1. На главную
  2. Электронные версии
  3. Известия РАН. Механика жидкости и газа
  4. № 3, 2023

Известия РАН. Механика жидкости и газа, 2023, № 3, стр. 103-110

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ МАСЛА МИЦЕЛЛЯРНЫМ РАСТВОРОМ С ДОБАВЛЕНИЕМ НАНОЧАСТИЦ ИЗ НАСЫПНОЙ МОДЕЛИ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ

А. И. Муллаянов a, b, *, Ю. А. Питюк a, b, **

a Уфимский университет науки и технологий
Уфа, Россия

b OOO РН-БашНИПИнефть
Уфа, Россия

* E-mail: mullayanovalmir@mail.ru
** E-mail: pityukyulia@gmail.ru

Поступила в редакцию 05.12.2022
После доработки 16.12.2022
Принята к публикации 16.12.2022

Аннотация

Представлены результаты лабораторных исследований особенностей фильтрационных процессов в физической модели пористой среды, полученной спеканием стеклянных шариков. Описана программа изготовления физических моделей, представлены результаты эффективности вытеснения вазелинового масла различными составами. В качестве агентов вытеснения рассматривались вода, минерализованная вода, мицеллярные растворы, наножидкости и мицеллярные растворы с добавлением наночастиц. На основе анализа изображений получены кривые изменения насыщенности модельной пористой среды вазелиновым маслом при вытеснении различными составами. Показано, что мицеллярные растворы с добавлением наночастиц являются наиболее эффективными агентами вытеснения масла по сравнению с другими представленными составами.

Ключевые слова: пористая среда, вытеснение, поверхностно-активные вещества, мицеллярный раствор, микроэмульсия, наночастицы, лабораторное исследование

Список литературы

  1. Honig J.M. Van. Nostrand chemist’s dictionary, 1953.

  2. Ma K. Adsorption of cationic and anionic surfactants on natural and synthetic carbonate materials // J. Coll. Int. Sci. 2013. V. 408. P. 164–172.

  3. Winsor P.A. Solvent properties of amphiphilic compounds. Butterworths Sci. Pub. 1954.

  4. Bera A., Mandal A. Microemulsions: a novel approach to enhanced oil recovery: a review // J. Pet. Explor. Prod. Technol. 2015. V. 5. № 3. P. 255–268.

  5. Southwick J.G. Effect of live crude on alkaline/surfactant polymer formulations: implications for final formulation design // SPE Journal. 2012. V. 17. № 02. P. 352–361.

  6. Veiskarami S., Jafari A., Soleymanzadeh A. Phase behavior, wettability alteration, and oil recovery of low-salinity surfactant solutions in carbonate reservoirs // SPE J. 2020. V. 25. № 04. P. 1784–1802.

  7. Kahlweit M., Lessner E., Strey R. Influence of the properties of the oil and the surfactant on the phase behavior of systems of the type water-oil-nonionic surfactant // J. Phys. Chem. 1983. V. 87. № 24. P. 5032–5040.

  8. Kahlweit M., Strey R., Busse G. Effect of alcohols on the phase behavior of microemulsions // J. Phys. Chem. 1991. V. 95. № 13. P. 5344–5352.

  9. Kumar P., Mittal K.L. (ed.). Handbook of microemulsion science and technology. New York: Marcel Dekker, 1999. C. 1–846.

  10. Thalberg K., Lindman B., Karlstroem G. Phase behavior of a system of cationic surfactant and anionic polyelectrolyte: the effect of salt // J. Phys. Chem. 1991. V. 95. № 15. P. 6004–6011.

  11. Pizzino A. Relationship between phase behavior and emulsion inversion for a well-defined surfactant (C10E4)/n-octane/water ternary system at different temperatures and water/oil ratios // Ind. Eng. Chem. Res. 2013. V. 52. № 12. P. 4527–4538.

  12. Kahlweit M., Busse G., Faulhaber B. On the Effect of Acids and Bases on Water – Amphiphile Interactions // Langmuir. 2000. V. 16. № 3. P. 1020–1024.

  13. Ottewill R.H., Tadros T.F. Introduction to surfactants //Surfactants. 1984. P. 1–18.

  14. Muherei M.A., Junin R., Merdhah A.B.B. Adsorption of sodium dodecyl sulfate, Triton X100 and their mixtures to shale and sandstone: a comparative study //J. Pet. Sci. Eng. 2009. V. 67. № 3–4. P. 149–154.

  15. Samanta A. Surfactant and surfactant-polymer flooding for enhanced oil recovery // Adv. Pet. Exp. Dev. 2011. V. 2. № 1. P. 13–18.

  16. Bera A. Screening of microemulsion properties for application in enhanced oil recovery //Fuel. 2014. V. 121. P. 198–207.

  17. Yekeen N. Foaming properties, wettability alteration and interfacial tension reduction by saponin extracted from soapnut (Sapindus Mukorossi) at room and reservoir conditions // J. Pet. Sci. Eng. 2020. V. 195. P. 107591.

  18. Park S., Lee E.S., Sulaiman W.R.W. Adsorption behaviors of surfactants for chemical flooding in enhanced oil recovery //J. Ind. Eng. Chem. 2015. V. 21. P. 1239–1245.

  19. Izquierdo P. Formation and stability of nano-emulsions prepared using the phase inversion temperature method. Langmuir. 2002. V. 18. № 1. P. 26–30.

  20. Destefanis M.F., Savioli G.B. Influence of relative permeabilities on chemical enhanced oil recovery // J. Phys. Conf. Ser. 2011. V. 296. № 1. P. 012014.

  21. Mason T.G. Nanoemulsions: formation, structure, and physical properties // J. Phys. Condens. Matter. 2006. V. 18. № 41. P. R635.

  22. Karambeigi M.S. Emulsion flooding for enhanced oil recovery: interactive optimization of phase behavior, microvisual and core-flood experiments //J. Ind. Eng. Chem. 2015. V. 29. P. 382–391.

  23. Qin T. Nanoparticle-stabilized microemulsions for enhanced oil recovery from heterogeneous rocks // Fuel. 2020. V. 274. P. 117830.

  24. Suleimanov B.A., Ismailov F.S., Veliyev E.F. Nanofluid for enhanced oil recovery // J. Pet. Sci. Eng. 2011. V. 78. № 2. P. 431–437.

  25. Karimi A. Wettability alteration in carbonates using zirconium oxide nanofluids: EOR implications //E. & F. 2012. V. 26. № 2. P. 1028–1036.

  26. Zargartalebi M., Kharrat R., Barati N. Enhancement of surfactant flooding performance by the use of silica nanoparticles // Fuel. 2015. V. 143. P. 21–27.

  27. Hendraningrat L., Zhang J. Polymeric nanospheres as a displacement fluid in enhanced oil recovery // Appl. Nanosci. 2015. V. 5. № 8. P. 1009–1016.

  28. Pei H.H. Investigation of nanoparticle and surfactant stabilized emulsion to enhance oil recovery in waterflooded heavy oil reservoirs // OnePetro. 2015.

  29. Комаров Б.Н. О методах измерения поверхностного натяжения жидкостей //Труды Ин-та механики Уфимского научного центра РАН. 2007. Т. 5. С. 227–234.

  30. Fan Y., Gao K., Chen J., Li W., Zhang Y. Low-cost PMMA-based microfluidics for the visualization of enhanced oil recovery //Oil & Gas Sci. and Tech. 2018. V. 73. P. 26.

Дополнительные материалы отсутствуют.

Инструменты

следующая статья выпуска предыдущая статья выпуска содержание выпуска

Известия РАН. Механика жидкости и газа

Архивы выпусков Информация о журнале Отправить рукопись в журнал