На сегодняшний день в связи с увеличением фонда скважин, находящихся на поздней стадии разработки, особую актуальность приобретают методы отклонения фильтрационных потоков в пласте. Наличие высокопроницаемых участков или каналов в пласте, неизбежно возникающих при длительной эксплуатации пласта, в свою очередь снижает эффективность заводнения и создает участки пласта, практически не затронутые им. Решением в сложившейся ситуации является снижение проницаемости высокопроницаемых зон и перераспределение фильтрационных потоков в зоны, не затронутые заводнением. Наиболее распространёнными рабочими агентами, применяемыми с этой целью, являются различные гелевые составы. В представленной работе разработан коллоидно-дисперсный гелевый состав с добавлением наночастиц TiO2. Проведены реологические исследования полученных составов, изучены их термическая стабильность и дзета-потенциал. Полученные результаты были подтверждены исследованиями на насыпных моделях пласта. Добавка наночастиц привела к повышению реологической стабильности, снижению межфазного натяжения, увеличению дзета-потенциала, а также увеличению значений RF/RRF коллоидно-дисперсионных гелей. Была определена критическая концентрация наночастиц в коллоидно-десперных гелях, составившая 1000 млн-1. При этом наблюдалось псевдопластичное поведение системы, низкая термохимическая деструкция и 47% снижение поверхностного натяжения на границе раздела жидкость/воздух, а уменьшение среднего размера частиц не превышало 10%. Присутствие наночастиц увеличило дзета-потенциал коллоидной системы на 43% и его термостабильность. Значения RF/RRF были на 173% и 59% больше по сравнению с эталонным составом. Предложен кинетический механизм гелеобразования коллоидных дисперсных гелей в присутствии наночастиц TiO2.

Ключевые слова: дзета потенциал, коллоидно-дисперсные гели, поверхностное натяжение, фактор остаточного сопротивления, месторождения, находящиеся на поздней стадии разработки


ЛИТЕРАТУРА

Aalaie J., Rahmatpour A. Preparation and swelling behavior of partially hydrolyzed polyacrylamide nanocomposite hydrogels in electrolyte solutions. J.of Macromol. Sci., Part B, Vol. 47, No. 1, 2008, pp. 98108, DOI: 10.1080/00222340701746085.

Al-Assi A.A., Willhite G.P., Green D.W., McCool C.S. Formation and propagation of gel aggregates using partially hydrolyzed polyacrylamide and aluminum citrate. SPE J., Vol. 14, No. 3, 2009, pp. 450-461.

Bjorsvik M., Hoiland H., Skauge A. Formation of colloidal dispersion gels from aqueous polyacrylamide solutions. Colloids and Surfaces A: Physicochemical And Engineering Aspects, Vol. 317, No. 1-3, 2007, pp. 504-511.

Coste J.P., Liu Y., Bai B., Li Y., Shen P., Wang Z., Zhu G. In-depth fluid diversion by pre-gelled particles. Laboratory study and pilot testing. In: SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium. Tulsa, Oklahoma, April 2000, Paper Number: SPE-59362-MS. 

Fielding R.C., Jr., Gibbons D.H., Legrand F.P. In-depth drive fluid diversion using an evolution of colloidal dispersion gels and new bulk gels: an operational case history of North Rainbow Ranch unit. SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, April 1994, Paper Number: SPE-27773-MS. 

Mack J.C. and Smith J.E. In-depth colloidal dispersion gels improve oil recovery efficiency. SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium, Oklahoma, April 1994, Paper Number: SPE 27780-MS. 

Natarajan D, McCool C.S., Green D.W., Willhite G.P. Control of In-Situ Gelation Time for HPPAM-Chromium Acetate Systems. SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, OK, (19-22 April 1998), Paper SPE 39696-MS.

Pu W., Zhao S., Wang S., Wei B., Yuan C., Li Y. Investigation into the migration of polymer microspheres (PMs) in porous media: Implications for profile control and oil displacement. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, Vol. 540, 2018, pp. 265-275. 

Ranganathan R., Lewis R., McCool C.S., Green D.W., Willhite G.P. Experimental study of the gelation behavior of a polyacrylamide/aluminum citrate colloidal-dispersion gel sys-tem. SPE Journal, Vol. 3, No. 4, 1998, pp. 337-343, Paper Number: SPE-52503-PA.

Skauge T., Spildo K., Skauge A. Nano-sized particles for EOR. 2010, Paper Number: SPE-129933-MS. 

Smith J.E. Performance of 18 polymers in aluminum citrate colloidal dispersion gels. SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, San Antonio, Texas, February 1995. Paper Number: SPE-28989-MS. 

Spildo K., Skauge A., Aarra M.G., Tweheyo M.T. A new polymer application for North Sea reservoirs. SPE Res. Eval. And Eng., Vol. 12, No. 3, 2009, pp. 427-432, Paper Num-ber: SPE-113460-PA. 

Spildo K., Skauge A., Skauge T. Propagation of colloidal dispersion gels (CDG) in laboratory corefloods. SPE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, USA, April 2010, Paper Number: SPE-129927-MS 

Suleimanov B.A., Guseynova N.I., Veliyev E.F. Control of displacement front uniformity by fractal dimensions. SPE Russian Petroleum Technology Conference, Moscow, Russia, October 2017a, Paper Number: SPE-187784-MS.

Suleimanov B.A., Ismayilov R.H., Abbasov H.F., Wang W.Z., Peng S.M. Thermophysical properties of nano- and micro-fluids with [Ni5 (μ5-pppmda)4Cl2] metal string complex particles. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, Vol. 513, 2017b, pp. 41-50.

Suleimanov B.A., Latifov Y.A., Veliyev E.F. Softened water application for enhanced oil recovery. SOCAR Proceedings, No. 1, 2019, pp. 19-29.

Suleimanov B.A., Latifov Y.A., Veliyev E.F., Frampton H. Low salinity and low hardness alkali water as displacement agent for secondary and tertiary flooding in sandstones. In SPE Annual Caspian Technical Conference and Exhibition. 2017, November, Baku, Azerbaijan, Paper Number: SPE-188998-MS.

Suleimanov B.A., Veliyev E.F., Aliyev A.A. Impact of nanoparticle structure on the effectiveness of pickering emulsions for EOR applications. ANAS Transactions, Earth Sciences, Vol. 1, 2021, pp. 82-92.

Suleimanov B.A., Veliyev E.F., Naghiyeva N.V. Preformed particle gels for enhanced oil recovery. International Journal of Modern Physics B, Vol. 34, No. 28, 2020, 2050260.

Veliyev E.F. Application of amphiphilic block-polymer system for emulsion flooding. SOCAR Proceedings, No. 3, 2021, pp. 78-86.

Veliyev E.F., Aliyev A.A. Propagation of nano sized CDG deep into porous media. In SPE Annual Caspian Technical Conference. 2021, October, Paper Number: SPE-207024-MS.

Vishnyakov V., Suleimanov B., Salmanov A., Zeynalov E. Primer on Enhanced Oil Recovery. Gulf Professional Publishing. 2019, 222 p.

Wang D., Han P., Shao Z., Hou W., Seright R.S. Sweep improvement options for the Daqing oil field. SPE Reservoir Eval. Eng., Vol. 11, No. 1, 2008, pp. 18-26.

Yadav U.S. and Mahto, V. Investigating the effect of several parameters on the gelation behavior of partially hydrolyzed polyacrylamide–hexamine–hydroquinone gels. Industr. Eng. Chem. Research., Vol. 52, No. 28, 2013, pp. 9532-9537. DOI: 10.1021/ie 400488a.

Zhao S., Pu W., Wei B., Xu X. A comprehensive investigation of polymer microspheres (PMs) migration in porous media: EOR implication. Fuel, Vol. 235, 2019, pp. 249-258.

Велиев Э.Ф. Комбинированный метод увеличения нефтедобычи на основе технологии АСП. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, Vol. 4, No. 81, 2021a, pp. 41-48.

Велиев Э.Ф. Методы прогнозирования процесса конусообразования. Азербайджанское нефтяное хозяйство, No. 3, 2021б, c. 18-25.

Исмаилов Р.Г., Велиев Э.Ф. Эмульсирующий состав для повышения коэффициента нефтеизвлечения вязких нефтей. Азербайджанское нефтяное хозяйство, No. 5, 2021, c. 22-28.

Кадыров Р.Р., Велиев Э.Ф., Сафиуллина А.Р. Совершенствование технологий проведения ремонтно-изоляционных работ на скважинах. Издательство УГНТУ. Уфа, 2022.

Сулейманов Б.А. Об эффекте проскальзывания при фильтрации газированной жидкости. Коллоидный журнал, T. 59, No. 6, 1997, c. 807-812.