Влияние применения тепловых и химических методов увеличения нефтеотдачи на геохимические характеристики остаточного битумоида в модели битумонасыщенного песчаника

UDK: 622.276.6:552.578.2.061

DOI: 10.24887/0028-2448-2026-7-33-37

Ключевые слова: сверхвязкая нефть (СВН), фракционный состав, компонентный состав, битуминозный песчаник, SARA-анализ, газовая хромато-масс-спектрометрия, паротепловая обработка, диоксид углерода (СО2), катализатор акватермолиза

Авт.: В.Д. Стороженко (ТатНИПИнефть, ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина); В.Н. Лебедев (ТатНИПИнефть, ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина); И.Ф. Гареев (Альметьевский гос. технологический университет «Высшая школа нефти»); Д.И. Ганиев (Альметьевский гос. технологический университет «Высшая школа нефти»); А.Н. Мингазутдинов (ТатНИПИнефть, ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина); Р.М. Хабипов (ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина); М.И. Амерханов, к.т.н. (ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина)

Сверхвязкая нефть и природные битумы пермских отложений Республики Татарстан являются стратегическим ресурсом российской нефтяной отрасли, однако их разработка невозможна без применения тепловых или химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Часто эффективность МУН оценивается по коэффициенту вытеснения и динамической вязкости извлеченного продукта, при этом геохимические характеристики остаточной нефти изучаются крайне редко. В статье приводятся результаты сравнительного исследования остаточного битумоида в керне битумонасыщенного песчаника после серии из 13 фильтрационных экспериментов на линейной модели пласта: воздействие насыщенным и перегретым паром, паром в сочетании с углеводородным растворителем, диоксидом углерода в субкритических условиях и катализатором акватермолиза. Битумоид извлекался из образцов органическими растворителями методом экстракции, его геохимические характеристики определялись методами SARA-анализа и газовой хромато-масс-спектрометрии. Основная часть рассмотренных методов воздействия привела к схожему снижению содержания битумоида в породе, однако установлены различия в изменении их фракционного и компонентного составов. Так, паротепловое воздействие приводит к смещению ряда н-алканов в сторону высокомолекулярных компонентов, тогда как его сочетание с растворителем увеличивает эффективность извлечения смолисто-асфальтеновой фракции. СО2 в субкритических условиях эффективно взаимодействует с циклическими и гетероатомными соединениями. Каталитический акватермолиз показал наилучший результат, а кроме того, сопровождался деструкцией асфальтенов. Полученные данные свидетельствуют о различиях в механизмах взаимодействия агентов МУН и битумоида, что формирует основу для рационального подбора технологий с учетом исходных геохимических особенностей флюида.

Список литературы

1. Яраханова Д.Г. О перспективах процессов освоения сверхвязких нефтей и природных битумов горизонтальными скважинами // Георесурсы. – 2015. –

Т. 1. – № 3 (62). – С. 53–56. – EDN: ULSBTP

2. Особенности разработки залежей сверхвязкой нефти западного склона Южно-Татарского свода / Н.С. Нуреева [и др.] //Территория нефтегаз. – 2016. – № 10. – С. 64–69. – EDN: WXKOYB

3. Повышение эффективности паротепловых методов добычи высоковязких нефтей с использованием катализатора на основе кобальта / С.А. Ситнов

[и др.] //Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 106–108. – EDN: WZJKGH

4. Molecular dynamics simulation of CO2 dissolution in heavy oil resin-asphaltene / B. Li [et al.] //Journal of CO2 Utilization. – 2019. – V. 33. – P. 303–310. – https://doi.org/10.1016/j.jcou.2019.06.011. – EDN: JAADBE

5. Применение метода SARA-анализа для характеристики нефтяных дисперсных систем / И.Р. Сафина [и др.] // Вестник Казанского технологического университета. – 2014. – Т. 17. – № 24. – С. 212–213. – EDN: THHJPH

6. Конторович А.Э. Рациональный комплекс современных методов анализа в органической геохимии // В сб. Современные методы анализа органической геохимии. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 1973. – С. 4–13.

7. Experimental study of the steam distillation mechanism during the steam injection process for heavy oil recovery / P. Liu [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – V. 166. – P. 561–567. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2018.03.096

8. Maity S.K., Ancheyta J., Marroquín G. Catalytic aquathermolysis used for viscosity reduction of heavy crude oils: A review // Energy & Fuels. – 2010. – V. 24. –

No. 5. – P. 2809–2816. – https://doi.org/10.1021/ef100230k

9. Каталитическое облагораживание высоковязкой нефти при паротепловой обработке с использованием катализаторов на основе металлов переходных групп / С.И. Кудряшов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 8. – С. 30–34. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-8-30-34. – EDN: ZDRWQL

10. Пат. № 2857881 C1 РФ, МПК E21B 49/00, G01N 33/24. Кернодержатель для насыпной модели пласта: заявл. 11.11.2025: опубл. 11.03.2026 / В.Н. Лебедев,

Р.Р. Афлятунов, О.С. Сотников, М.Т. Ханнанов; заявитель: ПАО «Татнефть» имени В.Д. Шашина. – EDN: WDOVRJ