Investigadores del Centro Científico y Educativo "Química de Campo" de la Universidad Estatal de Petróleo y Gas I.M. Gubkin han presentado una composición revolucionaria basada en una emulsión inversa. A diferencia de los reactivos tradicionales, el desarrollo contiene un agente gelificante en la fase acuosa y una solución de estabilizadores en el medio de hidrocarburos.
Cuando se inyecta en el yacimiento, la emulsión se rompe a cierta distancia del pozo. El estabilizador tensioactivo se adsorbe en la roca, y el agente gelificante entra en contacto con el agua salina del yacimiento, formando un material de taponamiento. La principal ventaja es la selectividad: la composición bloquea el agua, pero no impide el movimiento de los hidrocarburos.
Los métodos físico-químicos para limitar la entrada de agua se han estudiado durante mucho tiempo. Las composiciones que crean una pantalla aislante difieren en sus propiedades y, en particular, en su naturaleza química: los componentes de los reactivos en las composiciones interactúan de manera diferente entre sí, con los fluidos del yacimiento y con la roca. Nuestra composición es una emulsión inversa: es un sistema disperso en el que las gotas de agua se distribuyen en un medio de dispersión: una solución de hidrocarburos de emulsionantes. A diferencia de las composiciones tradicionales basadas en una base similar, hay un agente gelificante como fase acuosa y una solución de varios estabilizadores como fase de hidrocarburos.
Los científicos están trabajando en la adaptación de la composición a diversas condiciones geológicas, estudiando el mecanismo de adsorción de los estabilizadores en un medio poroso.
La composición de las aguas del yacimiento varía, y es importante para nosotros comprender cómo el propio agente gelificante y la emulsión en su conjunto interactúan con el agua del yacimiento de diferente mineralización. También estamos interesados en el rango de temperatura: probamos el sistema a temperaturas de hasta 90 °C, realizaremos investigaciones a temperaturas más altas y más bajas. Además, es necesario estudiar a fondo el proceso de adsorción del estabilizador tensioactivo en un medio poroso.
La tecnología es especialmente prometedora para los yacimientos con reservas de difícil extracción, donde los métodos estándar son limitados. La saturación de agua promedio de los pozos de petróleo en Rusia ha alcanzado el 86%, y en algunos yacimientos se acerca al crítico 92-98%.
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