Search

Продемонстрировано решение одной из задач нефтегазовой отрасли по определению параметров вытеснения нефти водой. Отражена ее реализация с использованием возможностей программного обеспечения – среды математического пакета MathCAD. Представлены численное и графическое решения. The article demonstrates the solution of one of the problems of the oil and gas industry to determine the parameters of oil displacement by water. Its implementation is shown using the capabilities of the software – the environment of the mathematical package MathCAD. Numerical and graphical solutions are presented.

Актуальность работы. В настоящее время большинство нефтяных месторождений России вступили в позднюю стадию разработки. В связи с истощением запасов легкоизвлекаемой нефти все большие усилия направляются на создание технологий и способов разработки, которые позволяют добывать углеводороды в осложненных условиях. Для дальнейшей разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами требуется внедрение новых методов увеличения нефтеотдачи и применение новых реагентов. Значительная роль в данном вопросе отводится химическим методам, в частности применению растворов поверхностно-активных веществ. Воздействие водных растворов поверхностно-активных веществ улучшает реологические и фильтрационные характеристики нефти посредством снижения межфазного натяжения и повышения смачивающей способности. В связи с вышеизложенным актуальным представляется задача выбора поверхностно-активных веществ для применения в системе заводнения пластов, а также разработка методологических подходов по их подбору. Цель: формирование методологического подхода исследования поверхностно-активных веществ, применяемых в системе заводнения, для увеличения нефтеотдачи пластов. Объект: карбонатные коллектора месторождений Удмуртской Республики. Методы: лабораторные исследования составов в свободном объеме, прибор для определения поверхностного натяжения растворов поверхностно-активных веществ - сталагмометр "Рубин-02 А" (ГОСТ Р 50097-92), фильтрационные исследования на единичных образцах керна с моделированием пластовых условий на установках УИК-5ВГ и AFS-300 (ОСТ 39-204-86 и 39- 195-86), центрифугирование (ГОСТ 16887-71). Результаты. Обозначена актуальная проблема - процесс подбора технологии поверхностно-активных веществ для эффективного применения в системе заводнения с целью достижения наибольшей нефтеотдачи пластов. Проанализированы поверхностно-активные вещества, нашедшие активное промышленное применение на месторождениях России и за ее пределами. Проведена оценка физико-химических и технологических свойств поверхностно-активных веществ российского производства в соответствии с паспортными характеристиками, требованиями Положений предприятия-недропользователя и определена пригодность химических реагентов к дальнейшему применению. Рассмотрены методика и результаты определения коэффициента вытеснения нефти водным раствором поверхностно-активных веществ на образцах керна, отобранных с месторождений Удмуртской Республики. Предложен экспресс-метод оценки нефтевытесняющей способности поверхностно-активных веществ, являющийся более экономичным и энергоресурсным по сравнению со стандартными фильтрационными исследованиями. По результатам проведения фильтрационных испытаний на керне установлено, что предлагаемый метод сопоставим с проведенными исследованиями. В целом предложенная методология выбора состава поверхностноактивных веществ возможна для внедрения в локальные нормативные документы предприятия-недропользователя и использования с целью подбора необходимого реагента для увеличения нефтеизвлечения. The relevance of the research. Currently, most of oil fields of Russia have entered the late stage of development. As there is the depletion of easily recoverable oil reserves, more and more efforts are directed at creating technologies and development methods that allow producing hydrocarbons in difficult conditions. For further development of fields with hard-to-recover reserves, the introduction of new methods for increasing oil recovery and the use of new reagents are required. A significant role in this matter is given to chemical methods, in particular the use of solutions of surfactants. Exposure of aqueous surfactant solutions improves the rheological and filtration characteristics of oil by reducing interfacial tension and increasing wetting ability. In this relation, the task of choosing a surfactant for use in the waterflooding system of reservoirs, as well as the development of methodological approaches for their selection, is of current interest. The main aim of the research is to form a methodological approach to study the surfactants used in the waterflooding system to increase oil recovery. Object: carbonate collectors of Udmurt Republic. Methods: laboratory studies of compositions, device for determining the surface tension of surfactant solutions - stalagmometer «Rubin02 A», filtration units with simulation of formation conditions of UIP-5VG and AFS-300, centrifuge process. Results. The paper identifies the urgent problem - the process of selecting surfactant technology for effective application in the waterflooding system for achieving the highest oil recovery. The surface-active substances that have found active industrial use in the fields of Russia and beyond are analyzed. The physicochemical and technological properties of Russian-made surfactants were evaluated in accordance with the passport characteristics, the requirements of the Provisions of a subsurface user enterprise, and the suitability of chemicals for further use was determined. The paper considers the methodology and results of determining the coefficient of oil displacement with aqueous surfactant solution on core samples taken from deposits in the Udmurt Republic. An express method for assessing the oil-displacing ability of a surfactant is proposed. It is more economical and energy-efficient in comparison with standard filtration studies. According to the results of filtration tests on the core, it was found that the proposed method is comparable with the studies. In general, the proposed methodology for the choice of surfactant composition is possible for implementation in local regulatory documents of a subsoil user enterprise and for use in order to select the necessary reagent to increase oil recovery.

В условиях истощения запасов углеводородов традиционных месторождений вовлечение в разработку запасов природных битумов становится всё более актуальным для нефтедобывающих компаний. Наряду с тепловыми методами перспективно применение комбинированных методов с последовательной закачкой пара и растворителя, повышающих степень нефтеизвлечения для месторождений сверхвязкой нефти. Проведение фильтрационных исследований на моделях пластов позволяет масштабировать результаты лабораторных экспериментов и оптимизировать применение таких технологий разработки в условиях реальных месторождений нефти, сокращая риски при проведении опытно-промышленных работ. В данной работе представлены результаты сравнительного анализа компонентного состава битуминозной нефти, полученной из насыпной модели пласта при паротепловом воздействии на пласт с использованием растворителя. В современных условиях одним из основных методов, применяющихся при исследовании компонентного состава нефтей, является метод газожидкостной хроматографии (ГЖХ), основанный на разделении углеводородных смесей в хроматографических колонках в динамических условиях. Метод ГЖХ обладает высокой точностью и разделяющей способностью, позволяющей выполнить качественный и количественный анализы компонентного состава исследуемого образца. При проведении фильтрационных исследований на установке Геологика ПИК-ОФП/ЭП-К-Т по методике, разработанной в рамках выполнения проекта с государственной поддержкой, использовались насыпные модели, состоящие как из естественного битумонасыщенного керна Ашальчинского месторождения, так и из кварцевого песка, насыщенного битуминозной нефтью Ашальчинского месторождения. Применение кварцевого песка при физическом моделировании позволило обеспечить сопоставимость экспериментов и избежать влияния геологической неоднородности кернового материала на полученные результаты. Компонентный состав вытесненной битуминозной нефти, полученной после парового воздействия и воздействия композициями растворителя, исследовался на газожидкостном хроматографе методом внутренней нормализации в интервале программируемых температур 20-350С. По результатам интерпретации данных хроматографических исследований битуминозной нефти установлено, что совместное использование теплового и химического воздействия способствует более эффективному вытеснению битуминозной нефти из насыпных моделей пласта и вовлечение в разработку тяжелых фракций углеводородов., The involvement of development of natural bitumen reserves is becoming more relevant for oil-producing companies due to the depletion of hydrocarbon reserves in conventional fields. Along with the thermal methods, the use of combined methods with sequential injection of steam and solvent, increasing the degree of oil recovery, is promising for extra-viscous oil fields. Conducting filtration research on reservoir models makes it possible to apply the results of laboratory experiments and optimize the use of such development technology in real oil fields and reduce risks during pilot works. This paper presents the results of a comparative analysis of the component composition of bituminous oil, which was extracted from the sand-packed reservoir model using thermal and chemical impact methods. Gas-liquid chromatography (GLC) is considered one of the main methods for compositional analysis of oil. This method is based on the separation of hydrocarbon mixtures in chromatographic columns under dynamic conditions. The GLC method has high accuracy and separating ability to perform qualitative and quantitative compositional analysis of the test sample. Filtration research was performed according to the methodology using the PIK-OFP/EP-K-T Geologic unit, which was developed with the Russian state support, on a reservoir model consisting of natural bitumen-saturated core from the Ashalchinskoye field and quartz sand saturated with bituminous oil from the Ashalchinskoye field. The use of quartz sand in physical modeling made it possible to ensure the comparability of experiments and to avoid the influence of geological heterogeneity of core material on the results. The composition of bituminous oil displaced after the application of steam and solvent was studied on a gas-liquid chromatograph in the range of programmable temperatures of 20-350C using the method of internal normalization. The results of chromatographic research of bituminous oil revealed that the combined use of thermal and chemical methods contributes to a more efficient displacement of bituminous oil from the sand packed reservoir model and an increase in the development of heavy hydrocarbon fractions., №4(20) (2019)

Доля трудноизвлекаемых запасов нефти по оценкам Минэнерго РФ в настоящее время превышает 67 , при этом 13 относят к высоковязкой нефти. Абсолютная величина таких запасов по различным оценкам вырастет до 57 млрд.тонн, что обуславливает актуальность задач, направленных на повышение эффективности разработки месторождений с высоковязкой нефтью на перспективу более 50 лет. Для освоения таких запасов требуется дифференциация использования известных и разработка новых способов разработки, основанная на структуризации петрофизических и фильтрационных свойств продуктивных пластов и физикохимических свойств насыщающих их флюидов. Выполненный анализ распределения пористости, проницаемости турнейского и башкирского ярусов, верейского, каширского, тульского горизонтов, а также вязкости насыщающих их нефти и, связанные с этим такие параметры продуктивных пластов как подвижность, гидропроводность и, наконец, коэффициента вытеснения, позволил выявить три группы продуктивных пластов с различными значениями чувствительности изменения коэффициента вытеснения от коэффициента подвижности, которые необходимо учитывать при планировании и обосновании геологотехнологических мероприятий, формировании или модификации системы разработки. Это особенно важно для мелких месторождений высоковязкой нефти, которые характерны для Западного склона ЮжноТатарского свода (ЗС ЮТС)., The share of hardtorecover oil reserves according to the estimates of the Ministry of Energy of the Russian Federation currently exceeds 67, while 13 are classified as highviscosity oil. The absolute value of such reserves according to various estimates will increase to 57 billion tons, which determines the relevance of the tasks aimed at improving the efficiency of the development of fields with highly viscous oil for the future for more than 50 years. For the development of such reserves, it is necessary to differentiate the use of known and new development methods based on the structuring of the petrophysical and filtration properties of productive strata and the physicochemical properties of fluids saturating them. The analysis of the distribution of porosity, permeability of the Tournaisian and Bashkir longlines, Verey, Kashira, Tula horizons, as well as the viscosity of the oil saturating them and, related to this, such parameters of the productive layers as mobility, hydraulic conductivity and finally displacement factor, revealed three groups of productive layers with different values of the sensitivity of the change in the coefficient of displacement from the coefficient of mobility, which must be taken into account when planning and justifying geological technology eskih activities formation or development of a system modification. This is especially important for small fields of highviscosity oil, which are characteristic of the Western slope of the South Tatar arch (LC YTS)., №2(18) (2019)

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, In this paper, a physical simulation of the displacement of extra-viscous oil from a porous medium was carried out. The variant of cyclic injection of composite solvent was investigated. As a base solvent, a byproduct of a catalytic reforming process was used, the composition of which is represented mainly by light saturated hydrocarbons. An inhibitor of asphaltene precipitation and a minimum fraction in the composition of the displacing solvent was selected. The effect of oil saturation, water saturation, and solvent holding time in the reservoir model on the oil displacement rate and the final oil recovery value is estimated, №3(15) (2018)

Проведено физическое моделирование нефтевытеснения сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения из пористой среды на модели нефтяного пласта. Исследованы особенности выпадения асфальтенов при контакте с сконденсировавшимся алканом в центральной и периферийной зонах модели. Оценены возможности использования композиционных растворителей на примере н-гексана с добавкой ингибиторов осаждения асфальтенов для повышения накопленного нефтеизвлечения., Physical simulation of the oil displacement of the super-viscous oil from the Ashalchinskoye field from a porous medium on an oil reservoir model was carried out. The features of asphaltene precipitation upon contact with a condensed alkane in the central and peripheral zones of the model were studied. The possibilities of using composite solvents on the example of n-hexane with the addition of asphaltene precipitation inhibitors for increasing the accumulated oil recovery were estimated., Нефтяная провинция, Выпуск 4 (12) 2017

Изложены результаты исследований перспективности применения водных растворов цвиттер-ионных ПАВ в качестве реагентов для вытеснения нефти. Были проведены исследования поверхностно-активных свойств, реологических свойств и адсорбционной и нефтевытесняющей способности на насыпных моделях. В результате проведенных испытаний установлено, что исследуемые цвиттер-ионные ПАВ обладают стойкостью к высокой минерализации пластовой воды, образуют вязкоупругие водные растворы и обладают высокой поверхностной активностью., The paper presents the research data on viability of applying aqueous solutions of zwitterionic surfactants as oil displacement agents. Surface-active properties and flow characteristics, adsorption and oil displacement capacity have been investigated using sand-pack models. According to research results, zwitterionic surfactants exhibit good salt tolerance ability, form viscoelastic aqueous solutions, and have high surface activity., Нефтяная провинция, Выпуск 4 (4) 2015