Sammenheng mellom løsningsegenskaper, grenseflatespenning og retensjon for et kommersielt surfaktantsystem

Abstract

For å oppnå en suksessfull surfaktantflømming i økt oljeutvinning, ønsker man generelt å injisere en surfaktantløsning som har gode løsningsegenskaper, reduserer grenseflatespenning mellom vann og olje effektivt, og som viser lav retensjon. I denne oppgaven er overnevnte egenskaper undersøkt som funksjon av salinitet for et kommersielt surfaktantsystem. Surfaktanten som har blitt brukt er SDBS, natriumdodecylbenzensulfonat, sammen med 1-butanol som kosurfaktant. Konsentrasjonen av surfaktant har vært 2 m %, og konsentrasjonen av kosurfaktant har vært 4 m % i de benyttede løsningene. Lave grenseflatespenninger, i størrelsesordenen 10-2 mN/m, ble funnet i Winsor type III området, nær optimal salinitet for systemet. Likevel var de vandige løsningene av systemet ved og rundt optimal salinitet turbide. Under fortynning kunne man ved gitte saliniteter også observere surfaktantutfelling. Dette gjør at man ved saliniteter rundt optimal salinitet og oppover forventer at retensjonen er høy. Under dynamiske adsorpsjonsforsøk i kjerner av Berea sandstein, førte adsorpsjon av 1-butanol til at løsningene havnet under surfaktantens Krafft-punkt ved optimal salinitet, og dermed ble ikke retensjonen bestemt i Winsor type II og III områdene. Til tross for dette har man i Winsor type I området regioner hvor man har nokså gode løsningsegenskaper, relativt lav retensjon og en grenseflatespenning som vil kunne mobilisere residuell olje. Likevel er det ikke sikkert at grenseflatespenningen er lav nok til at man får mobilisert tilstrekkelig med olje for at prosessen vil være økonomisk effektiv. Totalt sett har man undersøkt et system som er veldig sensitivt, og helt avhengig av mengde kosurfaktant i løsning, både for å danne stabile løsninger og for å kunne solubilisere olje effektivt.