image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 3 2017

Добыча нефти и газа

01.03.2017 10:00 Полимерные нанокомпозиты на основе карбоксиметилцеллюлозы и наночастиц Al и Cu для увеличения добычи нефти
В работе изучена возможность применения полимерных нанокомозитов на основе натриевой соли карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) и наночастиц Al и Cu размерностью 50–70 нм в качестве агентов для вытеснения остаточных и трудноизвлекаемых запасов нефти. Показано, что полимерные нанокомпозиты более эффективны в качестве агентов вытеснения нефти, чем сама натриевая соль карбоксиметилцеллюлозы. Изменяя концентрации КМЦ и наночастиц, можно увеличить вязкость раствора вытеснения нефти. Определена динамическая вязкость растворов КМЦ и полимерных нанокомпозитов на основе КМЦ и металлических наночастиц (Al и Cu) различных концентраций. Установлено, что полимерный нанокомпозит с наночастицами Al при одинаковых концентрациях обладает более высокой динамической вязкостью, чем его аналог с наночастицами Cu. Коэффициент извлечения нефти определяли на установке, имитирующей модель пласта. Песок, служивший наполнителем модели, и нефть были отобраны из одной скважины месторождения Биби-Эйбат Апшеронского п-ова Азербайджана. С помощью полученных экспериментальных данных определена эффективная концентрация раствора КМЦ и наночастиц в качестве агента вытеснения нефти. Полученные результаты свидетельствуют о том, что полимерные нанокомпозиты на основе различных нанопорошков металлов по-разному влияют на коэффициент нефтевытеснения. Так, композиция на основе наночастиц Al размерностью 50–70 нм проявила себя в данном эксперименте в качестве агента вытеснения нефти более продуктивной, чем полимерный нанокомпозит на основе наночастиц Cu и КМЦ.
Ключевые слова: натриевая соль карбоксиметилцеллюлозы (Na-КМЦ), полимерные нанокомпозиты, метод полимерного заводнения, раствор вытеснения нефти.
Ссылка для цитирования: Шамилов В.М., Бабаев Э.Р., Алиева Н.Ф. Полимерные нанокомпозиты на основе карбоксиметилцеллюлозы и наночастиц Al и Cu для увеличения добычи нефти // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 3. С. 34–38.
Открыть PDF


Современный подход к разработке месторождений нефти требует применения эффективных технологий, повышающих степень извлечения нефти с минимальными затратами. На сегодняшний день в арсенале нефтяных компаний есть различные методы повышения коэффициента извлечения нефти (КИН), которые применяются в зависимости от заданных условий [1]. Одним из таких методов, нашедших широкое применение, является полимерное заводнение – технология увеличения нефтеотдачи пластов за счет увеличения коэффициента охвата пласта вытеснением и уменьшения остаточной нефтенасыщенности в промытой зоне за счет уменьшения отношения подвижности нефти и вытесняющего агента в пласте [2].

Среди множества водорастворимых полимеров, используемых в качестве агентов вытеснения нефти, широкое применение нашла натриевая соль карбоксиметилцеллюлозы [3].


Относительно небольшой расход реагента, возможность использования для добычи высоковязких нефтей на различных стадиях разработки месторождений с неравномерной проницаемостью, различных по свойствам и строению коллекторов, и другие положительные свойства водорастворимых полимеров послужили основой их широкого распространения в нефтедобыче. Однако полимерное заводнение, как и любая технология, имеет негативные стороны, такие как зависимость стабильности полимера от температуры и степени минерализации пластовых вод [4]. Эти недостатки могут быть устранены за счет модификации и стабилизации используемых полимеров. В представленной работе для улучшения свойств водорастворимых полимеров КМЦ авторами были использованы наночастицы Al и Cu (размерность 50–70 нм). Нанотехнологии широко применяются в нефтяной отрасли [5–7], поскольку полученные с использованием наночастиц различных металлов полимерные нанокомпозиты могут обладать новыми физико-химическими свойствами и повышенной химической стойкостью [8].

Статья посвящена изучению возможности применения раствора полимерного нанокомпозита на основе натриевой соли карбоксиметилцеллюлозы (Na-КМЦ) и наночастиц (Al и Cu размерностью 50–70 нм) для вытеснения нефти.

Результаты и обсуждение

В качестве исследуемой нефти использовали нефть месторождения Биби-Эйбат Апшеронского п-ова.

В экспериментах использовали водорастворимый полимер КМЦ. Водные растворы полимеров готовили с использованием дистиллированной воды при комнатной температуре. Для полного набухания оставили на 3 сут, затем довели с помощью магнитной мешалки до однородного состояния.

Использованные в работе нанопорошки меди и алюминия произведены компанией ООО «Передовые порошковые технологии» (Томск, Россия). Вязкость водных растворов полимеров определяли реометром Reotest-2.

Установка для определения нефтевытесняющей способности подготовленных композиций представляет собой стеклянные трубки длиной 70 см и диаметром 30 мм, заполненные на 3/4 песком соответствующего месторождения, имитирующие модели пласта. На нижнем конце модели пласта устанавливали фильтр из 1–2 слоев металлической сетки. После подготовки модели их устанавливали вертикально и пропитывали пластовой водой, для чего установку подключали к системе вакуумирования и через модель пласта пропускали воду (V H2O). Поры пласта заполняли водой, а излишек воды собирали и измеряли в цилиндре (Vвыд.). Поровый объем (Vпор., мл) модели пласта определяли по формуле Vпор. = V H2O – Vвыд..

Затем производили насыщение приготовленной модели нефтью. Определенный объем подготовленной нефти пропускали через модель пласта (система работает под вакуумом), причем часть пор заполнялась нефтью. В результате модель пласта имеет определенную нефте- и водонасыщенность. В мензурках, где собирается вытесненная жидкость (вода и нефть), замеряли объем вытесненной воды и нефти и рассчитывали исходную нефтенасыщенность пласта как разницу между объемами поданной в пласт нефти и замеренной в мензурках – Vнефть.

Объем вытесненной в мензурку нефти замеряли. Далее определяли коэффициент извлечения нефти (КИН, %):

1_1_3.png,

где V1 – объем вытесненной нефти, мл; Vпод. – объем поданной нефти, мл.

Нефть из модели пласта поочередно вытесняли водными растворами натриевой соли карбоксиметилцеллюлозы (Na-КМЦ) и полимерными нанокомпозитами на основе Na-КМЦ и наночастиц
(Al и Cu размерностью 50–70 нм) различных концентраций. Для определения рабочей концентрации были приготовлены водные растворы полимеров с различными концентрациями нанопорошков, которые были проанализированы методом ИК-Фурье-спектроскопии на предмет деструктивного влияния наночастиц на структуру полимера. На основании полученных данных определена рабочая концентрация наночастиц в растворе полимера (0,05 г/л).

1_1.png

В табл. 1–3 и на рис. 1 приведены результаты измерений динамической вязкости водных растворов КМЦ различных концентраций и соответствующих полимерных нанокомпозитов (КМЦ + наночастицы Al и Cu). Установлено, что при малых концентрациях (1–3 г/л) разница в показаниях динамической вязкости исследуемых полимеров и нанополимерных композиций не столь ощутима, а с увеличением концентрации КМЦ (5,0; 7,0; 9,0 г/л) увеличивается разрыв в значениях динамической вязкости. Следует отметить, что полимерный композит с наночастицами Al при одинаковых концентрациях обладает более высокой динамической вязкостью, чем его аналог с наночастицами Cu.

Соотношение динамической вязкости нефти и растворов вытеснения является одним из важнейших факторов при подборе реагента вытеснения нефти. Чем ближе значение динамической вязкости раствора вытеснения к значению динамической вязкости нефти, тем эффективнее будет этот раствор как агент вытеснения. Зная значение динамической вязкости нефти данного месторождения, можно приблизить к ней значение динамической вязкости агента вытеснения, изменяя концентрации КМЦ и наночастиц.

Далее был произведен сравнительный анализ нефтевытесняющих свойств водных растворов КМЦ различных концентраций и соответствующих полимерных нанокомпозитов (Al и Cu размерностью 50–70 нм). Полученные данные приведены в табл. 4.

Сутью полимерного заводнения является растворение полимера в воде с целью уменьшения ее подвижности. Полученное увеличение вязкости является причиной уменьшения отношения подвижностей «нефть – вода». Для достижения поставленной цели можно увеличить концентрацию водного раствора полимера, однако это увеличение имеет свои границы: концентрации КМЦ более 10 г/л отрицательно влияют на вытеснение нефти. В то же время при высоких концентрациях КМЦ плохо смешивается с водой и создает проблемы при закачке раствора в пласт. Полученные полимерные нанокомпозиты на основе КМЦ и наночастиц меди и алюминия обладают улучшенными по сравнению с их полимерными аналогами (КМЦ) свойствами: динамическая вязкость выше, способность вытеснения нефти лучше. Помимо вышеперечисленных свойств полимерный нанокомпозит (КМЦ + наночастицы Cu) имеет ярко выраженные бактерицидные свойства [9].

1_1_1.png

Данные, полученные из эксперимента по вытеснению нефти водными растворами КМЦ и КМЦ + наночастицы Al или Cu, показывают, что наночастицы улучшают свойства КМЦ по вытеснению нефти. Наиболее эффективные концентрации – это 3,0; 5,0; 7,0 г/л (рис. 2). При более высоких и низких концентрациях эффективность уменьшается. В качестве агента вытеснения нефти полимерный нанокомпозит КМЦ + Al эффективнее, чем КМЦ + Cu.

Выводы

1. Полимерные нанокомпозиты на основе натриевой соли карбоксиметилцеллюлозы и наночастиц Al и Cu размерностью 50–70 нм могут быть использованы в качестве агентов вытеснения нефти.

2. Наночастицы Al и Cu увеличивают динамическую вязкость водных растворов КМЦ.

3. Среди изученных различных составов концентрация водного раствора КМЦ
5 г/л является самой эффективной для применения в качестве агента вытеснения нефти. Это концентрация явилась и самой эффективной для полимерных нанокомпозитов.

4. Полимерные нанокомпозиты с Al эффективнее вытесняют нефть и сильнее увеличивают показатели динамической вязкости, чем их аналоги с наночастицами Cu.


Таблица 1. Динамическая вязкость водных растворов КМЦ

Table 1. The dynamic viscosity of aqueous solutions of CMC

Проба

Specimen

Состав

Composition

Н2О, л

Н2О, l

КМЦ, г/л

CMC , g/l

Динамическая вязкость Па•с, при 20 °С

The dynamic viscosity Pa•с, at 20 °С

1

Н2О + KMЦ

Н2О + CMC

1,0

1,0

1,0

2

Н2О + KMЦ

Н2О + CMC

1,0

3,0

1,8

3

Н2О + KMЦ

Н2О + CMC

1,0

5,0

2,4

4

Н2О + KMЦ

Н2О + CMC

1,0

7,0

3,4

5

Н2О + KMЦ

Н2О + CMC

1,0

9,0

3,8

 

 

Таблица 2. Динамическая вязкость полимерных нанокомпозитов на основе КМЦ и наночастиц Al

Table 2. The dynamic viscosity of polymeric nanocomposites based on CMC and Al nanoparticles

Проба

Specimen

Состав

Composition

Н2О, л

Н2О, l

KMЦ, г

CMC, g

Al (МНЧ), г

Al (Magnetic nanoparticles – MNP), g

Динамическая вязкость, Па•с

The dynamic viscosity Pa•с

1

Н2О + KMЦ + Al

Н2О + CMC + Al

1,0

1,0

0,05

1,8

2

Н2О + KMЦ + Al

Н2О + CMC + Al

1,0

3,0

0,05

2,0

3

Н2О + KMЦ + Al

Н2О + CMC + Al

1,0

5,0

0,05

5,4

4

Н2О + KMЦ + Al

Н2О + CMC + Al

1,0

7,0

0,05

7,1

5

Н2О + KMЦ + Al

Н2О + CMC + Al

1,0

9,0

0,05

8,0

 

 

Таблица 3. Динамическая вязкость полимерных нанокомпозитов на основе КМЦ и наночастиц Cu

Table 3. The dynamic viscosity of polymeric nanocomposites based on CMC and Cu nanoparticles

Проба

Specimen

Состав

Composition

Н2О, л

Н2О, l

KMЦ, г

CMC, g

Сu (МНЧ), г

Сu (MNP), g

Динамическая вязкость, Па•с

The dynamic viscosity Pa•с

1

Н2О + KMЦ + Cu

Н2О + CMC + Cu

1,0

1,0

0,05

1,80

2

Н2О + KMЦ + Cu

Н2О + CMC + Cu

1,0

3,0

0,05

1,70

3

Н2О + KMЦ + Cu

Н2О + CMC + Cu

1,0

5,0

0,05

3,00

4

Н2О + KMЦ + Cu

Н2О + CMC + Cu

1,0

7,0

0,05

5,10

5

Н2О + KMЦ + Cu

Н2О + CMC + Cu

1,0

9,0

0,05

6,90

 

 

Таблица 4. Коэффициент извлечения нефти

Table 4. Oil recovery factor

No.

Состав композиций

Composition of the structure

Коэффициент извлечения нефти, %

Oil recovery factor, %

1

КМЦ (1 г) + H2O (1,0l г) C

MC (1 g) + H2O (1.01 g)

44,0

2

КМЦ (3 г) + H2O (1,0l г)

CMC (3 g) + H2O (1.01 g)

56,2

3

КМЦ (5 г) + H2O (1,0l г)

CMC (5 g) + H2O (1.01 g)

67,0

4

КМЦ (7 г) + H2O (1,0l г)

CMC (7 g) + H2O (1.01 g)

60,5

5

КМЦ (9 г) + H2O (1,0l г)

CMC (9 g) + H2O (1.01 g)

41,0

6

КМЦ (1 г) + H2O (1,0l г) + Al (0,05 г)

CMC (1 g) + H2O (1.01 g) + Al (0.05 g)

48,7

7

КМЦ (3 г) + H2O (1,0l г) + Al (0,05 г)

CMC (3 g) + H2O (1.01 g) + Al (0.05 g)

58,2

8

КМЦ (5 г) + H2O (1,0l г) + Al (0,05 г)

CMC (5 g) + H2O (1.01 g) + Al (0.05 g)

69,1

9

КМЦ (7 г) + H2O (1,0l г) + Al (0,05 г)

CMC (7 g) + H2O (1.01 g) + Al (0.05 g)

64,8

10

КМЦ (9 г) + H2O (1,0l г) + Al (0,05 г)

CMC (9 g) + H2O (1.01 g) + Al (0.05 g)

42,5

11

КМЦ (1 г) + H2O (1,0l г) + Cu (0,05 г)

CMC (1 g) + H2O (1.01 g) + Cu (0.05 g)

46,2

12

КМЦ (3 г) + H2O (1,0l г) + Cu (0,05 г)

CMC (3 g) + H2O (1.01 g) + Cu (0.05 g)

57,8

13

КМЦ (5 г) + H2O (1,0l г) + Cu (0,05 г)

CMC (5 g) + H2O (1.01 g) + Cu (0.05 g)

68,4

14

КМЦ (7 г) + H2O (1,0l г) + Cu (0,05 г)

CMC (7 g) + H2O (1.01 g) + Cu (0.05 g)

63,7

15

КМЦ (9 г) + H2O (1,0l) + Cu (0,05 г)

CMC (9 g) + H2O (1.01 g) + Cu (0.05 g)

41,8



← Назад к списку


im - научные статьи.