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 ПАВ, который дополнительно содержит полиакриламид, а в качестве поверхностно-активного вещества включает амфотерный ПАВ при следующем соотношении компонентов, 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, Мn 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, Мn 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, включающий 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 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 магния размером 5-100 нм с удельной площадью поверхности 64,5 м²/г при непрерывном перемешивании в течение не менее 30 минут 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 магния 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 магния (наночастицы) - MgO (ОМ) по ТУ-6-09-3023-79 или ИТС 21-2016 «Производство оксида магния, гидроксида магния, хлорида магния».

Оксид магния имеет размер частиц, преимущественно, 5-100 нм, удельную площадь поверхности 64,5 м²/г. Наночастицы не растворимы в воде, могут обладать как гидрофобными, так и гидрофильными свойствами, имеют положительный заряд.

- пресная или минерализованная вода для приготовления водного раствора ПАВ.

На чертеже приведена зависимость межфазного натяжения растворов ПАВ от концентрации ПАВ, содержащих наночастицы оксида магния и без наночастиц.

Сущность изобретения.

Масштабное промышленное применение новых физико-химических технологий увеличения нефтеотдачи залежей нефти, повышающих коэффициент нефтеизвлечения при одновременной интенсификации разработки, позволит продлить рентабельную эксплуатацию месторождений, находящихся на любой 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 пласте, 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 различной концентраций в пресной воде и минерализованной воде (d = 1,120 г/см³) на границе раздела с керосином (d = 0,780 г/см³).

Таблица 1. Значение межфазного натяжения растворов ПАА в присутствии ПАВ различной 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 1,0 4,28 3,23 25,12 11,48

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 в минерализованной воде), 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 %.

В таблице 2 приведены значения динамической вязкости растворов ПАА, измеренные 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

Установлено, что наиболее оптимальным диапазоном концентрации ПАА в растворе является диапазон от 0,3 % до 0,7 %. При уменьшении концентрации полиакриламида 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 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 суспензии 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 магния (MgO), 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. Измерения значений межфазного натяжения проводились на сталагмометре. Результаты представлены в таблице 3.

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

Добавка MgO,
мас.% Значение межфазного натяжения растворов АФ₉-12, мН/м пресная минерализованная 0 2,42 2,86 0,01 2,35 (2,9 %) 2,7 (5,6 %) 0,03 2,27 (6,2 %) 2,6 (9,1 %)

Межфазное натяжение 0,1 % раствора АФ₉-12 в пресной воде на границе с керосином снизилось на 2,9-6,2 % при увеличении содержания MgO в растворе от 0,01 % до 0,03 % в пресной воде и на 5,6-9,1 % - в минерализованной воде. Небольшая добавка наночастиц оксида магния ведет к сокращению расхода дорогостоящего ПАВ путем дополнительного снижения межфазного натяжения на границе раздела двух несмешивающихся жидкостей.

На фиг. приведена зависимость межфазного натяжения σ растворов ПАВ от концентрации АФ₉-12, содержащих и не содержащих наночастицы оксида магния MgO, на границе с ашальчинской нефтью, измеренная на оптическом приборе (Dataphysics, Германия) методом висячей капли. Для наглядности взяты концентрации ПАВ АФ₉-12 в растворах от 0,1 % до 0,4 %, концентрация наночастиц оксида магния 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 магния по сравнению с контрольным раствором ПАВ, не содержащим наночастиц.

На границе с нефтью межфазное натяжение растворов ПАВ, содержащих 0,05°% наночастиц MgO, снизилось в большей степени по сравнению с межфазным натяжением растворов ПАВ, не содержащих наночастицы. Раствор АФ₉-12 с концентрацией 0,1°%, в который введены наночастицы 0,05 % MgO, по значению поверхностной активности (0,61 мН/м) практически равен значению поверхностной активности раствора ПАВ с концентрацией 0,4 % (0,61 мН/м), не содержащей наночастицы.

Остальные растворы, содержащие наночастицы, тоже работают, снижают значение межфазного натяжения чуть в меньшей степени в зависимости от концентрации наночастиц.

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

Концентрация
АФ₉-12,
мас. % Межфазное натяжение р-ров ПАВ, содержащих наночастицы MgO, на границе с нефтью, мН/м 0 0,03 0,05 0,07 0,1 1,6 0,75 (2,1) 0,61(2,6) 0,83 (1,9) 0,2 1,01 0,65 (1,6) 0,53 (1,9) 0,73 (1,4) 0,3 0,78 0,57 (1,4) 0,41(1,9) 0,66 (1,2) 0,4 0,62 0,46 (1,3) 0,39 (1,6) 0,6 (1,03)

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

Для увеличения извлечения остаточной нефти по предлагаемому способу непосредственно на скважине перед закачкой в пласт в емкость смешения насосами дозируют воду пресную или минерализованную 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 магния размером 5-100 нм с удельною площадью поверхности 64,5 м²/г при непрерывном перемешивании в течение не менее 30 минут 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 заводнения при следующем соотношении компонентов, мас.%: Неонол АФ9-12 0,1- 0,5, указанные наночастицы оксида магния 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 магния, позволяет усилить поверхностную активность раствора и вытесняющую способность образуемой суспензии - ПАВ-полимерной композиции.

Фильтрационные опыты по определению коэффициента вытеснения нефти при закачке композиций, содержащих наночастицы оксида магния, проводились при температурах 8°С и 20 °С и 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 сверхвязких нефтей СВН, а при 20° - к условиям терригенных коллекторов.

В таблице 5 указаны: 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.

Результаты фильтрационных экспериментов показывают, что предлагаемый способ извлечения нефти из нефтяного пласта эффективно вытесняет нефть из терригенных коллекторов каменноугольных отложений при температуре пласта, равной 20°С, и из залежей СВН при температуре пласта - 8°С.

Очевидно, что при температуре 20°С эффективность вытеснения нефти по предлагаемому способу гораздо выше, чем при температуре 8°С, поскольку при низкой температуре вязкость нефти гораздо выше и, соответственно, растет фильтрационное сопротивление, оказываемое ею при вытеснении.

Введение в композицию из 0,3 %-го раствора АФ₉-12 с наночастицами MgO в концентрации 0,03 % и дальнейшее смешение с 0,3 % ПАА (опыт 3, таблица 5) привело к увеличению конечного коэффициента вытеснения нефти на 9,11 % при 20°С по сравнению с композицией, не содержащей наночастицы оксида магния (опыт 1, таблица 5), и относительно прототипа (опыт 8, таблица 5), в состав которого входит амфотерный ПАВ - БЕТАПАВ, не содержащий наночастицы, при этом концентрация ПАВ превышает в 30 раз концентрацию ПАВ АФ₉ -12.

Даже композиция, содержащая минимальные концентрации входящих в ее состав реагентов (опыт 2, таблицы 5), оказалась более эффективной при вытеснении нефти, чем композиция по прототипу.

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-ицией ΔР, МПа Первич. Квыт(п)_. нефти водой, % Прирост ΔКвыт. нефти композицией, % Конечн. Квыт(к) нефти, % Приведен. ПК выт. 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 20 0,9 9,38 29,44 38,82 43,13 2 0,3 %ПАА+0,1% АФ₉-12 +0,01 % MgO 0,9 9,05 32,15 41,20 45,78 3 0,3 % ПАА+0,3% АФ₉-12+0,03 % MgO 0,9 10,23 37,7 47,93 53,25 4 0,3 % ПАА+0,3 % АФ₉-12+0,05 % MgO 0,71 10,00 51,01 61,01 85,93 Динамическая вязкость нефти равна 9900 мПа⋅c и плотность - 963 кг/м³ при 8°С 5 0,4% ПАА+0,4 % АФ₉-12 8 0,95 0 26,96 26,96 28,38 6 0,4 % ПАА + 0,4 % АФ₉-12+ 0,04 % MgO 0,95 0 30,28 30,28 31,87 7 0,7 % ПАА + 0,5 % АФ₉-12+ 0,07 % MgO 1,621 0 37,13 37,13 23,90 8 (Прототип)
0,3 % ПАА + 3,0 % БЕТАПАВ 20 1,05 9,98 13,6 23,58 22,45

Вытеснение нефти при 8°С осложняется тем, что в этих экспериментах использовалась более вязкая нефть, значения приведенного коэффициента вытеснения нефти этих опытов намного ниже (в 1,5-2,6 раза) значений приведенного коэффициента вытеснения нефти при 20°С. Введение в раствор ПАВ 0,04 % наночастиц оксида магния привело к увеличению конечного коэффициента вытеснения нефти на 3,32 % (опыт 6, таблица 5) относительно композиции, не содержащей наночастицы оксида магния, и составил 30,28 %, при этом приведенный коэффициент вытеснения нефти составил 31,87 %. Увеличение концентраций компонентов закачиваемой композиции (опыт 7, таблица 5) привело к приросту конечного коэффициента вытеснения нефти на 37,13 % и снижению приведенного коэффициента вытеснения нефти до 23,90 %. Несмотря на более высокий коэффициент вытеснения нефти в опыте 7 данная композиция оказалась менее рентабельной из-за увеличения фильтрационного сопротивления при закачке композиции, что является еще одним подтверждением, что концентрации компонентов композиции при осуществлении предлагаемого способа не должны превышать, соответственно.: ПАВ - 0,5 мас.%, наночастиц оксида магния - 0,07 мас.%, полимера ПАА - 0,7 мас.%.

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 26-02-30-75 или аналоги.

Скважина 1 разрабатывает нефтяной пласт толщиной 5 м, пористостью 21 %. Приемистость скважины - 250 м³/сут. при давлении на водоводе 8,0 МПа.

Способ реализуют через нагнетательные скважины. Водный раствор 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 магния 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 магния 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 АФ₉-12 - 3,3 кг, ОМ - 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 8,0 т/сут до 11,5 т/сут. Прирост среднесуточного дебита составил 3,5 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 магния, и полимер.

При этом происходит увеличение вытесняющей способности композиции и увеличение ее отмывающей способности за счет закачки ПАВ АФ₉-12, поверхностные свойства которого усилены введением наночастиц оксида магния, что ведет к снижению концентрации ПАВ и способствует сокращению материальных затрат.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение извлечения нефти из нефтяного пласта за счет увеличения поверхностной активности вытесняющего нефть. В способе извлечения нефти из нефтяного пласта непосредственно на скважине перед закачкой в пласт в емкость смешения насосами дозируют воду пресную или минерализованную и неионогенное высокомолекулярное поверхностно-активное вещество 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 магния размером 5-100 нм с удельной площадью поверхности 64,5 м²/г 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 магния 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 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 магния размером 5-100 нм с удельной площадью поверхности 64,5 м²/г 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 магния 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.