CC BY
41
УДК 532. 54 DOI 10.46689/2218-5194-2022-1-1-373-387
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ПОДБОРУ ОПТИМАЛЬНЫХ КОНЦЕНТРАЦИЙ ПАВ В ВОДНЫХ РАСТВОРАХ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ГАЗОВЫХ
СКВАЖИН
Е.А. Шаповалова, В.А. Огай
Рассмотрены преимущества использования поверхностно-активных веществ для повышения производительности газовых скважин. Для этого были отобраны 2 типа ПАВ и проведены исследования по выявлению основных физико-химических характеристик, контролирующих процесс вспенивания. В основу исследования положена серия экспериментов на реальных водных растворах катионных и неионогенных ПАВ по их вспениванию с помощью лабораторной мешалки, изучена кинетика пенообразо-вания и стабильности пены и сделаны рекомендации по подбору оптимальных концентраций ПАВ для эксплуатации газовых скважин, работающих с конденсационной водой в продукции.
Ключевые слова: ПАВ, газожидкостные потоки, методы повышения газоотдачи пластов, вспениваемость растоворов.
Введение
Течения газожидкостных смесей широко распространены в химической технологии, энергетике и других технических приложениях [1, 2]. Разнообразие режимов течения существенно усложняет теоретическое предсказание гидро- и теплодинамики двухфазного потока, поэтому широко используются эмпирические данные, полученные при экспериментальном исследовании газожидкостных течений [3, 4]. В газодобывающей отрасли такие течения формируется при подаче в скважину пенообразователей на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ) для решения проблем, связанных с накоплением воды на забое скважин. При этом важным представляется изучение процессов вспениваемости растворов поверхностно-активных веществ, которые проявляется как желаемое или нежелательное явление в зависимости от конкретного применения. Поэтому понимание процесса и выявление ключевых физико-химических и гидродинамических факторов, контролирующих процесс вспенивания, очень важно, как с научной, так и с практической точек зрения.
В данной работе изучались основные характеристики, которые контролируют вспениваемость растворов различных поверхностно-активных веществ. Систематические серии экспериментов с катионных и неионоген-ных ПАВ с различными головными группами и длиной цепи проводятся в широком диапазоне концентраций от 20 мг/л до 300 мг/л.
Были определены следующие основные задачи текущего исследования:
- провести химический анализ используемой воды;
- подобрать пенообразующие ПАВ;
- провести измерение поверхностного натяжения растворов с целью определения значения критической концентрации мицелл (ККМ);
- провести лабораторные эксперименты по вспениванию растворов;
-подобрать оптимальные концентрации ПАВ в растворах для эксплуатации газовых скважин, работающих с конденсационной водой в продукции.
Материалы
В качестве подготовительного этапа для проведения дальнейших экспериментальных исследований нами был изучен химический состав воды, которая в дальнейшем использовалась для приготовления водных растворов.
Водные растворы готовили на технической воде г. Тюмени, отобранной по адресу: ул. Новаторов, 12/5. Ионный состав указанной воды представлен в табл. 1. Данный состав воды в большей степени схож с конденсационной, являющейся одной из распространённых причин осложнений добычи газа на завершающей стадии разработки залежи [16].
Таблица 1
Химический состав воды
С1 ,мг/л НС03, мг/л Ыа+, мг/л Мд2+, мг/л Са2+, мг/л
Техническая вода с минерализацией М = 460 мг/л 11 323 16,7 18,4 59
Обширный класс поверхностно-активных веществ способен выступать в роли универсальных пенообразователей в процессах интенсификации нефе и газодобычи. В настоящее время наиболее применяемой классификацией ПАВ является классификация ПАВ по заряду гидрофильных (ионогенных) групп, в соответствии с которой их можно классифицировать следующим образом: катионные КПАВ, анионные АПАВ, неионоген-ные ПАВ и амфолитные. Катионные ПАВ в большинстве случаев представляют собой амины или четвертичные аммониевые основания. Промышленностью КПАВ выпускаются в гораздо меньшей степени, нежели АПАВ и НПАВ. Однако этот класс поверхностно-активных веществ имеет высокую эффективность при вспенивании минерализованных растворов [5, 6]. Одним из наиболее доступных из этой категории является Бромид цетилтриметиламмония (СТАВ) [с16н 33ы(сн3)3]Вг.
Как и большинство поверхностно-активных веществ, СТАВ образует мицеллы в водных растворах. При 303 К (30 ° С) он образует мицеллы с
числом агрегации 75-120 (в зависимости от метода определения; в среднем ~ 95) и степенью ионизации а = 0,2-0,1 (дробный заряд; от низкой до высокой концентрации). Константа связывания (K °) противоиона Br - с мицеллой CTA + при 303 K (30 ° C) составляет примерно 30 мин. 400 М-1. Это значение рассчитывается на основе измерений ионоселективных электродов Br - и CTA + и данных кондуктометрии с использованием литературных данных для размера мицелл (r = ~ 3 нм), экстраполированных на критическую концентрацию мицелл, равную 1 мМ. Однако K ° зависит от общей концентрации поверхностно-активного вещества, поэтому он экстраполируется до точки, при которой концентрация мицелл равна нулю.
Неионогенные ПАВ - второй по распространенности класс ПАВ после анионных. В качестве гидрофобных групп они содержат полиэфирные или полигидроксильные фрагменты (производные многоатомных спиртов - полиолов). Наиболее широко используются оксиэтилированные производные спиртов диалкилфенолов O(CH2-CH2-O) nCH2-CH2-OH (0П-10). Причина их популярности заключается в простоте и низкой стоимости производства. В то же время они практически не подвержены какому-либо, в том числе химическому, воздействию со стороны минерализованных (пластовых) вод и используются в скважинах с неизвестной минерализацей воды [6].
Целенаправленно поверхностно-активные вещества ОП-10 и СТАВ использовались в том виде, в каком они были получены, для воспроизведения реальных технических смесей поверхностно-активных веществ, которые обычно встречаются в практических применениях.
Измерения динамического поверхностного натяжения растворов ПАВ
Равновесное поверхностное натяжение пенообразующих растворов измеряли по методу кольца Дю Нуи или пластины Вильгельми на тензио-метре K100 (Kruss GmbH, Германия) при T = 20 °C.
Чтобы определить критическую концентрацию мицеллообразова-ния (ККМ), измерили поверхностное натяжение как функцию времени (до 28 с) растворов поверхностно-активных веществ с концентрацией от 10 мг/л до 200 мг/л с использованием тензиометра по методу кольца Дю Нуи или пластины Вильгельми. Значения g (t) были использованы для построения зависимости и для определения равновесного поверхностного натяжения при данной концентрации поверхностно-активного вещества из точки пересечения линейной зависимости на этом графике при t ^ да.
Зависимость поверхностного натяжения растворов 0П-10 от их концентраций показана на рис.1. Из изотермы видно, что критическая концентрация мицеллообразования СМС = 65 мг/л, а поверхностное натяжение, соответствующее ей a(t) = 34 мН/м.
Рис. 1. Изотерма поверхностного натяжения для неионогенных ПАВ - ОП-10
Зависимость поверхностного натяжения растворов СТАВ от их концентраций показана на рис. 2. Из изотермы видно, что критическая концентрация мицеллообразования СМС = 9 мг/л, а поверхностное натяжение, соответствующее ей a(t) = 35 мН/м
Пенообразующая способность растворов возрастает с увеличением концентрации ПАВ, так как происходит уменьшение значения поверхностного натяжения. Поэтому наилучшая вспениваемость растворов наблюдается при критической концентрации мецеллобразования и более высоких концетрациях ПАВ. Это подтверждают данные работы [5, 7].
Полученные значения критических концентраций мицелл позволили подобрать концентрации растворов ПАВ для лабораторных экспериментов по вспениванию.
Рис. 2. Изотерма поверхностного натяжения для катионных ПАВ - СТАВ
Вспениваемость исследуемых растворов
Пенообразование исследуемых растворов определяли с помощью верхнеприводной лабораторной мешалки с пропеллерной 4-лопастной насадкой, которая образует осевой поток (рис. 3).
осевой поток
А
Рис. 3. Пропеллерная 4-лопастная насадка
Аппарат (рис. 4) позволяет перемешивать раствор сверху донизу. Создает в сосуде локальные усилия сдвига и аксиальный поток. Количество оборотов задается через панель управления в начале каждого эксперимента.
Рис. 4. Верхнеприводная лабораторная мешалка
В экспериментах число оборотов составляло 1500, а время перемешивания - 60, объем раствора ПАВ составлял 100 мл. Для каждой концентрации поверхностно-активного вещества было выполнено не менее 3 измерений.
Пенообразующую способность исследуемых растворов характеризовали по объему пены, полученного в растворе. Это количество пены, выраженное ее объемом, которое образуется из постоянного объема раствора при соблюдении определенных условий в течение данного времени. Все эксперименты проводились при температуре 20 ° С и времени вспенивания 60.
Кинетика пенообразования и стабильность пены
Способность ПАВ образовывать пену является важной характеристикой. Методы определения пенообразующей способности жидкостей можно разделить на динамические и статические (псевдостатические). Динамические анализаторы позволяют измерить скорость образования/разрушения пены. К таким относится динамический анализатор пены кгшб ББАш (рис. 5).
Рис. 5. Принцип измерения в DFA 100
В зависимости от времени определяются высота столба жидкости h1 и пены hf (f = "foam") (рис. 6). Во время образования пены высота пены hf постоянно увеличивалась, в то время как высота столба жидкости h1 уменьшалась. Причина этого заключается в том, что во время создания пены жидкость включается в пенную фазу, что и приводит к снижению объема. В то же время высота пены увеличивается. После окончания формирования пены (в момент времени tend) высота пены имеет максимальное значение, а высота жидкости - минимальное.
dev h
/ X tf
Vk
--'- -'-»- liquid height i-«-»
Рис. 6. Зависимость столба пены от времени
Распад пены происходит по трем фазам:
1) выделение воды без распада;
2) распад с одновременным выделением воды;
3) распад после обезвоживания.
Институт коллоидов и поверхностей Макса Планка запатентовал параметры tdev и Ъг, описывающие кинетику распада и выделение воды. Они описывают стабильность пен на базе проверенных научных параметров, характеристики в краткосрочном периоде и стабильность пен.
В дополнение к параметрам ^ и рассчитанные данные позволяют судить об обычных характеристиках пены в отношении стабильности и распада.
Принцип разрушения пены можно разделить на 3 этапа (рис. 7).
t = t* t = u t>t,
Рис. 7. Этапы разрушения пены
На первом этапе из пены выделяется вода, что приводит к увеличению высоты жидкости (h1) и снижению высоты пены (hf). На этой стадии общая высота H = hi + hf остается постоянной, т.к. сокращение одного столбца компенсируется приростом другого. Окончание этого этапа обозначается tdev ("deviation time") и соответствует началу разрушения пены.
На втором этапе пена начинает схлопываться, при этом процесс выделения воды продолжается. В это время общая высота Н начинает уменьшаться. Окончание этой фазы обозначают ttr ("transition time") - это точка окончания выделения воды.
На третьем этапе вода уже не выделяется, а высота пены снижается за счет разрыва тонких пленок. Общая высота на данном этапе снижается медленнее, чем на второй стадии.
Кривую, описывающую разрушение пены, можно описать с помощью математического уравнения, в котором задействованы выше описанные параметры.
Оба параметра tdev и ttr характеризуют стабильность пен: чем выше значения, тем более стабильна пена. Склонность вещества к пенообразова-нию напрямую коррелируется с максимальным значением общей высоты Н.
Для анализа склонности к пенообразованию и стабильности полученной пены были приготовлены 5 растворов (С1 = 20 мг/л; С2 = 40 мг/л; С3 = 60 мг/л; С4 = 180 мг/л; С5 = 300 мг/л) для каждого ПАВ (ОП-10 и СТАВ). Анализ проводился на верхнеприводной лабораторной мешалке. Пена в данном случае создается за счет перемешивания. Каждый образец содержал 100 мл раствора. Столб пены формировался за счет перемешивания пропеллерной мешалкой раствора в течение 60 секунд. За это время обра-
зовывалось порядка 10 см пены в зависимости от концентрации, а уровень жидкость снижался.
Формирование пены занимает всего 60 с. Процесс разрушения пены более длителен.
На стадии формирования пены (60 с) определялись: - объем пены, отмечено, что после отключения мешалки столб пены увеличивается еще 3-4 секунды. Это время подъема последних пузырьков воздуха через толщу пены, что приводит к увеличению столба пены.
- качество пены - отношение объёма газа в пене к общему объему
пены.
Результаты исследований представлены в табл. 2 и 3.
Таблица 2
Результаты исследований образца ОП-10 _
ОП-10 С1 С2 Сз С4 С5
Объем пены, мл 20 30 35 60 80
Объем жидкости в пене, мл 0,5 2 5 15 20
Объем газа в пене, мл 19,5 28 30 45 60
Объем невспенен-ной жидкости, мл 99,5 98 95 85 80
Качество пены, д.ед. 0,975 0,933 0,857 0,75 0,75
Время отделения 50
% жидкости из пе- > 600 > 600 > 600 192,6 107,4
ны, сек
Таблица 3
Результаты исследований образца СТАВ _
СТАВ С1 С2 Сз С4 С5
Объем пены, мл 25 35 65 290 400
Объем жидкости в пене, мл 1 5 15 90 95
Объем газа в пене, мл 24 30 40 200 305
Объем невспенен-ной жидкости, мл 99 95 85 10 5
Качество пены, д.ед. 0,96 0,857 0,615 0,69 0,762
Время отделения 50 % жидкости из пены, сек > 600 > 600 178,2 81,6 177,6
Примеры образцов ОП-10 и СТАВ с концентрацией 300 мг/л показаны на рис. 8.
а б
Рис. 8. Примеры образцов с С=300 мг/л: а - СТАВ-10; В - ОП
На рис. 9 - 12 показаны соответственно зависимости стабильности, объема и качества пены от концентрации водных растворов ПАВ.
. 250 ¡¡£ ш и Ъ £ 200 с т ^ С ° 150 С 5 0 100 1Л к 1 01 1 50 о к о> 5 0
■ ♦ ■
♦_
■
) 50 100 150 200 250 300 350 Концентрация, мг/л ♦ ОП-Ю ВСТАВ
Рис. 9. Зависимость стабильности пен от концентрации пенообразователя в водном растворе при 20 0С
450 400 350 | 300 1 250 О) 1 200 Р ю О 150 100 50 0
■
■
■ ♦ ♦
1 ' ♦
> 50 100 150 200 250 300 350 Концентрация, мг/л »ОП-Ю ВСТАВ
Рис. 10. Зависимость объема пены от концентрации пенообразователя в водном растворе
Рис. 11. Зависимость объема жидкости в пене от концентрации пенообразователя в водном растворе
Рис. 12. Зависимость качества пены от концентрации пенообразователя в водном растворе
Интерпретация и обсуждение данных
Проведенный анализ показывает большое качественное различие между неионными и ионными поверхностно-активными веществами в отношении их профилей вспенивания. По результатам экспериментов растворы с катионных ПАВ (СТАВ) образуют пены по объёму значительно превосходящие объём пен, полученных из растворов с неионогенных ПАВ (ОП-10). В первую очередь это обусловлено большим количеством вспениваемой жидкости при относительно близких значениях качества пены. Но при концентрациях пенообразователя ОП-10 в растворах от 60 мг/л и выше показаны удовлетворительные результаты их вспениваемости. Наилучшая пенообразующая способность была выявлена у растворов СТАВ с концентрациями 180 и 300 мг/л.
Результаты исследований показали, что стабильность пен из растворов неионогенных ПАВ в среднем ниже, чем из растворов катионных ПАВ. Но все полученные пены хорошо насыщены газом (имеют значение качества более 0,5). Пены такого типа менее текучи, имеют тонкие плёнки и могут подвергаться большим деформациям, находятся в относительно устойчивой форме (рис.13) [6]
0,6
Качество пены
Рис. 13. Зависимость предела текучести пены от её качества
Из проведенных лабораторных опытов можно сделать вывод, что для последующего применения ПАВ при эксплуатации газовых скважин, работающих с конденсационной водой в продукции, рекомендуются к использованию растворы как с катионным ПАВ (СТАВ), так и неионогенным ПАВ (ОП-10) при концентрациях от 60 до 300 мг/л. Данные растворы показали удовлетворительную или хорошую способность к образованию стабильных пен, а указанные пенообразователи являются доступными и недорогостоящими, что является положительным фактором при их использовании для удаления жидкости из газовых скважин.
Авторы данной работы отмечают, что перед применением упомянутых пенообразователей (или растворов пенообразователей на их основе) в газовых скважинах, рекомендуется провести вспенивание растворов на основе свежего отбора скважинного флюида.
Исследование выполнено при финансовой поддержке РФФИ и Тюменской области в рамках научного проекта № 20-41-720002.
Список литературы
1. Experimental study of interfacial parameter distributions in upward bubbly flow under vertical and inclined conditions / D. Xing, C. Yan, L. Sun, J. Liu, B. Sun // Experimental Thermal and Fluid Science. 2013. V. 47. P. 117125.
2. Mathematical modelling of two-phase flow in a vertical well considering paraffin deposits and external heat exchange / V.Sh. Shagapov, N.G. Musa-kaev, N.S. Khabeev, S.S. Bailey // International Journal of Heat and Mass Transfer. 2004. V. 47. No. 4. P. 843-851.
3. Hydrodynamics and heat transfer in an inclined bubbly flow / A.V. Chinak [and others] // International Journal of Heat and Mass Transfer. 2018. V. 118. P. 785-801.
4. Musakaev N.G., Borodin S.L. Mathematical model of the two-phase flow in a vertical well with an electric centrifugal pump located in the permafrost region // Heat and Mass Transfer. 2016. V. 52. No. 5. P. 981-991.
5. Foamability of aqueous solutions: Role of surfactant type and concentration / B. Petkova [and others] // Advances in Colloid and Interface Science. Volume 276. February 2020. Р 19.
6. Lea J. F., Nickens H. V. Solving Gas-Well Liquid-Loading Problems. Gulf Professional Publishing. 2004. 314.
7. Study on the effect of cetyltrimethylammonium bromide on gas-liquid flow characteristics at low gas flow rates and gas pressure / A. Yu. Yushkov [and others] // Topical Issues of Rational Use of Natural Resources. 2021. Volume 266. Saint Petersburg. Russia. 2021.
8. Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения. М.: Химия, 1983. 264 с.
9. Исследование влияния пенообразующих веществ на процесс удаления пластовой и конденсационной жидкости из сеноманских газовых скважин на поздней стадии разработки / А.Ю. Юшков, В.А. Огай, А.Ф. Хабибуллин, В.О. Довбыш // НЕФТЬ. ГАЗ. НОВАЦИИ, 2017. № 12. С. 60-64.
10. Экспериментальный стенд для исследования газожидкостных потоков и потоков пены. Известия высших учебных заведений / А.Ю. Юшков, В.А. Огай, Р.Р. Лопатин, Н.Е. Портнягин // Нефть и газ. 2019. (3). С.86-95.
13. Kelkar M., Sarica C. Gas well pressure drop prediction under foam flow conditions. 2015. RPSEA 09122-01 Final Report, 192.
14. Van Nimwegen A. T., Portela L. M., Henkes R. A. Modelling of upwards gas-liquid annular and churn flow with surfactants in vertical pipes // International Journal of Multiphase Flow. 2017. 34.
15. Van't Westende J. M. C., Henkes R. A. W. M., Ajani A., Kelkar M. The use of surfactants for gas well deliquification: a comparison of research projects and developed models. BHR Group. 2017.
16. Колмаков А. В., Кротов П. С., Кононов А. В. Технологии разработки сеноманских залежей низконапорного газа. СПб.: ООО «Недра», 2012. С.14.
Шаповалова Елена Анатольевна, канд. техн. наук, доц., shapovalovaea@,tyuiu.ru , Россия, Тюмень, Тюменский индустриальный университет,
Огай Владислав Александрович, ассист., ogaiva@tyuiu.ru , Россия, Тюмень, Тюменский индустриальный университет
EXPERIMENTAL STUDIES ON SELECTION OF OPTIMAL CONCENTRATIONS
OF SURFACTANTS IN AQUEOUS SOLUTIONS IN ORDER TO INCREASE THE PRODUCTIVITY OF GAS WELLS
E.A. Shapovalova, V.A. Ogai
Аdvantages of using surfactants to increase the productivity of gas wells are considered. For this, 2 types of surfactants were selected and studies were carried out to identify the main physicochemical characteristics that control the foaming process. The study is based on a series of experiments on real aqueous solutions with cationic and nonionic surfactants on their foaming using a laboratory mixer, the kinetics offoam formation and foam stability are studied, and recommendations are made on the selection of optimal surfactant concentrations for the operation of gas wells operating with condensation water in products.
Key words: surfactant, gas-liquid flows, methods of increasing gas recovery of reservoirs, foaming of solutions.
Shapovalova Elena Anatolyevna, candidate of engineering sciences, associate professor, shapovalovaea@tyuiu.ru , Russia, Tyumen, Tyumen Industrial University,
Ogay Vladislav Aleksandrovich, assistant of the department, ogajva@tyuiu.ru , Russia, Tyumen, Tyumen Industrial University
Reference
1. Experimental study of interfacial parameter distributions in upward bubbly flow under vertical and inclined conditions / D. Xing, C. Yan, L. Sun, J. Liu, B. Sun // Experimental Thermal and Fluid Science. 2013. V. 47. P. 117-125.
2. Mathematical modelling of two-phase flow in a vertical well considering paraffin deposits and external heat exchange / V.Sh. Shagapov , N.G. Musakaev , N.S. Khabeev , S.S. Bailey // International Journal of Heat and Mass Transfer. 2004. V. 47. No. 4. P. 843-851.
3. Hydrodynamics and heat transfer in an inclined bubbly flow / A.V. Chinak [and others] // International Journal of Heat and Mass Transfer. 2018. V. 118. P. 785-801.
4. Musakaev N.G., Borodin S.L. Mathematical model of the two-phase flow in a vertical well with an electric centrifugal pump located in the perma-frost region // Heat and Mass Transfer. 2016. V. 52. No. 5. P. 981-991.
5. Foamability of aqueous solutions: Role of surfactant type and concentration / B. Petkova [and others] // Advances in Colloid and Interface Science. Volume 276. February
2020. P 19.
6. Lea J. F., Nickens H. V. Solving Gas-Well Liquid-Loading Problems. Gulf Professional Publishing. 2004. 314.
7. Study on the effect of cetyltrimethylammonium bromide on gas-liquid flow characteristics at low gas flow rates and gas pressure / A. Yu. Yushkov [and others] // Topical Issues of Rational Use of Natural Resources. 2021. Volume 266. Saint Petersburg. Russia.
2021.
8. Tikhomirov V.K. Foam. Theory and practice of their production and destruction. M.: Chemistry, 1983. 264 p.
9. Investigation of the effect of foaming substances on the process of removing reservoir and condensation fluid from Cenomanian gas wells at a late stage of development / A.Yu. Yushkov, V.A. Ogai, A.F. Khabibullin, V.O. Dovbysh // OIL. GAS. INNOVATIONS, 2017. No. 12. Pp. 60-64.
10. Experimental stand for the study of gas-liquid flows and foam flows. Izvestia of higher educational institutions / A.Yu. Yushkov, V.A. Ogai, R.R. Lopatin, N.E. Portnyagin // Oil and Gas. 2019. (3). pp.86-95.
13. Kelkar M., Sarica C. Gas well pressure drop prediction under foam flow conditions. 2015. RPSEA 09122-01 Final Report, 192. (In English).
14. Van Nimwegen A. T., Portela L. M., Henkes R. A. Modelling of upwards gasliquid annular and churn flow with surfactants in vertical pipes // International Journal of Multiphase Flow, 2017. 34. (In English).
15. Van't Westende J. M. C., Henkes R. A. W. M., Ajani A., Kelkar M. The use of surfactants for gas well deliquification: a comparison of research projects and developed models. BHR Group. 2017. (In English).
16. Kolmakov A.V., Krotov P. S., Kononov A.V. Technologies for the development of Cenomanian deposits of low-pressure gas. St. Petersburg: LLC "Nedra", 2012. p.14.
