Chemical EOR While Fracturing: An Experimental Study for Evaluating Nanoparticle Additives
Pourquoi ce travail est dans la base
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Notice bibliographique
Résumé
Abstract In this paper, we evaluate the idea of adding nanoparticles (NPs) in fracturing water to enhance its wetting affinity to oil-wet pores and to mobilize part of the oil during the extended shut-in periods. We analyzed the performance of two different nanoparticle additives (NP1 and NP2) on core plugs collected from the Montney Formation. Additive 1 is a colloidal dispersion with highly surface-modified NPs and additive 2 is a micellar dispersion with highly surface-modified silicon dioxide NPs, solvents and surfactants. The proposed methodology consists of the following steps: 1) Characterizing wettability of the candidate rock samples under different conditions of brine salinity and NP concentrations through dynamic contact-angle measurements, 2) Evaluating NP-assisted imbibition oil recovery during the shut-in period by conducting systematic counter-current imbibition tests, and 3) Evaluating pore accessibility by comparing the mean size of the particles formed in the NP solutions measured by dynamic light scattering (DLS) method with pore-throat size distribution of the core plugs obtained from scanning electron microscopy (SEM) and mercury injection capillary pressure (MICP) analyses. The dynamic contact-angle results show that the core plugs are oil-wet in the presence of reservoir brine and fresh water as base fluids, and water-wet in the presence of the NP solutions. Consistently, the measured oil recovery factor (RF) by the NP solutions is 5% to 10% higher than that by the base fluids, which can be explained by the wettability alteration by NPs. Comparing the mean particle size of the NP solutions with the pore-throat size distribution of the plugs evaluates pore accessibility of core plugs. From MICP and SEM analyses, most pores of the rock samples have pore-throat radius in the range of 4 to 100 nm. The mean particle size of NP1 in low-salinity water is less than 30 nm while that of NP2 in low-salinity water is around 40 nm. The NPs can pass through most of the pore throats under low-salinity conditions. This is supported by fast and spontaneous imbibition of the NP solutions into the oil-saturated core plugs, compared with the base cases without the NPs solutions. When salinity increases, the particle size for NP solutions increases to more than 200 nm. Therefore, fewer pores may be accessed by NPs under high-salinity conditions if the NP solutions are not optimized for such conditions.
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Scores Codex et Gemma par catégorie
| Catégorie | Codex | Gemma |
|---|---|---|
| Métarecherche | 0,000 | 0,000 |
| Méta-épidémiologie (sens strict) | 0,000 | 0,000 |
| Méta-épidémiologie (sens large) | 0,000 | 0,000 |
| Bibliométrie | 0,000 | 0,000 |
| Études des sciences et des technologies | 0,000 | 0,000 |
| Communication savante | 0,000 | 0,001 |
| Science ouverte | 0,000 | 0,000 |
| Intégrité de la recherche | 0,000 | 0,000 |
| Charge utile insuffisante (le modèle a refusé de juger) | 0,000 | 0,000 |
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