Актуальность. Перспективным направлением разработки нефтяных месторождений является применение нетрадиционных способов добычи трудноизвлекаемых запасов. Особый интерес уделяется технологиям использования углекислого газа в условиях политики снижения углеродного следа в мировом энергобалансе. Диоксид углерода является одним из наиболее эффективных вытесняющих агентов для повышения нефтеотдачи пластов, который может растворяться в легкой и средней фракции нефти, способствуя ее набуханию, уменьшая вязкость и увеличивая подвижность. В связи с этим актуальной задачей является поиск и практическое применение эффективных решений. Одной из таких технологий использования углекислого газа является Huff-n-Puff. Цель: провести оценку мирового опыта применения технологии СО2 Huff-n-Puff; проанализировать факторы, влияющие на эффективность метода; установить взаимосвязь технологических факторов при использовании СО2 Huff-n-Puff. Объект: технология СО2 Huff-n-Puff. Методы: литературный обзор; анализ параметров технологии. Результаты. Технология СО2 Huff-n-Puff отличается эффективностью в широком спектре свойств пласта и нефти. В ходе исследований выявлены основные критерии эффективности технологии Huff-n-Puff, наиболее важным из которых является достижение полной растворимости углекислого газа в нефти. Основными факторами, влияющими на эффективность данного процесса, являются режимные технологические параметры, естественная и искусственная трещиноватость, молекулярная диффузия. Оценен эффект прироста нефтеотдачи от влияния геометрии и длины трещин. Авторами статьи для анализа параметров технологии и выявления статистических зависимостей использована тепловая карта и характеристики распределения. Также применен градиентный бустинг (метод машинного обучения) с использованием библиотеки SHAP для определения влияния технологических параметров на эффективность СО2 Huff-n-Puff. Установлен прирост нефтеотдачи от применения рассматриваемой технологии до 5,4%.

Актуальность. Потребление нефтепродуктов растет во всем мире, повышается доля трудноизвлекаемых запасов, поэтому традиционные технологии не позволяют извлечь остаточную нефть. Приоритетным направлением в нефтедобыче является развитие современных методов увеличения нефтеотдачи, которые смогут обеспечить высокий коэффициент нефтеотдачи на уже разрабатываемых, а также новых месторождениях. Такими методами являются водогазовое воздействие, полимерное заводнение и вытеснение нефти растворами поверхностно-активных веществ. Интерес к данным технологиям обусловлен повышением коэффициента нефтеизвлечения в условиях высоковязкой нефти и низкопроницаемых коллекторов. Цель: оценка эффективности технологии с помощью экспериментальных исследований вытеснения нефти водой, вытеснения нефти азотом и чередующегося метода водогазового воздействия. Объект: карбонатные модели пласта турнейского объекта Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Методы: исследования коэффициента вытеснения нефти с использованием фильтрационной установки высокого давления УИК-5ВГ: вытеснение водой, вытеснение азотом и чередующийся метод водогазового воздействия с цикличностью 0,2 порового объема. В опытах корректно воспроизведены пластовые начальные нефтенасыщенности и получены сопоставимые со средними проектными значениями коэффициенты вытеснения нефти водой. Результаты. Проведены экспериментальные исследования вытеснения нефти водой, вытеснения нефти азотом и чередующийся метод водогазового воздействия. Доказана перспективность технологии несмешивающегося чередующегося водогазового воздействия при маловязкой и вязкой нефти в условиях карбонатного коллектора. Выполнено прогнозирование и сравнение эффекта повышения нефтеотдачи при вытеснении растворами полимеров и поверхностно-активных веществ с эффективностью несмешивающегося чередующегося водогазового воздействия. Предложена методика прогнозирования эффективности несмешивающегося водогазового воздействия с помощью пересчетных коэффициентов.

Ссылка для цитирования: Илюшин П.Ю., Вяткин К.А., Козлов А.В. Исследование реологических свойств нефти в процессе образования органических отложений // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2022. – Т. 333. – № 6. – С.157-166. Актуальность исследования заключается в необходимости оценки изменения реологических свойств нефти в процессе образования асфальтосмолопарафиновых отложений. Существующие корреляционные зависимости позволяют определить вязкость нефти при известной температуре и плотности, однако их применение возможно лишь для нефтей конкретного региона и при постоянном компонентном составе. При этом в процессе добычи нефти нередко возникает проблема образования асфальтосмолопарафиновых отложений, что непосредственно влияет на ее компонентный состав. В случае, когда температура нефти выше температуры начала кристаллизации парафина, отложения адгезируются на холодную поверхность лифтовой колонны или нефтепромыслового оборудования, что приводит к изменению компонентного состава нефти и улучшению реологических свойств. В случае, если температура нефти ниже температуры начала кристаллизации парафина, образование данных отложений происходит в ее объеме нефти с формированием суспензии «нефть–отложения» и сопровождается значительным ухудшением ее реологических свойств. Исследование изменения реологических свойств нефти в процессе образования асфальтосмолопарафиновых отложений необходимо для более корректного моделирования процессов ее транспортировки, а также проектирования применения современных методов предупреждения образования данных отложений. Цель: оценить характер и степень влияния образования асфальтосмолопарафиновых отложений в тестовой секции установки «Wax Flow Loop» на реологические свойства исследуемой нефти при различных термических условиях. Методы: проведение лабораторных исследований нефти на установке «Wax Flow Loop», определение толщины асфальтосмолопарафиновых отложений в тестовой секции манометрическим и термометрическим способами. Результаты. Проведен ряд лабораторных исследований при различных температурах нефти. Получено, что ее реологические свойства ухудшаются со снижением температуры. Объем формируемых асфальтосмолопарафиновых отложений в исследовании различен, ввиду чего введен параметр удельного изменения вязкости, равный изменению вязкости нефти за время проведения исследования к объему сформированных отложений. Анализ данного параметра для проведенных исследований указывает на то, что при температуре нефти от 25 до 40 °C он принимает отрицательные значения, реологические свойства в процессе образования отложений улучшаются, причем удельное изменение вязкости в среднем составляет 1,25 мПа с/мл. При исследовании нефти при температуре 20 °C удельное изменение вязкости положительное, что говорит об образовании отложений в объеме нефти и значительном ухудшении реологических свойств. Выводы. Полученные экспериментальные результаты позволяют рассматривать динамику изменения реологических свойств нефти в процессе образования асфальтосмолопарафиновых отложений. Приведен параметр удельного изменения динамической вязкости при различных термических условиях образования асфальтосмолопарафиновых отложений. Получено, что при разных температурных условиях реологические свойства нефти меняются различным образом. Использование данных лабораторных исследований позволит увеличить точность моделирования процесса добычи и транспортировки нефти, а также оценить технологическую эффективность применения некоторых методов борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями.

Актуальность исследования заключается в необходимости повышения энергоэффективности добычи нефти на месторождениях, находящихся на поздних стадиях работки. Сущность работы заключается в интеграции периферийного нефтепромыслового оборудования, в том числе замерных установок, устройств по борьбе с отложениями, в единую со скважинами систему – интеллектуальную станцию управления. В настоящее время динамика работы скважин не влияет на параметры работы данных установок. При их интеграции в систему и написании соответствующих алгоритмов возможно увеличение энергоэффективности добычи нефти, снижение затрат на обслуживание скважин и, в перспективе, интеллектуализацию их работы. Цель: определить алгоритмы регулирования периферийного оборудования, работу которого можно оптимизировать на основании динамики изменения параметров работы нефтедобывающей скважины. Методы: гидравлическое моделирование работы куста скважин, численное определение напорной характеристики скважины, обзор научных источников и анализ параметров борьбы с органическими отложениями. Результаты. Приведены сценарии оптимизации работы нефтедобывающих скважин при интеграции в интеллектуальную станцию управления периферийных устройств. Так, интеграция устьевого блока подачи реагента, устройства очистки лифтовой колонны или станции управления греющего кабеля, при идентификации образования парафиновых отложений, может изменить режим работы, что позволит оптимизировать процессы борьбы с отложениями и увеличить межочистной период скважины. Расчет изменения устьевых давлений при значительном кратковременном изменении дебита одной или нескольких скважин позволит изменить диаметр штуцера на скважине, что сохранит точку пересечения напорной характеристики скважины и характеристики электроцентробежного насоса. Согласно технологическому расчёту, это позволит избежать нестабильной работы насоса и сохранить оптимальное значение коэффициента полезного действия, падение которого может превышать 2 %. Третий алгоритм описывает способ снижения затрат инженерно-технического персонала на обслуживание скважин при получении некондиционных данных дебита. При их получении предлагается запуск алгоритма оценки дебита скважины по косвенным данным – технология «Виртуальный расходомер». По результатам проверки система автоматически запустит повторный замер или сообщит инженерно-техническому персоналу о нарушениях в работе глубинно-насосного оборудования. Выводы. Полученные алгоритмы могут быть интегрированы в станции управления. Это обеспечит оптимизацию работы глубинно-насосного оборудования, увеличение межочистного периода скважины, а также снизит затраты времени инженерно-технического персонала на обслуживание скважин. Все представленные алгоритмы способны увеличить энергоэффективности добычи нефти, что является важной задачей при разработке месторождений на поздних стадиях.

Ссылка для цитирования: Илюшин П.Ю., Вяткин К.А., Козлов А.В. Теплопроводность формируемых органических отложений. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2022. – Т. 333. – № 2. – С. 90-97 Актуальность исследования обусловлена необходимостью увеличения точности моделирования процессов тепломассопереноса и образования органических отложений в нефтяных скважинах и линейных нефтепроводах. Во множестве моделей образования органических отложений опускается влияние их коэффициента теплопроводности на процесс конвективного тепломассопереноса в гетерогенной среде, однако учет данного параметра может значительным образом повлиять на получаемый результат, увеличивая термическое сопротивление трубопровода. Тепломассоперенос в объеме углеводородов является сложным процессом, который рассматривается как конвективный теплообмен, при котором учитываются процессы молекулярной диффузии вещества. В рамках данной работы рассматривается анализ диффузионных механизмов переноса тепла в органических отложениях, однако процессом диффузии вещества предлагается пренебречь. Образование данных отложений является одним из наиболее серьезных осложнений при добыче углеводородов на различных месторождениях углеводородов по всему миру, в частности в Пермском крае. Цель: оценить степень влияния компонентного состава флюида и его вязкости на коэффициент теплопроводности органических отложений данного флюида; определить возможность оценки коэффициента теплопроводности органических отложений без проведения дополнительных лабораторных исследований.  Методы: проведение лабораторных исследований на установке «WaxFlowLoop», определение компонентного состава флюида методом газовой хромотографии. Результаты. Для характеристики компонентного состава флюида была принята величина отношения низкомолекулярных ( ) компонентов к высокомолекулярным ( ). По результатам проведенных исследований получено, что коэффициент теплопроводности органических отложений увеличивается с ростом доли низкомолекулярных углеводородов в составе исследуемого флюида. Также определено наличие корреляции между динамической вязкостью флюида и величиной коэффициента теплопроводности органических отложений, снижающейся с ростом вязкость флюида. Выводы. Полученные экспериментальные результаты позволяют сделать вывод о возможности прогнозирования величины коэффициента теплопроводности органических отложений по свойствам исходного флюида. Использование величины коэффициента теплопроводности асфальтосмолопарафиновых отложений в процессе моделирования его образования, а также полученные корреляционные зависимости, позволят существенно продвинуться в вопросах моделирования процесса теплопередачи между флюидом и стенкой и образования органических отложений в нефтедобывающих скважинах и подземных нефтепроводах.