Исследование процессов довытеснения нефти наносуспензией оксида кремния из модельного керна

Об авторах:

Жигарев Владимир Алексеевич, старший преподаватель кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, Институт нефти и газа, Сибирский федеральный университет, Красноярск, Россия
vzhigarev@sfu-kras.ru, https://orcid.org/0000-0001-5905-6365

Минаков Андрей Викторович, доктор физико-математических наук, директор Института инженерной физики и радиоэлектроники, Сибирский федеральный университет, Красноярск, Россия
aminakov@sfu-kras.ru, https://orcid.org/0000-0003-1956-5506

Гузей Дмитрий Викторович, кандидат физико-математических наук, старший научный сотрудник, Сибирский федеральный университет, Красноярск, Россия
dguzey@sfu-kras.ru, https://orcid.org/0000-0003-2226-1837

Пряжников Максим Иванович, научный сотрудник, Сибирский федеральный университет, Красноярск, Россия
mpryazhnikov@sfu-kras.ru, https://orcid.org/0000-0001-9143-7950

Аннотация:

Альтернативой химическим методам повышения нефтеотдачи является использование наносуспензий при заводнении пласта. В данной работе показана эффективность применения наносуспензий в качестве агента довытеснения после базового (вода). Проведены фильтрационные испытания по довытеснению нефти из модельных образцов горной породы. Использовались суспензии сферических наночастиц оксида кремния (SiO2), массовая концентрация которых варьировалась от 0,01 до 0,25%масс, а их размер — от 10 до 35 нм. Проницаемость модельного керна составляла 50 мД. Выполнено экспериментальное измерение межфазного натяжения и краевого угла смачивания. Показано, что с повышением концентрации наночастиц, так же как и при фиксированном ее значении (0,1%) с увеличением размера наночастиц, межфазное натяжение «нефть — суспензия» снижается. Установлено, что при использовании суспензий краевой угол смачивания горной породы нефтью значительно меняется. В результате фильтрационных испытаний получены зависимости коэффициента вытеснения нефти от концентрации и размера наночастиц. Показано, что после фильтрации наносуспензий можно извлечь дополнительный объем нефти.

Список литературы:

Адамсон А. 1979. Физическая химия поверхностей. М.: Мир. 568 с.

ОСТ 39-161-83. 1984. Нефть. Метод лабораторного определения абсолютной проницаемости коллекторов нефти и газа и вмещающих их пород. https://files.stroyinf.ru/Data2/1/4293802/4293802152.pdf (дата обращения: 07.08.2023).

ОСТ 39-195-86. 1987. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. https://files.stroyinf.ru/Data2/1/4293836/4293836586.htm (дата обращения: 07.08.2023).

Пахаруков Ю. В., Шабиев Ф. К., Сафаргалиев Р. Ф., Ездин Б. С., Каляда В. В. 2020. Использование нанофлюидов на основе углеродных наночастиц для вытеснения нефти из модели пористой среды / // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. Том 6. № 4 (24). С. 141–157. https://doi.org/10.21684/2411-7978-2020-6-4-141-157

Пряжников М. И., Скоробогатова А. Д., Немцев И. В., Минаков А. В. 2023. Коллоидная стабильность и вязкость концентрированных водных силиказолей // Журнал Сибирского федерального университета. Химия. Том 16. № 3. С. 447–458.

Сургучев М. Л. 1985. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра. 309 с.

Cheraghian G., Hendraningrat L. 2016. A review on applications of nanotechnology in the enhanced oil recovery, part B: Effects of nanoparticles on flooding // International Nano Letters. Vol. 6. No. 1. Pp. 1–10. https://doi.org/10.1007/s40089-015-0170-7

Druetta P., Picchioni F. 2019. Polymer and nanoparticles flooding as a new method for Enhanced Oil Recovery // Journal of Petroleum Science and Engineering. Vol. 177. Pp. 479–495. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.02.070

El Shafey A. M. 2017. Effect of nanoparticles and polymer nanoparticles implementation on chemical flooding, wettability and interfacial tension for the enhanced oil recovery processes // African Journal of Engineering Research. Vol. 5. No. 3. Pp. 35–53. https://doi.org/10.30918/AJER.53.17.019

Katende A., Sagala F. 2019. A critical review of low salinity water flooding: Mechanism, laboratory and field application // Journal of Molecular Liquids. Vol. 278. Pp. 627–649. https://doi.org/10.1016/j.molliq.2019.01.037

Li S., Torsaeter O., Lau H. C., Hadia N. J., Stubbs L. P. 2019. The impact of nanoparticle adsorption on transport and wettability alteration in water-wet berea sandstone: An experimental study // Frontiers in Physics. Vol. 7. Article 74. https://doi.org/10.3389/fphy.2019.00074

Minakov A. V., Pryazhnikov M. I., Suleymana Ya. N., Meshkova V. D., Guzei D. V. 2020. Experi­mental study of nanoparticle size and material effect on the oil wettability characteristics of various rock types // Journal of Molecular Liquids. Vol. 327. Article 114906. https://doi.org/10.1016/j.molliq.2020.114906

Moslan M. S., Sulaiman W. R. W., Ismail A. R., Jaafar M. Z. 2017. Applications of aluminium oxide and zirconium oxide nanoparticles in altering dolomite rock wettability using different dispersing medium // Chemical Engineering Transaction. Vol. 56. Pp. 1339–1344. https://doi.org/10.3303/CET1756224

Nasr M. S., Esmaeilnezhad E., Choi H. J. 2021а. Effect of carbon-based and metal-based nanoparticles on enhanced oil recovery: A review // Journal of Molecular Liquids. Vol. 338. Article 116903. https://doi.org/10.1016/j.molliq.2021.116903

Nasr M. S., Esmaeilnezhad E., Choi H. J. 2021б. Effect of silicon-based nanoparticles on enhanced oil recovery: Review // Journal of the Taiwan Institute of Chemical Engineers. Vol. 122. Pp. 241–259. https://doi.org/10.1016/j.jtice.2021.04.047

Negi G. S., Anirbid S., Sivakumar P. 2021. Applications of silica and titanium dioxide nanoparticles in enhanced oil recovery: Promises and challenges // Petroleum Research. Vol. 6. No. 3. Pp. 224–246. https://doi.org/10.1016/j.ptlrs.2021.03.001

Rayhani M., Simjoo M., Chahardowli M. 2020. Insights into effects of water chemistry on the sandstone wetting characteristics // Journal of Petroleum Science and Engineering. Vol. 195. Article 107929. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107929

Rezvani H., Panahpoori D., Riazi M., Parsaei R., Tabaei M., Cortés F. B. 2020. A novel foam formulation by Al₂O₃/SiO₂ nanoparticles for EOR applications: A mechanistic study // Journal of Molecular Liquids. Vol. 304. Article 112730. https://doi.org/10.1016/j.molliq.2020.112730

Sobhani A., Dehkordi M. G. 2019. The effect of nanoparticles on spontaneous imbibition of brine into initially oil-wet sandstones // Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects. Vol. 41. No. 22. Pp. 2746–2756. https://doi.org/10.1080/15567036.2019.1568646

Udoh T. H. 2021. Improved insight on the application of nanoparticles in enhanced oil recovery process // Scientific African. Vol. 13. Article e00873. https://doi.org/10.1016/j.sciaf.2021.e00873

Wang D., Sun S., Cui K., Li H., Gong Y., Hou J., Zhang Z. 2019. Wettability alteration in low-permeability sandstone reservoirs by “SiO₂–rhamnolipid” nanofluid // Energy Fuel. Vol. 33. No. 12. Pp. 12170–12181. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.9b01930

Xie Q., Brady P. V., Pooryousefy E., Zhou D., Liu Y., Saeedi A. 2017. The low salinity effect at high temperatures // Fuel. Vol. 200. Pp. 419–426. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2017.03.088

Zaid H. M., Ahmad Latiff N. R., Yahya N. 2014. The effect of zinc oxide and aluminum oxide nanoparticles on interfacial tension and viscosity of nanofluids for enhanced oil recovery // Advanced Materials Research. Vol. 1024. Pp. 56–59. https://doi.org/10.4028/www.scientific.net/AMR.1024.56

Zhang X., Ye Q., Deng J., Zhu W., Tian W., Kuang S. 2023. Experimental study and mechanism analysis of spontaneous imbibition of surfactants in tight oil sandstone // Capillarity. Vol. 7. No. 1. Pp. 1–12. https://doi.org/10.46690/capi.2023.04.01