Вестник ТюмГУ. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика.


Выпуск:

2019. Том 5. №4 (20)

Название: 
Интенсификация теплообмена при неполной гидрофобизации нефтяных коллекторов


Для цитирования: Салихов Р. Ш. Интенсификация теплообмена при неполной гидрофобизации нефтяных коллекторов / Р. Ш. Салихов, Р. Ф. Мазитов, Ю. В. Пахаруков // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2019. Том 5. № 4 (20). С. 58-78. DOI: 10.21684/2411-7978-2019-5-4-58-78

Об авторах:

Салихов Рустам Шафкатович, соискатель, кафедра прикладной и технической физики, Тюменский государственный университет; salihov.r.sh@gmail.com

Мазитов Руслан Фаритович, соискатель, кафедра прикладной и технической физики, Тюменский государственный университет; mazitovruslanfaritovich@yandex.ru

Пахаруков Юрий Вавилович, доктор физико-математических наук, профессор, кафедра прикладной и технической физики, Тюменский государственный университет; pacharukovyu@yandex.ru

Аннотация:

Для добычи высоковязкой нефти широко применяются тепловые методы увеличения нефтеотдачи пластов с комбинированием закачки поверхностно-активных веществ (ПАВ). Применение таких методов получило широкое распространение. Тепловое воздействие позволяет повысить подвижность углеводородов. Ограничивающим фактором повышения эффективности этого метода являются тепловые потери закачиваемого агента (воды, пара), а также термодеструкция молекул ПАВ. В работе приведены оценки влияния добавления наночастиц в водный раствор ПАВ на характеристики теплопереноса. В статье авторами рассматривается теоретическая возможность увеличения интенсивности теплообмена между нефтяным коллектором и закачиваемым агентом за счет добавления наночастиц, а также возможность увеличения термостабильности ПАВ при воздействии высоких температур.
По результатам проведенных лабораторных экспериментов по изучению структуры адсорбционных слоев ПАВ на поверхности твердого тела установлена зависимость структуры адсорбционных слоев от концентрации ПАВ в растворе. Согласно разработанной математической модели, периодическое адсорбционное поле будет приводить к повышению коэффициента теплопередачи за счет повышения числа Нуссельта, что позволит увеличить эффективность применения тепловых методов повышения неф­теотдачи пласта.

Список литературы:

  1. Алимханов Р. Т. Периодическая адсорбция гидрофобных частиц на стенках капилляров в процессе фильтрации / Р. Т. Алимханов, В. Н. Осташков, Ю. В. Пахаруков, Р. Ш. Салихов // Естественные и технические науки. 2012. № 1 (57). С. 169-172.

  2. Алимханов Р. Т. Эффект ускорения переноса нефтяных капель при периодической гидрофобизации капилляров / Р. Т. Алимханов, Ю. В. Пахаруков, Р. Ш. Салихов // Естественные и технические науки. 2012. № 1 (57). С. 173-175.

  3. Анискин В. М. Экспериментальное изучение теплоотдачи наножидкости в микроканале / В. М. Анискин, В. Я. Рудяк // Вестник Новосибирского государственного университета. Серия: Физика. 2016. Том 11. № 2. С. 5-11.

  4. Виноградова О. И. Гидродинамическое взаимодействие гидрофобного и гидрофильного тел / О. И. Вингорадова // Коллоидный журнал. 1994. Том 56. № 1. С. 39-44.

  5. Гузей Д. В. Измерение коэффициента теплоотдачи наножидкости на основе оксида меди в цилиндрическом канале / Д. В. Гузей, А. В. Минаков, В. Я. Рудяк, А. А. Дектерев // Письма в Журнал технической физики. 2014. Том 40. № 5. С. 34-42.

  6. Дмитриев А. С. Введение в нанотеплофизику / А. С. Дмитриев. М.: БИНОМ. Лаборатория знаний, 2015. 790 с.

  7. Должикова В. Д. О строении адсорбционного слоя ПАВ на границе раствор — твердое тело / В. Д. Должикова, Б. Д. Сумм // Вестник Московского университета. Серия 2. Химия. 1998. Том 39. № 6. С. 408-412.

  8. Исаченко В. П. Теплопередача / В. П. Исаченко, В. А. Осипова. А. С. Сукомел. М.: Энергоиздат, 1981. 416 с.

  9. Конесев С. Г. Эффективная электротермическая система парового воздействия на пласт с вязкой, высоковязкой и битуминозной нефтью / С. Г. Конесев, П. А. Хлюпин, Э. Ю. Кондратьев, Е. А. Безряднова // Нефтегазовое дело. 2017. Том 15. № 1. С. 80-84.

  10. Салихов Р. Ш. Исследование структуры адсорбционного слоя гидрофобных частиц на поверхности твердого тела и его влияния на фильтрацию нефти в пористой среде / Р. Ш. Салихов, Ю. В. Пахаруков // Нефтяное хозяйство. 2015. № 5. С. 74-77.

  11. Сергеева И. П. Структура и свойства адсорбционных слоев катионных полиэлектролитов на отрицательно заряженной поверхности / И. П. Сергеева, Т. Б. Ермакова // Структура и динамика молекулярных систем: сборник статей IX Всероссийской конференции. Яльчики, 2000. Том 1. С. 184-187.

  12. Старов В. М. Смачивающие пленки на локально-гетерогенных поверхностях. Гидрофильная поверхность с гидрофобными включениями / В. М. Старов, Н. В. Чураев // Коллоидный журнал. 1998. Том 60. № 6. С. 831-835.

  13. Суртаев А. С. Нанотехнологии в теплофизике: теплообмен и кризисные явления при кипении / А. С. Суртаев, В. С. Сердюков, А. Н. Павленко // Российские нанотехнологии. 2016. Том 11. № 11-12. С. 18-32.

  14. Хлюпин П. А. Индукционная нагревательная система для нефтепроводов: дис. … канд. техн. наук / П. А. Хлюпин. Уфа, 2015. 194 с.

  15. Adamson A. W. Physical Chemistry of Surfaces / A. W. Adamson, A. P. Gast. 6th edition. John Wiley and Sons, 1997. 808 p.

  16. Al-Farsi H. Application of nanoparticles to improve the performance of microwave assisted gravity drainage (MWAGD) as a thermal oil recovery method / H. Al-Farsi, P. Pourafshary, R. S. Al-Maamari / SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia (21-23 March, Muscat, Oman). 2016. Article № SPE-179764-MS. DOI: 10.2118/179764-MS

  17. Alomair O. Experimental study for enhancing heavy oil recovery by nanofluid followed by steam flooding NFSF / O. Alomair, A. Alajmi // SPE Heavy Oil Conference and Exhibition (6-8 December, Kuwait City, Kuwait). 2016. Article № SPE-184117-MS. DOI: 10.2118/184117-MS

  18. Bayestehparvin B. Use of solvents with steam — state-of-the-art and limitations / B. Bayestehparvin, S. M. Farouq Ali, J. Abedi // SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia (21-23 March, Muscat, Oman). 2016. Article № SPE-179829-MS. DOI: 10.2118/179829-MS

  19. Caldelas F. M. Experimental Parameter Analysis of Nanoparticle Retention in Porous Media: M. Sc. thesis / F. M. Caldelas. Austin: The University of Texas, 2010.

  20. Chen C. Using carbonaceous nanoparticles as surfactant carrier in enhanced oil recovery: a laboratory study / C. Chen, S. Wang, M. J. Kadhum, J. H. Harwell, B.-J. Shiau // Fuel. 2018. Vol. 222. Pp. 561-568. DOI: 10.1016/j.fuel.2018.03.002

  21. Chengara A. Spreading of nanofluids driven by the structural disjoining pressure gradient / A. Chengara, A. D. Nikolov, D. T. Wasan, A. Trokhymchuk, D. Henderson // Journal of Colloid and Interface Science. 2004. Vol. 280. № 1. Pp. 192-201. DOI: 10.1016/j.jcis.2004.07.005

  22. El-Diasty A. I. Understanding the mechanism of nanoparticles applications in enhanced oil recovery / A. I. El-Diasty, A. M. Aly // SPE North Africa Technical Conference and Exhibition (14-16 September, Cairo, Egypt). 2015. Article № SPE-175806-MS. DOI: 10.2118/175806-MS

  23. Franco C. A. Heavy oil upgrading and enhanced recovery in a continuous steam injection process assisted by nanoparticulated catalysts / C. A. Franco, L. Cardona, S. H. Lopera, J. M. Mejía, F. B. Cortés // SPE Improved Oil Recovery Conference (11-13 April, Tulsa, Oklahoma, USA). 2016. Article № SPE-179699-MS. DOI: 10.2118/179699-MS

  24. Ganvir R. B. Heat transfer characteristics in nanofluid — a review / R. B. Ganvir, P. V. Walke, V. M. Kriplani // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2017. Vol. 75. Pp. 451-460. DOI: 10.1016/j.rser.2016.11.010

  25. Hashemi R. Nanoparticle technology for heavy oil in-situ upgrading and recovery enhancement: opportunities and challenges / R. Hashemi, N. N. Nassar, P. P. Almao // Applied Energy. 2014. Vol. 133. Pp. 374-387. DOI: 10.1016/j.apenergy.2014.07.069

  26. Hendraningrat L. Effect of some parameters influencing enhanced oil recovery process using silica nanoparticles: an experimental investigation / L. Hendraningrat, S. Li, O. Torsater // SPE Reservoir Characterization and Simulation Conference and Exhibition (16-18 September, Abu Dhabi, UAE). 2013. Article № SPE-165955-MS. DOI: 10.2118/165955-MS

  27. Hendraningrat L. Enhancing oil recovery of low-permeability Berea sandstone through optimised nanofluids concentration / L. Hendraningrat, S. Li, O. Torsaeter // SPE Enhanced Oil Recovery Conference (2-4 July, Kuala Lumpur, Malaysia). 2013. Article № SPE-165283-MS. DOI: 10.2118/165283-MS

  28. Hoxha B. B. How do nanoparticles stabilize shale? / B. B. Hoxha, E. van Oort, H. Daigle // SPE International Conference on Oilfield Chemistry (3-5 April, Montgomery, Texas, USA). 2017. Article № SPE-184574-MS. DOI: 10.2118/184574-MS

  29. Kanj M. Y. Nanofluid Coreflood Experiments in the ARAB-D / M. Y. Kanj, J. J. Funk, Z. Al-Yousif // SPE Saudi Arabia Section Technical Symposium (9-11 May, Al-Khobar, Saudi Arabia). 2009. Article № SPE-126161-MS. DOI: 10.2118/126161-MS

  30. Karimipour A. New correlation for Nusselt number of nanofluid with Ag/Al2O3/Cu nanoparticles in a microchannel considering slip velocity and temperature jump by using lattice Boltzmann method / A. Karimipour // International Journal of Thermal Sciences. 2015. Vol. 91. Pp. 146-156. DOI: 10.1016/j.ijthermalsci.2015.01.015

  31. Karimipour A. The effects of different nano particles of Al2O3 and Ag on the MHD nano fluid flow and heat transfer in a microchannel including slip velocity and temperature jump / A. Karimipour, A. D’Orazio, M. S. Shadloo // Physica E: Low-Dimensional Systems and Nanostructures. 2016. Vol. 86. Pp. 146-153. DOI: 10.1016/j.physe.2016.10.015

  32. Li W. Experimental investigation of solvent co-injection in vapor and liquid phase to enhance SAGD performance / W. Li, D. D. Mamora // SPE Annual Technical Conference and Exhibition (19-22 September, Florence, Italy). 2010. Article № SPE-133277-MS. DOI: 10.2118/133277-MS

  33. Lyklema J. Fundamentals of interface and colloid science. Vol. IV / J. Lyklema. Academic Press, 2005. 692 p.

  34. McElfresh P. M. Application of nanofluid technology to improve recovery in oil and gas wells / P. M. McElfresh, D. L. Holcomb, D. Ector // SPE International Oilfield Nanotechnology Conference and Exhibition (12-14 June, Noordwijk, The Netherlands). 2012. Article № SPE-154827-MS. DOI: 10.2118/154827-MS

  35. Miah M. I. Modeling of temperature distribution and oil displacement during thermal recovery in porous media: a critical review / M. I. Miah, M. A. Elhaj, S. Ahmed, M. E. Hossain // Fuel. 2018. Vol. 226. Pp. 423-440. DOI: 10.1016/j.fuel.2018.04.018

  36. Murphy M. J. Experimental Analysis of Electrostatic and Hydrodynamic Forces Affecting Nanoparticle Retention in Porous Media: M. Sc. thesis / M. J. Murphy. Austin: The University of Texas, 2012.

  37. Mustin B. Deposition of particles from polydisperse suspensions in microfluidic systems / B. Mustin, B. Stoeber // Microfluid Nanofluid. 2010. Vol. 9. Pp. 905-913. DOI: 10.1007/s10404-010-0613-4

  38. Pang Zh. An investigation on propagation mechanisms of steam chamber during expanding solvent SAGP ES-SAGP in thin heavy oil reservoirs / Zh. Pang, L. Wang, X. Lv, Y. Liu, G. Wu, T. Wei // SPE Annual Technical Conference and Exhibition (26-28 September, Dubai, UAE). 2016. Article № SPE-181331-MS. DOI: 10.2118/181331-MS

  39. Saien J. Simultaneous adsorption of CTAB surfactant and magnetite nanoparticles on the interfacial tension of n-hexane — water / J. Saien, A. M. Gorji // Journal of Molecular Liquids. 2017. Vol. 242. Pp. 1027-1034. DOI: 10.1016/j.molliq.2017.07.115

  40. Saien J. The study of interfacial tension of kerosene-water under influence of CTAB surfactant and different size silica nanoparticles / J. Saien, V. Fadaei // Journal of Molecular Liquids. 2018. Vol. 255. Pp. 439-446. DOI: 10.1016/j.molliq.2018.01.120

  41. Sajadifar S. A. Fluid flow and heat transfer of non-Newtonian nanofluid in a microtube considering slip velocity and temperature jump boundary conditions / S. A. Sajadifar, A. Karimipour, D. Toghraie // European Journal of Mechanics, B/Fluids. 2017. Vol. 61. Pp. 25-32. DOI: 10.1016/j.euromechflu.2016.09.014

  42. Ting T. W. Entropy generation of viscous dissipative nanofluid flow in thermal non-equilibrium porous media embedded in microchannels / T. W. Ting, Y. M. Hung, N. Guo // International Journal of Heat and Mass Transfer. 2015. Vol. 81. Pp. 862-877. DOI: 10.1016/j.ijheatmasstransfer.2014.11.006

  43. Wang K. Research of improving water injection effect by using active SiO2 nano-powder in the low-permeability oilfield / K. Wang, S. Liang, C. Wang // Advanced Materials Research. 2009. Vol. 92. Pp. 207-212. DOI: 10.4028/www.scientific.net/AMR.92.207

  44. Xuan Y. Conceptions for heat transfer correlation of nanofluids / Y. Xuan, W. Roetzel // International Journal of Heat and Mass Transfer. 2000. Vol. 43. № 19. Pp. 3701-3707. DOI: 10.1016/S0017-9310(99)00369-5

  45. Yang Y.-T. Numerical study of flow and heat transfer characteristics of alumina-water nanofluids in a microchannel using the lattice Boltzmann method / Y.-T. Yang, F.-H. Lai // International Communications in Heat and Mass Transfer. 2011. Vol. 38. № 5. Pp. 607-614. DOI: 10.1016/j.icheatmasstransfer.2011.03.010

  46. Yu D. Analytic solutions of the friction factor and the Nusselt number for the low-Reynolds number flow between two wavy plate fins / D. Yu, W. Jeon, S. J. Kim // International Journal of Heat and Mass Transfer. 2017. Vol. 115. Pp. 307-316. DOI: 10.1016/j.ijheatmasstransfer.2017.08.025

  47. Zerradi H. New Nusselt number correlations to predict the thermal conductivity of nanofluids / H. Zerradi, S. Ouaskit, A. Dezairi, H. Loulijat, S. Mizani // Advanced Powder Technology. 2014. Vol. 25. № 3. Pp. 1124-1131. DOI: 10.1016/j.apt.2014.02.020