RU2818632C1 - Способ извлечения нефти из нефтяного пласта с применением наночастиц - Google Patents
Способ извлечения нефти из нефтяного пласта с применением наночастиц Download PDFInfo
- Publication number
- RU2818632C1 RU2818632C1 RU2023126151A RU2023126151A RU2818632C1 RU 2818632 C1 RU2818632 C1 RU 2818632C1 RU 2023126151 A RU2023126151 A RU 2023126151A RU 2023126151 A RU2023126151 A RU 2023126151A RU 2818632 C1 RU2818632 C1 RU 2818632C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- nanoparticles
- water
- composition
- surfactant
- Prior art date
Links
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 title claims abstract description 68
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 19
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 58
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 55
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims abstract description 45
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 45
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 43
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 42
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 38
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 27
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 15
- 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 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 6
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 238000011068 loading method Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 14
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 9
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 abstract 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 25
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 16
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 15
- 239000000463 material Substances 0.000 description 12
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 12
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 10
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 9
- 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
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 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
- 238000000605 extraction Methods 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
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 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
- 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
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 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
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 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
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 1
Abstract
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.
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.
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.
Claims (3)
- 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.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2818632C1 true RU2818632C1 (ru) | 2024-05-03 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2424426C1 (ru) * | 2010-04-19 | 2011-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
| WO2016187361A1 (en) * | 2015-05-20 | 2016-11-24 | Schlumberger Technology Corporation | Water control agent for oilfield application |
| RU2687412C1 (ru) * | 2013-11-22 | 2019-05-15 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Способы получения углеводородного материала, содержащегося в подземном пласте, и родственных стабилизированных эмульсий |
| RU2725205C1 (ru) * | 2019-12-17 | 2020-06-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта |
| RU2742089C1 (ru) * | 2020-08-26 | 2021-02-02 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах пенообразующим составом (варианты) |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2424426C1 (ru) * | 2010-04-19 | 2011-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
| RU2687412C1 (ru) * | 2013-11-22 | 2019-05-15 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Способы получения углеводородного материала, содержащегося в подземном пласте, и родственных стабилизированных эмульсий |
| WO2016187361A1 (en) * | 2015-05-20 | 2016-11-24 | Schlumberger Technology Corporation | Water control agent for oilfield application |
| RU2725205C1 (ru) * | 2019-12-17 | 2020-06-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта |
| RU2742089C1 (ru) * | 2020-08-26 | 2021-02-02 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах пенообразующим составом (варианты) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2017256086B2 (en) | Formulations and methods | |
| RU2548266C2 (ru) | Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения | |
| CN103725264B (zh) | 用于井眼液的沉淀的增重剂 | |
| CN107109201B (zh) | 聚合物组合物 | |
| CA2992266A1 (en) | Polysaccharide coated nanoparticle compositions comprising ions | |
| CN110945208B (zh) | 提高地层采油率的方法 | |
| RU2476665C2 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважине | |
| RU2016124638A (ru) | Способы извлечения углеводородов из подземного пласта и способы обработки углеводородного материала внутри подземного пласта | |
| AU2013332365B2 (en) | Invert emulsion with encapsulated breaker for well treatment | |
| RU2818632C1 (ru) | Способ извлечения нефти из нефтяного пласта с применением наночастиц | |
| CN110168012B (zh) | 多相聚合物悬浮液及其用途 | |
| AU2018450648B2 (en) | Compositions and methods using subterranean treatment fluids comprising water-soluble polymers | |
| RU2528183C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2818344C1 (ru) | Способ извлечения нефти из нефтяного пласта с применением наночастиц | |
| RU2818628C1 (ru) | Способ извлечения нефти из нефтяного пласта с применением наночастиц | |
| RU2818633C1 (ru) | Способ извлечения нефти из нефтяного пласта с применением наночастиц | |
| RU2693104C1 (ru) | Состав реагента для разработки нефтяного месторождения заводнением и способ его применения | |
| WO2016099320A1 (ru) | Способ получения гидрофобных агломератов проппанта и их применение | |
| US11377584B1 (en) | Nanodissolver for iron sulfide scale removal | |
| RU2768340C1 (ru) | Высококатионно-ингибированный буровой раствор | |
| RU2716316C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| WO2016159834A1 (ru) | Жидкость для добычи низконапорного газа и нефти | |
| Zhapbasbayev et al. | Summarizing Laboratory Studies of the Chemical Enhanced Oil Recovery Methods on the Core Samples from Kazakhstani Oil | |
| RU2823606C1 (ru) | Состав для водоизоляции в призабойной зоне пласта месторождений с минерализованной водой | |
| EP0040763B1 (en) | Method for the preparation of liquid aluminum citrate |