Способ извлечения нефти из нефтяного пласта с применением наночастиц Российский патент 2024 года по МПК E21B43/22 C09K8/588 B82Y99/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти с применением наночастиц из терригенного нефтяного пласта и может найти применение при разработке нефтяной залежи вязкой и сверхвязкой нефти.

Известен способ обработки подземной скважины, имеющей один или более проницаемых пластов (патент RU №2693105, МПК E21B 43/22, C09K 8/84, C09K 8/92, B82Y 99/00, опубл. 01.07.2019 г., бюл. №19), включающий получение обрабатывающей текучей среды, содержащей воду и множество диспергируемых в воде наночастиц, присутствующих в обрабатывающей текучей среде в концентрации примерно 0,1-5,0 мас. %, введение указанной среды в подземный пласт, так что наночастицы образуют один или более агрегатов, закупоривающих поры пласта и блокирующих дальнейшее протекание текучей среды в пласте. Диспергируемые в воде наночастицы содержат наноцеллюлозу, стержневидные наночастицы, нанотрубки или галлуазит или их комбинации.

Недостатком изобретения является низкая степень извлечения нефти из-за того, что диспергируемые в воде наночастицы, содержащие наноцеллюлозу, в первую очередь воздействуют на водонасыщенные пласты, закупоривая их, и не воздействуют на нефтенасыщенные пласты для вытеснения нефти.

Известен способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта (патент RU №2725205, МПК E21B 43/22, C09K 8/88, опубл. 30.06.2020, бюл. №19), включающий закачку в нагнетательную скважину двух оторочек водного раствора: первой оторочки, содержащей полиакриламид со сшивателем, в качестве первой оторочки закачивают водный раствор, который содержит полиакриламид со сшивателем, в качестве сшивателя используют композицию ацетата хрома и оксида цинка, мас. %:

полиакриламид 0,51-0,8 ацетат хрома 0,04-0,06 оксид цинка 0,04-0,06 вода остальное

и второй оторочки, содержащей раствор поверхностно-активного вещества, который дополнительно содержит полиакриламид, а в качестве поверхностно-активного вещества ПАВ включает амфотерный ПАВ при следующем соотношении компонентов, в мас. %:

полиакриламид 0,3 амфотерный ПАВ 0,3-5,0 вода остальное

Недостатком способа является низкая степень извлечения нефти, связанная с применением низкоэффективного амфотерного ПАВ, а также большой расход реагентов, используемых в двух оторочках.

Наиболее близким является способ получения углеводородного материала (патент RU №2687412, МПК C09K 8/20, E21B 43/22, C09K 8/60, опубл. 15.05.2019, бюл. №14), из подземного пласта, включающий формирование наночастиц, каждая из которых содержит ядро, содержащее по крайней мере один из следующих металлов: Mg, Al, Са, Mn и Zn, и оболочку, инкапсулирующую ядро, и содержащую органический материал, комбинирование наночастиц с флюидом-носителем с получением суспензии для заводнения, закачивание суспензии в подземный пласт, содержащий связанный с его поверхностями углеводородный материал, для его отделения от поверхностей и образования эмульсии, стабилизированной наночастицами, удаление эмульсии из подземного пласта и модификацию по крайней мере одного из параметров: температура, значение рН и состав материала эмульсии, после удаления эмульсии из подземного пласта для взаимодействия по крайней мере части наночастиц с водным материалом для дестабилизации эмульсии и коалесценции углеводородного материала. Стабилизированная эмульсия, содержащая диспергированную фазу, включающую углеводородный материал, непрерывную фазу, включающую водный материал, и гидрофильные наночастицы, накапливающиеся на границе раздела фаз между диспергированной фазой и непрерывной фазой, где некоторое количество гидрофильных наночастиц содержит ядро, содержащее сплав Mg-Al, предназначенный для переключения между первой скоростью коррозии и второй более высокой скоростью коррозии в результате изменения по крайней мере одного свойства: повышения температуры водного материала и снижения величины рН водного материала, и оболочку, инкапсулирующую ядро и содержащую полимерный материал.

Недостатком способа является низкая степень извлечения нефти поскольку наночастицы, каждая из которых содержит ядро, содержащее по крайней мере один из следующих металлов: Mg, Al, Са, Mn и Zn, не обладающих поверхностной активностью, используются для формирования стабилизированной наночастицами эмульсии. Эмульсию откачивают из подземного пласта. Поскольку вязкость эмульсии выше вязкости нефти, для ее транспортировки и последующего разделения на нефть и воду требуются большие энергетические затраты.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности способа извлечения нефти из нефтяного пласта за счет увеличения поверхностной активности вытесняющего нефть состава путем введения в поверхностно-активное вещество добавок наночастиц и сокращение материальных затрат.

Техническая задача решается способом извлечения нефти из нефтяного пласта с применением заводнения с наночастицами, включающим получение композиции для заводнения, содержащей наночастицы и поверхностно-активные вещества ПАВ, и закачку ее в нефтяной пласт.

Новым является то, что непосредственно на скважине перед закачкой в пласт в емкость смешения насосами дозируют воду пресную или минерализованную с общей минерализацией до 300 г/л и неионогенное высокомолекулярное ПАВ алкилфенол с длиной углеродной цепи С9-12 - Неонол АФ9-12 и одновременно в емкость смешения дозируют с использованием шнекового дозатора для сыпучих реагентов нерастворимые в воде наночастицы оксида цинка размером 500 нм овальной или круглой формы при непрерывном перемешивании в течение не менее 30 мин до равномерного их распределения, полученную суспензию закачивают в узел загрузки установки по приготовлению растворов из жидких и сыпучих химических реагентов, затем в полученную суспензию шнековым дозатором, предназначенным для дозировки и подачи порошкообразных реагентов, при постоянном перемешивании добавляют полиакриламид для получения композиции для заводнения при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Неонол АФ9-12 0,1-0,5 Указанные наночастицы оксида цинка 0,01-0,07 Полиакриламид 0,3-0,7 Указанная вода остальное,

композицию для заводнения перемешивают в течение 10-15 мин, затем закачивают в нефтяной пласт через нагнетательную скважину, извлекают нефть из добывающих скважин.

Для осуществления способа используют:

- неионогенное высокомолекулярное поверхностно-активное вещество алкилфенол с длиной углеродной цепи С9-12- неонол АФ₉-12, выпускаемый ОАО «Нижнекамскнефтехим» согласно ТУ 2483-077-05766801-98;

- полиакриламид (ПАА) по ТУ 2458-024-14023401-2012 c изм. №1, 2 или его аналоги;

- оксид цинка (наночастицы) - ZnO (ОЦ), в качестве которого используют Белила цинковые БЦОМ по ГОСТ 202-84. Промышленный порошок оксида цинка имеет размер частиц около 500 нм, с овальной или круглой формой. Наночастицы не растворимы в воде, могут обладать как гидрофобными, так и гидрофильными свойствами, имеют положительный заряд.

Для приготовления водного раствора ПАВ используют как пресную, так и минерализованную воду с общей минерализацией до 300 г/л.

На фиг. представлена зависимость межфазного натяжения растворов ПАВ от концентрации ПАВ, содержащих наночастицы оксида цинка и без наночастиц.

Сущность изобретения

Масштабное промышленное применение новых «холодных» физико-химических технологий увеличения нефтеотдачи залежей высоковязкой нефти, без теплового воздействия, увеличивающих коэффициент нефтевытеснения при одновременной интенсификации разработки, позволит продлить рентабельную эксплуатацию месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, и вовлечь в разработку месторождения с трудноизвлекаемыми запасами вязкой и сверхвязкой нефти (СВН).

В процессе длительной разработки нефтяного месторождения остаточная нефть, находящаяся в ранее неохваченных зонах, также претерпевает изменения: увеличиваются ее плотность и вязкость, снижается подвижность.

Наиболее распространенным в процессах вытеснения нефти является разновидность химического метода увеличения нефтеотдачи - метод полимерного заводнения в композициях с различными химическими реагентами. Добавление поверхностно-активного вещества в раствор полимера уменьшает межфазное натяжение между пластовой нефтью и пластовой водой, снижает капиллярные силы, увеличивает подвижность нефти и коэффициент вытеснения нефти.

В таблице 1 приведены значения межфазного натяжения (σ) растворов полимера ПАА в присутствии ПАВ АФ₉-12 различных концентраций в пресной воде и минерализованной воде (d=1,120 г/см³) на границе раздела с керосином (d=0,780г/см³).

Таблица 1 - Значение межфазного натяжения растворов ПАА в присутствии ПАВ разной концентрации на границе с керосином

Концентрация
полимера ПАА,
% мас. Концентрация ПАВ
АФ₉-12,
% мас. Межфазное натяжение, мН/м Динамическая вязкость, мПа⋅с на пресной на минерал. на
пресной на минерал. 0,1 0,05 5,09 6,92 4,68 3,93 0,1 4,26 5,53 4,94 4,07 0,3 3,27 4,18 5,1 3,85 0,5 3,03 3,59 4,73 3,87 1,0 2,36 3,17 5.07 4,12 0,3 0,05 7,45 8,18 23,85 11,92 0,1 5,87 5,83 22,01 11,58 0,3 4,74 4,32 21,82 11,88 0,5 4,41 3,67 18,25 11,64

На основе анализа данных таблицы 1 установлен наиболее оптимальный диапазон концентрации ПАВ АФ₉-12 в растворе ПАА. Поскольку, при уменьшении концентрации ПАВ в растворе от 0,1% до 0,05% (в два раза) происходит увеличение межфазного натяжения (σ) на границе раздела с 4,26 мН/м до 5,09 мН/м в пресной воде и с 5,53 мН/м до 6,92 мН/м - в минерализованной воде, (чем ниже σ, тем легче нефть отрывается от поверхности породы), происходит уменьшение поверхностной активности раствора ПАА, содержащего ПАВ, на границе раздела, что, в свою очередь, снижает эффективность вытеснения нефти композицией из пласта.

При увеличении концентрации ПАВ в растворе от 0,5% до 1%, в два раза, происходит увеличение поверхностной активности раствора на границе раздела (σ снижается от 3,03 мН/м до 2,36 мН/м в пресной воде, от 3,59 мН/м до 3,17 мН), т.е. всего в 1,13-1,28 раза, в зависимости от минерализации. При этом происходит непроизводительный расход ПАВ, что в целом снижает эффективность вытеснения нефти из пласта. Следовательно, наиболее оптимальным по концентрации ПАВ АФ₉-12 в растворе ПАА является диапазон от 0,1% до 0,5%.

Поскольку нефтевытесняющая композиция по данному способу содержит полимер ПАА, были определены оптимальные концентрации этого реагента. В таблице 2 приведены значения динамической вязкости растворов полимера, измеренных на ротационном вискозиметре VISCOMETR RM-100 в диапазоне концентраций ПАА от 0,1% до 0,9% при температуре 20°С и 8°С.

Таблица 2 Зависимость динамической вязкости растворов ПАА от концентрации полимера

Концентрация полимера ПАА,
% мас. Динамическая вязкость раствора ПАА при температуре, мПа⋅с 20°С 8°С 0,1 12,87 15,85 0,2 33,62 36,67 0,3 63,50 67,64 0,4 102,2 109,3 0,5 150 158,3 0,6 201,3 209,3 0,7 266,3 285,5 0,8 334,7 346,5 0,9 391,2 419,4

На основе анализа данных таблицы 2 установлено, что наиболее оптимальным диапазоном концентрации ПАА в растворе является диапазон от 0,3% до 0,7%. При уменьшении концентрации ПАА в растворе ниже 0,3% происходит снижение вязкости раствора ниже 40 мПа⋅с, что снижает эффективность вытеснения нефти из пласта, поскольку при этом возрастает соотношение вязкости сверхвязкой нефти и раствора полимера, что ведет к раннему прорыву воды при вытеснении нефти в неоднородных пластах.

Увеличение концентрации ПАА в растворе выше 0,7%, при которой вязкость раствора становится выше 300 мПа⋅с, приводит к проблемам при закачке раствора в скважину, особенно если скважина имеет приемистость ниже 200 м³/сут.

Вышеприведенные данные показывают, что для более полного извлечения остаточной нефти недостаточно вытеснения ее только водой или ПАВ с полимером.

В последнее время для добычи трудноизвлекаемых запасов нефти применяются наносуспензии, которые представляют собой суспензию на основе воды, дисперсным компонентом которых являются наночастицы (НЧ).

Применение наночастиц улучшает вытеснение нефти по нескольким механизмам воздействия, которые включают: 1) изменение смачиваемости породы, 2) создание расклинивающего давления между каплями нефти и поверхности породы, 3) закупоривание поровых каналов, 4) снижение межфазного натяжения между нефтью и закачиваемой жидкостью, 5) ингибирование выпадения асфальтенов. Кроме этого, наночастицы могут быть использованы для снижения вязкости тяжелой и вязкой нефти.

С целью изучения влияния наночастиц на поверхностную активность растворов ПАВ АФ₉-12 были исследованы свойства этих растворов в присутствии наночастиц оксида цинка (ZnO), которые вводились в растворы ПАВ при непрерывном равномерном перемешивании. Исследовалось влияние наночастиц на поверхностную активность раствора ПАВ АФ₉-12 на границе раздела с углеводородной жидкостью, в качестве которой использовался керосин.

Количественные изменения значения межфазного натяжения растворов ПАВ АФ₉-12 на границе с керосином на сталагмометре представлены в таблице 3.

Таблица 3 - Межфазное натяжение 0,1% р-ров ПАВ, содержащих наночастицы оксида цинка и без них, на границе с керосином

Добавка ZnO,
% мас. Значение межфазного натяжения растворов АФ₉-12, мН/м пресная минерализованная 0 2,42 2,86 0,01 2,37(2,06%) 2,8(2,1%) 0,03 2,27(6,2%) 2,62(8,4%)

Межфазное натяжение 0,1% раствора АФ₉-12 в пресной воде на границе с керосином снизилось на 6,2% при введении наночастиц ZnO в раствор в концентрации 0,01% в пресной воде и на 2,1% - в минерализованной воде. Дальнейшее увеличение концентрации наночастиц ZnO до 0,03% в пресной воде привело к снижению межфазного натяжения до 2,27 мН/м, а в минерализованной воде - снизилось до значения 2,62 мН/м, т.е. уменьшилось на 6,2 - 8,4% по сравнению с раствором, не содержащем наночастицы ZnO. Небольшая добавка наночастиц оксида цинка ведет к сокращению расхода дорогостоящего ПАВ путем дополнительного снижения межфазного натяжения на границе радела двух несмешивающихся жидкостей.

На фиг. представлена зависимость межфазного натяжения растворов ПАВ от концентрации АФ₉-12, содержащих и не содержащих наночастицы оксида цинка, на границе с ашальчинской нефтью, измеренная на оптическом приборе (Dataphysics, Германия) методом висячей капли. Для наглядности концентрация ПАВ АФ₉-12 в растворах менялась от 0,1% до 0,4%, концентрация наночастиц в растворах ПАВ составляла 0,03%, 0,05%, 0,07%.

В таблице 4 приведены значения межфазного натяжения σ, а в скобках указано во сколько раз снизилось межфазное натяжение раствора ПАВ при введении в него наночастиц оксида цинка.

Наиболее эффективно снизилось межфазное натяжение растворов ПАВ, содержащих 0,03% наночастиц оксида цинка на границе с нефтью. Остальные концентрации НЧ тоже работают, снижают значение σ чуть в меньшей степени относительно раствора ПАВ, не содержащего наночастицы.

Таблица 4 - Межфазное натяжение р-ров ПАВ на границе с нефтью

Концентрация АФ9-12, мас.% Межфазное натяжение р-ров ПАВ, содержащих наночастицы ZnO, на границе с нефтью, мН/м 0 0,03 0,05 0,07 0,1 1,6 1,1(1,45) 1,16(1,38) 1,25(1,28) 0,2 1,01 0,74(1,36) 0,77(1,31) 0,95(1,06) 0,3 0,78 0,62(1,26) 0,67(1,16) 0,71(1,1) 0,4 0,62 0,51(1,22) 0,56(1,11) 0,60(1,03)

Наименьшее снижение межфазного натяжения наблюдается в растворах ПАВ с добавкой 0,07% ZnO. Это можно объяснить тем, что при концентрации, равной 0,07%, диспергированные в растворе ПАВ наночастицы оксида цинка начинают агрегировать (слипаться), что приводит к сокращению площади соприкосновения ПАВ и наночастиц. Поэтому дальнейшее увеличение концентрации наночастиц оксида цинка в растворе ПАВ не целесообразно.

По предлагаемому способу непосредственно на скважине перед закачкой в пласт в емкость смешения насосами дозируют воду пресную или минерализованную с общей минерализацией до 300 г/л и неионогенное высокомолекулярное ПАВ алкилфенол с длиной углеродной цепи С9-12 - Неонол АФ9-12 и одновременно в емкость смешения дозируют с использованием шнекового дозатора для сыпучих реагентов нерастворимые в воде наночастицы оксида цинка размером 500 нм овальной или круглой формы при непрерывном перемешивании в течение не менее 30 мин до равномерного их распределения, полученную суспензию закачивают в узел загрузки установки по приготовлению растворов из жидких и сыпучих химических реагентов, затем в полученную суспензию шнековым дозатором, предназначенным для дозировки и подачи порошкообразных реагентов, при постоянном перемешивании добавляют полиакриламид для получения композиции для заводнения при следующем соотношении компонентов, мас. %: Неонол АФ9-12 0,1-0,5, указанные наночастицы оксида цинка 0,01-0,07, полиакриламид 0,3-0,7, указанная вода - остальное, композицию для заводнения перемешивают в течение 10-15 мин., затем закачивают в нефтяной пласт через нагнетательную скважину, извлекают нефть из добывающих скважин.

Предварительное введение в раствор ПАВ АФ₉-12 наночастиц по предлагаемому способу, в качестве которых используются наночастицы оксида цинка, позволяет усилить поверхностную активность раствора и увеличить вытесняющую способность ПАВ-полимерной композиции.

Фильтрационные опыты по определению эффективности вытеснения СВН нефтевытесняющими композициями проводились с использованием насыпной модели пласта, изготовленной из нержавеющей стали, которая представляет собой трубу в трубе длиной 0,5 м и внутренним диаметром 8,8 мм.

Результаты фильтрационных опытов по определению коэффициента вытеснения нефти при закачке композиций, содержащих наночастицы при температурах 8°С и 20°С, представлены в таблице 5.

Температура, равная 8°С, характерна для многих залежей сверхвязкой нефти, т.е., эксперименты проведенные при этой температуре, приближены к пластовым условиям залежей СВН, а при 20°С - к условиям обычных терригенных коллекторов.

В таблице 5 представлены: изменение давления при закачке нефтевытесняющей оторочки; первичный - Квыт(п) и конечный Квыт(к) коэффициенты вытеснения нефти по каждому эксперименту, а также приведенный коэффициент вытеснения нефти (ПКвыт.). Приведенный коэффициент вытеснения нефти, который равен отношению конечного коэффициента вытеснения нефти к перепаду давления закачки, т.е. Квыт(к)/ΔР, используется для сравнительного анализа эффективности вытеснения нефти разными композициями. Чем выше приведенный коэффициент вытеснения нефти, тем выше эффективность процесса нефтеизвлечения.

Таблица 5 - Результаты фильтрационных опытов по вытеснению нефти из модели пласта при температурах 20°С и 8°С.

№
опыта Исследованные
композиции t проведения эксперимента, ° Давление при закачке композ-и ΔР, МПа Первич. Квыт (п). нефти водой, % Прирост ΔКвыт. нефти композицией, % Конечн. Квыт (к) нефти, % Приведен. Пквыт. Нефти,
%/МПа Динамическая вязкость нефти равна 160 мПа·с и плотность - 922 кг/м³ при 20°С. 1 0,3% ПАА+0,1% АФ₉-12+0,01% ZnO 20 0,9 11,07 32,75 43,82 48,69 2 0,3% ПАА+0,3% АФ₉-12 0,9 9,38 29,44 38,82 43,13 3 0,3% ПАА+0,3% АФ₉-12+0,03% ZnO 0,9 12,47 37,41 49,88 55,42 Динамическая вязкость нефти равна 9900 мПа⋅c и плотность - 963 кг/м³ при 8°С 4 0,4% ПАА+0,4% АФ₉-12 8 1,10 0 26,96 26,96 24,51 5 0,4% ПАА+0,4% АФ₉-12+0,04% ZnO 1,15 0 29,49 29,49 33,91 6 0,7% ПАА+0,5% АФ₉-12+0,07% ZnO 1,25 0 33,07 33,07 27,56 7 (Прототип)
0,3% ПАА+3,0% БЕТАПАВ 20 0,9 9,98 13,6 23,58 26,2

Очевидно, что при температуре 20°С эффективность вытеснения нефти ПАВ- полимерной композицией, содержащей наночастицы и без них, гораздо выше, чем при температуре 8°С.

Введение 0,03% ZnO в 0,3% раствор АФ₉-12 и дальнейшее смешение его с 0,3% ПАА (опыт 3, таблица 5) привело к увеличению конечного коэффициента вытеснения нефти на 11,06% при 20°С относительно композиции, не содержащей наночастицы оксида цинка (опыт 2, таблица 5), и относительно прототипа (опыт 7, таблица 5), в состав которого входит амфотерный ПАВ, не содержащий наночастицы, при этом концентрация БЕТАПАВ превышает в 30 раз концентрацию АФ₉-12.

Даже композиция, содержащая минимальные концентрации входящих в ее состав реагентов, оказалась более эффективной при вытеснении нефти (опыт 1, таблица 5), чем композиция по прототипу, Квыт(к) составляют, соответственно, 43,82% и 23,58%.

Вытеснение нефти при 8°С осложняется тем, что в этих экспериментах использовалась более вязкая нефть. Введение в композицию 0,04% наночастиц оксида цинка привело к увеличению конечного коэффициента вытеснения нефти на 3,32% (опыт 5, таблица 5).

Пример конкретного выполнения.

Предлагаемый способ осуществляют с применением стандартного (существующего) нефтепромыслового оборудования, обеспечивающего транспортировку, приготовление (перемешивание) и закачку водных растворов в скважину: комплекс по приготовлению растворов из жидких и сыпучих химических реагентов КУДР-8 или аналоги; насосные агрегаты типа АНЦ-320 по ТУ 26-02-30

Скважина 1 разрабатывает нефтяной пласт толщиной 5 м, пористостью 20%. Приемистость скважины 350 м³/сут при давлении на водоводе 8,0 МПа.

Способ реализуют через нагнетательные скважины. Водные растворы готовят непосредственно на скважине перед закачкой в пласт смешением компонентов на установке КУДР-8.

В емкость для жидких реагентов насосами дозируется вода и ПАВ АФ₉-12 с расходом, обеспечивающим необходимые концентрации компонентов в рабочем растворе.

Одновременно с дозировкой ПАВ АФ₉-12 в емкость смешения осуществляется дозировка оксида цинка с использованием шнекового дозатора для сыпучих реагентов при постоянном перемешивании в течение не менее 30 минут.

После этого полученная суспензия закачивается в узел загрузки установки КУДР, снабженный шнековым дозатором, предназначенным для дозировки и подачи порошкообразных реагентов. Из бункера шнековым дозатором подается ПАА с расходом, обеспечивающим необходимые концентрации в струйный аппарат, при постоянном перемешивании. Композиция перемешивается в течение 10-15 мин и закачивается в скважину.

Готовят раствор на воде с плотностью 1100 кг/м³ следующего состава: а) ПАВ АФ₉-12 с концентрацией в композиции 0,3 мас. %; б) оксид цинка с концентрацией в композиции 0,03 мас. %. После смешения указанных реагентов вводят порошок полимера ПАА с концентрацией в композиции 0,3 мас. %, вода - остальное (соответствует опыту 3, таблица 5).

Расход реагентов на 1 м³ воды составляет ПАВ - 3,3 кг, ОЦ - 0,33 кг, ПАА - 3,3 кг.

Закачивают композицию объемом 300 м³, после чего скважина переходит на обычный режим работы. Спустя месяц средний дебит по окружающим добывающим скважинам возрос с 8,5 т/сут до 10,5 т/сут. Прирост среднесуточного дебита составил 2 т/сут.

Полученные результаты показывают, что произошло увеличение нефтеизвлечения по предлагаемому способу в результате закачки композиции водного раствора ПАВ АФ₉-12, который дополнительно содержит наночастицы оксида цинка, и полимер.

При этом происходит увеличение вытесняющей способности композиции и увеличение ее отмывающей способности за счет закачки ПАВ, поверхностные свойства которого усилены введением наночастиц оксида цинка, что ведет к снижению концентрации ПАВ и способствует сокращению материальных затрат.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности извлечения нефти из нефтяного пласта за счет увеличения поверхностной активности вытесняющего нефть состава. В способе извлечения нефти из нефтяного пласта непосредственно на скважине перед закачкой в пласт в емкость смешения насосами дозируют воду пресную или минерализованную с общей минерализацией до 300 г/л и неионогенное высокомолекулярное ПАВ алкилфенол с длиной углеродной цепи С9-12 - Неонол АФ9-12 и одновременно в емкость смешения дозируют с использованием шнекового дозатора для сыпучих реагентов нерастворимые в воде наночастицы оксида цинка размером 500 нм овальной или круглой формы при непрерывном перемешивании в течение не менее 30 мин до равномерного их распределения. Полученную суспензию закачивают в узел загрузки установки по приготовлению растворов из жидких и сыпучих химических реагентов. Затем в полученную суспензию шнековым дозатором, предназначенным для дозировки и подачи порошкообразных реагентов, при постоянном перемешивании добавляют полиакриламид для получения композиции для заводнения при следующем соотношении компонентов, мас.%: Неонол АФ9-12 0,1-0,5; указанные наночастицы оксида цинка 0,01-0,07; полиакриламид 0,3-0,7; указанная вода - остальное. Композицию для заводнения перемешивают в течение 10-15 мин, затем закачивают в нефтяной пласт через нагнетательную скважину, извлекают нефть из добывающих скважин. 1 ил., 5 табл., 1 пр.

Способ извлечения нефти из нефтяного пласта с применением заводнения с наночастицами, включающий получение композиции для заводнения, содержащей наночастицы и поверхностно-активные вещества ПАВ, и закачку ее в нефтяной пласт, отличающийся тем, что непосредственно на скважине перед закачкой в пласт в емкость смешения насосами дозируют воду пресную или минерализованную с общей минерализацией до 300 г/л и неионогенное высокомолекулярное ПАВ алкилфенол с длиной углеродной цепи С9-12 - Неонол АФ9-12 и одновременно в емкость смешения дозируют с использованием шнекового дозатора для сыпучих реагентов нерастворимые в воде наночастицы оксида цинка размером 500 нм овальной или круглой формы при непрерывном перемешивании в течение не менее 30 мин до равномерного их распределения, полученную суспензию закачивают в узел загрузки установки по приготовлению растворов из жидких и сыпучих химических реагентов, затем в полученную суспензию шнековым дозатором, предназначенным для дозировки и подачи порошкообразных реагентов, при постоянном перемешивании добавляют полиакриламид для получения композиции для заводнения при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Неонол АФ9-12 0,1-0,5 указанные наночастицы оксида цинка 0,01-0,07 полиакриламид 0,3-0,7 указанная вода остальное,

композицию для заводнения перемешивают в течение 10-15 мин, затем закачивают в нефтяной пласт через нагнетательную скважину, извлекают нефть из добывающих скважин.