NANO2021-Nanoteknologi og nye materiale

Høy vannsproduksjon oppstår normalt som et problem sent i produksjonsperioden til et vannflømmet oljereservoar. Dette skyldes ofte reservoarheterogeniteter. Dyp plassering av gel kan blokkere kanaler med høy vannstrøm og avlede vannet til andre deler av reservoaret. Dette gir potensial for redusert vannproduksjon og økt oljeproduksjon. Målet med dette prosjektet var å utvikle gelsystemer basert på innovativ kjemi der nanopartikler tas i bruk som kryssbindere, og der geleringstiden kan økes tilstrekkelig for å få kjemikaliene til ønsket posisjon i reservoaret. Videre skulle mekanismer for reaksjon og transport av gelens bestanddeler beskrives slik at det muliggjør modellering av gelens plassering. Det vitenskapelige arbeidet i prosjektet ble utført gjennom fire delprosjekter som er kort beskrevet nedenfor. SP1: Hybrid materials as sweeping efficiency modifier: Flere typer funksjonelle nanopartikler (FN-partikler) ble syntetisert og deaktivert ved kjemisk blokkering av partiklenes aktive grupper. Synteseveier og effekter av å justere synteseparametrene har blitt evaluert. Reaktiviteten til de resulterende FN-partiklene har blitt testet ved å måle viskositet og geldannelse som funksjon av tid ved 80 °C i syntetisk sjøvann. Resultater viser at det var mulig å redusere geldannelsen ved blokkering av reaktive steder med påfølgende aktivering ved langsom hydrolyse. I en annen tilnærming, der bare deler av de aktive gruppene ble blokkert, ble det funnet at ved delvis deaktivering kunne geldannelsen kontrolleres til å variere fra dager til flere måneder. SP2: Nanogels from polyelectrolyte complexes (PEC):Dette delprosjektet ble gjennomført i samarbeid med Texas A&M University. Prøver med bare Cr-ioner som krysslinker, prøver basert på den opprinnelige Texas A&M PEC-Cr oppskriften og prøver med aktiverte nanopartikler ble framstilt og viskositeten ble målt som funksjon av tid. Ved å innlemme Cr3+ ioner i PEC partikler preparert etter publiserte prosedyrer var det mulig å forsinke geldannelsen i størrelsesorden 20 dager for aldring ved 50 °C. Ved 80 °C var geldannelsen imidlertid mye raskere. Da PEC ble modifisert ved å bytte de opprinnelige polykationene med aktive FN-partikler, og ved å bytte polyanion, ble geldannelsen ved 80 °C forsinket i størrelsesorden 20 dager eller lengere. Dette indikerer at det kan være gangbart å framstille poly-elektrolyttkomplekser med aktiv FN som polykation. SP3: Transport of nanoparticles: Det er utført flere flømmingsforsøk i sandsteinskjerner med nanopartikler og polymer alene og i blandinger. Resultatene viser at polymer adsorpsjon, retensjon og utilgjengelig porevolum (IPV) generelt ble redusert ved nærvær av nanopartikler. Adsorpsjon, total retensjon og IPV var høyere i Berea sammenlignet med Bentheimer. Polymer som ble adsorbert eller på annen måte fanget under injeksjon ble ikke frigjort under påfølgende vanninjeksjon. Nanopartikler som ble fanget ble delvis frigjort. Nanopartiklene hadde ubetydelig effekt på permeabilitet, mens polymer reduserte permeabiliteten betydelig. In-situ geldannelse med det mest lovende systemet utviklet i SP1 viste at sterk gel kunne dannes i det porøse materialet, avhengig av geleringstiden. SP4: Numerical simulation of the hybrid gel/polymer interaction with water/oil/soil: Det er utviklet en matematisk modell for 1D tofasestrøm med polymer og nanopartikler. Modellen er implementert og testet med resultater fra kjerneflømmingsforsøkene. Det er også utført simuleringer ved bruk av et syntetisk datasett der polymerviskositeten avhenger av polymerkonsentrasjon, og konsentrasjon og alder av nanopartikler. Simulatoren beregner også nanopartiklenes aldersprofil i løsning samt aldersprofilen til absorberte nanaopartikler. Dvs. for hvert tidspunkt og posisjon er det gitt to aldersprofiler av nanopartiklene. Aldersprofilen til nanopartiklene i løsning innvirker på partiklenes evne til å krysskoble og danne gel sammen med polymer, og formuleringen muliggjør simulering av gel som dannes langt fra injeksjonspunktet. Simulatoren inkluderer også vanlige effekter av polymer på vannmobilitet, slik som skjærtynning, permeabilitetsreduksjon fra absorbert polymer, og IPV for polymer og nanopartikler I en annen tilnærming er det etablert en alternativ 1D-modell for transport av polymer og nanopartikkel ved vannflømming. Også i denne modellen fungerer nanopartiklene som kryssindere. En konstitutiv ligning er formulert basert på geleringsdata for et gitt sett av polymerkonsentrasjoner, en gitt type nanopartikler og målte geleringstider. I modellen brukes en oppholdstid for nanopartiklene for å relatere viskositeten til kryssbundet polymer når blandingen transporteres. En foreløpig anvendelse av modellen har vært enkle simuleringer av injeksjon av tidsforsinket gelende polymer for å illustrere modellens funksjonalitet og utførsel av en følsomhetsanalyse.

This project will develop competence and technology within in-depth gel placement for water diversion. New hybrid nanogel systems will be developed based on "green" technology. The gel systems will be based on novel multifunctional hybrid polymers prepare d at SINTEF Materials and Chemistry (FunzioNano?) and polyelectrolyte complexes developed at Kansas University. Testing infrastructures at NTNU IPT, NTNU NanoLab and SINTEF Petroleum Research will be used in the experimental work. Numerical simulation inc luding molecular dynamic simulation will be based in competence of SINTEF Materials and Chemistry and SINTEF Petroleum Research. Following research tasks are included in this project: SP1: Hybrid materials based on FunzioNano as sweep efficiency modifier SP2: Nanogels from polyelectrolyte complexes based on systems developed at Kansas University SP3: Transport of chemical system including nanoparticles in reservoir formations SP4: Numerical simulation including molecular dynamic simulation of the hybrid gel/polymer interaction with water/oil/rock system. SP5: Dissimilation and networking SP6: Project management The project will edicate 1 PhD candidate at NTNU with focus on applying nano technology within EOR.