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Jul 06, 2023

Effetto delle sostanze chimiche sul comportamento di fase e viscosità dell'acqua nelle emulsioni oleose

Scientific Reports volume 13, Numero articolo: 4100 (2023) Cita questo articolo 1574 Accessi 5 Citazioni 1 Altmetrico Dettagli metriche A causa della crescita della popolazione, il bisogno di energia, soprattutto fossile

Rapporti scientifici volume 13, numero articolo: 4100 (2023) Citare questo articolo

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A causa della crescita della popolazione, il fabbisogno di energia, soprattutto di combustibili fossili, aumenta ogni anno. Poiché i costi di esplorazione di nuovi giacimenti e di perforazione di nuovi pozzi sono molto elevati, la maggior parte dei giacimenti ha superato il primo e il secondo periodo di vita ed è necessario utilizzare metodi EOR. I metodi EOR (Enhanced Oil Recovery) a base acqua sono uno dei metodi più diffusi in questo campo. In questo metodo, poiché la possibilità di formazione di emulsione è elevata e, creando un'emulsione stabile, la viscosità e la mobilità migliorano. In questo studio, i parametri che influenzano la stabilità e la viscosità dell'emulsione sono stati studiati passo dopo passo. Nella prima fase, il 50% (v/v) di acqua è stato selezionato come miglior taglio dell'acqua. Nella seconda fase è stata valutata la tipologia di sale e la sua migliore concentrazione misurando la dimensione media delle goccioline. La terza fase ha studiato l'effetto delle nanoparticelle di SiO2 e del tensioattivo (span80) sulla stabilità e sulla viscosità dell'emulsione. Secondo i risultati, la migliore riduzione della quantità di acqua è stata del 50% grazie alla massima viscosità. Nei sali la resa è stata la seguente: MgCl2 > CaCl2 > MgSO4 > Na2SO4 > NaCl. La resa migliore era correlata a MgCl2 ad una concentrazione di 10.000 ppm. Infine, è stato dimostrato che la sinergia di nanoparticelle e tensioattivi ha prodotto stabilità e viscosità più elevate rispetto al caso in cui ciascuno di essi veniva utilizzato da solo. È da notare che la concentrazione ottimale di nanoparticelle è pari allo 0,1% (p/p), e la concentrazione ottimale di tensioattivo è pari a 200 ppm. In generale, uno stato stabile è stato ottenuto nel taglio ad acqua al 50% con sale MgCl2 ad una concentrazione di 10.000 ppm e in presenza di nanoparticelle di SiO2 ad una concentrazione dello 0,1% e di 80 tensioattivi ad una concentrazione di 200 ppm. I risultati ottenuti da questo studio forniscono importanti spunti per la selezione ottimale dei parametri operativi dell'EOR a base acqua. La viscosità ha mostrato un andamento simile con stabilità e dimensione delle gocce. Quando la dimensione media delle particelle diminuiva (o la stabilità aumentava), la viscosità dell'emulsione aumentava.

Il fabbisogno di energia, in particolare di combustibili fossili, aumenta ogni anno a causa della crescita della popolazione. Exxon Mobil prevede un aumento della domanda di energia del 25% entro il 2040 rispetto al 2018. Inoltre, poiché la maggior parte dei giacimenti mondiali si trova nel secondo e terzo periodo della loro vita, la necessità di aumentare l'efficienza dei giacimenti e l'uso di sistemi di recupero avanzato del petrolio metodi sono fortemente sentiti1,2. Uno dei metodi EOR più comuni nei giacimenti petroliferi sono i metodi a base acqua come l'iniezione di nanoparticelle, tensioattivi, iniezione di acqua con diversa salinità, iniezione di polimeri o una combinazione di questi3. L'iniezione di queste sostanze chimiche nel serbatoio può creare le condizioni per la formazione di emulsione e prevenire il fenomeno della diteggiatura viscosa. Quindi il fronte fluido sarà quasi rettilineo. Le emulsioni stabili possono aumentare significativamente la produzione di petrolio dai giacimenti4,5,6,7. Pei et al. nel loro studio hanno confrontato l'allagamento con o senza un'emulsione stabilizzata con nanofluidi. Hanno scoperto che l'iniezione di emulsione stabile mediante nanofluido con due meccanismi aumenta l'efficienza dello spostamento: (1) bloccando i percorsi ad alta permeabilità in cui scorre l'acqua. (2) Petrolio intrappolato mobilitato. Hanno inoltre affermato che la stabilità aumenta con l'aumento della concentrazione di tensioattivo quando la concentrazione di nanoparticelle di silice è pari allo 0,4%8. La formazione di emulsioni è possibile in tutte le fasi di produzione (dall'interno del giacimento alle tubazioni e persino al trattamento dei fluidi di perforazione)9.

Le emulsioni utilizzate nell'EOR sono spesso fornite da un emulsionante che riduce la tensione interfacciale essendo presente all'interfaccia delle due fasi di olio e acqua, aumentando così la stabilità e la facilità dell'emulsificazione10. I tensioattivi possono essere utilizzati per facilitare la formazione e aumentare la stabilità delle emulsioni. Questi materiali possono modificare la stabilità dell'emulsione riducendo la tensione interfacciale nei sistemi in cui sono stati utilizzati solo tensioattivi per la stabilità dell'emulsione. A causa della sensibilità dei tensioattivi alla temperatura e del loro elevato assorbimento sulla roccia serbatoio, il loro utilizzo come fluido efficace per il processo EOR presenta molte limitazioni11,12. È stato proposto l'uso di nanoparticelle per superare questi problemi su scala di giacimento. La sinergia dei tensioattivi con le nanoparticelle crea una barriera meccanica che impedisce la coalescenza delle goccioline di emulsione13,14. Inoltre, può migliorare il processo EOR aumentando la stabilità termica e la viscosità dell'emulsione15,16,17. Quando per la formazione dell'emulsione si utilizzano nanoparticelle e tensioattivi, la stabilità è inoltre maggiore rispetto al caso in cui viene utilizzato solo uno di questi due materiali e il consumo di tensioattivo è significativamente ridotto18,19,20.