Влияние концентрации ПАВ водных растворов и температуры на коэффициент поверхностного натяжения

Вестник ТюмГУ. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика.


Выпуск:

2016. Том 2. №3

Название: 
Влияние концентрации ПАВ водных растворов и температуры на коэффициент поверхностного натяжения


Об авторах:

Григорьев Борис Владимирович, кандидат технических наук, заведующий кафедрой прикладной и технической физики, Физико-технический институт, Тюменский государственный университет; b.v.grigorev@utmn.ru

Важенин Денис Александрович, ведущий инженер кафедры механики многофазных систем, Физико-технический институт, Тюменский государственный университет; vazhenin_1987@mail.ru

Кузина Ольга Александровна, ассистент кафедры прикладной и технической физики, Физико-технический институт, Тюменский государственный университет; o.a.kuzina@utmn.ru

Аннотация:

В условиях прогрессирующего роста обводненности добываемой продукции и высокой выработки запасов все большее значение приобретают методы увеличения нефтеотдачи пластов. К основным методам воздействия на пласт можно отнести: гидродинамические, тепловые, газовые, физико-химические и комбинированные. Заводнение скважин с помощью водных растворов поверхностно-активных веществ (ПАВ) относится к комбинированным методам (гидродинамический и физико-химический). Этот метод основан на снижении удельной энергии межфазного взаимодействия между водой и нефтью за счет образования мицелл. Следует отметить, что механизм влияния свойств реагентов на отмывающие способности растворов изучен недостаточно. Т. к. пласт с флюидами является сложной системой, сложно учесть все факторы, среди которых температура и давление пласта, состав и концентрация ПАВ, пористость, обводненность, глубина залегания.

Целью данного исследования является выявление эффективных ПАВ, снижающих поверхностное натяжение при различных температурах и концентрациях для дальнейших испытаний на кернах.

Методом объема капли исследовано пять промышленно-производимых реагентов на способность снижать поверхностное натяжение. В качестве имитатора нефти использован деароматизированный углеводород эксол (Exxsol D100) из-за своих схожих свойств с нефтью (плотность и вязкость сопоставимы с соответствующими значениями для нефти). Выявлено влияние температуры и концентрации на поверхностное натяжение водных растворов ПАВ. Установлено, что с увеличением концентрации поверхностное натяжение изменяется до 30 раз в зависимости от реагента и температуры. Все исследованные вещества производятся в России, что способствует импортозамещению.

Список литературы:

  1. Альмяшева О. В. Поверхностные явления: учеб. пособие / О. В. Альмяшева, В. В. Гусаров, О. А. Лебедев. СПб.: СПбГЭТУ «ЛЭТИ», 2004. 28 с. 
  2. Бабушкин А. Г. Гидрохимический мониторинг поверхностных вод Ханты-Мансийского автономного округа — ЮГРЫ / А. Г. Бабушкин, Д. В. Московченко, С. В. Пискунов. Новосибирск: Наука, 2007. 152 с. 
  3. Башкирцева Н. Ю. Коллоидно-химические свойства реагентов для регулирования вязкости Зюзеевской нефти / Н. Ю. Башкирцева // Вестник Казанского технологического университета. 2003. № 2. С. 252-261. 
  4. Богданова Ю. Г. Влияние химической природы компонентов на смачивающее действие растворов смесей поверхностно-активных веществ / Ю. Г. Богданова // Вестник Московского Университетата. Серия 2. Химия. 2004. Том 45. № 3. 
  5. Волков В. А. Коллоидная химия. Поверхностные явления и дисперсные системы / В. А. Волков. М.: Лань, 2015. 672 с. 
  6. Геология и разработка нефтяных месторождений: В 2 т. / под ред. Р. Х. Муслимова. Казань: Фэн. Том 1. 2007. 315 с.: ил.; Том 2. 2008. 523 с. 
  7. ГОСТ Р 50097-92. Вещества поверхностно-активные. Определение межфазного натяжения. Метод объема капли. 
  8. Группа компаний НОРКЕМ. Дзержинск, 2005-2016. URL: http://www.norchem.ru (дата обращения: 25.10.2016). 
  9. Добыча нефти // Все о нефти. 2011-2016. URL: http://vseonefti.ru/upstream (дата обращения: 24.10.2016). 
  10. Засовская М. А. Поверхностное натяжение. Поверхностно-активные вещества. Адсорбция / М. А. Засовская, Р. П. Цивилев. Ухта: УГТУ, 2013. 20 с.: ил. 
  11. Кочнева О. Е. Оценка обводненности скважин и продукции Яснополянской залежи Москудьинского месторождения / О. Е. Кочнева, К. Н. Лимонова // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2014. № 10. 66-72 с. 
  12. Московченко Д. В. Влияние техногенных факторов на состав поверхностных вод в районах нефтедобычи Западной Сибири / Д. В. Московченко // Вестник экологии, лесоведения и ландшафтоведения. 2006. № 6. C. 154-163. 
  13. Нелюбов Д. В. Разработка и испытание состава реагента для повышения качества извлечения / Д. В. Нелюбов, Л. П. Семихина, А. А. Севастьянов, Д. А. Важенин, А. Б. Шабаров // Universum: Технические науки: электронный научный журнал. 2014. № 6(7). 
  14. Органические растворители Exxsol европейского производства. Дзержинск, 2012. URL: http://exxsol.ru (дата обращения: 25.10.2016). 
  15. Отчет о результатах геологоразведочных работ по объекту «Инвентаризация и определение состояния скважин на пресную и минеральную воду, пробуренных в южной части Тюменской области». Тюмень, 2008. 221 с. 
  16. Протопопов А. В. Лабораторный практикум по коллоидной химии: Методическое пособие / А. В. Протопопов, Н. Г. Комарова; АлтГТУ им. И. И. Ползунова. Барнаул: АлтГТУ, 2011. 68 с. 
  17. Рузин Л. М. Методы повышения нефтеотдачи пластов: учеб. пособие / Л. М. Рузин, О. А. Морозюк. Ухта: УГТУ, 2014. 127 с. 
  18. Русанов А. И. Фазовые равновесия и поверхностные явления / А. И. Русанов. СПб.: Химия. Ленинградское отделение, 1967. 388 с. 
  19. Семихина Л. П. Влияние температуры на способность водных растворов отмывать нефть с поверхности твердого тела / Л. П. Семихина, С. В. Штыков, Е. А. Карелин, А. М. Пашнина // Вестник Тюменского государственного университета. 2015. Том 1. № 3(3). С. 39-51. 
  20. Устимов С. К. Прогнозирование коэффициента извлечения нефти в процессе разработки месторождений / С. К. Устимов. М., 2007. 24 с.