Nội dung được dịch bởi AI, chỉ mang tính chất tham khảo
Tác động của nhiệt độ, áp suất, độ mặn và nồng độ chất hoạt động bề mặt đối với IFT nhằm tối ưu hóa quá trình bơm chất hoạt động bề mặt
Tóm tắt
Trong nghiên cứu này, ảnh hưởng của nhiệt độ, áp suất, độ mặn, nồng độ chất hoạt động bề mặt và loại chất hoạt động bề mặt đến căng bề mặt giữa các pha (IFT) và nồng độ micelle tới hạn của dầu thô Ả Rập Saudi và các pha nước khác nhau đã được điều tra. Nhiệt độ dao động từ điều kiện môi trường đến 90°C, và áp suất thay đổi từ áp suất khí quyển đến 4.000 psi (27,58 MPa). Các dung dịch chất hoạt động bề mặt được chuẩn bị bằng nhiều pha nước khác nhau, cụ thể là nước tinh khiết, dung dịch nước muối 10% bao gồm 100% NaCl, dung dịch nước muối 10% bao gồm 95% NaCl và 5% CaCl2, và dung dịch nước muối 10% bao gồm 83% NaCl và 17% CaCl2. Trong số 13 chất hoạt động bề mặt thương mại, chỉ có ba chất hoạt động bề mặt cho thấy khả năng hòa tan tốt trong nước tinh khiết và nước muối. Đó là Zonyl FSE Fluorosurfactant®, Triton X-100® và Triton X-405®. Do đó, chúng đã được nghiên cứu một cách kỹ lưỡng bằng cách đo hiệu quả giảm IFT giữa dầu thô và pha nước. Dựa trên quy trình sàn lọc này, các thí nghiệm bơm chất hoạt động bề mặt trong phòng thí nghiệm nhằm thu hồi dầu thô đã được tiến hành bằng cách sử dụng Triton X-405 và Triton X-100. Bơm hóa chất được thực hiện cả ở trạng thái dầu nguyên bản và ở trạng thái dầu còn lại sau khi bơm nước thông thường. Dựa trên các kết quả thu được, cả hai chất hoạt động bề mặt đều có hiệu quả, và nhiều dầu đã được thu hồi hơn so với lượng dầu thu hồi thông qua bơm nước. So sánh hai dung dịch chất hoạt động bề mặt, nhận thấy Triton X-405 có hiệu quả hơn so với Triton X-100 trong cùng một nồng độ chất hoạt động bề mặt và điều kiện bể chứa.
Từ khóa
#nhiệt độ #áp suất #độ mặn #nồng độ chất hoạt động bề mặt #IFT #bơm chất hoạt động bề mặt #thu hồi dầu thôTài liệu tham khảo
Al-Sahhaf T, Elkamel A, Ahmed AS, Khan AR (2005) The influence of temperature, pressure, salinity, and surfactant concentration on the interfacial tension of the N-octane–water system. Chem Eng Commun 192:667–684. doi:10.1080/009864490510644
Aoudia M, Al-Shibli M, Al-Kasimi L, Al-Maamari R, Al-bemani A (2006) Novel surfactants for ultralow interfacial tension in a wide range of surfactant concentration and temperature. J Surfactant Deterg 9(3):287–293. doi:10.1007/s11743-006-5009-9
Bryan J, Kantzas A (2007) Enhanced heavy-oil recovery by alkali-surfactant flooding. SPE Journal SPE 110738 DOI: 10.2118/110738-MS
Cai BY et al (1996) Interfacial tension of hydrocarbon+water/brine system under high pressure. J Chem Eng Data 41:493–496. doi:10.1021/je950259a
Carcoana A (1992) Applied enhanced oil recovery. Prentice Hall, New Jersey
RL Christiansen (2001) Two-phase flow through porous media: theory, art and reality of relative permeability and capillary pressure. R.L. Christiansen, Golden, CO
Curbelo FDS, Santanna VC, Neto ELB, Dutra TV Jr, Dantas TNC, Neto AAD, Garnica AIC (2007) Adsorption of nonionic surfactants in sandstones. Colloids Surf, A Physicochem Eng Asp 293(1–3):1–4. doi:10.1016/j.colsurfa.2006.06.038
Flaaten AK (2008) A Systematic Laboratory Approach to Low-Cost, High-Performance Chemical Flooding. SPE Journal SPE 113469
Gogarty WB (1978) Micellar/polymer flooding an overview. J Petrol Tech 7041 30:1089-1101
Holmberg K, Jönsson B (2003) Surfactants and polymers in aqueous solution. John Wiley & Sons, England
Lake LW (1996) Enhanced oil recovery. 1st edn. Prentice Hall, Englewood Cliffs, NJ
Miquilena A, Coll V, Borges A, Melendez J, Zeppieri S (2010) Influence of drop growth rate and size on the interfacial tension of Triton X-100 solutions as a function of pressure and temperature. Int J Thermophys 31:2416–2424
Okasha TM, Al-Shiwaish A-JA (2009) Effect of brine salinity on interfacial tension in Arab-D carbonate reservoir. SPE Journal SPE Paper 119600
Ruckenstein E, Rao IV (1987) Interfacial tension of oil–brine systems in the presence of surfactant and cosurfactant. J Colloid Interface Sci 117(1):104–119. doi:10.1016/0021-9797(87)90173-1
Salter SJ (1986) Criteria for surfactant flooding selection in micellar flooding. SPE Journal SPE Paper 14106
Santos FKG, Neto ELB, Moura MCPA, Dantas TNC, Neto AAD (2009) Molecular behavior of ionic and nonionic surfactants in saline medium. Colloids Surf, A Physicochem Eng Asp 333(1–3):156–162. doi:10.1016/j.colsurfa.2008.09.040
Tang G-Q, Morrow NR (1999) Influence of brine composition and fines migration on crude oil/brine/rock interactions and oil recovery. J Pet Sci Eng 24(2–4):99–111. doi:10.1016/s0920-4105(99)00034-0
Wang W, Gupta A (1995) Investigation of the effect of temperature and pressure on wettability using modified pendant drop method. SPE Journal SPE Paper 30544
Xu W, Ayirala SC, Rao DN (2005) Measurement of surfactant-induced interfacial interactions at reservoir conditions. SPE Journal SPE Paper 96021
Ye Z, Zhang F, Han L, Luo P, Yang J, Chen H (2008) The effect of temperature on the interfacial tension between crude oil and gemini surfactant solution. Colloids Surf, A Physicochem Eng Asp 322(1–3):138–141. doi:10.1016/j.colsurfa.2008.02.043