В статье рассмотрено исследование ПАВ обратного притока в композиции с наночастицами, применяемыми для улучшения обратного притока жидкости гидроразрыва пласта (ГРП) с целью ускорения вывода скважины на технологический режим после проведения ГРП, а также увеличения стартового дебита скважины за счет снижения межфазного натяжения на границе вода – нефть и улучшения смачиваемости горной породы. Установлено, что ПАВ обратного притока в концентрациях 2,0 и 2,5 кг/м³ демонстрирует наилучшие результаты с точки зрения растворимости и межфазной активности на границе вода - нефть. Совместное применение ПАВ с наночастицами (НЧ) позволяет достичь значительного снижения межфазного натяжения (МФН) благодаря синергетическому эффекту, в то время как растворы НЧ сами по себе малоэффективны. Оптимальные комбинации ПАВ и НЧ обеспечивают снижение МФН до 0,005 мН/м. Характер изменения МФН зависит от ряда параметров, однако наблюдается общая тенденция снижения МФН в присутствии подобранной концентрации НЧ. Кроме того, отмечается высокая гидрофилизация поверхности при использовании данных композиций, что увеличивает эффективность адсорбции ПАВ. Протестирована возможность улучшения стандартной жидкости ГРП на основе гуара с помощью ПАВ обратного притока и НЧ. Следует отметить, что стабильность растворов НЧ зависит от их концентрации и превалирующей размерности, при этом некоторые композиции подвержены осаждению.
Список литературы
1. Asadi M., Woodroof R.A. Comparative Study of Flowback Analysis Using Polymer Concentrations and Fracturing-Fluid Tracer Methods: A Field Study // SPE-101614-PA. – 2008. – http://doi.org/10.2118/101614-PA
2. Dong X., Trembly J., Bayless D. Techno-economic analysis of hydraulic fracking flowback and produced water treatment in supercritical water reactor // Energy. – 2017. – V. 133. – P. 777–783. - http://doi.org/10.1016/j.energy.2017.05.078
3. Zelenev A.S., Ellena L.B. Microemulsion technology for improved fluid recovery and enhanced core permeability to gas // SPE-122109-MS. – 2009. - http://doi.org/10.2118/122109-MS
4. King G.E. Hydraulic fracturing 101: What every representative, environmentalist, regulator, reporter, investor, university researcher, neighbor and engineer should know about estimating frac risk and improving frac performance in unconventional gas and oil wells // SPE-152596-MS. – 2012. – http://doi.org/10.2118/152596-MS
5. Sharma M.M., Manchanda R. The Role of Induced Un-propped (IU) Fractures in Unconventional Oil and Gas Wells // SPE-174946-MS. – 2015. - http://doi.org/10.2118/174946-MS
6. Formation Damage due to Drilling and Fracturing Fluids and Its Solution for Tight Naturally Fractured Sandstone Reservoirs / Т. Liang [et al.] // Geofluids. – 2017. –
V. 45. - http://doi.org/10.1155/2017/9350967
7. Computed-tomography measurements of water block in low-permeability rocks: Scaling and remedying production impairment / Т. Liang [et al.] // SPE-189445-PA. – 2018. - http://doi.org/10.2118/189445-PA
8. Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов на основе поверхностно-активных веществ / Д.Н. Мусина, Б.Р. Вагапов, О.Ю. Сладковская, Д.А. Ибрагимова // Вестник технологического университета. – 2016. - № 12. – С. 63-67.
9. Волков А.В. Применение ПАВ для увеличения нефтеотдачи пластов // Научный форум. Сибирь. - 2019. - № 2. – С. 22-24.
10. Study on the Mechanism of Nanoemulsion Removal of Water Locking Damage and Compatibility of Working Fluids in Tight Sandstone Reservoirs / J. Wang [et al.] // ACS Omega. – 2020. – № 6 (5). – P. 2910–2919. - http://doi.org/10.1021/acsomega.9b03744
11. Nanoparticles applications for hydraulic fracturing of unconventional reservoirs: A comprehensive review of recent advances and prospects / N. Yekeen [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2019. – V. 178. – P. 41–73. - http://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.02.067
12. The gelation of hydroxypropyl guar gum by nano-ZrO2 / F. Chen [et al.] // Polymers for Advanced Technologies. – 2018. – No. 1 (29). – P. 587–593. - http://doi.org/10.1002/pat.4168
13. The effects of SiO2 nanoparticles on the thermal stability and rheological behavior of hydrolyzed polyacrylamide based polymeric solutions / L.J. Giraldo [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2017. – V. 159. – P. 841–852. - http://doi.org/10.1016/j.petrol.2017.10.009
14. Boric acid incorporated on the surface of reactive nanosilica providing a nano-crosslinker with potential in guar gum fracturing fluid / Z. Zhang [et al.] // Journal of Applied Polymer Science. – 2017. – № 27. - http://doi.org/10.1002/app.45037
15. Study on a Nonionic Surfactant/Nanoparticle Composite Flooding System for Enhanced Oil Recovery / Y. He [et al.] // ACS Omega. – 2021. – № 16 (6). –
P. 11068–11076. - http://doi.org/10.1021/acsomega.1c01038
16. Application of nanometer-silicon dioxide in tertiary oil recovery / H. Zhu, J.H. Xia, Z.G. Sun [et al.] // Acta Pet. Sin. – 2006. – V. 27. – P. 96–99.
