Везде

RAS Chemistry & Material ScienceКоллоидный журнал Colloid Journal

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

INVESTIGATION OF INTERFACIAL PROCESSES BETWEEN OIL AND WELL STIMULATION FLUIDS UNDER DIFFERENT CONTACT CONDITION

You can
PII
S3034543XS0023291225030082-1
DOI
10.7868/S3034543X25030082
Publication type
Article
Status
Published
Authors
T. I. Yunusov
  • Affiliation:
    Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)
    Skolkovo Institute of Science and Technology, Territory of the Skolkovo Information Center
L. F. Davletshina
  • Affiliation: Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)
Volume/ Edition
Volume 87 / Issue number 3
Pages
261-274
Abstract
One of the practical challenges in the oil and gas industry is the formation of acid-oil emulsions and asphaltene sludge when well stimulation fluids come into contact with oil. The key to solving these problems lies in understanding the processes at the interface between oil and these agents, which is the focus of this study. The research investigates the processes occurring between sensitive oil and two types of stimulation fluids based on hydrochloric acid and ethylenediaminetetraacetic acid (EDTA) with and without the addition of a surfactant. Three methods are employed: simple mixing («bottle test»), simultaneous flow of fluids in a capillary, and simultaneous flow of fluids in a micromodel simulating a porous medium. Using simple mixing, it is shown that adding a surfactant to 15% hydrochloric acid can prevent sludge formation but does not prevent emulsion formation. Additionally, it is found that EDTA-based compositions with a neutral pH are compatible even with sensitive oil. Simultaneous flow experiments demonstrate the role of capillary walls in creating sludge and the cleaning ability of the chelating agent. Simultaneous flow in the micromodel highlights the distinctive features of hydrochloric acid compared to the chelate discrete flow, emulsion formation in the near-wall layer, and precipitate formation on pore walls. The results of this study can be useful both for further fundamental research into colloidal-chemical processes in oil reservoirs and for practical applications.
Keywords
ПАВ нефть соляная кислота ЭДТА совместимость шлам асфальтены микромодель
Date of publication
27.03.2025
Year of publication
2025
Number of purchasers
0
Views
18

References

  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
Translate

Индексирование

Scopus

Scopus

Scopus

Crossref

Scopus

Higher Attestation Commission

At the Ministry of Education and Science of the Russian Federation

Scopus

Scientific Electronic Library