РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ СОСТАВОВ
Аннотация
В настоящей работе исследованы реологические свойства низкотемпературных вариантов гелеобразующих составов, разработанных в ИХН СО РАН для увеличения нефтеотдачи на месторождениях с низкой пластовой температурой – композиция на неорганической основе и композиция полимерно-неорганического состава. Измерения проводили на реометре Haake Viscotester iQ с измерительной системой коаксиальных цилиндров СС25 в осцилляционном режиме с контролируемой деформацией при частоте 1 Гц. В ходе осцилляционного теста зарегистрированы зависимости модуля упругости G’, модуля вязкости G’’ от амплитуды деформации, установлены диапазоны линейной вязкоупругости исследуемых образцов, выбрана величина деформации для кинетических экспериментов. При заданном значении деформации (0,01) получены кинетические зависимости G’, оценена динамика реологических свойств и прочность сформировавшейся структуры. Определено время начала гелеобразования, которое составляет для неорганической композиции: 2300 с при 38 °С, 3900 с при 30 °С, и 21000 с при 20 °С, а для полимерно-неорганической композиции: 200 с при 70 °С, 570 с при 60 °С и 1920 с при 50 °С. Время формирования геля максимальной прочности также увеличивается с ростом температуры. Установлено, что с повышением температуры для всех исследованных систем сокращается время образования геля, а также повышается прочность сформированной структуры – для состава на неорганической основе наблюдается некоторое увеличение максимального значения модуля G’ для 38 и 30 °С (33490 и 32805 Па, соответственно) по сравнению с максимумом зависимости, полученной при 20 °С (24660 Па), а для состава на полимерно-неорганической основе зарегистрировано более существенное увеличение значения модуля G’ с ростом температуры - с 8970 Па для 50 °С до 11680 Па для 60 °С и 14590 Па для 70 °С, при этом общий вид реокинетической зависимости для различных составов и температур не изменяется.
Для цитирования:
Кожевников И.С., Богословский А.В. Реологические свойства низкотемпературных гелеобразующих составов. Изв. вузов. Химия и хим. технология. 2024. Т. 67. Вып. 8. С. 22-28. DOI: 10.6060/ivkkt.20246708.1t.
Литература
Мuslimov R.X. Oil recovery: Past, Present, Future. Ka-zan’: «FéN». 2012. 664 p. (in Russian).
Romero-Zeron L. Chemical Enhanced Oil Recovery (cEOR) – a Practical Overview. London: InTechOpen Ltd. 2016. 200 p. DOI: 10.5772/61394.
Altunina L.K., Kuvshinov V.A. Physico-chemical methods for enhanced oil recovery of oil fields (review). Russ. Chem. Rev. 2007. V. 76. N 10. P. 971-987. DOI: 10.1070/RC2007v076n10ABEH003723.
Altunina L.K., Kuvshinov V.A., Stasyeva L.A., Kuvshinov I.V. Trends and prospects of physicochemical meth-ods for enhanced oil recovery of heavy oil fields. Chemistry for Sustainable Development [Khimiya v Interesah Ustoichivogo Razvitiya]. 2018. V. 26. N 3. P. 240-255 (in Russian). DOI: 10.15372/KhUR20180303.
Muslimov R.Kh. Enhanced oil recovery is a priority direction for the development of the oil industry in modern Russia. Neft. Gaz. Novatsii. 2013. N 4(171). P. 63-73 (in Russian).
Ruzin L.M., Morozyuk O.A., Durkin S.M. Features and innovative ways of highly viscous oil field development. Oil Industry [Neft. Khozvo]. 2013. 8. 51-53 (in Russian).
Altunina L.K., Kuvshinov V.A., Stasyeva L.A., Kuvshinov I.V. Enhanced oil recovery from high-viscosity oil deposits by acid systems based on surfac-tants, coordining solvents and complex compounds. Georesources [Georesursy]. 2019. N 21(4). P. 103-113 (in Russian). DOI: 10.18599/grs.2019.4.103-113.
Kuvshinov I.V., Kuvshinov V.A., Altunina L.K. Field experience of thermotropic compositions application for enhanced oil recovery. Oil Industry [Neft. Khoz-vo]. 2017. N 1. P. 44-47 (in Russian).
Alvarado V., Manrique E. Enhanced oil recovery: An update review. Energies. 2010. V. 3. N 9. P. 1529-1575. DOI: 10.3390/en3091529.
Kuvshinov I.V., Altunina L.K., Kozlov V.V., Sholidodov M.R., Rozhdestvensky E.A. Efficiency of multifunctional oil-displacing and flow-diverting compo-sitions in heterogeneous reservoirs. ChemChemTech [Izv. Vyssh. Uchebn. Zaved. Khim. Khim. Tekhnol.]. 2023. V. 66. N 11. P. 92-100 (in Russian). DOI: 10.6060/ivkkt.20236611.5t.
Sholidodov M.R., Saidentsal A.R., Altunina L.K., Ko-zlov V.V., Kuvshinov V.A., Stasyeva L.A. Evaluation of the GBA acid composition in the displacement of low-viscosity and high-viscosity oil. ChemChemTech [Izv. Vyssh. Uchebn. Zaved. Khim. Khim. Tekhnol.]. 2023. V. 66. N 11. P. 101-109 (in Russian). DOI: 10.6060/ivkkt.20236611.8t.
Malkin A.Ya. Fundamentals of rheology. SPb.: TsOP "Professiya". 2018. 336 p. (in Russian).
Shramm G. Fundamentals of Practical Rheology and Rheometry. M.: Koloss. 2003. 311 p. (in Russian).
Koleshko V.M., Sunka V.Ya, Polýnkova E.V., Krupskaya E.V. Designing intelligent sensor systems for viscosity measurement. Minsk: BNTU. 2010. 81 p. (in Russian).
Solov’ev A.N., Kaplun A.B. Vibration method for measuring the viscosity of liquids. Novosibirsk: Nauka. 1970. 142 p. (in Russian).
Krutin V.N. Oscillating rheometers. М.: Mashinostr. 1985. 160 p. (in Russian).
Vibroviscometer of the SV series. Manual. Electronic resource: https://www.mirvesov.ru/docs/guide/10138.pdf.
Bogoslovskii A.V., Kozhevnikov I.S. Architecture of tuning-fork viscosity sensors. Bashkir. Khim. Zhurn. 2023. V. 30. N 1. P.129-133 (in Russian). DOI: 10.17122/bcj-2023-1-129-133.
Bogoslovskii A.V., Kozhevnikov I.S., Altunina L.K. Viscometer of thixotropic liquids. J. Sib. Fed. Univ. Chem. [Zhurn. Sibir. Fed. Univ. Tekhnika Tekhnologii]. 2023. V. 16. N 3. P. 287-295 (in Russian).
Bogoslovskii A.V., Kozhevnikov I.S., Stasyeva L.A., Altunina L.K. Determination the point of gelation of pol-ymer-containing compositions of the vibrational method. Vestn. TvGU. Ser.: Khimiya. 2017. N 4. P. 91-98 (in Rus-sian).
Bogoslovskii A.V., Galkin V.M., Kozhevnikov I.S. Determination of the gelation point using measuring vessels of various sizes. Gaz. Prom-st’. 2013. N 11. P. 98-100 (in Russian).
Viscometric complex ‘Reoskank’. Catalog of the equipment of the Central Collective Use Center of the I. M. Gubkin Russian State University of Oil and Gas. V 1. Moskva. 2010. P. 88. Electronic resource: www.gubkin.ru/general/structure/scientific_activity/files/Center_RGU.pdf.
