RU2818628C1 - Method of extracting oil from an oil formation using nanoparticles - Google Patents

Abstract

FIELD: oil industry.

SUBSTANCE: in the method of extracting oil from an oil formation directly at the well before injection into the formation, is dosed into a mixing tank by pumps fresh or mineralized water with total mineralization of up to 300 g/l and a non-ionic high-molecular surfactant alkylphenol with carbon chain length C9-12 – Neonol AF9-12 and at the same time water-insoluble zinc oxide nanoparticles with size of 500 nm of oval or round shape are dosed into the mixing tank using an auger dosing unit for loose reagents with continuous stirring for at least 30 minutes until their uniform distribution. Obtained suspension is pumped into the loading unit of the installation for preparation of solutions from liquid and loose chemical reagents. Then, polyacrylamide is added to the obtained suspension by means of an auger dosing unit for dosing and feeding powdered reagents. to obtain a flooding composition with the following ratio of components, wt. %: Neonol AF9-12 0.1–0.5; said zinc oxide nanoparticles 0.01–0.07; polyacrylamide 0.3–0.7; said water is the rest. Composition for waterflooding is mixed for 10–15 minutes, then it is pumped into the oil formation through an injection well, oil is extracted from production wells.

EFFECT: increasing the efficiency of oil extraction from an oil formation by increasing the surface activity of the oil-displacing composition.

1 cl, 1 dwg, 5 tbl, 1 ex

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 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.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, IPC E21B 43/22, C09K 8/88, published June 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. %:

полиакриламидpolyacrylamide 0,51-0,80.51-0.8 ацетат хромаchromium acetate 0,04-0,060.04-0.06 оксид цинкаzinc oxide 0,04-0,060.04-0.06 водаwater остальноеrest

и второй оторочки, содержащей раствор поверхностно-активного вещества, который дополнительно содержит полиакриламид, а в качестве поверхностно-активного вещества ПАВ включает амфотерный ПАВ при следующем соотношении компонентов, в мас. %:and a second rim containing a solution of a surfactant, which additionally contains polyacrylamide, and as a surfactant the surfactant includes an amphoteric surfactant in the following ratio of components, in wt. %:

полиакриламидpolyacrylamide 0,30.3 амфотерный ПАВamphoteric surfactant 0,3-5,00.3-5.0 водаwater остальноеrest

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, Mn и Zn, и оболочку, инкапсулирующую ядро, и содержащую органический материал, комбинирование наночастиц с флюидом-носителем с получением суспензии для заводнения, закачивание суспензии в подземный пласт, содержащий связанный с его поверхностями углеводородный материал, для его отделения от поверхностей и образования эмульсии, стабилизированной наночастицами, удаление эмульсии из подземного пласта и модификацию по крайней мере одного из параметров: температура, значение рН и состав материала эмульсии, после удаления эмульсии из подземного пласта для взаимодействия по крайней мере части наночастиц с водным материалом для дестабилизации эмульсии и коалесценции углеводородного материала. Стабилизированная эмульсия, содержащая диспергированную фазу, включающую углеводородный материал, непрерывную фазу, включающую водный материал, и гидрофильные наночастицы, накапливающиеся на границе раздела фаз между диспергированной фазой и непрерывной фазой, где некоторое количество гидрофильных наночастиц содержит ядро, содержащее сплав Mg-Al, предназначенный для переключения между первой скоростью коррозии и второй более высокой скоростью коррозии в результате изменения по крайней мере одного свойства: повышения температуры водного материала и снижения величины рН водного материала, и оболочку, инкапсулирующую ядро и содержащую полимерный материал.The closest is the method for 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, Mn и Zn, не обладающих поверхностной активностью, используются для формирования стабилизированной наночастицами эмульсии. Эмульсию откачивают из подземного пласта. Поскольку вязкость эмульсии выше вязкости нефти, для ее транспортировки и последующего разделения на нефть и воду требуются большие энергетические затраты.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 с общей минерализацией до 300 г/л и неионогенное высокомолекулярное ПАВ алкилфенол с длиной углеродной цепи С9-12 - Неонол АФ9-12 и одновременно в емкость смешения дозируют с использованием шнекового дозатора для сыпучих реагентов нерастворимые в воде наночастицы оксида цинка размером 500 нм овальной или круглой формы при непрерывном перемешивании в течение не менее 30 мин до равномерного их распределения, полученную суспензию закачивают в узел загрузки установки по приготовлению растворов из жидких и сыпучих химических реагентов, затем в полученную суспензию шнековым дозатором, предназначенным для дозировки и подачи порошкообразных реагентов, при постоянном перемешивании добавляют полиакриламид для получения композиции для заводнения при следующем соотношении компонентов, мас. %:What is new is that directly at the well, before injection into the formation, fresh or mineralized water with a total mineralization of up to 300 g/l and a nonionic high-molecular surfactant alkylphenol with a carbon chain length of C9-12 - Neonol AF9-12 are dosed into the mixing tank by pumps and at the same time into the tank mixtures are dosed using a screw dispenser for bulk reagents, water-insoluble zinc oxide nanoparticles 500 nm in size, oval or round in shape, 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 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. %:

Неонол АФ9-12Neonol AF9-12 0,1-0,50.1-0.5 Указанные наночастицы оксида цинкаIndicated zinc oxide nanoparticles 0,01-0,070.01-0.07 ПолиакриламидPolyacrylamide 0,3-0,70.3-0.7 Указанная водаSpecified water остальное,rest,

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:

- неионогенное высокомолекулярное поверхностно-активное вещество алкилфенол с длиной углеродной цепи С9-12- неонол АФ₉-12, выпускаемый ОАО «Нижнекамскнефтехим» согласно ТУ 2483-077-05766801-98;- nonionic high-molecular surfactant alkylphenol with a carbon chain length of C9-12 - neonol AF ₉ -12, produced by OAO Nizhnekamskneftekhim in accordance with TU 2483-077-05766801-98;

- 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 цинка (наночастицы) - ZnO (ОЦ), в качестве которого используют Белила цинковые БЦОМ по ГОСТ 202-84. Промышленный порошок оксида цинка имеет размер частиц около 500 нм, с овальной или круглой формой. Наночастицы не растворимы в воде, могут обладать как гидрофобными, так и гидрофильными свойствами, имеют положительный заряд.- zinc oxide (nanoparticles) - ZnO (OTs), for which zinc oxide BTsOM is used according to GOST 202-84. Industrial zinc oxide powder has a particle size of about 500 nm, with an oval or round shape. 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 с общей минерализацией до 300 г/л.To prepare an aqueous solution of surfactants, both fresh and mineralized water with a total mineralization of up to 300 g/l are used.

На фиг. представлена зависимость межфазного натяжения растворов ПАВ от концентрации ПАВ, содержащих наночастицы оксида цинка и без наночастиц.In fig. The dependence of the interfacial tension of surfactant solutions on the concentration of surfactants containing zinc oxide nanoparticles and without nanoparticles is presented.

Сущность изобретенияThe essence of the invention

Масштабное промышленное применение новых «холодных» физико-химических технологий увеличения нефтеотдачи залежей высоковязкой нефти, без теплового воздействия, увеличивающих коэффициент нефтевытеснения при одновременной интенсификации разработки, позволит продлить рентабельную эксплуатацию месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, и вовлечь в разработку месторождения с трудноизвлекаемыми запасами вязкой и сверхвязкой нефти (СВН).Large-scale industrial application of new “cold” physical and chemical technologies for increasing oil recovery from highly viscous oil deposits, without thermal effects, increasing the oil displacement coefficient while intensifying development, will extend the profitable operation of fields at a late stage of development and involve in the development of fields with hard-to-recover viscous reserves and ultra-viscous oil (SVO).

В процессе длительной разработки нефтяного месторождения остаточная нефть, находящаяся в ранее неохваченных зонах, также претерпевает изменения: увеличиваются ее плотность и вязкость, снижается подвижность.During the long-term development of an oil field, residual oil located in previously untapped areas 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 ПАВ АФ₉-12 различных концентраций в пресной воде и минерализованной воде (d=1,120 г/см³) на границе раздела с керосином (d=0,780г/см³).Table 1 shows the values of interfacial tension (σ) of solutions of PAA polymer in the presence of surfactant AF ₉ -12 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 ).

Таблица 1 - Значение межфазного натяжения растворов ПАА в присутствии ПАВ разной концентрации на границе с керосиномTable 1 - The value of interfacial tension of PAA solutions in the presence of surfactants of different concentrations at the interface with kerosene

Концентрация
полимера ПАА,
% мас.Concentration
PAA polymer,
% wt. Концентрация ПАВ
АФ₉-12,
% мас.Concentration Surfactant
AF₉-12,
% wt. Межфазное натяжение, мН/мInterfacial tension, mN/m Динамическая вязкость, мПа⋅сDynamic viscosity, mPa⋅s на преснойon fresh на минерал.per mineral. на
преснойon
fresh на минерал.per mineral. 0,10.1 0,050.05 5,095.09 6,926.92 4,684.68 3,933.93 0,10.1 4,264.26 5,535.53 4,944.94 4,074.07 0,30.3 3,273.27 4,184.18 5,15.1 3,853.85 0,50.5 3,033.03 3,593.59 4,734.73 3,873.87 1,01.0 2,362.36 3,173.17 5.075.07 4,124.12 0,30.3 0,050.05 7,457.45 8,188.18 23,8523.85 11,9211.92 0,10.1 5,875.87 5,835.83 22,0122.01 11,5811.58 0,30.3 4,744.74 4,324.32 21,8221.82 11,8811.88 0,50.5 4,414.41 3,673.67 18,2518.25 11,6411.64

На основе анализа данных таблицы 1 установлен наиболее оптимальный диапазон концентрации ПАВ АФ₉-12 в растворе ПАА. Поскольку, при уменьшении концентрации ПАВ в растворе от 0,1% до 0,05% (в два раза) происходит увеличение межфазного натяжения (σ) на границе раздела с 4,26 мН/м до 5,09 мН/м в пресной воде и с 5,53 мН/м до 6,92 мН/м - в минерализованной воде, (чем ниже σ, тем легче нефть отрывается от поверхности породы), происходит уменьшение поверхностной активности раствора ПАА, содержащего ПАВ, на границе раздела, что, в свою очередь, снижает эффективность вытеснения нефти композицией из пласта.Based on the analysis of the data in Table 1, the most optimal concentration range of the surfactant AF ₉ -12 in the PAA solution was established. Since, when the surfactant concentration in the solution decreases from 0.1% to 0.05% (twice), the interfacial tension (σ) at the interface increases from 4.26 mN/m to 5.09 mN/m in fresh water and from 5.53 mN/m to 6.92 mN/m - in mineralized water, (the lower σ, the easier oil comes off from the rock surface), there is a decrease in the surface activity of a 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 от 0,5% до 1%, в два раза, происходит увеличение поверхностной активности раствора на границе раздела (σ снижается от 3,03 мН/м до 2,36 мН/м в пресной воде, от 3,59 мН/м до 3,17 мН), т.е. всего в 1,13-1,28 раза, в зависимости от минерализации. При этом происходит непроизводительный расход ПАВ, что в целом снижает эффективность вытеснения нефти из пласта. Следовательно, наиболее оптимальным по концентрации ПАВ АФ₉-12 в растворе ПАА является диапазон от 0,1% до 0,5%.When the surfactant concentration in the solution increases from 0.5% to 1%, twofold, the surface activity of the solution at the interface increases (σ decreases from 3.03 mN/m to 2.36 mN/m in fresh water, from 3 .59 mN/m to 3.17 mN), i.e. only 1.13-1.28 times, depending on mineralization. In this case, unproductive consumption of surfactants occurs, which generally reduces the efficiency of oil displacement from the reservoir. Consequently, the most optimal concentration of surfactant AF ₉ -12 in a PAA solution is the range from 0.1% to 0.5%.

Поскольку нефтевытесняющая композиция по данному способу содержит полимер ПАА, были определены оптимальные концентрации этого реагента. В таблице 2 приведены значения динамической вязкости растворов полимера, измеренных на ротационном вискозиметре VISCOMETR RM-100 в диапазоне концентраций ПАА от 0,1% до 0,9% при температуре 20°С и 8°С.Since the oil-displacing composition according to this method contains PAA polymer, the optimal concentrations of this reagent were determined. Table 2 shows the values of the dynamic viscosity of polymer solutions measured on a VISCOMETR RM-100 rotational viscometer in the range of PAA 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

Концентрация полимера ПАА,
% мас.PAA polymer concentration,
% wt. Динамическая вязкость раствора ПАА при температуре, мПа⋅сDynamic viscosity of PAA solution at temperature, mPa⋅s 20°С20°C 8°С8°С 0,10.1 12,8712.87 15,8515.85 0,20.2 33,6233.62 36,6736.67 0,30.3 63,5063.50 67,6467.64 0,40.4 102,2102.2 109,3109.3 0,50.5 150150 158,3158.3 0,60.6 201,3201.3 209,3209.3 0,70.7 266,3266.3 285,5285.5 0,80.8 334,7334.7 346,5346.5 0,90.9 391,2391.2 419,4419.4

На основе анализа данных таблицы 2 установлено, что наиболее оптимальным диапазоном концентрации ПАА в растворе является диапазон от 0,3% до 0,7%. При уменьшении концентрации ПАА в растворе ниже 0,3% происходит снижение вязкости раствора ниже 40 мПа⋅с, что снижает эффективность вытеснения нефти из пласта, поскольку при этом возрастает соотношение вязкости сверхвязкой нефти и раствора полимера, что ведет к раннему прорыву воды при вытеснении нефти в неоднородных пластах.Based on the analysis of the data in Table 2, it was found that the most optimal range of PAA concentration in solution is the range from 0.3% to 0.7%. When the concentration of PAA 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 this increases the viscosity ratio of super-viscous oil and polymer solution, which leads to early water breakthrough during oil displacement in heterogeneous formations.

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 суспензию 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 АФ₉-12 были исследованы свойства этих растворов в присутствии наночастиц оксида цинка (ZnO), которые вводились в растворы ПАВ при непрерывном равномерном перемешивании. Исследовалось влияние наночастиц на поверхностную активность раствора ПАВ АФ₉-12 на границе раздела с углеводородной жидкостью, в качестве которой использовался керосин.In order to study the effect of nanoparticles on the surface activity of surfactant solutions AF ₉ -12, the properties of these solutions were studied in the presence of zinc oxide (ZnO) nanoparticles, which were introduced into surfactant solutions with continuous uniform stirring. The effect of nanoparticles on the surface activity of a solution of surfactant AF ₉ -12 at the interface with a hydrocarbon liquid, for which kerosene was used, was studied.

Количественные изменения значения межфазного натяжения растворов ПАВ АФ₉-12 на границе с керосином на сталагмометре представлены в таблице 3.Quantitative changes in the value of interfacial tension of surfactant solutions AF ₉ -12 at the interface with kerosene on a stalagmometer are presented in Table 3.

Таблица 3 - Межфазное натяжение 0,1% р-ров ПАВ, содержащих наночастицы оксида цинка и без них, на границе с керосиномTable 3 - Interfacial tension of 0.1% surfactant solutions containing and without zinc oxide nanoparticles at the border with kerosene

Добавка ZnO,
% мас.Additive ZnO,
% wt. Значение межфазного натяжения растворов АФ₉-12, мН/мThe value of interfacial tension of AF solutions _{is 9} -12, mN/m преснаяfresh минерализованнаяmineralized 00 2,422.42 2,862.86 0,010.01 2,37(2,06%)2.37(2.06%) 2,8(2,1%)2.8(2.1%) 0,030.03 2,27(6,2%)2.27(6.2%) 2,62(8,4%)2.62(8.4%)

Межфазное натяжение 0,1% раствора АФ₉-12 в пресной воде на границе с керосином снизилось на 6,2% при введении наночастиц ZnO в раствор в концентрации 0,01% в пресной воде и на 2,1% - в минерализованной воде. Дальнейшее увеличение концентрации наночастиц ZnO до 0,03% в пресной воде привело к снижению межфазного натяжения до 2,27 мН/м, а в минерализованной воде - снизилось до значения 2,62 мН/м, т.е. уменьшилось на 6,2 - 8,4% по сравнению с раствором, не содержащем наночастицы ZnO. Небольшая добавка наночастиц оксида цинка ведет к сокращению расхода дорогостоящего ПАВ путем дополнительного снижения межфазного натяжения на границе радела двух несмешивающихся жидкостей.The interfacial tension of a 0.1% solution of AF ₉ -12 in fresh water at the interface with kerosene decreased by 6.2% when ZnO nanoparticles were introduced into the solution at a concentration of 0.01% in fresh water and by 2.1% in mineralized water. A further increase in the concentration of ZnO nanoparticles to 0.03% in fresh water led to a decrease in interfacial tension to 2.27 mN/m, and in mineralized water it decreased to 2.62 mN/m, i.e. decreased by 6.2 - 8.4% compared to a solution not containing ZnO nanoparticles. A small addition of zinc 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. представлена зависимость межфазного натяжения растворов ПАВ от концентрации АФ₉-12, содержащих и не содержащих наночастицы оксида цинка, на границе с ашальчинской нефтью, измеренная на оптическом приборе (Dataphysics, Германия) методом висячей капли. Для наглядности концентрация ПАВ АФ₉-12 в растворах менялась от 0,1% до 0,4%, концентрация наночастиц в растворах ПАВ составляла 0,03%, 0,05%, 0,07%.In fig. The dependence of the interfacial tension of surfactant solutions on the concentration of AP ₉ -12, containing and not containing zinc oxide nanoparticles, at the boundary with Ashalcha oil, measured on an optical device (Dataphysics, Germany) using the hanging drop method, is presented. For clarity, the concentration of surfactant AF ₉ -12 in solutions varied 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 цинка.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 zinc oxide nanoparticles were introduced into it.

Наиболее эффективно снизилось межфазное натяжение растворов ПАВ, содержащих 0,03% наночастиц оксида цинка на границе с нефтью. Остальные концентрации НЧ тоже работают, снижают значение σ чуть в меньшей степени относительно раствора ПАВ, не содержащего наночастицы.The interfacial tension of surfactant solutions containing 0.03% zinc oxide nanoparticles at the interface with oil was most effectively reduced. Other concentrations of NPs 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

Концентрация АФ9-12, мас.% AF9-12 concentration, wt.% Межфазное натяжение р-ров ПАВ, содержащих наночастицы ZnO, на границе с нефтью, мН/мInterfacial tension of surfactant solutions containing ZnO nanoparticles at the interface with oil, mN/m 00 0,030.03 0,050.05 0,070.07 0,10.1 1,61.6 1,1(1,45)1.1(1.45) 1,16(1,38)1.16(1.38) 1,25(1,28)1.25(1.28) 0,20.2 1,011.01 0,74(1,36)0.74(1.36) 0,77(1,31)0.77(1.31) 0,95(1,06)0.95(1.06) 0,30.3 0,780.78 0,62(1,26)0.62(1.26) 0,67(1,16)0.67(1.16) 0,71(1,1)0.71(1.1) 0,40.4 0,620.62 0,51(1,22)0.51(1.22) 0,56(1,11)0.56(1.11) 0,60(1,03)0.60(1.03)

Наименьшее снижение межфазного натяжения наблюдается в растворах ПАВ с добавкой 0,07% ZnO. Это можно объяснить тем, что при концентрации, равной 0,07%, диспергированные в растворе ПАВ наночастицы оксида цинка начинают агрегировать (слипаться), что приводит к сокращению площади соприкосновения ПАВ и наночастиц. Поэтому дальнейшее увеличение концентрации наночастиц оксида цинка в растворе ПАВ не целесообразно.The smallest decrease in interfacial tension is observed in surfactant solutions with the addition of 0.07% ZnO. This can be explained by the fact that at a concentration of 0.07%, zinc oxide nanoparticles dispersed in a surfactant solution begin to aggregate (stick together), which leads to a reduction in the contact area between the surfactant and nanoparticles. Therefore, further increasing the concentration of zinc oxide nanoparticles in a surfactant solution is not advisable.

По предлагаемому способу непосредственно на скважине перед закачкой в пласт в емкость смешения насосами дозируют воду пресную или минерализованную с общей минерализацией до 300 г/л и неионогенное высокомолекулярное ПАВ алкилфенол с длиной углеродной цепи С9-12 - Неонол АФ9-12 и одновременно в емкость смешения дозируют с использованием шнекового дозатора для сыпучих реагентов нерастворимые в воде наночастицы оксида цинка размером 500 нм овальной или круглой формы при непрерывном перемешивании в течение не менее 30 мин до равномерного их распределения, полученную суспензию закачивают в узел загрузки установки по приготовлению растворов из жидких и сыпучих химических реагентов, затем в полученную суспензию шнековым дозатором, предназначенным для дозировки и подачи порошкообразных реагентов, при постоянном перемешивании добавляют полиакриламид для получения композиции для заводнения при следующем соотношении компонентов, мас. %: Неонол АФ9-12 0,1-0,5, указанные наночастицы оксида цинка 0,01-0,07, полиакриламид 0,3-0,7, указанная вода - остальное, композицию для заводнения перемешивают в течение 10-15 мин., затем закачивают в нефтяной пласт через нагнетательную скважину, извлекают нефть из добывающих скважин.According to the proposed method, directly at the well, before injection into the formation, fresh or mineralized water with a total mineralization of up to 300 g/l and a nonionic high-molecular surfactant alkylphenol with a carbon chain length of C9-12 - Neonol AF9-12 are dosed into the mixing tank by pumps and at the same time dosed into the mixing tank using a screw dispenser for bulk reagents, water-insoluble zinc oxide nanoparticles 500 nm in size, oval or round in shape, 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 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. %: Neonol AF9-12 0.1-0.5, specified zinc oxide nanoparticles 0.01-0.07, polyacrylamide 0.3-0.7, specified water - the rest, the composition for flooding is stirred for 10-15 minutes ., then pumped into the oil reservoir through an injection well, and oil is extracted from production wells.

Предварительное введение в раствор ПАВ АФ₉-12 наночастиц по предлагаемому способу, в качестве которых используются наночастицы оксида цинка, позволяет усилить поверхностную активность раствора и увеличить вытесняющую способность ПАВ-полимерной композиции.Preliminary introduction of AF ₉ -12 nanoparticles into the surfactant solution according to the proposed method, which use zinc oxide nanoparticles, makes it possible to enhance the surface activity of the solution and increase the displacing ability of the surfactant-polymer composition.

Фильтрационные опыты по определению эффективности вытеснения СВН нефтевытесняющими композициями проводились с использованием насыпной модели пласта, изготовленной из нержавеющей стали, которая представляет собой трубу в трубе длиной 0,5 м и внутренним диаметром 8,8 мм.Filtration experiments to determine the efficiency of EHV displacement by oil-displacing compositions were carried out using a bulk reservoir model made of stainless steel, which is a pipe within a pipe with a length of 0.5 m and an internal diameter of 8.8 mm.

Результаты фильтрационных опытов по определению коэффициента вытеснения нефти при закачке композиций, содержащих наночастицы при температурах 8°С и 20°С, представлены в таблице 5.The results of filtration experiments to determine the oil displacement coefficient when injecting compositions containing nanoparticles at temperatures of 8°C and 20°C are presented in Table 5.

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

В таблице 5 представлены: изменение давления при закачке нефтевытесняющей оторочки; первичный - Квыт(п) и конечный Квыт(к) коэффициенты вытеснения нефти по каждому эксперименту, а также приведенный коэффициент вытеснения нефти (ПКвыт.). Приведенный коэффициент вытеснения нефти, который равен отношению конечного коэффициента вытеснения нефти к перепаду давления закачки, т.е. Квыт(к)/ΔР, используется для сравнительного анализа эффективности вытеснения нефти разными композициями. Чем выше приведенный коэффициент вытеснения нефти, тем выше эффективность процесса нефтеизвлечения.Table 5 shows: the change in pressure during injection of the oil-displacing slug; primary - Kvyt(p) and final Kvyt(k) oil displacement coefficients 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 different compositions. The higher the given oil displacement coefficient, the higher the efficiency of the oil extraction process.

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.

№
опытаNo.
experience Исследованные
композицииResearched
compositions t проведения эксперимента, °t of experiment, ° Давление при закачке композ-и ΔР, МПаPressure during composite injection ΔР, MPa Первич. Квыт (п). нефти водой, %Primary Kvyt (p). oil water, % Прирост ΔКвыт. нефти композицией, %Gain ΔKw. oil composition, % Конечн. Квыт (к) нефти, %Final Kvyt (k) oil,% Приведен. Пквыт. Нефти,
%/МПаGiven. Pkvyt. Oil,
%/MPa Динамическая вязкость нефти равна 160 мПа·с и плотность - 922 кг/м³ при 20°С.The dynamic viscosity of oil is 160 mPa s and the density is 922 kg/m ³ at 20°C. 11 0,3% ПАА+0,1% АФ₉-12+0,01% ZnO0.3% PAA+0.1% AF ₉ -12+0.01% ZnO 2020 0,90.9 11,0711.07 32,7532.75 43,8243.82 48,6948.69 22 0,3% ПАА+0,3% АФ₉-120.3% PAA+0.3% AF ₉ -12 0,90.9 9,389.38 29,4429.44 38,8238.82 43,1343.13 33 0,3% ПАА+0,3% АФ₉-12+0,03% ZnO 0.3% PAA+0.3% AF ₉ -12+0.03% ZnO 0,90.9 12,4712.47 37,4137.41 49,8849.88 55,4255.42 Динамическая вязкость нефти равна 9900 мПа⋅c и плотность - 963 кг/м³ при 8°СThe dynamic viscosity of oil is 9900 mPa⋅s and the density is 963 kg/m ³ at 8°C 44 0,4% ПАА+0,4% АФ₉-120.4% PAA+0.4% AF ₉ -12 88 1,101.10 00 26,9626.96 26,9626.96 24,5124.51 55 0,4% ПАА+0,4% АФ₉-12+0,04% ZnO0.4% PAA+0.4% AF ₉ -12+0.04% ZnO 1,151.15 00 29,4929.49 29,4929.49 33,9133.91 66 0,7% ПАА+0,5% АФ₉-12+0,07% ZnO0.7% PAA+0.5% AF ₉ -12+0.07% ZnO 1,251.25 00 33,0733.07 33,0733.07 27,5627.56 77 (Прототип)
0,3% ПАА+3,0% БЕТАПАВ (Prototype)
0.3% PAA+3.0% BETAPAV 2020 0,90.9 9,989.98 13,613.6 23,5823.58 26,226.2

Очевидно, что при температуре 20°С эффективность вытеснения нефти ПАВ- полимерной композицией, содержащей наночастицы и без них, гораздо выше, чем при температуре 8°С.It is obvious that at a temperature of 20°C the efficiency of oil displacement by a surfactant-polymer composition containing and without nanoparticles is much higher than at a temperature of 8°C.

Введение 0,03% ZnO в 0,3% раствор АФ₉-12 и дальнейшее смешение его с 0,3% ПАА (опыт 3, таблица 5) привело к увеличению конечного коэффициента вытеснения нефти на 11,06% при 20°С относительно композиции, не содержащей наночастицы оксида цинка (опыт 2, таблица 5), и относительно прототипа (опыт 7, таблица 5), в состав которого входит амфотерный ПАВ, не содержащий наночастицы, при этом концентрация БЕТАПАВ превышает в 30 раз концентрацию АФ₉-12.The introduction of 0.03% ZnO into a 0.3% solution of AF ₉ -12 and its further mixing with 0.3% PAA (experiment 3, table 5) led to an increase in the final oil displacement efficiency by 11.06% at 20°C relative to composition that does not contain zinc oxide nanoparticles (experiment 2, table 5), and relative to the prototype (experiment 7, table 5), which includes an amphoteric surfactant that does not contain nanoparticles, and the concentration of BETAPAV is 30 times higher than the concentration of AF ₉ -12 .

Даже композиция, содержащая минимальные концентрации входящих в ее состав реагентов, оказалась более эффективной при вытеснении нефти (опыт 1, таблица 5), чем композиция по прототипу, Квыт(к) составляют, соответственно, 43,82% и 23,58%.Even the composition containing minimal concentrations of the reagents included in its composition turned out to be more effective in displacing oil (experiment 1, table 5) than the prototype composition, KV(k) are, respectively, 43.82% and 23.58%.

Вытеснение нефти при 8°С осложняется тем, что в этих экспериментах использовалась более вязкая нефть. Введение в композицию 0,04% наночастиц оксида цинка привело к увеличению конечного коэффициента вытеснения нефти на 3,32% (опыт 5, таблица 5).Oil displacement at 8°C is complicated by the fact that more viscous oil was used in these experiments. The introduction of 0.04% zinc oxide nanoparticles into the composition led to an increase in the final oil displacement coefficient by 3.32% (experiment 5, table 5).

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 26-02-30The 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

Скважина 1 разрабатывает нефтяной пласт толщиной 5 м, пористостью 20%. Приемистость скважины 350 м³/сут при давлении на водоводе 8,0 МПа.Well 1 develops an oil reservoir 5 m thick with a porosity of 20%. The well's injectivity is 350 m ³ /day at a pressure on the water pipeline of 8.0 MPa.

Способ реализуют через нагнетательные скважины. Водные растворы готовят непосредственно на скважине перед закачкой в пласт смешением компонентов на установке КУДР-8.The method is implemented through injection wells. Aqueous solutions are prepared directly at the well before injection into the formation by mixing the components on the KUDR-8 installation.

В емкость для жидких реагентов насосами дозируется вода и ПАВ АФ₉-12 с расходом, обеспечивающим необходимые концентрации компонентов в рабочем растворе.Water and surfactant AF ₉ -12 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 АФ₉-12 в емкость смешения осуществляется дозировка оксида цинка с использованием шнекового дозатора для сыпучих реагентов при постоянном перемешивании в течение не менее 30 минут.Simultaneously with the dosage of surfactant AF ₉ -12, zinc 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 подается ПАА 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. PAA is supplied from the hopper 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 АФ₉-12 с концентрацией в композиции 0,3 мас. %; б) оксид цинка с концентрацией в композиции 0,03 мас. %. После смешения указанных реагентов вводят порошок полимера ПАА с концентрацией в композиции 0,3 мас. %, вода - остальное (соответствует опыту 3, таблица 5).A solution is prepared in water with a density of 1100 kg/m ³ of the following composition: a) surfactant AF ₉ -12 with a concentration in the composition of 0.3 wt. %; b) zinc 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 3, table 5).

Расход реагентов на 1 м³ воды составляет ПАВ - 3,3 кг, ОЦ - 0,33 кг, ПАА - 3,3 кг.The consumption of reagents per 1 m ³ of water is surfactant - 3.3 kg, OC - 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 10,5 т/сут. Прирост среднесуточного дебита составил 2 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 10.5 tons/day. The increase in the average daily flow rate was 2 tons/day.

Полученные результаты показывают, что произошло увеличение нефтеизвлечения по предлагаемому способу в результате закачки композиции водного раствора ПАВ АФ₉-12, который дополнительно содержит наночастицы оксида цинка, и полимер.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 surfactant AF _9-12 , which additionally contains zinc oxide nanoparticles and a polymer.

При этом происходит увеличение вытесняющей способности композиции и увеличение ее отмывающей способности за счет закачки ПАВ, поверхностные свойства которого усилены введением наночастиц оксида цинка, что ведет к снижению концентрации ПАВ и способствует сокращению материальных затрат.In this case, the displacing ability of the composition increases and its washing ability increases due to the injection of a surfactant, the surface properties of which are enhanced by the introduction of zinc oxide nanoparticles, which leads to a decrease in the concentration of the surfactant and helps reduce material costs.

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 с общей минерализацией до 300 г/л и неионогенное высокомолекулярное ПАВ алкилфенол с длиной углеродной цепи С9-12 - Неонол АФ9-12 и одновременно в емкость смешения дозируют с использованием шнекового дозатора для сыпучих реагентов нерастворимые в воде наночастицы оксида цинка размером 500 нм овальной или круглой формы при непрерывном перемешивании в течение не менее 30 мин до равномерного их распределения, полученную суспензию закачивают в узел загрузки установки по приготовлению растворов из жидких и сыпучих химических реагентов, затем в полученную суспензию шнековым дозатором, предназначенным для дозировки и подачи порошкообразных реагентов, при постоянном перемешивании добавляют полиакриламид для получения композиции для заводнения при следующем соотношении компонентов, мас.%:A method for extracting oil from an oil reservoir using flooding with nanoparticles, including obtaining a composition for flooding containing nanoparticles and surfactant surfactants, and pumping it into the oil reservoir, characterized in that directly at the well, before injection into the reservoir, the mixing tank is dosed with pumps. fresh or mineralized water with a total mineralization of up to 300 g/l and a nonionic high-molecular surfactant alkylphenol with a carbon chain length of C9-12 - Neonol AF9-12 and at the same time water-insoluble zinc oxide nanoparticles of size 500 are dosed into the mixing container using a screw doser for bulk reagents nm of oval or round shape 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 chemical reagents, then into the resulting suspension with a screw doser designed for dosing and supplying powdered reagents , with constant stirring, polyacrylamide is added to obtain a composition for flooding at the following ratio of components, wt.%: Неонол АФ9-12Neonol AF9-12 0,1-0,50.1-0.5 указанные наночастицы оксида цинкаindicated zinc oxide nanoparticles 0,01-0,070.01-0.07 полиакриламидpolyacrylamide 0,3-0,70.3-0.7 указанная водаspecified water остальное,rest, 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.