Синтез и изучение свойств алкилфосфатов как поверхностно-активных компонентов щелочно-ПАВ-полимерного состава для повышения нефтеотдачи пласта

Одним из способов повышения нефтеотдачи пласта является химическое заводнение (СEOR) составами, содержащими щелочные компоненты, поверхностно-активные вещества (ПАВ) и полимеры (ASP-технология). Разработка и синтез новых высокоэффективных промышленных поверхностно-активных веществ позволяют вывести данную технологию на новый уровень и оптимизировать составы химических реагентов с учетом требований, диктуемых пластовыми условиями месторождений Западной Сибири. Одним из видов ПАВ, которые возможно использовать в ASPтехнологии, являются алкилфосфаты различного строения. Целью данной работы являлся синтез и изучение свойств коммерческих (полупромышленных) образцов алкилфосфатов и алкоксилированных алкилфосфатов смешенного состава, отвечающих требованиям эффективного компонента ПАВ состава ASP-заводнения. Синтез осуществлялся из промышленных образцов жирных спиртов реакцией фосфатирования пятиокисью фосфора. При целевом проектировании исходного сырья (изменения структуры, молекулярно-массового распределения в спиртах) и условий процесса синтеза возможно получить смесь монои дизамещенных эфиров фосфорной кислоты определенного соотношения, обеспечивающую (без добавки со-ПАВ) получение многокомпонентной эффективной композиции ПАВ для ASP-состава. В ходе работы были синтезированы три эффективных смесовых образца алкилфосфатов и алкоксилированных алкилфосфатов. Методом масс-спектрометрии высокого разрешения, ИК-спектроскопии и потенциометрического титрования установлен состав синтезированных фосфорных эфиров. При температуре пласта полученные образцы обеспечивают достаточную растворимость в нефтевытесняющем водном растворе при технологически необходимом интервале минерализации, совместимость с другими компонентами, низкие значения межфазного натяжения (IFT) на границе с нефтью месторождений Западной Сибири, формирование достаточного объема эмульсионной фазы в фазовом эксперименте. Данные первичного лабораторного исследования доказывают эффективность синтезированных ПАВ для использования их в химических методах увеличения нефтеотдачи пласта – ASP-технологиях, на месторождениях Западной Сибири.

1. Alvarado V., Manrique E. Enhanced oil recovery: an update review // Energies. 2010. Vol. 3. Issue 9. P. 1529–1575. https://doi.org/10.3390/en3091529

2. Koltsov I., Groman A., Milchakov S., Tretyakov N., Panicheva L., Volkova S., et al. Evaluating reservoir fluids geochemistry for planning of surfactantpolymer flooding. Conference Proceedings, IOR 2019 – 20th European symposium on improved oil recovery. 8–11 April 2019, Pau, France. Pau; 2019. Vol. 2019. P. 1–17. https://doi.org/10.3997/2214-4609.201900091

3. Levitt D., Jackson A.C., Heinson C., Britton L.N., Malik T., Dwarakanath V., et al. Identification and Evaluation of High-Performance EOR Surfactants // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. 2009. Vol. 12. Issue 02. P. 243–253. https://doi.org/10.2118/100089-MS

4. Negin C., Saeedi A., Xie Q. Most common surfactants employed in chemical enhanced oil recovery // Petroleum. 2017. Vol. 3. Issue 2. P. 197–211. https://doi.org/10.1016/j.petlm.2016.11.007

5. Massarweh O., Abushaikha A.S. The use of surfactants in enhanced oil recovery: A review of recent advances // Energy Reports. 2020. Vol. 6. P. 3150–3178. https://doi.org/10.1016/j.egyr.2020.11.009

6. Ahmadi M.A., Shadizadeh S.R. Implementation of a high-performance surfactant for enhanced oil recovery from carbonate reservoirs // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2013. Vol. 110. P. 66–73. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2013.07.007

7. Сидоровская Е.А., Турнаева Е.А., Третьяков Н.Ю., Паничева Л.П., Громан А.А., Мулявин С.Ф. Геологические и геохимические характеристики месторождения как основа подбора компонентов ПАВ-полимерного заводнения // Нефть. Газ. Новации. 2020. N 2 (230). С. 29–35.

8. Du Z., Zhou D., Chen Y., Chen M., Zhu P. Surface properties of butanol phosphate esters in alkali solutions // Journal of Surfactants and Detergents. 2010. Vol. 13. Issue 2. P. 201–206. https://doi.org/10.1007/s11743-009-1145-3

9. Zhao T., Feng N., Zhao Y., Zhang G. Adsorption behavior and application performance of branched aliphatic alcohol polyoxyethylene ether phosphate // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. 2020. Vol. 606. 125482. https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2020.125482

10. Morvan M., Lannibois Drean H., Bendejacq D. Enhanced crude oil recovery. Patent FR, no. WO2008090267A2; 2007.

11. Pal S., Mushtaq M., Banat F., Sumaiti A.M.A. Review of surfactant-assisted chemical enhanced oil recovery for carbonate reservoirs: challenges and future perspectives // Petroleum Science. 2018. Vol. 15. Issue 4. P. 77–102. https://doi.org/10.1007/s12182017-0198-6

12. Belhaj A.F., Elraies K.A., Mahmood S.M., Zulkifli N.N., Akbari S., Hussien O.S-E. The effect of surfactant concentration, salinity, temperature, and pH on surfactant adsorption for chemical enhanced oil recovery: a review // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2020. Vol. 10. Issue 1. P. 125–137. https://doi.org/10.1007/s13202-019-0685-y

13. Tracy D.J., Reierson R.L. Commercial synthesis of monoalkyl phosphates // Journal of Surfactants and Detergents. 2002. Vol. 5. Issue 2. P. 169–172. https://doi.org/10.1007/s11743-002-0218-9

14. Dufour A., Thiébaut D., Ligiero L., Loriau M., Vial J. Chromatographic behavior and characterization of polydisperse surfactants using Ultra-HighPerformance Liquid Chromatography hyphenated to High-Resolution Mass Spectrometry // Journal of Chromatography A. 2020. Vol. 1614. 460731. https://doi.org/10.1016/j.chroma.2019.460731

15. Belosinschi D., Chabot B., Brouillette F. Release paper: can phosphatase esters be an alternative to silicone? // Bioresources. 2012. Vol. 7. Issue 1. P. 902–912.

16. O’Lenick Jr A.J., Parkinson J.K. Phosphate esters: chemistry and properties // Surfactants. 1995. Vol. 27. Issue 11. P. 17–20.

17. Karnanda W., Benzagouta M.S., AlQuraishi A., Amro M.M. Effect of temperature, pressure, salinity, and surfactant concentration on IFT for surfactant flooding optimization // Arabian Journal of Geosciences. 2013. Vol. 6. Issue 9. P. 3535–3544. https://doi.org/10.1007/s12517-012-0605-7

18. Chou S.I., Shah D.O. The optimal salinity concept for oil displacement by oil-external microemuls and graded salinity slugs // Journal of Canadian Petroleum Technology. 1981. Vol. 20. Issue 3. P. 83–91. https://doi.org/10.2118/81-03-08

19. Nelson R.C., Pope G.A. Phase relationships in chemical flooding // Journals of Society of Petroleum Engineers. 1978. Vol. 18. Issue 5. P. 325–338. https://doi.org/10.2118/6773-PA

20. Walde P., Wessicken M., Rädler U., Berclaz N., Conde-Frieboes K., Luisi P.L. Preparation and characterization of vesicles from mono-n-alkyl phosphates and phosphonates // The Journal of Physical Chemistry B. 1997. Vol. 101. Issue 38. P. 7390–7397. https://doi.org/10.1021/jp970898n

21. Puerto M.C., Hirasaki G.J., Miller C.A., Barnes J.R. Surfactant systems for EOR in high-temperature, high-salinities environment // SPE Journal. 2012. Vol. 17. Issue 1. P. 11–19. https://doi.org/10.2118/129675PA

22. Schulman J.H., Cockbain E.G. Molecular interactions at oil/water interfaces. Part I. Molecular complex formation and the stability of oil in water emulsions // Transactions of the Faraday Society. 1940. Vol. 35. P. 651–661. https://doi.org/10.1039/TF9403500651

23. Kwon T.-H., Lee E.S., Lee S.M., Baea J.-Y. Synthesis of TRITON™ X-based phosphate ester surfactants and their self-charring behavior // Polymer Degradation and Stability. 2007. Vol. 92. Issue 8. P. 1546–1554. https://doi.org/10.1016/j.polymdegradstab.2007.05.015

24. Volokitin Y., Shuster M., Karpan V., Koltsov I., Mikhaylenko E., Bondar M., et al. Results of alkalinesurfactant-polymer flooding pilot at west salym field. In: SPE EOR conference at oil and gas West Asia. 26–28 March 2018, Muscat. 2018. P. 1–25. https://doi.org/10.2118/190382-MS

25. Bourrel M., Verzaro F., Chambu C. Effect of oil type on solubilization by amphiphiles // SPE Reservoir Engineering. 1987. Vol. 2. Issue 1. P. 41–53. https://doi.org/10.2118/12674-PA

26. Huh C. Interfacial tensions and solubilizing ability of a microemulsion phase that coexists with oil and brine // Journal of Colloid and Interface Science. 1979. Vol. 72. Issue 2. P. 408–426. https://doi.org/10.1016/0021-9797(79)90249-2

27. Tichelkamp Т., Vu Y., Nourani M., Oye G. Interfacial tension between low salinity solutions of sulfonate surfactants and crude and model // Energy and Fuels. 2014. Vol. 28. Issue 4 P. 2408–2414. https://doi.org/10.1021/ef4024959