В статье рассмотрена оценка эффективности применения инновационного высокотемпературного реагента ХИММАСТЕР 500 при паротепловом воздействии на различных режимах закачки. Комплекс экспериментальных исследований, направленных на изучение процессов нефтеизвлечения путем паротеплового воздействия, был проведен с использованием уникальной научной установки, специально разработанной для физико-химического моделирования внутрипластового горения и парогравитационного дренирования. Методом физического моделирования при паротепловом воздействии на керновую модель пласта был определен коэффициент вытеснения нефти в базовом эксперименте при закачке пара. Полученные данные послужили контрольной точкой для сравнения эффективности других режимов закачки пара. Установлено, что реагент способствует снижению контактного угла смачивания, повышая смачиваемость породы водой, обладает высокой термостабильностью при температуре до 220 °С, а также обеспечивает прирост коэффициента вытеснения нефти на 4,7 % при совместной закачке с паром. При этом отмечена необходимость оптимизации условий применения реагента при его отдельной закачке, что требует дальнейшего изучения. На основе полученных данных доказана эффективность химического реагента, подобран оптимальный режим закачки пара с инновационной присадкой и обоснована его применимость для повышения нефтеотдачи на объектах, разрабатываемых термическими методами.
Список литературы
1. Николаева М.В., Атласов Р.А. Обзор технологий разработки месторождений тяжелых нефтей и природных битумов в условиях многолетнемерзлых пород // Нефтегазовое дело. – 2015. – Т. 13. – № 4. – С. 126-131. – EDN: VTKTBJ.
2. Selection of optimal EOR for extra-heavy crude oil displacement from low-permeability reservoirs / V.K. Derevyanko [et al.] // AIP Conference Proceedings. – AIP Publishing. – 2023. – V. 2929. – № 1. – https://doi.org/10.1063/5.0180385
3. Zeidani K., Gupta S.C. Surfactant-steam process: an innovative enhanced heavy oil recovery method for thermal applications // SPE-165545-MS. – 2013. – https://doi.org/10.2118/165545-MS
4. Feasibility of Foam-Enhanced Water-Gas Flooding for a Low-Permeability High-Fractured Carbonate Reservoir. Screening of Foaming Agent and Flooding
Simulation / V.K. Derevyanko [et al.] // SPE-217637-MS. – 2023. – https://doi.org/10.2118/217637-MS
5. Steam surfactant systems at reservoir conditions / A.H. Al-Khafaji [et al.] //SPE Western Regional Meeting. – SPE-10777-MS. – 1982. – https://doi.org/10.2118/10777-MS
6. Suncor Energy. Application for Chemical (Alkali and/or surfactant) Pad 22 co-injection test, Suncor Mackay River oil sands project, Energy Resources Conservative Board application. – 2011. – №. 1690728.
7. Connacher Oil and Gas Limited. Application to amend approval №. 10587E to add surfactant to the steam injected into well pairs 102W-04 & 102W-05 at Connacher’s Pod One SAGD facility, Energy Resources Conservative Board application. – 2011. – № 1707322.
8. Adhesion and surface energy of shale rocks / Duy Nguyen [et al.] // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. – 2017. – V. 520. –
P. 712–721. – https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2017.02.029
9. Исследования эффективности вытеснения нефти паром с использованием растворителя и катализатора / И.Ф. Минханов, А.В. Болотов, А.А. Аль-Мунтасер [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 6. – С. 54-57. –https://doi.org/10.24887/0028-2448-2021-6-54-57. – EDN: KVTBPS.
10. The influence of the content of clay minerals on the efficiency of steam treatment injection for the bitumen oils recovery / I.F. Minkhanov [et al.] //SOCAR Proceedings. – 2021. – Special Issue 2. – P. 65–75. – https://doi.org/10.5510/OGP2021SI200569
Юбилей Великой Победы
В юбилейном 2025 году подготовлены: - специальная подборка статей журнала, посвященных подвигу нефтяников в годы Великой Отечественной войны; - списки авторов публикаций журнала - участников боев и участников трудового фронта. |
