что такое пав в нефтяной промышленности
Поверхностно-активные вещества
Однако, ПАВ имеет предел растворимости (так называемую критическую концентрацию мицеллообразования или ККМ), с достижением которого при добавлении ПАВ в раствор концентрация на границе раздела фаз остается постоянной, но в то же время происходит самоорганизация молекул ПАВ в объёмном растворе (мицеллообразование или агрегация).
В результате такой агрегации образуются так называемые мицеллы.
Отличительным признаком мицеллообразования служит помутнение раствора ПАВ.
Водные растворы ПАВ, при мицеллообразовании также приобретают голубоватый оттенок (студенистый оттенок) за счёт преломления света мицеллами.
Теоретически любое химическое соединение, имеющее в молекуле гидрофильные и гидрофобные участки, будет поверхностно активным.
Однако в действительности только некоторые из них являются эффективными моющими средствами, стабилизаторамиэмульсий и пен, пленкообразователями и т. д.
По своему применению ПАВ данного класса делятся на смачиватели, солюбилизаторы, эмульгаторы, моющие агенты, пенообразователи.
Упрощенно действие поверхностно активных веществ можно описать следующим образом.
Благодаря тому, что ПАВ обладают поверхностной активностью, они снижают поверхностное натяжение воды, поэтому загрязнение лучше отстает от поверхности (кожи, волос).
Что и обеспечивает перевод загрязнений в раствор, т. е. отмывку загрязнений.
Происходит это благодаря тому, что молекула ПАВ имеете двойственную структуру один ее конец гидрофильный (т.е. любит воду) другой липофильный (т.е. любит жир).
Анионные ПАВ, отвечают за моющую способность любого щелочного мыла (детского, ручной работы, банного, туалетного и т.п.), а также большинства шампуней и жидких мыл.
В моющих средствах жирорастворимая часть молекулы анионного ПАВ связывает и обволакивает частицы грязи в секрете сальных желез, которые затем вымываются водой.
Одновременно водорастворимая часть молекулы ориентирует эти частицы в сторону от кожи, несущей отрицательный заряд.
При этом жирные загрязнения попадают внутрь молекулы ПАВ, благодаря чему не оседают на поверхности снова.
А уходят вместе с водой, удерживаясь в ней благодаря гидрофильной части.
Тем не менее, в мире потребляется ежегодно 9 млн. т мыла.
Таким образом, мыло остается наиболее распространенным в мире ПАВ.
ОБРАБОТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫМИ ВЕЩЕСТВАМИ
Поверхностно-активные вещества (ПАВ) —это вещества, снижающие поверхностное натяжение на жидкой и твердой поверхности раздела фаз (или на поверхности разделов двух жидкостей, например, нефть — вода) вследствие адсорбции этих веществ.
В нефтяной промышленности ПАВ широко применяют прежде всего как деэмульгаторы-разрушители нефтяных эмульсий. Их широко используют для обработки призабойной зоны с целью: ускорения освоения нефтяных и газовых скважин; предотвращения отрицательного влияния воды и других промывочных жидкостей на физико-химические свойства пород продуктивного пласта при ремонтных работах; повышения производительности нефтяных и газовых и приемистости нагнетательных скважин; повышения эффективности соляно-кислотных обработок скважин; селективной изоляции притоков пластовых вод.
Для обработки призабойной зоны ПАВ применяют в виде водного раствора или в смеси с нефтью.
Механизм действия ПАВ в пористой среде, если в ней содержатся нефть и вода, состоит в следующем. Вследствие снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз размер капель воды в среде нефти (в пористом пространстве) уменьшается в несколько раз, при этом мелкие капли воды вытесняются из пласта в скважину значительно быстрее и с меньшей затратой внешней энергии, чем крупные. Следовательно, со снижением межфазного натяжения на границе нефть — вода увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из призабойной зоны.
Кроме того, некоторые ПАВ способствуют также и гидрофо-бизации поверхности поровых каналов в породе, т. е. ухудшают их способность смачиваться водой: во время гидрофобизации частицы породы избирательно лучше смачиваются ‘нефтью, чем водой. При этом нефть легко расплывается на поверхности поровых каналов, вытесняя из них пленочную воду. Отрываясь от твердой поверхности, пленочная вода превращается в мелкие капельки, уносимые в последующем фильтрационным потоком нефти из призабойной зоны в скважину.
Все ПАВ по химическим свойствам разделяются на два основных класса:
7) ионоген и ы е, молекулы которых в вводной среде диссоциируют на ионы, являющиеся носителями поверхностной активности;
2) неионогенные, в которых активной частью, воздействующей на поверхность путем избирательной адсорбции, являются полярные молекулы, не распадающиеся в водной среде на ионы.
Ионогенньте ПАВ в свою очередь подразделены на группы: а) анионоактивные ПАВ, которые при растворении в воде диссоциируют на положительно заряженный катион и отрицательно заряженный анион; последний обладает поверхностно-активными свойствами; б) катионоактивные ПАВ, которые при растворении в воде также диссоциируют на катионы и анионы, однако поверхностную активность имеют положительно заряженные группы катионов.
К анионоактивным ПАВ относятся: карбоновые кислоты и их соли (мыла), синтетические жирные кислоты (получаемые окислением парафина), нафтеновые кислоты и их мыла, мылонафты, алкилсульфаты (натриевые или калиевые соли сульфо-эфиров высших жирных кислот), алкилсульфонаты (натриевые или калиевые соли сульфокислот), алкиларилсульфонаты (соли сульфокислот ароматических углеводородов) и др.
В промышленности наиболее распространены следующие анионоактивные ПАВ:
1) моющие средства «Новость», «Прогресс» и ‘другие, отно
сящиеся к алкилсульфатам;
2) моющий препарат сульфонат — смесь натриевых солей
алкилсульфакислот с алкильными остатками, содержащими
12—18 атомов углерода;
3) сульфанол НП-3, ДС-РАС (детергент советский — рафи
нированный алкиларилсульфонат), азоляты А и Б, относящиеся
к алкиларилсульфонатам; водные растворы этих реагентов об
ладают моющими и пепообразующими свойствами;
4) нейтрализованный черный контакт (НЧК), представляю
щий собой соли водорастворимых сульфакислот, получаемых
при сульфировании керосино-газойлевых дистиллятов серной
кислоты с последующим отделением кислого гудрона, промыв
кой его водой и нейтрализацией щелочью,
НКЧ в течение длительного времени был почти единственным деэмульгатором, применявшимся в отечественной нефтяной промышленности. Но этот деэыульгатор малоэффективен: его расход при полной подготовке нефти к переработке (обезвоживание и обессоливание) составляет 4—10 кг/т нефти.
Почти все анионоактивные ПАВ полностью растворяются в пресной воде, не растворяются в керосине и выпадают в осадок в пластовой воде.
К катионоактивным ПАВ относится небольшая группа реагентов — солей четырехзамещенных аммониевых оснований. Наиболее известны катапины А и К, карбозолин О и катаминА.
Катионоактивные ПАВ применяют в основном как добавки к дистиллятам и как ингибиторы сероводородной и кислотной коррозии различного оборудования.
В нефтяной промышленности наиболее широко используют неионогенные ПАВ, которые получают соединением органических кислот, спиртов, амино- и амидокислот с окисью этилена или пропилена. Эти ПАВ, применяемые в качестве деэмульгато-ров, значительно эффективнее по сравнению с ионогенными веществами.
Преимущество использования неионогенных ПАВ в качестве понизителей поверхностного натяжения на границе фаз при различных видах обработок призабойной зоны заключается в том, что они полностью растворяются в пластовых водах, не давая никакого осадка, что нельзя сказать о большинстве анионо-и катионоактивных веществ. Благодаря этому качеству неионогенные ПАВ применяют также во время заводнения пластов.
В промышленных условиях (в основном в процессе обезвоживания нефти) наиболее широко используют следующие неионогенные ПАВ:
1. Реагенты ОП-10 и ОП-7 (оксиэтилированные алкилфено-лы) —продукты конденсации смеси алкилфенолов с окисью этилена и отличающиеся числом остатков присоединенной окиси. Эти реагенты представляют собой густые маслянистые жидкости или пасты от светло-желтого до светло-коричневого цвета с относительной плотностью при 50 С С — 1,02—1,05 и кинематической вязкостью 65-Ю» 6 —70-10
6 ы 2 /с. Потребителям доставляют их в железных бочках вместимостью от 100 до 300 л.
В нефтяной промышленности эти реагенты используют в небольших количествах в основном в качестве деэмульгаторов, а также для обработки ПЗС.
2. Реагенты КАУФЭ-14 и УЭФ-8—оксиэтилированные продукты, получаемые на базе технических фенолов, выделяемых из продуктов переработки каменного угля и сланцев. Условный шифр реагентов означает КАУФЭ-н: К — крекинг бензин, АУФ— алкилированные угольные фенолы, Э — окись этилена, п — число молей окиси этилена на 1 коль алкилированного фенола; УФЭ-я;УФ — угольные фенолы, остальные обозначения прежние.
3. Реагент ОЖК— оксиэтилированные жирные кислоты — продукт конденсации окиси этилена с жирными кислотами (выше С2о), получаемый при окислении парафина.
В качестве деэмульгаторов широко распространен реагент дисолван 4411, являющийся неионогенным веществом. Его расход при обезвоживании и обессоливании нефти типа ромашкин-ской (с доведением содержания солей в ней до 40—50 мг/л) составляет в среднем 60—80 г/т.
Технология обработки призабойной зоны с помощью ПАВ аналогична технологии солянокислотной обработки. В скважину через трубы насосным агрегатом закачивают концентрированный раствор ПАВ, который продавливают слабоконцентрированным раствором в таком количестве, чтобы все норовое пространство намеченной зоны обработки было заполнено ПАВ. В качестве растворителя обычно используют нефть.
Радиус зоны обработки принимают от 0,5 до 2,0 м в зависимости от толщины пласта и характеристики его пород и типа ПАВ. Исходя из этого, объем раствора исчисляют из расчета от 0,8 до 2 м 3 на 1 м толщины обрабатываемого пласта. Концентрацию рабочего раствора ПАВ принимают от 0,5 до 5%.
После продавки раствора ПАВ через 2—3 сут возобновляют эксплуатацию скважины.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1. Что мы называем призабойной зоной скважины (ПЗС) и
чем она характерна?
2. Как подразделяют методы воздействия на ПЗС?
3. В чем назначение и сущность солянокислотной обработки
(СКО) скважин?
4. Как готовят рабочий раствор соляной кислоты?
5. Какие реагенты и с какой целью добавляют в соляную кис
лоту при приготовлении рабочего раствора?
6. Какие разновидности СКО Вы знаете?
7. Какое назначение имеют простые кислотные ‘обработки?
8. Как проводят процесс простой СКО скважины?
9. Для чего применяют кислотные обработки под давлением?
10. В чем сущность пенокислотной обработки скважины и
как она осуществляется?
11. Каковы преимущества пенокислотной обработки перед
простой кислотной?
12. Каково назначение термокислотной обработки и как ее
13. Что такое гидравлический разрыв пласта (ГРП)? Для
чего его применяют?
14. Какие разновидности ГРП Вы знаете?
15. Как проводят ГРП?
16. Как (по какой формуле) определяют общую продолжи-
тельность ГРП и число агрегатов, необходимое для его проведения?
17. Как осуществляют многократный ГРП с применением
закупоривающих веществ? С применением пластмассовых шари
ков?
18. Как проводят многократный поинтервальный ГРП при
наличии в скважине нескольких эксплуатационных объектов?
19. Как определяют объем жидкости разрыва, жидкости-
песконосителя, количество и концентрацию песка при ГРП?
20. Какие рабочие жидкости используют для ГРП?
21. Что такое виброобработка ПЗС?
22. В каких скважинах наиболее целесообразно проводить
вибровоздействие?
23. В каких скважинах применяют тепловое воздействие на
призабойную зону?
24. Какие способы теплового воздействия на ПЗС Вы знаете?
25. Какова сравнительная эффективность обработки ПЗС с
циклической закачкой пара и электропрогревом?
26. С какой целью обрабатывают ПЗС поверхностно-актив
ными веществами?
27. В чем состоит механизм действия ПАВ в пористой среде?
28. Как подразделяют ПАВ по химическим свойствам?
29. Какие ПАВ наиболее широко применяют в нефтяной про
мышленности?
30. Как обрабатывают ПЗС поверхностно-активными вещест
вами?
ОГЛАВЛЕНИЕ
ГЛАВА I. Основы нефтепромысловой геологии
Нефтяная (газовая) залежь и нефтяное (газовое) месторождение Основные структурные формы складок нефтегазовых месторождений
Нефть и ее свойства.
Нефтяные газы и их свойства.
Применение геофизических исследований для контроля технического со
стояния скважин. 28
Методы перфорации и торпедирования скважин.
Контрольные вопросы. 37
ГЛАВА II, Техника и технология добычи нефти и газа38
Способы добычи нефти и газа. 38
Подготовка скважин к эксплуатации. 39
Освоение скважин. 42
Фонтанная и газлифтпая добыча нефти. 45
Глубиннонасосная добыча нефти. 71
Эксплуатация газовых скважин. 86
Исследование скважин. 87
Контрольные вопросы. Ю1
Оборудование для исследования скважин. 143
Оборудование и установки, применяемые при цементировании скважин
Ловильные инструменты. 151
Механизация процессов ремонта. 168
Общий характер работ. 173
Спуско-подъемные операции. 175
Ремонты скважин, связанные с очисткой забоя от песчаных пробок 185
Ремонт газлифтных и фонтанных скважий. 195
Контрольные вопросы. 199
ГЛАВА V. Технология капитального ремонта скважин 201
Подготовка скважин к ремонту. 201
Ремонтно-изоляционные работы. 211
Ремонт скважин, оборудованных пакерами-отсекателями ОРЗ, ОРЭ 263
Ликвидация скважин (ЛС). 282
Особенности ремонта морских скважин. 283
Контрольные вопросы. 285
ГЛАВА VI. Методы увеличения и восстановления произво
дительности и приемистости скважин. 288
Соляно-кислотныс обработки скажин. 289
Гидравлический разрыв пласта. 297
Виброобработка призабойпой зоны скважин. 304
Тепловая обработка призабойной зоны скважины. 306
Обработка призабойной зоны скважин поверхностно-активными вещест
вами. 310
Поверхностно-активные вещества для повышения нефтедобычи
Поверхностно-активные вещества для повышения нефтеотдачи месторождений нефти.
Поверхностно-активные вещества применяются для повышения нефтеотдачи месторождений нефти на поздней стадии разработки месторождений. Разработанная специальная математическая модель химического строения молекулы ПАВ в различных вариациях позволила создать различные вариации полимерных поверхностно-активных веществ, используемых для повышения нефтедобычи.
Описание:
Поверхностно-активные вещества (ПАВ) – это химические соединения, способные вследствие положительной адсорбции изменять фазовые и энергетические взаимодействия на различных поверхностях раздела: жидкость – воздух, жидкость – твердое тело, нефть – вода.
Поверхностно-активные вещества – вещества с асимметричной молекулярной структурой, молекулы которых содержат один или несколько гидрофобных радикалов и одну или несколько гидрофильных групп. Такая структура обуславливает поверхностную активность молекул поверхностно-активных веществ, т.е. способность концентрироваться на межфазных поверхностях раздела, тем самым изменяя свойства системы.
Поверхностная активность, которую в определенных условиях могут проявлять многие органические соединения, обусловлена как химическим строением, в частности, дифильностью (полярностью и поляризуемостью) их молекул, так и внешними условиями: характером среды и контактирующих фаз, концентрацией поверхностно-активных веществ, температурой.
В нефтяной промышленности поверхностно-активные вещества широко применяются при различных технологических процессах бурения и добычи нефти способом заводнения. Поверхностно-активные вещества уменьшают капиллярные силы, удерживающие нефть в мелких порах породы при заводнении. Добавка поверхностно-активных веществ в нагнетаемую воду значительно повышает эффективность процесса вытеснения нефти водой по сравнению с обычным заводнением. Поэтому при заводнении пластов широко используют закачку водных растворов поверхностно-активных веществ.
Все синтетические ПАВ по своему составу и химическим свойствам делятся на четыре класса: анионоактивные, неионогенные, катионоактивные и амфотерные. В отдельную группу выделяются высокомолекулярные (полимерные) поверхностно-активные вещества, состоящие из большого числа повторяющихся звеньев, каждое из которых имеет полярные и неполярные группы.
Полимерные поверхностно-активные вещества применяется при ПАВ-полимерном заводнении, являющимся перспективной технологией повышения нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений нефти. Данная технология позволяет дать «вторую жизнь» существующим зрелым месторождениям и существенно повысить коэффициент извлечения нефти.
Преимущества:
– повышение коэффициента вытеснения нефти водой,
– дешевле импортных аналогов.
Повышение нефтеотдачи. Изучение адсорбции ПАВ-полимерных коктейлей
На фоне возрастающей доли трудноизвлекаемых запасов для поддержания объёмов добычи нефти на необходимом уровне используются различные технологии, например химические методы увеличения нефтеотдачи (ХМУН) [1]. Данный метод относится к процессам, в которых щелочь, поверхностно-активные вещества и/или полимеры используются для снижения межфазного натяжения, изменения смачиваемости и контроля подвижности с целью увеличения количества нефти, извлекаемой из ранее обводненного коллектора [1–4]. Одной из основных проблем является потеря поверхностно-активного вещества из-за процессов адсорбции на породах пласта [3, 4]. Фактически высокая адсорбция ПАВ может сделать химические процессы повышения нефтеотдачи экономически невыгодными, поэтому необходимо подбирать композиции, которые будут как можно меньше сорбироваться на керне и при этом не терять своих свойств при закачке через керновый материал.
Сырая нефть извлекается с помощью трех основных процессов: первичного, вторичного и третичного методов увеличения нефтеотдачи. При первичной добыче сырая нефть выбрасывается из нефтяного пласта под действием естественного давления захваченной жидкости. По мере продолжения первичного процесса пластовое давление становится ниже определенного значения, так что оно больше не может продвигать мобильную нефть к добывающим скважинам. Следующим этапом закачивается вода или газ для увеличения и поддержания существующего давления в пласте, что обычно известно как вторичный процесс добычи нефти. Возможное количество нефти, извлеченной как в первичном, так и во вторичном процессах, обычно соответствует примерно 20–50 % залежи в зависимости от характеристик нефти и коллектора [1, 2, 5, 6]. Остальную нефть, оставшуюся в пласте, можно собрать с помощью процесса повышения нефтеотдачи (EOR) [1, 2, 6].
Учитывая рост энергопотребления и спроса на новые углеводородные ресурсы, а также принимая во внимание тот факт, что снижается продуктивность первичной добычи нефти, для интенсификации добычи необходимо применять новые МУН. До настоящего времени различные операции закачки воды и/или газа выполнялись в качестве методов поддержания давления [1]. Тем не менее только одна треть от общего объема нефти будет извлечена на первичных и вторичных стадиях добычи, что является причиной, по которой необходимо предложить варианты третичной добычи [2, 5]. Подвижность пластовой нефти будет повышаться с помощью процедур ХМУН, в основном за счет снижения межфазного натяжения (IFT) между нагнетательной жидкостью и пластовыми флюидами [2, 3, 7].
В прошлом для извлечения легкой и тяжелой нефти использовались различные методы увеличения нефтеотдачи, и их можно условно разделить на термические и нетермические методы. Термические методы, которые в основном используются для тяжелых нефтей и битуминозных песков, используют тепловую энергию, поступающую с горячей водой, паром или электрическим нагревом для сбора оставшейся нефти. Нетермические методы, которые обычно используются для легкой нефти, используют другие средства, такие как химическое заводнение, смешивающееся вытеснение или несмешивающийся газ [3, 4, 8–10]. Химическое заводнение – это процесс закачки химических растворов поверхностно-активных веществ, полимеров, щелочей или мицеллярных растворов в пласт для эффективности вытеснения остаточной нефти за счет повышения её мобильности [3–6]. Заводнение поверхностно-активными веществами считается наиболее перспективным, но неэкономичным, главным образом из-за значительной потери поверхностно-активных веществ в процессе адсорбции на поверхности породы и изменения смачиваемости породы непродуктивным образом [5–7, 10]. Все это сдерживало его применение до появления новых типов ПАВ. В настоящее время вклад химического заводнения в мировую добычу сырой нефти составляет лишь несколько процентов [2, 7, 11]. При минимизации потерь поверхностно-активных компонентов во время процесса химического заводнения, химические МУН являются методами с наиболее высокой эффективностью извлечения [12, 13].
Механизмы, вовлеченные в процесс введения поверхностно-активного вещества, недостаточно хорошо исследованы и смоделированы. Среди ключевых параметров большое значение имеет величина адсорбции поверхностно-активных веществ, которая влияет на применимость процесса ПАВ-полимерного заводнения в полевых условиях [3, 4, 14, 15].
Поверхностно-активные вещества адсорбируются на твердых поверхностях в виде мономеров [16–17]. Адсорбция поверхностно-активного вещества во время процесса химического заводнения является наиболее важной проблемой, которая может повлиять на успех или неудачу этого процесса. Адсорбция ПАВ может происходить на поверхности породы вследствие электростатического взаимодействия и ван-дер-ваальсовых взаимодействий, которые возникают между молекулами ПАВ и твердой поверхностью [11, 12, 18].
Как правило, адсорбция поверхностно-активного вещества зависит от многих факторов, таких как тип ПАВ, его эквивалентная масса, концентрация, ионная сила, pH раствора, минерализация и температура коллектора. Эти факторы также могут влиять на структуру породы, следовательно, могут привести к значительным изменениям в адсорбции поверхностно-активных веществ на поверхности породы [5–7]. Практически адсорбция поверхностно-активного вещества может быть уменьшена только до определенного предела. Увеличение производительности, а следовательно, и эффективности извлечения нефти в результате процесса химического заводнения может быть достигнута только в том случае, если процесс будет экономически оптимизирован за счет снижения адсорбции ПАВ [3, 5, 19].
Отсюда вытекают основные критерии подбора эффективных ПАВ для ПАВ-полимерного заводнения [2, 4, 5], представленные в таблице 1.
Поэтому целью исследования является оценка адсорбции компонентов ПАВ-полимерных композиций для химического заводнения на одном из месторождений Западной Сибири.
Для реализации данной цели были поставлены следующие задачи:
· Оптимизировать методики определения концентрации ПАВ в составе активной оторочки фильтрационных тестов.
· Оценить адсорбцию ПАВ в статических и динамических условиях на песчанике.
Экспериментальная часть
В данной работе использовались ПАВ класса алкоксилированных глицедилсульфонатов, акилбензосульфонаты, алкилсульфаты.
Исследование состава синтезированных ПАВ методом ВЭЖХ МС проводили на аналитическом комплексе: высокоэффективный жидкостной хроматограф Agilent 1260 Infinity II с масс – детектированием Agilent 6545 LC/Q-TOF. Пробы вводились в масс-детектор без предварительного разделения в колонке. В качестве подвижной фазы выступал буферный раствор с 5,2 ед. pH.
Для исследования адсорбции ПАВ, содержащих хромофорную группу, использовали жидкостной хроматограф «Миллихром А–02» с хроматографической колонкой N2599, сорбент: ProntoSIL 120-5-C18. Эффективность колонки составляла 56 000 т.т. В качестве подвижной фазы использовали смесь ацетатный буфер – ацетонитрил.
Для удаления присутствующих в порах песчаника углеводородов и солей, применяли горячую сливную экстракцию с органическим растворителем (хлороформ) в аппарате Сокслета. Гранулометрический состав полученного песка/кернового материала определяли ситовым методом. Пробу просеивали через серию сит с диаметром отверстий 0,8, 0,6, 0,315, 0,2 и 0,1 мм. Для дальнейшего анализа использовали фракцию 0,315–0,2 мм.
Для проведения экспериментов по изучению статической адсорбции [12, 15, 18, 21] в герметичные флаконы помещали 1 г песчаника с диаметром частиц 0,315–0,2 мм. Добавляли по 3 см 3 раствора ПАВ различных концентраций, содержимое флаконов интенсивно перемешивали и термостатировали при температуре 87 °С. Отбор проб водной фазы производили спустя 1 сутки. Отбирали по 1 см 3 водной фазы и затем аликвоту разбавляли в мерной колбе и анализировали согласно методике оценки адсорбции ПАВ фотометрическим методом с добавлением метиленового синего [20]. Для определения содержания ПАВ измеряли оптическую плотность полученного хлороформного экстракта при длине волны 650 нм на приборе Agilent UV-VIS 8453.
Результаты и обсуждение
Основной проблемой при оценке содержания ПАВ в выносных флюидах после ПАВ-полимерного заводнения является то, что ПАВ может быть одновременно растворен в различных фазах, в том числе в добытой нефти, как указано на рисунке 1.
Поэтому для более полной оценки адсорбции ПАВ необходимо проводить исследование во всех фазах пробы.
На начальном этапе необходимо оценить адсорбцию ПАВ и ПАВ-полимерных композиций в статических условиях, чтобы иметь представления о максимально возможной сорбции ПАВ [15, 18, 21, 22]. Для оценки адсорбции на керновом материале месторождения Западной Сибири был выбран лабораторный образец алкоксилированного глицедилсульфоната-1 (ПАВ-1). Оценку адсорбции вели на нефтенасыщенном и отмытом керновом материале с разной глубины залегания (глубина залегания 1 и глубина залегания 2). Определение концентрации ПАВ-1 проведено методом МС-анализа водных растворов композиций в диапазоне концентраций от 0,01 до 0,4 % масс. на минерализованной воде с общей минерализацией 16 г/дм 3 до и после процедуры адсорбции в статических условиях. Результаты анализа адсорбции ПАВ представлены на рисунках 2–3. Изотермы адсорбции ПАВ на различном керновом материале представляет собой классический вид с выходом на плато максимального значения адсорбции и описываются уравнением Лэнгмюра [21–24].