НЕРАЗРУШАЮЩИЙ РЕОЛОГИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ СТРУКТУРООБРАЗОВАНИЯ В ТЕРМОТРОПНОЙ ПОЛИМЕРНОЙ СИСТЕМЕ
Аннотация
В настоящей работе исследованы изменяющиеся во времени реологические и структурно-механические свойства 3% раствора метилцеллюлозы (MC-2000S) – полимера с нижней критической температурой растворения, используемого в качестве базового компонента термотропных составов разработки Лаборатории коллоидной химии нефти ИХН СО РАН, применяемых для увеличения нефтеотдачи пластов. Измерения проводили на вибрационном вискозиметре «Реокинетика» и на реометре Viscotester iQ производства Haake, оснащенном измерительной системой коаксиальных цилиндров СС25, при нагревании образца с заданной скоростью в осцилляционном режиме. Контроль температуры осуществлялся внешним циркуляционным термостатом (вибрационный вискозиметр) и встроенным в реометр элементом Пельтье (Viscotester iQ). Методом вибрационной вискозиметрии зарегистрирована зависимость вязкости от температуры при постоянном значении частоты колебаний зонда (400 Гц), а в осцилляционном режиме – зависимости компонент упругого модуля и модуля комплексной вязкости от температуры при заданном значении деформации (0,01) и частоты (1 Гц). Показано, что на температурных зависимостях динамической вязкости и модуля комплексной вязкости после достижения минимума вязкости наблюдается рост, связанный со структурированием образца, при этом механического разрушения образца не происходит, как это бывает при использовании ротационной реометрии. Также установлено, что модуль упругости после достижения максимума выходит на плато – формирующаяся структура сохраняется. Результаты, полученные различными методами, качественно совпадают и органично дополняют друг друга – для характеристики исходного маловязкого раствора важна динамическая вязкость, а для характеристики геля существенны его структурно-механические (вязкоупругие характеристики), при этом кинетика процесса в принципе может быть зарегистрирована любым из рассмотренных неразрушающих методов с учетом их естественных ограничений по диапазону вязкости. Результаты работы могут быть полезны при разработке современных методов повышения нефтеотдачи пластов, использующих гель-технологии ограничения водопритока и перераспределения фильтрационных потоков в залежи при добыче нефти.
Для цитирования:
Кожевников И.С., Богословский А.В., Ялугин А.С. Неразрушающий реологический контроль структурообразования в термотропной полимерной системе. Изв. вузов. Химия и хим. технология. 2026. Т. 69. Вып. 7. С. 20-26. DOI: 10.6060/ivkkt.20266907.1t.
Литература
Мuslimov R.Kh. Oil recovery: Past, Present, Future. Kazan’: «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., Stasyeva L.A., Kuvshinov I.V. Trends and prospects of physicochemical meth-ods for enhanced oil recovery of heavy oil fields. Chem. Sustain. Dev. 2018. V. 26. N 3. P. 240-255 (in Russian). DOI: 10.15372/KhUR20180303.
Muslimov R.Kh. Enhanced oil recovery is a priority di-rection 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. Neft. khozyaystvo. 2013. N 8. P. 51-53 (in Russian).
Abu El Ela M., Sayyouh H., El Tayeb S. An integrated approach for the application of the enhanced oil recovery projects. J. Petrol. Sci. Res. V. 3. N 4. 2014. P. 176-188. DOI: 10.14355/jpsr.2014.0304.03.
Kovscek A.R. Emerging challenges and potential futures for thermally enhanced oil recovery. J. Petrol. Sci. Eng. 2012. N 99. P. 130-143. DOI: 10.1016/j.petrol.2012.08.004.
Wei B., Romero‐Zero’N L., Rodrigue D. Oil displacement mechanisms of viscoelastic polymers in enhanced oil recovery (EOR): A review. J. Petrol. Expl. Prod. Technol. 2014. N 4. P. 113-121. DOI: 10.1007/s13202-013-0087-5.
Zargartalebi M., Kharrat R., Barati N. Enhancement of surfactant flooding performance by the use of silica Nanoparticles. Fuel. 2015. N 143. P. 21-27. DOI: 10.1016/j.fuel.2014.11.040.
Abidina A.Z., Puspasaria T., Nugroho W.A. Polymers for enhanced oil recovery technology. Procedia Chem. 2012. N 4. P. 11-16. DOI: 10.1016/j.proche.2012.06.002.
Sheng J.J. A comprehensive review of alkaline-surfactant-polymer (ASP) flooding. Asia-Pacific J. Chem. Eng. 2014. V. 9. N 4. P. 471-489. DOI: 10.1002/apj.1824.
Sholidodov M.R., Kozlov V.V., Altunina L.K., Kuvshinov V.A., Stas'eva L.A. Laboratory testing of acidic EOR oil-displacing compositions based on surfactants, inorganic acid adduct and polyols. J. Sib. Fed. Univ. Chem. 2022. V. 15. N 2. P. 186-196. DOI: 10.17516/1998-2836-0283.
Altunina L.K., Kuvshinov V.A., Stas'eva L.A., Kuvshi-nov I.V., Kozlov V.V. Oil-displacing surfactant composi-tion with adjustable viscosity to increase oil recovery of high-viscosity oil deposits. Georesursy. 2016. V. 18. N 4. Pt. 1. P. 281-288 (in Russian). DOI: 10.18599/grs.18.4.5.
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 surfactants, coordining solvents and complex compounds. 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. Neft. Khoz. 2017. N 1. P. 44-47 (in Russian).
Malkin A.Ya. Fundamentals of rheology. SPb.: TsOP "Professiya". 2018. 336 p. (in Russian).
Malkin A.Ya., Safieva R.Z. Rheology of oil and oil products: Theory and practice: textbook. SPb.: TsOP "Professiya". 2019. 178 p. (in Russian).
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., 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).
Kozhevnikov I.S., Bogoslovskii А.V. Kinetics features of structure formation in a thermotropic polymer system. ChemChemTech [Izv. Vyssh. Uchebn. Zaved. Khim. Khim. Tekhnol.]. 2025. V. 68. N 8. P. 2631. DOI: 10.6060/ivkkt.20256808.9t.
Kozhevnikov I.S., Bogoslovskii А.V. Rheological properties of low-temperature gelforming compositions. ChemChemTech [Izv. Vyssh. Uchebn. Zaved. Khim. Khim. Tekhnol.]. 2024. V. 67. N 8. P. 2228. DOI: 10.6060/ivkkt.20246708.1t.
