МРНТИ⃰: 31.25.19

HYDROPHOBICALLY MODIFIED HYDROGELS IN OIL RECOVERY

МҰНАЙ ӨНДІРУДЕГІ ГИДРОФОБТЫ МОДИФИКАЦИЯЛАНҒАН ГИДРОГЕЛЬДЕР

ГИДРОФОБНО-МОДИФИЦИРОВАННЫЕ ГИДРОГЕЛИ В НЕФТЕДОБЫЧЕ

*А.К. Оразалинова

E-mail: akmaralorazalinova04@mail.ru

Телефон: 87006688643

Ж.Р. Аканова

E-mail: jsnelakanova@mail.ru

Д.М. Самарханова

E-mail: dilnaz6598@gmail.com

Университет Шакарима, г. Семей, Республика Казахстан

Аннотация

В статье представлены результаты синтеза гидрофобно-модифицированных гидрогелей, полученных методом радикальной полимеризации на основе акриламида, лаурил акрилата и октадецил акрилата. Изучены свойства полученных материалов в различных условиях, включая высокие температуры, ионную силу и щелочную среду. Показано, что данные гидрогели обладают высокой набухающей способностью и механической устойчивостью, что делает их перспективными в задачах ограничения водопритока в нефтяных пластах. Разработка таких материалов открывает новые возможности для увеличения нефтеотдачи и продления срока эксплуатации скважин. Их можно адаптировать под конкретные геохимические условия месторождений.
Ключевые слова: гидрогели, лаурил акрилат, октадецил акрилат, нефтедобыча, PPG, набухание, термостабильность, радикальная полимеризация, водоизоляция, ионная сила.

Abstract

This paper presents the synthesis and investigation of hydrophobically modified hydrogels based on acrylamide, lauryl acrylate, and octadecyl acrylate using free-radical polymerization. The hydrogels were tested under conditions of high temperature, salinity, and alkaline pH. The results demonstrate high swelling ability and mechanical strength, making these materials promising for water shutoff applications in oil reservoirs. The development of such systems opens new possibilities for enhancing oil recovery and extending the operational life of wells. These hydrogels can be tailored to specific geochemical conditions of oilfields.
Keywords: hydrogels, lauryl acrylate, octadecyl acrylate, oil recovery, PPG, swelling, thermal stability, radical polymerization, water shutoff, ionic strength.

Аңдатпа

Мақалада акриламид, лаурил акрилат және октадецил акрилат негізінде алынған гидрофобты модификацияланған гидрогельдердің синтезі ұсынылған. Жоғары температура, иондық күш және сілтілік орта жағдайларында зерттеулер жүргізілді. Алынған гидрогельдердің жоғары ісіну қабілеті және механикалық беріктігі анықталды, бұл оларды мұнай өндіруде су ағынын шектеу мақсатында қолдануға мүмкіндік береді. Мұндай жүйелерді жасау мұнай қайтарымын арттыру және ұңғымалардың жұмыс істеу мерзімін ұзарту үшін жаңа мүмкіндіктер ашады. Бұл гидрогельдер кен орындарының нақты геохимиялық жағдайларына бейімделе алады.
Кілт сөздер: гидрогельдер, лаурил акрилат, октадецил акрилат, мұнай өндіру, PPG, ісіну, термотұрақтылық, радикалды полимерлеу, су ағынын шектеу, иондық күш.

ВВЕДЕНИЕ

Современная нефтедобыча сталкивается с проблемой обводненности скважин, приводящей к снижению дебита нефти, увеличению затрат на переработку и ускоренному износу оборудования. Применение гидрогелей как селективных закупоривающих агентов позволяет частично решить данную проблему, однако традиционные гидрогели теряют эффективность в условиях высокой температуры, минерализации и нестабильного pH. Введение гидрофобных фрагментов в полимерную сеть существенно повышает устойчивость гидрогелей к агрессивным пластовым условиям [1–6]. Таким образом, разработка и исследование гидрофобно-модифицированных гидрогелей (ГМГ) на основе акриламида, лаурил акрилата (LA) и октадецил акрилата (OA) является актуальной задачей в контексте повышения эффективности нефтедобычи.
Цель исследования: Синтез ГМГ на основе акриламида с включением LA и OA, исследование их физико-химических свойств и анализ применимости для снижения обводненности нефтяных скважин.
Объект исследования: ГМГ на основе акриламида, LA и OA.
Методика эксперимента: Синтез гидрогелей проводился в водной среде с использованием SDS как стабилизатора, ТМЭД и персульфата аммония — как системы инициации. После полимеризации гели сушили и измельчали. Далее образцы подвергались
ИК-спектроскопии (определение состава); гравиметрии (набухание в воде и растворах NaCl); измерению давления в фильтрационной установке; механическим испытаниям на модуль Юнга. Содержание гидрофобных мономеров варьировалось от 5 до 15%.

Результаты и обсуждения
Методом свободно-радикальной полимеризации были получены ГМГ на основе акриламида и LA и OA при 10, 15% содержаниях мономеров. ИК-спектры полученных гидрогелей подтверждают свободно-радикальную полимеризацию: отсутствуют полосы двойных связей, наблюдаются характерные пики NH-, CH- и C=O-групп.

Гидрогели с содержанием LA и OA 15% показали наибольшую механическую устойчивость и степень набухания. Результаты исследования кинетики набухания показали, что образцы с LA 15% обладают наибольшей водоудерживающей способностью, при этом равновесие достигалось за 65 часов. Гидрогели LA в целом набухают активнее, чем OA, что объясняется меньшей длиной алкильной цепи и лучшей совместимостью с водой.
Повышение температуры до 80 °С увеличивает степень набухания всех образцов за счет ускоренной диффузии воды. При увеличении ионной силы (до 150 г/л NaCl) наблюдается снижение набухания, но гели сохраняют стабильность. В щелочной среде (pH > 10) LA-гели демонстрируют скачкообразный рост набухания за счет ионизации акрилатных групп.
Исследование закупоривающих свойств полученных гидрогелей для дальнейшего использования в нефтедобыче в целях увеличения нефтеотдачи проводили с помощью установки для фильтрационных исследований в соответствии с Рисунком 3 - Установка для фильтрационных испытаний:
1- насос высокого давления, 2-аккумулятор и 3-песчаник с месторождения [5].

Рисунок 3 - Установка для фильтрационных испытаний:
1-насос высокого давления, 2-аккумулятор и 3-песчаник с месторождения

Высоко гидролизованный гель полиакриламида (HPAM) без препятствий проходит с давлением 0,005 МПа. Фильтрационные испытания показали, что смеси HPAM с ГМГ на основе LA и OA обеспечивают повышение давления впрыска до 0,05 и 0,03 МПа соответственно, эффективно блокируя проницаемые зоны. Это в 6–10 раз выше, чем при использовании только HPAM.
Результаты механического анализа представлены на Рисунке 4 - Зависимость деформации гидрогелей от напряжения и на Рисунке 5 - Модуль Юнга гидрогелей.

Выводы
Гидрофобно-модифицированные гидрогели на основе LA и OA обладают высокой термостойкостью, устойчивостью к ионной силе и щелочной среде, что делает их перспективными для применения в нефтедобыче. Использование LA и OA в составе гидрогеля позволяет синтезировать материалы с регулируемыми реологическими свойствами и высокой набухающей способностью, адаптированными к условиям эксплуатации в нефтяных пластах.
Результаты данного исследования подтверждают эффективность применения гидрофобно-модифицированных гидрогелей в нефтедобыче. Гидрогели на основе LA и OA демонстрируют устойчивость при высокой температуре, различных значениях pH и ионной силе. Благодаря этим свойствам их можно использовать для ограничения водопритоков, изоляции высокопроницаемых зон и повышения нефтеотдачи пластов.

Список литературы
1. Yelemessova G., Gussenov I., Ayazbayeva A., Shakhvorostov A., Orazzhanova L., Klivenko A., Kudaibergenov S. Preparation and Characterization of Preformed Polyelectrolyte and Polyampholyte Gel Particles for Plugging of High-Permeability Porous Media // Gels. – 2024. – Vol. 10, No. 9. – P. 562.
2. Li Z., Wang Y., He H., Yuan F., Liu H., Chen Y. Insights into the effects of salinity on the transport behavior of polymer-enhanced branched-preformed particle gel suspension in porous media // Energy Fuels. – 2021. – Vol. 35. – P. 1104–1112.
3. Elaf R., Ben Ali A., Saad M., Hussein I. A., Nimir H., Bai B. Biodegradable preformed particle gel (PPG) made of natural chitosan material for water shut-off application // Polymers. – 2023. – Vol. 15. – Article 1961.
4. Afsharpour S., Fatemi M., Ghazanfari M. H. Microfluidics investigation of the fracture/matrix interaction mechanisms during preformed particle gel (PPG) treatment in fractured porous media // Geoenergy Sci. Eng. – 2024. – Vol. 234. – Article 212611.
5. Seidy-Esfahlan M., Khodapanah E., Tabatabaei-Nezhad S. A. Production improvement mechanisms in combined low salinity water flooding and preformed particle gel treatment // Results Eng. – 2024. – Vol. 22. – Article 102126.
6. Tao S., Mohamed A., Zh S., Zh Y., Thomas S., Bai B. Evaluation of a novel recrosslinkable hyperbranched preformed particle gel for the conformance control of high-temperature reservoirs with // SPE J. – 2022. – Vol. 27. – P. 3598–3610.
7. Keradeh M., Tabatabaei-Nezhad S. Comprehensive analysis of the effect of reservoir key parameters on the efficacy of DTPA chelating agent in minimizing interfacial tension and enhanced oil recovery // Results Eng. – 2023. – Vol. 19. – Article 101316.
8. Zeqiraj D. Enhanced oil recovery (EOR) project scheduling with multiobjective of maximum net present value and minimum makespan // Results Eng. – 2022. – Vol. 13. – Article 100339.
9. Xu A., Shan F., Yang X., Li J., Wang C. Thief zone identification and classification in unconsolidated sandstone reservoirs: A field case study // J. Pet. Explor. Prod. Technol. – 2021. – Vol. 11. – P. 3451–3462.
10. Heidari S., Ahmadi M., Esmaeilzadeh F., Mowla D. Oil recovery from fractured reservoirs using in situ and preformed particle gels in micromodel structures // J. Pet. Explor. Prod. Technol. – 2019. – Vol. 9. – P. 2309–2317.
11. Olsen H., Briedis N. A., Renshaw D. Sedimentological analysis and reservoir characterization of a multi-Darcy, billion barrel oil field – the Upper Jurassic shallow marine sandstones of the Johan Sverdrup Field, North Sea, Norway // Mar. Pet. Geol. – 2017. – Vol. 84. – P. 102–134.
12. Wei B., Mao R., Tian Q., Lei W., Lu J., Tang J. Performance evaluation of nanocellulose-engineered robust preformed particle gel upon extrusion through 1 to 1.5 mm bead-packed porous media // SPE Reserv. Eval. Eng. – 2023. – Vol. 26. – P. 345–357.
13. Rozhkova Yu. A., Burin D. A., Galkin S. V., Yang H. Review of microgels for enhanced oil recovery: Properties and cases of application // Gels. – 2022. – Vol. 8. – Article 112.
14. Alhuraishawy A. K., Bai B., Wei M. Combined ionically modified seawater and microgels to improve oil recovery in fractured carbonate reservoirs // J. Pet. Sci. Eng. – 2018. – Vol. 162. – P. 434–445.
15. Deng J., Lian H., Zhuang Y., Zhao H., Wang Z., Tian Y., Lin C., Yuan H., Han M., Lu G., et al. Synthesis and performance evaluation of multi-crosslinked preformed particle gels with ultra-high strength and high-temperature and high-salinity resistance for conformance control // Fuel. – 2024. – Vol. 357. – Article 130027.
16. Liang Y., Wang Z.-L., Jin Y.-X., Tian Y.-Q., Liu X.-M., Guo Y.-J., Fan L., Wang J., Zhang X.-M., Cao M., et al. Heterogeneity control ability in porous media: Associative polymer versus HPAM // J. Pet. Sci. Eng. – 2019. – Vol. 183. – Article 106425.
17. Wu Q.-H., Ge J.-J., Ding L., Zhang G.-C. Unlocking the potentials of gel conformance for water shutoff in fractured reservoirs: Favorable attributes of the double network gel for enhancing oil recovery // Pet. Sci. – 2023. – Vol. 20. – P. 1005–1017.