Industrial & Engineering Chemistry Research. – 2010. – Vol. 49, Issue 24. – P. 12756–12761.

17. Saha, R. Influence of emulsification, interfacial tension, wettability alteration and saponification on residual oil recovery by alkali flooding / R. Saha, R. Uppaluri, P. Tiwari. – DOI 10.1016/j.jiec.2017.10.034. – Direct text // Journal of Industrial and Engineering Chemistry. – 2018. – Vol. 59. – P. 286–296.

18. Zhu, Y. Y. Effects of Emulsification on Oil Recovery and Produced Liquid Handing in Chemical Combination Flooding / Y. Y. Zhu, M. Lei, Y. Zhang. – Text : electronic // SPE Asia Pacific Enhanced Oil Recovery Conference, Kuala Lumpur, Malaysia, 11–13 August 2015. – URL: https://doi.org/10.2118/174569-MS. – Published: August, 11, 2015.

19. Egbogah, E. O. Spontaneous emulsification aspect of enhanced oil recovery / E. O. Egbogah, R. A. Dawe. – DOI 10.1002/jctb.5040350307. – Direct text // Journal of Chemical Technology and Biotechnology. Chemical Technology. – 1985. – Vol. 35, Issue 3. – P. 132–144.

20. Winsor, P. A. Solvent properties of amphiphile compounds / P. A. Winsor. – London : Butterworth's Scientific Publications, 1954. – Direct text.

21. Phase behavior of branched tail ethoxylated carboxylate surfactant/electrolyte/alkane systems / M. Abe, R. S. Schechter, R. D. Selliah [et al.]. – DOI 10.1080/01932698708943599. – Direct text // Journal of Dispersion Science and Technology. – 1987. – Vol. 8, Issue 2. – P. 157–172.

22. Nakamae, M. The effects of alkyl chain lengths of sodium alkyl sulfates and n-alkanes on microemulsion formation / M. Nakamae, M. Abe, K. Ogino. – DOI 10.1016/0021-9797(90)90015-g. – Direct text // Journal of Colloid and Interface Science. – 1990. – Vol. 135, Issue 2. – P. 449–454.

23. Bera, A. Water Solubilization Capacity, Interfacial Compositions and Thermodynamic Parameters of Anionic and Cationic Microemulsions / A. Bera, K. Ojha, T. Kumar, A. Mandal. – DOI 10.1016/j.colsurfa.2012.04.013. – Direct text // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. – 2012. – Vol. 404. – P. 70-77.

24. Healy, R. N. Multiphase Microemulsion Systems / R. N. Healy, R. L. Reed, D. G. Stenmark. – DOI 10.2118/5565-PA. – Direct text // Society of Petroleum Engineers Journal. – 1976. – Vol. 16, Issue 3. – P. 147–160.

25. Results of alkaline-surfactant-polymer flooding pilot at West Salym field / Y. Volokitin, M. Shuster, V. Karpan [et al.]. – Text : electronic // SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia 2018, Muscat, Oman, 26–28 March, 2018. – URL: https://doi.org/10.2118/190382-MS. – Published: March, 26, 2018.

26. Bera, A. Microemulsions : a novel approach to enhanced oil recovery : a review / A. Bera, A. Mandal. – DOI 10.1007/s13202-014-0139-5. – Direct text // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2014. – Vol. 5, Issue 3. – P. 255–268.

27. Identification and Evaluation of High-Performance EOR Surfactants / D. Levitt, A. Jackson, C. Heinson [et al.]. – DOI 10.2118/100089-PA. – Direct text // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 2009. – Vol. 12, Issue 2. – P. 243–253.

28. Effects of Interfacial Tension, Emulsification, and Surfactant Concentration on Oil Recovery in Surfactant Flooding Process for High Temperature and High Salinity Reservoirs / C.-D. Yuan, W.-F. Pu, X.-C. Wang [et al.]. – DOI 10.1021/acs.energyfuels.5b01393. – Direct text // Energy & Fuels. – 2015. – Vol. 29, Issue 10. – P. 6165–6176.

29. Kokal, S. L. Crude Oil Emulsions : A State-Of-The-Art Review / S. L. Kokal. – DOI 10.2118/77497-PA. – Direct text // SPE Production & Facilities. – 2005. – Vol. 20, Issue 1. – P. 5–13.

30. Study on emulsification of Gudao crude oil asphaltene in polymer flooding / M.-R. Li, L.-Y. Lou, Y. Zhuang [et al.]. – Direct text // Special Oil & Gas Reservoirs. – 2007. – Vol. 5. – P. 76–79.

31. Zhang, L. J. Experimental simulation on displacement of oil film in porous media / L. J. Zhang, X. A. Yue, Y. Y. Sun. – Direct text // Petroleum Geology and Recovery Efficiency. – 2015. – Issue 6. – P. 80–84.

32. The effect of emulsification power and interfacial tension on displacement characteristics for displacement systems of heavy crude oil / J. J. Ge, D. F. Wang, G. C. Zhang, H. T. Liu. – Direct text // Acta Petrolei Sinica (Petroleum Processing Section). – 2009. – P. 690–696.

33. Fiori, M. Optimal Emulsion Design For The Recovery Of A Saskatchewan Crude / M. Fiori, S. M. F. Ali. – Text : electronic // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1991. – Vol. 30, Issue 2. – URL: https://doi.org/10.2118/91-02-10.

34. McAuliffe, C. D. Crude-Oil-Water Emulsions to Improve Fluid Flow in an Oil Reservoir / C. D. McAuliffe. – DOI 10.2118/4370-PA. – Direct text // Journal of Petroleum Technology. – 1973. – Vol. 25, Issue 6. – P. 721–726.

35. The Generation, Stabilization and Migration Rules of Crude Oil Emulsion During the Process of Amphiphilic Polymer Flooding / Y. Li, Z. Li, H. Wu [et al.]. – Text : electronic // SPE Improved Oil Recovery Conference, 14–18 April 2006. – Tulsa, Oklahoma, USA, 2018. – URL: https://doi.org/10.2118/190220-MS. – Published: April, 14, 2018.

36. Emulsification of heavy crude oil in brine and its plugging performance in porous media / L. Yu, M. Dong, B. Ding, Y. Yuan. – DOI 10.1016/J.CES.2017.12.043. – Direct text // Chemical Engineering Science. – 2018. – Vol. 178. – P. 335–347.

37. Kumar, N. Surfactant Stabilized Oil-in-Water Nanoemulsion: Stability, Interfacial Tension, and Rheology Study for Enhanced Oil Recovery Application / N. Kumar, A. Mandal. – DOI 10.1021/acs.energyfuels.8b00043. – Direct text // Energy & Fuels. – 2018. – Vol. 32, Issue 6. – P. 6452–6466.


Для цитирования:


Турнаева Е.А., Сидоровская Е.А., Адаховский Д.С., Кикирева Е.В., Третьяков Н.Ю., Кольцов И.Н., Волкова С.С., Громан А.А. Характеристики эмульсий и их значение при прогнозе эффективности нефтевытесняющих композиций на основе поверхностно-активных веществ. Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2021;(3):91-107. https://doi.org/10.31660/0445-0108-2021-3-91-107

For citation:


Turnaeva E.A., Sidorovskaya E.A., Adakhovskij D.S., Kikireva E.V., Tret'yakov N.Yu., Koltsov I.N., Volkova S.S., Groman A.A. Oil emulsion characteristics as significance in efficiency forecast of oil-displacing formulations based on surfactants. Oil and Gas Studies. 2021;(3):91-107. (In Russ.) https://doi.org/10.31660/0445-0108-2021-3-91-107

Просмотров: 15


ISSN 0445-0108 (Print)