Везде

ОХНМКоллоидный журнал Colloid Journal

  • ISSN (Print) 0023-2912
  • ISSN (Online) 3034-543X

ИССЛЕДОВАНИЕ МЕЖФАЗНЫХ ПРОЦЕССОВ МЕЖДУ НЕФТЬЮ И ИНТЕНСИФИЦИРУЮЩИМИ ЖИДКОСТЯМИ В РАЗНЫХ УСЛОВИЯХ КОНТАКТА

Вы можете
Код статьи
S0023291225030082-1
DOI
10.31857/S0023291225030082
Тип публикации
Статья
Статус публикации
Опубликовано
Авторы
Давлетшина Л. Ф.
  • Аффилиация:
    РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина
    Сколковский институт науки и технологий
Том/ Выпуск
Том 87 / Номер выпуска 3
Страницы
261-274
Аннотация
Одной из практических проблем нефтегазовой отрасли является образование нефтекислотных эмульсий и асфальтенового шлама при контакте интенсифицирующих составов и нефти. Ключом к решению этих проблем является понимание межфазных процессов на границе раздела фаз между нефтью и составами, качественному исследованию которых и посвящена данная работа. Исследуются процессы, происходящие между чувствительной нефтью и двумя видами интенсифицирующих составов - на основе соляной кислоты и этилендиамитетрауксусной кислоты (ЭДТА) с добавлением и без добавления поверхностно-активного вещества (ПАВ). Используются три метода - простое перемешивание («bottle-test»), совместное течение жидкостей в капилляре, совместное течение жидкостей в микромодели, имитирующей пористую среду. С помощью простого перемешивания показано, что введение ПАВ в 15% соляную кислоту может предотвратить образование шлама, но не предотвращает образование эмульсии. Кроме того, обнаружено, что составы на основе ЭДТА с нейтральным pH совместимы даже с чувствительной нефтью. С помощью совместного течения продемонстрирована роль стенок капилляра в образовании асфальтенового шлама, а также отмывающая способность хелатного состава. Совместное течение жидкостей в миромодели демонстрирует особенности соляной кислоты по сравнению с хелатом - дискретное течение, образование эмульсии в пристеночном слое, образование осадка на стенках пор. Результаты данной работы могут быть полезны как для дальнейшего фундаментального исследования коллоидно-химических процессов в нефтяном пласте, так и для практического применения.
Ключевые слова
ПАВ нефть соляная кислота ЭДТА совместимость шлам асфальтены микромодель
Дата публикации
27.03.2025
Год выхода
2025
Всего подписок
0
Всего просмотров
2

Библиография

  1. 1. Смирнов А.С., Федоров К.М., Шевелев А.П. О моделировании кислотного воздействия на карбонатный пласт // Механика жидкости и газа. 2010. № 5. С. 114-122.
  2. 2. Кремлева Т.А., Смирнов А.С., Федоров К.М. Моделирование процесса кислотной обработки карбонатных пластов с учетом эффекта образования каналов-червоточин // Механика жидкости и газа. 2011. № 5. С. 76-84.
  3. 3. Юсупова Т.Н., Ганеева Ю.М., Романов Г.В., Барская Е.Е. Физико-химические процессы в продуктивных нефтяных пластах. Москва: Наука. 2015. C. 8-9.
  4. 4. Туманян Б.П. Научные и прикладные аспекты теории нефтяных дисперсных систем. М.: Издательство «Техника». 2000. С. 44-57.
  5. 5. Мухаметзянов И.З., Кузеев И.Р., Воронов, В.Г., Спивак С.И. Структурная организация нефтяных дисперсных систем // Доклады Академии Наук. 2002. Т. 387. № 3. С. 353-356.
  6. 6. Noruzi Y., et al. The State-of-the-Art of wettability alteration in sandstones and Carbonates: A mechanistic review // Fuel. 2024. V. 356. P. 129570. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2023.129570
  7. 7. Deng X., et al. A review on wettability alteration in carbonate rocks: Wettability modifiers // Energy Fuels. 2020. V. 34. № 1. С. 31-54. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.9b03409
  8. 8. Хамидуллина Ф.Ф., Газизов А.А. Об изменении физико-химических свойств добываемой продукции нефтяных скважин в процессе разработки на некоторых площадях Ромашкинского месторождения // Вестник Казанского технологического университета. 2012. Т. 12. С. 193-195.
  9. 9. Овсянникова В.С., Савиных Ю.В., Алтунина Л.К. Изменение состава нефти и воды при пароизоляции гелеобразующей композицией ГАЛКА® в горизонтальной скважине, разрабатываемой методом термогравитационного дренирования //Химия в интересах устойчивого развития. 2021. Т. 29. № 2. С. 171-176. https://doi.org/10.15372/KhUR2021292
  10. 10. Ali S.I., Shaine M.L., Javed H., Muhammad A.K., Clifford L. Комплексный анализ показателей устойчивости асфальтенов в разных условиях // Нефтехимия. 2021. V. 61. № 3. С. 337-346. https://doi.org/10.31857/S0028242121030059
  11. 11. Gmachowski L., Paczuski M. Modeling of asphaltene aggregates structure and deposition // Colloids Surf. A: Physicochem. Eng. Asp. 2015. V. 484. P. 402-407. https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2015.08.021
  12. 12. Duffy T.S., et al. Experimentation and modeling of surface chemistry of the silica-water interface for low salinity waterflooding at elevated temperatures // Colloids Surf. A: Physicochem. Eng. Asp. 2019. V. 570. P. 233-243. https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2019.03.007
  13. 13. Perazzo A., Tomaiuolo G., Preziosi V., Guido S. Emulsions in porous media: From single droplet behavior to applications for oil recovery // Adv. Colloid Interface Sci. 2018. V. 256. P. 305-325. https://doi.org/10.1016/j.cis.2018.03.002
  14. 14. Abdollahi R., Shadizadeh S.R. The effect of spent acid on carbonate rock wettability during a matrix acidizing treatment // Pet. Sci. Technol. 2014. V. 32. № 4. P. 450-454. https://doi.org/10.1080/10916466.2011.590841
  15. 15. Солодовников А.О., Киселев К.В., Андреев О.В. Исследование межфазного натяжения на границе нефть-кислотный раствор в присутствии поверхностно-активных веществ // Вестник Тюменского государственного университета. Экология и природопользование. 2013. Т. 5. С. 148-155.
  16. 16. Насыйрова А.М., Куряшов Д.А., Башкирцева Н.Ю., Идрисов А.Р. Повышение эффективности солянокислотных обработок нефтяных скважин в карбонатных коллекторах // Вестник Казанского технологического университета. 2013. Т. 6. № 8. С. 290-292.
  17. 17. Silin M.A., et al. Complex study of acid-in-oil emulsions, their formation, stabilization and breakdown // J. Dispers. Sci. Technol. 2024. V. 44. № 9. P. 1628-1636. https://doi.org/10.1080/01932691.2022.2032133
  18. 18. Abbasi A., Malayeri M.R., Shirazi M.M. Stability of spent HCl acid-crude oil emulsion // J. Mol. Liq. 2023. V. 383. P. 122116. https://doi.org/10.1016/j.molliq.2023.122116
  19. 19. Рыбаков А.А., Зимин В.Д., Садыков Н.Н. Спектрофотометрия как метод подбора кислотных составов для интенсификации добычи // Нефтяная провинция. 2020. Т. 2. № 22. С. 95-105. https://doi.org/10.25689/NP.2020.2.95-105
  20. 20. Магадова Л.А., Давлетшина Л.Ф., Губанов В.Б., Михайлова П.С., Власова В.Д. Исследование особенностей взаимодействия нефти и кислотных систем в условиях пористой среды // Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. 2017. Т. 4. № 289. С. 132-142.
  21. 21. Rietjens M., Nieuwpoort M. Acid-sludge: How small particles can make a big impact // Materials of SPE European Formation Damage Control Conference, Hague, Netherlands. 1999. P. 211-224. https://doi.org/10.2118/54727-MS
  22. 22. Kalhori P., et al. Impact of crude oil components on acid sludge formation during well acidizing // JPSE. 2022. V. 215. P. 110698. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110698
  23. 23. Pourakaberian A., et al. A systematic study of asphaltic sludge and emulsion formation damage during acidizing process: Experimental and modeling approach // JPSE. 2021. V. 207. P. 109073. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109073
  24. 24. Mohammadi S., Shahbazi K. A comprehensive review on acid-induced sludge formation during matrix acidizing: Nature, mechanism, and effective parameters // Geoenergy Sci. Eng. 2023. V. 229. P. 212150. https://doi.org/10.1016/j.geoen.2023.212150
  25. 25. O’Neil B., Maley D., Lalchan C. Prevention of acid-induced asphaltene precipitation: A comparison of anionic vs. cationic surfactants // J. Can. Pet. Technol. 2015. V. 54. № 1. P. 49-62. https://doi.org/10.2118/164087-PA
  26. 26. Kharisov R.Y., et al. Integrated approach to acid treatment optimization in carbonate reservoirs // Energy Fuels. 2012. V. 26. № 5. P. 2621-2630. https://doi.org/10.1021/ef201388p
  27. 27. Yunusov T.I., et al. Study of wettability alteration of hydrophobic carbonate rock by surfactant-containing chelating agent solutions // Appl. Sci. 2023. V. 13. № 17. P. 9664. https://doi.org/10.3390/app13179664
  28. 28. Yunusov T.I., et al. Study of chelating agent-surfactant interactions on the interphase as possibly useful for the well stimulation // Energies. 2023. V. 16. № 4. P. 1679. https://doi.org/10.3390/en16041679
  29. 29. Давлетшина Л.Ф., Михайлова П.С., Акзигитов Е.А. Особенности поведения нефтей одного месторождения при подборе кислотных составов для обработки терригенных коллекторов // Труды РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. 2017. Т. 287. № 2. С. 153-162.
  30. 30. Михайлов Н.Н., Ермилов О.М., Сечина Л.С. Изменение смачиваемости пород-коллекторов при адсорбции асфальтенов на внутрипоровой поверхности // Актуальные проблемы нефти и газа. 2021. Т. 32. № 1. С. 3-15. https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2021-32.art1
  31. 31. Rao A., et al. Formation and stability of heterogeneous organo-ionic surface layers on geological carbonates // Energy Fuels. 2022. V. 36. № 14. P. 7414-7433. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.2c01117
  32. 32. Ganeeva Y.M., et al. The composition of acid/oil interface in acid oil emulsions // Pet. Sci. 2020. V. 17. № 5. P. 1345-1355. https://doi.org/10.1007/s12182-020-00447-9
  33. 33. Mohammadzadeh H., et al. Pore-scale study of the effects of DTPA chelating agent flooding on oil recovery utilizing a clay-coated micromodel // Petroleum Research. 2024. V. 9. № 2. P. 228-237. https://doi.org/10.1016/j.ptlrs.2023.11.001
  34. 34. Son Y. Determination of shear viscosity and shear rate from pressure drop and flow rate relationship in a rectangular channel // Polymer. 2007. V. 48. № 2. P. 632-637. https://doi.org/10.1016/j.polymer.2006.11.048
  35. 35. Liu M., Zhang S., Mou J. Fractal nature of acid-etched wormholes and the influence of acid type on wormholes // PED. 2012. V. 39. № 5. P. 630-635. https://doi.org/10.1016/S1876-3804 (12)60086-X
  36. 36. Евдокимов И.Н., Лосев А.П., Могильниченко М.А. Самопроизвольное образование аномально вязких нефтекислотных эмульсий в призабойной зоне скважины // Бурение и нефть. 2017. № 7-8. C. 54-59.
  37. 37. Duboué J., et al. Auto-emulsification of water at the crude oil/water interface: a mechanism driven by osmotic gradient // Energy Fuels. 2019. V. 33. № 8. P. 7020-7027. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.9b00946
  38. 38. Mirkhoshhal S.M., et al. Pore-scale insights into sludge formation damage during acid stimulation and its underlying mechanisms // JPSE. 2021. V. 196. P. 107679. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107679
  39. 39. Магадова Л.А., Давлетшина Л.Ф., Губанов В.Б., Михайлова П.С., Власова В.Д. Исследование особенностей взаимодействия нефти и кислотных систем в условиях пористой среды // Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. 2017. Т. 4. № 289. С. 132-142.
QR
Перевести

Индексирование

Scopus

Scopus

Scopus

Crossref

Scopus

Высшая аттестационная комиссия

При Министерстве образования и науки Российской Федерации

Scopus

Научная электронная библиотека