Исследование влияния процессов фильтрации на дисперсность эмульсионных систем с наночастицами

T he article presents the results of laboratory research for studying the structure changes in dispersity of emulsion systems with SiO₂ nanoparticles after filtration in fractured-porous media of rock cores from Ab-dulovskoe and Yugomashevskoe oil-gas fields. Laboratory experiments were carried out on the core flooding system that allows to simulate the filtration of emulsion systems in rocks under reservoir thermobaric conditions of the relevant fields. The experiments were conducted on natural rock samples with preliminary modeled residual oil saturation (at least 20%) by displacing oil by the model of reservoir water. A method of optical microscopy was applied for comparative studying the structure changes in the dispersity of the emulsion systems. The size of globules of the emulsion system’s dispersed phase were measured before and after filtration through the rock cores under reservoir conditions. The optical microscopy made it possible to register the unique phenomenon of the decreasing of the globules size with maintaining emulsion system stability, i.e. the coalescence did not occur and the emulsion became more stable.

Experimental procedure for studying the dispersity of emulsion systems with SiO2 nanoparticles

At the stage of materials and process fluids preparation for conducting experiments, the preparation of two types of emulsion systems with SiO2 nanoparticles (ESN) with a different ratio of components was carried out (Table 1). For each type of ESN, samples of cores with different filtration-capacitive characteristics were selected. A brief description of the filtration-capacitive characteristics of rock cores from Yugomashevskoe and Abdulovskoe oil-gas fields are given in Table 2. Preparation of core material for filtration experiments was carried out in accordance with OST 39-195-86 «Oil. Method for determining the coefficient of oil displacement of water in the laboratory».

When conducting filtration experiments, the reservoir conditions of the Bashkir stage of the Yugomashevsky and Tournaisian stage of the Abdulovsky oil-gas fields were modeled. An aqueous solution of CaCl2 with a given density was used as a model of formation water. Brief characteristics of reservoir conditions are shown in Table 3.

Filtration experiments were performed on the PIK-OFP/EP software-measuring complex. Technical characteristics of the software-measuring complex and the

Table 1

Brief description of emulsion systems with SiO2 nanoparticles

ESN Type	The content of SiO2 nanoparticles, % vol.	Content of formation water model, % vol.
ESN-1	0,5	81,5
ESN-2	1,0	71

Table 2

Brief description of core material from the Yugomashevskoe and Abdulovskoe oil-gas fields

Sample number	Open porosity, %	Air permeability, 10–3 µm2	Length, см	Diameter, см
Yugomashevskoe oilfield
1	11,2	14,0	3,2	2,7
Abdulovskoe oilfield
2	10,3	8,5	3,0	2,7

Table 3

Brief description of reservoir conditions of the Yugomashevskoe and Abdulovskoe oil-gas fields

Oil-gas Field Name	Pressure, MPa	Temperature, оС	Formation Water
			Viscosity, mPa·s	Density, kg/m3
Yugomashevskoe	8	22	1,29	1108
Abdulovskoe	8	27	1,38	1125

RESEARCH RESULTS OF THE LEADING SCIENTISTS • РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ВЕДУЩИХ УЧЕНЫХ

Fig. 1. Hydraulic scheme of the software-measuring complex PIK-OFP/EP

Table 4

Technical characteristics of the software-measuring complex PIK-OFP/EP

Parameter Maximum value Temperature of the oven, оС 150 Rock pressure, MPa 80 Pore pressure, MPa 70 Core diameter, mm 30 Core length, mm 150 Fluid flow, ml/min 10 hydraulic circuit of the installation are presented in table 4 and figure 1. The installation is adapted for pumping liquids in the forward and reverse directions.

Results of experiments for studying the dispersityof emulsion systems with SiO2 nanoparticles

Experiment № 1

The object of the study was a sample of the ESN-1 emulsion system. A water-saturated sample of core material from the Bashkir stage of the Yugomashevsky field was used as a porous medium (sample № 1).

In the course of the experiment, the dispersity of the ESN-1 sample was evaluated before and after filtration through a predominantly water-saturated rock core sample. After the experiment, a comparative analysis of the obtained images was carried out with the determination of the sizes of the dispersed phase globules of ESN-1. The results of the experiment are presented in Figures 2 and 3.

The results of a comparative analysis of the dispersion of the emulsion system led to the conclusion that there is no coalescence of the globules in the ESN-1 sample after filtration through the rock core. Filtration of the ESN-1 through the rock core led to a decrease in the size of the globules of the dispersed phase, from an average of 5 to 3 µm.

Experiment № 2

The object of the study was a sample of the ESN-2 emulsion system. As a porous medium, a water-saturated sample of rock core from the Tournaisian stage of the Abdulovskoe oil-gas field was used (sample № 2).

During the experiment, the dispersity of the ESN-2 emulsion system was evaluated before and after filtration through the predominantly water-saturated sample of the rock core. After the experiment, a comparative analysis of the obtained images was carried out with the determination of the sizes of dispersed phase globules of the ESN-2. The results of the experiment are presented in Figures 4 and 5.

RESEARCH RESULTS OF THE LEADING SCIENTISTS • РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ВЕДУЩИХ УЧЕНЫХ

Fig. 2. S tructure of ESN-1 before filtration through the water-saturated core of the Bashkir stage of the Yugomashevskoe oil-gas field

Fig. 3. Structure of ESN-1 after filtration through the water-saturated core of the Bashkir stage of the Yugomashevskoe oil-gas field

Fig. 4. Structure of ESN-2 before filtration through the water-saturated rock core of the Tournaisian stage of the Abdulovskoe oil-gas field

Fig. 5. Structure of ESN-2 after filtration through the water-saturated rock core of the Tournaisian stage of the Abdulovskoe oil-gas field

The results of the comparative analysis of the emulsion system dispersity allow to conclude that there is no coalescence of the globules in the ESN-2 sample after filtration through the core. Filtration of ESN-2 through the core led to a decrease in the size of the globules of the dispersed phase in average from 7 to 1 µm, i.e. to increase the dispersity of the system.

CONCLUSION

The results of the set of filtration and optical experiments showed that the filtration of the emulsion systems with nanoparticles in fractured-porous media of rock cores with a permeability of 8,0–14,0 10–3 µm does not lead to the coalescence and destruction of emulsion, unlike classical hydrocarbon-based emulsions.

According to the results of comparative analysis, it was determined that after filtration the dispersity of the emulsion systems with nanoparticles increases, i.e. during the emulsion systems with nanoparticles filtration process in porous media of natural rock cores the average size of the dispersed phase globules decreases from 5–7 to 1–3 µm, which make a positive impact on the dispersity of emulsion, and lead to high stability of the system.

The changes in the dispersity of emulsion systems modified with SiO2 nanoparticles identified as a result of the set of experiments allow us to expand the area of effective application of hydrocarbon emulsions in the development of oil and gas fields, including the use of new innovative emulsion systems in high-temperature formations, as well as in technologies for intensification of oil production and enhanced oil recovery.

RESEARCH RESULTS OF THE LEADING SCIENTISTS • РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ВЕДУЩИХ УЧЕНЫХ

ВВЕДЕНИЕ

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.