Вход
  1. Главная
  2. Журналы
  3. Территория "Нефтегаз"
  4. Территория "Нефтегаз" 1-2.2024
Территория Нефтегаз 1-2.2024

Научная статья

УДК 622.276.64
(UDK 622.276.64)

Для получения доступа к статьям

Авторизуйтесь

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (DEVELOPMENT AND EXPLOITATION)

ВЗАИМНОЕ ВЛИЯНИЕ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ И ПОЛИАКРИЛАМИДА В ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РАСТВОРАХ

(MUTUAL INFLUENCE OF SURFACE-ACTIVE AGENTS AND POLYACRYLAMIDE IN PROCESS SOLUTIONS)

В нефтегазовой отрасли используют различные технологические жидкости, в которых одновременно могут применяться полимеры и поверхностно-активные вещества. На практике их совместимость и влияние друг на друга оцениваются в большинстве случаев визуальным способом. В данной работе помимо контроля внешнего вида проведено исследование взаимного влияния катионного (лаурилтриметиламмонийбромид) и анионного (додецилсульфат натрия) поверхностно-активных веществ и высокомолекулярного гидролизованного полиакриламида на реологические свойства и межфазное натяжение их растворов.
Растворы на основе гидролизованного полиакриламида и анионного поверхностно-активного вещества стабильны, однако реологические исследования показали снижение их эффективной вязкости и структурированности при росте концентрации последнего. Это объясняется его высаливающим действием, приводящим к понижению растворяющей способности воды по отношению к полимеру. Влияние данного класса веществ на межфазное натяжение их совместного раствора не выявлено, что указывает на электростатическое отталкивание одноименно заряженных функциональных групп компонентов смеси.
Растворы на основе гидролизованного полиакриламида и катионного поверхностно-активного вещества мутнели при повышении концентрации, а при 0,5 масс. % происходило выпадение осадка. При оценке их реологических характеристик наблюдалось также снижение вязкости при повышении концентрации поверхностно-активного вещества. Обнаружено, что смеси имеют более низкие значения межфазного натяжения, чем раствор соединений катионного типа без гидролизованного полиакриламида. Зафиксировано также смещение изгиба изотермы межфазного натяжения в область меньших концентраций, что позволило подтвердить образование ассоциатов. На основании исследований было доказано, что катион оказывает высаливающее действие и пагубно влияет на реологические свойства раствора, а также за счет электростатических взаимодействий поверхностно-активные вещества данного типа образуют с полиакриламидом комплексы, которые выделяются в отдельную фазу при определенной его концентрации.

The oil and gas industry makes use of various process fluids, which can simultaneously include polymers and surfaceactive agents. As a matter of practice, their compatibility and influence on each other is generally assessed by a visual method. This paper, in addition to visual inspection, examines the mutual influence of cationic (lauryltrimethylammonium bromide) and anionic (sodium dodecyl sulphate) surface-active agents and high-molecular hydrolyzed polyacrylamide in terms of rheological properties and interfacial tension of their solutions.
Solutions based on hydrolyzed polyacrylamide and anionic surface-active agent are stable, however, rheogoniometry results give evidence of a decrease in their effective viscosity and structuredness against increasing concentration of the latter. This phenomenon is explained by its desalting effect, leading to reduced dissolving ability of water in relation to the polymer. This class of substances has not been proven to influence interfacial tension of their combined solution, which is indicative of electrostatic repulsion of similarly charged functional groups of the mixture components.
Solutions based on hydrolyzed polyacrylamide and cationic surface-active agent became cloudy as concentration rose, and precipitation occurred at 0.5 wt. %. When assessing their rheological properties, a decrease in viscosity was also observed at increasing concentration of the surface-active agent. It was found that such mixtures have lower interfacial tension as compared to solutions of cationic compounds without hydrolyzed polyacrylamide. Shifting in the bend of interfacial tension isotherm to the area of lower concentrations was also noted, which made it possible to confirm associates formation. The research has proven that cation produces a desalting effect and is detrimental to rheological properties of the solution, and – due to electrostatic interactions – surface-active agents of this type form complexes with polyacrylamide, which are released into a separate phase at a certain concentration.

ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНОЕ ВЕЩЕСТВО, ПОЛИАКРИЛАМИД, РЕОЛОГИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ, МЕЖФАЗНОЕ НАТЯЖЕНИЕ, ОСЦИЛЛЯЦИОННОЕ ТЕСТИРОВАНИЕ

SURFACE-ACTIVE AGENT, POLYACRYLAMIDE, RHEOGONIOMETRY, INTERFACIAL TENSION, OSCILLATORY TESTING

Л.Ф. Давлетшина1, e-mail: luchiad@mail.ru;

К.А. Потешкина1, e-mail: poteshkina.k@gubkin.ru;

П.К. Крисанова1, e-mail: krisanova_polina@mail.ru;

Д.А. Моисеенкова1, e-mail: dashamoiseenkova@yandex.ru


1 ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).

L.F. Davletshina1, e-mail: luchiad@mail.ru;

K.A. Poteshkina1, e-mail: poteshkina.k@gubkin.ru;

P.K. Krisanova1, e-mail: krisanova_polina@mail.ru;

D.A. Moiseenkova1, e-mail: dashamoiseenkova@yandex.ru


1 National University of Oil and Gas “Gubkin University” (Moscow, Russia).

Давлетшина Л.Ф., Потешкина К.А., Крисанова П.К., Моисеенкова Д.А. Взаимное влияние поверхностно-активных веществ и полиакриламида в технологических растворах // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2024. № 1–2. С. 18–26.

Davletshina LF, Poteshkina KA, Krisanova PK, Moiseenkova DA. Mutual Influence of Surface-Active Agents and Polyacrylamide in Process Solutions. Oil and Gas Territory [Territorija “NEFTEGAS”]. 2024; (1–2): 18–26. (In Russian)

Господарев Д.А., Лымарь И.В., Ракутько А.Г. Скрининговые исследования по разработке и оценке эффективности технологии ПАВ-полимерного заводнения на моделях пласта // Нефтегазовое дело. 2022. Т. 20, № 6. С. 77–87. DOI: 10.17122/ngdelo-2022-6-77-87.

Никулин В.Ю., Мукминов Р.Р., Мухаметов Ф.Х. и др. Обзор перспективных технологий глушения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений и рисков прорыва газа. Часть 1. К лассификация технологий и ОПТ применения загущенных жидкостей на водной и углеводородной основе // Нефтегазовое дело. 2022. Т. 20, № 3. С. 87–96. DOI: 10.17122/ngdelo-2022-3-87-96.

Силин М.А., Магадова Л.А., Малкин Д.Н. и др. Разработка вязкоупругой композиции на основе поверхностно-активных веществ для гидравлического разрыва пласта // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. 2020. № 1 (298). С. 142–154. DOI: 10.33285/2073-9028-2020-1(298)-142-154.

Толстых Л.И., Давлетшина Л.Ф., Потешкина К.А. Полиакриламид в процессах нефтегазодобычи. М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2023. 136 с.

Холмберг К., Йенссон Б., Бронберг Б., Линдман Б. Поверхностно-активные вещества и полимеры в водных растворах. 4-е изд. М.: Лаборатория знаний, 2020. 531 с.

Аль Ю.М.А.А., Аль Х.Ю.А.А., Мингазов Р.Р. Загустители состава системы полимер-ПАВ в качестве жидкостей глушения // Новая наука: теоретический и практический взгляд: сб. тр. междунар. науч.-практ. конф. Стерлитамак: АМИ, 2016. С. 99–103.

Xiong Y., Xu Y., Zhang Y., Ziyi F. Study of gel plug for temporary blocking and well-killing technology in low-pressure, leakage-prone gas well // SPE Prod. Oper. 2021. № 36 (01). P. 234–244. Article ID SPE-204213-PA. DOI: 10.2118/204213-PA.

Токмакова П. Г. Коллоидно-химические аспекты в основе улучшения реологических характеристик высокопарафинистых нефтей // Вопросы устойчивого развития общества. 2022. № 6. С. 1357–1361. URL: https://adm.nauka20-35.ru/Files/ArticleFiles/05c4572f-91c4-4381-882b-e00557d5f6d3.pdf (дата обращения: 19.12.2023).

Ибатуллин Р.Р., Гаффаров Ш.К., Хисаметдинов М.Р., Минихаиров Л.И. Обзор мировых проектов полимерных методов увеличения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 2022. № 7. С. 32–37. DOI: 10.24887/0028-2448-2022-7-32-37.

Турнаева Е.А., Сидоровская Е.А., Адаховский Д.С. и др. Характеристики эмульсий и их значение при прогнозе эффективности нефтевытесняющих композиций на основе поверхностно-активных веществ // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2021. № 3 (147). С. 91–107. DOI: 10.31660/0445-0108-2021-3-91-107.

Минихаиров Л. И., Насыбуллин А. В. Масштабирование результатов моделирования ПАВ-полимерного заводнения на керне при переходе на модель месторождения // Нефтяная провинция. 2023. № 2 (34). С. 130–136. DOI: 10.25689/NP.2023.2.130-136.

Маркова О. М., Севастьянов А. А. Успешное применение технологии ASP заводнения для повышения нефтеотдачи. Отечественный и зарубежный опыт // Молодой ученый. 2019. № 46 (284). С. 34–37. URL: https://moluch.ru/archive/284/63931/ (дата обращения: 19.12.2023).

Feng R.S., Guo Y.J., Zhang X.M., et al. Alkali/surfactant/polymer flooding in the daqing oilfield class ii reservoirs using associating polymer // Journal of Сhemistry. 2013. Vol. 2013. Article ID 275943. DOI: 10.1155/2013/275943.

Савенок О.В., Поварова Л.В., Беденко Д.Е., Кирилкин Д.Ю. Влияние коррозии нефтегазового оборудования и сверхнормативной кривизны скважин на продуктивность нефтедобычи // Булатовские чтения. 2019. Т. 2. С. 174–178. URL: http://id-yug.com/index.php/ru/bulatovread/bulatov2019/2019-v2?id=1660 (дата обращения: 19.12.2023).

Лаптев А.Б., Луценко А.Н., Курс М.Г., Бухарев Г.М. Опыт исследований биокоррозии металлов // Практика противокоррозионной защиты. 2016. № 2 (80). С. 36–57. DOI: 10.18577/2071-9140-2017-0-8-547-561.

Виноградов А. В. Ингибиторы коррозии в нефтедобыче // Современные достижения в области образования, науки и технологии: сб. тр. VII междунар. науч.-техн. конф. / отв. ред. С.Ю. Широкова. Стерлитамак: Башкирский гос. ун-т, 2021. С. 94.

Хисаметдинов М.Р., Ганеева З.М., Варламова Е.И. и др. Лабораторные исследования с целью подбора эффективных нефтевытесняющих ПАВ-полимерных композиций для условий высокой минерализации пластовых вод // Сб. науч. тр. ТатНИПИнефть. М.: Нефтяное хозяйство, 2021. Вып. LXXXIX. С. 170–177.

Кузнецова Д.А., Габдрахманов Д.Р., Кузнецов Д.М. и др. Полимер-коллоидные комплексы на основе имидазолиевого ПАВ и полиакриловой кислоты // Журнал физической химии. 2020. Т. 94, № 11. С. 1692–1697. DOI: 10.31857/S0044453720110199.

Сидоровская Е.А., Адаховский Д.С., Третьяков Н.Ю. и др. Комплексные лабораторные исследования при оптимизации состава ПАВ-полимерных композиций для месторождений Западной Сибири // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2020. № 6 (144). С. 107–118. DOI: 10.31660/0445-0108-2020-6-107-118.

Паничева Л.П., Турнаева Е.А., Волкова С.С., Третьяков Н.Ю. Подбор систем поверхностно-активных веществ для использования в химическом заводнении нефтяных пластов // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна (опыт, инновации): материалы X междунар. науч.-техн. конф. Т. 2. Тюмень: Тюменский индустр. ун-т, 2016. С. 115–119.

Silin M., Magadova L., Davletshina L., et al. Comprehensive study of the action of corrosion inhibitors based on quaternary ammonium compounds in solutions of hydrochloric and sulfamic acids // Energies. 2022. Vol. 15 (1). Article ID 24. URL: https://www.mdpi.com/1996-1073/15/1/24 (дата обращения: 19.12.2023).

Магадова Л.А., Потешкина К.А., Давлетшина Л.Ф., Каржавина К.В. Особенности реологических исследований водных растворов полиакриламида на вискозиметрах ротационного типа // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. 2021. № 3 (304). С. 115–128. DOI: 10.33285/2073-9028-2021-3(304)-115-128.

Федулов И. Ф., Киреев В. А. Учебник физической химии. 3-е изд., перераб. и доп. М. и др.: Госхимиздат, 1952. 440 с.

Билалов А.В., Бабаев А.А., Третьякова А.Я. и др. Взаимодействие додецилсульфата натрия с ионогенными производными полиакриламида в водных растворах // Высокомолекулярные соединения. Серия А. 2005. Т. 47, № 11. С. 1942–1955.

Филиппова О. Е., Хохлов А. Р. «Умные» полимеры для нефтедобычи // Нефтехимия. 2010. Т. 50, № 4. С. 279–283.

Магадова Л.А., Потешкина К.А., Крисанова П.К., Филатов А.А. Необходимость осцилляционных исследований в нефтепромысловой химии // Нефтепромысловая химия: материалы X междунар. науч.-техн. конф. М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2023. С. 183–184.

Лаздин Р.Ю., Чернова В.В., Базунова М.В., Захаров В.П. Реологические свойства растворов сукцинамида хитозана в смешанном растворителе вода-глицерин // Журнал прикладной химии. 2019. Т. 92, № 1. С. 54–60. DOI: 10.1134/S0044461819010079.

Gospodarev DA, Lymar IV, Rakutk AG. Screening studies for design and efficiency evaluation of the surfactant-polymer flooding technology on reservoir models. Petroleum Engineering [Neftegazovoe delo]. 2022; 20(6): 77–87. http://ngdelo.ru/files/ngdelo/2022/6/ngdelo-6-2022-p77-87.pdf. (In Russian)

Nikulin VY, Mukminov RR, Mukhametov FK, Nigmatullin TE, Mikhailov AG. Overview of promising killing technologies in conditions of abnormally low formation pressures and risks of gas breakthrough. Part 1. Technology classification and experience with water-based and hydrocarbon-based thickened liquids. Petroleum Engineering. 2022; 20(3): 87–96. http://ngdelo.ru/files/ngdelo/2022/3/ngdelo-3-2022-p87-96.pdf. (In Russian)

Silin MA, Magadova LA, Malkin DN. Development of viscoelastic composition based on surfactants for hydraulic fracturing. Proceedings of Gubkin University [Trudy Rossiyskogo gosudarstvennogo universiteta nefti i gaza imeni I.M. Gubkina]. 2020; 1(298): 142–154. (In Russian)

Tolstykh LI, Davletshina LF, Poteshkina KA. Polyacrylamide in Oil and Gas Recovery Processes. Moscow: Gubkin University; 2023. (In Russian)

Holmberg K, Jönsson B, Bronberg B, Lindman B. Surfactants and Polymers in Aqueous Solution. 4th ed. Moscow: Knowledge Laboratory [Laboratoriya Znaniy]; 2020. (In Russian)

Al YuMAA, Al HYuAA, Mingazov RR. Thickeners for polymer-surfractant compounds as killing fluids. In: Yusupov RG, Vanesyan AS, Kaluzhina SA, Shlyakhov SM, Kozyreva OA, Zakirov MZ (eds.), et al. New science: Theoretical and practical vision: Proceedings of the International Scientific and Practical Conference, 14 May 2016, Nizhny Novgorod, Russia. Sterlitamak, Russia: International Research Agency [Agentstvo mezhdunarodnykh issledovaniy]; 2016. p. 99–103. (In Russian)

Xiong Y, Xu Y, Zhang Y, Ziyi F. Study of gel plug for temporary blocking and well-killing technology in low-pressure, leakage-prone gas well. SPE Prod. Oper. 2021; 36(01): 234–244. article ID SPE-204213-PA. https://doi.org/10.2118/204213-PA.

Tokmakova PG. Colloid-chemical aspects as the basis for improving the rheological characteristics of high-paraffin oils. Issues of sustainable development of society [Voprosy ustoychivogo razvitiya obshchestva]. 2022; (6): 1357–1361. https://adm.nauka20-35.ru/Files/ArticleFiles/05c4572f-91c4-4381-882b-e00557d5f6d3.pdf. (In Russian)

Ibatullin RR, Gaffarov ShK, Khisametdinov MR, Minikhairov LI. Review of world polymer flooding EOR projects. Oil Industry [Neftyanoe khozyaystvo]. 2022; (7): 32–37. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-7-32-37. (In Russian)

Turnaeva EA, Sidorovskaya EA, Adakhovskij DS, Kikireva EV, Tret'yakov NYu, Koltsov IN, Volkova SS, Groman AA. Oil emulsion characteristics as significance in efficiency forecast of oil-displacing formulations based on surfactants. Oil and Gas Studies [Izvestiya vysshikh uchebnykh zavedeniy. Neft' i gaz]. 2021; (3): 91-107. https://doi.org/10.31660/0445-0108-2021-3-91-107. (In Russian)

Minikhairov LI, Nasybullin AV. Scaling of simulation results of a surfactant-polymer flooding on the core in transition to the field model. Oil province [Neftyanaya provintsiya]. 2023; 2(34): 130–136. https://vkro-raen.com/files/008/295/794/8295794/original/34-8-L.I.Minikhairov.pdf. (In Russian)

Markova OM, Sevastianov AA. Successful application of ASP flooding technology for enhanced oil recovery. Domestic and foreign experience. Young Scientist [Molodoy uchenyy]. 2019; 284(46): 34–37. https://moluch.ru/archive/284/63931. (In Russian)

Feng RS, Guo YJ, Zhang XM, Zhang XM, Hu J, Li HB. Alkali/surfactant/polymer flooding in the daqing oilfield class ii reservoirs using associating polymer. Journal of Chemistry. 2013; 2013; article ID 275943. https://doi.org/10.1155/2013/275943.

Savenok OV, Povarova LV, Bedenko DE, Kirilkin DYu. Influence of corrosion of oil and gas equipment and superformative curvature of wells on productivity of oil production. Readings of A.I. Bulatov [Bulatovskie chteniya]. 2019; 2: 174–178. http://id-yug.com/index.php/ru/bulatovread/bulatov2019/2019-v2?id=1660. (In Russian)

Laptev AB, Lutsenko AN, Kurs MG, Bukharev GM. Experience in researching biocorrosion of metals. Theory and Practice of Corrosion Protection [Praktika protivokorrozionnoy zashchity]. 2016; 2(80): 36–57. (In Russian)

Vinogradov AV. Corrosion inhibitors in oil production. In: Shirokov SYu (ed.) Modern advances in education, science, and technology: Proceedings of 7th International Scientific and Technical Conference, 26 March 2021, Sterlitamak, Russia. Sterlitamak, Russia: Bashkir State University; 2021. p. 94. (In Russian)

Khisametdinov MR, Ganeeva ZM, Varlamova EI, Nuriev DV, Mekheeva OA. Laboratory studies aimed at selecting effective oil-displacing compositions of surface-active agents and polymers for the conditions of high salinity of formation waters. In: TatNIPIneft R&D Institute Collection of TatNIPIneft R&D Institute Research Papers. Moscow: Oil Industry [Neftyanoe khozyaystvo]; 2021. p. 170–177. (In Russian)

Kuznetsova DA, Gabdrakhmanov DR, Kuznetsov DM, Lukashenko SS, Zakharova LYu. Polymer colloid complexes based on an imidazolium surfactant and polyacrylic acid. Russian Journal of Physical Chemistry A. 2020; 94(11): 2337-2341. https://doi.org/10.1134/S0036024420110199.

Sidorovskaya EA, Adakhovskij DS, Tretyakov NYu, Panicheva LP, Volkova SS, Turnaeva EA. Integrated laboratory studies when optimizing surfactant-polymer formulations for oil deposits in Western Siberia. Oil and Gas Studies. 2020; (6): 107–118. https://doi.org/10.31660/0445-0108-2020-6-107-118. (In Russian)

Panicheva LP, Turnaeva EA, Volkova SS, Tretyakov NYu. Selection of surface-active agent systems for use in chemical flooding of oil reservoirs. In: Evtin PV (ed.) Geology and oil and gas content of the West Siberian megabasin (experience, innovations): Proceedings of 10th International Scientific and Technical Conference. Vol. 2, 24 November 2016, Tymen, Russia. Tyumen, Russia: Tyumen Industrial University; 2016. p. 115–119. (In Russian)

Silin M, Magadova L, Davletshina L, Poteshkina L, Kotekhova V, Galkina A. Comprehensive study of the action of corrosion inhibitors based on Quaternary ammonium compounds in solutions of hydrochloric and sulfamic acids. Energies. 2022; 15(1): article ID 24. https://doi.org/10.3390/en15010024.

Magadova LA, Poteshkina KA, Davletshina LF, Karzhavina KV. Specificity of rheological studies of aqueous solutions of polyacrylamide using rotational viscometers. Proceedings of Gubkin University. 2021; 3(304): 115–128. https://doi.org/10.33285/2073-9028-2021-3(304)-115-128. (In Russian)

Fedulov IF, Kireev VA. Physical Chemistry Textbook. 3rd ed. Moscow, et al.: Chemical Literature State Scientific and Technical Publishing [Goskhimizdat]; 1952. (In Russian)

Bilalov AV, Babaev AA, Tretyakova AYa, Myagchenkov VA, Barabanov VP. Interaction of sodium dodecyl sulphate with polyacrylamide ionogenic derivatives in aqueous solutions. Polymer Science. Series A [Vysokomolekulyarnye soedineniya. Seriya A]. 2005; 47(11): 1942–1955. (In Russian)

Filippova OE, Khokhlov AR. “Smart” polymers for oil production. Petroleum Chemistry [Neftekhimiya]. 2010; 50(4): 279–283. (In Russian)

Magadova LA, Poteshkina KA, Krisanova PK, Filatov AA. Need for oscillatory research in oilfield chemistry. In: Ivanova LV (ed.) Oilfield chemistry: Proceedings of 10th International Scientific and Technical Conference, 30 June 2022, Moscow, Russia. Moscow: Gubkin University; 2023. p. 183–184. (In Russian)

Lazdin RY, Chernova VV, Bazunova MV, Zakharov VP. Rheological properties of chitosan succinimide in water-glycerol mixed solvent. Russian Journal of Applied Chemistry. 2019; 92(1): 50–56. https://doi.org/10.1134/S0044461819010079.
Назад к журналу
NEFTEGAS.info

Внимание к деталям — от идеи
до воплощения! Только актуальная информация и свежие новости.

О нас

 

 

Контакты

108811, г. Москва, Киевское ш.,
Бизнес-парк «Румянцево», корп. Б,
подъезд 5, офис 506 Б

+7 (495) 240-54-57