Исследование смесимости углекислого газа в нефти месторождений юго-востока Республики Татарстан с целью определения возможности его применения для методов увеличения нефтеотдачи
Юнусов И.М., Тахаутдинов Р.Ш., Новиков М.Г., Исаев А.А.,
Миронов Е.А.
Миронов Е.А.
ООО УК «Шешмаойл»
АО «Иделойл»
В статье представлены результаты исследований смесимости углекислого газа в нефти протвинского, бобриковского и тиманского горизонтов нефтяных месторождений юго-востока Республики Татарстан. По результатам лабораторных исследований выявлены основные зависимости вязкости нефти от давления и содержания углекислого газа в смеси, даны рекомендации для реализации непосредственных закачек углекислого газа с целью повышения нефтеотдачи пластов. В ходе проведения исследований было установлено, что оптимальными при закачке являются забойное давление, близкое к давлению насыщения нефти эксплуатируемого горизонта, и температура закачки газообразного СО₂, близкая к текущей температуре пласта.
Введение
На сегодняшний день как в России, так и в целом в мире все большую актуальность приобретает вопрос, связанный с проблемами глобального потепления, причиной которому в том числе является рост содержания углекислого газа (СО₂) в атмосфере. Основным из наиболее важных в мировой экономике является тренд соблюдения принципов устойчивого развития. Генеральной Ассамблеей ООН в сентябре 2015 г. была принята резолюция, в которой зафиксировано 17 целей устойчивого развития — и одной из основных является борьба с изменениями климата.
Сокращение выбросов парниковых газов в течение 30 лет до европейских показателей является одной из приоритетных задач для правительства Российской Федерации. С целью снижения объема выбросов СО₂ рассматриваются различные сценарии, и одним из наиболее перспективных и технически реализуемых направлений, связанных с сокращением выбросов углекислого газа в атмосферу, становится использование технологий CCUS (carbon capture/улавливание, utilization/использование-утилизация, storage/хранение) [1].
В сложившейся ситуации перед компаниями-операторами нефтегазовых месторождений появляются два новых потенциально возможных направления развития деятельности: прямая утилизация (захоронение) СО₂ [2, 3] и использование СО₂ для методов увеличения нефтеотдачи (МУН) [4].
Сокращение выбросов парниковых газов в течение 30 лет до европейских показателей является одной из приоритетных задач для правительства Российской Федерации. С целью снижения объема выбросов СО₂ рассматриваются различные сценарии, и одним из наиболее перспективных и технически реализуемых направлений, связанных с сокращением выбросов углекислого газа в атмосферу, становится использование технологий CCUS (carbon capture/улавливание, utilization/использование-утилизация, storage/хранение) [1].
В сложившейся ситуации перед компаниями-операторами нефтегазовых месторождений появляются два новых потенциально возможных направления развития деятельности: прямая утилизация (захоронение) СО₂ [2, 3] и использование СО₂ для методов увеличения нефтеотдачи (МУН) [4].
Утилизации СО₂ связана с закачкой побочных продуктов деятельности предприятий преимущественно металлургической, энергетической промышленностей и т. д. в нецелевые горизонты лицензионных участков и месторождений нефти компаний-операторов. Реализация данных мероприятий усложняется необходимостью оценки потенциала вмещающих коллекторов,
а самое главное — необходимостью проведения сложных бюрократических процедур по согласованию в государственных контролирующих и надзорных органах, что делает данное направление труднореализуемым. Второе направление, связанное с использованием СО₂
для МУН, — наиболее перспективное, в связи с возможностью применения побочных продуктов тяжелой промышленности в качестве технологий по повышению нефтеотдачи пластов. Технологический эффект от применения технологий по закачке углекислого газа обусловлен тем, что СО₂ растворяется в нефти и пластовой воде в большей степени по сравнению с другими газами. При растворении в нефти углекислый газ способствует снижению вязкости, увеличению нефти
в объеме, что в свою очередь способствует вытеснению остаточной, в том числе и неподвижной, нефти. При растворении СО₂ в воде улучшается смачиваемость породы водой, что приводит
к отмыву нефтяной пленки с поверхности породы, переводя ее в капельное состояние, таким образом увеличивая коэффициент вытеснения.
а самое главное — необходимостью проведения сложных бюрократических процедур по согласованию в государственных контролирующих и надзорных органах, что делает данное направление труднореализуемым. Второе направление, связанное с использованием СО₂
для МУН, — наиболее перспективное, в связи с возможностью применения побочных продуктов тяжелой промышленности в качестве технологий по повышению нефтеотдачи пластов. Технологический эффект от применения технологий по закачке углекислого газа обусловлен тем, что СО₂ растворяется в нефти и пластовой воде в большей степени по сравнению с другими газами. При растворении в нефти углекислый газ способствует снижению вязкости, увеличению нефти
в объеме, что в свою очередь способствует вытеснению остаточной, в том числе и неподвижной, нефти. При растворении СО₂ в воде улучшается смачиваемость породы водой, что приводит
к отмыву нефтяной пленки с поверхности породы, переводя ее в капельное состояние, таким образом увеличивая коэффициент вытеснения.
Обоснование проведения исследований смесимости углекислого газа в нефти
По данным на 2014 г. известно, что в мире реализуется 136 проектов по закачке углекислого газа, которые осуществляют 30 компаний-операторов. Из них 88 считаются успешными, 18 относят
к перспективным проектам, 20 начаты недавно, 10 проектов не удалось реализовать эффективно. Большая часть, а именно 128 из 136, реализуется в США. К самым молодым проектам по закачке двуокиси углерода можно отнести проекты, начатые в 2014 г. на месторождении Slaughter (Smith Igoe), которое находится в штате Техас, США, и обслуживается крупной американской нефтяной компанией Occidental. Несмотря на короткий срок, проект уже считается успешным, а прирост дебита составляет 2,65 м³/сут/скв. Проекты по закачке СО₂ на месторождениях Charlton 19
и Chester 16, расположенных в штате Мичиган, США, разрабатываемых компанией Core Energy, также стартовали в 2014 г. Что касается России, то в 80-х годах XX века на некоторых месторождениях Самарской области был осуществлен крупный эксперимент по закачке СО₂ в нефтяные пласты с использованием нагнетательных скважин [5]. В результате проведения опытно-технологических работ по закачке CO₂ на Радаевском (закачен наибольший объем CO₂) и Сергеевском нефтяных месторождениях установлено, что данный метод обладает достаточно высокой технологической эффективностью: за счет CO₂ дополнительно было добыто 218 тыс. т нефти (0,28 т на 1 т закачанного реагента). Несмотря на положительный экономический эффект, закачка диоксида углерода на Радаевском месторождении в конце 1989 г. была прекращена. Причиной завершения экспериментов было низкое качество строительства углекислотопровода, что привело к его аварийному состоянию и проблемам с доставкой CO₂.
к перспективным проектам, 20 начаты недавно, 10 проектов не удалось реализовать эффективно. Большая часть, а именно 128 из 136, реализуется в США. К самым молодым проектам по закачке двуокиси углерода можно отнести проекты, начатые в 2014 г. на месторождении Slaughter (Smith Igoe), которое находится в штате Техас, США, и обслуживается крупной американской нефтяной компанией Occidental. Несмотря на короткий срок, проект уже считается успешным, а прирост дебита составляет 2,65 м³/сут/скв. Проекты по закачке СО₂ на месторождениях Charlton 19
и Chester 16, расположенных в штате Мичиган, США, разрабатываемых компанией Core Energy, также стартовали в 2014 г. Что касается России, то в 80-х годах XX века на некоторых месторождениях Самарской области был осуществлен крупный эксперимент по закачке СО₂ в нефтяные пласты с использованием нагнетательных скважин [5]. В результате проведения опытно-технологических работ по закачке CO₂ на Радаевском (закачен наибольший объем CO₂) и Сергеевском нефтяных месторождениях установлено, что данный метод обладает достаточно высокой технологической эффективностью: за счет CO₂ дополнительно было добыто 218 тыс. т нефти (0,28 т на 1 т закачанного реагента). Несмотря на положительный экономический эффект, закачка диоксида углерода на Радаевском месторождении в конце 1989 г. была прекращена. Причиной завершения экспериментов было низкое качество строительства углекислотопровода, что привело к его аварийному состоянию и проблемам с доставкой CO₂.
Несмотря на довольно высокую технологическую эффективность мероприятий по газовому воздействию закачкой СО₂, данные технологии не нашли повсеместного применения по сравнению с другими МУН в силу ряда существенных геолого-технологических причин:
Смесимость — способность различных веществ (их агрегатных состояний) образовывать гомогенные системы между собой при термодинамическом взаимодействии без вступления в химическую реакцию.
В данной работе смесимость углекислого газа в нефти определялась через показатель динамической вязкости. Проведены исследования нефти следующих скважин месторождений:
Как видно из таблицы, исследованиями охвачено 3 горизонта по 3 этажам нефтеносности. Очевидно, что все это деление условное, но, несмотря на это, охват нефтяного разреза исследованиями максимален.
- слаборазвитая система улавливания и очистки побочного СО₂ на предприятиях;
- нерешенные проблемы с логистикой, вследствие особенностей PVT-свойств СО₂;
- малая геолого-физическая изученность флюидов и коллекторов месторождений на предмет возможности применения СО₂ для МУН [6].
Смесимость — способность различных веществ (их агрегатных состояний) образовывать гомогенные системы между собой при термодинамическом взаимодействии без вступления в химическую реакцию.
В данной работе смесимость углекислого газа в нефти определялась через показатель динамической вязкости. Проведены исследования нефти следующих скважин месторождений:
- скв. № 3821 протвинский горизонт (С₁pr) Ново-Шешминское месторождение;
- скв. № 8792 бобриковский горизонт (С₁bb) Аделяковское месторождение;
- скв. № 52 тиманский (D3tm) горизонт Заречное месторождение.
Как видно из таблицы, исследованиями охвачено 3 горизонта по 3 этажам нефтеносности. Очевидно, что все это деление условное, но, несмотря на это, охват нефтяного разреза исследованиями максимален.
Табл. 1. Условная этажность нефтяных горизонтов юго-востока Республики Татарстан
Проведение лабораторных исследований
Для выполнения работ в соответствии с программой лабораторных исследований была разработана методика проведения экспериментов и сконструирована лабораторная установка, принципиальная схема которой показана на рисунке 1.
Рис. 1. Принципиальная схема установки по исследованию влияния СО2 на реологические и физико-химические свойства пластовых нефтей: 1 — баллон СО2, 2–6 — манометры, 7 — счетчик газа, 8 — емкость мерная, 9 — пробоотборник нефть (газ), 10 — ячейка рекомбинированная,
11 — терморубашка, 12 — вакуумный насос, 13 — ловушка жидкостная, 14 — сосуд PVT,
15 — терморубашка, 16 — газометр, 17 — сепаратор, 18 — вискозиметр, 19 — емкость напорная,
20 — пресс измерительный, 21 — промежуточная емкость, 22 — емкость маслонасоса, 23 — насос высокого давления, 24–60 — вентиль запорный
11 — терморубашка, 12 — вакуумный насос, 13 — ловушка жидкостная, 14 — сосуд PVT,
15 — терморубашка, 16 — газометр, 17 — сепаратор, 18 — вискозиметр, 19 — емкость напорная,
20 — пресс измерительный, 21 — промежуточная емкость, 22 — емкость маслонасоса, 23 — насос высокого давления, 24–60 — вентиль запорный
Отбор проб нефти и газа для рекомбинации и дальнейших экспериментов производился в соответствии с СТО РМНТ 153-39.2-048-2003 «Отбор и исследования пластовых флюидов» [7].
Разработанная методика проведения экспериментов включает в себя рекомбинацию и проведение экспериментов без использования СО₂ и с использованием СО₂.
Разработанная методика проведения экспериментов включает в себя рекомбинацию и проведение экспериментов без использования СО₂ и с использованием СО₂.
Методика исследований
Рекомбинация без использования СО₂
Рекомбинация без использования СО₂
Производится рекомбинация нефти с газом в сосуде рекомбинации объемом 3 л. Перед началом рекомбинации подсоединенную арматуру сосудов 8 и 9 при открытых вентилях 32, 33, 34, 36, 38, 44 вакуумируют посредством вакуумного насоса 12. Далее закрывают вентили 32, 34, 36,3 8. Через открытые вентили 30, 31, 46, 47 посредством насоса 23, через отрытые вентили 49, 50 в промежуточной емкости 21 создается давление жидкости, которое вытесняет нефть из сосуда 9 и открытые вентили 38, 34, 35, 39, 40 в сосуд рекомбинации 10 2,5 л обезвоженной нефти. Далее под давлением не менее 1 МПа в сосуд рекомбинации 10 через емкость 9 переводится избыточное (примерно на 30 %) от ожидаемого газосодержания на испытываемом объеме количество отобранного из затрубного пространства газа, аналогично описанной выше процедуре перевода нефти в сосуд рекомбинации 10. После этого сосуд рекомбинации 10 термостатируется при помощи терморубашки 11 и термостата до пластовой температуры в течение 2 часов. При помощи насоса высокого давления 23 через открытые вентили 37, 45, 46, 49, 50 в сосуде рекомбинации 10 создается давление, равное пластовому, после закрывают вентиль 37. При пластовых условиях смесь нефти и газа тщательно перемешивается в течение 3 часов покачиванием сосуда рекомбинации 10. Далее давление в сосуде рекомбинации 10 медленно снижается до ожидаемого давления насыщения при перемешивании укачиванием. Выделившийся при этом газ отводится из сосуда рекомбинации через вентиль 39, полученная рекомбинированная проба перемешивается укачиванием до стабилизации показаний манометра 4, и давление в сосуде рекомбинации 10 снова поднимается до пластового.
Проведение экспериментов без использования СО₂
Перед началом перевода пробы в сосуд PVT 14 при открытых вентилях 41, 42, 43, 44, 51 система вакуумируется через вакуумный насос 12. Далее закрывают вентиль 44. Рекомбинированная проба из сосуда рекомбинации 10 через открытые вентили 39, 40, 41, 42, 43, 51 при сохранении пластового давления, путем поддержания его насосом высокого давления 23 через открытые вентили 37, 45, 46, 49, 50, в количестве 250 мл переводится в сосуд равновесия PVT 14, после окончания перевода, определенного по стабилизации показаний манометра 4 и 6, вентили 39 и 51 закрываются. Проба термостатируется при пластовой температуре. При пластовых давлении и температуре часть пробы из сосуда PVT 14 через открытые вентили 51, 52, 54, 59 переводится в вискозиметр высокого давления 18 (давление поддерживают через измерительный пресс 20), где замеряется время качения шарика в трубке, вычисляется значение динамической вязкости по формуле 1 [8, 9], т.е. методом Гепплера.
где μ — динамическая вязкость, мПа·с; τ — время качения шарика, с; ρш — плотность шарика, г/см³; ρж — плотность исследуемой жидкости, г/см³; К — постоянная вискозиметра.
Постоянная вискозиметра К зависит от размеров трубки и шарика и от угла наклона вискозиметра. Она определяется калибровкой вискозиметра жидкостями известной вязкости. Калибровка производится при атмосферном давлении. Для этого трубка вискозиметра заполняется эталонной жидкостью и определяется время качения шарика τ внутри трубки от одного конца до другого, которое фиксируется электронным секундомером. Исходя из вышеуказанной формулы 1 получаем:
Постоянная вискозиметра К зависит от размеров трубки и шарика и от угла наклона вискозиметра. Она определяется калибровкой вискозиметра жидкостями известной вязкости. Калибровка производится при атмосферном давлении. Для этого трубка вискозиметра заполняется эталонной жидкостью и определяется время качения шарика τ внутри трубки от одного конца до другого, которое фиксируется электронным секундомером. Исходя из вышеуказанной формулы 1 получаем:
Далее давление в сосуде PVT 14 через измерительный пресс 20 снижается до величины давления насыщения и вновь замеряется объем пробы по шкале измерительного пресса 20. После этого давление в сосуде PVT 14 вновь поднимается до пластового, проба термостатируется при температуре на 5 оС ниже пластовой и эксперимент по измерению объема пробы и значения вязкости повторяется при пластовом давлении и давлении насыщения. После этого в сосуде
PVT 14 вновь создаются пластовые условия. Замеряется газовый фактор при однократном разгазировании. Для этого при открытых вентилях 51, 52, 54, 56, 57 небольшая часть нефтегазовой смеси выпускается в сепаратор 17, при этом газ поступает через открытый вентиль 56 в газометр 16, замеряется обьем выделившегося газа, вес выпущенной нефти, после измеряется газосодержание. Газосодержание при однократном разгазировании вычисляется по формуле 3:
PVT 14 вновь создаются пластовые условия. Замеряется газовый фактор при однократном разгазировании. Для этого при открытых вентилях 51, 52, 54, 56, 57 небольшая часть нефтегазовой смеси выпускается в сепаратор 17, при этом газ поступает через открытый вентиль 56 в газометр 16, замеряется обьем выделившегося газа, вес выпущенной нефти, после измеряется газосодержание. Газосодержание при однократном разгазировании вычисляется по формуле 3:
где V¹Г — объем выделившегося газа, приведенный к стандартным условиям (температура — 20 °С, атмосферное давление 0,1013 МПа), см³.
Объем выделившегося газа в см³, приведенный к стандартным условиям, вычисляют по формуле 4:
Объем выделившегося газа в см³, приведенный к стандартным условиям, вычисляют по формуле 4:
где VГ — объем выделившегося газа при температуре окружающей среды, см³; А — коэффициент приведения объема газа к стандартным условиям.
Объем выделившегося газа в см³ при температуре окружающей среды вычисляют по формуле 5:
Объем выделившегося газа в см³ при температуре окружающей среды вычисляют по формуле 5:
где VГП — объем выделившегося газа, измеренный в газовой пипетке, см³; VТР — объем соединительных трубок, см³; VC — объем сепаратора, см³.
Коэффициент А для каждого опыта вычисляют по формуле 6:
Коэффициент А для каждого опыта вычисляют по формуле 6:
где РБАР — атмосферное давление, мм. рт. ст.;
Затем проба разгазируется и фиксируется объем нефти после разгазирования по шкале измерительного пресса 20.
Вычисляется обьемный коэффициент по формуле 7:
Затем проба разгазируется и фиксируется объем нефти после разгазирования по шкале измерительного пресса 20.
Вычисляется обьемный коэффициент по формуле 7:
где VH — объем сепарированной нефти при нормальных условиях (температуре 20 °С и давлении 0,1013 МПа), см³; Vnлнt — объем пробы при пластовом давлении и заданной температуре, см³.
Объем сепарированной нефти в см³ вычисляют по формуле 8:
Объем сепарированной нефти в см³ вычисляют по формуле 8:
где mH — масса сепарированной нефти, г; ρН — плотность сепарированной нефти при нормальных условиях (температуре 20 °С и давлении 0,1013 МПа), г/см³.
Массу сепарированной нефти в граммах вычисляют по формуле 9:
Массу сепарированной нефти в граммах вычисляют по формуле 9:
где m₂ — масса сепаратора с нефтью, г; m₁ — масса пустого сепаратора, г.
Определяются состав и плотность пробы выделившегося при однократном разгазировании газа. Плотность пластовой нефти определяется по формуле 10:
Определяются состав и плотность пробы выделившегося при однократном разгазировании газа. Плотность пластовой нефти определяется по формуле 10:
где ρГ — плотность выделившего газа, измеренная при определении состава газа хроматографическим методом при нормальных условиях, кг/м³.
Определяются физико-химические свойства сепарированной нефти.
Определяются физико-химические свойства сепарированной нефти.
Рекомбинация и проведение экспериментов с использованием СО₂
Для рекомбинации с СО₂ используются баллоны с углекислым газом с чистотой не менее 99,5 %. Вакуумируют систему через открытые вентили 32, 33, 34, 35, 36, 44 вакуумным насосом 12. Закрывают вентили 32, 34, 36, 44. В полученную рекомбинированную пробу из баллона 1 через открытые вентили 24, 25, 26, 27, 28 в мерную емкость 8 через счетчик газа 7 вводится углекислый газ из расчета 0,5 м³/т. После закрывают вентили 24, 25, 26, 27, 28. Через открытые вентили 32, 33, 35, 39, 40 переводят СО₂ в рекомбинационный сосуд 10. После закрывают вентили 32, 35, 39. Смесь тщательно перемешивается укачиванием при пластовых условиях до стабилизации давления, которое контролируется присоединенным манометром 4, и термостатируется терморубашкой
11 при помощи термостата. Часть полученной пробы (250 мл) переводится в сосуд равновесия, и повторяются эксперименты аналогично экспериментам без использования СО₂ при условиях согласно программам (протоколов) лабораторных исследований с последующими замерами вязкости смеси.
11 при помощи термостата. Часть полученной пробы (250 мл) переводится в сосуд равновесия, и повторяются эксперименты аналогично экспериментам без использования СО₂ при условиях согласно программам (протоколов) лабораторных исследований с последующими замерами вязкости смеси.
ИТОГИ
Проведенные исследования смесимости углекислого газа в нефтях протвинского, бобриковского и тиманского горизонтов месторождений юго-востока Республики Татарстан показывают общую сходимость ее параметров, похожих по физико-химическим свойствам нефтей различных горизонтов и этажей нефтеносности, а также помогают определить необходимые условия проведения технологий. Наибольший эффект по смесимости достигается на высоковязких нефтях, где процессы деасфальтенизации минимальны. Но необходимо понимать, что проведенные исследования не учитывают таких возможных осложнений в коллекторе при закачках, как прорыв газа, неполная смесимость, гравитационная сегрегация и образование газовых «вязких» пальцев с контуром деасфальтенизации [10, 11]. Реализация данных параметров при проведении непосредственных закачек требует особого подхода, не допускает шаблонного (один в один) переноса на реальные полевые условия.
ВЫВОДЫ
- Разработана методика проведения экспериментов; сконструирована лабораторная установка исследований изменения вязкости пластовой нефти, состава и свойств газа сепарации, сепарированной нефти, физико-химических свойств нефти.
- Проведен комплекс лабораторных исследований по определению влияния углекислого газа нефти на реологические и физико-химические свойства пластовых нефтей протвинского, бобриковского и тиманского горизонтов юго-востока Республики Татарстан.
- Оптимальным давлением при закачке СО₂ является забойное давление, близкое к давлению насыщения нефти горизонта, на котором производится обработка.
- Оптимальной температурой закачки СО₂ является температура разжиженного газа, близкая к реальной пластовой температуре горизонта, на котором производится обработка.
ЛИТЕРАТУРА
1. Кожин В.Н., Коновалов В.В., Губа А.С., Бодоговский С.В., Кравец М.З.,
Дядечко О.О. Оценка потенциала утилизации углекислого газа на нефтяных месторождениях Оренбургской области // Нефтепромысловое дело. 2020. № 8. С. 43–49.
2. Liu H.J., WereP., Li Q., Gou Y., Hou Z. Worldwide Status of CCUS Technologies and Their Development and Challenges. China Hindawi Geofluids. 2017. 25 p. (In Eng).
3. Новиков Д.А., Дульцев Ф.Ф., Юрчик И.И., Садыкова Я.В., Деркачев А.С., Черных А.В., Максимова А.А., Головин С.В., Главнов Н.Г., Жуковская Е.А. Региональный прогноз перспектив захоронения углекислого газа на территории Российской Федерации // Нефтяное хозяйство. 2022. № 3. С. 36–42.
4. Wang K., Wang G., Chunjing L. Research progress in carbon dioxide storage and enhanced oil recovery. IOP Conference Series Earth and Environmental Science 113(1). (In Eng).
5. Афанасьев С.В., Волков А.В., Прохоров П.Э., Турапин А.Н. «Зеленые» технологии в нетегазодобыче // Инновации и «зеленые» технологии: Региональная научно-практическая конференция. Самара, 29 ноября 2017. 2018. С. 102–110.
6. Трухина О.С., Синцов И.А. Опыт применения углекислого газа для повышения нефтеотдачи пластов // Успехи современного естествознания. 2016. № 3.
С. 205–209.
7. Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей. СТ 153-39.2-048-2003. Москва, 2003.
8. Isaev A.A., Takhautdinov R.Sh., Malykhin V.I., Sharifullin A.A. Development of novel methods and devices for measuring the total gas-oil ratio, oil and water production rates and fluid viscosity. SPE Annual Caspian Technical Conference held in Baku, Azerbaijan, 16–18 October 2019. SPE-198421-MS. (In Eng).
9. Исаев А.А., Тахаутдинов Р.Ш., Малыхин В.И., Шарифуллин А.А. Опыт применения нового вискозиметра для измерения вязкости продукции нефтяной скважины в промысловых условиях // Экспозиция нефть и газ. 2019. № 5. С. 37–40.
10. Дополнение к технологической схеме разработки Заречного месторождения Республики Татарстан. Протокол заседания ЦКР Роснедр по УВС № 7114 от 13.12.2017. Москва.
11. Отчет по договору № ГХ/РНЦ-2022 «Монтаж установки, проведение работ по отбору проб и определению прогнозной эффективности технологии закачки углекислого газа». Бугульма, 2022.
Дядечко О.О. Оценка потенциала утилизации углекислого газа на нефтяных месторождениях Оренбургской области // Нефтепромысловое дело. 2020. № 8. С. 43–49.
2. Liu H.J., WereP., Li Q., Gou Y., Hou Z. Worldwide Status of CCUS Technologies and Their Development and Challenges. China Hindawi Geofluids. 2017. 25 p. (In Eng).
3. Новиков Д.А., Дульцев Ф.Ф., Юрчик И.И., Садыкова Я.В., Деркачев А.С., Черных А.В., Максимова А.А., Головин С.В., Главнов Н.Г., Жуковская Е.А. Региональный прогноз перспектив захоронения углекислого газа на территории Российской Федерации // Нефтяное хозяйство. 2022. № 3. С. 36–42.
4. Wang K., Wang G., Chunjing L. Research progress in carbon dioxide storage and enhanced oil recovery. IOP Conference Series Earth and Environmental Science 113(1). (In Eng).
5. Афанасьев С.В., Волков А.В., Прохоров П.Э., Турапин А.Н. «Зеленые» технологии в нетегазодобыче // Инновации и «зеленые» технологии: Региональная научно-практическая конференция. Самара, 29 ноября 2017. 2018. С. 102–110.
6. Трухина О.С., Синцов И.А. Опыт применения углекислого газа для повышения нефтеотдачи пластов // Успехи современного естествознания. 2016. № 3.
С. 205–209.
7. Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей. СТ 153-39.2-048-2003. Москва, 2003.
8. Isaev A.A., Takhautdinov R.Sh., Malykhin V.I., Sharifullin A.A. Development of novel methods and devices for measuring the total gas-oil ratio, oil and water production rates and fluid viscosity. SPE Annual Caspian Technical Conference held in Baku, Azerbaijan, 16–18 October 2019. SPE-198421-MS. (In Eng).
9. Исаев А.А., Тахаутдинов Р.Ш., Малыхин В.И., Шарифуллин А.А. Опыт применения нового вискозиметра для измерения вязкости продукции нефтяной скважины в промысловых условиях // Экспозиция нефть и газ. 2019. № 5. С. 37–40.
10. Дополнение к технологической схеме разработки Заречного месторождения Республики Татарстан. Протокол заседания ЦКР Роснедр по УВС № 7114 от 13.12.2017. Москва.
11. Отчет по договору № ГХ/РНЦ-2022 «Монтаж установки, проведение работ по отбору проб и определению прогнозной эффективности технологии закачки углекислого газа». Бугульма, 2022.
Юнусов И.М., Тахаутдинов Р.Ш.,
Новиков М.Г., Исаев А.А.,
Миронов Е.А.
ООО УК «Шешмаойл»
АО «Иделойл»
yunusovim@shoil.tatais.ru,
isaeff-oil@yandex.ru
Новиков М.Г., Исаев А.А.,
Миронов Е.А.
ООО УК «Шешмаойл»
АО «Иделойл»
yunusovim@shoil.tatais.ru,
isaeff-oil@yandex.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Материалы: лабораторная установка исследований изменения вязкости пластовой нефти, состава и свойств газа сепарации, сепарированной нефти, физико-химических свойств нефти, вискозиметр, пробы нефти и попутного нефтяного газа.
Методы: рекомбинация нефти с газом, метод Гепплера, смешение углекислого газа в нефти, разгазирование, исследование PVT-свойств.
Методы: рекомбинация нефти с газом, метод Гепплера, смешение углекислого газа в нефти, разгазирование, исследование PVT-свойств.
смесимость углекислого газа, динамическая вязкость нефти, терригенные/карбонатные/нетрадиционные коллекторы, попутный нефтяной газ, вискозиметр, метод Гепплера
Юнусов И.М., Тахаутдинов Р.Ш., Новиков М.Г., Исаев А.А., Миронов Е.А. Исследование смесимости углекислого газа в нефти месторождений юго-востока Республики Татарстан с целью определения возможности его применения для методов увеличения нефтеотдачи //
Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 5. С. 60–64. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-5-60-64
Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 5. С. 60–64. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-5-60-64
18.08.2022
УДК 622.276.34
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-5-60-64
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-5-60-64
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88