Melhorar a resistência à temperatura e ao sal do poliacrilamida hidrolisada (HPAM) é crucial para sua aplicação eficaz na recuperação avançada de petróleo (EOR). Devido à abundância, nanoscale e alta eficiência de adsorção interfacial óleo-água da nanocelulose, ela atraiu atenção significativa em aplicações de EOR. Neste estudo, um novo tipo de nanocristais de celulose tunicada anfifílica funcionalizada na superfície (TCNCs-M2) foi preparado com sucesso por modificação sulfonada e alquilada, que foi utilizada sinergicamente com HPAM para formular um sistema de inundação híbrido (0,2 wt% HPAM + 0,1 wt% TCNCs-M2). Beneficiando-se da estrutura dos TCNCs-M2, o sistema híbrido exibiu um desempenho mais forte de capacidade de espessamento (viscosidade aumentou em 48,94 % a 65 °C em salmoura com salinidade de 8044 mg.L−1), resistência à temperatura (25–90 °C), tolerância ao sal (salinidade 8044 mg.L−1), viscoelasticidade e estabilidade ao envelhecimento em comparação com a solução de HPAM. Esses aprimoramentos foram atribuídos à associação hidrofóbica, além de fortes ligações de hidrogênio e repulsão eletrostática no sistema híbrido. Além disso, o sistema híbrido exibiu um fator de recuperação de óleo mais alto (22,8 %) do que a solução de HPAM (16,4 %). Esses resultados indicam que o novo sistema híbrido de nanocelulose anfifílica/HPAM formulado poderia ser um agente eficaz de deslocamento de óleo para reservatórios em condições adversas.

Nos últimos anos, houve uma crescente ênfase na pesquisa e inovação em tecnologia de exploração de campos de petróleo em resposta ao aumento da extração de recursos petrolíferos e à queda na produção. Tratamentos de recuperação avançada de petróleo (EOR), como injeção química (polímero, surfactante, álcalis e combinação dos acima), injeção de gás, métodos térmicos, etc., passaram por melhorias significativas e foram amplamente aplicados em campos de petróleo após contínua exploração prática. Devido à sua simplicidade e baixo custo, a injeção de polímero é o método EOR mais amplamente utilizado até hoje em campos de petróleo, especialmente na China. No entanto, o poliacrilamida parcialmente hidrolisada (HPAM), o polímero mais amplamente utilizado, é muito suscetível a condições severas de reservatório, o que influencia severamente sua eficiência de EOR, especialmente em formações de alta temperatura e salinidade. Embora os derivados de HPAM (poliacrilamida hidrofóbica, etc.) possam melhorar a resistência à temperatura e ao sal do HPAM por copolimerização de acrilamida e outros monômeros funcionais, ainda existem algumas desvantagens desses copolímeros, como longo tempo de dissolução, baixo peso molecular e preparação complexa, que inibem sua aplicação no campo de petróleo. Recentemente, o sistema de injeção combinada de polímero e nanopartículas tem atraído cada vez mais atenção como um novo método EOR. Suspensões de nanopartículas possuem a capacidade de reduzir a pressão de injeção e melhorar o desempenho do EOR em reservatórios de baixa permeabilidade. Elas podem alterar a molhabilidade da superfície das rochas formando um filme em cunha entre o petróleo bruto e a superfície da rocha, devido ao seu tamanho nanométrico, grande área de superfície e alta capacidade de transferência de calor. Quando nanopartículas são introduzidas em uma solução de polímero, as sinergias entre polímero e nanopartículas podem melhorar ainda mais o desempenho do EOR por meio da reticulação entre as moléculas de polímero e nanopartículas através de ligações de hidrogênio, o que reforça a estrutura da rede molecular e melhora as propriedades reológicas da solução de polímero. Além disso, as moléculas de nanopartículas e polímero competem por atrair cátions, de modo que a degradação das moléculas de polímero é evitada até certo ponto em solução salina a alta temperatura. Além das nanopartículas asféricas convencionais, como SiO2, CaCO3, partículas de TiO2, etc., nanopartículas anisotrópicas, como nanosheets, nanofibrilas e nanorods, também exibem excelente desempenho de EOR, que podem ser orientadas na interface óleo-água com seu eixo longo paralelo à interface, gerando redes na fase contínua com múltiplas camadas de nanopartículas na interface da gota.

A nanocelulose, como um nanomaterial renovável, verde e ambientalmente amigável, atraiu atenção significativa na estabilização de emulsões e EOR, devido à sua forma de bastão e alto índice de aspecto, o que contribui para uma maior energia de adsorção. As propriedades físico-químicas das dispersões de nanocelulose, incluindo reologia, estabilidade e comportamentos interfaciais óleo/sal/rocha, foram minuciosamente investigadas por Wei et al. anteriormente. Os resultados experimentais mostraram que a estabilidade e as propriedades relevantes de EOR (resistência ao sal e à temperatura) dos fluidos de nanocelulose podem ser significativamente melhoradas por meio de modificação de superfície para introduzir cargas negativas excessivas e impedância estérica. Vale a pena notar que os nanocristais de celulose de tunicados (TCNCs), isolados das mantas de tunicados, são compostos pela forma de celulose Iβ mais estável e exibem maior índice de aspecto, módulo de Young e mais grupos funcionais hidroxila em comparação com os nanocristais de celulose de outras biofontes. Essas características facilitam a formação de redes entrelaçadas estáveis com moléculas de polímero e fornecem uma excelente base para modificação de superfície, aumentando assim seu potencial de utilidade em aplicações em campos de petróleo. No entanto, os TCNCs exibem baixa compatibilidade com polímeros. O híbrido tende a aglomerar em eletrólitos devido às fracas forças repulsivas, o que pode tornar essa combinação problemática em injeção e migração profunda em meios porosos. Em nosso trabalho anterior, descobrimos que a adição do surfactante aniônico lauril sulfato de sódio (SDS) ao sistema híbrido de polímero e TCNCs poderia melhorar claramente a estabilidade e o desempenho de EOR do sistema devido ao efeito sinérgico de SDS, polímero e TCNCs. O SDS pode interagir com moléculas de polímero por meio de interações hidrofóbicas entre grupos hidrofóbicos e esqueletos de polímero, o que, por sua vez, aumentou a força da rede tridimensional formada por TCNCs e cadeias de polímero. O SDS também pode reduzir a razão de mobilidade entre óleo e sistema híbrido devido ao seu excelente desempenho em emulsão. Com todas essas vantagens juntas, decidimos sintetizar um novo TCNCs modificado na superfície, que possui tanto grupos negativos hidrofílicos quanto grupos hidrofóbicos, e introduzir esses TCNCs anfifílicos no sistema de inundação HPAM para reservatórios de alta temperatura e alta salinidade. Até onde sabemos, este trabalho ainda não foi realizado.

Neste estudo, um processo de modificação em duas etapas foi empregado para preparar TCNCs anfifílicos (TCNCs-M2) utilizando sulfonato de 3-cloro-2-hidroxipropila (CHPS-Na) e trimetoxisilano de dodecil (WD-10). A estrutura dos TCNCs-M2 foi caracterizada usando FT-IR, TG, XRD, XPS, TEM e AFM, respectivamente. Em seguida, os TCNCs-M2 foram misturados com HPAM para obter um sistema híbrido homogêneo (HPAM/TCNCs-M2). O mecanismo de interação entre HPAM e TCNCs-M2 foi analisado. Posteriormente, a estabilidade de dispersão, propriedades reológicas como resistência à temperatura, tolerância ao sal, resistência ao cisalhamento e módulo viscoelástico do HPAM/TCNCs-M2 foram avaliados, mostrando excelente capacidade de espessamento, resistência à temperatura, tolerância ao sal, resistência ao cisalhamento, bem como propriedade viscoelástica em circunstâncias simuladas de reservatório de petróleo. Finalmente, um teste de injeção em núcleo foi realizado e os dados obtidos mostraram que a taxa de recuperação de óleo do sistema híbrido HPAM/TCNCs-M2 foi de 22,8%, que é superior à do solução de HPAM (16,4%), confirmando que o sistema híbrido HPAM/TCNCs-M2 tem perspectivas de aplicação prática.