Методика комплексного выбора композиции растворителя для воздействия на битуминозную нефть

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для комплексного выбора композиции растворителя путем оценки влияния композиции растворителя на растворяющую способность, а также на реологические и оптические свойства битуминозной нефти с целью снижения эксплуатационных затрат и повышения коэффициента нефтеизвлечения. В методике комплексного выбора композиции растворителя для воздействия на битуминозную нефть, включающей отбор проб битуминозной нефти со скважин, подготовку проб битуминозной нефти для исследования, выбор композиции растворителя, проведение реологических и оптических исследований с контрольной пробой и с пробами при взаимодействии с композицией растворителя, определение растворяющей способности композиции растворителя, комплексный выбор композиции растворителя для воздействия на битуминозную нефть осуществляют с учетом изменения динамической вязкости нефти при взаимодействии с композицией растворителя в зависимости от температуры и градиента скорости при максимальном снижении динамической вязкости раствора в сравнении с динамической вязкостью контрольной пробы битуминозной нефти при определенном виде ее подготовки, т.е. до воздействия композиции растворителя при обезвоживании нефти до содержания воды не более 3 мас.%, с учетом изменения коэффициента светопоглощения и концентрации асфальтенов в нефти при взаимодействии с композицией растворителя выбирают композицию растворителя, которая при взаимодействии с битуминозной нефтью обладает максимально приближенными значениями коэффициента светопоглощения и концентрации асфальтенов к значениям аналогичных показателей по контрольной пробе, а также с учетом оценки степени отмыва и степени диффузии исследуемой композиции растворителя, а именно выбирают такую композицию растворителя, которая характеризуется наибольшей степенью отмыва нефти от битумонасыщенного керна и наибольшей степенью диффузии композиции растворителя в битумонасыщенный керновый материал. Технический результат - повышение эффективности выбора растворителя. 9 ил.

 

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для комплексного выбора композиции растворителя путем оценки влияния композиции растворителя на растворяющую способность, а также на реологические и оптические свойства битуминозной нефти с целью снижения эксплуатационных затрат и повышения коэффициента нефтеизвлечения.

В настоящее время, наряду с тепловыми методами, использование легких углеводородов в качестве химических реагентов для увеличения коэффициента извлечения битуминозной нефти является весьма перспективным. Для эффективного извлечения битуминозной нефти требуется воздействовать на ряд компонентов нефти, чтобы улучшить реологические свойства жидкости. Таким образом, задача разработки методики комплексного выбора композиции растворителя с учетом изменения свойств добываемой нефти является актуальной.

Известна методика системного выбора растворителя для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО) с учетом оценки его влияния на кинетическую устойчивость нефти с использованием спектрофотометрических исследований (патент РФ №2570080, МПК Е21В 37/06, опубл. 10.12.2015). Методика включает в себя отбор проб АСПО с параллельным отбором проб продукции скважин, сравнительную оценку растворяющей способности анализируемых растворителей, определение изменения оптических свойств нефти после контакта с анализируемым растворителем, сравнение оптических свойств нефти после контакта с анализируемым растворителем с контрольной пробой, оценку влияния растворителя на кинетическую устойчивость нефти на основе фактора устойчивости, представляющего собой отношение установившейся оптической плотности нефти в верхнем слое нефти после перемешивания с растворителем, к оптической плотности верхнего слоя контрольной пробы нефти без контакта с растворителем, определение коэффициента эффективности, определяемого как произведение фактора устойчивости на эффективность растворения, и выбор растворителя, не оказывающего негативного влияния на кинетическую устойчивость и обладающего наиболее высокой растворяющей способностью.

Недостатком данной методики системного выбора растворителя для удаления АСПО является то, что используется оценка растворяющей способности анализируемых химреагентов только по одному параметру - кинетической устойчивости на основе фактора устойчивости без оценки степени отмыва и влияния на свойства добываемой нефти.

Наиболее близка к предлагаемому варианту методика, включающая исследования влияния растворителей на вязкостно-температурные свойства нефти (Рахимова Ш.Г. «Исследование применения теплового воздействия совместно с углеводородными растворителями для разработки залежей тяжелых нефтей». Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук, г. Бугульма, 2009, С. 11-14).

С целью выбора растворителя для совместного применения с тепловым воздействием проводят исследования физико-химических свойств углеводородных растворителей и способности к снижению межфазного натяжения на границе раздела «тяжелая нефть/вода». Определяют влияние температуры на растворяющую способность углеводородного растворителя методом экстрагирования образца битуминозной породы при температурах 25°С и 90°С. В исследуемом образце битуминозного песчаника при воздействии растворителем повышенной температуры (90°С) на основе выполненных исследований выработаны критерии применимости углеводородных растворителей для разработки тяжелых нефтей совместно с тепловым воздействием: высокая растворяющая способность относительно тяжелых нефтей, способность снижать межфазное натяжение на границе раздела «тяжелая нефть-вода», низкая коррозионная активность, отсутствие осаждаемости асфальтеносмолистых веществ тяжелых нефтей в данном растворителе, способность снижать устойчивость водонефтяных эмульсий.

Недостатком данного метода исследования по выбору растворителя является то, что оценка анализируемого растворителя выполняется с точки зрения ряда критериев, в каждом из которых отсутствуют четкие границы оценки эффективности растворителя. Кроме этого данный метод не учитывает изменение реологических свойств нефти при взаимодействии с растворителем, что является определяющим при изучении фильтрационных сопротивлений и способов воздействия на залежь с целью повышения нефтеотдачи пластов.

Цель изобретения - разработка методики комплексного выбора эффективной композиции растворителя для воздействия на битуминозную нефть с применением реологических и оптических методов исследования битуминозной нефти с учетом методов оценки растворяющей способности композиции растворителя при отмыве и диффузии.

Поставленная цель достигается тем, что методика комплексного выбора композиции растворителя для воздействия на битуминозную нефть включает в себя отбор проб битуминозной нефти со скважин, подготовку проб битуминозной нефти для исследования, выбор композиции растворителя, проведение реологических и оптических исследований с контрольной пробой и с пробами при взаимодействии с композицией растворителя и определение растворяющей способности композиции растворителя.

Новым является то, что комплексный выбор композиции растворителя для воздействия на битуминозную нефть осуществляют с учетом изменения динамической вязкости нефти при взаимодействии с композицией растворителя в зависимости от температуры и градиента скорости при максимальном снижении динамической вязкости раствора в сравнении с динамической вязкостью контрольной пробы битуминозной нефти при определенном виде ее подготовки, т.е. до воздействия композиции растворителя при обезвоживании нефти до содержания воды не более 3 мас. %, с учетом изменения коэффициента светопоглощения и концентрации асфальтенов в нефти при взаимодействии с композицией растворителя выбирают композицию растворителя, которая при взаимодействии с битуминозной нефтью обладает максимально приближенными значениями коэффициента светопоглощения и концентрации асфальтенов к значениям аналогичных показателей по контрольной пробе, а также с учетом оценки степени отмыва и степени диффузии исследуемой композиции растворителя, а именно выбирают такую композицию растворителя, которая характеризуется наибольшей степенью отмыва нефти от битумонасыщенного керна и наибольшей степенью диффузии композиции растворителя в битумонасыщенный керновый материал.

Данная методика комплексного выбора композиции растворителя для воздействия на битуминозную нефть включает в себя следующие измерения:

- измерение вязкости битуминозной нефти после воздействия композиции растворителя (измерение крутящего момента при заданном значении угловой скорости);

- измерение коэффициента светопоглощения и относительного содержания асфальтенов при регистрации спектра поглощения монохроматического света в видимой, ближней ультрафиолетовой и ближней инфракрасной областях светоизлучения;

- определение степени отмыва битуминозной нефти от предварительно измельченного кернового материала исследуемой композицией растворителя;

- определение степени диффузии при контакте исследуемой композиции растворителя в предварительно измельченном керновом материале в исследуемом диапазоне температур при изменении времени выдержки.

Предлагаемая методика комплексного выбора композиции растворителя для воздействия на битуминозную нефть поясняется прилагаемыми графическими материалами, где:

- на фиг. 1 представлена таблица с техническими характеристиками центрифуги UNIVERSAL 320R;

- на фиг. 2 представлена таблица с техническими характеристиками вискозиметра Rheotest RN 4.1;

- на фиг. 3 представлена таблица с результатами изменения реологических свойств битуминозной нефти при взаимодействии с исследуемыми составами композиций растворителя;

- на фиг. 4 представлена таблица со значениями концентрации асфальтенов и динамической вязкости битуминозной нефти до и после взаимодействия с исследуемыми составами композиций растворителей;

- на фиг. 5 представлена таблица с критериями оценки композиции растворителя на основе изменения реологических свойств нефти;

- на фиг. 6 представлена таблица с критериями оценки композиции растворителя на основе изменения оптических свойств нефти;

- на фиг. 7 представлена таблица с техническими характеристиками спектрофотометра UV-1800;

- на фиг. 8 представлена таблица с критериями оценки композиции растворителя на основе степени отмыва;

- на фиг. 9 представлена таблица с критериями оценки композиции растворителя на основе степени диффузии.

Методика комплексного выбора композиции растворителя для воздействия на битуминозную нефть устанавливает следующий порядок проведения исследований:

1) Отбор представительных проб осуществляется согласно ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб».

2) Подготовка проб битуминозной нефти.

При наличии в пробе свободной воды ее отделяют от эмульсии. Для этого заполняют делительную воронку в объеме 2/3 от максимальной вместимости и оставляют в вертикальном положении. Время отстаивания может быть принято равным от 1 до 5 часов в зависимости от устойчивости эмульсии и динамики отделения воды. Отделившуюся свободную воду сливают в приемник для дальнейшей утилизации/исследования. После отделения воды гравитационным способом производят обезвоживание пробы нефти с использованием центрифуги. Пробу нефти определенного объема помещают в центрифугу Universal 320R или ее аналог (с соответствующими техническими характеристиками согласно фиг. 1). Работу выполняют в соответствии с инструкцией по эксплуатации. После чего пробу нефти центрифугируют в течение 20 минут при частоте 4000 оборотов в минуту.

Остаточное содержание воды в пробе нефти после центрифугирования определяют с применением аппарата Дина-Старка согласно ГОСТ 2477-65 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды» (с Изменениями N1,2, 3). Замеряют объем выделившейся воды по формуле:

где V - объем воды, собравшейся в приемнике-ловушке, см3;

ρв - плотность испытуемого нефтепродукта при температуре взятия навески, г/см3;

- навеска нефтепродукта, взятая для испытания, г.

Для проведения дальнейших исследований остаточное содержание воды в исследуемой битуминозной нефти не должно превышать 3%. В случае, если остаточное содержание воды в исследуемой битуминозной нефти превышает 3%, необходимо провести повторное центрифугирование пробы битуминозной нефти при 40°С в течение 20 минут при 4000 об/мин.

3) Проведение реологических исследований битуминозной нефти до и после взаимодействия с композицией растворителя.

Измерения проводят на реостате RHEOTEST RN4.1 или его аналоге (с соответствующими техническими характеристиками согласно фиг. 2) с использованием измерительной системы, позволяющей оценить влияние градиента среза в широком диапазоне. Измерения выполняют в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

В опытах использовали следующие композиции растворителей, в состав которых входят компоненты с различными концентрациями: растворитель промышленный (РП), толуол, Нефрас, поверхностно-активное вещество (ПАВ):

- состав 1 (РП, толуол, Нефрас, малорастворимый НПАВ);

- состав 2 (РП, толуол, Нефрас, водорастворимый НПАВ);

- состав 3 (РП, толуол, водорастворимый НПАВ);

- состав 4 (РП, толуол).

Для сравнительной оценки влияния композиции растворителя сначала определяют реологические свойства контрольной пробы (КП) исследуемой битуминозной нефти без добавления композиции растворителя. Исследования выполняют при температурах 10, 20, 50 и 80°С. Определяют следующие параметры:

- начальное напряжение сдвига нефти, τ0;

- динамическую вязкость нефти, η.

При оценке эффективности растворяющей способности композиции растворителя проводят серию измерений указанных реологических свойств нефти после смешивания с композицией растворителя.

Для исследования реологических свойств битуминозной нефти с композицией растворителя при температурах 10 и 20°С запускают метод измерения эффективной вязкости битуминозной нефти с контролируемой скоростью сдвига с последовательным проведением трех отдельных тестов:

1. увеличение градиента среза до 800 с-1 в течение 800 секунд;

2. постоянное значение градиента среза 800 с-1 в течение 800 секунд;

3. уменьшение градиента среза до 0 с-1 в течение 800 секунд.

Для исследования реологических свойств битуминозной нефти с композицией растворителя при температурах 50 и 80°С запускают метод измерения эффективной вязкости битуминозной нефти с контролируемой скоростью сдвига с последовательным проведением трех отдельных тестов:

1. увеличение градиента среза до 300 с-1 в течение 300 секунд;

2. постоянное значение градиента среза 300 с-1 в течение 300 секунд;

3. уменьшение градиента среза до 0 с-1 в течение 300 секунд.

Загрузку нефти в смеси с композицией растворителя осуществляют нанесением 1 мл образца в центр измерительной пластины. Соединяют вместе конус и базовую измерительную пластину. При необходимости убирают излишки образца с помощью шпателя. Зазор между конусом и пластиной должен быть полностью заполнен. После термостатирования анализируемого образца в течение установленного времени проводят измерение. По полученным значениям эффективной вязкости проб битуминозной нефти (фиг. 3) при взаимодействии с исследуемыми составами композиций растворителя по формуле Бингамовской модели вязкопластичной жидкости определяют значения динамической вязкости:

где τ - напряжение сдвига, Па;

τ0 - напряжение сдвига при нулевой скорости сдвига, Па;

η - динамическая вязкость нефти, Па⋅с.

γ - скорость сдвига, с-1.

За результат исследования принимается среднее арифметическое трех измерений динамической вязкости нефти, при величине относительной погрешности опыта не более 5%.

По полученным значениям динамической вязкости растворов (фиг. 4) выбирают композицию растворителя, которая при взаимодействии с битуминозной нефтью максимально снижает динамическую вязкость раствора в сравнении с динамической вязкостью контрольной пробы (без смешивания с композицией растворителя).

На основе изменения динамической вязкости растворов до и после взаимодействия битуминозной нефти с композицией растворителя согласно разработанным критериям (фиг. 5) осуществляют выбор наиболее эффективной композиции растворителя.

4) Определение изменения оптических свойств битуминозной нефти после взаимодействия с композицией растворителя.

Исследования оптических свойств проб битуминозной нефти проводят методом спектрофотометрии с использованием высокоточного спектрофотометра UV-1800 или его аналога (с соответствующими техническими характеристиками согласно фиг. 6) и с использованием программного обеспечения, позволяющего обрабатывать результаты фотометрических и спектральных измерений, а также производить расчеты для многокомпонентного анализа.

Для сравнительной оценки влияния композиции растворителя сначала определяют значения коэффициента светопоглощения образца битуминозной нефти без добавления композиции растворителя (контрольная проба). При оценке влияния композиции растворителя на содержание асфальтенов в объеме исследуемых проб битуминозной нефти проводят серию измерений коэффициента светопоглощения нефти после взаимодействия с композицией растворителя.

При приготовлении образцов битуминозной нефти для исследования оптических свойств используют пробы обезвоженной нефти. С глубины 5-10 мм от верхнего слоя обезвоженной пробы битуминозной нефти шприцем отбирают образец объемом 2 мл для проведения измерений коэффициента светопоглощения контрольной пробы битуминозной нефти. Образец битуминозной нефти объемом 0,04-0,08 мл (в опыте 0,05 мл) растворяют в толуоле объемом 10 мл.

Подготавливают 4 кюветы с оптическим расстоянием 1,00 мм:

- в первую кювету («нулевой образец») вводят толуол;

- кюветы 2, 3, 4 заполняют исследуемыми образцами растворов проб битуминозной нефти.

При свободных кюветодержателях проводят обнуление и коррекцию базовой линии. Подготовленные кюветы устанавливают в спектрофотометр и закрывают стеклянными крышками. Выполняют спектрофотометрические исследования образцов растворов. Результаты сохраняют в виде кривых оптической плотности для различных длин волн. Выполняют не менее трех параллельных измерений. После завершения исследований контрольной пробы битуминозной нефти проводят серию экспериментальных исследований (не менее трех) с исследуемой пробой битуминозной нефти в смеси с композицией растворителя. По окончании измерений закрывают программу, выключают спектрофотометр, снимают, очищают кюветы фильтровальной бумагой, смоченной толуолом.

Предварительные результаты сохраняют в электронном варианте в виде таблиц со значениями оптической плотности и коэффициента светопоглощения в диапазоне длин волн от 350 нм до 1100 нм. Обработка результатов измерения заключается в вычислении значений коэффициентов светопоглощения при длине волны 630 нм для трех измерений.

Коэффициент светопоглощения при длине волны 630 нм рассчитывают по формуле:

где D - оптическая плотность, ед.;

с - объемная концентрация исследуемого раствора, д.е.;

L - толщина слоя раствора, см.

Объемную концентрацию исследуемого раствора рассчитывают по формуле:

где сн - объемная концентрация нефти в исследуемом растворе, доли единиц;

10,05 - суммарный объем толуола для разбавления (10 мл) и исследуемой пробы битуминозной нефти (0,05 мл).

По полученным значениям коэффициента светопоглощения и концентрации асфальтенов в исследуемых пробах битуминозной нефти (фиг. 4) согласно разработанным критериям (фиг. 5) выбирают композицию растворителя, которая при взаимодействии с битуминозной нефтью обладает максимально приближенными значениями коэффициента светопоглощения и концентрации асфальтенов к значениям аналогичных показателей по контрольной пробе (без смешения с композицией растворителя).

5) Оценка растворяющей способности (степени отмыва и степени диффузии) композиции растворителя по предлагаемой методике.

Для выполнения исследования степени отмыва нефти от кернового материала композицией растворителя используют битумонасыщенный керновый материал. Из образца битумонасыщенного кернового материала отбирают навеску массой 15 грамм и измельчают в фарфоровой ступке фарфоровым пестиком до получения несцементированной однородной массы. Подготавливают не менее 150 мл композиции растворителя для отмыва битуминозной нефти от навески кернового материала.

Взвешивают до постоянного веса (М1) высушенную коническую колбу №1 объемом Vi мл. В коническую колбу №1 помещают навеску измельченного кернового материала с исходной массой МК0. Из соотношения кернового материала и композиции растворителя 1:10 в коническую колбу №1 добавляют 150 мл исследуемой композиции растворителя, после чего коническую колбу №1 плотно закрывают крышкой. Измельченный керновый материал и композицию растворителя в конической колбе №1 перемешивают на перемешивающем устройстве при скорости 300 об/мин в течение 15 минут при комнатной температуре (20°С). После чего в течение 1 суток коническую колбу №1 выдерживают в статическом состоянии при комнатной температуре. Готовят воронку диаметром не менее 50 мм, под размер воронки вырезают фильтровальную бумагу, высушенную до постоянного веса МФ. Содержимое конической колбы №1 отфильтровывают через фильтровальную бумагу в коническую колбу №2 массой М2 грамм и объемом V2 мл. Остатки кернового материала на фильтровальной бумаге и в конической колбе №1 высушивают в сушильном шкафу при температуре 150°С. Взвешивают массу воронки с остатком кернового материала (МФК) и массу конической колбы №1 с остатком кернового материала после сушки (МКБ1). Расчетным методом определяют массу кернового материала после процесса отмыва битуминозной нефти композицией растворителя МК1:

где МФК - масса фильтровальной бумаги с остатком кернового материала после сушки, грамм;

МФ - исходная масса фильтровальной бумаги, грамм;

МКБ1 - масса конической колбы №1 с остатком кернового материала после сушки, грамм;

M1 - масса высушенной конической колбы №1, грамм.

Расчетным методом определяют степень отмыва битуминозной нефти исследуемой композицией растворителя от кернового материала S0:

где МК0 - исходная масса навески кернового материала, грамм;

МБН - масса битуминозной нефти, содержащейся первоначально в навеске кернового материала:

За результат испытания принимают среднеарифметическое значение результатов трех определений степени отмыва битуминозной нефти от кернового материала, вычисленное с погрешностью до 0,001% и округленное до 0,01%.

При выполнении исследования степени диффузии используют битумонасыщенный керновый материал, который измельчают в фарфоровой ступке фарфоровым пестиком до получения несцементированной однородной массы. Подготавливают не менее 150 мл композиции растворителя для определения степени диффузии.

Исследования проводят при 20, 50 и 80°С с тремя коническими колбами со временем выдержки 1, 4 и 8 часов.

Взвешивают до постоянного веса (МЦi) высушенные конические колбы №1, №2, №3 объемами 250 мл. В каждую коническую колбу помещают навеску измельченного кернового материала с исходной массой (МКi). Колбы №1, №2, №3 с керновым материалом помещают в колбонагреватель при температуре 50°С. Аналогичное количество колб используют при необходимости выполнения исследований при 80°С и при комнатной температуре (20°С). Из соотношения кернового материала и композиции растворителя 1:10 в каждую колбу добавляют по 150 мл исследуемой композиции растворителя. При выполнении экспериментов с нагревом до температур 50 и 80°С колбы последовательно соединяют с обратным холодильником.

Измельченный керновый материал с композицией растворителя в колбах №1, №2 и №3 выдерживают в течение 1, 4 и 8 часов соответственно. По истечении 8 часов нагрева (при 50 и 80°С) колбу №3 с содержимым оставляют на остывание в течение 12 часов в выключенном колбонагревателе до комнатной температуры. Аналогичные действия с содержимым колбы №3 после 8 часов выдержки выполняют в экспериментах при комнатной температуре (20°С).

Для выполнения дальнейших исследований керновый материал извлекают из колб. Готовят 3 воронки диаметром не менее 50 мм, под размер воронок вырезают фильтровальную бумагу, высушенную до постоянного веса МФi. Экстракты из колб №1, №2, №3 осторожно сливают в сухие конические колбы, а песок промывают до бесцветного состояния композиции растворителя. Остатки кернового материала на каждой из воронок и конической колбе высушивают в сушильном шкафу при температуре 150°С. Взвешивают массу каждой воронки с остатком кернового материала после сушки (МФКi) и массу каждой колбы с остатком кернового материала после сушки (MЦКi).

Расчетным методом определяют массу кернового материала (МКДi) после процесса диффузии:

где МФКi - масса фильтровальной бумаги с остатком кернового материала после сушки, грамм;

МФi - исходная масса фильтровальной бумаги, грамм;

MЦКi - масса цилиндра с остатком кернового материала после сушки, грамм;

MЦi - масса цилиндра, грамм.

Расчетным методом определяют степень диффузии Di:

где MКi - исходная масса навески кернового материала, грамм.

За результат испытания принимают среднеарифметическое значение результатов трех определений степени диффузии, вычисленное с погрешностью до 0,001% и округленное до 0,01%.

По полученным значениям степени отмыва и степени диффузии согласно разработанным критериям (фиг. 8 и фиг. 9) выбирают такую композицию растворителя, которая характеризуется наибольшей степенью отмыва нефти от битумонасыщенного керна и наибольшей степенью диффузии композиции растворителя в битумонасыщенный керновый материал.

Применение данной методики позволяет подобрать наиболее эффективную композицию растворителя для воздействия на битуминозную нефть с учетом наилучшей растворяющей способности, снижения динамической вязкости нефти и предотвращения выпадения асфальтенов. Комплексный выбор композиции растворителя направлен на повышение степени вытеснения битуминозной нефти, предотвращение снижения фильтрационно-емкостных свойств пласта из-за образования нефтяного шлама из тяжелых углеводородных компонентов.

Методика комплексного выбора композиции растворителя для воздействия на битуминозную нефть, включающая в себя отбор проб битуминозной нефти со скважин, подготовку проб битуминозной нефти для исследования, выбор композиции растворителя, проведение реологических и оптических исследований с контрольной пробой и с пробами при взаимодействии с композицией растворителя, определение растворяющей способности композиции растворителя, отличающаяся тем, что комплексный выбор композиции растворителя для воздействия на битуминозную нефть осуществляют с учетом изменения динамической вязкости нефти при взаимодействии с композицией растворителя в зависимости от температуры и градиента скорости при максимальном снижении динамической вязкости раствора в сравнении с динамической вязкостью контрольной пробы битуминозной нефти при определенном виде ее подготовки, т.е. до воздействия композиции растворителя при обезвоживании нефти до содержания воды не более 3 мас. %, с учетом изменения коэффициента светопоглощения и концентрации асфальтенов в нефти при взаимодействии с композицией растворителя выбирают композицию растворителя, которая при взаимодействии с битуминозной нефтью обладает максимально приближенными значениями коэффициента светопоглощения и концентрации асфальтенов к значениям аналогичных показателей по контрольной пробе, а также с учетом оценки степени отмыва и степени диффузии исследуемой композиции растворителя, а именно выбирают такую композицию растворителя, которая характеризуется наибольшей степенью отмыва нефти от битумонасыщенного керна и наибольшей степенью диффузии композиции растворителя в битумонасыщенный керновый материал.



 

Похожие патенты:

Изобретение может быть использовано в нефтяной отрасли для обработки пластовой воды, применяемой для заводнения нефтяного пласта. Способ включает стадию получения пластовой воды, содержащей смесь нефть-вода, извлекаемой из нефтеносного пласта, причем пластовая вода содержит полимерные соединения, повышающие вязкость.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для необратимой внутрипластовой молекулярной модификации глубокозалегаемых тяжелых углеводородов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости более 2,0 м3/(МПа⋅ч), эффективное воздействие кислотным составом на породу, выравнивание фронта обработки, увеличение дебита нефти до 50%.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, предназначенному для хранения и дозированной подачи (закачки) рабочих агентов в углеводородосодержащие продуктивные пласты трудноизвлекаемых запасов углеводородов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах. Способ включает закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей водорастворимый полимер полиакриламида - ПАА, ацетат хрома и воду.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах, регулирования охвата обрабатываемого пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин, и может быть использовано в низкотемпературных скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для обработки прискважинной зоны (ОПЗ) пластов с низкой проницаемостью. Используют комплексное гидроударно-волновое и химическое воздействие на пласт.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, предназначенному для хранения и дозированной подачи (закачки) рабочих агентов в углеводородосодержащие продуктивные пласты трудноизвлекаемых запасов углеводородов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойных зон скважин. Способ включает виброволновую обработку призабойной зоны в процессе отбора пластовых флюидов из скважины.

Изобретения относятся к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и стимуляции скважин посредством создания каналов в нефтяных пластах и устройствам для их осуществления.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям интенсификации добычи нефти. Технический результат – ограничение водопритоков из высокопроницаемых трещин гидравлического разрыва пласта, дополнительная добыча нефти, увеличение темпа разработки залежи углеводородов и текущего коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям интенсификации добычи нефти. Технический результат - повышение термостабильности эмульсионной системы, увеличение темпа разработки нефтегазоносного объекта, увеличение продолжительности положительного эффекта и дополнительная добыча нефти.

Настоящее изобретение относится к жидкой композиции, содержащей нитевидные полимерные частицы, подходящей для применения при добычи нефти, конденсата или газа из подземных месторождений.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, может быть использовано для повышения дебита малопродуктивных скважин и для реабилитации скважин, считающихся неперспективными.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для снижения выноса песка в газовых скважинах в начальный период эксплуатации. Технический результат - повышение эффективности способа снижения пескопроявлений в газовых скважинах с обеспечением минимального снижения потери проницаемости, повышение эффективности функционирования скважины за счет продления срока ее эксплуатации, а также упрощение и удешевление способа за счет исключения использования дорогостоящих реагентов и снижение времени проведения.
Изобретение относится к газовой промышленности, в частности, к разработке газогидратных месторождений. Способ добычи природного газа из газогидратной залежи заключается в том, что сооружают скважину на газопроницаемый газогидратный пласт, вскрывают этот пласт и периодического проводят закачку в призабойную зону пласта первичного агента, способного разлагать гидраты метана в термобарических условиях пласта, и затем закачку в призабойную зону пласта газообразного вторичного агента, содержащего диоксид углерода в количестве, обеспечивающем образование газовых гидратов диоксида углерода в термобарических условиях пласта, и затем проводят отбор добываемого газа.

Изобретение предназначено для применения в нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для диагностики местоположения асфальтосмолопарафиновых отложений по длине колонны насосно-компрессорных труб.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для комплексного выбора композиции растворителя путем оценки влияния композиции растворителя на растворяющую способность, а также на реологические и оптические свойства битуминозной нефти с целью снижения эксплуатационных затрат и повышения коэффициента нефтеизвлечения. В методике комплексного выбора композиции растворителя для воздействия на битуминозную нефть, включающей отбор проб битуминозной нефти со скважин, подготовку проб битуминозной нефти для исследования, выбор композиции растворителя, проведение реологических и оптических исследований с контрольной пробой и с пробами при взаимодействии с композицией растворителя, определение растворяющей способности композиции растворителя, комплексный выбор композиции растворителя для воздействия на битуминозную нефть осуществляют с учетом изменения динамической вязкости нефти при взаимодействии с композицией растворителя в зависимости от температуры и градиента скорости при максимальном снижении динамической вязкости раствора в сравнении с динамической вязкостью контрольной пробы битуминозной нефти при определенном виде ее подготовки, т.е. до воздействия композиции растворителя при обезвоживании нефти до содержания воды не более 3 мас., с учетом изменения коэффициента светопоглощения и концентрации асфальтенов в нефти при взаимодействии с композицией растворителя выбирают композицию растворителя, которая при взаимодействии с битуминозной нефтью обладает максимально приближенными значениями коэффициента светопоглощения и концентрации асфальтенов к значениям аналогичных показателей по контрольной пробе, а также с учетом оценки степени отмыва и степени диффузии исследуемой композиции растворителя, а именно выбирают такую композицию растворителя, которая характеризуется наибольшей степенью отмыва нефти от битумонасыщенного керна и наибольшей степенью диффузии композиции растворителя в битумонасыщенный керновый материал. Технический результат - повышение эффективности выбора растворителя. 9 ил.

Наверх