ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ МАСЛА МИЦЕЛЛЯРНЫМ РАСТВОРОМ С ДОБАВЛЕНИЕМ НАНОЧАСТИЦ ИЗ НАСЫПНОЙ МОДЕЛИ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ
- Авторы: Муллаянов А.И.1,2, Питюк Ю.А.1,2
-
Учреждения:
- Уфимский университет науки и технологий
- OOO РН-БашНИПИнефть
- Выпуск: № 3 (2023)
- Страницы: 103-110
- Раздел: Статьи
- URL: https://journals.rcsi.science/1024-7084/article/view/135098
- DOI: https://doi.org/10.31857/S1024708422600956
- EDN: https://elibrary.ru/TMYHYE
- ID: 135098
Цитировать
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.
Об авторах
А. И. Муллаянов
Уфимский университет науки и технологий; OOO РН-БашНИПИнефть
Email: mullayanovalmir@mail.ru
Россия, Уфа; Россия, Уфа
Ю. А. Питюк
Уфимский университет науки и технологий; OOO РН-БашНИПИнефть
Автор, ответственный за переписку.
Email: pityukyulia@gmail.ru
Россия, Уфа; Россия, Уфа
Список литературы
- Honig J.M. Van. Nostrand chemist’s dictionary, 1953.
- Ma K. Adsorption of cationic and anionic surfactants on natural and synthetic carbonate materials // J. Coll. Int. Sci. 2013. V. 408. P. 164–172.
- Winsor P.A. Solvent properties of amphiphilic compounds. Butterworths Sci. Pub. 1954.
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.
- Kumar P., Mittal K.L. (ed.). Handbook of microemulsion science and technology. New York: Marcel Dekker, 1999. C. 1–846.
- 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.
- 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.
- 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.
- Ottewill R.H., Tadros T.F. Introduction to surfactants //Surfactants. 1984. P. 1–18.
- 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.
- Samanta A. Surfactant and surfactant-polymer flooding for enhanced oil recovery // Adv. Pet. Exp. Dev. 2011. V. 2. № 1. P. 13–18.
- Bera A. Screening of microemulsion properties for application in enhanced oil recovery //Fuel. 2014. V. 121. P. 198–207.
- 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.
- 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.
- Izquierdo P. Formation and stability of nano-emulsions prepared using the phase inversion temperature method. Langmuir. 2002. V. 18. № 1. P. 26–30.
- 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.
- Mason T.G. Nanoemulsions: formation, structure, and physical properties // J. Phys. Condens. Matter. 2006. V. 18. № 41. P. R635.
- 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.
- Qin T. Nanoparticle-stabilized microemulsions for enhanced oil recovery from heterogeneous rocks // Fuel. 2020. V. 274. P. 117830.
- 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.
- Karimi A. Wettability alteration in carbonates using zirconium oxide nanofluids: EOR implications //E. & F. 2012. V. 26. № 2. P. 1028–1036.
- Zargartalebi M., Kharrat R., Barati N. Enhancement of surfactant flooding performance by the use of silica nanoparticles // Fuel. 2015. V. 143. P. 21–27.
- Hendraningrat L., Zhang J. Polymeric nanospheres as a displacement fluid in enhanced oil recovery // Appl. Nanosci. 2015. V. 5. № 8. P. 1009–1016.
- Pei H.H. Investigation of nanoparticle and surfactant stabilized emulsion to enhance oil recovery in waterflooded heavy oil reservoirs // OnePetro. 2015.
- Комаров Б.Н. О методах измерения поверхностного натяжения жидкостей //Труды Ин-та механики Уфимского научного центра РАН. 2007. Т. 5. С. 227–234.
- 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.