Experimental research of the impact of filtration processes on the dispersity of emulsion systems with nanoparticles

Experimental research of the impact of filtration processes on the dispersity of emulsion systems with nanoparticles by Sergeev V. V., Russkikh K.G., Zeigman Y.V., Yakubov R. N. is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Based on a work at .
Permissions beyond the scope of this license may be available at sergeev@ .

Experimental research of the impact of filtration processes on the dispersity of emulsion systems with nanoparticles by Sergeev V. V., Russkikh K.G., Zeigman Y.V., Yakubov R. N. is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Based on a work at .
Permissions beyond the scope of this license may be available at sergeev@ .

Н а протяжении десятилетий классические углеводородные эмульсии прямого или обратного типа эффективно применяются в процессах строительства и глушения нефтяных и газовых скважин за счет конкурентных преимуществ в достижении требуемого технологического эффекта и выполнении условий по рациональному использованию и охране недр.

Но, несмотря на ряд преимуществ, применение классических углеводородных эмульсий ограничено ввиду их низкой стабильности в пластовых термобарических условиях и коалесценции глобул дисперсной фазы в процессах фильтрации в пористых средах пород [1..2]. Указанные недостатки имеют определяющее значение для применения классических углеводородных эмульсий, особенно на месторождениях с пластовыми температурами более 50оС [3..5]. Это препятствует применению классических углеводородных эмульсий в высокотемпературных пластах, а также сдерживает широкое внедрение в таких задачах разработки нефтегазовых месторождений, как интенсификация добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пластов [6..9].

Высокий потенциал эффективного применения углеводородных эмульсий требует проведения целенаправленных лабораторных исследований по адаптации составов и свойств эмульсионных систем, технологий их применения в скважинах с целью повышения эффективности процессов разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений [10..19].

В статье представлены результаты исследований дисперсности эмульсионных систем с наночасти- цами SiO2 после фильтрации в трещинно-пористых средах на примере кернов горных пород Югомашев-ского и Абдуловского нефтегазовых месторождений. В рамках исследований были проведены лабораторные эксперименты, моделирующие фильтрацию эмульсий в горных породах при пластовых термобарических условиях соответствующих месторождений, с измерением размеров глобул дисперсной фазы эмульсии до и после фильтрации методом оптической микроскопии. Оптическая микроскопия позволила оценить изменения дисперсности эмульсионных систем с наночастицами SiO2 до и после фильтрации. Исследования проводились на естественных образцах горных пород с предварительным моделированием остаточной нефтенасыщенности (не менее 20%) вытеснением нефти моделью пластовой воды.

Методика проведения экспериментов по исследованию стабильности эмульсионных систем с наночастицами SiO2

На этапе подготовки материалов и технологических жидкостей к проведению экспериментов проводили приготовление двух типов эмульсионных систем с наночастицами SiO2 (ЭСН) с различным соотношением компонентов (табл. 1). Под каждый тип ЭСН производили подбор образцов кернов с различными фильтрационно-емкостными характеристиками. Краткая характеристика фильтрационно-емкостных параметров кернов горных пород Югомашевского и Абдуловского нефтегазовых месторождений приведена в табл. 2. Подготовку кернового материала к фильтрационным экспериментам

Таблица 1

Краткая характеристика эмульсионных систем с наночастицами SiO2

Тип ЭСН	Содержание наночастиц двуокиси кремния, % об.	Содержание модели пластовой воды, % об.
ЭСН-1	0,5	81,5
ЭСН-2	1,0	71

Таблица 2

Краткая характеристика кернового материала Югомашевского и Абдуловского нефтегазовых месторождений

Условный номер образца	Открытая пористость, %	Проницаемость по воздуху, 10–3 мкм2	Длина, см	Диаметр, см
Югомашевское месторождение
1	11,2	14,0	3,2	2,7
Абдуловское месторождение
2	10,3	8,5	3,0	2,7

RESEARCH RESULTS OF THE LEADING SCIENTISTS • РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ВЕДУЩИХ УЧЕНЫХ

Таблица 3

Краткая характеристика пластовых условий Югомашевского и Абдуловского нефтегазовых месторождений

Месторождение Давление, МПа Температура, оС Пластовая вода Вязкость, мПа·с Плотность, кг/м3 Югомашевское 8 22 1,29 1108 Абдуловское 8 27 1,38 1125 проводили в соответствии с ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях».

При проведении фильтрационных экспериментов моделировались пластовые условия башкирского яруса Югомашевского и турнейского яруса Абдуловского нефтегазовых месторождений. В качестве модели пластовой воды использовали водный раствор CaCl2 с заданной плотностью. Краткая характеристика пластовых условий приведена в табл. 3.

Фильтрационные эксперименты выполнялись на программно-измерительном комплексе ПИК-ОФП/ ЭП. Технические характеристики программно-измерительного комплекса и гидравлическая схема установки представлены в табл. 4 и на рис. 1. Установка адаптирована под закачку жидкостей в прямом и обратном направлениях.

Таблица 4

Технические характеристики программноизмерительного комплекса ПИК-ОФП/ЭП

Параметр	Максимальное значение
Температура термошкафа, оС	150
Горное давление, МПа	80
Поровое давление, МПа	70
Диаметр керна, мм	30
Длина керна, мм	150
Расход жидкости, мл/мин	10

Рис. 1. Гидравлическая схема программно-измерительного комплекса ПИК-ОФП/ЭП

RESEARCH RESULTS OF THE LEADING SCIENTISTS • РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ВЕДУЩИХ УЧЕНЫХ

Результаты экспериментов по исследованию стабильности эмульсионных систем с наночастицами SiO2

Эксперимент № 1

Объектом исследования являлся образец эмульсионной системы ЭСН-1. В качестве пористой среды использовался водонасыщенный образец кернового материала башкирского яруса Югомашевского месторождения (образец № 1).

В ходе эксперимента производилась оценка дисперсности образца ЭСН-1 до и после фильтрации через преимущественно водонасыщенный образец. После эксперимента производили сравнительный анализ полученных изображений с определением размеров глобул дисперсной фазы ЭСН-1. Результаты эксперимента представлены на рис. 2 и 3.

Результаты сравнительного анализа дисперсности эмульсионной системы позволили сделать вывод об отсутствии коалесценции глобул в образце ЭСН-1 после фильтрации через керн. Фильтрация ЭСН-1 через керн привела к уменьшению размеров глобул дисперсной фазы в среднем с 5 до 3 мкм.

Эксперимент №2

Объектом исследования являлся образец эмульсионной системы ЭСН-2. В качестве пористой среды использовался водонасыщенный образец пород турнейского яруса Абдуловского месторождения (образец № 2).

В ходе эксперимента производилась оценка дисперсности эмульсионной системы ЭСН-2 до и после фильтрации через преимущественно водонасыщенный образец. После эксперимента производили

Рис. 2. Структура ЭСН-1 до фильтрации через водонасыщенный керн башкирского яруса Югомашевского месторождения

Рис. 3. Структура ЭСН-1 после фильтрации через водонасыщенный керн башкирского яруса Югомашевского месторождения

Рис. 4. Структура ЭСН-2 до фильтрации через водонасыщенный керн турнейского яруса Абдуловского месторождения

Рис. 5. Структура ЭСН-2 после фильтрации через водонасыщенный керн турнейского яруса Абдуловского месторождения

RESEARCH RESULTS OF THE LEADING SCIENTISTS • РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ВЕДУЩИХ УЧЕНЫХ сравнительный анализ полученных изображений с определением размеров глобул дисперсной фазы ЭСН-2. Результаты эксперимента представлены на рис. 4 и 5.

Результаты сравнительного анализа дисперсности эмульсионной системы позволили сделать вывод об отсутствии коалесценции глобул в образце ЭСН-2 после фильтрации через керн. Фильтрация ЭСН-2 через керн привела к уменьшению размеров глобул дисперсной фазы в среднем с 7 до 1 мкм, т.е. к увеличению дисперсности и стабильности эмульсионной системы.

ВЫВОДЫ

Результаты проведенного комплекса фильтрационных и оптических экспериментов показали, что фильтрация в трещино-пористых средах горных пород с проницаемостью 8,0–14,0 10–3 мкм2 не при- водит к разрушению эмульсионных систем, модифицированных наночастицами SiO2, в отличие от классических углеводородных эмульсий. По результатам сравнительного анализа определено, что после фильтрации в кернах горных пород дисперсность ЭСН увеличивается, т.е. в процессе фильтрации эмульсионных систем с наночастицами SiO2 в пористых средах средний размер глобул дисперсной фазы уменьшается с 5–7 до 1–3 мкм, что положительно влияет на стабильность эмульсионных систем.

Выявленные в результате комплекса экспериментов особенности изменения дисперсности эмульсионных систем, модифицированных наночастицами SiO2, позволяют расширить область эффективного применения водонефтяных эмульсий в процессах разработки нефтегазовых месторождений, в том числе для применения в высокотемпературных пластах, а также в технологиях интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов.