I tekniker för kemiskt förbättrad oljeutvinning (EOR) – särskilt polymeröversvämning vid utveckling av djuphavsolje- och gasfält – är exakt kontroll av polyakrylamidlösningens viskositet avgörande. För att uppnå optimal svepeffektivitet i oljereservoarer krävs justering av polymerlösningens egenskaper under arbetets gång. Traditionella laboratoriebaserade viskositetsmätningsmetoder är för långsamma och förlitar sig på periodisk manuell provtagning och fördröjd analys. Denna skillnad kan leda till felaktig polymerdosering, dålig kontroll av injektionsmobiliteten och i slutändan lägre oljeutvinningseffektivitet eller ökade driftskostnader. Inline-viskositetsmätningsinstrument möjliggör nu kontinuerlig övervakning i realtid, direkt i produktionsströmmen, vilket möter de snabba driftskraven från djuphavsfält och säkerställer bättre viskositetshantering för polymerer med förbättrad oljeutvinning.
Polymeröversvämning och förbättrad oljeutvinning i djuphavsolje- och gasfält
Förbättrad oljeutvinning (EOR) omfattar avancerade tekniker som utvecklats för att öka oljeutvinningen utöver vad primära och sekundära metoder uppnår. I takt med att olje- och gasutvinning på djuphav expanderar uppvisar dessa reservoarer ofta komplexa geologiska strukturer och höga driftskostnader, vilket gör EOR avgörande för att maximera reserver och förbättra ekonomin för utveckling av olje- och gasfält.
Polymeröversvämning med förbättrad oljeutvinning är en ledande kemisk EOR-teknik som i allt större utsträckning används i djuphavsmiljöer. Vid polymeröversvämning tillsätts vattenlösliga polymerer – oftast hydrolyserad polyakrylamid (HPAM) – till det injicerade vattnet, vilket ökar dess viskositet och möjliggör bättre mobilitetskontroll i reservoaren. Denna process är särskilt relevant offshore, där det ogynnsamma mobilitetsförhållandet mellan injicerat vatten och viskös olja begränsar effektiviteten hos konventionell vattenöversvämning.
Vid traditionell vattenöversvämning tenderar lågvisköst vatten att kringgå olja genom att "fingra" genom zoner med hög permeabilitet, vilket lämnar betydande kolvätevolymer oåtervunna. Polymeröversvämning motverkar detta genom att förbättra svepeffektiviteten i oljereservoarer, vilket skapar en mer stabil förträngningsfront som säkerställer att en större del av reservoaren sveps och olja flyttas mot produktionsbrunnar. Fältdata visar att polymer-EOR kan ge upp till 10 % ökning av stegvis oljeutvinning jämfört med vattenöversvämning, och upp till 13 % förbättring vid pilotskala implementeringar.
Ekonomiska och logistiska begränsningar i djuphavsmiljöer ökar vikten av processeffektivitet. Polymeröversvämning har visat förmågan att minska vattenbrist, vilket leder till lägre energibehov för vätskehantering och separation – avgörande fördelar för offshoreinstallationer. Dessutom kan metoden minska koldioxidavtrycket från oljeproduktion genom att sänka vattenhanteringskraven och stödja målen för utsläppsminskning.
Effektiviteten hos polymeröversvämningar är beroende av exakt viskositetsmätning för polymerer med förbättrad oljeutvinning. Tekniker som inline-instrument för oljeviskositetsmätning, utrustning för oljeviskositetstestning och högpresterande protokoll för polymerviskositetstestning är grundläggande för att kontrollera polymerlösningars egenskaper och säkerställa prestanda under utmanande undervattensförhållanden. Dessa mätningar möjliggör noggrann viskositetsanalys av polyakrylamidlösningar, vilket optimerar både förbättringen av svepeffektiviteten och den övergripande ekonomin för polymeröversvämningsapplikationer i fält.
Olje- och gasfält
*
Viskositetens avgörande roll vid polymeröversvämning
Varför viskositet är centralt för effektiv polymeröversvämning
Viskositet är kärnan i polymeröversvämningar och förbättrad oljeutvinning eftersom den direkt styr mobilitetsförhållandet mellan undanträngande och förträngda vätskor i reservoaren. Vid utveckling av djuphavsolje- och gasfält är målet att mobilisera så mycket kvarvarande olja som möjligt genom att säkerställa att den injicerade vätskan (vanligtvis en vattenlösning av polyakrylamid, oftast HPAM) rör sig med en viskositet som står i positiv kontrast till den naturliga oljans. Denna högre viskositet gör att polymerlösningen kan svepa genom en större volym av reservoaren, vilket förbättrar kontakten mellan undanträngande vätskan och instängda kolväten.
Valet av viskositet för polymerlösningar är en balansgång. För låg viskositet följer vattnet redan existerande högpermeabilitetskanaler och kringgår mycket av oljan; för hög viskositet uppstår problem med injektionsförmågan, vilket ökar risken för igensättning av formationen, särskilt i heterogena formationer eller zoner med låg permeabilitet som vanligtvis förekommer i djuphavsmiljöer. Forskning visar att noggrann justering av HPAM-koncentrationerna – vanligtvis inom 3000–3300 mg/L för djuphavsapplikationer – gör det möjligt för operatörer att maximera den totala oljeförträngningen utan att stöta på för högt injektionstryck eller driftsproblem.
Förhållandet mellan polymerlösningens viskositet och svepeffektivitet
Svepeffektiviteten representerar den andel av reservoarens olja som den injicerade polymerlösningen effektivt förtränger. Den är direkt kopplad till viskositetsförhållandet (M), definierat som viskositeten hos den förträngande vätskan dividerat med viskositeten hos den förträngda oljan:
M = μ_förskjutning / μ_olja
När M närmar sig 1 rör sig fronten jämnt, vilket främjar optimal svepeffektivitet och minimerar viskös fingerbildning (tendensen hos lågviskösa vätskor att kringgå olja och skapa genombrottskanaler). Att öka vattnets viskositet – vanligtvis genom att lösa upp HPAM eller dess hybrider – kan förskjuta mobilitetsförhållandet mot ideala värden, vilket avsevärt ökar svepeffektiviteten jämfört med traditionell vattenfyllning.
Empiriska bevis visar att användning av högviskösa polymerlösningar resulterar i stegvisa oljeutvinningar på 5–10 %, men kan nå så högt som 23 % i kontrollerade mikrofluidiska studier med 0,1 % PAM. Denna förbättring leder till konkreta vinster i fält, särskilt när polymerer är formulerade för att motstå temperatur- och salthaltsutmaningar som är vanliga vid djuphavsutforskning av olja och gas.
Effekten av polyakrylamidviskositet på maximering av oljeförträngning
Viskositeten som polyakrylamid ger är den primära prestandadrivaren i kemiskt förbättrade oljeutvinningstekniker, vilket dikterar både räckvidden och jämnheten hos den injicerade flödesmängden. Laboratorie-, fält- och simuleringsstudier betonar flera mekanismer genom vilka ökad polyakrylamidviskositet maximerar oljeförträngningen:
- Förbättrad mobilitetskontroll:Ökad viskositet minskar effektivt rörlighetsförhållandet mellan vatten och olja, vilket undertrycker viskös fingerbildning och kanalbildning samtidigt som kontakten med tidigare osopad olja förbättras.
- Förbättrad förskjutning i heterogena reservoarer:Det högre flödesmotståndet tvingar den förskjutande fronten in i zoner med lägre permeabilitet och tappar ut kolväten som annars skulle förbigås.
- Synergistisk mobilitet och kapillärinfångningseffekter:I kombination med andra ämnen (t.ex. nanopartiklar, grenade geler) uppvisar högviskösa polyakrylamidsystem ytterligare förbättringar i både svep- och förträngningseffektivitet, särskilt under förhållanden med hög temperatur eller hög salthalt.
Till exempel har polymer/nano-SiO₂-kompositer uppvisat en viskositet på upp till 181 mPa·s vid 90 °C, vilket gör dem idealiska för djuphavsförhållanden där konventionell HPAM skulle brytas ner eller bli alltför utspädd. Likaså överträffar polyakrylamid hybridiserad med polyvinylpyrrolidon (PVP) icke-hybridpolymerer avsevärt när det gäller att bibehålla viskositet under saltlösning och temperaturstress. Dessa framsteg möjliggör mer tillförlitliga och effektiva fältapplikationer för polymeröversvämning, vilket leder direkt till större oljeförträngning i utmanande reservoarer.
I slutändan är förmågan att exakt mäta och konstruera viskositet för polyakrylamidlösningar – med hjälp av avancerade metoder för mätning av viskositet i polymerlösningar och inline-instrument för mätning av oljeviskositet – fortfarande grundläggande för framgångsrika och kostnadseffektiva polymeröversvämningsprojekt i moderna olje- och gasfält.
Principer och tekniker för mätning av polymerlösningsviskositet
Viskositetsmätning är centralt för förbättrad oljeutvinning (EOR) vid polymeröversvämning och påverkar vätskemobilitet, svepeffektivitet i oljereservoarer och den övergripande framgången för kemiskt förbättrade oljeutvinningstekniker. Polyakrylamid och dess derivat såsom hydrolyserad polyakrylamid (HPAM) är vanligt förekommande polymerer. Deras lösningsreologi – särskilt viskositet – påverkar direkt förbättringen av svepeffektiviteten vid polymeröversvämning, särskilt under de extrema temperaturer och salthalter som är typiska för utveckling av djuphavsolje- och gasfält.
Kapillärviskosimetrar
Kapillärviskosimetrar bestämmer viskositeten genom att tidsbestämma flödet av en polymerlösning genom ett smalt rör under ett förinställt tryck eller gravitation. Denna metod är enkel och används ofta för rutinmässiga kontroller av oljeviskositetstestutrustning för vattenliknande till måttligt viskösa vätskor. Standard kapillärviskometri antar newtonskt beteende, vilket gör den tillförlitlig för kvalitetskontroll där polymerlösningarnas skjuvhastigheter förblir mycket låga och strukturerna inte deformeras signifikant.
Begränsningar:
- Icke-newtonska polymerer:De flesta EOR-polymerer uppvisar skjuvförtunnande och viskoelastiska beteenden som klassiska kapillärmetoder inte fångar, vilket orsakar underskattning eller felaktig framställning av den faktiska fältviskositeten.
- Polydispersitet och koncentrationseffekter:Kapillärviskosimeteravläsningar kan vara snedvridna i polymerlösningar med varierande molekylviktsfördelningar, eller i utspädda/komplexa blandningar som är typiska för fältarbete.
- Elastokapillär uttunnningskomplexitet:Medan extensionella reometrar för kapilläruppbrytning kan undersöka extensionell viskositet, beror resultaten starkt på vilken geometri och parametrar som används, vilket ökar osäkerheten i resultaten för polymeröversvämningsvätskor.
Rotationsviskosimetrar
Rotationsviskosimetrar är en hörnsten förviskositetsanalys av polyakrylamidlösningi både laboratorier och pilotanläggningar. Dessa instrument använder en roterande spindel eller bob nedsänkt i provet, som mäter rörelsemotståndet över ett intervall av pålagda skjuvhastigheter.
Styrkor:
- Skicklig på att karakterisera icke-newtonska beteenden, såsom skjuvförtunning, där viskositeten minskar när skjuvhastigheten ökar – ett utmärkande drag för de flesta polymeröversvämnings-EOR-vätskor.
- Tillåt modellanpassning (t.ex. potenslag, Bingham) att kvantifiera viskositetsberoendet av skjuvhastighet.
- Stöd för screening av temperatur och salthalt genom att simulera reservoarliknande förhållanden och observera deras effekter på viskositeten.
Exempel:
- Vid höga skjuvhastigheter eller förhöjda temperaturer/salthalter bryts HPAM och specialpolymerer ned eller justeras, vilket sänker den effektiva viskositeten; dessa trender är lätt observerbara vid rotationsviskometri.
- Rotationsreometrar kan simulera förväntade spänningsförhållanden i borrhålet för att utvärdera viskositetsförlust och kedjedegradering – avgörande för både viskositetstestning av högpresterande polymerer och robust polymerval.
Inline-viskositetsmätning: Moderna metoder och instrument
Inline-viskositetsmätinstrument: Beskrivning och funktion
Moderna inline-viskosimetrar är konstruerade för direkt nedsänkning i processlinjer, vilket ger kontinuerlig viskositetsanalys utan behov av provtagningsavbrott. De viktigaste teknikerna inkluderar:
Vibrationsviskosimetrar:Apparater som Lonnmeter-viskosimetrar använder oscillerande element nedsänkta i polymerlösningen. Vibrationens amplitud och dämpning är direkt relaterade till viskositet och densitet, vilket möjliggör tillförlitliga mätningar i flerfasiga eller icke-newtonska vätskor som polyakrylamidlösningar. Dessa är robusta mot höga temperaturer och tryck, och väl lämpade för oljefältsdrift.
Fördelar med kontinuerlig onlineövervakning vid polymeröversvämningsoperationer
Övergången till kontinuerlig, inline viskositetsmätning i fältapplikationer med polymeröversvämning ger operativa fördelar på flera nivåer:
Förbättrad svepeffektivitet:Konstant övervakning möjliggör snabba ingripanden om polymerviskositeten avviker från det optimala intervallet, vilket maximerar mobilitetsförhållandet och oljeförträngningen under polymeröversvämning och förbättrade oljeåtervinningsprogram.
Automatiserade processjusteringar:Inline-instrument för oljeviskositetsmätning kopplade till SCADA-plattformar möjliggör sluten styrning, där dosering eller temperatur kan justeras automatiskt som svar på realtidsanalys av viskositet i polyakrylamidlösningar. Detta ökar processstabiliteten, håller produktmixen inom snäva specifikationer (±0,5 % i vissa fallstudier) och minimerar polymerspill.
Minskad driftstopp och arbetskraft:Automatiserade, inline-system ersätter frekvent manuell provtagning, vilket snabbar upp svarstiden och minskar behovet av fältpersonal som är dedikerad till rutinmässig testning.
Process- och kostnadseffektivitet:Som demonstrerats av industriella implementeringar som Solartron 7827 och CVI:s ViscoPro 2100, kan kontinuerlig viskositetsövervakning öka oljeproduktionen med upp till 20 %, minska polymerförbrukningen och förbättra reaktor- eller brunnseffektiviteten genom exakt kvalitetskontroll.
Förbättrad data för analys:Dataströmmar i realtid möjliggör avancerad analys, från rutinmässig processoptimering till prediktivt underhåll, vilket ytterligare förbättrar kostnadseffektiviteten och förutsägbarheten för polymeröversvämningsoperationer.
Viktiga prestandakriterier för val av instrument för mätning av oljeviskositet för fältanvändning
När man väljer utrustning för viskositetsmätning för polymerer med förbättrad oljeutvinning i krävande och avlägsna oljefältsmiljöer är dessa kriterier av största vikt:
Hållbarhet och miljöbeständighet:Instrument måste tåla höga temperaturer, högt tryck (HTHP), korrosiva vätskor och slipande partiklar som är typiska för djuphavsmiljöer. Rostfritt stål och hermetiskt tillslutna höljen, som med Rheonics SRV, är avgörande för lång livslängd.
Mätnoggrannhet och stabilitet:Hög upplösning och temperaturkompensation är obligatoriska eftersom mindre avvikelser i viskositet kan påverka svepeffektiviteten och oljeåtervinningen avsevärt. Instrument bör ha dokumenterad noggrannhet över driftstemperatur- och tryckområdena.
Integrations- och automatiseringsberedskap:Kompatibilitet med SCADA, IoT-telemetri och digitala databussar för fjärrövervakning är nu en grundläggande förväntan. Leta efter självrengörande mekanismer, digital kalibrering och säker dataöverföring för att minimera underhåll.
Kontinuerlig driftskapacitet:Enheter måste fungera utan regelbundna avstängningar eller omkalibrering, leverera prestanda dygnet runt och minimera behovet av interventioner – en nyckel för obemannade eller undervattensinstallationer.
Regelefterlevnad och branschefterlevnad:Utrustning bör uppfylla internationella standarder för säkerhet, elektromagnetisk kompatibilitet och processinstrumentering enligt gällande standarder inom olje- och gassektorn.
Verkliga tillämpningar kräver att inline-viskositetstestutrustning är robust, automatiserad, nätverksklar och exakt – och levererar oavbruten viskositetskontroll som en hörnsten i modern EOR och djuphavsolja- och gasprospektering.
Viktiga överväganden vid viskositetshantering av polyakrylamidlösningar
Effektiv viskositetshantering är avgörande för förbättrad oljeutvinning (EOR) genom polymeröversvämning, särskilt vid utveckling av olje- och gasfält på djuphav där miljöstressorer är betydande. Viskositetsanalys av polyakrylamidlösningar spelar en central roll för att uppnå den målsatta svepeffektiviteten i oljereservoarer.
Faktorer som påverkar polyakrylamidlösningens viskositet i djuphavsförhållanden
Salthalt
- Effekter på hög salthalt:Djuphavsreservoarer innehåller vanligtvis förhöjdakoncentrationer av salter, inklusive både monovalenta (Na⁺) och divalenta (Ca²⁺, Mg²⁺) katjoner. Dessa joner komprimerar det elektriska dubbelskiktet runt polyakrylamidkedjor, vilket orsakar lindning och minskar lösningens viskositet. Divalenta katjoner har en särskilt markant effekt, vilket avsevärt sänker viskositeten och minskar effektiviteten hos förbättringen av svepeffektiviteten hos polymeröversvämningen.
- Exempel:I fältfall som Qinghai Gasi-reservoaren var skräddarsydda polymer- och surfaktant-polymer (SP)-system nödvändiga för att uppnå viskositetsretention och bibehålla svepeffektivitet i miljöer med hög salthalt.
- Termisk nedbrytning:Förhöjda temperaturer i djuphavsreservoarer accelererar hydrolys och nedbrytning av polyakrylamidkedjor. Standardlösningar av hydrolyserad polyakrylamid (HPAM) förlorar viskositet snabbare när molekylvikterna minskar under termisk stress.
- Lösningar för termisk stabilitet:Nanokomposit HPAM-system, med integrerade nanopartiklar (såsom kiseldioxid eller aluminiumoxid), har visat ökad termisk stabilitet och bibehåller viskositeten bättre vid temperaturer upp till 90 °C och högre.
- Mekanisk påverkan:Höga skjuvhastigheter från pumpning, injektion eller flöde genom porösa formationer orsakar klyvning av polymerkedjor, vilket leder till betydande viskositetsförlust. Upprepade pumppassager kan minska viskositeten med upp till 50 %, vilket undergräver oljeutvinningseffektiviteten.
- Skjuvförtunningsbeteende:Polyakrylamidlösningar uppvisar skjuvförtunning – viskositeten minskar när skjuvhastigheten ökar. Detta måste beaktas vid fälttillämpningar med polymeröversvämning, eftersom viskositetsmätningar vid olika skjuvhastigheter kan variera kraftigt.
- Inverkan av föroreningar:Reservoarsaltlösning och vatten producerat från oljefält innehåller ofta föroreningar som järn, sulfider eller kolväten. Dessa kan katalysera ytterligare nedbrytning eller utfällning i polymerlösningar, vilket komplicerar viskositetshanteringen.
- Interferens med tillsatser:Kemiska interaktioner mellan polyakrylamid och tensider eller tvärbindningsmedel kan förändra den förväntade viskositetsprofilen, vilket antingen förbättrar eller hindrar EOR-prestanda.
- Anpassat polymerval:Att välja HPAM-varianter eller utveckla sulfonerade polyakrylamidsampolymerer som är anpassade till förväntad salthalt och temperatur förbättrar viskositetsretentionen. Laboratoriebaserade viskositetsmätningsmetoder för polymerlösningar vägleder det initiala valet, men fältdata måste validera resultaten under faktiska driftsförhållanden.
- Integrering av nanomaterial:Genom att införliva nanopartiklar – såsom SiO₂, Al₂O₃ eller nanocellulosa – förbättras polymerens motståndskraft mot termisk och mekanisk nedbrytning, vilket visats i försök med översvämning av nanokompositer. Denna metod används i allt större utsträckning för att motverka negativa effekter från reservoarens hårdhet.
- Kontroll av jonkoncentrationer:Att minska nivån av tvåvärda katjoner genom vattenbehandling eller förspolning med mjukt vatten minskar jonbryggbildning och bibehåller polymerkedjeförlängningen, vilket maximerar den injicerade viskositeten.
- Kompatibilitet med tensider och tvärbindare:Genom att anpassa den kemiska sammansättningen av tensider eller tvärbindare för att komplettera den dominerande polymerarten undviks utfällning och oväntade viskositetsfall.
- Minimera skjuvningsexponering:Genom att konstruera injektionssystemet (med hjälp av pumpar med låg skjuvning, varsam blandning och jämn rörledning) begränsas polymerkedjeklyvning. Att utforma borrhålsbanor för att minimera turbulent flöde bidrar också till viskositetsbevarande.
- Använda instrument för mätning av oljeviskositet i linje:Genom att använda inline-viskositetsmätare eller virtuella viskositetsmätare (VVM) kan polyakrylamidens viskositet övervakas i realtid under injektion, vilket möjliggör snabba åtgärder vid viskositetsförlust.
- Viskositetsövervakningsregimer:Genom att koppla laboratorieutrustning för oljeviskositetstestning och fältmätning i linje ger man en heltäckandeviskositetskontrollsystem, avgörande för att upprätthålla stabilitet från lagring till reservoarinträde.
- Datadrivna viskositetsmodeller:Genom att implementera dynamiska, datadrivna modeller som tar hänsyn till temperatur, salthalt och skjuveffekter kan injektionsparametrar – polymerkoncentration, injektionshastighet och sekvens – optimeras i realtid.
- Adaptiva CMG- eller Eclipse-simuleringar:Avancerade reservoarsimulatorer använder uppmätta och modellerade viskositetsvärden för att anpassa översvämningsmönster, optimera svepeffektiviteten i oljereservoarer och minimera polymerförlust genom nedbrytning eller adsorption.
- Fältvalidering:I djuphavsfälten i Bohaibukten och Sydkinesiska havet använde pilotprojekt nanokomposit HPAM med inline-viskositetsövervakning för att uppnå stabil, högpresterande polymeröversvämning under extrema temperaturer och salthalter.
- SP Översvämningsframgång:Offshore-reservoarer med hög temperatur och hög salthalt har rapporterat förbättringar av oljeutvinningen på upp till 15 % efter optimering av polymerviskositet med SP-blandningar och nanopartikelstabilisering.
Temperatur
Skjuvnedbrytning
Föroreningar och kemiska interaktioner
Strategier för att bibehålla stabil polyakrylamidviskositet under injektionen
Formuleringsoptimering
Elektrolyt- och tillsatshantering
Mekaniska och operativa metoder
Processmodellering och dynamisk justering
Exempel från fälttillämpningar
Effektiv viskositetsmätning för polymerer med förbättrad oljeutvinning kräver noggrann hantering av dessa påverkande faktorer och tillämpning av toppmoderna verktyg – från formulering till inline-övervakning – för att säkerställa framgångsrik polymeröversvämning i krävande djuphavsmiljöer för olje- och gasprospektering.
Polyakrylamid för att förbättra oljeåtervinningen
*
Säkerställa konsekvent polymerprestanda: Utmaningar och lösningar
Polymeröversvämningsförbättrade oljeutvinningsprocesser vid djuphavsutvinning av olja och gas möter många operativa hinder som kan undergräva svepeffektiviteten och polymerutnyttjandet. Att upprätthålla optimal viskositet i polyakrylamidlösningen är särskilt viktigt, eftersom även små avvikelser kan försämra reservoarens prestanda och projektekonomin.
Operativa utmaningar
1. Mekanisk nedbrytning
Polyakrylamidpolymerer är känsliga för mekanisk nedbrytning under hela injektions- och flödesprocessen. Höga skjuvkrafter – vanliga i pumpar, injektionsledningar och vid trånga porhalser – bryter långa polymerkedjor, vilket kraftigt minskar viskositeten. Till exempel kan HPAM-polymerer med hög molekylvikt (>10 MDa) uppleva drastiska molekylviktsfall (ibland ner till 200 kDa) efter att ha passerat genom utrustning med hög skjuvning eller tät reservoarbergart. Denna minskning leder till förlorad svepeffektivitet och dålig mobilitetskontroll, vilket i slutändan leder till lägre inkrementell oljeutvinning. Förhöjda temperaturer och löst syre förvärrar nedbrytningshastigheterna, även om förändringar i tryck och salthalt är mindre inflytelserika i detta sammanhang.
2. Adsorption och retention vid reservoarbildning
Polyakrylamidmolekyler kan adsorberas fysiskt eller fångas på mineralytor i reservoarbergart, vilket minskar den effektiva polymerkoncentrationen som sprids genom det porösa mediet. I sandsten spelar fysisk adsorption, mekanisk infångning och elektrostatiska interaktioner framträdande roller. Miljöer med hög salthalt, som är vanliga vid utveckling av djuphavsolje- och gasfält, ökar dessa effekter, medan sprickiga bergstrukturer ytterligare komplicerar polymerpassage – ibland sänker retentionen men på bekostnad av svepuniformiteten. Överdriven adsorption minskar inte bara den kemiska utnyttjandeeffektiviteten utan kan också förändra viskositeten in situ, vilket undergräver den avsedda mobilitetskontrollen.
3. Lösningsåldring och kemisk kompatibilitet
Polymerlösningar kan brytas ned kemiskt eller biologiskt före, under och efter injektion. Divalenta katjoner (Ca²⁺, Mg²⁺) i formationsvatten underlättar tvärbindning och utfällning, vilket leder till en snabb minskning av viskositeten. Inkompatibilitet med saltlösning eller hårda saltlösningar utmanar viskositetsbevarandet. Dessutom kan närvaron av specifika mikrobiella populationer orsaka biologisk nedbrytning, särskilt i scenarier med återvinning av producerat vatten. Reservoartemperaturer och tillgången på löst syre ökar risken för kedjedelning driven av fria radikaler, vilket ytterligare bidrar till åldring och viskositetsförlust.
Processkontroller med kontinuerlig viskositetsmätning
Kontinuerlig inline-viskositetsmätningoch automatiserad realtidsåterkopplingskontroll är fältbeprövade åtgärder för att säkerställa kvaliteten på polymeröversvämningsoperationer. Avancerade inline-instrument för oljeviskositetsmätning, såsom den datadrivna virtuella viskositetsmätaren (VVM), levererar automatiserade, kontinuerliga avläsningar av polymerlösningens viskositet vid avgörande processpunkter. Dessa instrument fungerar tillsammans med traditionella laboratorie- och offline-mätningar och ger en omfattande viskositetsprofil genom hela det kemiskt förbättrade oljeåtervinningsarbetsflödet.
Viktiga fördelar och lösningar som möjliggörs av dessa system inkluderar:
- Minimering av mekanisk nedbrytning:Genom att övervaka viskositeten i realtid kan operatörer justera pumphastigheter och omkonfigurera ytutrustning för att minska skjuvningsexponering. Till exempel utlöser tidig upptäckt av ett viskositetsfall – vilket indikerar förestående polymernedbrytning – omedelbara arbetsflödesinsatser, vilket bevarar polyakrylamidens integritet.
- Hantering av adsorptions- och retentionsrisker:Med frekventa, automatiserade viskositetsdata kan polymerbanker och injektionsprotokoll justeras dynamiskt. Detta säkerställer att den effektiva polymerkoncentrationen som kommer in i reservoaren maximerar svepeffektiviteten och kompenserar för observerade fältförluster till retention.
- Bibehålla kemisk kompatibilitet i tuffa miljöer:Inline-viskositetsmätning för polymerer med förbättrad oljeåtervinning möjliggör snabb detektion av viskositetsförändringar på grund av saltlösningens sammansättning eller lösningens åldring. Operatörer kan i förväg modifiera polymerformuleringar eller sekvensen av kemiska slugs för att bibehålla reologiska egenskaper, vilket förhindrar injektionsproblem och ojämna förskjutningsfronter.
- Rutinmässig inline-mätning:Integrera högfrekvent online-viskositetsmätning genom hela leveranskedjan – från påfyllning till injektion och vid brunnshuvudet.
- Datadriven processkontroll:Använd automatiserade feedbacksystem som justerar polymerdosering, blandning eller driftsparametrar i realtid för att säkerställa att den injicerade lösningen konsekvent uppfyller målviskositeten.
- Polymerval och konditionering:Välj polymerer konstruerade för skjuv-/termisk stabilitet och kompatibla med reservoarens joniska miljö. Använd ytmodifierade eller hybridpolymerer (t.ex. HPAM med nanopartiklar eller funktionella gruppförstärkningar) när hög salthalt eller divalenta katjoner inte kan undvikas.
- Skjuvoptimerad utrustning:Utforma och regelbundet granska komponenter i markanläggningar (pumpar, ventiler, ledningar) för att minimera exponering för skjuvspänning, i enlighet med fält- och modellbedömningar.
- Regelbunden korsvalidering:Bekräfta resultat av viskositetsmätningar online med regelbunden laboratoriebaserad viskositetsanalys av polyakrylamidlösningar och reologi från fältprover.
Fältbeprövade rekommendationer för viskositetshantering
Att följa dessa bästa metoder för polymeröversvämningsfält stöder direkt tillförlitlig svepeffektivitet i oljereservoarer, bibehåller kemiskt förbättrad oljeutvinningsprojekts lönsamhet och optimerar utvecklingen av olje- och gasfält i utmanande djuphavsmiljöer.
Maximera svepeffektiviteten genom viskositetsoptimering
Svepeffektivitet är en kärnparameter för framgången med strategier för förbättrad oljeutvinning (EOR), särskilt vid polymeröversvämning. Den beskriver hur effektivt den injicerade vätskan passerar reservoaren, från injektions- till produktionsbrunnarna och fördriver olja från både zoner med hög och låg permeabilitet. Hög svepeffektivitet säkerställer en mer enhetlig och omfattande kontakt mellan de injicerade ämnena och återstående olja, vilket minimerar förbipasserade områden och maximerar oljeförflyttning och -utvinning.
Hur viskositetsförbättring förbättrar svepeffektiviteten
Polyakrylamidbaserade polymerer, vanligtvis hydrolyserad polyakrylamid (HPAM), är avgörande för förbättrad oljeutvinning vid polymeröversvämning. Dessa polymerer ökar viskositeten hos det injicerade vattnet, vilket minskar mobilitetsförhållandet (förskjutande vätskemobilitet kontra förskjuten oljemobilitet). Ett mobilitetsförhållande mindre än eller lika med ett är avgörande; det undertrycker viskös fingerbildning och mildrar vattenkanalisering, problem som vanligtvis observeras vid konventionell vattenöversvämning. Resultatet är en mer stabil och kontinuerlig översvämningsfront, vilket är avgörande för förbättrad svepeffektivitet vid polymeröversvämning i oljereservoarer.
Framsteg inom polymerformulering – inklusive tillsats av nanopartiklar som nano-SiO₂ – har ytterligare förfinat viskositetskontrollen. Till exempel skapar nano-SiO₂-HPAM-system sammankopplade nätverksstrukturer i lösning, vilket avsevärt förbättrar viskositet och elasticitet. Dessa modifieringar förbättrar den makroskopiska svepeffektiviteten genom att främja en mer enhetlig förskjutningsfront och begränsa flödet genom kanaler med hög permeabilitet, vilket riktar in sig på olja som annars skulle kringgås. Fält- och laboratoriestudier visar en genomsnittlig ökning av oljeutvinningen på 6 % och en minskning av injektionstrycket på 14 % med nanoförstärkta system jämfört med konventionell polymeröversvämning, vilket leder till minskad kemikalieanvändning och miljöfördelar.
I reservoarer med hög heterogenitet underlättar cykliska polymerinjektionstekniker – såsom alternerande injektioner av polymerlösningar med låg och hög salthalt – viskositetsoptimering in situ. Denna stegvisa metod åtgärdar lokala injiceringsutmaningar nära brunnar och uppnår önskade högviskositetsprofiler djupare in i formationen, vilket maximerar svepeffektiviteten utan att kompromissa med den operativa praktiska genomförbarheten.
Kvantitativa samband mellan viskositet, svepning och oljeutvinning
Omfattande forskning och fältstudier fastställer tydliga kvantitativa samband mellan polymerlösningens viskositet, svepeffektivitet och slutlig oljeutvinning. Kärnöversvämning och reologiska tester visar konsekvent att ökad polymerviskositet förbättrar utvinningen; till exempel har det visat sig att en ökning av lösningens viskositet till 215 mPa·s höjer utvinningsfaktorerna till över 71 %, vilket innebär en förbättring på 40 % jämfört med baslinjerna för vattenöversvämning. Det finns dock ett praktiskt optimum: att överskrida ideala viskositetströsklar kan hämma injektionsförmågan eller öka driftskostnaderna utan proportionella vinster i utvinning.
Dessutom har det visat sig särskilt viktigt att matcha eller något överskrida viskositeten hos den injicerade råoljan med den injicerade polymerlösningen – kallad optimering av viskositets-/gravitationsförhållandet – vid utveckling av heterogena och djuphavsolje- och gasfält. Denna metod maximerar oljeförträngningen genom att balansera kapillär-, gravitations- och viskösa krafter, vilket bekräftas av både simulering (t.ex. UTCHEM-modeller) och verkliga fältdata.
Avancerade utvärderingstekniker, inklusive inline-instrument för mätning av oljeviskositet och högpresterande viskositetstestning av polymerer, möjliggör rigorös viskositetsanalys av polyakrylamidlösningar under EOR-operationer. Dessa verktyg är centrala för kontinuerlig optimering, vilket möjliggör justeringar i realtid och upprätthåller hög svepeffektivitet under hela flödescykeln.
Sammanfattningsvis utgör den systematiska optimeringen av polymeröversvämningsviskositet – med stöd av fälttillämplig viskositetsmätning för förbättrade oljeutvinningspolymerer och med stöd av alltmer sofistikerad modellering – en hörnsten för att maximera svepeffektivitet och totala utvinningsvinster i komplexa olje- och gasfältsscenarier, särskilt i djuphavsmiljöer.
Implementering av polymeröversvämning inDjuphavsfält för olja och gas
Systematisk polymerframställning, blandning och kvalitetskontroll
Vid utveckling av djuphavsolje- och gasfält är grunden för framgångsrik oljeutvinning med förbättrad polymeröversvämning en noggrann och konsekvent beredning av polyakrylamidbaserade lösningar. Noggrann uppmärksamhet på vattenkvaliteten är avgörande; användning av rent, mjukt vatten förhindrar oönskade interaktioner som minskar polyakrylamidviskositeten vid oljeutvinning. Upplösningsprocessen måste kontrolleras – polymerpulver tillsätts gradvis till vattnet under måttlig omrörning. För snabb blandning orsakar nedbrytning av polymerkedjor, medan för långsam blandning resulterar i klumpbildning och ofullständig lösningsbildning.
Blandningshastigheten justeras baserat på polymer och utrustningstyp, vanligtvis med måttliga varvtal för att främja fullständig hydrering och homogenitet. Blandningstiden valideras genom frekvent provtagning och viskositetsanalys av polyakrylamidlösningen före användning. Lösningskoncentrationen bestäms av reservoarkraven och beräknas med hjälp av utrustning för oljeviskositetstestning, med balans mellan effektiv viskositetsförbättring och undvikande av injektionsproblem.
Lagringsförhållanden offshore måste hanteras strikt. Polyakrylamid är känsligt för värme, ljus och fukt och kräver svala, torra miljöer. Förbered lösningar så nära injektionstidpunkten som möjligt för att förhindra nedbrytning. Implementera kvalitetskontroll i fält genom att ta rutinprover och utföra högpresterande polymerviskositetstester på plats med hjälp av standardiserade metoder för mätning av polymerlösningars viskositet. Realtidsdata säkerställer att lösningarna håller sig inom målspecifikationerna, vilket direkt påverkar förbättringen av polymeröversvämningseffektiviteten.
Vikten av kontinuerlig övervakning och realtidsjustering
Att upprätthålla optimal prestanda för polymerlösningar under djuphavsförhållanden för olje- och gasutvinning kräver kontinuerlig viskositetsövervakning i linje. Tekniker som datadrivna virtuella viskositetsmätare (VVM), ultraljudsreometrar och instrument för mätning av oljeviskositet i linje ger realtidsspårning av vätskeegenskaper – även under högt tryck, hög temperatur (HPHT) och varierande salthalt.
Kontinuerlig mätning i linje möjliggör detektion av förändringar i polymerreologi under lagring, blandning, transport och injektion. Dessa system avslöjar omedelbart nedbrytnings-, kontaminerings- eller utspädningshändelser som kan äventyra polymeröversvämningsapplikationer i fält. Till exempel levererar vibrerande trådsensorer nere i borrhålet live-viskositetsprofiler, vilket stöder dynamisk kontroll över injektionsparametrar för att matcha behoven i reservoarer på plats.
Operatörer utnyttjar denna realtidsfeedback för att göra exakta doseringsjusteringar – modifiera polymerkoncentration, injektionshastighet eller till och med byta polymertyp vid behov. Avancerade nanokompositpolymerer, såsom HPAM-SiO₂, uppvisar ökad viskositetsstabilitet, och instrument bekräftar tillförlitligt deras prestanda jämfört med konventionella HPAM:er, särskilt när svepeffektivitet i oljereservoarer prioriteras.
Smarta vätskesystem och digitala styrplattformar integrerar viskositetsmätning för förbättrade oljeutvinningspolymerer direkt i offshore-skidor eller kontrollrum. Detta möjliggör realtidsbaserad, simuleringsbaserad optimering av injektionsprogram och snabb begränsning av problem som injektionsförlust eller ojämn svepning.
Säkra och effektiva driftsättningsmetoder för offshore och djuphavsvatten
Att använda kemiskt förbättrade oljeutvinningstekniker till havs innebär unika drifts- och säkerhetskrav. Modulära medarsystem är den föredragna metoden och erbjuder flexibla, prefabricerade processenheter som kan installeras och utökas allt eftersom fältet utvecklas. Dessa minskar installationskomplexiteten, driftstoppen och kostnaderna samtidigt som de förbättrar driftsättningskontrollen och säkerheten på plats.
Inkapslade polymerteknologier stärker säker och effektiv injektion. Polymerer inkapslade i skyddande beläggningar motstår miljöförstöring, mekanisk skjuvning och för tidig hydrering fram till exponering för reservoarvätskor. Denna riktade tillförsel minskar förlust, säkerställer full prestanda vid kontaktpunkten och minimerar risken för försämrad injektionsförmåga.
Lösningar måste också kontrolleras för kompatibilitet med befintlig undervattensinfrastruktur. Detta inkluderar användning av utrustning för oljeviskositetstestning på plats för att verifiera specifikationen innan vätskor införs i systemet. Typisk implementering inkluderar även polymer-alternerande vatten (PAW) injektionstekniker, vilka förbättrar mobilitetskontrollen och sveper i heterogena eller uppdelade djuphavsreservoarer.
Strikt efterlevnad av säkerhetsprotokoll till havs krävs i varje steg: hantering av koncentrerade kemikalier, blandningsoperationer, kvalitetstestning, systemrengöring och planering av nödåtgärder. Kontinuerlig viskositetsmätning av polyakrylamidlösningar – med redundans- och larmfunktioner – säkerställer att avvikelser upptäcks innan de eskalerar till hälso-, säkerhets- eller miljöincidenter.
Algoritmer för optimering av brunnsplacering hjälper till att vägleda utfyllnadsstrategier, förbättra oljeutvinningen och minimera polymerförbrukningen. Dessa algoritmdrivna beslut balanserar teknisk prestanda med miljömässiga och ekonomiska överväganden, vilket stöder hållbara offshore EOR-verksamheter.
Polymerfyllning i djuphavsvatten är beroende av heltäckande kontroller: från systematisk beredning med kalibrerad blandning och dosering, via rigorös inline-övervakning och realtidsjustering, till modulära, inkapslade och säkra offshore-injektionsmetoder. Varje element säkerställer driftsättningstillförlitlighet, siktar på förbättrad oljeutvinning och överensstämmer med allt strängare miljöstandarder.
Integrering av viskositetsmätningar i fältverksamhet för optimal EOR
Arbetsflöde för att integrera inline-viskositetsövervakning i fältprocesser
Integrering av viskositetsmätning i polymeröversvämningsförbättrad oljeutvinning (EOR) vid djuphavsutforskning av olja och gas omvandlar fältarbetsflöden från intermittent manuell provtagning till automatiserad, kontinuerlig feedback. Ett robust arbetsflöde inkluderar:
- Val och installation av sensor:Välj inline-instrument för oljeviskositetsmätning som matchar de operativa kraven. Teknikerna inkluderar piezoelektriskt drivna vibrationssensorer, online roterande Couette-viskosimetrar och akustiska reologisensorer, alla anpassade till det viskoelastiska och ofta icke-newtonska beteendet hos polyakrylamidlösningar som används i EOR.
- Kalibrering och baslinjefastställande:Kalibrera sensorer med avancerade reologiska protokoll, och tillämpa både linjärelastiska och viskoelastiska kalibreringar för att säkerställa noggrannhet vid förändrade reservoar- och kemiska förhållanden. Tensoriella data från draghållfasthets- och DMA-kalibreringar leder ofta till mer tillförlitliga resultat, vilket är avgörande i det varierande sammanhanget vid utveckling av djuphavsolja- och gasfält.
- Automatiserad datainsamling och aggregering:Konfigurera instrument för datainsamling i realtid. Integrera med fältbaserade SCADA- eller DCS-system så att viskositetsdata aggregeras tillsammans med kritiska driftsmått. Inline-kalibreringsrutiner och automatiserad baslinjeuppdatering minskar avdrift och förbättrar robustheten.
- Kontinuerliga återkopplingsslingor:Använd viskositetsdata i realtid för att dynamiskt justera polymerdosering, vatten-till-polymer-förhållanden och injektionshastigheter. Maskininlärning eller AI-aktiverad analys optimerar ytterligare kemikalieanvändning och svepeffektivitet i oljereservoarer, vilket stöder fältpersonal med handlingsbara rekommendationer.
Exempel:I ett djuphavs-EOR-projekt ledde ersättning av laboratoriebaserade tester med inline-piezoelektriska sensorer i kombination med virtuella viskositetsmätare till snabb detektering och korrigering av viskositetsavvikelser, vilket minskade polymerspill och förbättrade svepeffektiviteten.
Datahantering och tolkning för beslutsstöd
Fältverksamhet förlitar sig i allt högre grad på datadrivet beslutsfattande i realtid för fältapplikationer med polymeröversvämning. Integrering av viskositetsmätning för polymerer med förbättrad oljeutvinning innebär:
- Centraliserade dataplattformar:Viskositetsdataströmmar i realtid till centraliserade datasjöar eller molnsystem, vilket underlättar domänöverskridande analys och säker arkivering. Automatiserad datavalidering och detektering av extremvärden förbättrar tillförlitligheten.
- Larm- och undantagshantering:Automatiserade varningar meddelar operatörer och ingenjörer om viskositetsavvikelser från börvärdena, vilket möjliggör snabba åtgärder vid problem som polymernedbrytning eller oväntad vätskeblandning.
- Visualisering och rapportering:Instrumentpaneler visar viskositetsprofiler, trender och avvikelser i realtid, vilket stöder effektiv kontroll av svepeffektiviteten och snabb felsökning.
- Integration med produktionsoptimering:Viskositetsdata, i kombination med produktionshastigheter och tryckavläsningar, vägleder dynamisk justering av polymerkoncentrationer och injektionsstrategier för att maximera oljeutvinningsutbytet.
Att integrera viskositetsanalys och instrument i dagliga rutiner stärker grunden för EOR (Eor) vid polymeröversvämning – vilket gör det möjligt för fältoperatörer att proaktivt kontrollera svepeffektiviteten, reagera på processavvikelser och leverera tillförlitlig och kostnadseffektiv oljeutvinning i det krävande sammanhanget med djuphavsolja och gasverksamhet.
Vanliga frågor (FAQ)
1. Varför är viskositeten hos polyakrylamidlösningar viktig vid polymeröversvämning för förbättrad oljeutvinning?
Polyakrylamidlösningens viskositet styr direkt mobilitetsförhållandet mellan det injicerade vattnet och den kvarvarande oljan under polymeröversvämning. En högre lösningsviskositet minskar det injicerade vattnets mobilitet, vilket leder till bättre svepeffektivitet och lägre vattenkanalisering. Detta gör det möjligt för polymerlösningen att förflytta infångad olja mer effektivt, vilket leder till ökad oljeutvinning i djuphavsolje- och gasfält. Den förbättrade viskositeten minskar också för tidigt vattengenombrott och förbättrar oljeförträngningsfronten, vilket är avgörande för att maximera produktionen med kemiskt förbättrade oljeutvinningstekniker. Forskning bekräftar att det är avgörande att bibehålla förhöjd polyakrylamidviskositet för effektiv svepning och framgångsrika fälttillämpningar vid polymeröversvämning med förbättrad oljeutvinning.
2. Vilka är de viktigaste faktorerna som påverkar polymerlösningens viskositet under EOR-operationer?
Flera drifts- och reservoarrelaterade faktorer påverkar polymerlösningens viskositet:
- Salthalt:Förhöjd salthalt, särskilt med tvåvärda katjoner som kalcium och magnesium, kan minska polyakrylamidens viskositet. Lösningar måste formuleras så att de förblir stabila under reservoarvattenförhållanden.
- Temperatur:Högre reservoartemperaturer minskar vanligtvis lösningens viskositet och kan påskynda polymernedbrytning. Termiskt stabila polymerer eller tillsatser kan behövas för djuphavs- eller högtemperaturfält.
- Skjuvhastighet:Skjuvning från pumpar, rör eller porösa medier kan orsaka viskositetsförlust via mekanisk nedbrytning. Skjuvningsförtunnande polymerer är att föredra på grund av deras motståndskraft i höghastighetszoner.
- Polymerkoncentration:Ökad polymerkoncentration ökar lösningens viskositet, vilket förbättrar svepningen men kan öka injektionsutmaningarna eller kostnaden.
- Föroreningar:Närvaron av olja, suspenderade ämnen och mikroorganismer kan bryta ner polymeren och minska viskositeten.
Integrering av nanopartiklar som tillsatser (t.ex. SiO₂) har visat lovande resultat när det gäller att förbättra viskositet och stabilitet, särskilt under hårda salthalts- och temperaturförhållanden, men aggregeringsrisker måste hanteras.
3. Hur förbättrar inline-viskositetsmätning effektiviteten vid polymeröversvämning?
Inline-viskositetsmätning ger kontinuerliga realtidsdata om polymerlösningen medan den bereds och injiceras. Detta erbjuder flera fördelar:
- Omedelbar återkoppling:Operatörer kan omedelbart upptäcka viskositetsförändringar och göra justeringar av polymerkoncentration eller injektionsparametrar under arbetets gång.
- Kvalitetssäkring:Säkerställer att varje polymerbatch uppfyller målviskositeten, bibehåller processkonsekvens och minskar avfall.
- Operativ effektivitet:Minimerar driftstopp, eftersom avvikelser inte behöver vänta på långsamma laboratorieresultat. Realtidskontroll stöder automatisering, vilket minskar arbetskostnader och förbättrar EOR-projektens ekonomi.
- Optimering av svepeffektivitet:Genom att bibehålla optimal viskositet under hela injektionen maximerar inline-mätning svepeffektiviteten och oljeförträngningseffektiviteten, särskilt i krävande djuphavsmiljöer för olja och gas.
4. Vilka typer av instrument används för mätning av oljeviskositet under EOR?
Flera typer av utrustning för oljeviskositetstestning används vid förbättrade oljeåtervinningsoperationer:
- Inline-viskosimetrar:Ger kontinuerlig mätning i realtid direkt i processflödet. De är robusta och lämpliga för integration i automatiserade styrsystem.
- Rotationsviskosimetrar:Apparater som Fann-35 eller reometrar använder en roterande spindel för att mäta vätskeviskositet. Dessa är vanliga för både laboratorie- och batchprovtagning på plats.
- Marsh-trattar och vibrerande trådviskosimetrar:Enkla, bärbara fältinstrument som erbjuder snabba, om än mindre exakta, viskositetsbedömningar.
- Högpresterande testning:Avancerade instrument för mätning av oljeviskositet med maskininlärningsprediktion, matematisk modellering eller temperatur-/tryckkompensation används alltmer, särskilt inom digital oljefältsutveckling och för kontinuerlig polymeröversvämningsoperationer.
Instrumentvalet balanserar behovet av noggrannhet, fälttålighet, kostnad och dataintegration i verksamheten.
5. Hur bidrar optimering av svepeffektivitet till oljeutvinning i djuphavsfält?
Svepeffektivitet avser den andel av oljereservoaren som kommer i kontakt med och förflyttas av de injicerade vätskorna. Vid utveckling av olje- och gasfält på djuphav minskar heterogenitet, höga mobilitetsförhållanden och kanalisering svepeffektiviteten och lämnar betydande mängder olja som passerar förbi.
Optimering av svepeffektiviteten genom viskositetshantering säkerställer:
- Bredare kontakt:En mer viskös polymerlösning sprider översvämningsfronten, vilket minskar kanalisering och fingerbildning.
- Mindre förbipasserad olja:Förbättrad överensstämmelse säkerställer att tidigare osopade zoner kommer i kontakt med de injicerade vätskorna.
- Förbättrad återhämtningsfaktor:Mer effektiv förträngning leder till högre kumulativ oljeproduktion.
Publiceringstid: 7 november 2025
