Применение "гидрофобной эмульсии" для повышения эффективности разработки на примере Астраханского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Поверхностно-активные вещества (ПАВ) -- химические соединения, которые, концентрируясь на поверхности раздела термодинамических фаз, вызывают снижение поверхностного натяжения.

Эмульсия - дисперсная система, состоящая из микроскопических капель жидкости (дисперсной фазы), распределенных в другой жидкости (дисперсионной среде.

1. Разработка Астраханского месторождения

Газоконденсатного месторождения (АГКМ) осложняется целым комплексом горно-геологических факторов, к которым следует отнести высокое содержание сероводорода (до 28 %) в пластовом газе и довольно низкие коллекторские свойства продуктивного пласта.

Необходимость применения оборудования и инструмента в антикоррозийном исполнении импортного производства обусловила высокую стоимость скважин на АГКМ и их сравнительно небольшое количество.

Актуальность темы.

Актуальность данной темы связанные с применением спецжидкостей для первичного вскрытия продуктивного пласта бурением, временной консервации скважин и интенсификации притока газа, которые обеспечивали бы максимальное сохранение проницаемости призабойной зоны пласта для получения дебитов, адекватных потенциальным возможностям скважин.

В работе рассмотрено применение гидрофобных эмульсий для вскрытия пласта бурением, временной консервации скважин и интенсификации притока газа.

Первичное вскрытие значительного по мощности пласта с использованием глинистого раствора на водной основе сопровождалось частыми дообработками и дополнительными затратами времени и химреагентов. Кроме того, в результате сильной кольматации коллектора при вскрытии продуктивного пласта бурением на глинистом растворе возникали серьёзные трудности при последующем освоении скважины. Во многих случаях дебит газа был гораздо ниже величины потенциального, определённого по комплексу газогидродинамических и геофизических исследований в сочетании с результатами исследований на контрольном сепараторе.

Наряду с другими, вопросы технологии консервации эксплуатационных скважин на АГКМ представляют исключительную актуальность, так как темпы разбуривания месторождения значительно опережали ввод мощностей по переработке газа. Это привело к длительной консервации значительного количества скважин. За период с 1985 по 1990 г. из 79 законченных бурением 51 скважина находилась в консервации более трёх лет.

2. Основные понятия о гидрофобной эмульсии.

Гидрофобная эмульсия готовится в лабораторных условиях следующим образом. В качестве жидкого углеводорода использовали девонскую нефть Ромашкинского месторождения с плотностью d=872 кг/м3. В 95 мл (62 мас.%) девонской нефти вводится эмульгатор Атрен, концентрация которого в смеси составляет 5%, затем все перемешивается вручную. К полученному раствору эмульгатора в нефти добавляется минерализованная пластовая вода (d=1160 кг/м3) в количестве 50 мл. Соотношение в полученной смеси углеводородной (нефтяной) и водной фаз составляет 2:1. Для лучшего эмульгирования полученной смеси перемешивание осуществляют на электромешалке лопастного типа марки RW-20 (Kika Works, USA) в течение 5 минут со скоростью 500 об/мин. Полученная эмульсия характеризуется вязкостью 457 мПа·с при скорости сдвига 5,4 с-1 и плотностью d=972 кг/м3.

В промысловых условиях для осуществления технологии на основе гидрофобной эмульсии требуются два насосных агрегата типа ЦА-320 и автоцистерны (АЦ) с товарной формой девонской нефти и АЦ с эмульгатором Атрен в количестве, необходимом для реализации технологии, емкость для приготовления рабочего раствора (АЦ). Приготовление эмульсии осуществляется следующим образом: насосным агрегатом из АЦ с товарной нефтью и АЦ с эмульгатором Атрен в емкость для приготовления рабочего раствора (АЦ) подается расчетный объем реагентов и вода с водовода. В течение 20-30 мин все перемешивается на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме: емкость для приготовления рабочего раствора (АЦ) - насосный агрегат - емкость для приготовления рабочего раствора (АЦ). Полученную эмульсию из емкости для приготовления рабочего раствора вторым насосным агрегатом закачивают в скважину.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ.

Гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов, содержащая жидкий углеводород, маслорастворимое поверхностно-активное вещество и воду, отличающаяся тем, что в качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества она содержит эмульгатор Атрен - углеводородный раствор сложных алканоламиновых эфиров и амидов олеиновой кислоты и добавок неионогенных поверхностно-активных веществ при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Табл. 1

Эффективность гидрофобной эмульсии достигается следующим образом. Заявляемая гидрофобная эмульсия не влияет на проницаемость коллектора по нефти и уменьшает проницаемость по воде, поэтому может быть использована в качестве высокоэффективной гидрофобной жидкости глушения для нефтяных и газовых скважин.

Реологические свойства гидрофобной эмульсии позволяют ей фильтроваться только в крупные поры и трещины. Вязкость состава быстро увеличивается по мере уменьшения скорости течения (скорости сдвига). Заявляемая эмульсия имеет способность уменьшать вязкость при смешении с нефтью и увеличивать вязкость при смешении с водой. Поэтому гидрофобная эмульсия может быть использована в качестве тампонажного и селективного водоизоляционного материала. Эффективность заявляемого состава при применении в качестве жидкости глушения будет дополнительно увеличиваться, т.к. одновременно с выполнением данной технологической операции будет происходить водоизоляция призабойной зоны пласта.

Таким образом, взаимодействие компонентов позволяет получать гидрофобную эмульсию для применения в качестве водоизоляционного материала и жидкости глушения с регулируемыми в широких пределах реологическими свойствами и не влияющую на проницаемость пористой среды по нефти. Возможно применение эмульсии для глушения скважин после гидроразрыва и при значительных поглощениях.

3. Применение гидрофобной эмульсии для повышения эффективности разработки.

Гидрофобная эмульсия относиться к (ПАВ) , поверхостно активным веществам.

Под ПАВ понимают химические соединения, способные вследствие положительной адсорбции изменять фазовые и энергетические взаимодействия на различных поверхностях раздела жидкость -- воздух, жидкость -- твердое тело, нефть -- вода. Поверхностная активность, которую в определенных условиях могут проявлять многие органические соединения, обусловлена как химическим строением, в частности, дифильностью (полярностью и поляризуемостью) их молекул, так и внешними условиями: характером среды и контактирующих фаз, концентрацией ПАВ, температурой.

Обычно ПАВ представляют собой органические вещества, содержащие в молекуле углеводородный радикал и одну или несколько полярных групп.

По ионной характеристике все ПАВ обычно разделяют на две большие группы: неионогенные соединения, которые при растворении в воде не диссоциируют на ионы, и ионогенные соединения. В зависимости от того, какие ионы обусловливают поверхностную активность ионогенных веществ, их принято подразделять: на анионоактивные (АПАВ), катионо-активные (КПАВ) и амфолитные. Анионные ПАВ более активны в щелочных растворах, катионные в кислых, амфолитные -- в тех и других.

По растворимости в воде и маслах ПАВ подразделяют на три группы: водо-, водомасло- и маслорастворимые.

Водорастворимые ПАВ состоят из гидрофобных углеводородных радикалов и гидрофильных полярных групп, обеспечивающих растворимость всего соединения в воде. Характерная особенность этих ПАВ -- их поверхностная активность на границе раздела вода -- воздух.

Водомаслорастворимые ПАВ применяют в основном в системах нефть -- вода. Гидрофильные группы в молекулах таких веществ обеспечивают их растворимость в воде, а достаточно длинные углеводородные радикалы -- растворимость в углеводородах.

Маслорастворимые ПАВ не растворяются и не диссоциируют (или слабо диссоциируют) в водных растворах. Помимо разветвленной углеводородной части значительной молекулярной массы, обеспечивающей растворимость в углеводородах, маслорастворимые ПАВ часто содержат гидрофобные активные группы. Как правило, эти ПАВ слабо поверхностноактивны на границе раздела жидкость -- воздух.

Наиболее широкое применение в технологии повышения нефтеотдачи нашли неионогенные поверхностно-активные вещества (НПАВ).

Этот вид ПАВ насчитывает более 50 веществ различных групп. Среди них наибольшее распространение получили оксиэтилированные изононилфенолы типов ОП-10, АФ9-4, АФ9-6, АФ9-10, АФ9-12, в основном из-за больших объемов их промышленного производства.

Преимущество НПАВ заключается в их совместимости с водами высокой минерализации и значительно меньшей адсорбции по сравнению с ионогенными ПАВ. Однако многолетний опыт применения индивидуальных ПАВ типа ОП-10 для увеличения нефтеотдачи не дал однозначных результатов. Об эффективности применения НПАВ, как метода увеличения нефтеотдачи, существуют различные мнения, как положительные, так и отрицательные.

С позиций сегодняшнего дня это можно объяснить слабой поверхностной активностью на границе раздела нефть -- вода, незначительными нефтеотмывающими свойствами, большими потерями в пласте, неопределенностями в оценке технологической эффективности метода по промысловым данным. Кроме того, метод далек от универсальности. Он может эффективно использоваться в строго определенных геолого-физических условиях, о чем свидетельствует многолетний опыт (с 1971 г.) применения ПАВ в Татарии для повышения нефтеотдачи пластов залежей терригенного девона. По объемам внедрения метод заводнения с применением ПАВ в объединении Татнефть занимает второе место после закачки серной кислоты. На месторождениях Татарстана закачано около 60 тыс. т водорастворимых и около 20 тыс. т маслорастворимых ПАВ. Только на Ромашкинском месторождении за счет закачки ПАВ добыто более 3 млн. т нефти, или 47,5 т на 1т .

Многочисленные экспериментальные исследования, выполненные в ТатНИПИнефти, показали, что применение концентрированных растворов ПАВ в условиях первичного вытеснения нефти из моделей терригенных пород существенно улучшает процесс вытеснения нефти. Максимальный прирост коэффициента вытеснения по сравнению с водой составил 2,2--2,7%. Несколько большее значение прироста коэффициента вытеснения, равное 3,5--4%, было получено при использовании моделей малопроницаемых пористых сред.

В процессе вытеснения нефти поверхностно-активные вещества оказывают влияние на следующие взаимосвязанные факторы: межфазное натяжение на границе нефть -- вода и поверхностное натяжение на границах вода -- порода и нефть -- порода, обусловленное их адсорбцией на этих поверхностях раздела фаз. Кроме того, действие поверхностно-активных веществ проявляется в изменении избирательного смачивания поверхности породы водой и нефтью, разрыве и отмывании с поверхности пород пленки нефти, стабилизации дисперсии нефти в воде, приросте коэффициентов вытеснения нефти водной фазой при принудительном вытеснении и при капиллярной пропитке, в повышении относительных фазовых проницаемостей пористых сред.

При вытеснении нефти растворами ПАВ последние могут диффундировать в значительных количествах в нефть. ПАВ адсорбируются асфальтенами нефти. Дисперсность асфальтенов меняется, в результате изменяются реологические свойства нефти. Контактируя в пористой среде с нефтью, ПАВ способны переходить в нефть и существенно изменять ее свойства.

Хорошо известно, что в состав нефти входят углеводороды -- парафины и различные комплексные соединения, такие как смолы, асфальтены, оказывающие сильное влияние на вязкость нефти. Более того, нефть, содержащая значительное количество асфальтенов, имеет непостоянную вязкость. При большом количестве парафинов в нефти ее вязкость тоже оказывается переменной, зависящей от скорости сдвига. Эти особенности реологических свойств нефти обусловлены коллоидным состоянием диспергированных в ней парафинов или асфальтенов. Течение таких жидкостей не подчиняется закону Ньютона и их принято называть аномальными.Установлено, что аномалии вязкости нефти уменьшают нефтеотдачу пластов, способствуют образованию застойных зон и зон малоподвижной нефти, где фактические градиенты пластового давления оказываются меньшими или сравнимыми с градиентами динамического давления сдвига.

Особенности процессов вытеснения нефти водными растворами ПАВ ОП-10: после контакта исследовавшихся нефтей с водными растворами ПАВ происходит существенное улучшение реологических и фильтрационных характеристик нефти, в определенных условиях вплоть до полного исчезновения аномалий вязкости. Разрушение структуры нефти облегчает продвижение капель нефти через поры пласта, что способствует возрастанию нефтеотдачи. Таким образом, ПАВ, используемые для улучшения нефтевытесняющей способности воды, должны обладать способностью ослаблять структурно-механические свойства нефтей.

Эмульсиями называют дисперсные системы из несмешивающихся жидкостей. В таких системах, состоящих, например, из двух жидкостей, одна из них (дисперсная фаза) взвешена в другой (дисперсной среде) в виде капелек. Размеры капелек различны и могут достигать 5 · 10-6 м и выше.

Ряд свойств эмульсий сходен со свойствами коллоидов: они также имеют выраженную поверхность раздела, неустойчивы и нуждаются в стабилизаторах (эмульгаторах).

Эмульсии могут образовывать только взаимно нерастворимые жидости. Чаще всего эмульсии состоят из воды и жидкости, которые принято называть «маслом». Молекулы масла менее полярны, чем молекулы воды и в этом кроется секрет взаимной нерастворимости этих веществ.

При фильтрации гидрофобной эмульсии происходит адсорбция естественных или синтетических стабилизаторов на поверхности пористой среды и вследствие разрушения сольватных оболочек эмульсия расслаивается. Здесь мы наблюдаем полную аналогию с нагнетанием пены в водонасыщенную пористую среду. Обнаруженное явление позволяет использовать гидрофобную эмульсию ( вода - углеводородная жидкость) в качестве жидкости - носителя гравия или крупнозернистого песка в забой при установке фильтров.

Порядок приготовления гидрофобной эмульсии: в скважину закачивают углеводородную жидкость, при циркуляции добавляют СМАД-1, затем воду и известь.

Если к гидрофобной эмульсии добавить в качестве деэмульгатора гидрофильный коллоид (или наоборот), то добавленное вещество будет адсорбироваться на поверхности раздела со стороны дисперсной фазы и будет оказывать на поверхностное натяжение последней влияние, прямо противоположное тому, которое оказывает эмульгатор.

Топочные мазуты образуют гидрофобные эмульсии типа вода в масле. Дисперсионной средой является мазут, в котором вода распределена в виде мельчайших капель.

Высокая эффективность использования гидрофобных эмульсий для селективного ограничения водопритоков в добывающих скважинах доказана целым рядом лабораторных экспериментов и промысловых материалов. Это обусловлено тем, что эмульсии при фильтрации в пласт перемешиваются с пластовой водой и вязкость их увеличивается. И, наоборот, эмульсии разжижаются при контакте с углеводородной средой. Кроме того, содержание в их составе углеводородорас-творимых ПАВ, обладающих адгезией к гидрофильным участкам пласта, создает условия для увеличения фазовой проницаемости для нефти.

ИЭР относятся к гидрофобным эмульсиям II рода и предназначены для высококачественного вскрытия и освоения продуктивных пластов, для проходки набухающих, осыпающихся и хемогенных пород. Эти эмульсии устойчивы ко всем видам солевой агрессии, увеличивают скорости бурения и проходку на долото, оказывают смазочное действие, предотвращают затяжки и прихваты бурильного инструмента, увеличивают срок службы бурового оборудования, обеспечивают лучшее цементирование обсадных колонн и надежное разобщение пластов, значительно дешевле РНО. К недостаткам их относятся низкая термостойкость (100 С), загустевание от избытка в.

Из них достаточно стойка гидрофобная эмульсия типа вода в нефти. Ее стабильность повышается благодаря наличию в нефти природных эмульгаторов: асфальтенов, смол и других веществ, называемых черными эмульгаторами. Капельки воды приобретают надежную защиту от взаимной коалесценции, и эмульсия становится стабильной.

В ВолгоградНИПИнефти разработана рецептура гидрофобной эмульсии с регулируемой активностью водной фазы, приготовленная на основе известково-битумного раствора.

Для характеристики агрегативной устойчивости гидрофобных эмульсий используется параметр электростабильности, характеризующий устойчивость ГЭР к фазовому обращению и определяющий прочность межфазной пленки и устойчивость глобул дисперсной фазы к коалесценции. Электростабильность определяется величиной напряжения на электродах (в вольтах) при протекании между ними определенного по величине тока утечки.

Из них достаточной стойкостью обладает гидрофобная эмульсия типа вода в нефти. Поверхность бронирующих частиц отличается избирательной смешанной смачиваемостью, т.е. незначительная часть поверхности характеризуется гидрофильностью, и этими участками частицы могут как бы прилипать к капелькам воды. Капельки воды приобретают надежную защиту от взаимной коалесценции, и эмульсия становится стабильной.

В Полтавском отделении УкрНИГРИ разработана гидрофобная эмульсия следующего состава: 37 - 42 % дизельного топлива ( нефти); 13 - 15 % СМАД-1, 50 % воды, насыщенной NaCl, 5 % гашеной извести, 0 3 % СЖК, барит - до необходимой плотности.

Технология обработки коллектора с применением кислотной гидрофобной эмульсии должна учитывать очень низкую скорость ее фильтрации в коллектор и, в основном, сводится к следующему.

Положительные результаты получены при использовании кислотной гидрофобной эмульсии в качестве жидкости гидроразрыва, которая приготавливалась на основе уренгойской нефти, водного раствора хлористого кальция и эмульгатора-стабилизатора ЭС-2.

Гидрогель может быть переведен в гидрофобную эмульсию. Для этого в нем должно содержаться не менее 40 - 50 % нефти. В качестве гидрофобного эмульгатора добавляют 2 - 3 % СМАД-1, гудроны растительных жиров, СЖК и др. Для утяжеления гидрогеля до плотности 1 40 - 1 50 г / см3 желательно использовать мел, так как небольшие добавки барита разжижают раствор, а для получения плотности выше 1 50 г / см3 - барит. Следует отметить, что при добавках в раствор на основе гидрогеля магния утяжелителя некоторые его частички плохо смачиваются рассолом ввиду гидрофобности, поэтому чистый гидрогель может оказаться нестабильным. В этом случае в раствор надо ввести вещества, частично или полностью высаливающиеся в рассоле и изменяющие смачиваемость поверхности утяжелителя и гидроокиси магния: ССБ, КССБ, окзил, соляро-битумную смесь, нефть, сульфонол и другие ПАВ, СМАД-1, гудроны.

Следовательно, обработка газоносного пласта гидрофобной эмульсией не осложнит процесс вызова притока газа, так как все разведываемые месторождения данного района - газокон-денсатные, что уже определяет наличие углеводородной жидкости в призабойной зоне пласта.

Применение на Астраханских месторождениях.

Применяемая ранее технологии не обеспечивали надёжной блокировки пласта и не предотвращали поступления сероводород-содержащего газа в ствол и на устье скважины, что провоцировало коррозионные процессы НКТ и представляло значительную опасность при работе обслуживающего персонала.

Из-за наличия на забое и в околоствольной зоне скважины продуктов коррозии и остатков бурового раствора только одна скважина из 25 введеных в эксплуатацию за период 1996-1998 гг. была пущена в работу без предварительных операций по интенсификации притока.

Всё это определило актуальность разработки новых эффективных составов спецжидкостей для заканчивания, временной консервации скважин и повышения их производительности.

Эксплуатация скважин с дебитами, ниже предусмотренных проектом разработки, вызывает необходимость проведения работ по интенсификации притока. В ряде случаев обычные соляно-кислотные обработки (СКО) не приводят к положительному результату, в связи с чем часть скважин выведена из рабочего фонда и простаивала.

Таким образом, актуальность темы диссертационной работы обусловлена практической необходимостью решения вопросов, возникших при строительстве и эксплуатации скважин на АГКМ.

1. Для условий Астраханского ГКМ впервые разработаны:

- рецептура гидрофобного эмульсионного раствора (ГЭР) на основе эффективного эмульгатора нефтехим;

- состав консервационной жидкости на основе мицеллярной дисперсии (МД) с определённым в результате лабораторных исследований оптимальным содержанием ингибитора коррозии Виско;

- составы гидрофобных кислотных эмульсий на основе выявленных наиболее эффективных эмульгаторов с учётом впервые сделанной количественной оценки их адсорбции на карбонатной породе башкирских отложений.

2. Разработан специальный стенд, позволивший на образцах с различной раскрытостыо трещин оценить блокирующие свойства МД.

3. Разработаны рациональная технологическая схема интенсификации притока газа на основе использования гидрофобных кислотных эмульсий и МД в качестве блокирующей жидкости, а также компьютерная программа по оценке эффективности обработок на основании результатов исследований на контрольном сепараторе.

Практическая значимость. Впервые в отечественной практике с применением ГЭР успешно осуществлено первичное вскрытие значительного (до 200 м) интервала продуктивной толщи в условиях аномально высокого пластового давления (К = 1,54) и большой концентрации сероводорода и углекислого газа в пластовом флюиде .

Успешно осуществлена временная консервация эксплуатационных скважин в условиях жёсткой сероводородной агрессии.

На АГКМ получила широкое распространение рациональная технологическая схема работ по интенсификации притока газа, включающая обработки с использованием кислотных гидрофобных эмульсий и МД для временной блокировки сильнодренированных интервалов продуктивного пласта, что позволяет повысить дебит скважин до технологически необходимого уровня и ввести в эксплуатацию ранее простаивающие скважины.

Практическая значимость работы подтверждается соответствием её направленности содержанию отраслевых научно-технических программ по Прикаспию и планов НИОКР Предприятия «АстраханьГазпром».

Реализация работы. Результаты проведённых исследований использовались при первичном вскрытии продуктивных карбонатных отложений на скв.67 и 80, в процессе временной консервации скв. 27А, 406 и 466, а также при проведении эмульсионных обработок на целом ряде скважин АГКМ.

Эти результаты легли в основу разработанных стандартов предприятия "Астраханьгазпром" по временной консервации скважин и интенсификации притока газа.

Фактический материал и личный вклад. При подготовке диссертации использованы результаты как собственных исследований, так и фактические материалы производственных организаций отрасли.

При непосредственном участии автора проведены работы по подбору составов гидрофобных эмульсий, разработке рациональной схемы выполнения операций по интенсификации притока, а также промысловые работы при первичном вскрытии пласта, временной консервации и эмульсионных обработках пласта с применением разработанных составов.

Для обеспечения практического внедрения выполненных разработок автор принимал участие в подготовке стандартов предприятия "Астраханьгазпром" в области консервации скважин и интенсификации притока газа на Астраханском ГКМ.

Производительности газовых скважин АГКМ за счёт правильного выбора и разработки новых составов спецжидкостей, проведён анализ публикаций по всему спектру скважинных спецжидкостей, результаты которого и приведены в настоящем разделе работы.

К жидкостям на водной основе, помимо глинистого раствора, относятся жидкости без твёрдой фазы или водные растворы солей (рассолы), а также жидкости на полимерной основе и гелеобразуюцие тампонирующие составы.

Углеводородные системы представлены известково-битумными растворами (ИБР) и гидрофобными эмульсионными растворами (ГЭР) .

Рассмотрим вышеперечисленные системы более подробно для того, чтобы выбрать наиболее подходящую для специфических условий АГКМ. В связи с тем, что крайне отрицательное воздействие на проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП) глинистого раствора достаточно убедительно доказано трудами многих, в т.ч. и отечественных учёных , в данном обзоре этот вид жидкости не рассматривался.

К положительным моментам технологических жидкостей на основе водных растворов солей следует отнести то, что они не содержат твердой фазы, а, следовательно, седиментационно устойчивы . Однако чистые солевые системы без какой-либо химической обработки хорошо фильтруются, а выпадение при этом в поровом пространстве солей приводит к значительному снижению продуктивности скважины. Так, например, на предприятии «Юганскнефтегаз» применение водных растворов хлористого кальция, кальциевой селитры, поваренной соли и природных рассолов (бишофит) приводило к необратимому снижению продуктивности скважин из-за глубокого проникновения в пласт фильтрата и отложения минеральных солей в ПЗП.

Другим ответственным моментом является влияние растворов солей на интенсивность коррозии обсадных труб.. Наиболее агрессивной солью является бромистый цинк и другие соли цинка. Поэтому с целью снижения коррозионных процессов водные растворы солей при их использовании в качестве специальных технологических жидкостей должны в обязательном порядке содержать специальные ингибиторы коррозии. Использование рассолов для консервации скважин в условиях отсутствия циркуляции и длительного времени нахождения жидкости в скважине, предъявляет особо жесткие условия к эффективности ингибиторов коррозии.

Что касается применения рассолов при первичном вскрытии продуктивного пласта на этапе заканчивания скважин АГКМ, то по причинам экономического и технологического характера оно было невозможным.

Регулирование реологических и фильтрационных свойств солевых растворов является довольно сложной задачей, особенно для условий высоких температур и давлений. Для этой цели применяются различные крахмалы.

Заключение

химический термодинамический гидрофобный эмульсия

Гидрофобная эмульсия относиться к (ПАВ), поверхостно-активным веществам.

Поверхностная активность, которую в определенных условиях могут проявлять многие органические соединения, обусловлена как химическим строением, в частности, дифильностью (полярностью и поляризуемостью) их молекул, так и внешними условиями: характером среды и контактирующих фаз, концентрацией ПАВ, температурой.

В процессе вытеснения нефти поверхностно-активные вещества оказывают влияние на следующие взаимосвязанные факторы: межфазное натяжение на границе нефть -- вода и поверхностное натяжение на границах вода -- порода и нефть -- порода, поэтому гидрофобная эмульсия может быть использована в качестве тампонажного и селективного водоизоляционного материала.

Размещено на Allbest.ru