Изучение гидрофобизации карбонатной породы органическими кислотами включало подготовку образцов и их обработку композициями карбоновых и нафтеновых кислот. Для воспроизведения пластовых условий процесс адсорбции реализован при температуре 70 °С. В ходе исследования варьировались время контакта породы с кислотами (1, 14 сут), применялась операция промывки толуолом после выдерживания в кислотах. Изменение смачивающих свойств оценены по статическому контактному углу двумя методами: растровой электронной микроскопией в режиме «естественной среды» (ESEM) и «лежачей капли» на приборе DSA30S фирмы Kruss. Правильность измерения контактного угла подтверждена на стандартных образцах стекло (гидрофильный) и тефлон (гидрофобный). Достигнуто изменение типа смачиваемости карбонатных пластин с гидрофильного на гидрофобный после выдерживания в растворах пальмитиновой и стеариновой кислот. В случае пальмитиновой кислоты при возрастании времени выдержки увеличивается угол смачивания. Промывка образцов толуолом после выдерживания в кислоте оказывает гидрофилизующий эффект – контактный угол уменьшается на 30 % по сравнению с образцами без промывки. Возможно, толуол смывает часть молекул кислоты, которые прореагировали с молекулами, адсорбировавшимися на поверхности породы и образовавшими монослой. Методом пиролитической двумерной газовой хроматографии — масс-спектрометрии (пиро-ГХ-ГХ-МС) подтвержден факт адсорбции кислоты на поверхности породы. Увеличение времени выдержки в пальмитиновой кислоте приводит к повышению концентрации пальмитат-анионов, детектируемых в продуктах пиролиза породы. После 14 сут выдержки зарегистрирован сигнал продуктов распада агрегатов молекулы пальмитиновой кислоты, что дает возможность предположить послойную адсорбцию кислоты на поверхности породы. Полученные результаты стали основой для разработки методики контролируемого «старения» кальцита в растворах карбоновых кислот.
Список литературы
1. Курамшин Р.М., Черницкий А.В., Гула Е.В. Типизация карбонатных коллекторов для дифференцированного подсчета запасов нефти // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 5. – С. 48–50. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-5-48-50
2. Rezaei Gomari K.A., Hamouda A.A. Effect of fatty acids, water composition and pH on the wettability alteration of calcite surface // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2006. – V. 50. – P. 140–150.
3. Dynamic laboratory wettability alteration / M.A. Fernø, M. Torsvik, S. Haugland, A. Graue // Energy Fuels. – 2010. – V. 24. – P. 3950–3958.
4. A laboratory scale approach to wettability restoration in chalk core samples / J.S. Sachdeva, E.A. Sripal, A. Nermoen [et al.] // E3S Web Conf. (SCA 2018). – 2019. – V. 89. – Article No. 03003. – https://doi.org/10.1051/e3sconf/20198903003
5. Wettability of carbonate reservoirs: effects of fluid and aging / S. Kumar, A.A. Burukhin, A.N. Cheremisin, P.A. Grishin // SPE-201834-MS. – 2020.
6. Adsorption of organic compounds on carbonate minerals: 1. Model compounds and their influence on mineral wettability / M.M. Thomas [at al.] // Chemical Geology. – 1993. – V. 109. – Р. 201–213.
7. Alteration of wettability and wettability heterogeneity / А. Graue, Е. Aspenes, T. Bognø [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2002. – V. 33 (1–3). – P. 3-17.
8. Buckley J.S.. Liu Y., Monsterleet S. Mechanisms of Wetting Alteration by Crude Oils // SPE-37230-PA. – 1998.
9. Mechanism of stearic acid adsorption to calcite / S. Mihajlović, D. Vučinić, Ž. Sekulić, S. Milićević, B. Kolonja // Powder Technology. – 2013. – V. 245. – Р. 208–216.
10. Microstructural imaging and characterization of organic matter presented in carbonate oil reservoirs / A. Ivanova, A.N. Cheremisin, M. Khayrullin, G. Sansiev // SPE-195456-MS. – 2019.
11. Зимон А.Д. Адгезия жидкости и смачивание. – М.: Химия, 1974. – 416 с.
12. Surface properties of natural calcite filler treated with stearic acid / S. Mihajlović, Ž. Sekulić, A. Daković [et al.] // Ceramics-Silikaty. – 2009. – V. 53. – Р. 268–275
