ОБОСНОВАНИЕ КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА НА ЗАЛЕЖАХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ С ТРЕЩИННО- ПОРОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ. Высоковязкая нефть рощин павел


Обоснование комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами + "

Автореферат диссертации по теме "Обоснование комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами"

На правах рукописи

РОЩИН Павел Валерьевич

Г?

Милуш

ОБОСНОВАНИЕ КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА НА ЗАЛЕЖАХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ С ТРЕЩИННО-ПОРОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

А

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

005551593

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ - 2014

005551593

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Научный руководитель -

доктор геолого-минералогических наук, доцент

Петухов Александр Витальевич

Официальные оппоненты:

Рузин Леонид Михайлович доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Ухтинский государственный технический университет», кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений и подземной гидромеханики, профессор

Петров Николай Александрович кандидат технических наук, руководитель Отдела ВВН и ПБ ООО «СамараНИПИнефть»

Ведущая организация - ФГУП «Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт»

Защита состоится 18 июня 2014 г. в 16 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.224.10 при Национальном минерально-сырьевом университете «Горный» по адресу: 199106, Санкт-Петербург, 21-я линия, дом 2, ауд. 1166.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Национального минерально-сырьевого университета «Горный» и на сайте www.spmi.ru.

Автореферат разослан 18 апреля 2014 г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ диссертационного совета

НИКОЛАЕВ

Александр

Константинович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность диссертационной работы

Разработка залежей высоковязких нефтей (ВВН), приуроченных к трещинно-поровым коллекторам характеризуется низкими темпами выработки запасов, нефтеотдачей пласта не более 10-15%, быстрым обводнением продукции скважин и низкой рентабельностью добычи в целом и, как правило, требует применения дорогостоящих тепловых методов воздействия на пласт. Незначительный прирост активных запасов легких нефтей в России способствует увеличению доли высоковязких нефтей в общей структуре запасов и требует скорейшего ввода их в разработку. В связи с этим обоснование новых технологий и методов добычи высоковязких нефтей является весьма актуальной задачей для нефтедобывающей отрасли Российской Федерации.

При выполнении диссертационной работы автор опирался на научные труды отечественных и зарубежных ученых, внесших значительный вклад в развитие теории и практики добычи высоковязкой нефти, таких как: И.М. Аметов, Д.Г. Антониади, Р.Н. Бахтизин, A.A. Боксерман, Н.К. Байбаков, И.Г. Баренблатт, А.Р. Гарушев, В.В. Девликамов, И.Н. Евдокимов, P.P. Ибатуллин, В.А. Иктисанов, М.М. Кабиров, Ю.П. Коноплев, Б.Б. Лапук, В.Д. Лысенко, А.Х. Мирзаджанзаде, И.Т. Мищенко, Л.М. Рузин, М.К. Рогачев, Б.М. Сучков, Б.А. Тюнькин, З.А. Хабибуллин, М.М. Хасанов, P.C. Хисамов, В.Н. Щелкачев, R.M. Butler и многих других.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности разработки залежей высоковязких нефтей в сложнопостроенных коллекторах трещинно-порового типа.

Идея диссертационной работы

Использование комплексной технологии, основанной на циклической обработке призабойной зоны пласта паром и разработанным реагентом-растворителем, обеспечивает увеличение выработки запасов высоковязкой нефти из трещинно-поровых коллекторов.

Задачи исследований

1. Проанализировать и обобщить современные методы и технологии, применяемые при разработке залежей высоковязких нефтей.

2. Изучить современное состояние теории и практики реологии ВВН и провести экспериментальные исследования реологических

свойств нефтей исследуемых месторождений.

3. Изучить механизм диспергирования высокомолекулярных компонентов тяжелых высоковязких нефтей и разработать реагент-растворитель для обработки призабойной зоны пласта в залежах аномальных нефтей.

4. Обосновать комплексную технологию обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) на залежах высоковязкой нефти путем совместного циклического воздействия разработанным реагентом-растворителем и паром.

Методы исследований

При выполнении работы использовались теоретические и вычислительные методы, а также экспериментальные лабораторные исследования по разработанным и стандартным методикам (реологические, фильтрационные, РУТ, микроскопические и др.).

Научная новизна работы

1.Для исследованных высоковязких нефтей, проявляющих тиксотропные свойства и сверханомалии вязкости при низких температурах, которые обусловлены образованием сложных высокомолекулярных структур кристаллизационного и коагуляционно-кристаллизационного типов, экспериментально доказана зависимость их реологических параметров от температуры и размеров асфальтеносмолопарафиновых частиц.

2. Применение разработанного реагента-растворителя, представляющего собой смесь жирных кислот и ксилола в предлагаемой комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей значительно изменяет реологические параметры аномальных нефтей и их тиксотропные свойства.

Защищаемые научные положения

1. Установленные температурные зависимости изменения тиксотропных свойств исследованных нефтей свидетельствуют о формировании и разрушении высокомолекулярных пространственных структур кристаллизационного и коагуляционно-кристаллизационного типов, проявляющих сверханомалии вязкости при низких температурах, что вместе со сложным строением трещинно-поровых коллекторов предопределяет необходимость применения комплексной технологии воздействия на призабойную зону пласта с использованием разработанного реагента-растворителя и циклической закачки пара.

2. Применение разработанного реагента-растворителя на основе ксилола и жирных кислот в комплексе с циклической закачкой пара позволяет значительно улучшить реологические параметры высоковязких нефтей и повысить продуктивность скважин за счет снижения как вязкой, так и упругой компоненты вязкости аномальных нефтей путем диспергирования сложных высокомолекулярных структур, образованных асфальтенами, смолами и парафинами.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждена теоретическими и

экспериментальными исследованиями с использованием комплекса современного лабораторного оборудования компаний Vinci Technologies, Coretest Systems, Bruker, Messgerate Medingen и др., воспроизводимостью полученных результатов.

Практическое значение работы

1. Разработан реагент-растворитель на основе смеси жирных кислот и ксилола для обработки ПЗП в коллекторах трещинно-порового типа, содержащих высоковязкие нефти.

2. Предложена к практической реализации комплексная технология воздействия на призабойную зону пласта при разработке залежей высоковязких нефтей в трещинно-поровых коллекторах.

3. Материалы диссертационной работы могут использоваться как на производстве при разработке залежей высоковязких нефтей, так и в учебном процессе при проведении лабораторных, практических и лекционных занятий для студентов, обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело».

Апробация работы

Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации работы докладывались на 7 международных и региональных научно-практических конференциях и семинарах, в т.ч. на межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений природных битумов и высоковязких нефтей» (г.Ухта, УГТУ, 2011, 2012), научно-технической конференции ВНИГРИ «Проблемы недропользования и воспроизводства запасов углеводородного сырья» (г. Санкт-Петербург, 2012 г.), международной конференции и выставке SPE по разработке месторождений в осложнённых условиях и Арктике (г. Москва, 2012 г.), международной конференции SPE

Heavy Oil Conference Canada (г. Калгари, 2013 г.), конференции Нефтегазовые горизонты (г. Москва, 2013 г.), международной конференции SPE/EAGE European Unconventional Resources Conference & Exhibition (г. Вена, 2014 г.) и др.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 5 научных работ, в том числе 2 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки России.

Структура и объём диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка принятых сокращений, списка литературы, включающего 134 наименования. Материал диссертации изложен на 112 страницах машинописного текста, включает 1 таблицу и 38 рисунков.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится общая характеристика работы, обосновывается её актуальность, определяются цель, идея, задачи, излагаются научная новизна, защищаемые научные положения и практическая значимость.

В первой главе проведен анализ особенностей строения коллекторов трещинно-порового типа и обзор опыта разработки залежей высоковязких нефтей различными методами как в России, так и за рубежом. Отмечено, что использование растворителей при добыче высоковязкой нефти достаточно эффективно, однако осложняется такими факторами как значительная разница вязкости нефти и растворителя, способность многих растворителей высаживать асфальтены и др. Кроме того, высокая геологическая неоднородность строения пород-коллекторов трещинно-порового типа осложняет процесс извлечения нефти с закачкой растворителя за счет преждевременных прорывов его по трещинам.

Нефти исследуемых месторождений содержат большое количество асфальтенов и смол, а иногда парафинов, которые являются основными структурообразующими компонентами, влияющими на их реологические параметры и тиксотропные свойства.

Во второй главе представлены результаты анализа использования различных реагентов-растворителей, применяемых при добыче высоковязкой нефти. Отмечается, что выпускаемые в

настоящее время в промышленном масштабе растворители типа НЕФРАС 80/120, 50/170 и др. содержат в своем составе не более 1,5% ароматических углеводородов, что приводит к осаждению асфальтенов при их применении на месторождениях аномальной нефти. Существует также ряд растворителей с большой долей ароматических углеводородов, например, НЕФРАС А-130/150 содержит в своем составе до 70-80% ксилола и этилбензолов, успешно растворяющих смолы и асфальтены. Поэтому при подборе растворителя необходимо учитывать не только углеводородный, но и компонентный состав высоковязкой нефти. В соответствии с имеющимися данными разработки месторождений ВВН с высоким содержанием асфальтенов и смол, реагент-растворитель должен эффективно растворять и диспергировать асфальтены, содержать в своем составе необходимое количество ароматических углеводородов и иметь высокую вязкость, чтобы предотвратить его прорывы по трещинам и другим высокопроницаемым каналам.

У выпускаемых в настоящее время в промышленном масштабе растворителей, как правило, очень низкая вязкость. Например, измеренная при 20°С вязкость растворителя НЕФРАС А-130/150, составляет всего 0,8 мПас, что меньше вязкости дистиллированной воды при той же температуре. При закачке растворителя с такой низкой вязкостью в призабойную зону трещинно-порового пласта будет происходить его преимущественная фильтрация по трещинам, снижая тем самым охват воздействием.

Существует ряд технологий добычи аномальной нефти с циклической закачкой растворителя в пласт, с последующим выдерживанием скважины. Применение таких технологий характеризуются достаточно высокой эффективностью на относительно однородных пластах песчаников, однако в карбонатном трещинно-поровом коллекторе результативность применения растворителя может снижаться из-за его прорыва по высокопроницаемым каналам.

Для предотвращения негативных эффектов в сложных трещинно-поровых коллекторах, связанных с низкой вязкостью выпускаемых реагентов-растворителей необходима разработка

реагента-растворителя, содержащего ароматические углеводороды, с повышенной или высокой вязкостью. Таким требованиям удовлетворяет разработанный автором диссертационной работы в Горном университете специальный реагент-растворитель, в составе которого присутствуют ароматические углеводороды (ксилол в концентрации 3% масс.) и жирные кислоты. Исследования, проведенные на капиллярном вискозиметре Herzog в лаборатории, показали, что даже при высоких температурах 60 - 90°С разработанный в Горном университете реагент-растворитель сохраняет достаточно высокую кинематическую вязкость около 10 W/c. Результаты исследования приведены на рисунке 1.

80

« о 70

я

ы о 60

о S

В" S 50

S

н <а S н 40

г о 30

tu о

X и

К « п к 00 20

10

0 Н->-Т-т-1-.

О 20 40 60 80 100

Температура, °С

Рисунок 1 - График зависимости кинематической вязкости реагента-растворителя от температуры.

Из приведенного на рисунке графика видно, что при 20°С вязкость разработанного реагента-растворителя составляет 67 мм2/с. Таким образом, применение разработанного реагента-растворителя будет более эффективным для закачки его в трещинно-поровые пласты с относительно невысокой температурой (20 - 40°С), что характерно, например, для многих месторождений ВВН Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

В третьей главе приводятся результаты лабораторных исследований реологических свойств высоковязких нефтей некоторых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции с целью обоснования эффективных технологий и

методов обработки ПЗП. Приводятся результаты экспериментов по изучению влияния разработанного реагента-растворителя на реологические параметры и тиксотропные свойства высоковязких нефтей, содержащих различное количество асфальтенов, смол и парафинов, а также результаты определения коэффициента вытеснения на керне.

Для разработки и обоснования комплексной технологии воздействия на призабойную зону пласта необходимо не только детальное изучение геолого-физических свойств породы-коллектора, но и самих аномальных нефтей. Основными причинами, осложняющими добычу тяжелой высоковязкой нефти, являются ее аномальные реологические свойства, а также, как правило, низкие пластовые температуры и давления.

Проведенные лабораторные исследования позволили обнаружить в изучаемых высоковязких нефтях наличие тиксотропных структур кристаллизационного (Петрухновское месторождение) и коагуляционно-кристаллизационного типа (Бузбашское месторождение).

С помощью прибора Ш1ео1е81 КК 4.1 были проведены динамические эксперименты по изучению тиксотропных свойств нефтей разных месторождений. Скорость сдвига в процессе динамических испытаний плавно увеличивалась до значения 300 1/с в течение 300 секунд (прямой ход на графиках зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига), затем она выдерживалась постоянной при достигнутом значении в течение 300 секунд (ожидание полного разрушения внутренней структуры нефти), а далее скорость сдвига плавно уменьшалась до нуля за 300 секунд (обратный ход на графиках). В результате таких лабораторных исследований на графиках зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига были получены характерные петли гистерезиса. Тот факт, что линия прямого хода не повторяет линию обратного хода, свидетельствует о тиксотропной структуре исследуемой нефти. Площадь петли гистерезиса, заключенная в пределах единого цикла измерений, характеризует величину механической энергии, необходимой для разрушения тиксотропных связей, отнесенной к единице объема нефти. Исходя из этого, можно заключить, что чем больше площадь «петли гистерезиса», тем более склонна данная нефть к структурообразованию при данных температурных условиях.

Сначала исследовались тиксотропные свойства нефти

Бузбашского месторождения. Нефть Бузбашского месторождения тяжелая (плотность в пластовых условиях - 952,0 кг/м ), высоковязкая (2360 мПа-с - вязкость при пластовой температуре 20°С), характеризуется высоким содержанием масел (40 - 65%) и асфальтенов (до 15%). Образец нефти Бузбашского месторождения был отобран из карбонатного трещинно-порового коллектора в приповерхностных условиях в действующем карьере на относительно небольшой глубине около 20 метров. Результаты динамических экспериментов по изучению тиксотропных свойств нефти Бузбашского месторождения представлены на рисунке 2.

Напряжение сдвига. Па

Рисунок 2 - Графики зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига для нефти Бузбашского месторождения при различных температурах.

На приведенных графиках хорошо видно, что площадь петли гистерезиса зависит от температуры. С увеличением температуры площадь петли значительно уменьшается, что свидетельствует о снижении тиксотропных свойств. Основное влияние на тиксотропные свойства данной нефти оказывают асфальтены и смолы, в значительном количестве содержащиеся в нефти, которые образуют пространственную структуру коагуляционного типа. Как показывают экспериментальные исследования, для изменения

реологических свойств нефтей подобного типа применение теплоносителей недостаточно. Поэтому для изменения реологических свойств данной нефти необходимо использовать не только тепловое воздействие, но и растворители, содержащие ароматические углеводороды, которые позволяют диспергировать асфальтены и смолы, изменяя тиксотропные свойства аномальных нефтей.

Также были проведены динамические испытания высокопарафинистой нефти Петрухновского месторождения. Температура застывания нефти Петрухновского месторождения очень высокая и иногда превышает 37°С. Содержание парафина в нефти Петрухновского месторождения достигает 32%, а плотность нефти на поверхности составляет всего 815 кг/м3. Добыча высокопарафинистой нефти Петрухновского месторождения осложняется интенсивным выпадением

асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) в насосно-компрессорных трубах и выкидных линиях, особенно в холодное время года. Результаты динамических исследований тиксотропных свойств нефти Петрухновского месторождения представлены на рисунке 3.

Рисунок 3 - Графики зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига для нефти Петрухновского месторождения при различных температурах.

В пластовых условиях (80°С) нефть Петрухновского месторождения не является аномальной, однако при снижении температуры в процессе подъема нефти в ней начинают появляться тиксотропные структуры кристаллизационного типа, образованные парафинами. На представленных графиках (рисунок 3) видно, что при температуре 26°С нефть начинает вести себя как твердое тело, что проявляется в резких колебаниях напряжения сдвига на малых скоростях вращения ротора прибора Rheotest. В отличие от тяжелой нефти Бузбашского месторождения, для изменения реологических параметров данной высокопарафинистой нефти в процессе эксплуатации скважин необходимо использование как теплового воздействия (спуск греющего кабеля), так и применение растворителей типа НЕФРАС 80/120 и др.

С целью изучения влияния разработанного в Горном университете реагента-растворителя на вязкую и упругую компоненты вязкости исследуемых аномальных нефтей также были проведены специальные динамические испытания на ротационном вискозиметре Anton Paar.

Для проведения экспериментов использовалась тяжелая высоковязкая нефть Бузбашского месторождения, имеющая плотность 952 кг/м3 и характеризующаяся высоким содержанием асфальтенов 15%. Результаты экспериментов показаны на рисунке 4.

Температура. °С

Рисунок 4 - Графики зависимости динамического модуля упругости нефти Бузбашского месторождения при сдвиге от температуры: а) для чистой нефти; б) для нефти с массовой концентрацией реагента-растворителя 3%.

Из приведенных графиков видно, что динамический модуль

упругости нефти Бузбашского месторождения, который позволяет оценить упругую компоненту вязкости, при 20°С в 2,5 с лишним раза меньше у нефти с добавлением реагента-растворителя в концентрации 3%, что говорит о хорошем диспергирующем действии разработанного реагента-растворителя. Таким образом, применение реагента-растворителя позволяет снизить упругую компоненту вязкости более чем в 2 раза.

В процессе экспериментальных исследований также оценивалось влияние реагента-растворителя на динамический модуль потерь при сдвиге, что позволяет оценить изменение вязкой компоненты аномальной нефти. Результаты исследований представлены на рисунке 5.

40

л

о.

й 35

0

= 30 в с

25 20

5 Я

а и .с

у 2-

| с 10

КЗ

1 5

15 25 35 45 55 65

Температура, "С

Рисунок 5 - Графики зависимости динамического модуля потерь при сдвиге нефти Бузбашского месторождения от температуры: а) для чистой нефти; б) для нефти с 3% массовой концентрацией реагента-растворителя.

Из приведенных выше графиков видно, что вязкая компонента у нефти Бузбашского месторождения снижается примерно в 1,6 раза при добавлении реагента-растворителя в концентрации 3% масс. По результатам данного эксперимента можно сделать вывод, что реагент-растворитель также позволяет значительно снизить вязкую компоненту аномальной нефти Бузбашского месторождения.

Проведенные динамические испытания однозначно свидетельствуют о том, что добавка разработанного реагента-растворителя значительно снижает как вязкую, так и упругую компоненту вязкости аномальных нефтей.

Для оценки эффективности диспергирования разработанного реагента-растворителя были проведены специальные исследования нефти Боровского месторождения.

Исследования проводились в лаборатории «Повышения нефтеотдачи пластов» Горного университета на установке РЬА55. Установка позволяет проводить качественный и количественный анализ с полным описанием условий осаждения асфальтенов и парафинов (давление, температура, морфология, визуализация, изменение структуры и т.д.). Исследования проводились изобарическим методом при давлении 17 атмосфер. Результаты

Рисунок 6 - Графики рангового распределения частиц АСПВ в нефти Боровского месторождения до применения реагента-растворителя и после его добавления в нефть в концентрации 3% масс, при 25 и 40°С.

Графики, построенные на основе проведенных экспериментов, свидетельствуют о том, что тепловое воздействие и добавление реагента-растворителя оказывает влияние на распределение частиц асфальтеносмолопарафиновых веществ в нефти. При добавлении реагента-растворителя в высоковязкую нефть происходит диспергирование и растворение крупных

асфальтеносмолопарафиновых частиц и увеличивается количество мелких частиц. При этом отмечается, что при низких температурах достигается наибольший эффект от применения растворителя. Однако, при одновременном увеличении температуры и добавлении

реагента-растворителя мы видим более значительный интегральный эффект, чем только при повышении температуры. Таким образом, исходя из полученных результатов, можно заключить, что разработанный реагент-растворитель является эффективным диспергатором асфальтенов и парафинов. Динамические испытания показали, что использование реагента-растворителя значительно снижает как упругую, так и вязкую компоненту вязкости аномальных нефтей, а, следовательно, будет способствовать увеличению дебитов скважин и суммарных отборов из залежей ВВН.

Для оценки действия разработанного реагента-растворителя и установления коэффициента вытеснения нефти на керне, отобранном из трещинно-порового карбонатного коллектора одного из месторождений Самарской области, были проведены специальные фильтрационные эксперименты на установке AutoFlood 700 в лаборатории «Повышения нефтеотдачи пластов» Горного университета. При проведении эксперимента автор руководствовался ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях» и др. Для эксперимента были выбраны 2 образца керна диаметром 30 мм и общей длиной 14,75 см. Эксперименты проводились в следующих термобарических условиях: пластовое давление 170 атм., температура 20°С. Для вытеснения высоковязкой нефти использовалась пластовая вода общей минерализацией 271 г/л. На рисунке 7 приведена принципиальная схема установки.

Рисунок 7 - Принципиальная схема установки АШоПоос! 700 для проведения экспериментов на керне трещинно-порового карбонатного коллектора.

Расход при фильтрации жидкости был установлен 0,05 мл/мин. Проницаемость исследуемого керна по газу была 440 мД.

Максимальные значения градиентов давления составили 25 атм/м при вытеснении нефти пластовой водой, а при прокачке реагента-растворителя 76,2 атм/м. После прокачки оторочки реагента-растворителя градиент давления при последующей закачке пластовой воды стабилизировался на уровне 18,6 атм/м. На рисунке 8 представлено изменение зависимости общего коэффициента вытеснения нефти от объема прокачанной воды и оторочки разработанного реагента-растворителя по результатам эксперимента.

100 * 90 I ВО § 70 3^60

са

= I50

§ £40

-I- 30 -е-

5 20

0

Квыт по воде К выт с оторочкой растворителя

Рисунок 8 -Изменение общего коэффициента вытеснения высоковязкой нефти при прокачке оторочки реагента-растворителя и воды через образец

керна.

Из приведенного рисунка видно, что коэффициент вытеснения высоковязкой нефти увеличивается с 36% до 95% при прокачке через образец керна воды и оторочки реагента-растворителя. Таким образом, использование оторочки реагента-растворителя позволяет значительно повысить коэффициент вытеснения высоковязкой нефти из трещинно-порового карбонатного коллектора.

В четвертой главе представлена разработанная комплексная технология обработки призабойной зоны пластов, содержащих высоковязкую нефть.

Применение разработанного реагента-растворителя в предлагаемой технологии позволит значительно повысить эффективность пароциклической обработки призабойной зоны пласта, которая показала высокую результативность на Усинском и

55-

36

других месторождениях ВВН, связанных со сложными порово-каверно-трещинными карбонатными коллекторами.

Пароциклическая обработка призабойной зоны пласта с использованием разработанного реагента-растворителя

осуществляется следующим образом. Первоначально производится термогидравлический расчет по выбранной скважине-кандидату с целью определения необходимых темпов и параметров нагнетаемого пара. Перед проведением закачки пара необходимо оценить качество цементного камня за колонной (акустическая и радиометрическая гамма-гамма цементометрия и др.). Затем осуществляется подбор специального оборудования для закачки пара и установка его на скважину. Сначала производят закачку в пласт разработанного реагента-растворителя, регулируя объем закачки на основе имеющихся геолого-физических данных о продуктивном пласте, в расчете не менее 1 м3 на 1 метр перфорированного интервала. После закачки растворителя скважина выдерживается в течение 2-3 часов и начинают закачку пара. Исходя из промысловой практики, рекомендуемый объем закачки пара в пласт должен быть не менее 10 тонн (а в некоторых случаях и 30 - 40 тонн) на 1 метр перфорированной толщины пласта.

После закачки пара скважину закрывают и выдерживают для пропитки на срок не менее 3 суток, затем производят отбор нефти с помощью глубиннонасосного оборудования. После снижения дебита ниже предельной величины проводят новый цикл закачки реагента-растворителя и пара. На одной скважине выполняется от 3 до 5 циклов закачки реагента-растворителя и пара. Такое циклическое воздействие на ПЗП с использованием разработанного реагента-растворителя и пара, как показывают результаты лабораторных исследований, позволяет добиться выравнивания фронта охвата пласта тепловым воздействием. Разработанный реагент-растворитель обладает повышенной вязкостью за счет наличия в его составе жирных кислот, что препятствует прорыву пара по высокопроницаемым каналам фильтрации. Лабораторными исследованиями установлено, что ароматический растворитель ксилол, входящий в состав реагента, при температуре около 150°С начинает испаряться, он активно проникает в мелкие трещины и поры, а также растворяет и диспергирует асфальтены и смолы, очищая призабойную зону пласта. Жирные кислоты, входящие в состав реагента-растворителя, обладают эффективным моющим действием, а также предотвращают образование пены.

Экспериментально доказано, что разработанный реагент-растворитель уменьшает как вязкую, так и упругую компоненту аномальной нефти, вследствие чего значительно уменьшается градиент давления при ее движении из обрабатываемого пласта в добывающую скважину. Предлагаемый реагент-растворитель обладает гидрофобизирующим действием, о чем свидетельствуют проведенные фильтрационные исследования. Кроме того, предполагается, что действие реагента-растворителя будет продолжаться после снижения температуры высоковязкой нефти и обрабатываемого пласта. Все это, как было отмечено ранее, за счет более эффективного диспергирующего действия реагента при низких температурах будет способствовать увеличению отборов ВВН. Комплексное применение реагента-растворителя и пароциклической обработки призабойной зоны пласта позволит добиться более значительного интегрального эффекта в отличие от раздельного применения циклической обработки пласта паром и закачки растворителей.

Основные выводы и рекомендации

1.В ходе экспериментальных исследований впервые было показано, что высоковязкие нефти исследованных месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции обладают сложной тиксотропной структурой, обусловленной наличием в них высокомолекулярных АСПВ, что наряду со сложным трещинно-поровым коллектором значительно осложняет разработку этих месторождений и требует применения не только теплового воздействия, но и использования растворителей.

2. Выполнен анализ всех выпускаемых в промышленном масштабе реагентов-растворителей, отмечены их преимущества и недостатки. Показано, что ряд растворителей (например, НЕФРАС 80/120 и др.) содержат в своем составе небольшое количество ароматических углеводородов и характеризуется высоким содержанием веществ, высаживающих асфальтены из нефти, что может привести к снижению проницаемости призабойной зоны пласта и уменьшению дебита скважины. Выпускаемые растворители с высоким содержанием ароматических углеводородов, такие как НЕФРАС 130/150 и др. способны эффективно растворять асфальтены, но они отличаются пониженной вязкостью, поэтому быстро порываются по трещинам в процессе закачки их в

продуктивные пласты и характеризуется низким охватом.

3. Разработанный в Национальном минерально-сырьевом университете «Горный» реагент-растворитель на основе жирных кислот и ксилола показал высокую эффективность в лабораторных условиях на образцах представительного керна, отобранного из трещинно-поровых коллекторов. Отмечена высокая вытесняющая способность разработанного реагента, его влияние на тиксотропные свойства нефти, вязкость и напряжение сдвига, а также на упругую и вязкую компоненту вязкости аномальных нефтей. Установлено, что при закачке разработанного реагента-растворителя уменьшается градиент давления при движении высоковязкой нефти в обрабатываемом пласте-коллекторе. Согласно проведенным PVT и реологическим исследованиям, разработанный реагент-растворитель обладает высокой диспергирующей способностью по отношению к частицам АСПВ в аномальных нефтях.

4. Разработана и предложена к практической реализации технология циклической обработки призабойной зоны пласта реагентом-растворителем и паром в трещинно-поровых коллекторах, содержащих высоковязкие нефти. На основе лабораторных исследований обоснованы объемы закачки реагента-растворителя и пара, время пропитки, а также необходимая длительность циклов обработки и их количество.

Наиболее значимые публикации по теме диссертации

1-Рощин П.В. Исследование реологических свойств высоковязких и высокопарафинистых нефтей месторождений Самарской области [Текст]./ П.В. Рощин, A.B. Петухов, JI.K. Васкес Карденас, А.Д. Назаров, Л.Н. Хромых //Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2013. - Т.8. - №1. http://www.ngtp.ni/rub/9/12_2013 .pdf

2. Рощин П.В. Исследование реологических свойств и особенностей фильтрации высоковязких нефтей месторождений Самарской области [Текст] / A.M. Зиновьев, В.А. Ольховская, В.В. Коновалов, Д.В. Мардашов, Д.С. Тананыхин, П.В. Рощин // Вестник СамГТУ. Серия «Технические науки». -2013. -№ 2 (38). - с. 197-205.

3. Roschin P.V. Experimental Investigation of Heavy Oil Recovery From Fractured-Porous Carbonate Core Samples by Secondary Surfactant-Added Injection [Текст]. // P.V. Roschin, L.C. Vasquez Cardenas, A.V. Petukhov, A.I. Mikheyev. Society of Petroleum Engineers - SPE Heavy Oil Conference Canada 2013 3, pp. 1649-1654.

4. Roschin P.V. Origins and Integrated Exploration of Sweet Spots in Carbonate and Shale Oil-Gas Bearing Reservoirs of the Timan-Pechora Basin [Текст]. A.V. Petukhov, A.I. Kuklin, A.A. Petukhov, L.C. Vasquez Cardenas, P.V. Roschin. SPE/EAGE European Unconventional Resources Conference and Exhibition, 25-27 February, Vienna, Austria. https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-167712-MS. 2014.

5. Рощин П.В. Лабораторные исследования использования реагента-растворителя «А» для повышения эффективности добычи тяжелой высоковязкой нефти Демидовского месторождения в Оренбургской области [Текст]. П.В. Рощин, А.В. Петухов, Д.В. Мардашов, Л.К. Васкес Карденас, В.В. Игнатьев, P.M. Таранин Журнал «Нефть. Газ. Промышленность». №49. с. 20 - 23. 2013.

РИЦ Горного университета. 16.04.2014. 3.300. Т.100 экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Рощин, Павел Валерьевич, Санкт-Петербург

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

На правах рукописи

<Ч?01 459967

V "Г V I » '

РОЩИН Павел Валерьевич

ОБОСНОВАНИЕ КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА НА ЗАЛЕЖАХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ С ТРЕЩИННО-ПОРОВЫМИ

КОЛЛЕКТОРАМИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата технических наук

НАУЧНЫЙ РУКОВОДИТЕЛЬ:

доктор геолого-минералогических наук, доцент Петухов А.В.

Санкт-Петербург- 2014

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ......................................................................................................................4

ГЛАВА 1 ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ, ПРИУРОЧЕННЫХ К КОЛЛЕКТОРАМ ТРЕЩИННО-ПОРОВОГО ТИПА.................................................................................8

1.1 Особенности геологического строения коллекторов трещинно-порового типа 8

1.2 Обзор опыта разработки залежей высоковязкой нефти......................................12

1.3 Современный подход к системе разработки нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным и терригенным коллекторам....................................25

ГЛАВА 2 РАЗРАБОТКА И ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ РЕАГЕНТА-РАСТВОРИТЕЛЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТОВ, СОДЕРЖАЩИХ ВЫСОКОВЯЗКИЕ НЕФТИ...........................................................32

2.1 Особенности разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием растворителей....................................................................................32

2.2 Подбор реагента-растворителя для эффективной добычи высоковязкой нефти ..........................................................................................................................................35

ГЛАВА 3 ИССЛЕДОВАНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВОЛГО-УРАЛБСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ С ЦЕЛЬЮ ОБОСНОВАНИЯ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ............................................................................................................43

3.1 Исследование реологических свойств высоковязких нефтей месторождений Самарской области........................................................................................................43

3.2 Лабораторные исследования использования реагента-растворителя для повышения эффективности добычи тяжелой высоко вяз кой нефти.........................60

3.3 Лабораторные исследования процесса вытеснения тяжелой высоковязкой нефти водой и разработанным реагентом в трещинно-поровом карбонатном коллекторе......................................................................................................................64

3.4 Изучение влияния реагента-растворителя на структурные особенности формирования частиц АСПВ в образце высоковязкой нефти путем проведения РУТ-исследований.........................................................................................................77

3.5 Изучение влияния разработанного реагента-растворителя на упругую и вязкую компоненты вязкости аномальной нефти...................................................................83

ГЛАВА 4 КОМПЛЕКСНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА С ПРИМЕНЕНИЕМ РЕАГЕНТА-РАСТВОРИТЕЛЯ И ЦИКЛИЧЕСКОЙ ЗАКАЧКИ ПАРА.......................................!...................................89

4.1 Технология добычи высоковязкой нефти путем циклической закачки пара в добывающие скважины.................................................................................................89

4.2 Разработка комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами.....................91

ЗАКЛЮЧЕНИЕ..............................................................................................................96

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ................................98

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.............................................................................................99

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность диссертационной работы

Разработка залежей высоковязких нефтей (ВВН), приуроченных к трещинно-поровым коллекторам характеризуется низкими темпами выработки запасов, нефтеотдачей пласта не более 10-15%, быстрым обводнением продукции скважин и низкой рентабельностью добычи в целом и,' как правило, требует применения дорогостоящих тепловых методов воздействия на пласт. Незначительный прирост активных запасов легких нефтей в России способствует увеличению доли высоковязких нефтей в общей структуре запасов и требует скорейшего ввода их в разработку. В связи с этим обоснование новых технологий и методов добычи высоковязких нефтей является весьма актуальной задачей для нефтедобывающей отрасли Российской Федерации.

При выполнении диссертационной работы автор опирался на научные труды отечественных и зарубежных ученых, внесших значительный вклад в развитие теории и практики добычи высоковязкой нефти, таких как: И.М. Аметов, Д.Г. Антониади, Р.Н. Бахтизин, A.A. Боксерман, Н.К. Байбаков, И.Г. Баренблатт, А.Р. Гарушев, В.В. Девликамов, И.Н. Евдокимов, P.P. Ибатуллин, В.А. Иктисанов, М.М. Кабиров, Ю.П. Коноплев, Б.Б. Лапук, В.Д. Лысенко, А.Х. Мирзаджанзаде, И.Т. Мищенко, Л.М. Рузин, М.К. Рогачев, Б.М. Сучков, Б.А. Тюнькин, З.А. Хабибуллин, М.М. Хасанов, P.C. Хисамов, В.Н. Щелкачев, R.M. Butler и многих других.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности разработки залежей высоковязких нефтей в сложнопостроенных коллекторах трещинно-порового типа.

Идея диссертационной работы

Использование комплексной технологии, основанной на циклической обработке призабойной зоны пласта паром и разработанным реагентом-растворителем, обеспечивает увеличение выработки запасов высоковязкой нефти из трещинно-поровых коллекторов.

Задачи исследований

1. Проанализировать и обобщить современные методы и технологии, применяемые при разработке залежей высоковязких нефтей.

2. Изучить современное состояние теории и практики реологии ВВН и провести экспериментальные исследования реологических свойств нефтей исследуемых месторождений.

3. Изучить механизм диспергирования высокомолекулярных компонентов тяжелых высоковязких нефтей и разработать реагент-растворитель для обработки призабойной зоны пласта в залежах аномальных нефтей.

4. Обосновать комплексную технологию обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) на залежах высоковязкой нефти путем совместного циклического воздействия разработанным реагентом-растворителем и паром.

Методы исследований

При выполнении работы использовались теоретические и вычислительные методы, а также экспериментальные лабораторные исследования по разработанным и стандартным методикам (реологические, фильтрационные, РУТ, микроскопические и др.).

Научная новизна работы

1. Для исследованных высоковязких нефтей, проявляющих тиксотропные свойства и сверханомалии вязкости при низких температурах, которые обусловлены образованием сложных высокомолекулярных структур кристаллизационного и коагуляционно-кристаллизационного типов, экспериментально доказана зависимость их реологических параметров от температуры и размеров асфальтеносмолопарафиновых частиц.

2. Применение разработанного реагента-растворителя, представляющего собой смесь жирных кислот и ксилола в предлагаемой комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей значительно изменяет реологические параметры аномальных нефтей и их тиксотропные свойства.

Защищаемые научные положения

1. Установленные температурные зависимости изменения тиксотропных свойств исследованных нефтей свидетельствуют о формировании и разрушении высокомолекулярных пространственных структур кристаллизационного и коагуляционно-кристаллизационного типов, проявляющих сверханомалии вязкости при низких температурах, что вместе со сложным строением трещинно-поровых коллекторов предопределяет необходимость применения комплексной технологии воздействия на призабойную зону пласта с использованием разработанного реагента-растворителя и циклической закачки пара.

2. Применение разработанного реагента-растворителя на основе ксилола и жирных кислот в комплексе с циклической закачкой пара позволяет значительно улучшить реологические параметры высоковязких нефтей и повысить продуктивность скважин за счет снижения как вязкой, так и упругой компоненты вязкости аномальных нефтей путем диспергирования сложных высокомолекулярных структур, образованных асфальтенами, смолами и парафинами.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций

подтверждена теоретическими и экспериментальными исследованиями с использованием комплекса современного лабораторного оборудования компаний Vinci Technologies, Coretest Systems, Bruker, Messgerate Medingen и др., воспроизводимостью полученных результатов.

Практическое значение работы

1. Разработан реагент-растворитель на основе смеси жирных кислот и ксилола для обработки ПЗП в коллекторах трещинно-порового типа, содержащих высоковязкие нефти.

2. Предложена к практической реализации комплексная технология воздействия на призабойную зону пласта при разработке залежей высоковязких нефтей в трещинно-поровых коллекторах.

3. Материалы диссертационной работы могут использоваться как на производстве при разработке залежей высоковязких нефтей, так и в учебном

процессе при проведении лабораторных, практических и лекционных занятий для студентов, обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело».

Апробация работы

Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации работы докладывались на 7 международных и региональных научно-практических конференциях и семинарах, в т.ч. на межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений природных битумов и высоковязких нефтей» (г.Ухта, УГТУ, 2011, 2012), научно-технической конференции ВНИГРИ «Проблемы недропользования и воспроизводства запасов углеводородного сырья» (г. Санкт-Петербург, 2012 г.), международной конференции и выставке SPE по разработке месторождений в осложнённых условиях и Арктике (г. Москва, 2012 г.), международной конференции SPE Heavy Oil Conference Canada (г. Калгари, 2013 г.), конференции Нефтегазовые горизонты (г. Москва, 2013 г.), международной конференции - SPE/EAGE European Unconventional Resources Conference & Exhibition (г. Вена, 2014 г.) и др.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 5 научных работ, в том числе 2 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки России.

Структура и объём диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка сокращений и условных обозначений, списка литературы, включающего 134 наименования. Материал диссертации изложен на 112 страницах машинописного текста, включает 1 таблицу и 38 рисунков.

ГЛАВА 1 ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ, ПРИУРОЧЕННЫХ К КОЛЛЕКТОРАМ ТРЕЩИННО-ПОРОВОГО ТИПА

1.1 Особенности геологического строения коллекторов трещинно-порового

типа

Для многих залежей высоковязких нефтей характерно сложное строение пустотного пространства коллектора, что необходимо учитывать при разработке этих объектов. По данным различных исследователей, крупные поры в карбонатных и терригенных коллекторах соединяются между собой более мелкими каналами и разветвленной сетью трещин. Современное представление о геологическом строении коллекторов трещинно-порового типа базируется на предположении о том, что кроме мелких трещин также существует сеть относительно крупных трещин с высокой степенью раскрытости. Это подтверждается результатами гидродинамических исследований скважин, а также данными разработки и моделирования залежей [12,16,30,34,63].

Наличие сети крупных трещин приводит к невозможности исследования сложных залежей только по образцам керна стандартными лабораторными методами, с замером приборами величины пористости и проницаемости. Отмечается, что абсолютная пористость карбонатных .коллекторов зачастую много выше открытой пористости [20,38]. Это объясняется сложной структурой пустотного пространства, которое представлено вторичными порами, кавернами и трещинами.

По данным некоторых исследователей, низкопроницаемые карбонатные коллекторы с поровой проницаемостью от 0,2 до 1 мД содержат от 50 до 75% мировых ресурсов нефти. В Самарской области высокую естественную нефтенасыщенность низкопроницаемых карбонатных коллекторов и перспективы их разработки отмечал В.И Колганов [39,40]. Следует отметить, что за счет действия капиллярных сил для нефтенасыщенных карбонатных коллекторов с

низкой поровой проницаемостью характерны приемлемые коэффициенты вытеснения нефти.

Карбонатные коллекторы имеют сложную пространственную структуру макро- и микротрещиноватости с большим количеством вертикальных и горизонтальных трещин. Последние за счет изменения пластового давления и действующего порового давления могут изменять свою раскрытость [12,24,63,64,125]. На рисунке 1.1 представлена масштабная инвариантность тектонической трещиноватости природных резервуаров и разрешающая способность современных скважинных и сейсмических методов. Следует отметить, что существует масштабный пробел в изучении среднемасштабных и крупных трещин, тектонических нарушений, связанный с техническими характеристиками современного оборудования, используемого для проведения сейсморазведочных работ и разрешающей способностью этого широко используемого метода.

10000 -Е

о ЮОО

га 100 -i

10

0 1

О 0,01 -5

f

Скважины:

мелкомасштабные трещины (нарушений)

. ч Масштабный пробел:

л среднемасштабные трещины (нарушения) 1ЧГ

Визуально наблюдаем!3| | V: в нефтяных шахтах -V. ■ (Ярегское месторождений).!)}-: Уровень автоматизированного прогнозирования трещин I по сейсмике 1

Нефт и газ местороэд 5-8 м. Угольные шахты ? 0,5-1 м

Нефтяные шахты (Ярегское месторождение) Угольные шахты |

предел визуального наблюдения трещин

(1 - 3 м амплитуда смещения)

Сейсмика:

крупномасштабные трещины (нарушения)

Нефтяные и газоеьм месторождения предел визуального наблюдения 0 - трещин (20 30 и амплитуда смешения)

« S

I II1ÍUJ I I llllt^—I I IlllUj—I I 1 ■ I|Щ|—I МПШ]—гтттпч 10 см 1м Юм 100 м 1км Амплитуда смещения по трещине

Рисунок 1.1- Масштабная инвариантность (скейлинг) тектонической трещиноватости природных резервуаров и разрешающая способность современных скважинных и сейсмических методов, используемых для изучения трещиноватости продуктивных пород (по данным Т. Needham, 1996 и R. Oppermann, 2012 с дополнением A.B. Петухова) [123,124].

В некоторых редких случаях можно наблюдать трещины визуально в нефтяных или угольных шахтах (например, на Ярегском месторождении высоковязкой нефти). Однако, опыт разработки месторождений нефти шахтным способом уникален возможностью организации бурения горизонтально-восходящих скважин в зоны высокой трещиноватости горных пород, систематическое изучение которых проводится достаточно долго. При добыче нефти путем бурения скважин на большую глубину очень сложно выделять зоны с большим количеством трещин и именно поэтому необходимо дальнейшее совершенствование сейсморазведки и других промыслово-геофизических методов.

Проницаемость для одного и того же пласта, определенная по керну и по данным гидродинамических исследований скважин, может сильно различаться. Это объясняется наличием зон высокой трещиноватости в коллекторах трещинно-порового типа. Для обнаружения и изучения таких высокопроницаемых зон по результатам исследования продуктивных песчаников, насыщенных высоковязкой нефтью, в шахтных выработках используется «Метод структурного анализа», основы которого были заложены еще в СССР в 1943 году на Ярегском нефтяном месторождении [59].

При сравнении значений проницаемости для карбонатных коллекторов месторождений Урало-Поволжья, полученных при исследовании керна и при интерпретации данных гидродинамических исследований скважин, выявлено их значительное различие [20]. Автор указанной работы отмечает, что при подготовке керна карбонатных пород для фильтрационных исследований образцы зачастую раскалывались по трещинам, не заметным невооруженным глазом. В работе Викторина В. Д., Лыкова H.A. приводится таблица сравнения проницаемости карбонатных коллекторов, где данные по проницаемости образцов породы разнятся в зависимости от методики проведения исследований.

Очень важным фактором для процесса разработки 'залежей высоковязкой нефти является слоисто-неоднородная структура пластов-коллекторов. Карбонатная или терригенная порода каждого пропластка обладает особенным

строением пор и более крупных пустот, однако величина пористости всегда подчиняется нормальному закону распределения [20]. Существенные различия в пористости и проницаемости коллекторов оказывают влияние на приемистость нагнетательных скважин, вскрывших продуктивный горизонт. Вследствие этого средне- и низкопроницаемые продуктивные пласты характеризуются низким откликом на заводнение и невысоким коэффициентом охвата по пласту. Данная проблема в про

earthpapers.net

ОБОСНОВАНИЕ КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА НА ЗАЛЕЖАХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ С ТРЕЩИННО- ПОРОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ

Транскрипт

На правах рукописи РОЩИН Павел Валерьевич ОБОСНОВАНИЕ КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА НА ЗАЛЕЖАХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ С ТРЕЩИННО- ПОРОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ

1 На правах рукописи РОЩИН Павел Валерьевич ОБОСНОВАНИЕ КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА НА ЗАЛЕЖАХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ С ТРЕЩИННО- ПОРОВЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ Специальность Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений А в т о р е ф е р а т диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2014

2 Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Национальный минеральносырьевой университет «Горный» Научный руководитель доктор геолого-минералогических наук, доцент Петухов Александр Витальевич Официальные оппоненты: Рузин Леонид Михайлович доктор технических наук, профессор, ФГБОУ ВПО «Ухтинский государственный технический университет», кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений и подземной гидромеханики, профессор Петров Николай Александрович кандидат технических наук, руководитель Отдела ВВН и ПБ ООО «СамараНИПИнефть» Ведущая организация ФГУП «Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт» Защита состоится 18 июня 2014 г. в 16 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д при Национальном минерально-сырьевом университете «Горный» по адресу: , Санкт-Петербург, 21-я линия, дом 2, ауд С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Национального минерально-сырьевого университета «Горный» и на сайте Автореферат разослан 18 апреля 2014 г. УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ диссертационного совета НИКОЛАЕВ Александр Константинович 2

3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность диссертационной работы Разработка залежей высоковязких нефтей (ВВН), приуроченных к трещинно-поровым коллекторам характеризуется низкими темпами выработки запасов, нефтеотдачей пласта не более 10-15%, быстрым обводнением продукции скважин и низкой рентабельностью добычи в целом и, как правило, требует применения дорогостоящих тепловых методов воздействия на пласт. Незначительный прирост активных запасов легких нефтей в России способствует увеличению доли высоковязких нефтей в общей структуре запасов и требует скорейшего ввода их в разработку. В связи с этим обоснование новых технологий и методов добычи высоковязких нефтей является весьма актуальной задачей для нефтедобывающей отрасли Российской Федерации. При выполнении диссертационной работы автор опирался на научные труды отечественных и зарубежных ученых, внесших значительный вклад в развитие теории и практики добычи высоковязкой нефти, таких как: И.М. Аметов, Д.Г. Антониади, Р.Н. Бахтизин, А.А. Боксерман, Н.К. Байбаков, И.Г. Баренблатт, А.Р. Гарушев, В.В. Девликамов, И.Н. Евдокимов, P.P. Ибатуллин, В.А. Иктисанов, М.М. Кабиров, Ю.П. Коноплев, Б.Б. Лапук, В.Д. Лысенко, А.Х. Мирзаджанзаде, И.Т. Мищенко, Л.М. Рузин, М.К. Рогачев, Б.М. Сучков, Б.А. Тюнькин, З.А. Хабибуллин, М.М. Хасанов, Р.С. Хисамов, В.Н. Щелкачев, R.M. Butler и многих других. Целью диссертационной работы является повышение эффективности разработки залежей высоковязких нефтей в сложнопостроенных коллекторах трещинно-порового типа. Идея диссертационной работы Использование комплексной технологии, основанной на циклической обработке призабойной зоны пласта паром и разработанным реагентом-растворителем, обеспечивает увеличение выработки запасов высоковязкой нефти из трещинно-поровых коллекторов. Задачи исследований 1. Проанализировать и обобщить современные методы и технологии, применяемые при разработке залежей высоковязких нефтей. 2. Изучить современное состояние теории и практики реологии ВВН и провести экспериментальные исследования реологических 3

4 свойств нефтей исследуемых месторождений. 3. Изучить механизм диспергирования высокомолекулярных компонентов тяжелых высоковязких нефтей и разработать реагентрастворитель для обработки призабойной зоны пласта в залежах аномальных нефтей. 4. Обосновать комплексную технологию обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) на залежах высоковязкой нефти путем совместного циклического воздействия разработанным реагентом-растворителем и паром. Методы исследований При выполнении работы использовались теоретические и вычислительные методы, а также экспериментальные лабораторные исследования по разработанным и стандартным методикам (реологические, фильтрационные, PVT, микроскопические и др.). Научная новизна работы 1. Для исследованных высоковязких нефтей, проявляющих тиксотропные свойства и сверханомалии вязкости при низких температурах, которые обусловлены образованием сложных высокомолекулярных структур кристаллизационного и коагуляционно-кристаллизационного типов, экспериментально доказана зависимость их реологических параметров от температуры и размеров асфальтеносмолопарафиновых частиц. 2. Применение разработанного реагента-растворителя, представляющего собой смесь жирных кислот и ксилола в предлагаемой комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей значительно изменяет реологические параметры аномальных нефтей и их тиксотропные свойства. Защищаемые научные положения 1. Установленные температурные зависимости изменения тиксотропных свойств исследованных нефтей свидетельствуют о формировании и разрушении высокомолекулярных пространственных структур кристаллизационного и коагуляционнокристаллизационного типов, проявляющих сверханомалии вязкости при низких температурах, что вместе со сложным строением трещинно-поровых коллекторов предопределяет необходимость применения комплексной технологии воздействия на призабойную зону пласта с использованием разработанного реагентарастворителя и циклической закачки пара. 4

5 2. Применение разработанного реагента-растворителя на основе ксилола и жирных кислот в комплексе с циклической закачкой пара позволяет значительно улучшить реологические параметры высоковязких нефтей и повысить продуктивность скважин за счет снижения как вязкой, так и упругой компоненты вязкости аномальных нефтей путем диспергирования сложных высокомолекулярных структур, образованных асфальтенами, смолами и парафинами. Достоверность научных рекомендаций подтверждена положений, выводов теоретическими и и экспериментальными исследованиями с использованием комплекса современного лабораторного оборудования компаний Vinci Technologies, Coretest Systems, Bruker, Messgerate Medingen и др., воспроизводимостью полученных результатов. Практическое значение работы 1. Разработан реагент-растворитель на основе смеси жирных кислот и ксилола для обработки ПЗП в коллекторах трещиннопорового типа, содержащих высоковязкие нефти. 2. Предложена к практической реализации комплексная технология воздействия на призабойную зону пласта при разработке залежей высоковязких нефтей в трещинно-поровых коллекторах. 3. Материалы диссертационной работы могут использоваться как на производстве при разработке залежей высоковязких нефтей, так и в учебном процессе при проведении лабораторных, практических и лекционных занятий для студентов, обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело». Апробация работы Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации работы докладывались на 7 международных и региональных научнопрактических конференциях и семинарах, в т.ч. на межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений природных битумов и высоковязких нефтей» (г. Ухта, УГТУ, 2011, 2012), научно-технической конференции ВНИГРИ «Проблемы недропользования и воспроизводства запасов углеводородного сырья» (г. Санкт- Петербург, 2012 г.), международной конференции и выставке SPE по разработке месторождений в осложнѐнных условиях и Арктике (г. Москва, 2012 г.), международной конференции SPE 5

6 Heavy Oil Conference Canada (г. Калгари, 2013 г.), конференции Нефтегазовые горизонты (г. Москва, 2013 г.), международной конференции SPE/EAGE European Unconventional Resources Conference & Exhibition (г. Вена, 2014 г.) и др. Публикации По теме диссертации опубликовано 5 научных работ, в том числе 2 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки России. Структура и объѐм диссертационной работы Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка принятых сокращений, списка литературы, включающего 134 наименования. Материал диссертации изложен на 112 страницах машинописного текста, включает 1 таблицу и 38 рисунков. ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении приводится общая характеристика работы, обосновывается еѐ актуальность, определяются цель, идея, задачи, излагаются научная новизна, защищаемые научные положения и практическая значимость. В первой главе проведен анализ особенностей строения коллекторов трещинно-порового типа и обзор опыта разработки залежей высоковязких нефтей различными методами как в России, так и за рубежом. Отмечено, что использование растворителей при добыче высоковязкой нефти достаточно эффективно, однако осложняется такими факторами как значительная разница вязкости нефти и растворителя, способность многих растворителей высаживать асфальтены и др. Кроме того, высокая геологическая неоднородность строения пород-коллекторов трещинно-порового типа осложняет процесс извлечения нефти с закачкой растворителя за счет преждевременных прорывов его по трещинам. Нефти исследуемых месторождений содержат большое количество асфальтенов и смол, а иногда парафинов, которые являются основными структурообразующими компонентами, влияющими на их реологические параметры и тиксотропные свойства. Во второй главе представлены результаты анализа использования различных реагентов-растворителей, применяемых при добыче высоковязкой нефти. Отмечается, что выпускаемые в 6

7 настоящее время в промышленном масштабе растворители типа НЕФРАС 80/120, 50/170 и др. содержат в своем составе не более 1,5% ароматических углеводородов, что приводит к осаждению асфальтенов при их применении на месторождениях аномальной нефти. Существует также ряд растворителей с большой долей ароматических углеводородов, например, НЕФРАС А-130/150 содержит в своем составе до 70-80% ксилола и этилбензолов, успешно растворяющих смолы и асфальтены. Поэтому при подборе растворителя необходимо учитывать не только углеводородный, но и компонентный состав высоковязкой нефти. В соответствии с имеющимися данными разработки месторождений ВВН с высоким содержанием асфальтенов и смол, реагент-растворитель должен эффективно растворять и диспергировать асфальтены, содержать в своем составе необходимое количество ароматических углеводородов и иметь высокую вязкость, чтобы предотвратить его прорывы по трещинам и другим высокопроницаемым каналам. У выпускаемых в настоящее время в промышленном масштабе растворителей, как правило, очень низкая вязкость. Например, измеренная при 20ºС вязкость растворителя НЕФРАС А-130/150, составляет всего 0,8 мпа с, что меньше вязкости дистиллированной воды при той же температуре. При закачке растворителя с такой низкой вязкостью в призабойную зону трещинно-порового пласта будет происходить его преимущественная фильтрация по трещинам, снижая тем самым охват воздействием. Существует ряд технологий добычи аномальной нефти с циклической закачкой растворителя в пласт, с последующим выдерживанием скважины. Применение таких технологий характеризуются достаточно высокой эффективностью на относительно однородных пластах песчаников, однако в карбонатном трещинно-поровом коллекторе результативность применения растворителя может снижаться из-за его прорыва по высокопроницаемым каналам. Для предотвращения негативных эффектов в сложных трещинно-поровых коллекторах, связанных с низкой вязкостью выпускаемых реагентов-растворителей необходима разработка 7

8 реагента-растворителя, содержащего ароматические углеводороды, с повышенной или высокой вязкостью. Таким требованиям удовлетворяет разработанный автором диссертационной работы в Горном университете специальный реагент-растворитель, в составе которого присутствуют ароматические углеводороды (ксилол в концентрации 3% масс.) и жирные кислоты. Исследования, проведенные на капиллярном вискозиметре Herzog в лаборатории, показали, что даже при высоких температурах 60-90ºС разработанный в Горном университете реагент-растворитель сохраняет достаточно высокую кинематическую вязкость около 10 мм 2 /с. Результаты исследования приведены на рисунке 1. Кинематическая вязкость, мм 2 /с Температура, ºС Рисунок 1 - График зависимости кинематической вязкости реагентарастворителя от температуры. Из приведенного на рисунке графика видно, что при 20ºС вязкость разработанного реагента-растворителя составляет 67 мм 2 /с. Таким образом, применение разработанного реагента-растворителя будет более эффективным для закачки его в трещинно-поровые пласты с относительно невысокой температурой (20-40ºС), что характерно, например, для многих месторождений ВВН Волго- Уральской нефтегазоносной провинции. В третьей главе приводятся результаты лабораторных исследований реологических свойств высоковязких нефтей некоторых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции с целью обоснования эффективных технологий и 8

9 методов обработки ПЗП. Приводятся результаты экспериментов по изучению влияния разработанного реагента-растворителя на реологические параметры и тиксотропные свойства высоковязких нефтей, содержащих различное количество асфальтенов, смол и парафинов, а также результаты определения коэффициента вытеснения на керне. Для разработки и обоснования комплексной технологии воздействия на призабойную зону пласта необходимо не только детальное изучение геолого-физических свойств породыколлектора, но и самих аномальных нефтей. Основными причинами, осложняющими добычу тяжелой высоковязкой нефти, являются ее аномальные реологические свойства, а также, как правило, низкие пластовые температуры и давления. Проведенные лабораторные исследования позволили обнаружить в изучаемых высоковязких нефтях наличие тиксотропных структур кристаллизационного (Петрухновское месторождение) и коагуляционно-кристаллизационного типа (Бузбашское месторождение). С помощью прибора Rheotest RN 4.1 были проведены динамические эксперименты по изучению тиксотропных свойств нефтей разных месторождений. Скорость сдвига в процессе динамических испытаний плавно увеличивалась до значения 300 1/с в течение 300 секунд (прямой ход на графиках зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига), затем она выдерживалась постоянной при достигнутом значении в течение 300 секунд (ожидание полного разрушения внутренней структуры нефти), а далее скорость сдвига плавно уменьшалась до нуля за 300 секунд (обратный ход на графиках). В результате таких лабораторных исследований на графиках зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига были получены характерные петли гистерезиса. Тот факт, что линия прямого хода не повторяет линию обратного хода, свидетельствует о тиксотропной структуре исследуемой нефти. Площадь петли гистерезиса, заключенная в пределах единого цикла измерений, характеризует величину механической энергии, необходимой для разрушения тиксотропных связей, отнесенной к единице объема нефти. Исходя из этого, можно заключить, что чем больше площадь «петли гистерезиса», тем более склонна данная нефть к структурообразованию при данных температурных условиях. Сначала исследовались тиксотропные свойства нефти 9

10 Бузбашского месторождения. Нефть Бузбашского месторождения тяжелая (плотность в пластовых условиях 952,0 кг/м 3 ), высоковязкая (2360 мпа с вязкость при пластовой температуре 20 С), характеризуется высоким содержанием масел (40 65%) и асфальтенов (до 15%). Образец нефти Бузбашского месторождения был отобран из карбонатного трещинно-порового коллектора в приповерхностных условиях в действующем карьере на относительно небольшой глубине около 20 метров. Результаты динамических экспериментов по изучению тиксотропных свойств нефти Бузбашского месторождения представлены на рисунке 2. Рисунок 2 - Графики зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига для нефти Бузбашского месторождения при различных температурах. На приведенных графиках хорошо видно, что площадь петли гистерезиса зависит от температуры. С увеличением температуры площадь петли значительно уменьшается, что свидетельствует о снижении тиксотропных свойств. Основное влияние на тиксотропные свойства данной нефти оказывают асфальтены и смолы, в значительном количестве содержащиеся в нефти, которые образуют пространственную структуру коагуляционного типа. Как показывают экспериментальные исследования, для изменения 10

реологических свойств нефтей подобного типа применение теплоносителей недостаточно.

11 реологических свойств нефтей подобного типа применение теплоносителей недостаточно. Поэтому для изменения реологических свойств данной нефти необходимо использовать не только тепловое воздействие, но и растворители, содержащие ароматические углеводороды, которые позволяют диспергировать асфальтены и смолы, изменяя тиксотропные свойства аномальных нефтей. Также были проведены динамические испытания высокопарафинистой нефти Петрухновского месторождения. Температура застывания нефти Петрухновского месторождения очень высокая и иногда превышает 37ºС. Содержание парафина в нефти Петрухновского месторождения достигает 32%, а плотность нефти на поверхности составляет всего 815 кг/м 3. Добыча высокопарафинистой нефти Петрухновского месторождения осложняется интенсивным выпадением асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) в насоснокомпрессорных трубах и выкидных линиях, особенно в холодное время года. Результаты динамических исследований тиксотропных свойств нефти Петрухновского месторождения представлены на рисунке 3. Рисунок 3 Графики зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига для нефти Петрухновского месторождения при различных температурах. 11

12 Динамический модуль упругости при сдвиге, Па В пластовых условиях (80ºС) нефть Петрухновского месторождения не является аномальной, однако при снижении температуры в процессе подъема нефти в ней начинают появляться тиксотропные структуры кристаллизационного типа, образованные парафинами. На представленных графиках (рисунок 3) видно, что при температуре 26ºС нефть начинает вести себя как твердое тело, что проявляется в резких колебаниях напряжения сдвига на малых скоростях вращения ротора прибора Rheotest. В отличие от тяжелой нефти Бузбашского месторождения, для изменения реологических параметров данной высокопарафинистой нефти в процессе эксплуатации скважин необходимо использование как теплового воздействия (спуск греющего кабеля), так и применение растворителей типа НЕФРАС 80/120 и др. С целью изучения влияния разработанного в Горном университете реагента-растворителя на вязкую и упругую компоненты вязкости исследуемых аномальных нефтей также были проведены специальные динамические испытания на ротационном вискозиметре Anton Paar. Для проведения экспериментов использовалась тяжелая высоковязкая нефть Бузбашского месторождения, имеющая плотность 952 кг/м 3 и характеризующаяся высоким содержанием асфальтенов 15%. Результаты экспериментов показаны на рисунке 4. 3,0 2,5 а 2,0 1,5 1,0 б 0,5 0, Температура, ºС Рисунок 4 - Графики зависимости динамического модуля упругости нефти Бузбашского месторождения при сдвиге от температуры: а) для чистой нефти; б) для нефти с массовой концентрацией реагента-растворителя 3%. Из приведенных графиков видно, что динамический модуль 12

13 Динамический модуль потерь при сдвиге, Па упругости нефти Бузбашского месторождения, который позволяет оценить упругую компоненту вязкости, при 20ºС в 2,5 с лишним раза меньше у нефти с добавлением реагента-растворителя в концентрации 3%, что говорит о хорошем диспергирующем действии разработанного реагента-растворителя. Таким образом, применение реагента-растворителя позволяет снизить упругую компоненту вязкости более чем в 2 раза. В процессе экспериментальных исследований также оценивалось влияние реагента-растворителя на динамический модуль потерь при сдвиге, что позволяет оценить изменение вязкой компоненты аномальной нефти. Результаты исследований представлены на рисунке б а Температура, ºС Рисунок 5 - Графики зависимости динамического модуля потерь при сдвиге нефти Бузбашского месторождения от температуры: а) для чистой нефти; б) для нефти с 3% массовой концентрацией реагента-растворителя. Из приведенных выше графиков видно, что вязкая компонента у нефти Бузбашского месторождения снижается примерно в 1,6 раза при добавлении реагента-растворителя в концентрации 3% масс. По результатам данного эксперимента можно сделать вывод, что реагент-растворитель также позволяет значительно снизить вязкую компоненту аномальной нефти Бузбашского месторождения. Проведенные динамические испытания однозначно свидетельствуют о том, что добавка разработанного реагентарастворителя значительно снижает как вязкую, так и упругую компоненту вязкости аномальных нефтей. Для оценки эффективности диспергирования разработанного реагента-растворителя были проведены специальные исследования нефти Боровского месторождения. 13

14 Исследования проводились в лаборатории «Повышения нефтеотдачи пластов» Горного университета на установке FLASS. Установка позволяет проводить качественный и количественный анализ с полным описанием условий осаждения асфальтенов и парафинов (давление, температура, морфология, визуализация, изменение структуры и т.д.). Исследования проводились изобарическим методом при давлении 17 атмосфер. Результаты исследований показаны на рисунке 6. Чистая нефть Нефть с добавлением реагента 3% масс. Рисунок 6 - Графики рангового распределения частиц АСПВ в нефти Боровского месторождения до применения реагента-растворителя и после его добавления в нефть в концентрации 3% масс. при 25 и 40ºС. Графики, построенные на основе проведенных экспериментов, свидетельствуют о том, что тепловое воздействие и добавление реагента-растворителя оказывает влияние на распределение частиц асфальтеносмолопарафиновых веществ в нефти. При добавлении реагента-растворителя в высоковязкую нефть происходит диспергирование и растворение крупных асфальтеносмолопарафиновых частиц и увеличивается количество мелких частиц. При этом отмечается, что при низких температурах достигается наибольший эффект от применения растворителя. Однако, при одновременном увеличении температуры и добавлении 14

15 реагента-растворителя мы видим более значительный интегральный эффект, чем только при повышении температуры. Таким образом, исходя из полученных результатов, можно заключить, что разработанный реагент-растворитель является эффективным диспергатором асфальтенов и парафинов. Динамические испытания показали, что использование реагента-растворителя значительно снижает как упругую, так и вязкую компоненту вязкости аномальных нефтей, а, следовательно, будет способствовать увеличению дебитов скважин и суммарных отборов из залежей ВВН. Для оценки действия разработанного реагента-растворителя и установления коэффициента вытеснения нефти на керне, отобранном из трещинно-порового карбонатного коллектора одного из месторождений Самарской области, были проведены специальные фильтрационные эксперименты на установке AutoFlood 700 в лаборатории «Повышения нефтеотдачи пластов» Горного университета. При проведении эксперимента автор руководствовался ОСТ «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях» и др. Для эксперимента были выбраны 2 образца керна диаметром 30 мм и общей длиной 14,75 см. Эксперименты проводились в следующих термобарических условиях: пластовое давление 170 атм., температура 20ºС. Для вытеснения высоковязкой нефти использовалась пластовая вода общей минерализацией 271 г/л. На рисунке 7 приведена принципиальная схема установки. Рисунок 7 - Принципиальная схема установки AutoFlood 700 для проведения экспериментов на керне трещинно-порового карбонатного коллектора. 15

16 Коэффициент вытеснения нефти, % Расход при фильтрации жидкости был установлен 0,05 мл/мин. Проницаемость исследуемого керна по газу была 440 мд. Максимальные значения градиентов давления составили 25 атм/м при вытеснении нефти пластовой водой, а при прокачке реагента-растворителя 76,2 атм/м. После прокачки оторочки реагента-растворителя градиент давления при последующей закачке пластовой воды стабилизировался на уровне 18,6 атм/м. На рисунке 8 представлено изменение зависимости общего коэффициента вытеснения нефти от объема прокачанной воды и оторочки разработанного реагента-растворителя по результатам эксперимента Квыт по воде К выт с оторочкой растворителя Рисунок 8 Изменение общего коэффициента вытеснения высоковязкой нефти при прокачке оторочки реагента-растворителя и воды через образец керна. Из приведенного рисунка видно, что коэффициент вытеснения высоковязкой нефти увеличивается с 36% до 95% при прокачке через образец керна воды и оторочки реагента-растворителя. Таким образом, использование оторочки реагента-растворителя позволяет значительно повысить коэффициент вытеснения высоковязкой нефти из трещинно-порового карбонатного коллектора. В четвертой главе представлена разработанная комплексная технология обработки призабойной зоны пластов, содержащих высоковязкую нефть. Применение разработанного реагента-растворителя в предлагаемой технологии позволит значительно повысить эффективность пароциклической обработки призабойной зоны пласта, которая показала высокую результативность на Усинском и 16 95

17 других месторождениях ВВН, связанных со сложными поровокаверно-трещинными карбонатными коллекторами. Пароциклическая обработка призабойной зоны пласта с использованием разработанного реагента-растворителя осуществляется следующим образом. Первоначально производится термогидравлический расчет по выбранной скважине-кандидату с целью определения необходимых темпов и параметров нагнетаемого пара. Перед проведением закачки пара необходимо оценить качество цементного камня за колонной (акустическая и радиометрическая гамма-гамма цементометрия и др.). Затем осуществляется подбор специального оборудования для закачки пара и установка его на скважину. Сначала производят закачку в пласт разработанного реагента-растворителя, регулируя объем закачки на основе имеющихся геолого-физических данных о продуктивном пласте, в расчете не менее 1 м 3 на 1 метр перфорированного интервала. После закачки растворителя скважина выдерживается в течение 2 3 часов и начинают закачку пара. Исходя из промысловой практики, рекомендуемый объем закачки пара в пласт должен быть не менее 10 тонн (а в некоторых случаях и тонн) на 1 метр перфорированной толщины пласта. После закачки пара скважину закрывают и выдерживают для пропитки на срок не менее 3 суток, затем производят отбор нефти с помощью глубиннонасосного оборудования. После снижения дебита ниже предельной величины проводят новый цикл закачки реагентарастворителя и пара. На одной скважине выполняется от 3 до 5 циклов закачки реагента-растворителя и пара. Такое циклическое воздействие на ПЗП с использованием разработанного реагентарастворителя и пара, как показывают результаты лабораторных исследований, позволяет добиться выравнивания фронта охвата пласта тепловым воздействием. Разработанный реагентрастворитель обладает повышенной вязкостью за счет наличия в его составе жирных кислот, что препятствует прорыву пара по высокопроницаемым каналам фильтрации. Лабораторными исследованиями установлено, что ароматический растворитель ксилол, входящий в состав реагента, при температуре около 150ºС начинает испаряться, он активно проникает в мелкие трещины и поры, а также растворяет и диспергирует асфальтены и смолы, очищая призабойную зону пласта. Жирные кислоты, входящие в состав реагента-растворителя, обладают эффективным моющим действием, а также предотвращают образование пены. 17

18 Экспериментально доказано, что разработанный реагентрастворитель уменьшает как вязкую, так и упругую компоненту аномальной нефти, вследствие чего значительно уменьшается градиент давления при ее движении из обрабатываемого пласта в добывающую скважину. Предлагаемый реагент-растворитель обладает гидрофобизирующим действием, о чем свидетельствуют проведенные фильтрационные исследования. Кроме того, предполагается, что действие реагента-растворителя будет продолжаться после снижения температуры высоковязкой нефти и обрабатываемого пласта. Все это, как было отмечено ранее, за счет более эффективного диспергирующего действия реагента при низких температурах будет способствовать увеличению отборов ВВН. Комплексное применение реагента-растворителя и пароциклической обработки призабойной зоны пласта позволит добиться более значительного интегрального эффекта в отличие от раздельного применения циклической обработки пласта паром и закачки растворителей. Основные выводы и рекомендации 1. В ходе экспериментальных исследований впервые было показано, что высоковязкие нефти исследованных месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции обладают сложной тиксотропной структурой, обусловленной наличием в них высокомолекулярных АСПВ, что наряду со сложным трещиннопоровым коллектором значительно осложняет разработку этих месторождений и требует применения не только теплового воздействия, но и использования растворителей. 2. Выполнен анализ всех выпускаемых в промышленном масштабе реагентов-растворителей, отмечены их преимущества и недостатки. Показано, что ряд растворителей (например, НЕФРАС 80/120 и др.) содержат в своем составе небольшое количество ароматических углеводородов и характеризуется высоким содержанием веществ, высаживающих асфальтены из нефти, что может привести к снижению проницаемости призабойной зоны пласта и уменьшению дебита скважины. Выпускаемые растворители с высоким содержанием ароматических углеводородов, такие как НЕФРАС 130/150 и др. способны эффективно растворять асфальтены, но они отличаются пониженной вязкостью, поэтому быстро порываются по трещинам в процессе закачки их в 18

19 продуктивные пласты и характеризуется низким охватом. 3. Разработанный в Национальном минерально-сырьевом университете «Горный» реагент-растворитель на основе жирных кислот и ксилола показал высокую эффективность в лабораторных условиях на образцах представительного керна, отобранного из трещинно-поровых коллекторов. Отмечена высокая вытесняющая способность разработанного реагента, его влияние на тиксотропные свойства нефти, вязкость и напряжение сдвига, а также на упругую и вязкую компоненту вязкости аномальных нефтей. Установлено, что при закачке разработанного реагента-растворителя уменьшается градиент давления при движении высоковязкой нефти в обрабатываемом пласте-коллекторе. Согласно проведенным PVT и реологическим исследованиям, разработанный реагент-растворитель обладает высокой диспергирующей способностью по отношению к частицам АСПВ в аномальных нефтях. 4. Разработана и предложена к практической реализации технология циклической обработки призабойной зоны пласта реагентом-растворителем и паром в трещинно-поровых коллекторах, содержащих высоковязкие нефти. На основе лабораторных исследований обоснованы объемы закачки реагентарастворителя и пара, время пропитки, а также необходимая длительность циклов обработки и их количество. Наиболее значимые публикации по теме диссертации 1. Рощин П.В. Исследование реологических свойств высоковязких и высокопарафинистых нефтей месторождений Самарской области [Текст]./ П.В. Рощин, А.В. Петухов, Л.К. Васкес Карденас, А.Д. Назаров, Л.Н. Хромых //Нефтегазовая геология. Теория и практика Т Рощин П.В. Исследование реологических свойств и особенностей фильтрации высоковязких нефтей месторождений Самарской области [Текст] / А.М. Зиновьев, В.А. Ольховская, В.В. Коновалов, Д.В. Мардашов, Д.С. Тананыхин, П.В. Рощин // Вестник СамГТУ. Серия «Технические науки» (38). с Roschin P.V. Experimental Investigation of Heavy Oil Recovery From Fractured-Porous Carbonate Core Samples by Secondary Surfactant-Added Injection [Текст]. // P.V. Roschin, L.C. Vasquez Cardenas, A.V. Petukhov, A.I. Mikheyev. Society of Petroleum Engineers - SPE Heavy Oil Conference Canada , pp

20 4. Roschin P.V. Origins and Integrated Exploration of Sweet Spots in Carbonate and Shale Oil-Gas Bearing Reservoirs of the Timan-Pechora Basin [Текст]. A.V. Petukhov, A.I. Kuklin, A.A. Petukhov, L.C. Vasquez Cardenas, P.V. Roschin. SPE/EAGE European Unconventional Resources Conference and Exhibition, February, Vienna, Austria. https://www.onepetro.org/conference-paper/spe ms Рощин П.В. Лабораторные исследования использования реагента-растворителя «А» для повышения эффективности добычи тяжелой высоковязкой нефти Демидовского месторождения в Оренбургской области [Текст]. П.В. Рощин, А.В. Петухов, Д.В. Мардашов, Л.К. Васкес Карденас, В.В. Игнатьев, Р.М. Таранин Журнал «Нефть. Газ. Промышленность». 49. с

docplayer.ru

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ РЕАГЕНТА-РАСТВОРИТЕЛЯ НА СТРЕЛОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ | Опубликовать статью РИНЦ

Зиновьев А.М.1, Бормонтов А.А.2, Рощин П.В.3, Литвин В.Т.4, Рязанов А.А.5

1Кандидат технических наук, Самарский государственный технический университет, г. Самара, 2ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта», г. Самара, 3ORCID: 0000-0002-8914-6131, кандидат технических наук, ООО «Акрибия Лаб», г. Самара, 4кандидат технических наук, ООО «Акрибия Лаб», г. Самара, 5АО «РИТЭК»

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ РЕАГЕНТА-РАСТВОРИТЕЛЯ НА СТРЕЛОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Аннотация

В работе представлены результаты проведенных лабораторных и промысловых испытаний специально подобранного реагента-растворителя для борьбы с осложнениями при добыче высоковязкой нефти Стреловского месторождения. Выполнен анализ возникающих проблем при подъеме скважинной жидкости электроцентробежным насосом, поставлены задачи для их решения путем разработки промысловой химии. Проведены лабораторные исследования реологических свойств устьевой пробы высоковязкой нефти, изучен химический состав. На основе полученной информации подобран наиболее эффективный реагент-растворитель для понижения вязкости добываемой продукции. Проведены опытно-промышленные испытания, выполнен анализ результатов и определены дальнейшие направления совершенствования состава.

Ключевые слова: высоковязкая нефть, растворитель, вязкость, добыча, электроцентробежный насос.

Zinoviev A.M.1, Bormontov A.A.2, Roshchin P.V.3, Litvin V.T.4, Ryazanov A.A.5

1PhD in Engineering, Samara State Technical University, Samara, 2Chamber of Commerce and Industry “RITEK-Samara-Nafta”, Samara, 3ORCID: 0000-0002-8914-6131, PhD in Engineering, “Acribia Lab” LLC, Samara, 4PhD in Engineering, “Acribia Lab” LLC, Samara, 5JSC “RITEK”

ANALYSIS OF THE RESULTS OF EXPERIMENTAL INDUSTRIAL TESTS OF THE SOLVENT REAGENT AT THE STRELOVSKOE DEPOSIT OF HIGH-TYPE OIL

Abstract

The paper presents the results of laboratory and field trials of a specially selected solvent reagent to combat the complications in the production of high-viscosity oil from the Strelovskoe deposit. The analysis of arising problems at rise of a borehole liquid by the electric centrifugal pump is executed; goals for their decision by development of field chemistry are put. Laboratory investigations of the rheological properties of the wellhead sample of high-viscosity oil have been carried out; the chemical composition has been studied. On the basis of the obtained information, the most effective solvent reagent is chosen to reduce the viscosity of the produced products. Pilot-industrial tests were carried out, the analysis of the results was carried out and further directions for improving the composition were determined.

Keywords: high viscosity oil, solvent, viscosity, extraction, electric centrifugal pump.

На сегодняшний день в старых нефтегазоносных провинциях происходит стремительное истощение запасов легких маловязких нефтей, что вынуждает недропользователей вводить в разработку месторождения с нетрадиционными и трудноизвлекаемыми запасами углеводородов. К ним относят высоковязкие нефти (ВВН) и нефти низкопроницаемых коллекторов. Развитая инфраструктура, наличие квалифицированных кадров в нефтедобывающих регионах позволяют вводить в разработку все более сложные объекты [11, С. 5], [12, С. 234], [13, С. 7], [14, С. 5], [15, С. 25], [16, С. 14]. Тяжелые высоковязкие нефти и природные битумы составляют значительную долю от общих геологических запасов углеводородного сырья. По данным ФГУП «ВНИГРИ», доля тяжелых нефтей в запасах Европейской части России увеличилась с 25 до 29% [1, С. 2]. При этом большая часть запасов категории АВС1 находится в регионах Урало-Поволжской нефтегазоносной провинции. Суммарные запасы высоковязких нефтей возросли более чем на 300 млн. тонн, а суммарная добыча возросла более чем на 3 млн. тонн [1, С. 6].  Самарская область обладает значительными запасами высоковязких нефтей (ВВН) и природных битумов. Согласно информации, представленной ФГУП «ВНИГРИ» (2011 год), запасы тяжелых нефтей в Самарской области составляют 7% от всех запасов регионов европейской части России. При этом Самарская область увеличила объем запасов почти в 2 раза с 2006 года. В связи с этим актуальной задачей является повышение эффективности разработки месторождений высоковязкой нефти.

Месторождения ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» на севере Самарской области в большинстве своем представлены месторождениями с высоковязкой нефтью. По данным различных исследователей, динамическая вязкость ВВН Самарской области может достигать сотен и десятков тысяч мПа·с [2, С. 34], [3, С. 100], [4, С. 43], [5, С. 10], [6, С. 53], [8, С.117]. Добыча и транспортировка таких нефтей осложняется рядом факторов [7, С. 68], [8, С. 117]. Высокая вязкость продукции создает значительные перепады давлений как в самом продуктивном пласте, так и при транспортировке ВВН по промысловым трубопроводам, а наличие смол и асфальтенов в дегазированной продукции скважин увеличивает риск образования стойких водонефтяных эмульсий. В процессе подъема флюида на дневную поверхность происходит активная дегазация продукции с нарушением фазового равновесия в нефтяной дисперсной системе, что приводит к образованию твердых органических отложений в насосно-компрессорных трубах, промысловых трубопроводах и в аппаратуре подготовки нефти, газа и воды [10, С. 75]. Кроме того, рядом специалистов отмечено неньютоновское поведение ВВН ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» (месторождения Свободное, Стреловское, Юганское, Авралинское, Булатовское и др.) [6, С. 50]. Проведенные исследования доказывают, что нефть, находящаяся в покое длительное время, способна к формированию коагуляционных и коагуляционно-кристаллизационных структур в продуктивном пласте и на забое добывающей скважины, что проявляется в наличии тиксотропных свойств и существенном росте напряжения сдвига разрушения тиксотропной структуры и вязкости, что отмечено в ряде опубликованных работ [6, С. 35].

Вышеперечисленные эффекты приводят к осложнениям при запуске добывающих скважин и необходимости создавать значительный перепад давления в системе «пласт – скважина» для обеспечения притока нефти. Осложнения при добыче ВВН происходят не только в продуктивном пласте, но и существенно отражаются на режиме работы оборудования для добычи. Для повышения эффективности работы механизированного фонда скважин на таких объектах применяют физические и химические способы борьбы с осложнениями. К химическим относится применение растворителей, деэмульгаторов, ингибиторов асфальтеносмолопарафиновых отложений и др. [9, С. 165]. К физическим способам относят применение греющих кабелей, скребков, пропаривание и промывка скважин и другие методы удаления отложений с насосного оборудования и внутренней поверхности насосно-компрессорных труб и промысловых трубопроводов.

Целью данной работы является оценка возможности применения реагентов-растворителей при добыче высоковязких нефтей и природных битумов на примере проведенных опытно-промышленных испытаний разработанного ООО «Акрибия Лаб» реагента-растворителя. Испытания проведены совместно ООО «Акрибия Лаб» и ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» в июне 2017 года.

Основные задачи проведения испытаний были следующими: снижение вязкости ВВН, отсутствие роста давления в выкидной линии от скважины до замерной установки, снижение линейного давления выкидной линии относительно показателей до начала испытаний, обеспечение бесперебойной работы установки электрического центробежного насоса.

Нефть скважины №5 Стреловского месторождения (пласт Б2) обладает аномально высокой вязкостью, что вызывает резкий рост линейного давления в выкидной линии и приводит к работе скважины в периодическом режиме и негативно отражается на показателях добычи. Газовый фактор незначительный, при однократном разгазировании 5 – 7 м3/тонну, плотность нефти при 20°С составляет 0,960 г/см3, содержание серы – 4% масс., смол – 10,5%, асфальтенов – 6,5%, парафинов – 4,3%. Пластовая температура 26 °С. Измеренная динамическая вязкость пробы нефти в пластовых условиях составила 597,6 мПа·с. Реологические исследования сырой дегазированной пробы нефти, проведенные ООО «Акрибия Лаб», показали значение динамической вязкости 8511,2 мПа·с при 20 °С и 3973,4 мПа·с при 30 С.

Диаметр выкидного трубопровода составляет 114 мм, однако этого может быть недостаточно ввиду замешивания высоковязкой эмульсии в трубе, поскольку давление в линии может составлять от 59 атм и до резкого повышения до 400 атм. При проведении гидравлического расчета на диаметр 159 или 168 мм давление существенно снижается до 5 атм. Также стоит отметить возможность образования органических отложений, особенно в холодное время года, что может приводить к уменьшению реального проходного сечения трубопровода.

Реагент-растворитель «Акрис» был разработан для применения его при добыче и транспортировке высоковязких нефтей и природных битумов с целью снижения вязкости, борьбы с проявлением тиксотропных свойств нефти. В состав реагента входят ароматические растворители и поверхностно-активные вещества, позволяющие эффективно снижать вязкость нефти за счет растворения смол и асфальтенов.

Опытно-промышленные испытания проводились на скважине №5 Стреловского месторождения, оборудованной установкой дозирования химических реагентов на прием электроцентробежного насоса. Скважина также оборудована системой телеметрии, позволяющей отслеживать параметры работы. Дозирование реагента производилось в объеме 2% от суточной добычи скважины по нефти. Испытания проводились с привлечением финансирования, полученного при участии компании ООО «Акрибия Лаб» в Конкурсе инновационных проектов «Формула успеха».

01-02-2018 15-14-14

Рис. 1 – Схема подачи реагента на прием УЭЦН: 1 – Дозирующая установка; 2 – наземный трубопровод; 3 – устройство ввода через боковой отвод фонтанной арматуры типа АФК; 4 -устройство ввода через кабельный ввод фонтанной арматуры типа АФК; 5 -питающий кабель УЭЦН; 6 – скважинный капиллярный трубопровод; 7 – клапан-распылитель

 

В таблице 1 представлены результаты изучения реологических свойств нефти. Отбор устьевых проб проводился 2 раза в сутки с обязательным присутствием специалистов компаний ТПП «РИТЭК-Самара-Нафта» и ООО «Акрибия Лаб».

Таблица 1 – Результаты изучения устьевых проб высоковязкой нефти, отобранных при ОПИ

№ пробы Динамическая вязкость, мПа·с Кратность снижения вязкости нефти по сравнению с сырой, раз
20°С 30°С 20°С 30°С
Сырая нефть 8511,2 3973,4 1 1
2 346,85 216,16 24,54 18,38
3 2356,6 942,06 3,61 4,22
4 2088,4 1132,3 4,08 3,51
5 3815,3 1641,1 2,23 2,42
6 3999,6 2026,1 2,13 1,96
7 3218,1 1430,9 2,64 2,78
8 2046,2 1139,9 4,16 3,49
9 3062,8 1389,5 2,78 2,86

 

Как видно из таблицы, представительными по данному испытанию возможно считать пробы 3 – 9. Установленное среднее значение вязкости нефти при дозировании реагента: 2941 мПа·с при 20 °С и 1985,9 мПа·с при 30 °С. В среднем реагент-растворитель «Акрис» обеспечил снижение вязкости в 3 раза по сравнению с сырой нефтью как при 20 °С, так и при 30 °С. Наилучшим показателем из представительных проб при 20 °С возможно считать снижение вязкости нефти в 4,16 раза по сравнению с сырой нефтью, наихудшим – в 2,13 раза. При 30 °С лучшим результатом возможно считать снижение вязкости нефти в 4,22 раза, наихудшим – в 1,96 раза. На рисунке 2 представлен график зависимости динамической вязкости проб нефти от времени отбора.

01-02-2018 15-16-28

Рис. 2 – Динамическая вязкость изученных проб нефти, отобранных на устье добывающей скважины

 

Однако, в процессе испытаний скважина периодически останавливалась по причине роста давления в выкидной линии, что может быть связано с наличием органических отложений на стенках выкидной линии, это уменьшило эффективный диаметр трубопровода. Ввиду этого не удалось обеспечить условия снижения давления в выкидной линии и, соответственно, бесперебойную работу центробежного насоса. Инженерами ООО «Акрибия Лаб» были сделаны выводы о необходимости заблаговременного заполнения, выдерживания и промывки выкидной линии реагентом-растворителем по согласованию с компанией-оператором. Данный опыт будет принят во внимание при проведении аналогичных мероприятий на скважинах, вскрывших пласты высоковязкой нефти и природного битума. До проведения испытаний выкидная линия была промыта легкой маловязкой нефтью, однако, по-видимому, она обладает слабыми растворяющими и моющими свойствами по отношению к органическим отложениям на стенках промыслового трубопровода.

На основе анализа данных проведенных промысловых работ возможно сделать следующие выводы:

  1. Применение реагентов-растворителей в процессе добычи и транспортировки высоковязкой нефти является целесообразным. При этом, в отличие от тепловых методов, зона влияния не является локальной, то есть реагент-растворитель изменяет реологические свойства высоковязкой нефти на всем пути ее движения по системе добычи, сбора и подготовки продукции.
  2. Разработанный реагент-растворитель показал высокую эффективность как в лабораторных условиях, так и при опытно-промышленных испытаниях на скважине Стреловского месторождения, что дает возможность рекомендовать его к применению на данном объекте.
  3. По итогам испытаний выявлена необходимость качественной промывки выкидной линии для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений.
  4. Необходимо продолжать поиск и разработку качественных относительно дешевых и эффективных реагентов-растворителей для повышения эффективности добычи высоковязкой нефти и природного битума.

Специалисты компании ООО «Акрибия Лаб» выражают глубокую признательность руководству и специалистам компании АО «РИТЭК» за возможность совместной продуктивной работы.

Список литературы / References

  1. Макаревич В.Н. Ресурсный потенциал месторождений тяжелых нефтей европейской части Российской Федерации/В.Н. Макаревич,Н.И. Искрицкая, С.А. Богословский//Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – Т. 7. – № 3. – URL: http://www.ngtp.ru/rub/6/43_2012.pdf (дата обращения: 01.10.2017).
  2. Зиновьев А.М. Экспериментальные исследования реологически сложной нефти месторождений Самарской области (Россия)/А.М. Зиновьев, В.А. Ольховская, И.В. Ильин//Нефтепромысловое дело.– 2017. – № 2. – С. 31–38.
  3. Ольховская В. А. Подземная гидромеханика. Фильтрация неньютоновской нефти. – 2011.
  4. Зиновьев А.М. Обоснование аналитической модели псевдоустановившегося притока нелинейно вязкопластичной нефти к вертикальной скважине/А.М. Зиновьев, В.А. Ольховская, А.А. Ковалев//Вестник ЦКР Роснедра. – 2013. – № 2. – С. 40–45.
  5. Зиновьев А.М. Проектирование систем разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием модели неньютоновского течения и результатов исследования скважин на приток/А.М. Зиновьев, В.А. Ольховская, Н.М. Максимкина и др.//Нефтепромысловое дело. – 2013. – № 1. – С. 5–14.
  6. Зиновьев А.М. Обоснование режима эксплуатации залежей высоковязкой нефти с использованием модели неньютоновского течения и результатов промыслово-гидродинамических исследований. диссертация … кандидата технических наук: 25.00.17 / минерально-сырьевой ун-т “Горный”. Самара, – 2013.
  7. Стручков И.А. Обоснование технологии предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах с использованием поверхностно-активных веществ. диссертация … кандидата технических наук: 25.00.17 / минерально-сырьевой ун-т “Горный”. Самара, – 2016
  8. Фарманзаде А.Р. Исследование реологических свойств высоковязкой нефти Печерского месторождения/А.Р. Фарманзаде, Н.А. Карпунин, Н.А. Хромых и др.//Международный научно-исследовательский журнал. – 2016. – № 3–2 (45). – С. 116–119.
  9. Хромых Л.Н. Обзор применения растворителей в процессе добычи высоковязкой нефти и природного битума/Л.Н. Хромых, А.Т. Литвин, А.В. Никитин//Международный научно-исследовательский журнал. – 2016. – № 7–4 (49). – С. 163–167.
  10. Никитин М.Н. Изучение реологических свойств тяжелой высоковязкой нефти Ярегского месторождения/М.Н. Никитин, П.Д. Гладков, А.В. Колонских и др.//Записки Горного института. – 2012. – Т. 195. – С. 73–77.
  11. Butler R. M. et al. A new process (VAPEX) for recovering heavy oils using hot water and hydrocarbon vapour // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1991. – V. 30. – №. 01.
  12. Das S. K. et al. Vapex: An efficient process for the recovery of heavy oil and bitumen //SPE journal. – 1998. – V. 3. – №. 03. – P. 232-237.
  13. Butler R. M. et al. Improved recovery of heavy oil by VAPEX with widely spaced horizontal injectors and producers // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2000. – V. 39. – №. 01.
  14. Das S. K. et al. Effect of asphaltene deposition on the Vapex process: A preliminary investigation using a Hele-Shaw cell //Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1994. – V. 33. – №. 06.
  15. Ivory J. et al. Investigation of cyclic solvent injection process for heavy oil recovery //Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2010. – V. 49. – №. 09. – P. 22-33.
  16. Nasr T. N. et al. New hybrid steam-solvent processes for the recovery of heavy oil and bitumen //Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. – Society of Petroleum Engineers, 2006.

Список литературы на английском языке / References in English

  1. Makarevich V.N. Resursnyj potencial mestorozhdenij tjazhelyh neftej evropejskoj chasti Rossijskoj Federacii [Resource potential of heavy oil deposits in the European part of the Russian Federation] / V.N. Makarevich, N.I. Iskrickaja, S.A. Bogoslovskij // Neftegazovaja geologija. Teorija i praktika [Oil and Gas Geology. Theory and practice]. – 2012. – T. 7. – № 3. – URL: http://www.ngtp.ru/rub/6/43_2012.pdf (accessed: 01.10.2017). [in Russian]
  2. Zinov’ev A.M. Jeksperimental’nye issledovanija reologicheski slozhnoj nefti mestorozhdenij Samarskoj oblasti (Rossija) [Experimental researches of rheologically complex oil of deposits of the Samara area (Russia)] / A.M. Zinov’ev, V.A. Ol’hovskaja, I.V. Il’in // Neftepromyslovoe delo [Oilfield business]. – 2017. – № 2. – P. 31–38. [in Russian]
  3. Ol’hovskaja V.A. Podzemnaja gidromehanika. Fil’tracija nen’jutonovskoj nefti [Underground hydromechanics. Filtering of non-Newtonian oil]. – 2011. [in Russian]
  4. Zinov’ev A.M. Obosnovanie analiticheskoj modeli psevdoustanovivshegosja pritoka nelinejno vjazkoplastichnoj nefti k vertikal’noj skvazhine [Substantiation of the analytical model of a pseudo-steady inflow of nonlinear viscoplastic oil to a vertical well] / A.M. Zinov’ev, V.A. Ol’hovskaja, A.A. Kovalev // Vestnik CKR Rosnedra [Bulletin of the Central Committee of Rosnedra]. – 2013. – № 2. – P. 40–45. [in Russian]
  5. Zinov’ev A.M. Proektirovanie sistem razrabotki mestorozhdenij vysokovjazkoj nefti s ispol’zovaniem modeli nen’jutonovskogo techenija i rezul’tatov issledovanija skvazhin na pritok [Designing of systems for the development of high-viscosity oil fields using the non-Newtonian flow model and the results of the investigation of wells for inflow] / A.M. Zinov’ev, V.A. Ol’hovskaja, N.M. Maksimkina i dr. // Neftepromyslovoe delo [Oilfield business]. – 2013. – № 1. – P. 5–14. [in Russian]
  6. Zinov’ev A.M. Obosnovanie rezhima jekspluatacii zalezhej vysokovjazkoj nefti s ispol’zovaniem modeli nen’jutonovskogo techenija i rezul’tatov promyslovo-gidrodinamicheskih issledovanij [Justification of the regime for the exploitation of high-viscosity oil deposits using the non-Newtonian flow model and the results of field-hydrodynamic studies]. dis … of PhD in Engineering: 25.00.17 / mineral’no-syr’evoj un-t “Gornyj”. Samara, – 2013. [in Russian]
  7. Struchkov I.A. Obosnovanie tehnologii predotvrashhenija obrazovanija asfal’tosmoloparafinovyh otlozhenij v skvazhinah s ispol’zovaniem poverhnostno-aktivnyh veshhestv [Substantiation of the technology for preventing the formation of asphalt-resin-paraffin deposits in wells using surfactants]. dis … of PhD in Engineering: 25.00.17 / mineral’no-syr’evoj un-t “Gornyj”. Samara, – 2016. [in Russian]
  8. Farmanzade A.R. Issledovanie reologicheskih svojstv vysokovjazkoj nefti Pecherskogo mestorozhdenija [Investigation of the rheological properties of high-viscosity oil from the Pechersk deposit] / A.R. Farmanzade, N.A. Karpunin, N.A. Hromyh i dr. // Mezhdunarodnyj nauchno-issledovatel’skij zhurnal [International Scientific and Research Journal]. – 2016. – № 3–2 (45). – P. 116–119. [in Russian]
  9. Hromyh L.N. Obzor primenenija rastvoritelej v processe dobychi vysokovjazkoj nefti i prirodnogo bituma [Review of the use of solvents in the extraction of high-viscosity oil and natural bitumen] / L.N. Hromyh, A.T. Litvin, A.V. Nikitin // Mezhdunarodnyj nauchno-issledovatel’skij zhurnal [International Scientific and Research Journal]. – 2016. – № 7–4 (49). – P. 163–167. [in Russian]
  10. Nikitin M.N. Izuchenie reologicheskih svojstv tjazheloj vysokovjazkoj nefti Jaregskogo mestorozhdenija [Study of rheological properties of heavy high-viscosity oil of the Yaregskoe deposit] / M.N. Nikitin, P.D. Gladkov, A.V. Kolonskih i dr. // Zapiski Gornogo instituta [Notes of the Mining Institute]. – 2012. – T. 195. – P. 73–77. [in Russian]
  11. Butler R. M. et al. A new process (VAPEX) for recovering heavy oils using hot water and hydrocarbon vapour // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1991. – V. 30. – №. 01.
  12. Das S.K. et al. Vapex: An efficient process for the recovery of heavy oil and bitumen // SPE journal. – 1998. – V. 3. – №. 03. – P. 232-237.
  13. Butler R.M. et al. Improved recovery of heavy oil by VAPEX with widely spaced horizontal injectors and producers // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2000. – V. 39. – №. 01.
  14. Das S.K. et al. Effect of asphaltene deposition on the Vapex process: A preliminary investigation using a Hele-Shaw cell // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1994. – V. 33. – №. 06.
  15. Ivory J. et al. Investigation of cyclic solvent injection process for heavy oil recovery // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2010. – V. 49. – №. 09. – P. 22–33.
  16. Nasr T. N. et al. New hybrid steam-solvent processes for the recovery of heavy oil and bitumen //Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference. – Society of Petroleum Engineers, 2006.

research-journal.org

THE REVIEW OF THE USE OF SOLVENTS IN THE PRODUCTION OF HEAVY OIL AND NATURAL BITUMEN | Submit scientific paper, scientific publications, International Research Journal

Хромых Л.Н.1, Литвин А.Т.2, Никитин А.В.2

1Доцент, 2Студент, Самарский государственный технический университет

ОБЗОР ПРИМЕНЕНИЯ РАСТВОРИТЕЛЕЙ В ПРОЦЕССЕ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ И ПРИРОДНОГО БИТУМА

Аннотация

В статье представлен обзор современных технологий применения реагентов-растворителей при добыче высоковязкой нефти и природного битума. Приведены примеры современных российских технологий и зарубежный опыт. Приводятся примеры использования реагентов-растворителей как составляющей технологий добычи нефти в таких процессах как VAPEX, циклическая обработка призабойных зон пласта паром и растворителем, так и для борьбы с отложения асфальтенов, смол и парафинов при подъеме продукции скважин на дневную поверхность и дальнейшей транспортировки нефти. Также в работе приведены критерии подбора реагентов-растворителей для промышленного внедрения.

Ключевые слова: высоковязкая нефть, битум, реологические свойства, растворитель.

Khromykh L.N.1, Litvin A.T. 2, Nikitin A.V. 2

1Associate professor, 2Student, Samara State Technical University

THE REVIEW OF THE USE OF SOLVENTS IN THE PRODUCTION OF HEAVY OIL AND NATURAL BITUMEN

Abstract

There is the review of modern technologies of reagents-solvents utilization in heavy oil and natural bitumen production presented in this paper. Some field cases of current Russian and foreign technologies have been presented in this paper. A lot of examples of using of reagents-solvents, as a component of oil production technologies in such processes as VAPEX, cyclic steam and solvent well stimulation presented in this work. Reagents-solvents also can be used to prevention` the deposits of asphaltenes, resins and waxes during the production process and further oil transportation. Also in the paper contains criteria for selection of reagents-solvents for industrial implementation.

Keywords: heavy oil, bitumen, rheological properties, solvent.

В настоящее время в старых нефтедобывающих провинциях остро стоит вопрос добычи высоковязкой нефти (ВВН) и природного битума (ПБ) в условиях необходимости поддержания текущего уровня добычи. На сегодняшний день различными исследователями и специалистами ведутся работы по изучению реологических свойств высоковязких нефтей, их компонентного состава для обоснования высокоэффективных технологий повышения нефтеотдачи пластов и эксплуатации скважин на таких сложных объектах разработки [6, 7, 9, 13, 15].

В ряде работ указывается зависимость реологических свойств ВВН от температуры. Однако, не всегда возможно повышать температуру продуктивного пласта или хотя бы призабойной зоны до высоких значений, при которых проявление нефтью неньютоновских свойств практически исчезает. Согласно промысловому опыту, наиболее эффективным термическим воздействием на продуктивные пласты является закачка перегретого пара [1]. Закачка теплой воды практически не оказывает влияния на коэффициент вытеснения. На рисунке 1 представлена зависимость вязкости ВВН Печерского месторождения от температуры.

22-06-2016 16-38-42

Рисунок 1 – Зависимость динамической вязкости высоковязкой нефти Печерского месторождения Самарской области от температуры [26]

В Канаде весьма активно применяются технологии, связанные с регулированием реологических свойств ВВН и ПБ путем закачки различных реагентов-растворителей в продуктивные пласты [17, 18, 21, 22]. Широко известен метод VAPEX, разработанный и запатентованный в Канаде Igor J. Mokrys (патент Канады № 2,243,105, получен 13 ноября 2001 года) [19].

Технология позволяет добывать высоковязкую нефть путем закачки специального растворителя в продуктивный пласт и извлечение продукции с существенно пониженной вязкостью. В Российской Федерации выпускается большое количество реагентов-растворителей на углеводородной основе, достаточно хорошо изучены их физические свойства и влияние на реологию нефтей [8, 12, 23].

22-06-2016 16-39-37

Рисунок 2 – Процесс добычи нефти путем закачки растворителя в продуктивный пласт VAPEX с сайта http://vapextechnologies.com/ (Igor Mokrys, 2007)

 

Ввиду высокого содержание асфальтенов и смол в высоковязких нефтях, рационально закачивать в пласт и проводить обработки призабойной зоны пласта растворителями на ароматической основе [8, 12, 23]. Автор работы [3] выделяет следующие критерии по отношению к растворителям, применяемым в процессах повышения нефтеотдачи: изученность реагента; влияние реагента на конечную продукцию добывающих скважин; экологичность реагента; эффективность действия; технологические свойства; затраты на использование. К этому списку возможно добавить также и пункт «возможность отделения растворителя от продукции скважин на месторождении», так как стоимость углеводородных компонентов весьма высока, а низкая текущая цена на нефть не предусматривает значительное увеличение затрат на добычу. Также перспективным направлением является использование вязких растворителей для возможности их применения на трещиноватых коллекторах или высокопроницаемых песчаниках в комплексе с закачкой пара или без нее [4]. В качестве растворителей возможно использовать и углеводородные газы, однако в некоторых случаях это может приводить к выпадению асфальтенов непосредственно в пласте, что может приводить к снижению абсолютной проницаемости продуктивного пласта. Стоит отметить, что обратный процесс растворения асфальтенов в углеводородной смеси весьма трудоемок поэтому к применению таких методов стоит подходить после предварительно проведенных PVT-исследований на установках, позволяющих проводить визуальное наблюдение за процессами коагуляции и растворения асфальтенов, смол и парафинов. При этом возможно подобрать оптимальную концентрацию растворителя для воздействия на пласт. При этом растворители могут быть эффективны как на терригенных коллекторах, так и на карбонатных.

По мнению автора, высокий интерес представляет совершенствование реагентной базы для повышения эффективности эксплуатации месторождений высоковязкой нефти, в частности, в Урало-Поволжье. Кроме поиска наиболее оптимальных растворителей, необходимо уделять внимание и поверхностно-активным веществам, используемым в процессе комплексной обработки призабойной зоны пласта растворителем и паром (термохимическое воздействие). Возможно, что добавление ПАВ к растворителям (например, нефтерастворимых гидрофобизаторов) может изменить фазовые проницаемости при фильтрации нефти и воды в пользу нефти. Вторым этапом стоит продолжать работы в направлении поиска решений, повышающих вязкость растворителей, чтобы добиться оптимального соотношения вязкостей «растворитель – нефть» при термическом воздействии на продуктивный пласт. Особенно актуально это может быть для высокопроницаемых пластов и карбонатных трещиноватых, кавернозных коллекторов. Хорошим примером в этом случае может являться Бузбашское месторождение высоковязкой нефти Самарской области. На данном месторождении широко развита трещиноватость и отмечается наличие каверн большого диаметра, наблюдаемых визуально (до 8 см, по данным П. Рощина, В. Грачева). В данных кавернах наблюдается кальцит в кристаллах по внутренней поверхности каверны, с твердым битумом между зернами. При вскрытии таких каверн в ходе разработки месторождения с целью добычи природного камня (известняков, доломитов) битум и высоковязкая нефть могут возгораться. Реологические свойства нефти месторождения Бузбаш представлены в статье, посвященной изучению реологических свойств нефтей месторождений Самарской области [2]. Ввиду наличия столь сложной системы пустотного пространства «поры – трещины – каверны», будет рациональным использование для разработки данного месторождения комплексного воздействия на призабойную зону пласта растворителем и паром.

Кроме закачки в продуктивный пласт для повышения нефтеотдачи или обработки призабойной зоны пласта, реагенты-растворители могут использоваться в промысловых работах по борьбе с отложением асфальтенов, смол и парафинов в призабойной зоне пласта добывающей скважины и в насосно-компрессорных трубах [5]. При этом необходимо производить грамотный подбор реагента-растворителя с учетом состава отложений и последующего определения их типа [2, 10, 25]. Вопросу борьбы с такими отложениями посвящен ряд работ [11, 14, 24].

Таким образом, на основе анализа литературы, возможно сделать следующие выводы:

  1. Применение растворителей в процессе добычи высоковязких нефтей возможно в различных вариантах, однако при этом основным критерием будет являться стоимость реагента. При этом возможно использование отходов нефтепереработки для удешевления компонентов смеси.
  2. Растворитель не должен приводить к выпадению асфальтенов, смол и парафинов в продуктивном пласте и при транспортировке нефти по промысловым трубопроводам. Для этого необходимо проводить реологические и PVT-исследования. Особое внимание стоит уделять моделированию пластовых условий при проведении экспериментов, транспортировке и подготовке пластовых проб, PVT-условиям. Современные вискозиметры и реометры способны максимально точно моделировать условия проведения эксперимента с нефтью.
  3. Необходимо проводить дальнейшие исследования для создания новых видов углеводородных растворителей, возможно, на основе отходов нефтеперерабатывающих заводов и химических комбинатов.

Литература

  1. Рузин Л.М. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов / Л.М. Рузин, И.Ф. Чупров; Под ред. Н.Д. Цхадая. Ухта, 2007. 244 с.
  2. Рощин П.В., Петухов А.В., Васкес Карденас Л.К., Назаров А.Д., Хромых Л.Н. Исследование реологических свойств высоковязких и высокопарафинистых нефтей месторождений Самарской области. Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2013. Т. 8. № 1. С. 12.
  3. Рощин П.В. Обоснование комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами: дис. канд. техн. наук. -СПб., 2014. -112 с.
  4. Roschin P. V. et al. Experimental investigation of heavy oil recovery from fractured-porous carbonate core samples by secondary surfactant-added injection//SPE Heavy Oil Conference-Canada. -Society of Petroleum Engineers, 2013.
  5. Литвин В.Т., Рощин П.В. Изучение влияния растворителя «Нефрас С2-80/120» на реологические свойства парафинистой высоковязкой нефти Петрухновского месторождения//Материалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института. -2013. -Т.1. -№ 1. -С. 127-130.
  6. Зиновьев А.М., Ольховская В.А., Коновалов В.В., Мардашов Д.В., Тананыхин Д.С., Рощин П.В. Исследование реологических свойств и особенностей фильтрации высоковязких нефтей месторождений Самарской области//Вестник СамГТУ -2013. -Т.2. -№38 -С.197-205.
  7. Зиновьев А.М., Ковалев А.А., Максимкина Н.М., Ольховская В.А., Рощин П.В., Мардашов Д.В. Обоснование режима разработки залежи аномально вязкой нефти на основе комплексирования исходной геолого-промысловой информации//Вестник ЦКР Роснедра. -2014. -№3. -С. 15-23
  8. Roschin P.V., Zinoviev A.M., Struchkov I.A., Kalinin E.S., Dziwornu C.K. Solvent selection based on the study of the rheological properties of oil.Международный научно-исследовательский журнал. -2015. -№ 6-1 (37). -С. 120-122
  9. Petukhov A.V., Kuklin A.I., Petukhov A.A., Vasques Cardenas L.C., Roschin P.V. Origins and integrated exploration of sweet spots in carbonate and shale oil-gas bearing reservoirs of the Timan-Pechora basin. Society of Petroleum Engineers – European Unconventional Resources Conference and Exhibition 2014: Unlocking European Potential 2014.С. 295-305.
  10. Рощин П.В., Рогачев М.К., Васкес Карденас Л.К., Кузьмин М.И., Литвин В.Т., Зиновьев А.М. Исследование кернового материала Печерского месторождения природного битума с помощью рентгеновского компьютерного микротомографа SkyScan 1174v2. Международный научно-исследовательский журнал. 2013. № 8-2 (15). С. 45-48.
  11. Рогачев М.К., Колонских А.В. Исследование вязкоупругих и тиксотропных свойств нефти Усинского месторождения//Нефтегазовое дело. -2009. -Т.7. -№1. -С.37-42.
  12. Легкоконец В.А., Орлов М.С., Сюзев О.Б. Исследование реологических и тиксотропных свойств высоковязкой нефти Тазовского нефтегазоконденсатного месторождения с целью обоснования методов повышения эффективности эксплуатации скважин. Международный научно-исследовательский журнал. 2015. № 2-4 (33). С. 78-80.
  13. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. -М.: Недра, 1975. -168 с.
  14. Стручков И.А., Рогачев М.К. Исследование условий образования твердых органических веществ в нефтяной скважине. Инженер-нефтяник. 2015. № 1. С. 33-38.
  15. Титов В.Е., Рощин П.В. Применение соляной кислоты для обработки призабойных зон скважин, вскрывших карбонатный трещинно-поровый коллектор. Нефть. Газ. Новации. 2011. № 3 (146). С. 69-70.
  16. Butler R. M. et al. The gravity drainage of steam-heated heavy oil to parallel horizontal wells //Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1981. – Т. 20. – №.
  17. Das S. K., Butler R. M. Mechanism of the vapor extraction process for heavy oil and bitumen //Journal of Petroleum Science and Engineering. – 1998. – Т. 21. – №. – С. 43-59.
  18. Butler R. M. et al. Improved recovery of heavy oil by VAPEX with widely spaced horizontal injectors and producers //Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2000. – Т. 39. – №.
  19. Mokrys I. J. et al. The rise of interfering solvent chambers: solvent analog model of steam-assisted gravity drainage //Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1993. – Т. 32. – №.
  20. Shu W. R. et al. Effect of solvent on steam recovery of heavy oil //SPE reservoir Engineering. – 1988. – Т. 3. – №. – С. 457-465.
  21. Das S. K., Butler R. M. Mechanism of the vapor extraction process for heavy oil and bitumen //Journal of Petroleum Science and Engineering. – 1998. – Т. 21. – №. – С. 43-59.
  22. Ivory J. et al. Investigation of cyclic solvent injection process for heavy oil recovery //Canadian International Petroleum Conference. – Petroleum Society of Canada, 2009.
  23. Орлов М.С., Кищенко М.А., Коновалов К.И., Пеньков Г.М., Бакиев М.Д. Изучение свойств растворителей, применяемых в нефтяной промышленности. Международный научно-исследовательский журнал. 2015. № 2-4 (33). с. 80-83.
  24. Стручков И.А., Рогачев М.К., Рощин П.В., Калинин Е.С., Хромых Л.Н. Необходимые аспекты, принимаемые во внимание при выборе режима эксплуатации скважины, добывающей парафинистую нефть. Материалы конференции XII Международная научно-практическая конференция «Ашировские чтения». 2015. СамГТУ. с. 282 – 287. http://ntf.samgtu.ru/node/34 .
  25. Аксельрод С.М. Проблемы разработки месторождений тяжелой нефти и битума (по материалам зарубежных публикаций). Каротажник. 2010. № 3. с. 97-138.
  26. Фарманзаде А.Р., Карпунин Н.А., Хромых Л.Н., Евсенкова А.О., Аль-Гоби Г. Исследование реологических свойств высоковязкой нефти Печерского месторождения. Международный научно-исследовательский журнал. 2016. № 3- 2 (45). с. 116 – 119.

References

  1. Ruzin L.M. Tehnologicheskie principy razrabotki zalezhej anomal’no vjazkih neftej i bitumov / L.M. Ruzin, I.F. Chuprov; Pod red. D. Chadaja. Uhta, 2007. 244 s.
  2. Roshhin P.V., Petuhov A.V., Vaskes Kardenas L.K., Nazarov A.D., Hromyh L.N. Issledovanie reologicheskih svojstv vysokovjazkih i vysokoparafinistyh neftej mestorozhdenij Samarskoj oblasti. Neftegazovaja geologija. Teorija i praktika. 2013. T. 8. № 1. S. 12.
  3. Roshhin P.V. Obosnovanie kompleksnoj tehnologii obrabotki prizabojnoj zony plasta na zalezhah vysokovjazkih neftej s treshhinno-porovymi kollektorami: dis. kand. tehn. nauk. -SPb., 2014. -112 s.
  4. Roschin P. V. et al. Experimental investigation of heavy oil recovery from fractured-porous carbonate core samples by secondary surfactant-added injection//SPE Heavy Oil Conference-Canada. -Society of Petroleum Engineers, 2013.
  5. Litvin V.T., Roschin P.V. Izuchenie vlijanija rastvoritelja «Nefras S2-80/120» na reologicheskie svojstva parafinistoj vysokovjazkoj nefti Petruhnovskogo mestorozhdenija//Materialy nauchnoj sessii uchenyh Al’met’evskogo gosudarstvennogo neftjanogo instituta. -2013. -T.1. -№ 1. -S. 127-130.
  6. Zinov’ev A.M., Ol’hovskaja V.A., Konovalov V.V., Mardashov D.V., Tananyhin D.S., Roshhin P.V. Issledovanie reologicheskih svojstv i osobennostej fil’tracii vysokovjazkih neftej mestorozhdenij Samarskoj oblasti//Vestnik SamGTU -2013. -T.2. -№38 -S.197-205.
  7. Zinov’ev A.M., Kovalev A.A., Maksimkina N.M., Ol’hovskaja V.A., Roshhin P.V., Mardashov D.V. Obosnovanie rezhima razrabotki zalezhi anomal’no vjazkoj nefti na osnove kompleksirovanija ishodnoj geologo-promyslovoj informacii//Vestnik CKR Rosnedra. -2014. -№3. -S. 15-23
  8. Roschin P.V., Zinoviev A.M., Struchkov I.A., Kalinin E.S., Dziwornu C.K. Solvent selection based on the study of the rheological properties of oil. Mezhdunarodnyj nauchno-issledovatel’skij zhurnal. -2015. -№ 6-1 (37). -S. 120-122
  9. Petukhov A.V., Kuklin A.I., Petukhov A.A., Vasques Cardenas L.C., Roschin P.V. Origins and integrated exploration of sweet spots in carbonate and shale oil-gas bearing reservoirs of the Timan-Pechora basin. Society of Petroleum Engineers – European Unconventional Resources Conference and Exhibition 2014: Unlocking European Potential 2014. S. 295-305.
  10. Roschin P.V., Rogachev M.K., Vaskes Kardenas L.K., Kuz’min M.I., Litvin V.T., Zinov’ev A.M. Issledovanie kernovogo materiala Pecherskogo mestorozhdenija prirodnogo bituma s pomoshh’ju rentgenovskogo komp’juternogo mikrotomografa SkyScan 1174v2. Mezhdunarodnyj nauchno-issledovatel’skij zhurnal. 2013. № 8-2 (15). S. 45-48.
  11. Rogachev M.K., Kolonskih A.V. Issledovanie vjazkouprugih i tiksotropnyh svojstv nefti Usinskogo mestorozhdenija//Neftegazovoe delo. -2009. -T.7. -№1. -S.37-42.
  12. Legkokonec V.A., Orlov M.S., Sjuzev O.B. Issledovanie reologicheskih i tiksotropnyh svojstv vysokovjazkoj nefti Tazovskogo neftegazokondensatnogo mestorozhdenija s cel’ju obosnovanija metodov povyshenija jeffektivnosti jekspluatacii skvazhin. Mezhdunarodnyj nauchno-issledovatel’skij zhurnal. 2015. № 2-4 (33). S. 78-80.
  13. Devlikamov V.V., Habibullin Z.A., Kabirov M.M. Anomal’nye nefti. -M.: Nedra, 1975. -168 s.
  14. Struchkov I.A., Rogachev M.K. Issledovanie uslovij obrazovanija tverdyh organicheskih veshhestv v neftjanoj skvazhine. Inzhener-neftjanik. 2015. № 1. S. 33-38.
  15. Titov V.E., Roshhin P.V. Primenenie soljanoj kisloty dlja obrabotki prizabojnyh zon skvazhin, vskryvshih karbonatnyj treshhinno-porovyj kollektor. Neft’. Gaz. Novacii. 2011. № 3 (146). S. 69-70.
  16. Butler R. M. et al. The gravity drainage of steam-heated heavy oil to parallel horizontal wells //Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1981. – T. 20. – №. 02.
  17. Das S. K., Butler R. M. Mechanism of the vapor extraction process for heavy oil and bitumen //Journal of Petroleum Science and Engineering. – 1998. – T. 21. – №. 1. – S. 43-59.
  18. Butler R. M. et al. Improved recovery of heavy oil by VAPEX with widely spaced horizontal injectors and producers //Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2000. – T. 39. – №. 01.
  19. Mokrys I. J. et al. The rise of interfering solvent chambers: solvent analog model of steam-assisted gravity drainage //Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1993. – T. 32. – №. 03.
  20. Shu W. R. et al. Effect of solvent on steam recovery of heavy oil //SPE reservoir Engineering. – 1988. – T. 3. – №. 02. – S. 457-465.
  21. Das S. K., Butler R. M. Mechanism of the vapor extraction process for heavy oil and bitumen //Journal of Petroleum Science and Engineering. – 1998. – T. 21. – №. 1. – S. 43-59.
  22. Ivory J. et al. Investigation of cyclic solvent injection process for heavy oil recovery //Canadian International Petroleum Conference. – Petroleum Society of Canada, 2009.
  23. Orlov M.S., Kishhenko M.A., Konovalov K.I., Pen’kov G.M., Bakiev M.D. Izuchenie svojstv rastvoritelej, primenjaemyh v neftjanoj promyshlennosti. Mezhdunarodnyj nauchno-issledovatel’skij zhurnal. 2015. № 2-4 (33). s. 80-83.
  24. Struchkov I.A., Rogachev M.K., Roshhin P.V., Kalinin E.S., Hromyh L.N. Neobhodimye aspekty, prinimaemye vo vnimanie pri vybore rezhima jekspluatacii skvazhiny, dobyvajushhej parafinistuju neft’. Materialy konferencii XII Mezhdunarodnaja nauchno-prakticheskaja konferencija «Ashirovskie chtenija». 2015. SamGTU. s. 282 – 287. http://ntf.samgtu.ru/node/34.
  25. Akselrod S.M. Problemy razrabotki mestorozhdenij tjazheloj nefti i bituma (po materialam zarubezhnyh publikacij). Karotazhnik. 2010. № 3. s. 97-138.
  26. Farmanzade A.R., Karpunin N.A., Hromyh L.N., Evsenkova A.O., Al’-Gobi G. Issledovanie reologicheskih svojstv vysokovjazkoj nefti Pecherskogo mestorozhdenija. Mezhdunarodnyj nauchno-issledovatel’skij zhurnal. 2016. № 3- 2 (45). s. 116 – 119.

research-journal.org

Рощин, Павел Валерьевич - Обоснование комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами : диссертация ... кандидата технических наук : 25.00.17

Поиск по определенным полям
Чтобы сузить результаты поисковой выдачи, можно уточнить запрос, указав поля, по которым производить поиск. Список полей представлен выше. Например:

author:иванов

Можно искать по нескольким полям одновременно:

author:иванов title:исследование

Логически операторы
По умолчанию используется оператор AND. Оператор AND означает, что документ должен соответствовать всем элементам в группе:

исследование разработка

author:иванов title:разработка

оператор OR означает, что документ должен соответствовать одному из значений в группе:

исследование OR разработка

author:иванов OR title:разработка

оператор NOT исключает документы, содержащие данный элемент:

исследование NOT разработка

author:иванов NOT title:разработка

Тип поиска
При написании запроса можно указывать способ, по которому фраза будет искаться. Поддерживается четыре метода: поиск с учетом морфологии, без морфологии, поиск префикса, поиск фразы. По-умолчанию, поиск производится с учетом морфологии. Для поиска без морфологии, перед словами в фразе достаточно поставить знак "доллар":

$исследование $развития

Для поиска префикса нужно поставить звездочку после запроса:

исследование*

Для поиска фразы нужно заключить запрос в двойные кавычки:

"исследование и разработка"

Поиск по синонимам
Для включения в результаты поиска синонимов слова нужно поставить решётку "#" перед словом или перед выражением в скобках. В применении к одному слову для него будет найдено до трёх синонимов. В применении к выражению в скобках к каждому слову будет добавлен синоним, если он был найден. Не сочетается с поиском без морфологии, поиском по префиксу или поиском по фразе.

#исследование

Группировка
Для того, чтобы сгруппировать поисковые фразы нужно использовать скобки. Это позволяет управлять булевой логикой запроса. Например, нужно составить запрос: найти документы у которых автор Иванов или Петров, и заглавие содержит слова исследование или разработка:

author:(иванов OR петров) title:(исследование OR разработка)

Приблизительный поиск слова
Для приблизительного поиска нужно поставить тильду "~" в конце слова из фразы. Например:

бром~

При поиске будут найдены такие слова, как "бром", "ром", "пром" и т.д. Можно дополнительно указать максимальное количество возможных правок: 0, 1 или 2. Например:

бром~1

По умолчанию допускается 2 правки.
Критерий близости
Для поиска по критерию близости, нужно поставить тильду "~" в конце фразы. Например, для того, чтобы найти документы со словами исследование и разработка в пределах 2 слов, используйте следующий запрос:

"исследование разработка"~2

Релевантность выражений
Для изменения релевантности отдельных выражений в поиске используйте знак "^" в конце выражения, после чего укажите уровень релевантности этого выражения по отношению к остальным. Чем выше уровень, тем более релевантно данное выражение. Например, в данном выражении слово "исследование" в четыре раза релевантнее слова "разработка":

исследование^4 разработка

По умолчанию, уровень равен 1. Допустимые значения - положительное вещественное число.
Поиск в интервале
Для указания интервала, в котором должно находиться значение какого-то поля, следует указать в скобках граничные значения, разделенные оператором TO. Будет произведена лексикографическая сортировка.

author:[Иванов TO Петров]

Будут возвращены результаты с автором, начиная от Иванова и заканчивая Петровым, Иванов и Петров будут включены в результат.

author:{Иванов TO Петров}

Такой запрос вернёт результаты с автором, начиная от Иванова и заканчивая Петровым, но Иванов и Петров не будут включены в результат. Для того, чтобы включить значение в интервал, используйте квадратные скобки. Для исключения значения используйте фигурные скобки.

search.rsl.ru

Рощин, Павел Валерьевич - Обоснование комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами : автореферат дис. ... кандидата технических наук : 25.00.17

Поиск по определенным полям
Чтобы сузить результаты поисковой выдачи, можно уточнить запрос, указав поля, по которым производить поиск. Список полей представлен выше. Например:

author:иванов

Можно искать по нескольким полям одновременно:

author:иванов title:исследование

Логически операторы
По умолчанию используется оператор AND. Оператор AND означает, что документ должен соответствовать всем элементам в группе:

исследование разработка

author:иванов title:разработка

оператор OR означает, что документ должен соответствовать одному из значений в группе:

исследование OR разработка

author:иванов OR title:разработка

оператор NOT исключает документы, содержащие данный элемент:

исследование NOT разработка

author:иванов NOT title:разработка

Тип поиска
При написании запроса можно указывать способ, по которому фраза будет искаться. Поддерживается четыре метода: поиск с учетом морфологии, без морфологии, поиск префикса, поиск фразы. По-умолчанию, поиск производится с учетом морфологии. Для поиска без морфологии, перед словами в фразе достаточно поставить знак "доллар":

$исследование $развития

Для поиска префикса нужно поставить звездочку после запроса:

исследование*

Для поиска фразы нужно заключить запрос в двойные кавычки:

"исследование и разработка"

Поиск по синонимам
Для включения в результаты поиска синонимов слова нужно поставить решётку "#" перед словом или перед выражением в скобках. В применении к одному слову для него будет найдено до трёх синонимов. В применении к выражению в скобках к каждому слову будет добавлен синоним, если он был найден. Не сочетается с поиском без морфологии, поиском по префиксу или поиском по фразе.

#исследование

Группировка
Для того, чтобы сгруппировать поисковые фразы нужно использовать скобки. Это позволяет управлять булевой логикой запроса. Например, нужно составить запрос: найти документы у которых автор Иванов или Петров, и заглавие содержит слова исследование или разработка:

author:(иванов OR петров) title:(исследование OR разработка)

Приблизительный поиск слова
Для приблизительного поиска нужно поставить тильду "~" в конце слова из фразы. Например:

бром~

При поиске будут найдены такие слова, как "бром", "ром", "пром" и т.д. Можно дополнительно указать максимальное количество возможных правок: 0, 1 или 2. Например:

бром~1

По умолчанию допускается 2 правки.
Критерий близости
Для поиска по критерию близости, нужно поставить тильду "~" в конце фразы. Например, для того, чтобы найти документы со словами исследование и разработка в пределах 2 слов, используйте следующий запрос:

"исследование разработка"~2

Релевантность выражений
Для изменения релевантности отдельных выражений в поиске используйте знак "^" в конце выражения, после чего укажите уровень релевантности этого выражения по отношению к остальным. Чем выше уровень, тем более релевантно данное выражение. Например, в данном выражении слово "исследование" в четыре раза релевантнее слова "разработка":

исследование^4 разработка

По умолчанию, уровень равен 1. Допустимые значения - положительное вещественное число.
Поиск в интервале
Для указания интервала, в котором должно находиться значение какого-то поля, следует указать в скобках граничные значения, разделенные оператором TO. Будет произведена лексикографическая сортировка.

author:[Иванов TO Петров]

Будут возвращены результаты с автором, начиная от Иванова и заканчивая Петровым, Иванов и Петров будут включены в результат.

author:{Иванов TO Петров}

Такой запрос вернёт результаты с автором, начиная от Иванова и заканчивая Петровым, но Иванов и Петров не будут включены в результат. Для того, чтобы включить значение в интервал, используйте квадратные скобки. Для исключения значения используйте фигурные скобки.

search.rsl.ru

MODERN TECHNIQUES AND EQUIPMENT TO CONTROL RHEOLOGICAL PROPERTIES OF HIGH OIL IN ITS PRODUCTION AND TRANSPORTATION | Submit scientific paper, scientific publications, International Research Journal

Счастный К.С.1, Мазаков Е.Б.2

1ORCID: 0000-0003-3311-5480, Аспирант, 2 Кандидат технических наук, Санкт-Петербургский горный университет

СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ И ОБОРУДОВАНИЕ КОНТРОЛЯ РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ПРИ ЕЕ ДОБЫЧЕ И ТРАНСПОРТИРОВКЕ

Аннотация

Темой данной работы является анализ современных способов изучения реологических свойств высоковязкой нефти с помощью современных приборов и оборудования. Рассмотрены ротационные вискозиметры (реометры) различных фирм-изготовителей, плотномеры. Приведены сведения о приборах комплексного контроля реологических свойств нефти и нефтепродуктов и поточных вискозиметрах. В работе отмечается, что в современных условиях, когда все большее количество месторождений высоковязких нефтей и природных битумов вводится в разработку, необходимо обеспечение контроля реологических свойств продукции и их регулирования за счет изменения доли каждой из смешиваемых фаз.

Ключевые слова: высоковязкая нефть, реология, контроль данных, транспортировка.

Schastnyy K.S.1, Mazakov E.B.2

1ORCID: 0000-0003-3311-5480, Postgraduate student, 2PhD in Engineering, Saint-Petersburg Mining University

MODERN TECHNIQUES AND EQUIPMENT TO CONTROL RHEOLOGICAL PROPERTIES OF HIGH OIL IN ITS PRODUCTION AND TRANSPORTATION

Abstract

The topic of this work is the analysis of modern methods of studying the rheological properties of high-viscosity oil using modern appliances and equipment. Rotational viscometer (rheometer) of different manufactures, densitometers are considered in this work. The information about devices of complex control of the rheological properties of oil and petroleum products and in-line viscometers is covered in this paper. It is noted in this paper that in the present conditions, when a growing number of fields heavy oil and natural bitumen is introduced into the development, it is necessary to ensure control of the rheological properties of products and their regulation by changing the proportion of each of the mixed phases.

Keywords: high-viscosity oil, rheology, data control, transportation.

На сегодняшний день человечество продолжает зависеть от добычи и переработки углеводородного сырья, несмотря на попытки заменить двигатели внутреннего сгорания на электрические. Однако, активные запасы легкой маловязкой нефти сокращаются и в старых нефтегазоносных провинциях остро стоит вопрос о поддержании добычи сырья на высоком уровне [1-6]. В связи с этим происходит постепенный ввод в эксплуатацию месторождений высоковязкой нефти и природного битума. При этом высокая вязкость добываемой продукции существенно осложняет как процесс добычи нефти, так и подготовку, и транспортировку продукции ввиду наличия сложных реологических свойств у такого рода флюидов.

Высоковязкие нефти требуют намного больших затрат энергии на транспортировку продукции, чем легкие маловязкие. Известно, например, что при повышении температуры пласта до 120°С вязкость нефти Ярегского месторождения снижается почти в 1000 раз. Установлено, что тиксотропные свойства нефти оказывают значительное влияние на ее движение по промысловым трубопроводам. За счет наличия в высоковязких нефтях высокомолекулярных компонентов, которые обладают склонностью образовывать тиксотропные структуры (асфальтены, смолы, парафины), увеличивается напряжение сдвига. В связи с этим тема энергосбережения и автоматизации является актуальной для данной отрасли народного хозяйства.

Изучение реологических свойств высоковязких нефтей и природных битумов имеет довольно обширную историю. Фундаментальными работами в этой области занимались такие специалисты как Рогачев М.К., Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. и другие [7-9]. Использованные ими приборы и оборудование варьируются от аналоговых устройств до современных приборов с автоматизированным управлением. На текущий момент возможно говорить о следующих устройствах по изучению реологических свойствах высоковязкой нефти и природного битума.

Стоит сказать, что изучение свойств транспортируемой продукции невозможно без измерения ее плотности современными высокоточными устройствами. Ввиду высокой вязкости продукции при 20 или 15°С ареометр будет достаточно долго погружаться в исследуемую жидкость, при этом сотрудник компании будет терять большое количество рабочего времени на ожидание. В ряде случаев нефть может находиться в квазитвердом состоянии (при высоком содержании парафина). Для такого рода нефтей могут применяться хорошо зарекомендовавшие себя плотномеры компании Mettler Toledo и Anton Paar [10, 11]. Новейшие решения в промышленном варианте представлены компанией Rheonics [12]. Внешний вид датчика плотности представлен на рисунке (Рис. 1).

03-06-2016 11-17-55

Рис. 1 – Датчик DVP компании Rheonics [12]

Диапазон измерения плотномеров и датчиков по измерению плотности при транспортировке высоковязких нефтей и природных битумов должен варьироваться в пределах от 0 до 1,4 г/см3 с учетом наличия воды в продукции. Датчики такого типа, как представлено на рисунке 1, требуют специализированных схем учета и сбора данных, а также их хранения.

Следующим важным устройством контроля реологических свойств являются приборы измерения кинематической вязкости. Вязкость продукции на объектах хранения и транспортировки может проводиться как при заборе проб и их анализе, так и в автоматизированном режиме. На рисунке (Рис. 2) представлены датчики компании Anton Paar.

03-06-2016 11-18-48

Рис. 2 – Датчики измерения вязкости в режиме реального времени компании Anton Paar [11]

Данные устройства могут быть использованы как в режиме визуального наблюдения операторов установок для наблюдения за кинематической вязкостью, так и для измерений в автоматизированном режиме с записью данных на персональный компьютер или сервер.

У всех перечисленных выше устройств имеется существенный недостаток: невозможность исследования неньютоновских свойств продукции. Именно высокие напряжения сдвига и тиксотропные свойства существенно осложняют транспортировку продукции, а также ее хранение. Неньютоновские свойства нефти на сегодняшний день изучаются преимущественно на ротационных вискозиметрах [13-18]. Среди данных приборов стоит отметить ставшие классикой вискозиметры серии Rheotest [19]. На сегодняшний день именно они распространены на большинстве нефтегазовых предприятий.

Одним из наиболее распространенных тестов является определение начального напряжения сдвига нефти при ее течении. Эксперимент проводится следующим образом. В стакан вискозиметра (если это вискозиметры серии Rheotest или схожие с ними по конструкции приборы других фирм) помещается образец нефти определенного объема и термостатируется до необходимой температуры. Затем запускается режим контроля за напряжением сдвига на роторе и устанавливаются рамки, до какого значения происходит увеличение напряжения сдвига на роторе вискозиметра. Напряжение сдвига, после которого начинается вращение ротора, называют напряжением сдвига разрушения тиксотропной структуры. Чем выше данная величина при установленной температуре – тем больше необходимо потратить энергии на обеспечение начала движения нефти в трубопроводе. Высоковязкие нефти содержат в себе большое количество асфальтенов, смол и парафинов, которые способны объединяться в фрактальные самоподобные трудноразрушаемые ассоциаты и структуры, которые как раз и обеспечивают аномальность их свойств, проявляющуюся при их транспортировке. Для обоснования рациональных режимов транспортировки высоковязкой нефти необходимо проводить масштабные реологические исследования таких нефтей как при положительных, так и при отрицательных температурах. Автором работы рекомендуется проводить не менее 7 измерений для построения качественной линии тренда.

Наиболее часто для изучения тиксотропных свойств высоковязких нефтей применяют способ, разработанный в Горном университете д.т.н., профессором М.К. Рогачевым. В вискозиметр помещают пробу нефти и термостатируют при необходимой температуре испытания. В ряде работ такие испытания проводились следующим образом: «Скорость сдвига в процессе исследования плавно увеличивается до значения 300 с-1 в течение 300 секунд (прямой ход на графиках зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига), затем она выдерживалась постоянной при достигнутом значении в течение 300 секунд (ожидание полного разрушения внутренней структуры нефти), а далее скорость сдвига плавно уменьшалась до нуля за 300 секунд (обратный ход на графиках). В результате таких лабораторных исследований на графиках зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига будут получены характерные петли гистерезиса. Тот факт, что линия прямого хода не повторяет линию обратного хода, свидетельствует о тиксотропной структуре исследуемой нефти. Площадь петли гистерезиса, заключенная в пределах единого цикла измерений, характеризует величину механической энергии, необходимой для разрушения тиксотропных связей, отнесенной к единице объема нефти. Поэтому чем больше площадь «петли гистерезиса», тем более склонна данная нефть к структурообразованию при данных температурных условиях» [8,13,21]. Таким образом, изучение тиксотропных свойств высоковязкой нефти при таком способе проведения испытаний при одной температуре занимает 15 минут без учета подготовки и транспортировки пробы до лаборатории. Если говорить о полноценном исследовании, то при изучении реологии 1 образца нефти необходимо привести 7 испытаний и потратить минимум 1 час 45 минут, а с добавлением времени, необходимого для термостатирования прибора – и целый рабочий день (8 часов). Именно поэтому рационально проводить подобные испытания по мере необходимости. Некоторые нефти требуют предварительного разогрева перед началом работ по изучению их реологии, например, нефть Петрухновского месторождения Самарской области, которая содержит в себе большое количество парафинов и застывает уже при 50°С, что существенно осложняет ее транспорт и хранение [21].

Следует отметить, что все приведенные выше испытания решают задачи получения данных о реологии продукции и уже на основе этих данных возможно принимать решения об оптимальных температурных условиях транспорта и хранения такого рода флюидов, подборе ингибиторов отложения асфальтеносмолопарафиновых веществ. Такого рода проблемы с нефтями могут начинаться буквально с забоя скважины [22-24].

Таким образом, на основании вышесказанного, возможно сделать следующие выводы:

  1. Решение задач, возникающих при изменении реологических свойств добываемых и транспортируемых нефтей, является актуальным вопросом в современных условиях транспортировки и хранения высоковязких нефтей. При этом хранение данных в цифровом виде позволит собирать и анализировать данные, полученные при проведении испытаний.
  2. Для решения такого рода задач необходимо как изучение реологических свойств высоковязких нефтей, поступающих с промыслов в магистральные трубопроводы, так и легких нефтей, применяемых в качестве разбавителей. По мнению автора работы, возможно улучшение работы систем, контролирующих расход каждого флюида для обеспечения оптимальных параметров смеси при помощи методов обработки данных и принятия решений.
  3. Автор работы считает необходимым тестирование различных систем учета реологических свойств нефтей как отечественных, так и зарубежных фирм для создания новых оптимально подобранных систем контроля свойств нефтей.

Литература

  1. Рощин П.В. Обоснование комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами. автореферат дис. … кандидата технических наук: 25.00.17 / минерально-сырьевой ун-т “Горный”. Санкт-Петербург, 2014.
  2. Литвин В.Т. Обоснование технологии интенсификации притока нефти для коллекторов баженовской свиты с применением кислотной обработки. автореферат дис. … кандидата технических наук: 25.00.17 / минерально-сырьевой ун-т “Горный”. Санкт-Петербург, 2016
  3. Полищук Ю.М., Ященко И.Г. Высоковязкие нефти: анализ пространственных и временных изменений физико-химических свойств //Нефтегазовое дело. – 2005. – №. 1. – С. 21-30.
  4. Якуцени В.П., Петрова Ю.Э., Суханов А.А. Динамика доли относительного содержания трудноизвлекаемых запасов нефти в общем балансе //Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2007. – Т. 2. – С. 329.
  5. Ященко И. Г. Анализ пространственных, временных и геотермических изменений высоковязких нефтей России //Известия Томского политехнического университета. – 2006. – Т. 309. – №. 1.
  6. Каширцев В.А. Природные битумы северо-востока Сибирской платформы. – Якутский филиал СО АН СССР, 1988.
  7. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. -М.: Недра, 1975. -168 с.
  8. Рогачев М.К., Колонских А.В. Исследование вязкоупругих и тиксотропных свойств нефти Усинского месторождения//Нефтегазовое дело. -2009. -Т.7. -№1. -С. 37-42.
  9. Аметов И.М., Байдиков Ю.Н., Рузин Л.М. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей. -М.: Недра, 1985. -205 с.
  10. http://ru.mt.com/ru/ru/home.html
  11. http://www.paar.ru/
  12. http://www.rheonics.com/
  13. Рощин П.В., Петухов А.В., Васкес Карденас Л.К., Назаров А.Д., Хромых Л.Н. Исследование реологических свойств высоковязких и высокопарафинистых нефтей месторождений Самарской области. Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2013. Т. 8. № 1. С. 12.
  14. Рощин П.В. Обоснование комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами: дис. канд. техн. наук. -СПб., 2014. -112 с.
  15. Roschin P.V., Zinoviev A.M., Struchkov I.A., Kalinin E.S., Dziwornu C.K. Solvent selection based on the study of the rheological properties of oil. Международный научно-исследовательский журнал. 2015. № 6-1 (37). С. 120-122.
  16. Зиновьев А.М., Ольховская В.А., Коновалов В.В., Мардашов Д.В., Тананыхин Д.С., Рощин П.В. Исследование реологических свойств и особенностей фильтрации высоковязких нефтей месторождений Самарской области. Вестник Самарского государственного технического университета. Серия: Технические науки. 2013. № 2 (38). С. 197-205.
  17. Гумеров К.О., Рогачев М.К. Исследование реологических свойств нефти и водонефтяных эмульсий Илышевского месторождения. Современные технологии в нефтегазовом деле. 2014. С. 82-86.
  18. Зиновьев А.М. Обоснование режима эксплуатации залежей высоковязкой нефти с использованием модели неньютоновского течения и результатов промыслово-гидродинамических исследований. диссертация … кандидата технических наук: 25.00.17 / минерально-сырьевой ун-т “Горный”. Самара, 2013.
  19. Петухов А.В., Долгий И.Е., Колонских А.В., Рощин П.В. Изучение реологических свойств тяжелых высоковязких нефтей Тимано-Печерской и Волго-Уральской нефтегазоносных провинций. Конференция ВНИГРИ «Проблемы недропользования и воспроизводства запасов углеводородного сырья». С. 241-246. ВНИГРИ.
  20. http://i-ngp.ru/archive/9562
  21. Литвин В.Т., Рощин П.В. Изучение влияния растворителя «Нефрас С2-80/120» на реологические свойства парафинистой высоковязкой нефти Петрухновского месторождения//Материалы научной сессии ученых Альметьевского государственного нефтяного института. -2013. -Т.1. -№ 1. -С. 127-130.
  22. Стручков И.А., Хамитов И.Г., Рощин П.В., Манасян А.Э. Физико-химические методы борьбы с осложнениями при эксплуатации месторождения парафинистой нефти. Нефтепромысловое дело. 2016. № 4. С. 48-52.
  23. И.А. Стручков, Л.К. Васкес Карденас, П.В. Рощин, Л.Н. Хромых. Методы борьбы с отложениями АСПВ на месторождениях высоковязкой нефти Самарской области. Ашировские чтения: Сб. трудов Международной научно-практической конференции. Том II / Отв. редактор В.В. Живаева. – Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2013. – С. 267-270.
  24. И.А. Стручков, М.К. Рогачев, П.В. Рощин, Е.С. Калинин, Л.Н. Хромых. Необходимые аспекты, принимаемые во внимание при выборе режима эксплуатации скважины, добывающей парафинистую нефть. Ашировские чтения: Сб. трудов Международной научно-практической конференции. Том II / Отв. редактор В.В. Живаева. – Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2015. – С. 282-287.

References

  1. Roshhin P.V. Obosnovanie kompleksnoj tehnologii obrabotki prizabojnoj zony plasta na zalezhah vysokovjazkih neftej s treshhinno-porovymi kollektorami. avtoreferat dis. … kandidata tehnicheskih nauk: 25.00.17 / mineral’no-syr’evoj un-t “Gornyj”. Sankt-Peterburg, 2014.
  2. Litvin V.T. Obosnovanie tehnologii intensifikacii pritoka nefti dlja kollektorov bazhenovskoj svity s primeneniem kislotnoj obrabotki. avtoreferat dis. … kandidata tehnicheskih nauk: 25.00.17 / mineral’no-syr’evoj un-t “Gornyj”. Sankt-Peterburg, 2016
  3. Polishhuk Ju.M., Jashhenko I.G. Vysokovjazkie nefti: analiz prostranstvennyh i vremennyh izmenenij fiziko-himicheskih svojstv //Neftegazovoe delo. – 2005. – №. 1. – S. 21-30.
  4. Jakuceni V.P., Petrova Ju.Je., Suhanov A.A. Dinamika doli otnositel’nogo soderzhanija trudnoizvlekaemyh zapasov nefti v obshhem balanse //Neftegazovaja geologija. Teorija i praktika. – 2007. – T. 2. – S. 329.
  5. Jashhenko I. G. Analiz prostranstvennyh, vremennyh i geotermicheskih izmenenij vysokovjazkih neftej Rossii //Izvestija Tomskogo politehnicheskogo universiteta. – 2006. – T. 309. – №. 1.
  6. Kashircev V.A. Prirodnye bitumy severo-vostoka Sibirskoj platformy. – Jakutskij filial SO AN SSSR, 1988.
  7. Devlikamov V.V., Habibullin Z.A., Kabirov M.M. Anomal’nye nefti. -M.: Nedra, 1975. -168 s.
  8. Rogachev M.K., Kolonskih A.V. Issledovanie vjazkouprugih i tiksotropnyh svojstv nefti Usinskogo mestorozhdenija//Neftegazovoe delo. -2009. -T.7. -№1. -S. 37-42.
  9. Ametov I.M., Bajdikov Ju.N., Ruzin L.M. Dobycha tjazhelyh i vysokovjazkih neftej. -M.: Nedra, 1985. -205 s.
  10. http://ru.mt.com/ru/ru/home.html
  11. http://www.paar.ru/
  12. http://www.rheonics.com/
  13. Roshhin P.V., Petuhov A.V., Vaskes Kardenas L.K., Nazarov A.D., Hromyh L.N. Issledovanie reologicheskih svojstv vysokovjazkih i vysokoparafinistyh neftej mestorozhdenij Samarskoj oblasti. Neftegazovaja geologija. Teorija i praktika. 2013. T. 8. № 1. S. 12.
  14. Roshhin P.V. Obosnovanie kompleksnoj tehnologii obrabotki prizabojnoj zony plasta na zalezhah vysokovjazkih neftej s treshhinno-porovymi kollektorami: dis. kand. tehn. nauk. -SPb., 2014. -112 s.
  15. Roschin P.V., Zinoviev A.M., Struchkov I.A., Kalinin E.S., Dziwornu C.K. Solvent selection based on the study of the rheological properties of oil. Mezhdunarodnyj nauchno-issledovatel’skij zhurnal. 2015. № 6-1 (37). S. 120-122.
  16. Zinov’ev A.M., Ol’hovskaja V.A., Konovalov V.V., Mardashov D.V., Tananyhin D.S., Roshhin P.V. Issledovanie reologicheskih svojstv i osobennostej fil’tracii vysokovjazkih neftej mestorozhdenij Samarskoj oblasti. Vestnik Samarskogo gosudarstvennogo tehnicheskogo universiteta. Serija: Tehnicheskie nauki. 2013. № 2 (38). S. 197-205.
  17. Gumerov K.O., Rogachev M.K. Issledovanie reologicheskih svojstv nefti i vodoneftjanyh jemul’sij Ilyshevskogo mestorozhdenija. Sovremennye tehnologii v neftegazovom dele. 2014. S. 82-86.
  18. Zinov’ev A.M. Obosnovanie rezhima jekspluatacii zalezhej vysokovjazkoj nefti s ispol’zovaniem modeli nen’jutonovskogo techenija i rezul’tatov promyslovo-gidrodinamicheskih issledovanij. dissertacija … kandidata tehnicheskih nauk: 25.00.17 / mineral’no-syr’evoj un-t “Gornyj”. Samara, 2013.
  19. Petuhov A.V., Dolgij I.E., Kolonskih A.V., Roshhin P.V. Izuchenie reologicheskih svojstv tjazhelyh vysokovjazkih neftej Timano-Pecherskoj i Volgo-Ural’skoj neftegazonosnyh provincij. Konferencija VNIGRI «Problemy nedropol’zovanija i vosproizvodstva zapasov uglevodorodnogo syr’ja». S. 241-246. VNIGRI.
  20. http://i-ngp.ru/archive/9562
  21. Litvin V.T., Roshhin P.V. Izuchenie vlijanija rastvoritelja «Nefras S2-80/120» na reologicheskie svojstva parafinistoj vysokovjazkoj nefti Petruhnovskogo mestorozhdenija//Materialy nauchnoj sessii uchenyh Al’met’evskogo gosudarstvennogo neftjanogo instituta. -2013. -T.1. -№ 1. -S. 127-130.
  22. Struchkov I.A., Hamitov I.G., Roshhin P.V., Manasjan A.Je. Fiziko-himicheskie metody bor’by s oslozhnenijami pri jekspluatacii mestorozhdenija parafinistoj nefti. Neftepromyslovoe delo. 2016. № 4. S. 48-52.
  23. I.A. Struchkov, L.K. Vaskes Kardenas, P.V. Roshhin, L.N. Hromyh. Metody bor’by s otlozhenijami ASPV na mestorozhdenijah vysokovjazkoj nefti Samarskoj oblasti. Ashirovskie chtenija: Sb. trudov Mezhdunarodnoj nauchno-prakticheskoj konferencii. Tom II / Otv. redaktor V.V. Zhivaeva. – Samara: Samar. gos. tehn. un-t, 2013. – S. 267-270.
  24. I.A. Struchkov, M.K. Rogachev, P.V. Roshhin, E.S. Kalinin, L.N. Hromyh. Neobhodimye aspekty, prinimaemye vo vnimanie pri vybore rezhima jekspluatacii skvazhiny, dobyvajushhej parafinistuju neft’. Ashirovskie chtenija: Sb. trudov Mezhdunarodnoj nauchno-prakticheskoj konferencii. Tom II / Otv. redaktor V.V. Zhivaeva. – Samara: Samar. gos. tehn. un-t, 2015. – S. 282-287.

research-journal.org


Смотрите также