ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ КОМПОЗИЦИОННЫХ ПЕН НА ОСНОВЕ ПАВ И НАНОЧАСТИЦ И ИХ ЭФФЕКТИВНОСТЬ В ПОВЫШЕНИИ НЕФТЕОТДАЧИ

Несмотря на значительный объем исследований, посвященных влиянию наночастиц на устойчивость газовых пен и коэффициент снижения подвижности (MRF), в литературе отсутствуют единые рекомендации по оптимальному диапазону концентраций наночастиц с учетом комплекса пластовых параметров, включая температуру, давление, проницаемость керна и соленость пластовых флюидов. Кроме того, влияние наностабилизированных пен на процессы вытеснения нефти и взаимодействие с нефтяной фазой изучено недостаточно, а в масштабе реальных месторождений оценка эффективности нанопен (NAF) при различных уровнях неоднородности коллектора практически не выполнялась. Настоящее исследование направлено на устранение этих пробелов путем сочетания лабораторных экспериментов и численного моделирования. В работе представлены результаты всестороннего исследования физико-химических характеристик композиционных систем на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ) и наночастиц диоксида кремния, ориентированных на повышение стабильности газовых пен, применяемых в процессах повышения нефтеотдачи. Показано, что традиционные ПАВ-пены демонстрируют ограниченную устойчивость при высоких температурах, давлениях и минерализации, что существенно снижает их эффективность в условиях реальных пластов. Для решения этой проблемы изучено влияние наночастиц SiO₂ на межфазные свойства таких систем, включая анионные, катионные и неионогенные ПАВ. На основе экспериментальных данных определены модифицирующие коэффициенты для периода полураспада пены и MRF, которые интегрированы в симуляционную модель вытеснения нефти. Численное моделирование показало значительный рост охвата пласта и задержку газового прорыва при использовании нанокомпозитных пен, особенно в условиях высокой неоднородности. Полученные результаты подтверждают перспективность наностабилизированных пен как эффективных агентов МУН и обосновывают их применение для увеличения нефтеотдачи на сложнопостроенных месторождениях.

1. Fakoya, M. F., Shah, S. N. Emergence of nanotechnology in the oil and gas industry: Emphasis on the application of silica nanoparticles. Petroleum, 3(4), 391– 405 (2017).

2. Hoefner, M.L., Evans, E.M., Buckles, J.J., Jones, T.A. CO2 foam: results from four developmental field trials. SPEREЕ, 10 (4), 273-281 (1995).

3. Friedmann, F., Hughes, T.L., Smith, M.E., Hild, G.P., Wilson, A., Davies, S.N., Development and testing of a foam-gel technology to improve conformance of the Rangely CO2 flood. SPEREE, 2 (1), 4-13 (1999).

4. Hematpour, H., Arabjamloei, R., Nematzadeh, M., Esmaili, H., Mardi, M. An experimental investigation of surfactant flooding efficiency in low viscosity oil using a glass micromodel. Energy Sources Part A: Recov. Util. Environ. Effects, 34(19), 1745–1758 (2012).

5. Sanz, C.A., Pope, G.A. Alcohol-free chemical flooding: from surfactant screening to coreflood design. SPE Paper No. 28956. SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, San Antonio, Texas, 14–17 Feb. (1995).

6. Djabbarah, N.F., Weber, S.L., Freeman, D.C., Muscatello J.A., Ashbaugh J.P., Covington, T.E. Laboratory design and field demonstration of steam diversion with foam. Paper 20067 Presented at the SPE California Regional Meeting, 4-6 April, Ventura, CA. (1990).

7. Patzek, T.W., Koinis, M.T. Kern river steam-foam pilots. JPT, 42 (4), 496-503.

8. Almahfood, M., Bai, B. The synergistic effects of nanoparticle-surfactant nanofluids in EOR applications. Journal of Petroleum Science and Engineering, 171, 196-210, (2018).

9. Fakoya, M. F., Shah, S. N. Emergence of nanotechnology in the oil and gas industry: Emphasis on the application of silica nanoparticles. Petroleum, 3(4), 391-405, (2017).

10. Wasan, D. T., Nikolov, A.D. Spreading of nanofluids on solids. Nature, 423(6936), 156, 2003.

11. Esmaeilzadeh, P., Hosseinpour, N., Bahramian, A., Fakhroueian, Z., Arya, S. Effect of ZrO2 nanoparticles on the interfacial behavior of surfactant solutions at air–water and n-heptane–water interfaces. Fluid Phase Equilib, 361, 289–295 (2014).

12. Li, X., Murray, B.S., Yang, Y., Sarkar, A. Egg white protein microgels as aqueous Pickering foam stabilizers: Bubble stability and interfacial properties. Food Hydrocolloids, 98, 105292 (2020).

13. Wang, G., Wang, K, Lu, C., Wang, Y. Preparation and Foam Properties of Janus Particles. Chemical Journal of Chinese Universities, 39(5), 990-995 (2018).

14. Issakhov, M., Shakeel, M., Pourafshary, P., Aidarova, S., Sharipova, A. Hybrid surfactant-nanoparticles assisted CO2 foam flooding for improved foam stability: A review of principles and applications. Petroleum Research, 7(2), 186-203 (2022).

15. Adkins, S.S., Gohil, D., Dickson, J.L., Webber, S.E., Johnston, K.P. Water-in-carbon dioxide emulsions stabilized with hydrophobic silica particles. Physical Chemistry Chemical Physics, 9, 633–634 (2007).

16. Belhaij, A., AlQuraishi, A. Al-Mahdy, O. Foamability and foam stability of several surfactants solutions: the role of screening and flooding. In SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition, SPE-172185 (2014).

17. Petkova, B., Tcholakova, S., Chenkova, M., Golemanov, K., Denkov, N., Thorley, D. Stoyanov, S. Foamability of aqueous solutions: Role of surfactant type and concentration. Advances in colloid and interface science, 276, 102084 (2020).

18. Skauge, A., Solbakken, J., Ormehaug, P.A., Aarra, M.G. Foam generation, propagation and stability in porous medium. Transport in Porous Media, 131(1), 5-21 (2020).

19. Wang, M., Yang, S., Li, M., Wang, S., Yu P., Zhang, Y., Chen, H. Influence of heterogeneity on nitrogen foam flooding in low-permeability light oil reservoirs. Energy & Fuels, 35(5), 4296-4312 (2021).

20. Bayat, A.E., Rajaei, K., Junin, R. Assessing the effects of nanoparticle type and concentration on the stability of CO2 foams and the performance in enhanced oil recovery. Colloids Surf A Physicochem Eng Asp., 511, 222–231 (2016).

21. Espinosa, D., Caldelas, F., Johnston, K., Bryant, S.L., Huh, C. Nanoparticle-Stabilized Supercritical CO2 Foams for Potential Mobility Control Applications. SPE - DOE Improved Oil Recovery Symposium Proceedings, 2, 1242–1254 (2010).

22. Liu, Q., Qu, H., Liu, S., Zhang, Y., Zhang, S., Liu, J., Peng, B., Luo, D. Modified Fe3 O4 nanoparticle used for stabilizing foam flooding for enhanced oil recovery. Colloids Surf A Physicochem Eng Asp., 605, 125383 (2020).

23. Yusuf, S.M., Junin, R., Sidek, M.A.M., Manan, M.A., Fuad, M. F.I.A., Jaafar, M.Z., Yahya, E., Rosli, N.R. The effect of nanosilica sizes in the presence of nonionic TX100 surfactant on CO2 foam flooding. Petroleum Research, 7, 62–76 (2022).

24. Chen, X., Da, C., Hatchell, D.C., Daigle, H., Ordonez-Varela, J.R., Blondeau, C., Johnston, K.P. Ultra-stable CO2 -in-water foam by generating switchable Janus nanoparticles in-situ. J Colloid Interface Sci., 630, 828–843 (2023).

25. Li, X., Chen, X., Xu, Z., Pu, C.A Novel Foam Flooding for Enhanced Oil Recovery in Fractured LowPermeability Reservoirs: Performance Evaluation and Mechanism Study. SPE Journal, 7, 2408–2424 (2022).

26. Alexander, S., Barron, A.R., Denkov, N., Grassia, P., Kiani, S., Sagisaka, M., Shojaei, M.J., Shokri, N. Foam generation and stability: role of the surfactant structure and asphaltene aggregates. Industrial & Engineering Chemistry Research, 61(1), 372-381 (2021).

27. Babamahmoudi, S., Riahi, S. Application of nano particle for enhancement of foam stability in the presence of crude oil: Experimental investigation. Journal of Molecular Liquids, 264, 499-509 (2018).

28. Chen, Z., Zhao, X. Enhancing heavy-oil recovery by using middle carbon alcohol-enhanced waterflooding, surfactant flooding, and foam flooding. Energy & Fuels, 29(4) 2153-2161 (2017).

29. Dehdari, B., Parsaei, R., Riazi, M., Rezaei, N., Zendehboudi, S. New insight into foam stability enhancement mechanism, using polyvinyl alcohol (PVA) and nanoparticles. Journal of Molecular Liquids., 307, 112755 (2020).

30. Emrani, A.S., Nasr-El-Din, H.A. Stabilizing CO2 -foam using nanoparticles. In SPE European Formation Damage Conference and Exhibition, SPE-174254 (2015).