Исследование межфазных процессов между нефтью и интенсифицирующими жидкостями в разных условиях контакта

Обложка

Цитировать

Полный текст

Открытый доступ Открытый доступ
Доступ закрыт Доступ предоставлен
Доступ закрыт Доступ платный или только для подписчиков

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.

Полный текст

Доступ закрыт

Об авторах

Т. И. Юнусов

Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина; Сколковский институт науки и технологий

Автор, ответственный за переписку.
Email: Davletshina.l@gubkin.ru
Россия, Ленинский пр., 65, Москва, 119991; Большой бул., 30, стр. 1, Москва, 121205

Л. Ф. Давлетшина

Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина

Email: Davletshina.l@gubkin.ru
Россия, Ленинский пр., 65, Москва, 119991

Список литературы

  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. 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. 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. Туманян Б.П. Научные и прикладные аспекты теории нефтяных дисперсных систем. М.: Издательство «Техника». 2000. С. 44–57.
  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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. Магадова Л.А., Давлетов З.Р., Давлетшина Л.Ф., Пахомов М.Д. Исследование процессов образования эмульсий и осадков при взаимодействии фторсодержащих составов с нефтями // Технологии нефти и газа. 2016. Т. 106. № 5. С. 11–15.
  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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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.

Дополнительные файлы

Доп. файлы
Действие
1. JATS XML
Скачать
2. Рис. 1

Скачать (141KB)
Метаданные
3. Рис. 1. Используемая микромодель: (а) схема, (б) фотография.

Скачать (141KB)
Метаданные
4. Рис. 2. Фотография исследуемого шлама: (а) на сите, (б) микрофотография в тонком слое, красным цветом обозначены отдельные частицы.

Скачать (584KB)
Метаданные
5. Рис. 3. Механизм образования ПАВ-нефтекислотной эмульсии: (а) диспергирование капель кислоты в нефтяной фазе; (б) дестабилизация САВ на межфазной поверхности и параллельно протекающая диффузия ПАВ к ней; (в) образование поверхности – ПАВ-коагулировавшие САВ; (г) образование стабильной эмульсии.

Скачать (280KB)
Метаданные
6. Рис. 4. Течение 15% HCl в капилляре: (а) частицы, найденные на выходе; (б) отмыв нефти со стенок капилляра с образованием отложений; (в) отложения после отмывки капилляра циклогексаном.

Скачать (292KB)
Метаданные
7. Рис. 5. Фильтрация 15% HCl через микромодель: (а) течение капель кислоты (обозначены красным); (б) пристеночный захват кислоты нефтью (обозначен зеленым); (в) образование шлама после промывки циклогексаном (обозначено синим).

Скачать (333KB)
Метаданные
8. Рис. 6. Фильтрация 15% HCl с ПАВ через микромодель: (а) течение капель кислоты (обозначены красным); (б) толщина пленок нефти на стенках (обозначен зеленым); (в) образование шлама после промывки циклогексаном (обозначено синим).

Скачать (439KB)
Метаданные
9. Рис. 7. Фильтрация хелатного состава через микромодель: (а) сплошное течение состава; (б) после фильтрации хелатного состава без ПАВ; (в) после фильтрации хелатного состава с ПАВ.

Скачать (374KB)
Метаданные

© Российская академия наук, 2025