Ключевые слова: ПАВ-полимерные композиции, нанодобавки, повышение нефтеотдачи, полимерные растворы, керн, заводнение.
В настоящее время на части месторождений нашей страны применяются третичные методы увеличения нефтеотдачи. Одним из этих методов является химический метод, подразумевающий заводнения пласта при помощи растворов поверхностно-активных веществ (ПАВ), полимеров и их композиций, а также других жидкостей. Принцип действия таких вытесняющих агентов заключается в изменении межфазного натяжения и смачиваемости горной породы, охвате более широкого фронта заводнения за счёт изменения реологии таких жидкостей.
Однако у таких жидкостей при контакте с пластовыми флюидами возникает ряд проблем связанных с адсорбцией ПАВ на поверхности [1], разрушением цепочки полимера и других, связанных с их термоустойчивостью. В связи с чем, в последнее время появляется много работ, связанных с повышением устойчивости вытесняющих жидкостей путём модификации их свойств за счёт добавления наночастиц [2-3]. Так, например, в работе [4] использовались растворы ПАВ, модифицированные наночастицами оксида кальция. Использования таких растворов позволило повысить совокупную нефтеотдачу с 69% до 76%, и снизить адсорбцию ПАВ на 33%. Положительные эффекты от добавки наночастиц в растворы ПАВ также отмечены в работах [5,6].
В работах [7-10] исследовалось возможность модификации полимерных составов различными наночастицами. В работе [10] полимерные наножидкости продемонстрировали лучшее реологическое поведение по сравнению с чистым полимером ксантановой камеди. Добавка наночастиц 0,5 масс.% в 0,5 масс.% полимерный раствор снизила межфазное натяжение и увеличили прирост нефтеотдачи после заводнения водой более чем на 25%.
Представленные выше данные литературного обзора показывают эффективность применения модифицированных наночастицами растворов ПАВ, полимеров и ПАВ-полимерных композиций.
Целью данной работы является исследование возможности применения ПАВ-полимерных композиций модифицированных наночастицами для повышения нефтеотдчи пласта.
Задачами данного исследования является определения физико-химических свойств разработанных растворов и определение возможности применения разработанных растворов для повышения нефтеотдачи на образцах кернового материала.
Методы
Зависимости реологических (вязкость, напряжение сдвига) характеристик были получены на ротационном вискозиметре DV2T (Brookfield, США). Для определения коллоидной устойчивости полимерных растворов с нанодобавками использовался анализатор устойчивости MultiScan MS 20 (DataPhysics, Германия). Принцип работы анализатора устойчивости основан на методе определения пропускания и обратного рассеяния монохромного излучения ближней инфракрасной области спектра, что позволяет проводить анализ систем с различной концентрацией дисперсной фазы, проводить сканирование по всей высоте образца. Данный прибор позволяет проводить расчёт скорости седиментации и расслоения коллоидных систем.
Измерение краевого угла смачивания (КУС) и межфазного натяжения проводилось с помощью автоматического тензиометра IFT-820-Р. КУС измерялся методом плененного пузырька (капля нефти под поверхностью породы в жидкости) [11]. Межфазное натяжение на границе «суспензия — нефть» определялось методом висящей капли [12] по геометрическим параметрам капли нефти в суспензии. Более подробное описание прибора и методов определения характеристик подробно описано в статье [13]. Лабораторные фильтрационные исследования разработанных нефтевытесняющих флюидов на основе ПАВ-полимерных композиций, модифицированных добавлением наночастиц проведены на фильтрационной установке UFS-200. Методика проведения фильтрационных экспериментов с наносуспензиями основана на [14]. Настоящий стандарт распространяется на нефтесодержащие породы и устанавливает метод определения коэффициента вытеснения нефти в лабораторных условиях. Порядок проведения эксперимента на образцах керна по определению эффективности вытеснения нефти разработанными нефтевытесняющими флюидами на основе ПАВ-полимерных композиций, модифицированных добавлением наночастиц заключался в следующем. Составной образец насыщался нефтью, после этого производилось оценка нефтенасышенности образцов, далее через образцы прокачивались вытесняющие агенты, вытесненная жидкость собиралась в мерные пробирки, и определялся объём вытесненной нефти в зависимости от прокаченного порового объёма и коэффициент вытеснения.
Результаты
Было установлено, что добавка наночастиц SiO2 улучшает устойчивость полимерного раствора. Заметное, примерно в 2 раза, снижение индекса стабильности наблюдалось при концентрации наночастиц более 0,25% в полимерном растворе. Водные растворы ПАА демонстрируют псевдопластичное поведение.
Проведены фильтрационные исследования по изучению эффективности применения комплексных растворов полимеров и ПАВ модифицированых наночастицами в качестве вытесняющих агентов (рис. 1). Исследования проводились на образцах нефти с вязкостью 67 мПа‧с.
Рассмотрены 0,05% полиакриламидный (марка 2540, молекулярная масса 10,5МДа) раствор (далее ПАА), 0,05% раствор ПАВ AES (Лауретсульфат натрия 70 % (Tainolin, AES-70-2NC)), комплексный раствор ПАА полиакриламида 2540 с концентрацией 0,05 масс.% и базового раствора ПАВ AES с концентрацией 0,05 масс.%, модифицированный наночастицами SiO2 со средним размером 10 нм (ООО РусСилика, Дзержинск). Анализ результатов фильтрационных экспериментов показал, что использование растворов полимера ПАА даёт более значительное повышение коэффициента вытеснения нефти по сравнению с вытеснением растворами ПАВ. Показано, что комбинация полимера и ПАВ позволяет получить прирост коэффициента вытеснения нефти на 21,7 %, по сравнению с водой, что выше, чем прирост отдельно от использования полимера (19,2%) или ПАВ (10,5%). Модификация комплексных растворов наночастицами также даёт дополнительное повышение нефтеотдачи.
Заключение
Было показано, что имеет место синергетический эффект от совместного действия ПАВ и нанодобавок на величину коэффициента вытеснения нефти. Модификация комплексных растворов наночастицами также дает дополнительное повышение. Результаты данного исследования подтверждают возможность использования разработанных растворов в качестве вытесняющих агентов с целью повышения нефтеотдачи пласта.
Исследование выполнено за счёт гранта Российского научного фонда № 23-79-30022, https://rscf.ru/project/23-79-30022/.
Литература
1. Saxena N., Kumar A., Mandal A. Adsorption analysis of natural anionic surfactant for enhanced oil recovery: The role of mineralogy, salinity, alkalinity and nanoparticles // Journal of Petroleum Science and Engineering. — 2018. — V.173. — №1. — P.1264–1283.
2. Hou J., Du J., Sui H., Sun L. A review on the application of nanofluids in enhanced oil recovery // Frontiers of Chemical Science and Engineering. — 2022. — V. 16. — №8. — P.1165–1197.
3. Pan Y., Zhang C., Yang S., Liu Y., Muhammad A. Research progress and prospect of silica-based polymer nanofluids in enhanced oil recovery// Nanotechnology Reviews. — 2023. — V. 12. — P. 20220530.
4. Kesarwani H., Khan F., Tandon A., Azin R., Osfouri S., Sharma S. Performance Improvement of the Surfactant Polymer Flooding Using Bio Synthesized Calcium Carbonate Nanoparticles: An Experimental Approach // Arabian Journal for Science and Engineering. — 2022. — V. 47. — I. 9, — P.11775-11792.
5. Rattanaudom P., Alimin A.A., Shiau B.-J. B. Experimental investigation of hydrophobic and hydrophilic silica nanoparticles on extended surfactant properties: Micro-emulsion, viscosity, and adsorption behaviors // Geoenergy Science and Engineering. — 2023. — V.223. — P.211582.
6. Almahfood M, Bai B. The synergistic effects of nanoparticle-surfactant nanofluids in EOR applications // Journal of Petroleum Science and Engineering. — 2018. — V.171. — P.196–210.
7. Bila A., Torsæter O., Experimental Investigation of Polymer-Coated Silica Nanoparticles for EOR under Harsh Reservoir Conditions of High Temperature and Salinity // Nanomaterials. — 2021. — V.11. — 765.
8. Ahmadi Y., Ayari M. A., Olfati M., Hosseini S. H., Khandakar A., Vaferi B., Olazar M., Application of green polymeric nanocomposites for enhanced oil recovery by spontaneous imbibition from carbonate reservoirs // Polymers. — 2023. — V.15. — №14. — P.3064
9. Afeez O. Gbadamosi, Radzuan Junin, Muhammad A. Manan, Nurudeen Yekeen & Agi Augustine Hybrid suspension of polymer and nanoparticles for enhanced oil recovery // Polymer Bulletin. — 2019. — V. 76, — P. 6193–6230
10. Gbadamosi A., Yusuff A., Agi A., Muruga P., Junin R., Jeffrey O. Mechanistic study of nanoparticles-assisted xanthan gum polymer flooding for enhanced oil recovery: a comparative study // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. — 2022. — V. 12. — P. 207–213.
11. Minakov A. V., Pryazhnikov M. I., Suleymana Y. N., Meshkova V. D., Guzei D. Experimental study of nanoparticle size and material effect on the oil wettability characteristics of various rock types // Journal of Molecular Liquids. 2020. — V. 327. — No. 114906
12. Адамсон А. 1979. Физическая химия поверхностей. М.: Мир. 568 с.
13. Жигарев В. А., Минаков А. В., Гузей Д. В., Пряжников М. И. Исследование процессов довытеснения нефти наносуспензией оксида кремния из модельного керна // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. — 2024. — Т.10. — № 1(37). — С. 72–87.
14. ОСТ 39-195-86. 1987. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях.
