RU2818344C1 - Method of extracting oil from oil formation using nanoparticles - Google Patents
Method of extracting oil from oil formation using nanoparticles Download PDFInfo
- Publication number
- RU2818344C1 RU2818344C1 RU2023126197A RU2023126197A RU2818344C1 RU 2818344 C1 RU2818344 C1 RU 2818344C1 RU 2023126197 A RU2023126197 A RU 2023126197A RU 2023126197 A RU2023126197 A RU 2023126197A RU 2818344 C1 RU2818344 C1 RU 2818344C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- composition
- nanoparticles
- water
- neominol
- Prior art date
Links
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 title claims abstract description 61
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 21
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 54
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 52
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 45
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims abstract description 42
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 42
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 40
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 28
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 24
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000011068 loading method Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 42
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 11
- 239000003599 detergent Substances 0.000 abstract description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 22
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 18
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 16
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 15
- 239000000463 material Substances 0.000 description 12
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 9
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 8
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 5
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000002280 amphoteric surfactant Substances 0.000 description 4
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 241000237858 Gastropoda Species 0.000 description 2
- 229920001046 Nanocellulose Polymers 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical group [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 2
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 2
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 description 2
- 229910003023 Mg-Al Inorganic materials 0.000 description 1
- PXQPYSJHFKRUAJ-UHFFFAOYSA-M [Cl-].[Mg+2].[O-2].[Mg+2] Chemical compound [Cl-].[Mg+2].[O-2].[Mg+2] PXQPYSJHFKRUAJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- HPTYUNKZVDYXLP-UHFFFAOYSA-N aluminum;trihydroxy(trihydroxysilyloxy)silane;hydrate Chemical compound O.[Al].[Al].O[Si](O)(O)O[Si](O)(O)O HPTYUNKZVDYXLP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 229910052621 halloysite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012835 hanging drop method Methods 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000006070 nanosuspension Substances 0.000 description 1
- 239000002071 nanotube Substances 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 239000011368 organic material Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
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.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for extracting oil using nanoparticles from a terrigenous oil reservoir and can be used in the development of oil deposits of viscous and super-viscous oil.
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, 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.There is a known method for processing an underground well having one or more permeable layers (patent RU No. 2693105, IPC E21B 43/22, C09K 8/84, C09K 8/92, B82Y 99/00, publ. 07/01/2019, Bulletin No. 19) comprising providing a treatment fluid containing water and a plurality of water-dispersible nanoparticles present in the treatment fluid at a concentration of about 0.1 to 5.0 wt. %, introducing the specified medium into the underground formation, so that the nanoparticles form one or more aggregates that clog the pores of the formation and block further flow of fluid in the formation. Water-dispersible nanoparticles contain nanocellulose, rod-shaped nanoparticles, nanotubes or halloysite or combinations thereof.
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.The disadvantage of the invention is the low degree of oil recovery due to the fact that water-dispersible nanoparticles containing nanocellulose primarily affect water-saturated formations, clogging them, and do not affect oil-saturated formations to displace oil.
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. %:There is a known method for developing an oil reservoir with heterogeneous permeability (patent RU No. 2725205, MPK E21B 43/22, C09K 8/88, publ. 06/30/2020, Bulletin No. 19), which includes pumping two slugs of an aqueous solution into the injection well: the first slug, containing polyacrylamide with a crosslinker, an aqueous solution containing polyacrylamide with a crosslinker is pumped in as the first rim; a composition of chromium acetate and zinc oxide, wt.%, is used as a crosslinker. %:
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, в мас. %:and a second rim containing a solution of a surfactant surfactant, which additionally contains polyacrylamide, and as a surfactant includes an amphoteric surfactant in the following ratio of components, in wt. %:
Недостатком способа является низкая степень извлечения нефти, связанная с применением низкоэффективного амфотерного ПАВ, а также большой расход реагентов, используемых в двух оторочках.The disadvantage of this method is the low degree of oil recovery associated with the use of a low-effective amphoteric surfactant, as well as the high consumption of reagents used in two slugs.
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.The closest is the method of producing hydrocarbon material (patent RU No. 2687412, IPC C09K 8/20, E21B 43/22, C09K 8/60, publ. 05.15.2019, bulletin No. 14), from an underground formation, including the formation of nanoparticles, each of which contains a core containing at least one of the following metals: Mg, Al, Ca, Mn and Zn, and a shell encapsulating the core and containing organic material, combining the nanoparticles with a carrier fluid to obtain a suspension for flooding, pumping the suspension into a subterranean formation containing hydrocarbon material associated with its surfaces to separate it from the surfaces and form an emulsion stabilized by nanoparticles, removing the emulsion from the subterranean formation and modifying at least one of the parameters: temperature, pH value and composition of the emulsion material, after removing the emulsion from a subterranean formation to interact at least a portion of the nanoparticles with the aqueous material to destabilize the emulsion and coalesce the hydrocarbon material. A stabilized emulsion containing a dispersed phase comprising a hydrocarbon material, a continuous phase comprising an aqueous material, and hydrophilic nanoparticles accumulating at an interface between the dispersed phase and the continuous phase, wherein a number of hydrophilic nanoparticles contain a core containing a Mg-Al alloy intended to switching between a first corrosion rate and a second higher corrosion rate as a result of changing at least one property: increasing the temperature of the aqueous material and decreasing the pH value of the aqueous material, and a shell encapsulating the core and containing the polymeric material.
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.The disadvantage of this method is the low degree of oil recovery, since nanoparticles, each of which contains a core containing at least one of the following metals: Mg, Al, Ca, Mn and Zn, which do not have surface activity, are used to form a nanoparticle-stabilized emulsion. The emulsion is pumped out from the underground formation. Since the viscosity of the emulsion is higher than the viscosity of oil, its transportation and subsequent separation into oil and water requires large energy costs.
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.The technical objective of the invention is to increase the efficiency of the method for extracting oil from an oil reservoir by increasing the surface activity of the oil-displacing composition by introducing nanoparticle additives into the surfactant and reducing material costs.
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.The technical problem is solved by a method for extracting oil from an oil reservoir using flooding with nanoparticles, which includes obtaining a flooding composition containing nanoparticles and surfactant surfactants, and injecting it into the oil reservoir.
Новым является то, что непосредственно на скважине перед закачкой в пласт в емкость смешения насосами дозируют воду пресную или минерализованную и моющую композицию Неоминол, представляющую собой водно-спиртовой раствор смеси неионогенных ПАВ, 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 при следующем соотношении компонентов, мас.%:What is new is that directly at the well, before injection into the formation, fresh or mineralized water and the detergent composition Neominol, which is an aqueous-alcohol solution of a mixture of nonionic surfactants, are dosed into the mixing tank with pumps, and at the same time, insoluble reagents are dosed into the mixing tank using a screw doser for bulk reagents in water, magnesium oxide nanoparticles 5-100 nm in size with a specific surface area of 64.5 m 2 /g with continuous stirring for at least 30 minutes until they are evenly distributed, the resulting suspension is pumped into the loading unit of an installation for preparing solutions from liquid and bulk chemicals reagents, then polyacrylamide is added to the resulting suspension using a screw doser designed for dosing and supplying powdered reagents with constant stirring to obtain a composition for flooding with the following ratio of components, wt.%:
композицию для заводнения перемешивают в течение 10-15 мин, затем закачивают в нефтяной пласт через нагнетательную скважину, извлекают нефть из добывающих скважин.the flooding composition is stirred for 10-15 minutes, then pumped into the oil reservoir through an injection well, and oil is extracted from production wells.
Для осуществления способа используют:To implement the method use:
- моющую композицию марки Неоминол, представляющую собой водно-спиртовой раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ по ТУ 2458-001-91222887-2011.- detergent composition of the Neominol brand, which is a water-alcohol solution of a mixture of nonionic surfactants according to TU 2458-001-91222887-2011.
- полиакриламид (ПАА) по ТУ 2458-024-14023401-2012 c изм. № 1, 2 или его аналоги;- polyacrylamide (PAA) according to TU 2458-024-14023401-2012 with changes. No. 1, 2 or its analogues;
- 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.- magnesium oxide (nanoparticles) - MgO (OM) according to TU-6-09-3023-79 or ITS 21-2016 “Production of magnesium oxide, magnesium hydroxide, magnesium chloride Magnesium oxide has a particle size of mainly 5-100 nm, specific surface area 64.5 m 2 /g. Nanoparticles are insoluble in water, can have both hydrophobic and hydrophilic properties, and have a positive charge.
Для приготовления водного раствора ПАВ используют как пресную, так и минерализованную воду.To prepare an aqueous solution of surfactants, both fresh and mineralized water are used.
На фиг. приведена зависимость межфазного натяжения растворов ПАВ от концентрации Неоминол, содержащих наночастицы оксида магния и без наночастиц.In fig. The dependence of the interfacial tension of surfactant solutions on the concentration of Neominol containing magnesium oxide nanoparticles and without nanoparticles is shown.
Сущность изобретения.The essence of the invention.
Масштабное промышленное применение новых физико-химических технологий увеличения нефтеотдачи залежей нефти, увеличивающих коэффициент нефтеизвлечения при одновременной интенсификации разработки, позволит продлить рентабельную эксплуатацию месторождений, находящихся на любой стадии разработки, и вовлечь в разработку месторождения с трудноизвлекаемыми запасами сверхвязкой нефти (СВН).Large-scale industrial application of new physical and chemical technologies for increasing oil recovery from oil deposits, increasing the oil recovery factor while intensifying development, will extend the profitable operation of fields at any stage of development and involve in the development of fields with hard-to-recover reserves of extra-viscous oil (SVOC).
В процессе длительной разработки нефтяного месторождения остаточная нефть, находящаяся в пласте, также претерпевает изменения: увеличиваются ее плотность и вязкость, снижается подвижность.During the long-term development of an oil field, the residual oil in the reservoir also undergoes changes: its density and viscosity increase, and its mobility decreases.
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.The most common type of chemical method for increasing oil recovery in oil displacement processes is the method of polymer flooding in compositions with various chemical reagents. Adding a surfactant to a polymer solution reduces the interfacial tension between formation oil and formation water, reduces capillary forces, increases oil mobility and oil displacement efficiency.
В таблице 1 приведены значения межфазного натяжения (σ) растворов полимера ПАА в присутствии Неоминола различной концентраций в пресной воде и минерализованной воде (d = 1,120 г/см3) на границе раздела с керосином (d = 0,780 г/см3). Чем ниже значение межфазного натяжения σ на границе раздела, тем легче нефть отрывается от поверхности породы и происходит увеличение нефтеизвлечения из пласта.Table 1 shows the values of interfacial tension (σ) of PAA polymer solutions in the presence of Neominol of various concentrations in fresh water and mineralized water (d = 1.120 g/cm 3 ) at the interface with kerosene (d = 0.780 g/cm 3 ). The lower the value of interfacial tension σ at the interface, the easier it is for oil to separate from the rock surface and an increase in oil recovery from the formation.
Таблица 1 - Значение межфазного натяжения растворов ПАА в присутствии ПАВ различной концентрации на границе с керосиномTable 1 - The value of interfacial tension of PAA solutions in the presence of surfactants of various concentrations at the interface with kerosene
% мас.PAA polymer concentration,
% wt.
ПАВ
Неоминол,
% мас.Concentration
Surfactant
Neominol,
% wt.
На основе анализа данных таблицы 1 установлено, что наиболее оптимальным диапазоном концентрации ПАВ Неоминола в растворе ПАА является диапазон от 0,1 % до 0,5 %. При уменьшении концентрации ПАВ в растворе от 0,1 % до 0,05 % (в два раза) происходит увеличение межфазного натяжения σ на границе раздела с 2,78 мН/м до 3,75 мН/м в пресной воде и с 4,29 мН/м до 5,01 мН/м - в минерализованной воде, происходит уменьшение поверхностной активности раствора ПАА, содержащего ПАВ на границе раздела, что, в свою очередь, снижает эффективность вытеснения нефти композицией из пласта.Based on the analysis of the data in Table 1, it was found that the most optimal concentration range of the surfactant Neominol in a PAA solution is the range from 0.1% to 0.5%. When the surfactant concentration in the solution decreases from 0.1% to 0.05% (two times), the interfacial tension σ at the interface increases from 2.78 mN/m to 3.75 mN/m in fresh water and from 4. 29 mN/m to 5.01 mN/m - in mineralized water, there is a decrease in the surface activity of the PAA solution containing a surfactant at the interface, which, in turn, reduces the efficiency of oil displacement by the composition from the formation.
При увеличении концентрации ПАВ в растворе 0,3 %-го ПАА от 0,5 % до 1 %, т.е. в два раза, происходит увеличение поверхностной активности раствора на границе раздела (σ снижается в 1,6 раза в пресной воде от 3,2 мН/м до 2,03 мН/м, а в минерализованной воде - в 1,09 раза, при этом происходит непропорциональный, непроизводительный расход ПАВ, что в целом снижает эффективность вытеснения нефти из пласта.When the surfactant concentration in a solution of 0.3% PAA increases from 0.5% to 1%, i.e. twice, the surface activity of the solution at the interface increases (σ decreases by 1.6 times in fresh water from 3.2 mN/m to 2.03 mN/m, and in mineralized water - by 1.09 times, at This results in a disproportionate, unproductive consumption of surfactants, which generally reduces the efficiency of oil displacement from the reservoir.
Поскольку нефтевытесняющая композиция по предлагаемому способу содержит полимер, были определены оптимальные концентрации этого реагента. В таблице 2 приведены значения динамической вязкости растворов ПАА, измеренных на ротационном вискозиметре VISCOMETR RM-100 в диапазоне концентраций полимера ПАА от 0,1 % до 0,9 % при температурах 20°С и 8°С.Since the oil-displacing composition according to the proposed method contains a polymer, the optimal concentrations of this reagent were determined. Table 2 shows the values of the dynamic viscosity of PAA solutions measured on a VISCOMETR RM-100 rotational viscometer in the range of PAA polymer concentrations from 0.1% to 0.9% at temperatures of 20°C and 8°C.
Таблица 2 Зависимость динамической вязкости растворов ПАА от концентрации полимераTable 2 Dependence of dynamic viscosity of PAA solutions on polymer concentration
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.It has been established that the most optimal range of PAA concentration in solution is from 0.3% to 0.7%. When the concentration of polyacrylamide in the solution decreases below 0.3%, the viscosity of the solution decreases below 40 mPa⋅s, which reduces the efficiency of oil displacement from the reservoir, since the ratio of the viscosity of oil and polymer solution increases, which leads to early water breakthrough when oil is displaced into heterogeneous layers.
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.An increase in the concentration of PAA in the solution above 0.7%, at which the viscosity of the solution becomes above 300 mPa⋅s, leads to problems when pumping the solution into the well, especially if the well has an injectivity below 200 m 3 /day.
Вышеприведенные данные показывают, что для более полного извлечения остаточной нефти недостаточно вытеснения ее только водой или ПАВ с полимером.The above data show that for more complete extraction of residual oil, it is not enough to displace it only with water or a surfactant with a polymer.
В последнее время для добычи трудноизвлекаемых запасов нефти применяются наносуспензии, которые представляют собой суспензии на основе воды, дисперсным компонентом которых являются наночастицы (НЧ).Recently, nanosuspensions, which are water-based suspensions, the dispersed component of which are nanoparticles (NPs), have been used to extract hard-to-recover oil reserves.
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.The use of nanoparticles improves oil displacement through several mechanisms of action, which include: 1) changing the wettability of the rock, 2) creating disjoining pressure between oil droplets and the rock surface, 3) clogging pore channels, 4) reducing interfacial tension between oil and the injected liquid, 5) inhibition of asphaltene precipitation. In addition, nanoparticles can be used to reduce the viscosity of heavy and viscous oil.
С целью изучения влияния наночастиц на поверхностную активность растворов ПАВ Неоминол 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 Неоминол на границе раздела с углеводородной жидкостью, в качестве которой использовался керосин. Измерения значений межфазного натяжения проводились на сталагмометре. Результаты представлены в таблице 3.In order to study the effect of nanoparticles on the surface activity of Neominol surfactant solutions, the properties of these solutions were studied in the presence of magnesium oxide (MgO) nanoparticles, which were introduced into surfactant solutions with continuous uniform stirring. The effect of nanoparticles on the surface activity of a Neominol surfactant solution at the interface with a hydrocarbon liquid, which was kerosene, was studied. Measurements of interfacial tension values were carried out using a stalagmometer. The results are presented in Table 3.
Таблица 3 - Межфазное натяжение 0, 1 % р-ров ПАВ, содержащих наночастицы оксида магния и без них на границе с керосиномTable 3 - Interfacial tension of 0.1% surfactant solutions containing and without magnesium oxide nanoparticles at the border with kerosene
% мас.MgO additive,
% wt.
Межфазное натяжение 0,1 % раствора Неоминола в пресной воде на границе с керосином снизилось до 18 % при увеличении содержания MgO в растворе от 0,01 % до 0,03 % в пресной воде и до 16,2 % - в минерализованной воде. Небольшая добавка наночастиц оксида магния ведет к сокращению расхода дорогостоящего ПАВ путем дополнительного снижения межфазного натяжения на границе радела двух несмешивающихся жидкостей.The interfacial tension of a 0.1% solution of Neominol in fresh water at the interface with kerosene decreased to 18% with an increase in the MgO content in the solution from 0.01% to 0.03% in fresh water and to 16.2% in mineralized water. A small addition of magnesium oxide nanoparticles leads to a reduction in the consumption of expensive surfactants by further reducing the interfacial tension at the interface between two immiscible liquids.
На фиг. приведена зависимость межфазного натяжения σ растворов Неоминола различной концентрации, содержащих наночастицы оксида магния MgO и без них, на границе с ашальчинской нефтью, измеренная на оптическом приборе (Dataphysics, Германия) методом висячей капли. Для наглядности концентрация ПАВ Неоминол менялась в растворах от 0,1 % до 0,4 %, концентрация наночастиц в растворах ПАВ составляла 0,03 %, 0,05 %, 0,07 %.In fig. The dependence of the interfacial tension σ of Neominol solutions of various concentrations, containing and without nanoparticles of magnesium oxide MgO, at the boundary with Ashalcha oil, measured on an optical device (Dataphysics, Germany) using the hanging drop method, is shown. For clarity, the concentration of the surfactant Neominol varied in solutions from 0.1% to 0.4%, the concentration of nanoparticles in surfactant solutions was 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 наночастицы. Table 4 shows the values of interfacial tension σ, and in parentheses it is indicated how many times the interfacial tension of the surfactant solution decreased when magnesium oxide nanoparticles were introduced into it compared to the control surfactant solution that did not contain nanoparticles.
Наиболее эффективно снизилось межфазное натяжение растворов ПАВ Неоминол, содержащих 0,05 % наночастиц оксида магния, на границе с нефтью относительно раствора ПАВ, не содержащего наночастицы (в 3,9 раза). Остальные концентрации наночастиц оксида магния тоже работают, снижают значение σ чуть в меньшей степени относительно раствора ПАВ, не содержащего наночастицы.The interfacial tension of Neominol surfactant solutions containing 0.05% magnesium oxide nanoparticles at the interface with oil decreased most effectively relative to a surfactant solution not containing nanoparticles (by 3.9 times). Other concentrations of magnesium oxide nanoparticles also work, reducing the value of σ to a slightly lesser extent relative to a surfactant solution that does not contain nanoparticles.
Таблица 4 - Межфазное натяжение р-ров ПАВ на границе с нефтьюTable 4 - Interfacial tension of surfactant solutions at the boundary with oil
% мас.Neominol concentration,
% wt.
Для увеличения извлечения остаточной нефти 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/см3 и моющую композицию Неоминол, представляющую собой водно-спиртовой раствор смеси неионогенных ПАВ, 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 при следующем соотношении компонентов, мас.%: Неоминол 0,1 - 0,5, указанные наночастицы оксид магния 0,01 - 0,07, полиакриламид 0,3-0,7, указанная вода - остальное, затем закачивают в нефтяной пласт через нагнетательную скважину, извлекают нефть из добывающих скважин.To increase the recovery of residual oil according to the proposed method, directly at the well, before pumping it into the reservoir into the mixing tank, fresh or mineralized water with a total mineralization of up to 300 g/cm 3 and the Neominol detergent composition, which is an aqueous-alcohol solution of a mixture of nonionic surfactants, are dosed, and at the same time water-insoluble magnesium oxide nanoparticles measuring 5-100 nm with a specific surface area of 64.5 m 2 /g are dosed into the mixing container using a screw dispenser for bulk reagents with continuous stirring for at least 30 minutes until they are evenly distributed, the resulting suspension is pumped into the loading unit of the installation for preparing solutions from liquid and bulk chemical reagents, then polyacrylamide is added to the resulting suspension with a screw doser designed for dosing and supplying powdered reagents, with constant stirring to obtain a composition for flooding with the following ratio of components, wt.%: Neominol 0 ,1 - 0.5, the specified nanoparticles are magnesium oxide 0.01 - 0.07, polyacrylamide 0.3-0.7, the specified water is the rest, then pumped into the oil reservoir through an injection well, oil is extracted from production wells.
Предварительное введение в раствор ПАВ Неоминол наночастиц по предлагаемому способу, в качестве которых используются наночастицы оксида магния, позволяет усилить поверхностную активность раствора и увеличить вытесняющую способность образуемой суспензии - ПАВ-полимерной композиции (за счет увеличения отмывающей способности, закачки композиции, поверхностные свойства которой усилены введением наночастиц оксида магния).Preliminary introduction of nanoparticles into the Neominol surfactant solution according to the proposed method, for which magnesium oxide nanoparticles are used, makes it possible to enhance the surface activity of the solution and increase the displacing ability of the resulting suspension - surfactant-polymer composition (by increasing the washing ability, injection of a composition whose surface properties are enhanced by the introduction magnesium oxide nanoparticles).
Фильтрационные опыты по определению коэффициента вытеснения нефти при закачке композиций, содержащих наночастицы, 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 СВН, а при 20°С - к условиям терригенных коллекторов.Filtration experiments to determine the oil displacement coefficient when injecting compositions containing nanoparticles were carried out at temperatures of 8°C and 20°C and are presented in Table 5. A temperature of 8°C is typical for many super-viscous oil deposits, i.e. experiments conducted at this temperature are close to the reservoir conditions of EHV deposits, and at 20°C - to the conditions of terrigenous reservoirs.
В таблице 5 указаны: изменение давления при закачке нефтевытесняющей оторочки; первичный - Квыт(п) и конечный коэффициенты вытеснения нефти Квыт(к) 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 разнличными композициями. Чем выше приведенный коэффициент вытеснения нефти, тем выше эффективность процесса нефтеизвлечения.Table 5 shows: change in pressure during injection of the oil-displacing slug; primary - Kvyt(p) and final oil displacement coefficients Kvyt(k) for each experiment, as well as the reduced oil displacement coefficient (PKut.). The reduced oil displacement coefficient, which is equal to the ratio of the final oil displacement coefficient to the injection pressure drop, i.e. Kvyt(k)/ΔР, is used for comparative analysis of the efficiency of oil displacement by various compositions. The higher the given oil displacement coefficient, the higher the efficiency of the oil extraction process.
Результаты фильтрационных экспериментов показывают, что предлагаемый способ извлечения нефти из нефтяного пласта эффективно вытесняет нефть из терригенных коллекторов каменноугольных отложений при температуре пласта 20°С и из залежей СВН при температуре пласта 8°С.The results of filtration experiments show that the proposed method for extracting oil from an oil reservoir effectively displaces oil from terrigenous reservoirs of coal deposits at a reservoir temperature of 20°C and from EHV deposits at a reservoir temperature of 8°C.
Очевидно, что при температуре 20°С эффективность вытеснения нефти по предлагаемому способу гораздо выше, чем при температуре 8°С, поскольку при низкой температуре у нефти гораздо выше вязкость и растет фильтрационное сопротивление, оказываемое ею при вытеснении.It is obvious that at a temperature of 20°C the efficiency of oil displacement using the proposed method is much higher than at a temperature of 8°C, since at low temperatures the viscosity of oil is much higher and the filtration resistance it exerts during displacement increases.
Таблица 5 - Результаты фильтрационных опытов по вытеснению нефти из модели пласта при температурах 20°С и 8°С.Table 5 - Results of filtration experiments on oil displacement from the reservoir model at temperatures of 20°C and 8°C.
опы-таNo.
experience
%/МПаGiven. PKvyt. oil,
%/MPa
0,3 % ПАА+ 3,0 % БЕТАПАВ (Prototype)
0.3% PAA+ 3.0% BETAPAV
Даже композиция, содержащая минимальные концентрации входящих в ее состав реагентов, оказалась более эффективной при вытеснении нефти (опыт 2, таблица 5 с Квыт(к) = 24,69), чем композиция по прототипу с Квыт(к) = 22,58.Even the composition containing minimal concentrations of the reagents included in its composition turned out to be more effective in displacing oil (experiment 2, table 5 with Kvt(k) = 24.69) than the prototype composition with Kvt(k) = 22.58.
Введение 0,02 % MgO в 0,3 % раствор Неоминола и дальнейшее смешение его с 0,3 % ПАА (опыт 3, таблица 5) привело к приросту коэффициента вытеснения нефти на 18,94 % при 20°С, что выше, чем у композиции, не содержащей наночастицы оксида магния (опыт 1, таблица 5), и прототипа (опыт 8, таблица 5), в состав которого входит амфотерный ПАВ - БЕТАПАВ, не содержащий наночастицы, при этом концентрация БЕТАПАВ превышает в 30 раз концентрацию АФ9 -12.The introduction of 0.02% MgO into a 0.3% Neominol solution and its further mixing with 0.3% PAA (experiment 3, table 5) led to an increase in the oil displacement coefficient by 18.94% at 20°C, which is higher than for a composition that does not contain magnesium oxide nanoparticles (experiment 1, table 5), and a prototype (experiment 8, table 5), which includes an amphoteric surfactant - BETAPAV, which does not contain nanoparticles, and the concentration of BETAPAV is 30 times higher than the concentration of AF 9 -12.
Вытеснение нефти при 8°С осложняется тем, что в этих экспериментах использовалась более вязкая нефть с вязкостью 9900 мПа⋅c. Введение в эту композицию 0,04 % наночастиц оксида магния привело к увеличению конечного коэффициента вытеснения нефти на 9,02 % (опыт 6, таблица 5) относительно композиции, не содержащей наночастицы оксида магния (опыт 5, таблица 5). Дальнейшее увеличение концентрации реагентов в композиции (0,7 % ПАА + 0,5 % Неоминол + 0,07 % MgO, опыт 7, таблица 5) привело к приросту коэффициента вытеснения нефти относительно композиции, не содержащей наночастицы (опыт 5, таблица 5), на 15,46 %. Но при этом приведенный ПКвыт. нефти ниже (13,0 против 15,48) приведенного ПКвыт. нефти композицией 0,4 % ПАА + 0,4 % Неоминол + 0,04 % MgO, вследствие увеличения давления закачки из-за увеличения концентрации полимера ПАА в композиции.Displacement of oil at 8°C is complicated by the fact that in these experiments a more viscous oil with a viscosity of 9900 mPa⋅s was used. The introduction of 0.04% magnesium oxide nanoparticles into this composition led to an increase in the final oil displacement coefficient by 9.02% (experiment 6, table 5) relative to a composition that did not contain magnesium oxide nanoparticles (experiment 5, table 5). A further increase in the concentration of reagents in the composition (0.7% PAA + 0.5% Neominol + 0.07% MgO, experiment 7, table 5) led to an increase in the oil displacement coefficient relative to the composition not containing nanoparticles (experiment 5, table 5) , by 15.46%. But at the same time, the given PCvt. of oil is lower (13.0 versus 15.48) than the given PCout. oil with a composition of 0.4% PAA + 0.4% Neominol + 0.04% MgO, due to an increase in injection pressure due to an increase in the concentration of PAA polymer in the composition.
Увеличение концентраций компонентов закачиваемой композиции (опыт 7, таблица 5) привело к росту конечного коэффициента вытеснения нефти до 35,08 % и снижению приведенного коэффициента вытеснения нефти до 13,0 %. Несмотря на более высокий ПКвыт. в опыте 6, 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 извлечения не должны превышать, соответственно: ПАВ - 0,5% мас., наночастиц оксида магния - 0,07 % мас., полимера ПАА -0,7 % мас.An increase in the concentrations of the components of the injected composition (experiment 7, table 5) led to an increase in the final oil displacement efficiency to 35.08% and a decrease in the reduced oil displacement efficiency to 13.0%. Despite the higher PCv. in experiment 6, this composition turned out to be less profitable due to the increase in filtration resistance when pumping the composition, which is another confirmation that the concentrations of the components of the composition when implementing the proposed extraction method should not exceed, respectively: surfactant - 0.5% wt., nanoparticles magnesium oxide - 0.07% wt., PAA polymer - 0.7% wt.
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
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.The proposed method is carried out using standard (existing) oilfield equipment that provides transportation, preparation (mixing) and injection of aqueous solutions into the well: a complex for preparing solutions from liquid and bulk chemical reagents KUDR-8 or analogues; pumping units type ANTs-320 according to TU 26-02-30-75 or analogues.
Скважина 1 разрабатывает нефтяной пласт толщиной 6 м, пористостью 20 %. Приемистость скважины 350 м3/сут. при давлении на водоводе 8,0 МПа.Well 1 develops an oil reservoir 6 m thick, with a porosity of 20%. Well injectivity is 350 m 3 /day. at a pressure on the water pipeline of 8.0 MPa.
Способ реализуют через нагнетательные скважины. Водный раствор готовят непосредственно на скважине перед закачкой в пласт смешением компонентов на установке КУДР-8.The method is implemented through injection wells. An aqueous solution is prepared directly at the well before injection into the formation by mixing the components using the KUDR-8 installation.
В емкость для жидких реагентов насосами дозируется вода и ПАВ Неоминол с расходом, обеспечивающим необходимые концентрации компонентов в рабочем растворе.Water and surfactant Neominol are dosed into the container for liquid reagents by pumps at a flow rate that provides the required concentrations of the components in the working solution.
Одновременно с дозировкой ПАВ Неоминол в емкость смешения осуществляется дозировка оксида магния с использованием шнекового дозатора для сыпучих реагентов при постоянном перемешивании в течение не менее 30 минут.Simultaneously with the dosage of the surfactant Neominol, magnesium oxide is dosed into the mixing container using a screw doser for bulk reagents with constant stirring for at least 30 minutes.
После этого полученная суспензия закачивается в узел загрузки установки КУДР, снабженный шнековым дозатором, предназначенным для дозировки и подачи порошкообразных реагентов. Из бункера шнековым дозатором ПАА подается с расходом, обеспечивающим необходимые концентрации в струйный аппарат, при постоянном перемешивании. Композиция перемешивается в течение 10-15 мин и закачивается в скважину.After this, the resulting suspension is pumped into the loading unit of the KUDR installation, equipped with a screw dispenser designed for dosing and supplying powdered reagents. From the hopper, PAA is supplied by a screw dispenser at a flow rate that provides the required concentrations into the jet apparatus, with constant stirring. The composition is mixed for 10-15 minutes and pumped into the well.
Готовят раствор на воде с плотностью 1100 кг/м3 следующего состава: а) ПАВ Неоминол 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 4, таблица 5).Prepare a solution in water with a density of 1100 kg/m 3 of the following composition: a) surfactant Neominol with a concentration in the composition of 0.3 wt.%. b) magnesium oxide with a concentration in the composition of 0.03% wt. After mixing these reagents, PAA polymer powder is introduced with a concentration in the composition of 0.3 wt.%, water - the rest (corresponds to experiment 4, table 5).
Расход реагентов на 1 м3 воды составляет ПАВ Неоминол - 3,3 кг, ОМ - 0,33 кг, ПАА - 3,3 кг.The consumption of reagents per 1 m 3 of water is surfactant Neominol - 3.3 kg, OM - 0.33 kg, PAA - 3.3 kg.
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 11,5 т/сут. Прирост среднесуточного дебита составил 3 т/сут.A composition with a volume of 300 m 3 is pumped in, after which the well switches to normal operation. A month later, the average flow rate from the surrounding production wells increased from 8.5 tons/day to 11.5 tons/day. The increase in the average daily flow rate was 3 tons/day.
Полученные результаты показывают, что произошло увеличение нефтеизвлечения по предлагаемому способу в результате закачки композиции водного раствора ПАВ Неоминол, который дополнительно содержит наночастицы оксида магния, и полимер.The results obtained show that there was an increase in oil recovery using the proposed method as a result of injection of a composition of an aqueous solution of the surfactant Neominol, which additionally contains magnesium oxide nanoparticles and a polymer.
При этом происходит увеличение вытесняющей способности композиции и увеличение ее отмывающей способности за счет закачки ПАВ Неоминол, поверхностные свойства которого усилены введением наночастиц оксида магния, что ведет к снижению концентрации ПАВ и способствует сокращению материальных затрат.In this case, the displacing ability of the composition increases and its washing ability increases due to the injection of the surfactant Neominol, the surface properties of which are enhanced by the introduction of magnesium oxide nanoparticles, which leads to a decrease in the concentration of the surfactant and helps reduce material costs.
Claims (3)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2818344C1 true RU2818344C1 (en) | 2024-05-02 |
Family
ID=
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2424426C1 (en) * | 2010-04-19 | 2011-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of non-uniform reservoir |
RU2485301C1 (en) * | 2011-12-26 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil production method |
WO2016187361A1 (en) * | 2015-05-20 | 2016-11-24 | Schlumberger Technology Corporation | Water control agent for oilfield application |
RU2687412C1 (en) * | 2013-11-22 | 2019-05-15 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Methods of obtaining hydrocarbon material, containing in underground formation, and related stabilized emulsions |
RU2725205C1 (en) * | 2019-12-17 | 2020-06-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of oil formation with non-uniform permeability |
RU2742089C1 (en) * | 2020-08-26 | 2021-02-02 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for injection capacity profile alignment in injection wells with foam-forming composition (versions) |
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2424426C1 (en) * | 2010-04-19 | 2011-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of non-uniform reservoir |
RU2485301C1 (en) * | 2011-12-26 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil production method |
RU2687412C1 (en) * | 2013-11-22 | 2019-05-15 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Methods of obtaining hydrocarbon material, containing in underground formation, and related stabilized emulsions |
WO2016187361A1 (en) * | 2015-05-20 | 2016-11-24 | Schlumberger Technology Corporation | Water control agent for oilfield application |
RU2725205C1 (en) * | 2019-12-17 | 2020-06-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of oil formation with non-uniform permeability |
RU2742089C1 (en) * | 2020-08-26 | 2021-02-02 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for injection capacity profile alignment in injection wells with foam-forming composition (versions) |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2548266C2 (en) | Method of heavy oil extraction from underground field | |
CN103725264B (en) | Precipitated weighting agents for use in wellbore fluids | |
CN110945208B (en) | Method for improving oil recovery rate of stratum | |
CN107109201B (en) | Polymer composition | |
RU2476665C2 (en) | Isolation method of water influx in well | |
RU2016124638A (en) | METHODS FOR EXTRACTION OF HYDROCARBONS FROM THE UNDERGROUND LAYER AND METHODS FOR TREATING HYDROCARBON MATERIAL INSIDE THE UNDERGROUND LAYER | |
AU2013332365B2 (en) | Invert emulsion with encapsulated breaker for well treatment | |
EA008671B1 (en) | Fiber assisted emulsion system | |
Nourinia et al. | Synergistic efficiency of zinc oxide/montmorillonite nanocomposites and a new derived saponin in liquid/liquid/solid interface-included systems: application in nanotechnology-assisted enhanced oil recovery | |
RU2581070C1 (en) | Using titanium coagulant for treatment of water-flooded oil reservoir | |
RU2704166C1 (en) | Oil formation development method | |
RU2818344C1 (en) | Method of extracting oil from oil formation using nanoparticles | |
RU2818632C1 (en) | Method of extracting oil from an oil formation using nanoparticles | |
CN110168012B (en) | Multiphase polymer suspensions and their use | |
RU2818633C1 (en) | Method of extracting oil from an oil formation using nanoparticles | |
RU2693104C1 (en) | Composition of reagent for development of oil field by flooding and method of its application | |
RU2818628C1 (en) | Method of extracting oil from an oil formation using nanoparticles | |
WO2013053036A1 (en) | Use of oil-in-water emulsion for enhanced oil recovery | |
RU2768340C1 (en) | High-cation-inhibited drilling mud | |
RU2716316C1 (en) | Oil deposit development method | |
RU2379326C1 (en) | Water repellent emulsion for oil reservoirs treatment | |
RU2769612C1 (en) | Method for developing a heterogeneous oil reservoir | |
RU2434042C1 (en) | Composition for treatment of bottomhole zone of oil reservoirs | |
EP0040763B1 (en) | Method for the preparation of liquid aluminum citrate | |
RU2461702C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit (versions) |