当前位置：
X-MOL 学术
›
J. Colloid Interface Sci.
›
论文详情
Our official English website, www.x-mol.net, welcomes your
feedback! (Note: you will need to create a separate account there.)
Pore scale investigation of low salinity surfactant nanofluid injection into oil saturated sandstone via X-ray micro-tomography.
Journal of Colloid and Interface Science ( IF 9.4 ) Pub Date : 2019-12-12 , DOI: 10.1016/j.jcis.2019.12.043 Nilesh Kumar Jha 1 , Maxim Lebedev 2 , Stefan Iglauer 3 , Muhammad Ali 4 , Hamid Roshan 5 , Ahmed Barifcani 2 , Jitendra S Sangwai 6 , Mohammad Sarmadivaleh 2
Journal of Colloid and Interface Science ( IF 9.4 ) Pub Date : 2019-12-12 , DOI: 10.1016/j.jcis.2019.12.043 Nilesh Kumar Jha 1 , Maxim Lebedev 2 , Stefan Iglauer 3 , Muhammad Ali 4 , Hamid Roshan 5 , Ahmed Barifcani 2 , Jitendra S Sangwai 6 , Mohammad Sarmadivaleh 2
Affiliation
|
HYPOTHESIS
Low salinity surfactant nanofluids have recently shown promising characteristics in wettability alteration of the silicate-based rock representative substrate and interfacial tension reduction of oil/aqueous phase interface. Pore level understanding of the physical processes entailed in this new class of low salinity injection fluids in oil-phase saturated real rock porous media is required, which has not been conceived yet.
EXPERIMENTS
Thus, we investigate the oil recovery performance and possible mechanisms of oil recovery by the injection of low salinity surfactant (SDBS, 1.435 mM) aqueous solutions (with 0%, 0.01% and 0.1% (by weight) ZrO2 nanoparticles) into the oil phase saturated Doddington sandstone miniature core plugs. The designed experiment involves core flooding with X-ray transparent core-holder developed in-house and analysis/processing of the acquired image data.
FINDINGS
The injection of low salinity surfactant nanofluids with 0.01% ZrO2 nanoparticles leads to maximum oil phase recovery. The results suggest that the dominating mechanisms for oil recovery are wettability alteration, inherent interfacial tension reduction, and the effect of significant amount of microemulsions formation is rather trivial. Low salinity effect, even in combination with surfactant, caused fines migrations (not reported earlier), is found to be significantly mitigated using nanoparticles. This new class of fluids may significantly enhance oil recovery.
中文翻译：
通过X射线显微断层照相术研究将低盐度表面活性剂纳米流体注入油饱和砂岩的孔隙度。
假设低盐度表面活性剂纳米流体最近在硅酸盐基岩石代表基质的润湿性改变和油/水相界面的界面张力降低方面显示出令人鼓舞的特性。需要对油相饱和真实岩石多孔介质中这类新的低盐度注入流体所涉及的物理过程进行孔隙水平的了解，但尚未想到。实验因此，我们研究了通过向油中注入低盐度表面活性剂（SDBS，1.435 mM）水溶液（含0％，0.01％和0.1％（按重量计）的ZrO2纳米颗粒）来研究采油性能和采油的可能机理。相饱和的多丁顿砂岩微型岩心塞。设计的实验包括使用内部开发的X射线透明堆芯支架进行堆芯驱替，并对获取的图像数据进行分析/处理。结果注入0.01％ZrO2纳米颗粒的低盐度表面活性剂纳米流体可实现最大的油相回收率。结果表明，采油的主要机理是润湿性的改变，固有界面张力的降低以及大量微乳液形成的影响是微不足道的。发现低盐度效应，即使与表面活性剂结合使用，也会导致细粉迁移（早期未报道），使用纳米颗粒可以显着缓解。这类新的流体可以显着提高采油率。01％的ZrO2纳米颗粒可实现最大的油相回收率。结果表明，采油的主要机理是润湿性的改变，固有界面张力的降低以及大量微乳液形成的影响是微不足道的。发现低盐度效应，即使与表面活性剂结合使用，也会导致细粉迁移（早期未报道），使用纳米颗粒可以显着缓解。这类新的流体可以显着提高采油率。01％的ZrO2纳米颗粒可实现最大的油相回收率。结果表明，采油的主要机理是润湿性的改变，固有界面张力的降低以及大量微乳液形成的影响是微不足道的。发现低盐度效应，即使与表面活性剂结合使用，也会导致细粉迁移（早期未报道），使用纳米颗粒可以显着缓解。这类新的流体可以显着提高采油率。引起的细粉迁移（较早未报道），使用纳米颗粒可以显着缓解。这类新的流体可以显着提高采油率。引起的细粉迁移（较早未报道），使用纳米颗粒可以显着缓解。这类新的流体可以显着提高采油率。
更新日期：2019-12-13
中文翻译：
通过X射线显微断层照相术研究将低盐度表面活性剂纳米流体注入油饱和砂岩的孔隙度。
假设低盐度表面活性剂纳米流体最近在硅酸盐基岩石代表基质的润湿性改变和油/水相界面的界面张力降低方面显示出令人鼓舞的特性。需要对油相饱和真实岩石多孔介质中这类新的低盐度注入流体所涉及的物理过程进行孔隙水平的了解，但尚未想到。实验因此，我们研究了通过向油中注入低盐度表面活性剂（SDBS，1.435 mM）水溶液（含0％，0.01％和0.1％（按重量计）的ZrO2纳米颗粒）来研究采油性能和采油的可能机理。相饱和的多丁顿砂岩微型岩心塞。设计的实验包括使用内部开发的X射线透明堆芯支架进行堆芯驱替，并对获取的图像数据进行分析/处理。结果注入0.01％ZrO2纳米颗粒的低盐度表面活性剂纳米流体可实现最大的油相回收率。结果表明，采油的主要机理是润湿性的改变，固有界面张力的降低以及大量微乳液形成的影响是微不足道的。发现低盐度效应，即使与表面活性剂结合使用，也会导致细粉迁移（早期未报道），使用纳米颗粒可以显着缓解。这类新的流体可以显着提高采油率。01％的ZrO2纳米颗粒可实现最大的油相回收率。结果表明，采油的主要机理是润湿性的改变，固有界面张力的降低以及大量微乳液形成的影响是微不足道的。发现低盐度效应，即使与表面活性剂结合使用，也会导致细粉迁移（早期未报道），使用纳米颗粒可以显着缓解。这类新的流体可以显着提高采油率。01％的ZrO2纳米颗粒可实现最大的油相回收率。结果表明，采油的主要机理是润湿性的改变，固有界面张力的降低以及大量微乳液形成的影响是微不足道的。发现低盐度效应，即使与表面活性剂结合使用，也会导致细粉迁移（早期未报道），使用纳米颗粒可以显着缓解。这类新的流体可以显着提高采油率。引起的细粉迁移（较早未报道），使用纳米颗粒可以显着缓解。这类新的流体可以显着提高采油率。引起的细粉迁移（较早未报道），使用纳米颗粒可以显着缓解。这类新的流体可以显着提高采油率。
京公网安备 11010802027423号