بررسی تاثیر نانوذرات کربنی عامل‌‌دار بر پایداری فوم ‌دی‌اکسید‌کربن پایدار شده با سورفکتانت ویسکوالاستیک

با توجه به اینکه عمر بیشتر مخازن نفتی دنیا از جمله ایران به نیمه دوم خود رسیده و میزان برداشت نفت از آنها به مقدار قابل ملاحظه‌ای کاهش یافته است، استفاده از روش‌های ازدیاد برداشت را امری اجتناب‌ناپذیر می‌نماید. در این میان تزریق گاز دی‌اکسید‌کربن در چند دهه گذشته مورد توجه خاصی قرار داشته است. اما از طرفی تحرک‌پذیری بالای گازها در مقایسه با نفت، باعث شده است از سورفکتانت‌ها و تزریق گاز به‌صورت فوم استفاده شود که تحرک‌پذیری گاز را تا حد قابل قبولی کاهش می‌دهد. در این مطالعه از ترکیب دو نوع سورفکتانت آنیونی و زویتریونیک استفاده شده است. با انجام آزمون رفتار فازی، ترکیب بهینه دو سورفکتانت پیدا شده به‌نحوی‌که بیشترین میزان میکروامولسیون نفت در آب تشکیل شود. ترکیب به‌دست آمده باعث ایجاد فوم نیتروژن و co2 پایدار در شوری آب دریای خلیج فارس و در تماس با نفت شده است. به‌دلیل استفاده از سورفکتانت زویتریونیک، پایداری فوم co2 به‌میزان 9/20% از فوم نیتروژن بیشتر بوده است. با بررسی نیمه‌عمر فوم co2 توسط آزمون ستون‌فوم، نیمه‌عمر فوم در غلظت بهینه به‌میزان min 145 مشاهده شد. تاثیر نانوذرات کربنی عامل‌‌دار بر میزان میکروامولسیون نفت در آب و پایداری فوم co2 مورد مطالعه قرار گرفته است و نانوذرات کربنی دارای گروه عاملی آمین-کربوکسیل-هیدروکسیل بهترین عملکرد را داشته و پایداری فوم تا 75% بهبود یافته است. همچنین جهت اطمینان از عملکرد فوم در شرایط دینامیکی، تزریق فوم co2 در میکرومدل انجام پذیرفت و با تزریق فوم co2 مقدار 4/86% از نفت اولیه بازیابی شد. استفاده از نانوذرات کربنی دارای گروه عاملی آمین-کربوکسیل-هیدروکسیل باعث بهبود بازیابی نفت اولیه به‌میزان 5/13% شده و 5/99% از نفت اولیه بازیابی شد.

investigating the effect of functionalized carbon nanoparticles on the stability of carbon dioxide foam stabilized with viscoelastic surfactant

introduction approximately, 65% of the oil initially in place (oiip) is typically left in the reservoir during the extraction of oil from underground reservoirs. this leftover oil is a target for enhanced oil recovery (eor) techniques, which at the moment include thermal recovery, gas or solvent flooding, chemical flooding, and combinations of these [1]. on the other hand, to reach the emission targets of keeping global warming to 1.5 degrees celsius, large-scale co2 storage in subterranean geological formations is necessary [2]. as a result, when both oil production and co2 storage are co-optimized using co2 eor, it can be a cheap way to build the infrastructure required for large-scale projects [3]. the co2 eor process has drawbacks, primarily because of its extremely low viscosity (0.02-0.07 cp at 25°c and 950-1450 psi) in comparison to most crude oils in subterranean deposits [4]. to address mobility concerns brought on by co2 flooding and to enhance residual oil recovery using a variety of techniques, including foam production, sweep enhancement, ift reduction, and crude oil emulsification, several researchers have created and executed hybrid co2-based eor approaches [5]. foam has a substantially higher effective viscosity than gas, hence it has been studied if foam can increase the sweep efficiency of injected co2 or other gases. there are frequent conflicts between the appropriate surfactant structures for perfect foam and ultra-low ift. for example, the long hydrophobic tail and branched alkyl chain are good for low ift but bad for n2 foams [6]. dong et al. suggested using the mixture of an anionic and a zwitterionic surfactant as an ultra-low ift foam. they mixed internal olefin sulfonate (ios) and lauryl betaine (lb) with a 4:6 ratio. but this composition stays unstable in the presence of divalent ions. as a result, they suggested adding a carboxylate surfactant l38 as a co-surfactant third component [7]. functionalized nanoparticles have recently gained recognition as substitute foam support materials. these particles gravitate toward the gas-liquid interface and the foam's plateau boundary, where they seek to arrange themselves preferentially [8]. as a result, there is less direct contact between gas and liquid. this in turn aids in raising the capillary pressure's maximum threshold and results in a decrease in liquid drainage and gas diffusion, reducing bubble rupture (coarsening) and coalescence [9]. sakhthivel et al. investigated the effect of carbon nanodots (cnd), sodium carbon nanodots (nacnd), and ammonium carbon nanodots (nh4cnd) on the foam stability of 6 types of surfactants in the absence of oil. as a result, they showed that carbon nanoparticles improved the foam stability by 70% even in very low concentrations of about 5-100 ppm [10]. in this study, we aim to propose a stable surfactant formulation free of alkali, to produce foam with proper stability in contact with oil and low ift. then, we used a carbon nanoparticle with multi-functional groups and compared its effect on foam stability and recovery during micromodel injection with other functionalized