Исследование течений сшитого геля на основе полиакриламида в микрофлюидной модели трещины гидроразрыва пласта

Актуальность исследования обусловлена необходимостью повышения эффективности гидроразрыва пласта в низкопроницаемых коллекторах. Особое значение приобретает разработка альтернативных, менее токсичных сшивающих агентов и применение микрофлюидных технологий для изучения поведения гелей в структуре горной породы, что позволит повысить точность лабораторных исследований и эффективность операций гидроразрыва пласта. Проведен синтез гелей на основе 0,25% частично гидролизованного полиакриламида. Полимеризация геля полиакриламида осуществлялась в присутствии гексамина и аминосилана. Концентрация сшивателей была одинаковой и равной 0,6%. Показано влияние высокотемпературной выдержки на реологию геля без сшивателей и с ними. Установлено, что эффективная вязкость сшитого геля со сшивателями возрастает на порядок после температурной выдержки, в то время как для раствора полиакриламида наблюдалось снижение вязкости за счет его термодеструкции. Выполнено экспериментальное исследование течения гелей в микромодельной трещине. Исследовано влияние сшивателей и температурной выдержки на потери давления при прокачивании гелей. В ходе эксперимента впервые было изучено поведение температурной сшивки геля в микрофлюидной модели трещины при нагреве до 80 °C. При этом было установлено, что гель со сшивателями демонстрирует экспоненциальный рост перепада давления после нагрева, что указывает на успешную сшивку и увеличение потерь давления в 10 раз по сравнению с несшитым раствором полиакриламида.

Пряжников А. И., Пряжников М. И., Бен Ахмед Х., Волченко Е. Н., Минаков А. В. Исследование течений сшитого геля на основе полиакриламида в микрофлюидной модели трещины гидроразрыва пласта // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2025. – № 8. – С. 17–28. DOI: 10.25018/0236_1493_2025_8_0_17.

Исследование выполнено за счет гранта Российского научного фонда № 23-79-30022, https://rscf.ru/project/23–79-30022/.

Пряжников Андрей Иванович¹ — младший научный сотрудник, e-mail: andron2793@yandex.ru, ORCID ID: 0000-0002-6124-037X,
Пряжников Максим Иванович¹ — научный сотрудник, e-mail: arrivent@yandex.ru, ORCID ID: 0000-0001-9143-7950,
Бен Ахмед Хеди¹ — младший научный сотрудник, e-mail: benahmedhedi93@gmail.com,
Волченко Елизавета Николаевна¹ — младший научный сотрудник, e-mail: evolchenko@sfu-kras.ru,
Минаков Андрей Викторович¹ — д-р физ.-мат. наук, доцент, e-mail: tov-andrey@yandex.ru, ORCID ID: 0000-0003-1956-5506,
¹ Сибирский федеральный университет.

Пряжников А.И. e-mail: andron2793@yandex.ru.

1. Viswanathan H. S., Ajo-Franklin J., Birkholzer J. T., Carey J. W., Guglielmi Y., Hyman J. D., Karra S., Pyrak-Nolte L. J., Rajaram H., Srinivasan G., Tartakovsky D. M. From fluid flow to coupled processes in fractured rock: Recent advances and new frontiers // Reviews of Geophysics. 2022, vol. 60, no. 1, pp. 1—65. DOI: 10.1029/2021rg000744.

2. Betancur S., Quevedo L., Olmos C. M. Microfluidic devices, materials, and recent progress for petroleum applications: A review // The Canadian Journal of Chemical Engineering. 2024, vol. 102, no. 7, pp. 2583—2607. DOI: 10.1002/cjce.25214.

3. Пряжников М. И., Минаков А. В., Пряжников А. И., Якимов А. С. Карта режимов течения вода-нефть в прямом микроканале // Письма в ЖТФ. — 2022. — Т. 48. — № 3. — С. 6—9. DOI: 10.21883/PJTF.2022.03.51973.19030.

4. Davoodi S., Al-Shargabi M., Wood D. A., Rukavishnikov V. S. A comprehensive review of beneficial applications of viscoelastic surfactants in wellbore hydraulic fracturing fluids // Fuel. 2023, vol. 338, article 127228. DOI: 10.1016/j.fuel.2022.127228.

5. Jahanbakhsh A., Wlodarczyk K. L., Hand D. P., Maier R. R. J., Maroto-Valer M. M. Review of microfluidic devices and imaging techniques for fluid flow study in porous geomaterials // Sensors. 2020, vol. 20, no. 14, article 4030. DOI: 10.3390/s20144030.

6. Du Y., Mehmani A., Xu K., Kelly S., Balhoff M., Torres-Verdín C. Microfluidic diagnostics of the impact of local microfracture connectivity on hydrocarbon recovery following water injection // Water Resources Research. 2020, vol. 56, no. 7, pp. 1—21. DOI: 10.1029/2019wr026944.

7. Liu J., Wang S., Wang C., Zhao F., Lei S., Yi H., Guo J. Influence of nanomaterial morphology of guar-gum fracturing fluid, physical and mechanical properties // Carbohydrate Polymers. 2020, vol. 234, article 115915. DOI: 10.1016/j.carbpol.2020.115915.

8. Wilson I., Krishna S. Evaluation of rheological properties of guar gum-based fracturing fluids enhanced with hydroxyl group bearing thermodynamic hydrate inhibitors // International Journal of Biological Macromolecules. 2025, vol. 292, article 139261. DOI: 10.1016/j.ijbiomac.2024.139261.

9. Минаков А. В., Пряжников М. И., Неверов А. Л., Скоробогатова А. Д., Шульженко П. Д. Модифицированные одностенными углеродными нанотрубками гуаровые гели для гидроразрыва пласта // Письма в ЖТФ. — 2024. — Т. 50. — № 17. — С. 3—6. DOI: 10.61011/PJTF. 2024.17.58571.19911.

10. Mao J., Mao J., Liu B., Xiao Y., Yang X., Lin C., Zhang Y., Wang Q., Zhang Q. Study of crosslinker size on the rheological properties of borate crosslinked guar gum // International Journal of Biological Macromolecules. 2023, vol. 231, article 123284. DOI: 10.1016/j.ijbiomac.2023.123284.

11. Xu Z., Zhao M., Liu J., Zhang Y., Gao M., Song X., Sun N., Li L., Wu Y., Dai C. Study on formation process and reservoir damage mechanism of blockages caused by polyacrylamide fracturing fluid in production wells // Fuel. 2024, vol. 358, article 130154. DOI: 10.1016/j.fuel.2023.130154.

12. Jiang G., Deng Z., He Y., Li Z., Ni X. Cross-linked polyacrylamide gel as loss circulation materials for combating lost circulation in high temperature well drilling operation // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2019, vol. 181, article 106250. DOI: 10.1016/j.petrol.2019.106250.

13. Wang K., Wen J., Zhang S., Yang L., Yang H., Yu X., Zhang H. Magnetic polyacrylamide-based gel with tunable structure and properties and its significance in conformance control of oil reservoirs // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. 2024, vol. 702, article 135093. DOI: 10.1016/j.colsurfa.2024.135093.

14. Xu Z., Zhao M., Liu J., Zhang Y., Gao M., Song X., Sun N., Li L., Wu Y., Dai C. Study on formation process and reservoir damage mechanism of blockages caused by polyacrylamide fracturing fluid in production wells // Fuel. 2024, vol. 358, article 130154. DOI: 10.1016/j.fuel.2023.130154.

15. Zhao M., Yang Z., Meng X., Xu Z., Wu Y., Dai C. Enhancing temperature resistance of polymer gel fracturing fluids: The role of alcohol // Geoenergy Science and Engineering. 2024, vol. 242, article 213219. DOI: 10.1016/j.geoen.2024.213219.

16. Xu K., Liu F., Zheng C., Lai J., Ge J., Shi Y., Li Y., Wang T. The ’main + auxiliary’ synergistic strategy for constructing binary polyacrylamide-based ultra-high temperature fracturing fluid // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. 2023, vol. 677, article 132382. DOI: 10.1016/j.colsurfa.2023.132382.

17. Xiong B., Roman-White S., Piechowicz B., Miller Z., Farina B., Tasker T., Burgos W., Zydney A. L., Kumar M. Polyacrylamide in hydraulic fracturing fluid causes severe membrane fouling during flowback water treatment // Journal of Membrane Science. 2018, vol. 560, pp. 125—131. DOI: 10.1016/j.memsci.2018.04.055.

18. Перепонов Д., Щербакова А., Казаку В. В., Гаджиев М. Э., Тархов М. А., Шилов Е. Д., Черемисин А. Н. Применение микрофлюидики для оптимизации технологий разработки нефтегазовых месторождений // Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана. — 2023. — Т. 5. — № 1. — С. 57—73.

19. Dekterev A. A., Litvintsev K. Yu., Gavrilov A. A., Kharlamov E. B., Filimonov S. A. Freely distributed software package SIGMA_FW for measuring hydrodynamics and heat transfer // Journal of the Siberian Federal University. Engineering and Technology. 2017, vol. 10, no. 4, pp. 534—542. [In Russ].

20. Lee J., Kim M. Polymeric microfluidic devices fabricated using epoxy resin for chemically demanding and day-long experiments // Biosensors. 2022, vol. 12, no. 10, article 838. DOI: 10.3390/ bios12100838.

21. Kwiatkowski A. L., Makarova (Aleshina) A. L., Ospennikov A. S., Shibaev A. V., Boronin S. A., Strizhnev G. K., Osiptsov A. A., Shvets P. V., Shel E. V., Paderin G. V., Philippova O. E. Rheology of polyacrylamide-based fluids and its impact on proppant transport in hydraulic fractures // Physics of Fluids. 2024, vol. 36, no. 12. DOI: 10.1063/5.0236308.