Закачка растворов пав реферат
Обновлено: 05.07.2024
Значение третичных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) для будущего российской нефтянки переоценить сложно. Особенно актуальными они могли бы стать на месторождениях Западной Сибири, многие из которых находятся в стадии падающей добычи и сильно обводнены. Применение современных МУН позволит продлить жизнь таким месторождениям, а значит, не просто получить прибыль, но и поддержать экономику и социальное благополучие целого ряда нефтедобывающих регионов. Однако сегодня развитие третичных МУН сдерживается отсутствием доступных отечественных технологических решений, а также экономических стимулов для их разработки.
Один из видов третичных МУН — закачка в пласт водного раствора химреагентов, например поверхностно-активных веществ (ПАВ), полимеров и соды (так называемое ASP-заводнение, если речь идет о закачке всех трех типов компонентов). Первые результаты экспериментальных и промысловых исследований по применению ПАВ как добавок при заводнении нефтяных пластов были опубликованы в США в 1940–50-х годах. В СССР способы улучшения вытесняющей способности воды за счет добавки различных активных примесей начали изучать в
Технология ASP появилась на Западе в начале вызвав стремительный рост числа проектов химического заводнения. Однако в то время она была еще несовершенна, требовала использования большего количества реагентов и стоила слишком дорого. С тех пор эффективность ASP значительно выросла. Сегодня технология применяется в первую очередь в таких странах, как США и Канада. Некоторое количество проектов реализуется в Европе и на Ближнем Востоке.
Наибольшее распространение технология получила в Китае. Так китайская компания CNPC имеет большой опыт применения технологий химического заводнения на Дацинском месторождении. Сегодня на этом активе действует 79 площадок по закачке полимеров и 42 — по закачке ASP. 10% нефти на месторождении Дацин добывается с использованием химических МУН.
Как действует ПАВ?
Молекулы воды и нефти отталкиваются друг от друга, поэтому полностью смыть нефть водой невозможно. Молекулы поверхностно-активных веществ (ПАВ) с одного конца гидрофильны, то есть притягиваются к молекулам воды, с другого — гидрофобны и липофильны (отталкиваются от воды, но притягиваются к жирам или нефти). Это уникальное свойство позволяет им снижать поверхностное натяжение между водой и нефтью. В результате крупные капли нефти разрываются водой с ПАВ на все более мелкие капельки. По тому же принципу действуют и моющие вещества, которые также содержат ПАВ. Вода не может смыть жирное загрязнение, так как гидрофобные молекулы жира отталкивают воду. Однако, вооружившись ПАВ, вода начинает отрывать от грязных пятен маленькие кусочки и уносит их с собой.
Салымский успех
Предварительные итоги проекта подвели в конце 2017 года. С использованием ASP-заводнения на Салымском нефтепромысле было добыто 3 тыс. тонн нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) на пилотном участке достиг 67%, из них эффект от применения МУН составил 15%.
Добыча нефти при ASP-заводнении
Российский рецепт
Можно с уверенностью говорить, что с технической точки зрения пилотный проект ASP оказался успешным. Мы доказали, что эта технология повышения нефтеотдачи работает в условиях Западно-Сибирской нефтеносной провинции. Сейчас мы собираем и анализируем всю полученную в рамках пилотного проекта информацию и вскоре представим итоговые результаты эксперимента нашим акционерам и ключевым представителям государственных органов. Эти результаты наглядно покажут преимущества применения подобных методов рационального использования недр, для дальнейшего масштабирования которых необходим пересмотр существующей системы налогообложения.
Пока же технология остается слишком дорогой, чтобы перейти к ее тиражированию без государственной поддержки. Существующее налогообложение не предполагает льгот для таких проектов, а значит, делает применение технологии ПАВ-полимерного заводнения нерентабельным.
В ожидании льгот
В странах, где применяются третичные МУН, существуют разные подходы к их льготированию за счет снижения роялти, налогов на добычу полезных ископаемых (НДПИ), других налогов. Так, например, в штате Арканзас (США) при возврате в добычу остановленных более чем на 12 месяцев добывающих скважин предоставляются налоговые каникулы по НДПИ на 10 лет. В Луизиане предоставляется освобождение от налога при применении третичных МУН до достижения окупаемости скважин. В Канаде, провинция Альберта, применение третичных МУН может давать снижение ставки роялти вплоть до 88% на максимальный срок в 7,5 лет. В Аргентине нефтяные компании при применении третичных МУН получают компенсацию, равную 50% от роялти.
Лабораторная работа
Подбор ПАВ, точнее их смеси, для химического заводнения — сложная многоэтапная процедура, которую необходимо проводить для каждого месторождения индивидуально. Необходимо учесть множество факторов: свойства нефти и породы, минерализацию воды, температуру, давление, проницаемость и пористость коллектора.
Для Западной Сибири характерны сравнительно высокие температуры пласта, поэтому особенно важны лабораторные исследования на температурную стабильность реагента. Пробирки с водным раствором ПАВ помещают в печь на период от нескольких недель до нескольких месяцев, затем тестируют на изменение физико-химических свойств.
При испытаниях ПАВ оценивают их способность создавать из нефти и воды микроэмульсию. При добавлении ПАВ в пробирку возникает промежуточная зона из мелких капелек нефти, плавающих в воде. Чем больше эта зона, меньше размер капель (он должен составлять менее 200 нм) и ниже межфазное поверхностное натяжение, тем лучше.
Чтобы исследовать, как коктейль ПАВ влияет на фильтрационные свойства, используется керн, полученный из скважин месторождения. На нем всю процедуру ASP-заводнения проводят в миниатюре: образец породы сначала насыщают нефтью, затем при помощи пластовой воды вытесняют максимально возможное количество нефти, далее закачивают раствор ПАВ, чтобы высвободить защемленную нефть, потом полимер для ее вытеснения и, наконец, воду для того, чтобы поддержать давление и выжать из породы максимум освобожденной нефти. Полученный объем нефти измеряют и оценивают КИН.
Среди дополнительных положительных эффектов от введения таких льгот — рост эффективности недропользования (продление жизни старых обводненных месторождений), а также развитие смежных отраслей химической промышленности, импортозамещение (локализация производства). Появление спроса на специализированные ПАВ даст возможность создать производства на территории России, что в конечном итоге позволит снизить себестоимость технологии и, вполне возможно, в перспективе сделать ее окупаемой уже без льгот.
Пока специалисты говорят о возможности снижения ставки НДПИ для нефти, добываемой с использованием метода ASP, — в виде либо понижающего коэффициента, либо вычета. Также существует возможность применения так называемых отрицательных акцизов на используемые химические реагенты: такой акциз уплачивается при покупке сырья, а в дальнейшем возвращается нефтяной компании в виде налогового вычета.
Глоссарий
Третичные методы увеличения нефтеотдачи (МУН) — технологии нефтедобычи, повышающие продуктивность нефтяных скважин за счет искусственного поддержания энергии пласта или искусственного изменения физико-химических свойств нефти. Делятся на три категории: тепловые, химические и газовые. Тепловые методы — введение в пласт тепла (горячей воды, пара) для уменьшения вязкости нефти. При газовых методах в пласт закачивается газ (природный газ, азот или CO2) для улучшения процесса вытеснения нефти. Химические МУН предусматривают закачку в пласт водного раствора химреагентов.
Заводнение — закачка в нефтяной пласт субстанции (обычно воды) для поддержания пластового давления и эффективного вытеснения нефти к добывающим скважинам.
ASP-заводнение (англ. ASP — alkaline-surfactant-polymer flooding, щелочь-ПАВ-полимерное заводнение) — химический метод повышения нефтеотдачи. Технология предполагает последовательную закачку в пласт поверхностно-активных веществ и щелочи, затем полимера и, наконец, воды. Основная функция щелочи (соды) — не дать дорогостоящему ПАВ задерживаться в породе пласта и тем самым снизить его потери. ПАВ помогает мобилизовать остаточную (защемленную) нефть — вымывает ее из пор, в которых та удерживается капиллярными силами. Полимер вытесняет мобилизованную нефть и одновременно не дает воде прорваться к скважине. Вода поддерживает необходимое давление для дальнейшего вытеснения нефти. Вариант технологии без закачки щелочи называется ПАВ-полимерным заводнением (SP-заводнением).
Коэффициент извлечения нефти (КИН) — отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. Средний КИН в мире составляет Применение современных МУН позволяет увеличить этот показатель до 0,7 для некоторых месторождений.
Обводненность скважин — относительное содержание воды в добываемой жидкости, выраженное в процентах.
Механизм процесса. ПАВ способствуют увеличению коэффициента вытеснения. ПАВ обеспечивают снижение поверхностного натяжения на границе нефти и вытесняющей жидкости. При низком межфазном натяжении капли нефти легко деформируются, благодаря чему уменьшается работа, необходимая для проталкивания их через сужения пор, что увеличивает скорость их перемещения в пласте. Адсорбируясь на поверхности раздела фаз с водой и вытесняя активные компоненты нефти, создающие на поверхности раздела адсорбционные слои с высокой прочностью, ПАВ облегчают деформацию менисков в порах - капиллярах пласта. Все это увеличивает глубину и скорость капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенную породу. Применение ПАВ способствует отмыву пленочной нефти, гидрофилизации поверхности горной породы, снижению набухаемости глинистых пород. Большинство нефтей в пористой среде обладают аномальной вязкостью. ПАВ адсорбируется на структурообразующих компонентах нефти и ослабляют взаимодействие между ними. Это ведет к существенному снижению вязкости нефти.Применение метода в карбонатных коллекторах эффективнее, чем в терригенных.Наиболее типичные представители различных классов ПАВ, применяемые в нефтяной промышленности следующие: анионоактивные ПАВ - алкилсульфонаты, алкилсульфаты; катионоактивные ПАВ - алифатические амины, производные имидазолинов; неиногенные ПАВ - оксиэтилированные алкилфенолы.Поскольку пластовые воды содержат большое количество хлоридов щелочно-земельных металлов (в основном кальция и магния), при использовании их для заводнения рекомендуется применять неионогенные ПАВ, которые в отличие от анионоактивных ПАВ не вступают в химическое взаимодействие с солями щелочно-земельных металлов, обладают достаточно высокой активностью, меньшей адсорбируемостью на поверхности пород. Коэффициент нефтеотдачи увеличивается не более чем на 2-5 % . Технология закачки водного раствора ПАВ:-долговременное дозирование , концентрация 0,05% закачка специальными насосами- разовая закачка концентрированных ПАВ 5-10% 1-закач вода 2-оторочка полимера 3- оторочка ПАВ 4- движение нефти
Метод не рекомендуется использовать при высокой вязкости нефти (вязкость нефти предельная 25 мПа*с), температуре более 70 градусов так как разрушается ПАВ, при высокой обводненности пласта, свыше 70 %, в неоднородных пластах. Также надо учитывать что Фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. ПРИМЕНЯЛИ николо-березовская площадь арланского месторождения.
1. Добавка ПАВ в воду снижает межфазное натяжение воды на границе с нефтью. При низком межфазном натяжении капли нефти легко деформируются и фильтруются через сужения пор, что увеличивает скорость их перемещения, в пласте.
Рис - Ориентирование адсорбированных
из водного раствора молекул ПАВ
2. Добавка ПАВ в воду за счет снижения поверхностного натяжения уменьшает краевые углы смачивания, т.е. увеличивает смачиваемость породы водой. Гидрофилизация в совокупности со снижением межфазного натяжения приводит к сильному ослаблению адгезионных взаимодействий нефти с поверхностью породы.
3. Водные растворы ПАВ проявляют моющее действие по отношению к нефти, покрывающей поверхность породы тонкой пленкой, способствуя разрыву пленки нефти. Адсорбируясь на поверхности раздела нефти с водой и вытесняя активные компоненты нефти, создающие на поверхности раздела адсорбционные слои с высокой прочностью, ПАВ облегчают деформацию менисков в порах - капиллярах пласта. Все это, увеличивает глубину и скорость капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенную породу. Под действием ПАВ интенсивнее происходит диспергирование нефти в воде, причем ПАВ стабилизируют образующуюся дисперсию. Размеры нефтяных капель уменьшаются. Вероятность их коалесценции и прилипания к твердой поверхности снижается. Это ведет к значительному повышению относительной фазовой проницаемости пористой среды для нефти и воды.
4. Лучшее вытеснение нефти водой, содержащей ПАВ, связано также с сильным влиянием ПАВ на реологические свойства нефти. Введение ПАВ в нефть приводит к изолированию микрокристаллов парафинов и разрушению пространственной структуры, образуемой ими, а также к внедрению ПАВ в ассоциаты асфальто-смолистых веществ, следствием чего является снижение степени агрегирования АСВ (асфальто-смолистых веществ) в растворе низкомолекулярных углеводородов и уменьшение вязкости нефти.
Изучене возможности повышения эффективности разработки месторождений высоковязких нефтей с применением поверхностно-активных веществ (Неонол АФ9-12). Методы увеличения нефтеотдачи пластов терригенных пород. Механизм вытеснения нефти из пористой среды.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 06.07.2012 |
| Размер файла | 5,2 M |
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Известно, что на поверхности раздела между жидкостью и газом или несмешивающимися жидкостями происходит адсорбция благодаря тому, что ПАВ состоит из водо- и нефтерастворимой групп. Так как гидрофильная группа характеризуется большей растворимостью в воде, чем гидрофобная, молекулы ПАВ ориентируются на поверхности воздух - вода на нефтерастворимую группу в воздухе и водорастворимую в воде. В зависимости от эффективности ПАВ межфазовая поверхность превращается в контакт воздух - вода и нефть. При этом уменьшаются силы молекулярного притяжения и в итоге поверхностное натяжение.
Способность ПАВ к адсорбции на границе раздела между жидкостью и твердым веществом влияет существенным образом на смачиваемость породы. Этому факту можно дать следующее, достаточно широко распространенное объяснение. При воздействии катионных ПАВ положительная растворимая группа адсорбируется отрицательными частицами силикатов, при этом нефтерастворимой группе обеспечивается смачивание. При использовании анионных ПАВ отрицательно заряженная водорастворимая группа отталкивается отрицательно заряженными частицами силиката, в этом случае ПАВ незначительно адсорбируется на силикате (песок, глина).
Для карбонатных пород картина совершенно иная. Известняк характеризуется положительным зарядом поверхности при рН от 0 до 8 и отрицательным при рН > 9,5. Поэтому в основном известняки и доломиты имеют положительный поверхностный заряд. В случае применения анионоактивных ПАВ, имеющих отрицательный поверхностный заряд, водорастворимая группа должна адсорбироваться положительно заряженными карбонатными частицами. В результате нефтерастворимая группа оказывает влияние на смачиваемость.
Представляют интерес исследования, выполненные Т.Н. Максимовой с целью определения зависимости адсорбции НПАВ от длины пористой среды. Опыты проводились на насыпных водонасыщенных пористых средах с диаметром 1 см и длиной 1 и 3 м. В первой серии экспериментов использовался молотый кварцевый песок и ПАВ ОП-10, во второй - экстрагированный дезинтегрированный песчаник с размером зерен менее 0,22 мм, приготовленный из обломков кернового материала нескольких скважин Николо-Березовской площади и ПАВ Неонол АФ9-12.
Растворы НПАВ нужной концентрации готовились на модели воды с плотностью 1,10 г/см3. Объемный расход фильтрующейся жидкости составлял 6 см3/ч, температура опыта 23-25 °С. После достижения на выходе из пористой среды исходной концентрации НПАВ продолжали фильтрацию воды с целью изучения десорбции ПАВ.
Данные по адсорбции НПАВ, заимствованные из этой работы, приведены в Таблице 1.
Таблица 1 - Результаты определения адсорбции НПАВ
Массовая доля НПАВ в растворе, %
Длина модели пористой среды, м
Адсорбировалось НПАВ, мг/г
Десорбировалось НПАВ, мг/г
Адсорбировалось НПАВ, мг/г
Десорбировалось НПАВ, мг/г
В обеих сериях опытов с увеличением длины пористой среды адсорбция НПАВ несколько снизилась. Передний фронт оторочки НПАВ проходит через более длинные пористые среды с некоторым опережением. Это, очевидно, свидетельствует о том, что на водонасыщенных пористых средах при небольших скоростях фильтрации процесс адсорбции НПАВ протекает в условиях, близких к равновесным, и длина пористой среды не играет существенной роли. Значение адсорбции, определенное при лабораторных исследованиях, будет значительно выше, чем в промысловых условиях.
Опыт закачки раствора ПАВ в пласты показывает, что фронт адсорбции реагента в пластах растянут. В этих условиях концентрация раствора ПАВ в скважинах будет возрастать медленно. Лабораторные исследования показывают, что при скоростях фильтрации, поддерживаемых при заводнении нефтяных залежей, зона адсорбции превышает область предельной адсорбции в 10 раз и более. В промысловых условиях зону адсорбции можно определить, пробурив оценочную скважину рядом с нагнетательной. Наблюдая за концентрацией раствора в оценочной и следующей за ней добывающей скважинах, можно по трем точкам установить изменения во времени концентрации ПАВ в водном растворе.
Провести специальные промысловые исследования по адсорбции весьма затруднительно, в этой связи представляют огромный научный интерес все материалы по данному вопросу.
При промысловом эксперименте по закачке ПАВ на Николо-Березовской и Вятской площадях Арланского месторождения в 1981 -1983 гг. осуществлялся постоянный контроль за концентрацией ПАВ в добываемой продукции скважин. За это время заметных выходных концентраций ПАВ по опытным скважинам зафиксировано не было. Максимальная массовая доля ПАВ, которую удалось обнаружить на одной из скважин, составляла 0,01 и 0,008 %. В грандиозном эксперименте, проводимом в 1967-1983 гг. на Арланском месторождении, было выполнено 4992 анализа по выявлению ПАВ в воде добывающих скважин, причем ежегодно их количество возрастало. Так, в 1967 г. было сделано 123, в 1980г. - 602 анализа, а в 1982 г. - 929 анализов. Результаты анализа этих материалов показали, что обнаруженная концентрация ПАВ в добываемой продукции добывающих скважин не превышала фоновых значений.
2. Сталагмометрическое определение поверхностного и межфазного натяжений водных растворов поверхностно-активных веществ (ПАВ)
2.1 Описание сталагмометра
В качестве средства измерения используется сталагмометр СТ-1.
Основной частью прибора является микрометр 1, обеспечивающий фиксированное перемещение поршня 2 в цилиндрическом стеклянном корпусе медицинского шприца 3. Шток поршня 2 соединен с пружиной 4, благодаря чему исключается его самопроизвольное перемещение.
Микрометр со шприцом укреплены с помощью скобы 5 и втулки 6, которая может свободно передвигаться по стойке штатива 7 и фиксироваться на любой ее высоте винтом 8. На наконечник шприца надета капиллярная трубка из нержавеющей стали 9 (капилляр). Для определения поверхностного натяжения растворов ПАВ на границе с воздухом используется капилляр с прямым кончиком, а для межфазного натяжения методом счета капель - капилляр с загнутым кончиком. При вращении микровинта, пружина 4, сжимаясь, давит на шток поршня 2, который, перемещаясь в корпусе шприца, заполненного исследуемой жидкостью, выдавливает ее из кончика капилляра 10 в виде капли. При достижении критического объема капли отрываются и падают (для измерения поверхностного натяжения методом счета капель) или всплывают и образуют слой (для измерения межфазного натяжения методом объема капель).
Рисунок 1 - Установка по определению межфазного натяжения СТ-1
Поскольку величина межфазного и поверхностного натяжения зависит от температуры соприкасающихся фаз, сталагмометр помещен в термостатирующий шкаф.
2.2 Определения поверхностного натяжения растворов ПАВ методом счета капель
Поверхностное натяжение (у) возникает на границе раздела фаз. Молекулы на границах раздела фаз не полностью окружены другими молекулами того же вида по сравнению с соответствующими молекулами в объеме фазы, поэтому поверхность раздела фаз в межфазном поверхностном слое всегда является источником силового поля. Результат этого явления - нескомпенсированность межмолекулярных сил и наличие внутреннего или молекулярного давления. Для увеличения площади поверхности необходимо вывести молекулы из объемной фазы в поверхностный слой, совершив работу против межмолекулярных сил.
Поверхностное натяжение растворов определяют методом счета капель с использованием сталагмометра, который заключается в отсчете капель при медленном вытекании исследуемой жидкости из капилляра. В данной работе используется относительный вариант метода, когда одна из жидкостей (дистиллированная вода), поверхностное натяжение которой при данной температуре точно известно, выбирается в качестве стандартной.
Перед началом работы сталагмометр тщательно промывают хромовой смесью, затем несколько раз ополаскивают дистиллированной водой, так как следы жира (ПАВ) сильно искажают полученные результаты.
Сначала опыт проводят с дистиллированной водой: набирают раствор в прибор и дают жидкости по каплям вытекать из сталагмометра в стаканчик. Когда уровень жидкости достигнет верхней метки, начинают отсчет капель n0; отсчет продолжают до достижения уровнем нижней метки. Эксперимент повторяют 4 раза. Для расчета поверхностного натяжения используют среднее значение количества капель. Разница между отдельными отсчетами не должна превышать 1-2 капли. Поверхностное натяжение воды у0 табличная величина. Плотность растворов определяется пикнометрически.
Повторяют эксперимент для каждой исследуемой жидкости. Чем меньше поверхностное натяжение истекающей из сталагмометра жидкости, тем меньший объем имеет капля и тем больше будет число капель. Сталагмометрический метод дает достаточно точные значения поверхностного натяжения растворов ПАВ. Измеряют число капель n исследуемого раствора, вычисляют поверхностное натяжение у по формуле
где 0 - поверхностное натяжение воды при температуре опыта,
n0 и nх - число капель воды и раствора,
0 и х - плотности воды и раствора.
По полученным данным эксперимента строится график зависимости величины поверхностного натяжения на границе раствор ПАВ - воздух от концентрации (изотерма поверхностного натяжения).
2.3 Определение межфазного натяжения растворов ПАВ
Среди многообразных поверхностных явлений, протекающих на границах раздела фаз, особое влияние оказывает межфазное натяжение.
При рассмотрении системы вода - нефть на их границе раздела всегда существует межфазное натяжение. Молекула воды, удаленная от поверхности раздела, со всех сторон окружена другими молекулами воды. Поэтому результирующая сила взаимодействия этой молекулы с другими молекулами равна нулю. Молекула, расположенная на поверхности раздела, подвержена действию, с одной стороны, молекул масла, расположенных выше границы раздела, а с другой стороны, молекул воды, лежащих ниже этой границы. Результирующая сила взаимодействия этой молекулы не равна нулю. Вследствие этого возникают силы межфазного натяжения и образуется поверхностный слой типа упругой мембраны.
Величина межфазного натяжения разных тел на границе раздела различных соприкасающихся фаз не одинакова и является для них физической характеристикой.
Приборы для определения межфазного натяжения основываются на измерении усилия, необходимого для разрыва поверхности межфазного раздела по периметру определенной длины. Наибольшее распространение получил метод определения объема капель, выдавливаемых из капилляра на границе раздела фаз.
Межфазное натяжение па границе двух жидкостей определяется но формуле:
у = К V (с1 - с2), (1.7)
где у - межфазное натяжение, мН/м;
К - постоянная капилляра, мНм3 / (м·кг);
V - объем выдавливаемой капли, в делениях шкалы;
с1, с2 - плотность граничащих жидкостей, кг/м3.
Для определения постоянной капилляра необходимо замерить межфазное поверхностное натяжение такой органической жидкости на границе с дистиллированной водой, для которой это значение имеется в справочнике. Например, величина поверхностного натяжения на границе октан - дистиллированная вода по справочнику равна 50,98 мН/м.
Определив на сталагмометре объем выдавливаемой капли, постоянную К капилляра определяют по формуле
К = 50,98/[V (св - со)], (1.8)
где К - постоянная капилляра, мНм3 / (м·кг);
50,98 - значение поверхностного натяжения на границе октан -дистиллированная вода, мН/м;
V- объем всплывшей капли в делениях шкалы;
св - плотность воды, кг/м3;
со - плотность октана, кг/м3.
Устанавливается температура в термостате, равная 30 °С. Шприц заполняется нефтью и закрепляется с помощью скобы 14 на штативе. В стаканчик до метки наливается дистиллированная вода и в нее помещается загнутый капилляр, который с помощью медицинской иглы 10 надевается на шприц 4. Поверхность капилляра должна быть обезжирена хромовой смесью (концентрированная серная кислота + хромовокислый калий). Записывается число делений лимба микрометра и включается в сеть электродвигатель, который приводит во вращение микровинт, сообщающий поршню поступательное движение. Поршень шприца 4 начинает медленно перемещаться, вытесняя тем самым нефть из капилляра. В связи с этим на кончике капилляра формируется капля, которая при достижении критического объема, отрывается от капилляра и всплывает на поверхность воды. В момент отрыва капли необходимо отключить электродвигатель от электросети и записать число делений лимба микрометра. Высчитывается объем выдавливаемой капли в делениях лимба микровинта. Проводится не менее 10 подобных замеров и берется среднее значение объема капли V, по которому вычисляется величина межфазного натяжения на границе нефть-дистиллированная вода
ув-н = К V (св - сн), (1.9)
где у - межфазное натяжение, мН/м;
К - постоянная капилляра, мНм3 / (м·кг);
V - объем выдавливаемой капли, в делениях шкалы;
сн - плотность нефти, кг/м3
По полученным данным эксперимента строится график зависимости величины межфазного поверхностного натяжения на границе нефть-вода от температуры.
2.4 Результаты экспериментальных исследований поверхностной и межфазной активности ПАВ
После подготовки сталагмометра к проведению измерений нами была произведена тарировка прибора. Была рассчитана константа К на границе дистиллированная вода - октан (К = 0,008974). Затем мы проводили лабораторные исследования при комнатной температуре (24 С). Результаты приведены в Таблице 2, 3.
Таблица 2 - Результаты измерения поверхностного натяжения растворов ПАВ, дистиллирована вода
Химические методы увеличения нефтеотдачи применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью.
Объектами применения являются залежи с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа*с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью [1].
Поверхностная активность, которую проявляют органические вещества, обусловлена не только химическим строением, но и внешними условиями: характером среды, фазовых состояний, концентрацией ПАВ, температурой.
Обычно ПАВ представляют собой органические вещества, содержащие в молекуле углеводородный радикал и одну или несколько полярных групп. Гидрофильной частью служит карбоксильная (COO-), сульфатная (- OSO3-) и сульфонатная (- SO3-) группы, а также группы −CH2 − CH2 − O − CH2CH2 − или группы, содержащие азот. Гидрофобная часть состоит преимущественно из парафиновой цепи, прямой или разветвленной, из бензольного или нафталинового кольца с алкильными радикалами.
По ионной характеристике все ПАВ делятся на две большие группы: неионогенные соединения, то есть не диссоциирующие на ионы (НПАВ) при растворении в воде, и ионогенные соединения, которые в воде распадаются на ионы, как обычные электролиты. В зависимости от того, какие ионы обусловливают поверхностную активность ионогенных веществ, их принято подразделять: на анионоактивные (АПАВ), катионо- активные (КПАВ) и амфотерные. Анионные ПАВ более активны в щелочных растворах, катионные в кислых, амфотерные — в тех и других.
По растворимости в воде и маслах ПАВ подразделяют на три группы: водо-, водомасло- и маслорастворимые.
Водорастворимые ПАВ состоят из гидрофобных углеводородных радикалов и гидрофильных полярных групп, обеспечивающих растворимость всего соединения в воде. Их характерной особенностью является поверхностная активность на границе раздела вода — воздух.
Водомаслорастворимые ПАВ применяют в основном в системах нефть — вода. Гидрофильные группы в молекулах таких веществ обеспечивают их растворимость в воде, а достаточно длинные углеводородные радикалы — растворимость в углеводородах.
Маслорастворимые ПАВ не растворяются и не диссоциируют (или слабо диссоциируют) в водных растворах.
В нефтяной промышленности применяются как водорастворимые, так и нефтерастворимые деэмульгаторы. Последние имеют преимущество, заключающееся в том, что они, смешиваясь с нефтью, легче проникают в поверхностные слои глобул и не вымываются водой.
Наиболее широкое применение в технологии повышения нефтеотдачи нашли неионогенные поверхностно-активные вещества (НПАВ).
Этот вид ПАВ насчитывает более 50 веществ различных групп. Среди них наибольшее распространение получили оксиэтилированные изононилфенолы типов ОП- 10, АФ9-4, АФ9-6, АФ9-10, АФ9-12, в основном из-за больших объемов их промышленного производства.
Преимущество НПАВ заключается в их совместимости с водами высокой минерализации и значительно меньшей адсорбции по сравнению с ионогенными ПАВ. Их получают присоединением оксида этилена к органическим кислотам, спиртам, аминам. В результате получаются соединения типа:
Список литературы
1. Лушпеев В.А., Мешков В.М., Ешимов Г.К. и др. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений.- Тюмень, 2011.-245с
3. Янукян А.П. /Новые подходы к управлению рисками нефтегазовых холдинговых компаний// Нефтепромысловое дело, 2014г. №8 стр. 55-59
Читайте также: