Kazakhstan journal for oil & gas industryKazakhstan journal for oil & gas industry2707-42262957-806XKMG Engineering10862210.54859/kjogi108622Научная статьяСинтетические полиамфолиты на основе производных акриламида – новый класс полимерных реагентов для увеличения нефтеотдачи пластовГусеновИскандер Шахсавановичiskander.gusenov@mail.ruhttps://orcid.org/0000-0002-9820-7952ШахворостовАлексей ВалерьевичAlex.hv91@gmail.comhttps://orcid.org/0000-0003-3502-6123МухаметгазыНурбатырNurbatyr.kaz@gmail.comКудайбергеновСаркыт Елекенович<p>профессор, докт. хим. наук</p>Skudai@mail.ruИнститут полимерных материалов и технологий21012023441041160610202206122022Copyright © 2023, Гусенов И.Ш., Шахворостов А.В., Мухаметгазы Н., Кудайбергенов С.Е.2023<p><strong>Обоснование.</strong> Благодаря высокой эффективности полимерное заводнение получило широкое применение на месторождениях Казахстана. Однако в условиях высокой минерализации воды для обеспечения проектной вязкости растворов нужны высокие концентрации полимеров, поэтому необходимы полимеры, которые при концентрациях не выше 0,10,2% позволят увеличить вязкость воды до 2050 сП при минерализации пластовых вод выше 200 г/л.</p> <p><strong>Цель.</strong> Целью данной работы является исследование соле- и термостойких свойств линейного полиамфолита на основе акриламида, анионного мономера натриевой соли 2-акриламидо-2-метил-1-пропансульфоновой кислоты и катионного мономера (3-акриламидопропил) триметиламмоний хлорида и обоснование его применимости в нефтедобыче.</p> <p><strong>Материалы и методы.</strong> В работе использовались воды с минерализацией 200300 г/л, а также нефти с вязкостями 60, 138 и 420 сП. Для имитации пористой среды были выбраны насыпные песчаные модели и газобетон с большой пористостью. В качестве полимеров использовались гидролизованный полиакриламид с молекулярной массой 17 млн Да и тройной полиамфолит с молекулярной массой 2,9 млн Да. Для сравнения эффективности данных полимеров в условиях высокой минерализации были проведены опыты по замеру динамической вязкости и коэффициента вытеснения нефти.</p> <p><strong>Результаты.</strong> Показано, что закачка 0,25% раствора тройного полиамфолита, растворенного в воде с минерализацией 200 г/л, в песчаные модели увеличивает коэффициент вытеснения нефти на 2328% по сравнению с закачкой пластовой воды. В идентичных условиях закачка раствора гидролизованного полиакриламида привела к увеличению коэффициента вытеснения нефти только на 18%.</p> <p><strong>Заключение.</strong> Тройной полиамфолит на основе производных акриламида имеет превосходную нефтевытесняющую способность по сравнению с гидролизованным полиакриламидом в коллекторах с высокой минерализацией. Результаты лабораторных экспериментов могут привлечь внимание специалистов нефтегазовой отрасли и недропользователей к новым разработкам сотрудников Института полимерных материалов и технологий в плане масштабирования синтетических полиамфолитов и проведения опытно-промышленных испытаний.</p>ternary polyampholytesacrylamide derivativessalt and heat resistanceviscositybulk modeloil displacement efficiencyүштік полиамфолиттеракриламид туындыларытұзға және температураға төзімділіктұтқырлыққұм моделімұнайдың ығысу тиімділігітройные полиамфолитыпроизводные акриламида, соле- и термостойкостьвязкостьпесчаная моделькоэффициент вытеснения нефти1.Kudaibergenov SE. Polyampholytes: Synthesis, Characterization and Application. NY: Kluwer Academic/Plenum Publishers, 2002; 220 p.2.Lowe AB, McCormick CL. Synthesis and solution properties of zwitterionic polymers. Chem. Rev. 2002;102 (11):4177–4190. doi:10.1021/cr020371t.3.Kudaibergenov SE. Recent advances in studying of synthetic polyampholytes in solutions. Adv Polym Sci. 1999;144:115–197.4.Kudaibergenov SE. Polyampholytes. In Encyclopedia of Polymer Science and Technology. John Wiley Interscience (NY): Hoboken, 2008; 1–30.5.Kudaibergenov SE. Polyampholytes: Past, Present, Perspectives. Almaty, 2021; 222 p.6.Kudaibergenov S, Jaeger W, Laschewsky A. Polymeric betaines: Synthesis, characterization and application. Adv Polym Sci. 2006;201:157–224.7.Laschewsky A. Structures and synthesis of zwitterionic polymers. Polymers. 2014;6(5):1544–1601. doi:10.3390/polym6051544.8.Singh Paresh K, Singh Vinay K, Singh M. Zwitterionic polyelectrolytes: A Review. e-Polymers. 2007;7. doi:10.1515/epoly.2007.7.1.335.9.He XY, Zhou WR, Xu XJ, Yang W. Preparation and application of zwitterionic polymers. Progress in Chemistry. 2013;25(6):1023–1030.10.Candau F, Joanny J.F. Polyampholytes (Properties in aqueous solution). In: J. C. Salamone, editor. Polymeric Materials Encyclopedia. New York: CRC Press Boca Raton; 1996. P:5476–5488.11.Ohno H, Yoshizawa-Fujita M, Ogihara W. In: H. Ohno, editor. Electrochemical Aspects of Ionic Liquids. New Jersey: John Wiley & Sons, Inc., 2011. P:433–439.12.Fouillet CCJ, Greaves TL, Quinn JF, et al. Copolyampholytes produced from RAFT polymerization of protic ionic liquids. Macromolecules. 2017;50:8965.13.Kudaibergenov SE. Application of polyampholytes in emerging technologies. Materials Today: Proceedings. 2022. doi:10.1016/j.matpr.2022.07.187.14.Ezell RG, McCormick ChL. Electrolyte- and pH-responsive polyampholytes with potential as viscosity-control agents in enhanced petroleum recovery. J Appl Polym Sci. 2007; 104:2812-2821.15.Rabiee A, Ershad-Langroudi A, Jamshidi, H. Polyacrylamide-Based Polyampholytes and Their Applications. Rev. Chem. Eng. 2014;30:501–519. doi:10.1515/revce-2014-0004.16.El-hoshoudy AN, Desouky SEM, Elkady MY, et al. Investigation of optimum polymerization conditions for synthesis of cross-linked polyacrylamide-amphoteric surfer nanocomposites for polymer flooding in sandstone reservoirs. Int. J. Polym. Sci. 2015;1–14. doi:10.1155/2015/318708.17.Chen Z. Polyacrylamide and its derivatives for oil recovery [dissertation]. Doctoral Dissertations; 2016.18.Sherwood NS, Costello CA, Matz GF. Use of polyampholytes to enhance oil and/or gas recovery. United States patent US 4 484 631. 1982.19.Chung HC, Hu YT, Tonmukayakul N, Fitzpatrick H. Ampholyte polymers and methods of treating subterranean formations with the same. United States patent WO 2015/138018 A1. 2015 Sept 17.20.Патент РК № 14007 от 27.05.2002. Кудайбергенов С.Е., Кожабеков Д.Б., Гекелер К.Е. Водорастворимые и водонабухающие полиамфолиты и методы их получения // Kudaibergenov SE, Kozhabekov DB, Gekeler KE. Vodorastvorimye i vodonabukhayushchiye polyamfolity I metody ikh polucheniya. Kazakhstan patent 14007. 2002 May 05. (In russ).21.Mukhametgazy N, Gussenov IS, Shakhvorostov AV, Kudaibergenov SE. Salt tolerant acrylamide-based quenched polyampholytes for polymer flooding. Bull. Karaganda Univ. Chem. Ser. 2020;100:119–127. doi:10.31489/2020Ch4/119-127.22.Gussenov I, Mukhametgazy N, Shakhvorostov A, Kudaibergenov S. Synthesis and characterization of high molecular weight amphoteric terpolymer based on acrylamide, 2-acrylamido-2-methyl-1-propanesulfonic acid sodium salt and (3-acrylamidopropyl)trimethylammonium chloride for oil recovery. Chem. Bull. Kazakh Natl. Univ. 2021;103:12–20. doi:10.15328/cb1243.23.Wever DAZ, Picchion F, Broekhuis AA. Polymers for enhanced oil recovery: A paradigm for structure–property relationship in aqueous solution. Progress in Polymer Science. 2011;36:1558–1628. doi:10.1016/j.progpolymsci.2011.05.006.