Esentials of Microemulsion Technology

7/26/2019 Esentials of Microemulsion Technology

http://slidepdf.com/reader/full/esentials-of-microemulsion-technology 1/32

ТЕХНОЛОГИЯПРИМЕНЕНИЯ

НАНОЖИДКОСТЕЙ(МИКРОЭМУЛЬСИЙ)

ДЛЯ ЭФФЕКТИВНОГО

ПОВЫШЕНИЯГАЗООТДАЧИНИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ

ПЛАСТОВ

13 Октября 2011 года

Андрей Зеленев, Ph.D.



Повреждение Пласта

r p LG

cap

cos2

h

θ

r

,cos2

gr h LG

σLG

ρ

Трещина разрыва

Капиллярное поднятие:



Повреждение Пласта Эмульсиями

• Повышением вязкозти

• Забиванием пор

• Образованием отложений

W

Oil

W

W

Oil

WWЭмульсии:

• Дисперсии масла в воде или воды в масле

•Стабилизированы структурно-

механическим барьером

•Слои ПАВ или полимеры•Твердые частицы

•Образуются при взаимодействие водной и

маслянной фаз

Повреждение пласта вызывается :



Блокирование порового пространствав газовых месторождениях

ОтносительнаяПроницаемость

по газу

НасыщенностьВодной фазой

До повреждения Поврежденныйпласт

После химическойобработки



Требования к повышениюпроницаемости трещин при ГРП

1. Ограничение проникновения жидкостей в пласт

2. Снижение капиллярного давления в поровом пространствепосредством понижения поверхностного натяжения жидкости

разрыва и управлением смачивания

3. Обеспечение эффективного удаления жидкости разрыва изповрежденной части пласта и из трещины с расклинивающимматериалом

4. Снижение давления, необходимого для выноса жидкости изтрещины

5. Предотвращение образования эмульсий в поровом пространстве



Мицеллярные растворы ПАВ исложные наножидкости (микроэмульсии)

Мицеллярные растворы и микроэмульсии понижаютσLG и влияют на cos θ

Микроэмульсии предпочтительнее, так как :

Более эффективное снижение поверхностного

натяжения, σLG Меньшие потери активного ПАВ вследствие адсорбции

на твердой поверхности

Присутствие эффективных растворителей в составекомпозиций

r p LG

cap

cos2

Gas

Gas

Surfactant concentration

σLG

CMC



Разрушение Эмульсий: механизм

Замещение молекул

стабилизирующего ПАВ

молекулами ПАВ-демульгатора

Изменение механических

свойств адсорбционного

слоя

Столкновение капель,

приводящее к коалесценции

0 20 40 60 80 100

0

5

10

15

20

25

30

35

I n t e r f a c

i a l M o

d u

l u s o

f E l s t i c i t y ( m N / m )

Demulsifier dose (mg/L)

interface stabilization

effective demulsification

WW W

Oil

W W W

Oil

S. Key et al, SPE 50744



Кубические фазы

Поверхностно-активные

вещества (ПАВ)

Гидрофобная часть(маслорастворимая)

Полярная часть(водорастворимая)

Сферические мицеллыЦилиндрические мицеллы

Ленточные ассоциаты

• В растворах образуют сложные ассоциированные структуры



Мицеллообразование в растворах ПАВ

ККМ



Микроэмульсия В/М

Масло

Микроэмульсия М/В

Вода

Эмульсия (В/М)

ПАВ

Спирт

Surfactant

Water Oil/

Solvent

1 phase

3 phases

2 phases

Surfactant

Water Oil/

Solvent

1 phase

3 phases

2 phases

Микроэмульсия

Солюбилизация

Биконтинуальная МЭ

ПАВ

Вода

Масло+

спиртМикроэмульсия



Микроэмульсии

Наножидкости ПАВ

Растворитель

Спирты и гликоли

Водная фаза

Термодинамическиустойчивы

Прозрачны Капельки нанометрового

размера

ЭмульсияМикроэмульсия

1E-3 0.01 0.1 1 10 100

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

5.0

5.5

6.0

6.5

7.0

Dynamic light scattering

Emulsion

Microemulsion

Micoremulsion diluted (20 gpt, 2% KCl)

P S D

f r o m a

c o

u s t i c s ( w t . b a s i s )

Droplet diameter (m)

Acoustic spectroscopy

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

30

Microemulsion diluted (2gpt, 2% KCl)



Растворители: Цитрусовые Терпены

Properties

Molecular formula C10H16

Molar mass 136.24 g/mol

Density 0.8411 g/cm³

Melting point -74.35 °C, 199 K, -102 °F

Boiling point 176 °C, 449 K, 349 °F

http://en.wikipedia.org/wiki/Chemical_formula

http://en.wikipedia.org/wiki/Molar_mass

http://en.wikipedia.org/wiki/Density

http://en.wikipedia.org/wiki/Melting_point

http://en.wikipedia.org/wiki/Boiling_point

http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/9/9d/NIH_citrus.jpg

http://en.wikipedia.org/wiki/Boiling_point

http://en.wikipedia.org/wiki/Melting_point

http://en.wikipedia.org/wiki/Density

http://en.wikipedia.org/wiki/Molar_mass

http://en.wikipedia.org/wiki/Chemical_formula

http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/4/42/LimoneneBiosynthesis.png

http://en.wikipedia.org/wiki/File:Cocamide_DEA.png



Неионогенные ПАВ

Этоксилированные кокоамиды

Этоксилированные спирты

Кокосовая

пальма

-(CH-CH20-)n

-(CH-CH20-)n

C t b






ПАВ - Производные Клещевины

Клещевина

Castor beans.

Семена Клещевины

Этоксилированное Касторовое Масло

(CH-CH20-)ml

-(CH-CH20-)n

-(CH-CH20-)o

http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/b/bb/Castor_oil.svg










http://upload.wikimedia.org/wikipedia/commons/6/66/Castor_beans.jpg



Адсорбция ПАВ на границах раздела

Раствор ионогенного ПАВ

Полярная твердая фаза+++ +

-

+

-- -

- -

Воздух (газ)

Вода

Неполярная твердая фаза

Вода

Масло

Вода



Мицеллярные растворы и Микроэмульсии

σSL

σLG

σLL

σLG

σSL

Жидкость разрыва при контакте с породой

Мицеллярный раствор Микроэмульсия

нанокапельки



Снижение поверхностной активностивследствие адсорбции ПАВ

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0 2 4 6 8

Число Поровых Объемов

П о в е р х

н о с т н о е Н а т я ж е н и

е ( D y n / c m )

. ПME NP AE

• Адсорбция ПАВ из микроэмульсии понижена!

(2 gpt in 2% KCl)

Port 1

6 f t s h al e / s an d

c o

l umn

Port 3

Port 2

Port 4

Port 5

Port 6

NP – nonyl phenolalkoxylate

AE – alcohol ethoxylate

r p LG

cap

cos2



Влияние Смачивания наКапиллярное Давление

SPE 122307, “Comparison of Flowback Aids: Understanding Their Capillary Pressure and Wetting

Properties “

поверхностное краевой угол σ cosθнатяжение (dyn/cm) (стекло)

Мицеллярный Р-р 30.0 150 28.98Микроэмульсия (МЭ) 29.5 400 22.60

• С МЭ достигается более низкое капиллярное давление за счетизменения смачивания

• Краевой угол в 600 дает дополнительный выигрыш в капилляррном давлении в 2 раза

r p LG

cap

cos2

2 л добавки на 1000 л 2% KCl



Проницаемость и Смачивание

0.2 0.4 0.6 0.8 1.0

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.61.8

2.0

2.2

2.4

2.6

2.8

3.0

3.2

3.4

3.6

dry fracture permeability 7.1 mD

fractured core 1

P e r m e a b i l i t y ( m D )

Gas Flow Rate (ml/min)

brine 0.5 gpt ME1 in 2% KCl

1.0 gpt ME1 in 2% KCl

2.0 gpt ME1 in 2% KCl

0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8 2.0 2.2

40

45

50

55

60

65

70

75

C o n t a c t A n g l e o n C a n a d i a n S h a l e ( d e g r e e s )

Microemulsion Concentration (gpt)

ME1 contact angle on shale

t=240C

2% KCl brine

SurfaceTensio

n(dyn/cm)

27

28

29

30

31

32

33

34

35

ME1 surface tension

A. Zelenev et al, SPE 127922

r p LG

cap

cos2



Улучшение проницаемости в керне из песчанника

Мицеллярный р-р ПАВ

Отн. Проницаемость 100 – 108%

Отн. Проницаемость 119%Микроэмульсия

0 25 50 75 100 125 150 175 200 225 250 275 300

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

before surfactant treatment

after surfactant treatment

before microemulsion treatment

after microemulsion treatment

P e r m e a

b i l i t y t o n

i t r o g

e n

( m D )

time (min)

2 gpt of treatment in 2% KCl brine

Ohio Sandstone Cores

t =150 F

SPE Paper 122109 “Microemulsion Technology for Improved

Fluid Recovery and Enhanced Core Permeability to Gas”



Вынос жидкости разрыва

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00

Gas rate (cc/sec)

D i s p l a c e d F l u i d V o l u m

e F r a c t i o n

.

2%KCl 2gptME 2gptCommon Surf

0.5

MMCF

thru 50 ft

1.0 MMCF

thru 50 ft

• МЭ позволяет увеличить эффективность выноса жидкости

МЭ

Миц.Р-р

Без добавки



Разрушение Эмульсий

% Разрушения=100 × объем воды (ml) / 50 (ml)

Холостой опыт: 2% KCl без добавки демульгатора

Treated solution:

50 ml 2% KClwith demulsifier

50 ml Crude Oil

+

Emulsion



Разрушение Нефтяных ЭмульсийНаножидкостями

0

10

20

30

40

50

6070

80

90

100

0 2 4 6 8 10

% D

e m u l s i f i c a t i o n

Время (мин)

Crude B Tested at 70 F

0.2% ME-Dem

0.2% Eqv. DeM

Baseline Test

Э ф ф е к т и

в н о с т ь Р а з р у ш

е н и я ( % ) МЭ

Без добавки

Обычный

ПАВ демульгатор



Лабораторные испытания на нефтииз скважин на северовостоке США

Три Скважины: Speechley, Balltown ,

Bradford – Нефть, газ, конденсат

Три типа демульгаторов: раздичные

мицеллярные растворы и

микроэмульсия

Растворы пропускались через колонку

и после этого применялись виспытаниях по разрушению эмульсий

6

f t s h al e / s an d

c ol um

n

Port 3

Port 2

Port 1

Port 4

Port 5

Port 6

п е с о к + и з м е л ь ч е н н ы й

с л а н е ц



Результаты Испытаний поРазрушению Эмульсий

0:00

1:12

2:24

3:36

4:48

6:00

7:12

8:24

0 5 10 В р е м я Р а з р у ш е н и я ( м и н : с е к )

Длина колонки (футы)

Balltown Oil(холостой опыт без добавки демульгатора 9:17)

0.2% NP

0.2% AE

0.2% ME DeM

•Мицеллярные растворы (NP и AE):падение эффективности демульгирования

•Микроэмульсия: стабильное и эффективное разрушение



Результаты Испытаний

Наножидкостей вСкважинах

Сланцевое месторождение Barnette: влияние



Сланцевое месторождение Barnette: влияниемикроэмульсии на эффективность выносажидкости и производительность скважины

1,261

6,291

101,836246,726

1

10

100

1,000

10,000

100,000

1,000,000

Conv surf With ME

6 mo av cum

water bbl

6 mo av cum

gas MCF

•Выборка из 250 скважин: увеличении выноса

жидкости на 60% и газоотдачи на 40% за 6 месяцев

Мицелярный р-р Микроэмульсия

К 4



Кумулятивная производительность 4х

вертикальных скважин с течением времени –

сланцевое месторождение Barnett

100

1000

10000

1 10 100 1000

Time (Days)

G a s ( M C F D ) .

Well 1 Conv

Well 2 Conv

Well 3 ME

Well 4 ME

О ра отка низкопроницаемого угольного



О ра отка низкопроницаемого угольногопласта в месторождении San Juan

раствором наножидкости

New Mexico CBM Well

1

10

100

1000

10000

Jan-98 Apr-98 Jul-98 Oct-98 Jan-99 Apr-99 Jul-99 Oct-99 Jan-00 Apr-00 Jul-00 Oct-00

M C F

Gas Production Water Production

Well treated with Microemulsion

газоотдача

Вынос жидкости

В ГРП 7



Вынос жидкости ГРП из 7 скважин –сланцевое месторождение Marcellus

no treatment A B C D E F G

10

20

30

40

50

60

70

80

0

1.06

1.02

0.91

0.54

1.02

0.6

L o a d R e c o v

e r y %

Wells

Microemulsion Treatment

0.96

gpt

Marcellus Shale

• Как минимум 50% улучшение с МЭ!

• Каждая скважина имеет индивидуальные особенности!

SPE Paper 125987

Низкопроницаемый проблемный пласт



Низкопроницаемый проблемный пласт(повреждение асфальтеновыми эмульсиями),

Колорадо, США

Закачка микроэмульсии

нефтеотдача

газоотдача



Выводы

Наножидкости (микроэмульсии) более

эффективны, чем мицеллярные растворы ПАВ

Выше газоотдача

Выше нефтеотдача Более эффективный вынос жидкости ГРП

Меньше степень повреждения пласта

Более эффективное предотвращение образования

эмульсий

Наблюдаемые эффекты имеют

физикохимическое обоснование!

Esentials of Microemulsion Technology

Documents

Transcript of Esentials of Microemulsion Technology