Физико-химические механизмы вытеснения нефти методом нанозаводнения
Еремин Н.А., Капшунова С.В.
Институт проблем нефти и газа РАН, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина
Институт проблем нефти и газа РАН, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина
В данной работе рассмотрены физико-химические механизмы вытеснения нефти водными растворами наноагентов. В статье проводится анализ данных вопросов и определяются основные направления по их решению. Наночастицы могут повышать нефтеотдачу за счет улучшения свойств закачиваемой жидкости, а именно — повышения ее вязкости, плотности, снижения поверхностного натяжения и улучшения эмульгирования. При нанозаводнении происходит изменение характеристик матрицы горной породы: в частности, в лучшую сторону изменяется ее смачиваемость и коэффициент теплопередачи. Описаны физико-химические механизмы вытеснения нефти наноагентами. Раскрыто влияние процесса адсорбции на эффективность вытеснения.
Введение
Большое количество геологических процессов происходят на нано- и микроуровне. В связи с этим растет интерес к наноагентам вытеснения нефти. Нефтегазовые нанотехнологии включают в себя нанозаводнение, нанесение нанопокрытий и создание функциональных систем на атомно-молекулярном уровне. Нефтегазовые нанотехнологии сочетают в себе элементы геологии, механики пористых сред, физики и химии с инженерными разработками, чтобы использовать возможности уникальных свойств наночастиц, проявляющихся на наноуровне [1].
Одним из практических примеров нанотехнологий является использование углеродных нанотрубок для транспортировки наноагентов непосредственно к фронту вытеснения или остаточным целикам нефти на разрабатываемых месторождениях. Углеродные нанотрубки обладают стабильной структурой и представляют собой своего рода контейнер для транспортировки наноагентов в пористом пространстве горных пород к определенному месту в пласте. Сенсорные наноагенты в углеродных нанотрубках могут служить как для мониторинга положения фронта вытеснения, так и для повышения эффективности извлечения нефти. Сенсорными наноагентами вытеснения можно управлять в низкочастотном диапазоне с поверхности — в так называемом цикле мониторинга и вытеснения [21]. Цикл мониторинга и вытеснения предполагает управление активизацией наноагента в определенной зоне пласта с фиксацией времени закачки наноагента в пласт. Физико-химические процессы, связанные с перераспределением веществ между различными частями неоднородной пластовой системы, называются сорбцией. Сорбция (от лат. sorbio — сгущать) — это изменение, как правило, увеличение концентрации компонента либо на границе раздела фаз, называемое адсорбцией, либо в объеме одной из фаз, называемое абсорбцией [2]. Твердое тело, на поверхности которого происходит адсорбция, называется адсорбентом, а адсорбируемое вещество — адсорбатом. Наноразмерные сенсоры, встроенные непосредственно в лабораторное, подземное или поверхностное нефтегазовое оборудование, позволяют мониторить процессы вытеснения, добычи и подготовки продукции. Специалисты компании «Сауди Арамко» используют наноагенты для выявления межфазных контактов, местоположения фронтов вытеснения и оконтурирования зон остаточной нефти. Стандартным методом исследования эффективности вытесняющих композиций с содержанием поверхностно-активных веществ, полимеров и наночастиц является nanocore flood эксперимент (лабораторное исследование процессов вытеснения нефти наноагентами на образцах керна или искусственных пористых сред), в процессе которого нагнетается вытесняющая жидкость в смесь «сырая нефть/порода» и фиксируется количество вытесненной нефти в зависимости от давления и температуры среды [3,4] (рис. 1).
Одним из практических примеров нанотехнологий является использование углеродных нанотрубок для транспортировки наноагентов непосредственно к фронту вытеснения или остаточным целикам нефти на разрабатываемых месторождениях. Углеродные нанотрубки обладают стабильной структурой и представляют собой своего рода контейнер для транспортировки наноагентов в пористом пространстве горных пород к определенному месту в пласте. Сенсорные наноагенты в углеродных нанотрубках могут служить как для мониторинга положения фронта вытеснения, так и для повышения эффективности извлечения нефти. Сенсорными наноагентами вытеснения можно управлять в низкочастотном диапазоне с поверхности — в так называемом цикле мониторинга и вытеснения [21]. Цикл мониторинга и вытеснения предполагает управление активизацией наноагента в определенной зоне пласта с фиксацией времени закачки наноагента в пласт. Физико-химические процессы, связанные с перераспределением веществ между различными частями неоднородной пластовой системы, называются сорбцией. Сорбция (от лат. sorbio — сгущать) — это изменение, как правило, увеличение концентрации компонента либо на границе раздела фаз, называемое адсорбцией, либо в объеме одной из фаз, называемое абсорбцией [2]. Твердое тело, на поверхности которого происходит адсорбция, называется адсорбентом, а адсорбируемое вещество — адсорбатом. Наноразмерные сенсоры, встроенные непосредственно в лабораторное, подземное или поверхностное нефтегазовое оборудование, позволяют мониторить процессы вытеснения, добычи и подготовки продукции. Специалисты компании «Сауди Арамко» используют наноагенты для выявления межфазных контактов, местоположения фронтов вытеснения и оконтурирования зон остаточной нефти. Стандартным методом исследования эффективности вытесняющих композиций с содержанием поверхностно-активных веществ, полимеров и наночастиц является nanocore flood эксперимент (лабораторное исследование процессов вытеснения нефти наноагентами на образцах керна или искусственных пористых сред), в процессе которого нагнетается вытесняющая жидкость в смесь «сырая нефть/порода» и фиксируется количество вытесненной нефти в зависимости от давления и температуры среды [3,4] (рис. 1).
Рис. 1. Принципиальная схема проведения эксперимента по вытеснению нефти наночастицами на искусственных пористых средах nanocoreflood и основные механизмы воздействия наноагентов на систему пласт/нефть
В исследовании [4] использовали микромодели прозрачного стекла с
пористостью 44 % и проницаемостью 25 Д. Было показано, что наножидкости 0,1 масс. %
позволяли снизить остаточную нефтенасыщенность. При движении наножидкости в пористой среде существуют механизмы, которые могут привести к снижению концентрации дисперсных наночастиц. Основной причиной удержания наночастиц в пористой среде является прилипание к стенкам пор и закупорка их устьев. Закупоривание поровых каналов наноагентами благоприятно сказывается на нефтеотдаче [15–17].
Был проведен ряд экспериментов, чтобы изучить, как изменяются значения поверхностного натяжения между нефтью и различными наножидкостями [22]. Закачка наночастиц в виде диоксида кремния сильно влияет на межфазное натяжение на границе раздела нефть-вода (рис. 2а).
Для выявления влияния на величину поверхностного натяжения различных видов наночастиц были проведены исследования с наножидкостями оксида кремния и оксида алюминия при разных температурах и при атмосферном давлении. Было выявлено, что наножидкость SiO2 имела более низкое значение межфазного натяжения по сравнению с наножидкостью Al2O3 (рис. 2б).
пористостью 44 % и проницаемостью 25 Д. Было показано, что наножидкости 0,1 масс. %
позволяли снизить остаточную нефтенасыщенность. При движении наножидкости в пористой среде существуют механизмы, которые могут привести к снижению концентрации дисперсных наночастиц. Основной причиной удержания наночастиц в пористой среде является прилипание к стенкам пор и закупорка их устьев. Закупоривание поровых каналов наноагентами благоприятно сказывается на нефтеотдаче [15–17].
Был проведен ряд экспериментов, чтобы изучить, как изменяются значения поверхностного натяжения между нефтью и различными наножидкостями [22]. Закачка наночастиц в виде диоксида кремния сильно влияет на межфазное натяжение на границе раздела нефть-вода (рис. 2а).
Для выявления влияния на величину поверхностного натяжения различных видов наночастиц были проведены исследования с наножидкостями оксида кремния и оксида алюминия при разных температурах и при атмосферном давлении. Было выявлено, что наножидкость SiO2 имела более низкое значение межфазного натяжения по сравнению с наножидкостью Al2O3 (рис. 2б).
Рис. 2. Межфазное натяжение:
а — между двумя жидкими фазами в присутствии и отсутствии наночастиц,
б — на границе нефть-вода при разных температурах и при атмосферном давлении
а — между двумя жидкими фазами в присутствии и отсутствии наночастиц,
б — на границе нефть-вода при разных температурах и при атмосферном давлении
Были проведены исследования по изучению характеристик смачивания породы в зависимости от различных видов наножидкостей (образец породы песчаника был преимущественно нефтенасыщенным). Графики смачиваемости для всех образцов представлены на рисунке 3а.
Рис. 3. Угол смачивания:
а — угол смачивания различных образцов дистиллированной воды, НЧ (800 ppm), ПАВ (1 500 ppm) и ПАВ+НЧ (1 500 ppm + 800 ppm),
б — влияние концентрации наночастиц диоксида кремния на угол смачивания
а — угол смачивания различных образцов дистиллированной воды, НЧ (800 ppm), ПАВ (1 500 ppm) и ПАВ+НЧ (1 500 ppm + 800 ppm),
б — влияние концентрации наночастиц диоксида кремния на угол смачивания
Дистиллированная вода уменьшила угол смачивания со 120 до 92°, что указывает на среднюю степень смачиваемости поверхности породы. Наножидкость SiO2 снизила контактный угол до 60 со 118°, указывая, что поверхность породы предпочтительно является смачиваемой водой. Раствор поверхностно-активного вещества изменил угол контакта со 105 до 17°, указывая на то, что поверхность породы преимущественно является смачиваемой водой. Значение угла контакта уменьшилось со 100,2 до 16,2° для суспензии поверхностно-активного вещества и наножидкости SiO2 (1 500 ppm + 800 ppm) [18–20].
Результаты показывают, что присутствие наночастиц SiO2 в растворе поверхностно-
активного вещества обеспечивает в целом лучшие характеристики смачиваемости. Присутствие наночастиц SiO2 может влиять на сильные физико-химические взаимодействия, которые происходят на границах раздела жидкость — твердое тело, что приводит к благоприятному изменению смачиваемости для добычи нефти. В многих исследованиях сосредоточились на выявлении диапазонов концентраций наночастиц и их влияния на изменение смачиваемости [5–7, 12]. Большинство исследований показало, что с увеличением концентрации наночастиц смачиваемость породы улучшается в результате действия сил отталкивания.
Другие же исследования, напротив, свидетельствуют о том, что чрезмерные концентрации могут привести к закупорке пор и увеличению эксплуатационных расходов [10, 20]. Поэтому предпочтительна идеальная концентрация для регулирования смачиваемости. Результаты показывают, что увеличение концентрации наночастиц приводит к последовательному снижению угла смачивания при всех температурах. Идеальная концентрация составляет 0,1 весового процента, как показано на рисунке 3б [14]. Большинство измеренных значений угла смачивания падает ниже 70°, что является убедительным доказательством того, что наночастицы могут эффективно изменять смачиваемость с гидрофобной на гидрофильную.
Результаты показывают, что присутствие наночастиц SiO2 в растворе поверхностно-
активного вещества обеспечивает в целом лучшие характеристики смачиваемости. Присутствие наночастиц SiO2 может влиять на сильные физико-химические взаимодействия, которые происходят на границах раздела жидкость — твердое тело, что приводит к благоприятному изменению смачиваемости для добычи нефти. В многих исследованиях сосредоточились на выявлении диапазонов концентраций наночастиц и их влияния на изменение смачиваемости [5–7, 12]. Большинство исследований показало, что с увеличением концентрации наночастиц смачиваемость породы улучшается в результате действия сил отталкивания.
Другие же исследования, напротив, свидетельствуют о том, что чрезмерные концентрации могут привести к закупорке пор и увеличению эксплуатационных расходов [10, 20]. Поэтому предпочтительна идеальная концентрация для регулирования смачиваемости. Результаты показывают, что увеличение концентрации наночастиц приводит к последовательному снижению угла смачивания при всех температурах. Идеальная концентрация составляет 0,1 весового процента, как показано на рисунке 3б [14]. Большинство измеренных значений угла смачивания падает ниже 70°, что является убедительным доказательством того, что наночастицы могут эффективно изменять смачиваемость с гидрофобной на гидрофильную.
Для повышения эффективности извлечения успешно использовались полимеры в качестве агента, контролирующего вязкость [8, 9]. В пластах с высокими температурами, давлениями и соленостью полимерные жидкости могут разлагаться, что снижает их вязкость и эффективность вытеснения. Использование наночастиц позволяет повысить вязкость вытесняющей жидкости без снижения стабильности. В работе [13] было исследовано влияние дисперсий наночастиц кремнезема на вытеснение нефти полимерами при различной минерализации флюидов. Добавление наночастиц кремнезема в раствор позволило повысить устойчивость и показало большую эффективность по сравнению с водным и полимерным (без наночастиц) вытеснением. Проводилось исследование, где изучали зависимость вязкости закачиваемых растворов от концентрации наночастиц (рис. 4а).
Рис. 4. Влияние наночастиц на полимерное заводнение:
а — зависимость вязкости растворов полимеров при различных соленостях и концентрациях полимера от концентрации наночастиц кремнезема, б — распределение остаточной нефти и раствора полимера в масштабе пор при полимерном заводнении с использованием полимерного раствора с концентрацией 1 000 ppm и соленостью 24 000 ppm для различных значений концентраций наночастиц кремнезема
а — зависимость вязкости растворов полимеров при различных соленостях и концентрациях полимера от концентрации наночастиц кремнезема, б — распределение остаточной нефти и раствора полимера в масштабе пор при полимерном заводнении с использованием полимерного раствора с концентрацией 1 000 ppm и соленостью 24 000 ppm для различных значений концентраций наночастиц кремнезема
Как видно из этого рисунка, результаты измерений вязкости показали, что увеличение концентрации наночастиц увеличивает вязкость раствора полиакриламида при всех соленостях и концентрациях полимера [11]. Во время каждого испытания при нанозаводнении делались микроснимки высокого разрешения, чтобы визуализировать распределение жидкости в порах и каналах. На всех этих микроснимках наблюдается увеличение эффективности межпорового перемещения за счет увеличения концентрации наночастиц. На рисунке 4б показано, что захваченная нефть максимальна по объему.
Заключение
Основными факторами, определяющими механизм нефтеотдачи при нанозаводнении, являются: изменение смачиваемости пород коллектора, уменьшение межфазного натяжения и закупоривание поровых каналов. Смачиваемость характеризуется углом смачивания, который при воздействии нанодисперсии способен измениться в более чем 2 раза. При этом основной причиной изменения угла смачивания является расклинивающее давление, которое начинает увеличиваться при внедрении наночастиц между поверхностью породы и нефтяной фазой. Снижение поверхностного натяжения приводит к уменьшению капиллярного давления в порах. Данный механизм из-за существенного изменения угла смачивания может рассматриваться как один из основных параметров, влияющих на увеличение нефтеотдачи. Снижение межфазного натяжения происходит из-за уменьшения свободной поверхностной энергии, которая зависит от площади интегрирования. Это сопровождается разделением больших капель на маленькие, что облегчает их миграцию через пористую среду. Следует отметить, что снижение межфазного натяжения по сравнению с поверхностно-активным веществом незначительное, и данный механизм не оказывает значительного влияния. Основным механизмом является закупоривание поровых каналов. Данный процесс начинается с образования конгломератов наночастиц, который со временем превращается в «пробку», забивая устье порового канала. При этом происходит перенаправление потока жидкости, тем самым вытесняя нефть из ранее незатронутых частей каналов. Использование наночастиц способствует увеличению значений капиллярного давления и извлечению нефти за счет повышения величины смачиваемости и в карбонатных коллекторах. Все описанные механизмы способствуют повышению нефтеотдачи.
Таким образом, изменение смачиваемости пород, уменьшение межфазного натяжения на границе нефть-вода, контроль коэффициента подвижности и временное закупоривание поровых каналов — основные факторы, повышающие нефтеотдачу при реализации комбинированного метода полимерного заводнения.
Смачиваемость характеризуется углом смачивания, который при воздействии наножидкости способен измениться в более чем 2 раза. При этом основной причиной изменения угла смачивания является расклинивающее давление, которое начинает увеличиваться при внедрении наночастиц между поверхностью породы и нефтяной фазой. Также снижение поверхностного натяжения приводит к уменьшению капиллярного давления в порах. Данный механизм из-за существенного изменения угла смачивания может рассматриваться как один из основных параметров влияющих на увеличение нефтеотдачи. Снижение межфазного натяжения происходит из-за уменьшения свободной поверхностной энергии, которая зависит от площади интегрирования. Это сопровождается разделением больших капель на маленькие, что облегчает их миграцию через пористую среду. Основным механизмом является log jamming — временное закупоривание поровых каналов. Данный процесс начинается с образования конгломератов наночастиц, которые со временем превращаются в «пробку», забивая устье порового канала. При этом происходит перенаправление потока жидкости, тем самым вытесняется нефть из ранее недоступных частей каналов.
Смачиваемость характеризуется углом смачивания, который при воздействии наножидкости способен измениться в более чем 2 раза. При этом основной причиной изменения угла смачивания является расклинивающее давление, которое начинает увеличиваться при внедрении наночастиц между поверхностью породы и нефтяной фазой. Также снижение поверхностного натяжения приводит к уменьшению капиллярного давления в порах. Данный механизм из-за существенного изменения угла смачивания может рассматриваться как один из основных параметров влияющих на увеличение нефтеотдачи. Снижение межфазного натяжения происходит из-за уменьшения свободной поверхностной энергии, которая зависит от площади интегрирования. Это сопровождается разделением больших капель на маленькие, что облегчает их миграцию через пористую среду. Основным механизмом является log jamming — временное закупоривание поровых каналов. Данный процесс начинается с образования конгломератов наночастиц, которые со временем превращаются в «пробку», забивая устье порового канала. При этом происходит перенаправление потока жидкости, тем самым вытесняется нефть из ранее недоступных частей каналов.
Таким образом, использование наночастиц способствует увеличению значений капиллярного давления и извлечению нефти за счет повышения величины смачиваемости и в карбонатных коллекторах. В целом нанотехнологии могут использоваться для повышения нефтеотдачи пластов. Несмотря на то что будущее нанотехнологий еще полностью не изучено, они произведут революцию в нефтяной промышленности.
1. El-Diasty A., Khattab H., Tantawy M. Application of nanofluid injection for enhanced oil recovery (EOR). Journal of University of Shanghai for Science and Technology, 2021, Vol. 28, issue 8, P. 751–755. (In Eng).
2. Bera A., Babadagli T. Status of electromagnetic heating for enhanced heavy oil/bitumen recovery and future prospects: a review. Applied Energy, 2015, Vol. 51, P. 206–226. (In Eng).
3. Emadi S., Shadizadeh S.R., Manshad A.K., Rahimi A.M., Mohammadi A.H. Effect of nano silica particles on Interfacial Tension (IFT) and mobility control of natural surfactant (Cedr Extraction) solution in enhanced oil recovery process by nano – surfactant flooding. Journal of molecular liquids, 2022, Vol. 248, P. 163–167. (In Eng).
4. Hendraningrat L., Li S., Torsæter O. A coreflood investigation of nanofluid enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2013, Vol. 111, P. 128–138. (In Eng).
5. Jahanbin A., Semprini G., Pulvirenti B. Performance evaluation of U-tube borehole heat exchangers employing nanofluids as the heat carrier fluid. Applied Thermal Engineering, 2022, Vol. 212, 118625. (In Eng).
6. John M.F., Olabode O.A., Egeonu G.I., Ojo T. Enhanced oil recovery of medium crude oil (310 Api) using nanoparticles and polymer. Journal of applied engineering research, Vol. 12, issue 19, P. 8425–8435. (In Eng).
7. Joshi D., Maurya N.K., Kumar N., Mandal A. Experimental investigation of silica nanoparticle assisted Surfactant and polymer systems for enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2022, Vol. 216, 110791. (In Eng).
8. Kewen Li, Dan Wang, Shanshan Jiang. Review on enhanced oil recovery by nanofluids. Oil & Gas Science and Technology – Revue d’IFP Energies Nouvelles, 2018, Vol. 73, P. 37. (In Eng).
9. Коскин А.П., Попов С.А., Щербашина А.В. Разработка составов и исследование теплопроводящих свойств наносуспензий с содержанием оксида цинка // Доклады АН ВШ РФ. 2019. № 2. C. 7–15.
10. Lam U.T. et al. Processing of iron oxide nanoparticles by supercritical fluids //Industrial & Engineering Chemistry Research. 2008. Т. 47. № 3. С. 599–614.
11. Li K., Hou B., Wang L., Cui Y. Application of carbon nanocatalysts in upgrading heavy crude oil assisted with microwave heating. Nano Letters, Vol. 14, issue 6, P. 3002–3008. (In Eng).
12. Maghzi A., Kharrat R., Mohebbi A., Ghazanfari M.H. The impact of silica nanoparticles on the performance of polymer solution in presence of salts in polymer flooding for heavy oil recovery. Fuel, Vol. 123, P. 123–132. (In Eng).
13. Mohindroo J.J., Garg U.K., Sharma A.K. Optical properties of stabilized copper nanoparticles. AIP Conference Proceedings, Vol. 1728, issue 1, 020534. (In Eng).
14. Adil M., Mohd Zaid H., Raza F., Agam M.A. Experimental evaluation of oil recovery mechanism using a variety of surface-modified silica nanoparticles: Role of in-situ surface- modification in oil-wet system. PLoS ONE, 2020. Vol. 15, e0236837, 24 p. (In Eng).
15. Ramsden D.K., McKay K. Degradation of polyacrylamide in aqueous solution induced by chemically generated hydroxyl radicals: Part I-Fenton’s reagent. Polymer Degradation and Stability, 1986, Vol. 14, issue 3, P. 217–229. (In Eng).
16. Saleh T.A. Nanotechnology in oil and gas industries: principles and applications. Springer, 2018, 338 p.
17. Shokrlu Y.H., Babadagli T. Viscosity reduction of heavy oil/bitumen using micro- and nano-metal particles during aqueous and non-aqueous thermal applications. Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol. 119, P. 210–220. (In Eng).
18. Tinuola H. Udoh. Improved insight on the application of nanoparticles in enhanced oil recovery process. Scientific African, 2021, Vol. 13, e00873, P. 21. (In Eng).
19. Yakasai F., Mohd Z. Jaafar, Mohd A. Sidek S. Bandyopadhyay A. Agi, Eugene N. Ngouangna. Co-precipitation and grafting of (3-Aminopropyl) triethoxysilane on Ferro nanoparticles to enhance oil recovery mechanisms at reservoir conditions. Journal of Molecular Liquids, 2023, Vol. 371, 121007. (In Eng).
20.Yutaro K., Ayae G., Daisuke I., Satoru M., Hirotake K., Takahiro O. First Nanoparticle-Based EOR Nano-EOR Project in Japan: laboratory experiments for a field pilot test. SPE Improved Oil Recovery Conference, Virtual, April 2022, SPE-209467-MS. (In Eng).
21. Uma Sankar Behera, Jitendra Sangwai. Interaction of nanoparticles with reservoir fluids and rocks for enhanced oil recovery. Nanotechnology for Energy and Environmental Engineering, 2020, P. 299–328. (In Eng).
22. Лесин В.И., Еремин Н.А. Природные и синтезированные наноразмерные окислы железа — нанороботы в процессах управления с помощью магнитного поля извлечением, транспортировкой, подготовкой и переработкой нефти // Нефть. Газ. Новации. 2018. № 1. С. 29–33.
2. Bera A., Babadagli T. Status of electromagnetic heating for enhanced heavy oil/bitumen recovery and future prospects: a review. Applied Energy, 2015, Vol. 51, P. 206–226. (In Eng).
3. Emadi S., Shadizadeh S.R., Manshad A.K., Rahimi A.M., Mohammadi A.H. Effect of nano silica particles on Interfacial Tension (IFT) and mobility control of natural surfactant (Cedr Extraction) solution in enhanced oil recovery process by nano – surfactant flooding. Journal of molecular liquids, 2022, Vol. 248, P. 163–167. (In Eng).
4. Hendraningrat L., Li S., Torsæter O. A coreflood investigation of nanofluid enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2013, Vol. 111, P. 128–138. (In Eng).
5. Jahanbin A., Semprini G., Pulvirenti B. Performance evaluation of U-tube borehole heat exchangers employing nanofluids as the heat carrier fluid. Applied Thermal Engineering, 2022, Vol. 212, 118625. (In Eng).
6. John M.F., Olabode O.A., Egeonu G.I., Ojo T. Enhanced oil recovery of medium crude oil (310 Api) using nanoparticles and polymer. Journal of applied engineering research, Vol. 12, issue 19, P. 8425–8435. (In Eng).
7. Joshi D., Maurya N.K., Kumar N., Mandal A. Experimental investigation of silica nanoparticle assisted Surfactant and polymer systems for enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2022, Vol. 216, 110791. (In Eng).
8. Kewen Li, Dan Wang, Shanshan Jiang. Review on enhanced oil recovery by nanofluids. Oil & Gas Science and Technology – Revue d’IFP Energies Nouvelles, 2018, Vol. 73, P. 37. (In Eng).
9. Коскин А.П., Попов С.А., Щербашина А.В. Разработка составов и исследование теплопроводящих свойств наносуспензий с содержанием оксида цинка // Доклады АН ВШ РФ. 2019. № 2. C. 7–15.
10. Lam U.T. et al. Processing of iron oxide nanoparticles by supercritical fluids //Industrial & Engineering Chemistry Research. 2008. Т. 47. № 3. С. 599–614.
11. Li K., Hou B., Wang L., Cui Y. Application of carbon nanocatalysts in upgrading heavy crude oil assisted with microwave heating. Nano Letters, Vol. 14, issue 6, P. 3002–3008. (In Eng).
12. Maghzi A., Kharrat R., Mohebbi A., Ghazanfari M.H. The impact of silica nanoparticles on the performance of polymer solution in presence of salts in polymer flooding for heavy oil recovery. Fuel, Vol. 123, P. 123–132. (In Eng).
13. Mohindroo J.J., Garg U.K., Sharma A.K. Optical properties of stabilized copper nanoparticles. AIP Conference Proceedings, Vol. 1728, issue 1, 020534. (In Eng).
14. Adil M., Mohd Zaid H., Raza F., Agam M.A. Experimental evaluation of oil recovery mechanism using a variety of surface-modified silica nanoparticles: Role of in-situ surface- modification in oil-wet system. PLoS ONE, 2020. Vol. 15, e0236837, 24 p. (In Eng).
15. Ramsden D.K., McKay K. Degradation of polyacrylamide in aqueous solution induced by chemically generated hydroxyl radicals: Part I-Fenton’s reagent. Polymer Degradation and Stability, 1986, Vol. 14, issue 3, P. 217–229. (In Eng).
16. Saleh T.A. Nanotechnology in oil and gas industries: principles and applications. Springer, 2018, 338 p.
17. Shokrlu Y.H., Babadagli T. Viscosity reduction of heavy oil/bitumen using micro- and nano-metal particles during aqueous and non-aqueous thermal applications. Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol. 119, P. 210–220. (In Eng).
18. Tinuola H. Udoh. Improved insight on the application of nanoparticles in enhanced oil recovery process. Scientific African, 2021, Vol. 13, e00873, P. 21. (In Eng).
19. Yakasai F., Mohd Z. Jaafar, Mohd A. Sidek S. Bandyopadhyay A. Agi, Eugene N. Ngouangna. Co-precipitation and grafting of (3-Aminopropyl) triethoxysilane on Ferro nanoparticles to enhance oil recovery mechanisms at reservoir conditions. Journal of Molecular Liquids, 2023, Vol. 371, 121007. (In Eng).
20.Yutaro K., Ayae G., Daisuke I., Satoru M., Hirotake K., Takahiro O. First Nanoparticle-Based EOR Nano-EOR Project in Japan: laboratory experiments for a field pilot test. SPE Improved Oil Recovery Conference, Virtual, April 2022, SPE-209467-MS. (In Eng).
21. Uma Sankar Behera, Jitendra Sangwai. Interaction of nanoparticles with reservoir fluids and rocks for enhanced oil recovery. Nanotechnology for Energy and Environmental Engineering, 2020, P. 299–328. (In Eng).
22. Лесин В.И., Еремин Н.А. Природные и синтезированные наноразмерные окислы железа — нанороботы в процессах управления с помощью магнитного поля извлечением, транспортировкой, подготовкой и переработкой нефти // Нефть. Газ. Новации. 2018. № 1. С. 29–33.
Еремин Н.А., Капшунова С.В.
Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН), Россия, Москва;
Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина», Россия, Москва
ermn@mail.ru
Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН), Россия, Москва;
Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина», Россия, Москва
ermn@mail.ru
Влияние наночастиц на вытеснение нефти исследовалось при изучении зарубежных научных работ.
нанозаводнение, наноагенты, методы увеличения нефтеотдачи, наноМУН, расклинивающее давление, поверхностное натяжение, краевой угол смачивания, закупоривание поровых каналов, адсорбция, нанокапсулы
Еремин Н.А., Капшунова С.В. Физико-химические механизмы вытеснения нефти методом нанозаводнения // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 5. С. 80–84. DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-80-84
01.07.2024
УДК 622.276.
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-80-84
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-80-84
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88