Améliorer la résistance à la température et au sel du polyacrylamide hydrolysé (HPAM) est crucial pour son application efficace dans la récupération assistée du pétrole (EOR). En raison de l'abondance, de l'échelle nanométrique et de la haute efficacité d'adsorption interfaciale huile-eau de la nanocellulose, elle a attiré une attention significative dans les applications EOR. Dans cette étude, un nouveau type de nanocristaux de cellulose tunique amphiphile fonctionnalisée en surface (TCNCs-M2) a été préparé avec succès par modification sulfonée et alkylée, qui a été utilisée de manière synergique avec HPAM pour formuler un système d'injection hybride (0,2 % en poids HPAM + 0,1 % en poids TCNCs-M2). Grâce à la structure des TCNCs-M2, le système hybride a montré de meilleures performances en termes de capacité d'épaississement (la viscosité a augmenté de 48,94 % à 65 °C dans une saumure avec une salinité de 8044 mg.L−1), de résistance à la température (25–90 °C), de tolérance au sel (salinité 8044 mg.L−1), de viscoélasticité et de stabilité au vieillissement par rapport à celle de la solution HPAM. Ces améliorations ont été attribuées à l'association hydrophobe en plus de liaisons hydrogène fortes et de répulsion électrostatique dans le système hybride. De plus, le système hybride a présenté un facteur de récupération de pétrole plus élevé (22,8 %) que la solution HPAM (16,4 %). Ces résultats indiquent que le nouveau système hybride de nanocellulose amphiphile/HPAM pourrait être un agent de déplacement de pétrole efficace pour les réservoirs en conditions difficiles.

Ces dernières années, il y a eu un accent croissant sur la recherche et l'innovation dans la technologie d'exploitation des champs pétroliers en réponse à l'augmentation de l'extraction des ressources pétrolières et à la baisse de la production. Les traitements de récupération assistée du pétrole (EOR), tels que l'injection chimique (polymère, tensioactif, alcalin et combinaison de ceux-ci), l'injection de gaz, les méthodes thermiques, etc., ont subi des améliorations significatives et ont été largement appliqués dans les champs pétroliers après une exploration pratique continue. En raison de sa simplicité et de son faible coût, l'injection de polymère est la méthode EOR la plus largement utilisée à ce jour dans les champs pétroliers, en particulier en Chine. Cependant, le polyacrylamide partiellement hydrolysé (HPAM), le polymère le plus couramment utilisé, est très sensible aux conditions sévères des réservoirs, ce qui influence sévèrement son efficacité EOR, en particulier dans les formations à température et salinité élevées. Bien que les dérivés de HPAM (polyacrylamide hydrophobe, etc.) puissent améliorer la résistance à la température et au sel de HPAM par copolymérisation de l'acrylamide et d'autres monomères fonctionnels, il existe encore certaines lacunes dans ces copolymères, telles qu'un long temps de dissolution, un faible poids moléculaire et une préparation complexe, qui inhibent leur application dans le champ pétrolier. Récemment, le système d'injection combinée de polymère et de nanoparticules a attiré de plus en plus d'attention en tant que nouvelle méthode EOR. Les suspensions de nanoparticules possèdent la capacité de réduire la pression d'injection et d'améliorer les performances EOR dans les réservoirs à faible perméabilité. Elles peuvent modifier l'humidité de la surface des roches en formant un film en coin entre le pétrole brut et la surface de la roche, en raison de leur taille nanométrique, de leur grande surface et de leur haute capacité de transfert de chaleur. Lorsque des nanoparticules sont introduites dans une solution de polymère, les synergies entre le polymère et les nanoparticules peuvent encore améliorer les performances EOR via le réticulation entre les molécules de polymère et les nanoparticules par des liaisons hydrogène, ce qui renforce la structure du réseau moléculaire et améliore les propriétés rhéologiques de la solution de polymère. De plus, les molécules de nanoparticules et de polymère rivalisent pour attirer des cations, de sorte que la dégradation des molécules de polymère est évitée dans une certaine mesure dans une solution saline à haute température. En plus des nanoparticules asphériques conventionnelles telles que SiO2, CaCO3, TiO2, etc., les nanoparticules anisotropes telles que les nanosheets, les nanofibrilles et les nanorods présentent également d'excellentes performances EOR, qui peuvent être orientées à l'interface huile-eau avec leur axe long parallèle à l'interface, générant des réseaux dans la phase continue avec des couches multiples de nanoparticules sur l'interface des gouttelettes.

La nanocellulose, en tant que nanomatériau renouvelable, écologique et respectueux de l'environnement, a attiré une attention significative dans la stabilisation des émulsions et l'EOR, en raison de sa forme en bâtonnet et de son rapport d'aspect élevé, ce qui contribue à une énergie d'adsorption plus élevée. Les propriétés physico-chimiques des dispersions de nanocellulose, y compris la rhéologie, la stabilité et les comportements interfaciaux huile/salinité/roche, ont été soigneusement étudiées par Wei et al. auparavant. Les résultats expérimentaux ont montré que la stabilité et les propriétés pertinentes de l'EOR (résistance au sel et à la température) des fluides de nanocellulose peuvent être considérablement améliorées par modification de surface pour introduire des charges négatives excessives et un encombrement stérique. Il convient de noter que les nanocristaux de cellulose de tuniciers (TCNCs), isolés des manteaux des tuniciers, sont composés d'une forme de cellulose Iβ plus stable, et présentent un rapport d'aspect plus élevé, un module de Young et plus de groupes fonctionnels hydroxyles par rapport aux nanocristaux de cellulose provenant d'autres ressources biologiques. Ces caractéristiques facilitent la formation de réseaux réticulés stables avec des molécules polymères et fournissent une excellente base pour la modification de surface, améliorant ainsi leur utilité potentielle dans les applications pétrolières. Cependant, les TCNCs présentent une mauvaise compatibilité avec les polymères. L'hybride a tendance à s'agglomérer dans l'électrolyte en raison des forces répulsives faibles, ce qui peut rendre cette combinaison problématique lors de l'injection et de la migration profonde dans les milieux poreux. Dans nos travaux précédents, nous avons constaté que l'ajout de l'agent tensioactif anionique sulfate de dodécyle sodique (SDS) au système hybride de polymère et de TCNCs pouvait améliorer de manière significative la stabilité et les performances de l'EOR du système grâce à l'effet synergique du SDS, du polymère et des TCNCs. Le SDS peut interagir avec les molécules de polymère par des interactions hydrophobes entre les groupes hydrophobes et les chaînes de polymère, ce qui renforce à son tour la résistance du réseau tridimensionnel formé par les TCNCs et les chaînes de polymère. Le SDS peut également réduire le rapport de mobilité entre l'huile et le système hybride en raison de ses excellentes performances d'émulsion. Avec tous ces avantages réunis, nous avons décidé de synthétiser des TCNCs modifiés en surface, qui possèdent à la fois des groupes négatifs hydrophiles et des groupes hydrophobes, et d'introduire ces TCNCs amphiphiles dans le système d'injection HPAM pour des réservoirs à haute température et haute salinité. À notre connaissance, ce travail n'a pas été réalisé auparavant.

Dans cette étude, un processus de modification en deux étapes a été utilisé pour préparer des TCNCs amphiphiles (TCNCs-M2) en utilisant du sulfonate de 3-chloro-2-hydroxypropyle (CHPS-Na) et du triméthoxysilane dodécyle (WD-10). La structure des TCNCs-M2 a été caractérisée par FT-IR, TG, XRD, XPS, TEM et AFM, respectivement. Ensuite, les TCNCs-M2 ont été mélangés avec HPAM pour obtenir un système hybride homogène (HPAM/TCNCs-M2). Le mécanisme d'interaction entre HPAM et TCNCs-M2 a été analysé. Par la suite, la stabilité de dispersion, les propriétés rhéologiques telles que la résistance à la température, la tolérance au sel, la résistance au cisaillement et le module viscoélastique de l'HPAM/TCNCs-M2 ont été évalués, montrant une excellente capacité d'épaississement, une résistance à la température, une tolérance au sel, une résistance au cisaillement ainsi qu'une propriété viscoélastique dans des circonstances simulées de réservoir pétrolier. Enfin, un test de déplacement de noyau a été réalisé et les données obtenues ont montré que le taux de récupération d'huile du système hybride HPAM/TCNCs-M2 était de 22,8 %, ce qui est supérieur à celui de la solution HPAM (16,4 %), confirmant que le système hybride HPAM/TCNCs-M2 a des perspectives d'application pratiques.