Indagine sperimentale e numerica del poro del polimero

Rapporti scientifici volume 13, numero articolo: 8245 (2023) Citare questo articolo

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I polimeri sono stati utilizzati efficacemente nell'industria petrolifera e del gas per una varietà di applicazioni sul campo, come il recupero avanzato del petrolio (EOR), la conformità dei pozzi, il controllo della mobilità e altre. Le interazioni intermolecolari dei polimeri con la roccia porosa, in particolare l'ostruzione della formazione e le alterazioni associate alla permeabilità, rappresentano un problema comune nel settore. In questo lavoro, vengono presentati per la prima volta i polimeri fluorescenti e l'imaging di singole molecole per valutare l'interazione dinamica e il comportamento di trasporto delle molecole polimeriche utilizzando un dispositivo microfluidico. Vengono eseguite simulazioni su scala dei pori per replicare le osservazioni sperimentali. Il chip microfluidico, noto anche come "Reservoir-on-a-Chip", funziona come un surrogato 2D per valutare i processi di flusso che avvengono alla scala dei pori. Durante la progettazione del chip microfluidico vengono prese in considerazione le dimensioni dei pori di una roccia serbatoio contenente petrolio, che vanno da 2 a 10 nm. Utilizzando la litografia morbida, abbiamo creato il micromodello dal polidimetilsilossano (PDMS). L'uso convenzionale di traccianti per monitorare i polimeri presenta una restrizione dovuta alla tendenza delle molecole del polimero e del tracciante a separarsi. Per la prima volta, sviluppiamo un nuovo metodo di microscopia per osservare il comportamento dinamico dei processi di occlusione e disostruzione dei pori dei polimeri. Forniamo osservazioni dinamiche dirette delle molecole polimeriche durante il loro trasporto all'interno della fase acquosa e il loro raggruppamento e accumulo. Sono state effettuate simulazioni su scala dei pori per simulare i fenomeni utilizzando uno strumento di simulazione a elementi finiti. Le simulazioni hanno rivelato un calo della conduttività del flusso nel tempo all’interno dei canali di flusso che hanno subito accumulo e ritenzione del polimero, il che è coerente con l’osservazione sperimentale della ritenzione del polimero. Le simulazioni di flusso monofase eseguite ci hanno permesso di valutare il comportamento del flusso delle molecole polimeriche taggate all'interno della fase acquosa. Inoltre, vengono utilizzate sia l'osservazione sperimentale che le simulazioni numeriche per valutare i meccanismi di ritenzione che emergono durante il flusso e il modo in cui influenzano la permeabilità apparente. Questo lavoro fornisce nuove informazioni per valutare i meccanismi di ritenzione dei polimeri nei mezzi porosi.

L'allagamento dei polimeri è una tecnica promettente per migliorare chimicamente il recupero del petrolio dai giacimenti convenzionali1,2. Il metodo prevede l'aggiunta di molecole di polimero idrosolubile all'acqua di iniezione per aumentarne la viscosità di fase. L'aumento della viscosità porta a rapporti di mobilità e caratteristiche di flusso frazionato acqua-olio più favorevoli, che migliorano l'efficienza di spazzamento del processo di spostamento3,4,5. Anche se l’allagamento dei polimeri è considerato un metodo EOR maturo, esistono limitate implementazioni a tutto campo dell’allagamento dei polimeri6. Ciò potrebbe essere dovuto alle sfide legate a un’implementazione di successo del processo su scala di campo, di cui il danno causato dalla formazione indotta dai polimeri è uno dei principali contributori7,8,9,10,11. Il danno alla formazione indotto dai polimeri può influire sulle prestazioni di recupero riducendo la permeabilità della formazione e si manifesta come un continuo deterioramento dell'iniettività del pozzo12,13,14,15. L'iniettività dei polimeri è stata legata alla qualità dell'acqua, all'incompatibilità tra l'acqua di iniezione e quella di formazione, alla migrazione fine, tra gli altri fattori13,16. Il danno alla formazione indotto dal polimero correlato all'ostruzione dei pori, o semplicemente all'ostruzione del polimero, è generato dal polimero intrappolato nello spazio dei pori17,18,19,20,21.

Per decenni sono stati dedicati sforzi significativi allo studio del comportamento del trasporto dei polimeri attraverso mezzi porosi e della ritenzione dei polimeri nelle rocce serbatoio22,23,24,25,26. È noto che tre meccanismi principali contribuiscono alla ritenzione complessiva del polimero durante il flusso nella roccia porosa, vale a dire l'adsorbimento del polimero, la ritenzione idrodinamica e l'intrappolamento meccanico27,28. Ma nonostante tutti gli sforzi, i meccanismi che causano l’intrappolamento dei polimeri non sono del tutto chiari. Uno dei motivi è che i meccanismi di ritenzione sono tipicamente dedotti indirettamente dalla pressione differenziale e dai profili di concentrazione degli effluenti durante gli esperimenti di allagamento del nucleo. Pertanto, non riescono a distinguere tra diversi meccanismi e a catturare il loro effetto individuale sulle rocce29,30,31,32,33.