Mejorar la resistencia a la temperatura y a la sal del poliacrilamida hidrolizada (HPAM) es crucial para su aplicación efectiva en la recuperación mejorada de petróleo (EOR). Debido a la abundancia, a la escala nanométrica y a la alta eficiencia de adsorción interfacial aceite-agua de la nanocelulosa, ha atraído una atención significativa en las aplicaciones de EOR. En este estudio, se preparó con éxito un nuevo tipo de nanocristales de celulosa tunicada anfifílica funcionalizada en la superficie (TCNCs-M2) mediante modificación sulfonada y alquilada, que se utilizó sinérgicamente con HPAM para formular un sistema de inundación híbrido (0.2 wt% HPAM + 0.1 wt% TCNCs-M2). Gracias a la estructura de TCNCs-M2, el sistema híbrido mostró un rendimiento más fuerte en capacidad de espesamiento (la viscosidad aumentó un 48.94 % a 65 °C en salmuera con salinidad de 8044 mg.L−1), resistencia a la temperatura (25–90 °C), tolerancia a la sal (salinidad de 8044 mg.L−1), viscoelasticidad y estabilidad al envejecimiento en comparación con la solución de HPAM. Estas mejoras se atribuyeron a la asociación hidrofóbica además de un fuerte enlace de hidrógeno y repulsión electrostática en el sistema híbrido. Además, el sistema híbrido exhibió un mayor factor de recuperación de petróleo (22.8 %) que la solución de HPAM (16.4 %). Estos resultados indican que el nuevo sistema híbrido de nanocelulosa anfifílica/HPAM formulado podría ser un agente desplazante de petróleo efectivo para reservorios en condiciones severas.

En los últimos años, ha habido un creciente énfasis en la investigación y la innovación en la tecnología de explotación de yacimientos petroleros en respuesta al aumento de la extracción de recursos petroleros y la disminución de la producción. Los tratamientos de recuperación mejorada de petróleo (EOR), como el desplazamiento químico (polímero, surfactante, álcali y combinación de los anteriores), inyección de gas, métodos térmicos, etc., han experimentado mejoras significativas y se han aplicado ampliamente en los yacimientos petroleros tras una continua exploración práctica. Debido a su simplicidad y bajo costo, el desplazamiento con polímero es el método EOR más utilizado hasta la fecha en los yacimientos petroleros, especialmente en China. Sin embargo, el poliacrilamida parcialmente hidrolizada (HPAM), el polímero más utilizado, es muy susceptible a las duras condiciones del yacimiento, lo que influye severamente en su eficiencia EOR, especialmente en formaciones de alta temperatura y salinidad. Aunque los derivados de HPAM (poliacrilamida hidrofóbica, etc.) podrían mejorar la resistencia a la temperatura y a la sal de HPAM mediante la copolimerización de acrilamida y otros monómeros funcionales, todavía existen algunas desventajas de estos copolímeros, como un largo tiempo de disolución, bajo peso molecular y preparación compleja, que inhiben su aplicación en el yacimiento petrolero. Recientemente, el sistema de desplazamiento combinado de polímero y nanopartículas ha atraído cada vez más atención como un nuevo método EOR. Las suspensiones de nanopartículas poseen la capacidad de reducir la presión de inyección y mejorar el rendimiento EOR en yacimientos de baja permeabilidad. Pueden alterar la humectabilidad de la superficie de las rocas al formar una película en cuña entre el petróleo crudo y la superficie de la roca, debido a su tamaño nanométrico, gran área de superficie y alta capacidad de transferencia de calor. Cuando se introducen nanopartículas en una solución de polímero, las sinergias entre el polímero y las nanopartículas pueden mejorar aún más el rendimiento EOR a través del entrecruzamiento entre las moléculas de polímero y las nanopartículas mediante enlaces de hidrógeno, lo que refuerza la estructura de red molecular y mejora las propiedades reológicas de la solución de polímero. Además, las nanopartículas y las moléculas de polímero compiten por atraer cationes, por lo que la degradación de las moléculas de polímero se evita hasta cierto punto en soluciones salinas a alta temperatura. Además de las nanopartículas asféricas convencionales como SiO2, CaCO3, partículas de TiO2, etc., las nanopartículas anisotrópicas como nanosheets, nanofibrillas y nanorods también exhiben un excelente rendimiento EOR, que pueden orientarse en la interfaz aceite-agua con su eje largo paralelo a la interfaz, generando redes en la fase continua con múltiples capas de nanopartículas en la interfaz de la gota.

La nanocelulosa, como un nanomaterial renovable, verde y respetuoso con el medio ambiente, ha atraído una atención significativa en la estabilización de emulsiones y en la recuperación mejorada de petróleo (EOR), debido a su forma de varilla y alto cociente de aspecto, lo que contribuye a una mayor energía de adsorción. Las propiedades fisicoquímicas de las dispersiones de nanocelulosa, incluyendo la reología, estabilidad y comportamientos interfaciales aceite/salmuera/roca, han sido investigadas a fondo por Wei et al. anteriormente. Los resultados experimentales mostraron que la estabilidad y las propiedades relevantes para EOR (resistencia a la sal y temperatura) de los fluidos de nanocelulosa pueden mejorarse significativamente mediante la modificación superficial para introducir cargas negativas excesivas y estorbo estérico. Vale la pena señalar que los nanocristales de celulosa de tunicados (TCNCs), aislados de los mantos de tunicados, están compuestos por una forma de celulosa Iβ más estable, y exhiben un mayor cociente de aspecto, módulo de Young y más grupos funcionales hidroxilo en comparación con los nanocristales de celulosa de otros recursos biológicos. Estas características facilitan la formación de redes entrecruzadas estables con moléculas de polímero y proporcionan una excelente base para la modificación superficial, mejorando así su potencial utilidad en aplicaciones en campos petroleros. Sin embargo, los TCNCs exhiben una mala compatibilidad con los polímeros. El híbrido tiende a aglomerarse en electrolitos debido a las débiles fuerzas repulsivas, lo que puede hacer que esta combinación de inundación sea problemática en la inyección y migración profunda en medios porosos. En nuestro trabajo anterior, encontramos que la adición del surfactante aniónico lauril sulfato de sodio (SDS) al sistema híbrido de polímero y TCNCs podría mejorar claramente la estabilidad y el rendimiento de EOR del sistema debido al efecto sinérgico de SDS, polímero y TCNCs. El SDS puede interactuar con las moléculas de polímero a través de interacciones hidrofóbicas entre grupos hidrofóbicos y cadenas de polímero, lo que a su vez mejora la resistencia de la red tridimensional formada por TCNCs y cadenas de polímero. El SDS también puede reducir la relación de movilidad entre el aceite y el sistema híbrido debido a su excelente rendimiento en emulsiones. Con todas estas ventajas juntas, decidimos sintetizar un nuevo TCNCs modificado superficialmente, que tiene tanto grupos negativos hidrofílicos como grupos hidrofóbicos, e introducir estos TCNCs anfifílicos en el sistema de inundación HPAM para reservorios de alta temperatura y alta salinidad. Hasta donde sabemos, este trabajo no se ha realizado antes.

En este estudio, se empleó un proceso de modificación en dos pasos para preparar TCNCs anfifílicos (TCNCs-M2) utilizando sulfonato de 3-cloro-2-hidroxipropilo (CHPS-Na) y trimetoxisilano de dodecil (WD-10). La estructura de TCNCs-M2 se caracterizó utilizando FT-IR, TG, XRD, XPS, TEM y AFM, respectivamente. Luego, TCNCs-M2 se mezcló con HPAM para obtener un sistema híbrido homogéneo (HPAM/TCNCs-M2). Se analizó el mecanismo de interacción entre HPAM y TCNCs-M2. Posteriormente, se evaluaron la estabilidad de dispersión, las propiedades reológicas como la resistencia a la temperatura, la tolerancia a la sal, la resistencia al corte y el módulo viscoelástico de HPAM/TCNCs-M2, que mostraron una excelente capacidad de espesamiento, resistencia a la temperatura, tolerancia a la sal, resistencia al corte, así como propiedades viscoelásticas en circunstancias simuladas de reservorios de petróleo. Finalmente, se realizó una prueba de inundación de núcleo y los datos obtenidos mostraron que la relación de recuperación de petróleo del sistema híbrido HPAM/TCNCs-M2 fue del 22.8 %, que es superior a la del solución de HPAM (16.4 %), confirmando que el sistema híbrido HPAM/TCNCs-M2 tiene perspectivas de aplicación práctica.