№ 1(17) 2019

Нефтяная провинция

№3(15)2018

МЕТОД ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ СВЕРХВЯЗКИХ НЕФТЕЙ. ЦИКЛИЧЕСКИЕ ЗАКАЧКИ КОМПОЗИЦИОННОГО РАСТВОРИТЕЛЯ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ ТОНКИХ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Борисова Ю.Ю., Борисов Д.Н., Якубов М.Р.

DOI https://doi.org/10.25689/NP.2018.3.81-95

C.81-95

Скачать статью

Adobe_PDF_Icon.png

Аннотация

 

В работе осуществлено физическое моделирование вытеснения сверхвязкой нефти из пористой среды. Исследован вариант циклических закачек композиционного растворителя. В качестве базового растворителя использован побочный продукт процесса каталитического риформинга, состав которого представлен в основном легкими насыщенными углеводородами. Осуществлен подбор ингибитора выпадения асфальтенов и минимальной доли в составе вытесняющего растворителя. Оценено влияние нефтенасыщенности, водонасыщенности и времени выдерживания растворителя в модели пласта на скорость вытеснения нефти и величину конечного нефтеизвлечения.

Ключевые слова:

 

сверхвязкая нефть, углеводородные растворители, алканы, моделирование, нефтевытеснение.

Список литературы

1. Meyer R. et al. Heavy oil and natural bitumen resources in geological basins of the world. - US Geological Survey, Reston. 2007. - 42 p.

2. Attanasi E. et al. Natural bitumen and extra-heavy oil, in 2010 Survey of Energy Resources. - World Energy Council, London, 2010. – P.123-150.

3. Dong M. et al. Methane pressure-cycling process with horizontal wells for thin heavyoil reservoirs // SPE-88500-PA. – 2006.

4. Srivastava R. et al. Comparative effectiveness of CO2 produced gas, and flue gas for enhanced heavy-oil recovery // SPE-56857-PA. -1999.

5. Ibatullin R. et al. Problems and decisions for development shallow fields of heavy oil // SPE-161998-RU. – 2012.

6. Маганов Н. и др. Инновационные решения для разработки запасов тяжелой нефти / Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. - 2014. - Т.2. - №10. - С. 1-9.

7. Хисамов Р. и др. Изменение свойств и состава сверхвязких нефтей при реализации технологии парогравитационного воздействия в процессе разработки Ашальчинского месторождения //Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 9. – С. 78-81.

8. Jamaloei B. et al. Impact of solvent type and injection sequence on Enhanced Cyclic Solvent Process (ECSP) for thin heavy oil reservoirs //Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2013. – V.110. – P. 169-183.

9. Jia X. et al. Gasflooding-assisted cyclic solvent injection (GA-CSI) for enhancing heavy oil recovery //Fuel. – 2015. – Vol. 140. - P.344–353.

10. Jiang T. et al. A new solvent-based enhanced heavy oil recovery method: Cyclic production with continuous solvent injection //Fuel. – 2014. – Vol. 115. - P. 268–281.

11. Nenniger J. et al. How fast is solvent based gravity drainage? //Canadian International Petroleum Conference. – Petroleum Society of Canada, 2008.

12. Pat. 6883607 (US).

13. Nsolv Reports “Game-Changing” Results Of Oil Sands Pilot NorthAmOil - North America Oil & Gas 09 March 2017, Week 09, Issue 448.

14. Pat. 8616273 (US).

15. Pat. 9739126 (US).

16. Kokal S. et al. Asphaltenes: The cholesterol of petroleum // SPE -29787-MS. – 1995.

17. Anisimov M. et al. Effects of resins on aggregation and stability of asphaltenes //Energy & Fuels. – 2014. – Vol. 28. – №. 10. – P. 6200-6209.

18. Morozov E. et al. Reversibility of asphaltene aggregation as revealed by Magnetic Resonance Imaging in situ // Energy & Fuels. - 2017.- Vol. 31. – P.10639-10647.

19. Guzmán R. et al. Methods for determining asphaltene stability in crude oils //Fuel. - 2017. – Vol. 188. – P. 530-543. 20. Ghloum E. et al. Effect of inhibitors on asphaltene precipitation for Marrat Kuwaiti reservoirs // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2010. – Vol. 70. – P. 99–106.

21. Rogel E. Effect of inhibitors on asphaltene aggregation: A theoretical framework //Energy & Fuels. -2011. – Vol. 25. – P. 472–481.

22. Al-Sahhaf T. et al. Retardation of asphaltene precipitation by addition of toluene, resins, deasphalted oil and surfactants //Fluid phase equilibria.– 2002. – Vol. 194. - P. 1045-1057.

23. Junior L. et al. Inhibition of asphaltene precipitation in Brazilian crude oils using new oil soluble amphiphiles //Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2006. – Vol. 51. - P. 26-36.

24. Pereira J. et al. The effect of solvent nature and dispersant performance on asphaltene precipitation from diluted solutions of instable crude oil //Petroleum Science and Technology. – 2011. – Vol. 29. –P. 2432-2440.

25. Yakubov M. et al. Inhibition of asphaltene precipitation by resins with various contents of vanadyl porphyrins //Energy & Fuels. – 2016. -Vol. 30. - P. 8997−9002.

26. ASTM D1370/D1370M-12. Standard Test Method for Contact Compatibility Between Asphaltic Materials (Oliensis Test).

Сведения об авторах

 

Борисова Юлия Юрьевна, кандидат химических наук, научный сотрудник лаборатории переработки нефти и природных битумов, Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова ФИЦ КазНЦ РАН, г. Казань, Республика Татарстан, Российская Федерация E-mail: uborisova@gmail.com

Борисов Дмитрий Николаевич, кандидат химических наук, старший научный сотрудник лаборатории переработки нефти и природных битумов, заведующий Центром нефтегазовых исследований, анализа и разработок, Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова ФИЦ КазНЦ РАН, г. Казань, Республика Татарстан, Российская Федерация E-mail: boriku@gmail.com

Якубов Махмут Ренатович, кандидат химических наук, доцент, заместитель руководителя института по научной работе, Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова ФИЦ КазНЦ РАН, г. Казань, Республика Татарстан, Российская Федерация E-mail: yakubovmr@mail.ru

Для цитирования:

Борисова Ю.Ю., Борисов Д.Н., Якубов М.Р. Метод интенсификации добычи сверзвязких нефтей. циклические закачки композиционного растворителя для разработки тонких продуктивных пластов//Нефтяная провинция.-2018.-№1(13).-С.81-95. DOI https://doi.org/10.25689/NP.2018.3.81-95