Об авторах about authors:

С.В. Алешкин1, С.М. Мартынов2 , К.Ю. Корнева2

1. ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр», г. Ижевск,  2. ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова, г. Ижевск

S.V. Aleshkin1, S.M. Martynov2, K.Yu. Korneva2

1. Izhevsk Oil Research Center CJSC, Izhevsk, 2. PJSC Udmurtneft named after V.I. Kudinov, Izhevsk

Аннотация:

Разработана адаптивная система минерализованного крахмально-биополимерного бурового раствора (МКБПР) на высокоминерализованной пластовой воде месторождений Удмуртской Республики. Показано, что стандартные, фиксированные рецептуры не обеспечивают стабильность реологических и фильтрационных свойств при плотностях 1,17 и 1,30 г/см3 из-за высокого содержания ионов кальция и хлоридов. Предложен адаптивный подход, основанный на динамическом регулировании pH каустической содой, корректировке соотношения биополимера и высоковязкого крахмала, а также контроле свойств после термостатирования. В результате достигнуто полное соответствие проектным параметрам, нулевая седиментация и снижение расхода органических реагентов. Адаптивная система позволяет существенно сократить затраты на буровые растворы без изменения состава реагентов и технологии бурения

Ключевые слова:

бурение скважин; полимерные буровые растворы; пластовые воды высокой минерализации; минерализованный крахмально-биополимерный буровой раствор (МКБПР); оптимизация рецептуры МКБПР; влияние минерализации пластовой воды на реологические и фильтрационные свойства МКБПР; МКБПР раз ной плотности, приготовленные на пластовой высокоминерализованной воде; механизмы нестабильности стандартных МКБПР; адаптивная система минерализованного крахмально- биополимерного бурового раствора

Abstract:

An adaptive system of mineralized starch bio polymer drilling fluid (MSBF) has been developed using highly mineralized formation water from deposits in the Udmurt Republic. It has been shown that standard fixed formulations do not ensure stability of rheological and filtration properties at densities of 1.17 and 1.30 g/cm3 due to the high content of calcium ions and chlorides. An adaptive approach is proposed, based on dynamic pH control using caustic soda, adjusting the ratio of biopolymer to high viscosity starch, and monitoring the properties after thermostating. As a result, full compliance with the design parameters has been achieved, along with zero sedimentation and reduced consumption of organic reagents. The adaptive system makes it possible to significantly reduce the costs of drill ing fluids without changing the composition of reagents and drilling technology.

Key words:

drilling of wells; polymer drilling fluids; reservoir waters of high mineralization; mineralized starch-biopolymer drilling fluid (MSBF); optimization of the MSBF formulation; the effect of mineralization of reservoir water on the rheological and filtration properties of MSBF; MSBF of different densities prepared on highly mineralized reservoir water; mechanisms of instability of standard MSBF; adaptive system of mineralized starch-biopolymer drilling mud

Об авторе about author:

А.Е. Добрыднев  /ООО «Цитадель Технология», г. Москва/

A.E. Dobrydnev /"Citadel Technology" LLC, Moscow/

Аннотация:

Описан новый подход к проектированию буровых растворов, позволяющий предупреждать осложнения при бурении, а не бороться с ними. Показаны недостатки существующего классического подхода к проектированию буровых растворов и возможности нового подхода, кардинально меняющего последовательность и критерии эффективности подбора компонентов при проектировании и разработке технологий и химреагентов. На примере технологии борьбы с сальникообразованием приведено сравнение классического подхода и нового подхода. Представлены инновационные разработки – высоко эффективные химреагенты, позволяющие предупреждать осложнения, возникающие при бурении скважин.

Ключевые слова:

бурение скважин, предупреждение осложнений при бурении, буровые растворы, проектирование буровых растворов, химреагенты, изучение геохимических свойств пород, концентрированные химреагенты, совместимость реагентов, предупреждение осложнений при бурении, комплексный микрокольматант-ингибитор глин SOB1200, модификатор трения LUB9800, противосальниковая добавка OMX9800НD, комплексный инкапсулирующий модификатор реологии POP9300HD, решение проблемы обвалообразования, инновационный ингибитор глин SD221

Abstract:

The author of the paper presents the new approach to the designing of drilling fluids, which makes it possible to prevent drilling complications rather than to control them. The author illustrates the disadvantages of the existing classical approach to the designing of drilling fluids and the possibilities of the new approach that radically changes the sequence and effective criteria for the component selection while designing and developing the technologies and chemicals. The paper contains the comparison of the classical approach versus the new approach while controlling the process of drill bit packing. The author also presents the innovative developments, i.e. highly effective chemicals that can prevent complications that occur during the process of well drilling.

Key words:

drilling a well, prevention of drilling complications, drilling fluids, designing of drilling fluids, chemicals, study of geo-chemical properties of formation, concentrated chemicals, compatibility of reagents, prevention of drilling complications, complex micro-clogging SOB1200 clay inhibitor, LUB9800 friction modifier, OMX9800 anti-pack additive, POP9300HD complex encapsulating rheology modifier, resolving the problems of formation collapse, SD221 innovative clay inhibitor

Об авторах about authors:

С.И. Смирнов, С.В. Крюков, к.х.н., Н.Е. Мячина /ЗАО «Полицелл», г. Владимир/

S.I. Smirnov, S.V. Kryukov, PhD, N.E. Myachina /"Polycell" CJSC, Vladimir/

Аннотация:

Представлены экологически безопасные, высокоэффективные химических реагенты для строительства и ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов, произведенные на основе сырья растительного происхождения: производных целлюлозы, крах мала, продуктов сульфатно-целлюлозного производства, лигноцеллюлозных комплексов и нетоксичных минеральных добавок. Приведены технические показатели реагентов, их характеристики, преимущества, модификации и решаемые с их помощью задачи. Рассказывается об универсальных смазочных добавках «Глитал» и «Политал», основу которых составляют растительные масла, обеспечивающие снижение коэффициента трения и эффективно используемые для ликвидации прихвата бурового инструмента.

Ключевые слова:

строительство и ремонт скважин, повышение нефтеотдачи пластов, карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), полианионная целлюлоза (ПАЦ), реагент с повышенной термостойкостью – «Полицелл КМЦ-ТС», повышение термостойкости глиносодержащих буровых растворов, фильтрация бурового раствора, обеспечение стабилизации стенок скважины при бурении в глинистых сланцах, буровые реагенты на основе карбоксиметилированных крахмалов, многотоннажный крахмальный реагент КМК-БУР, реагенты на основе гидроксиэтилцеллюлозы марки «Сульфацелл», гидроксиэтилцеллюлоза, стабилизация вязкости и фильтрации бурового раствора, реагенты на основе кольматантов марки «ПОЛИЦЕЛЛ ЦФ», универсальные смазочные добавки «Глитал», высокоэффективная смазочная добавка в пресных и маломинерализованных буровых растворах, смазочная добавка «Политал»

Abstract:

The authors of the paper present environmentally safe, high-effective chemical reagents for well construction and maintenance as well as for enhanced oil recovery. These reagents are produced at the basis of plant-based raw materials: cellulose derivatives, starch, products of sulfate-cellulose production, ligno-cellulose complexes and non-toxic mineral additives. The paper presents reagents specification, their characteristics, advantages, modifications and the objectives resolved by them. The authors inform on "Glital" and "Polytal" universal lubricants, which are based on vegetable oils that reduce friction factors and are effectively used to control the cases with drilling tool differential sticking.

Key words:

well construction and maintenance, enhanced oil recovery, carboxymethyl cellulose (CMC), polyanionic cellulose (PAC), "Polycell" KMC-TS high-temperature resistant reagent, increasing the thermal resistance of clay-containing drilling fluids, filtration of drilling mud, ensuring well-bore stability while drilling in clay shales, drilling reagents based on carbonxymethylated starches, KMK-BUR multi-tonnage starch reagent, reagents based on "Sulphacell" hydroxyethyl cellulose, hydroxyethyl cellulose, stabilization of drilling mud viscosity and filtration, "POLYCELL CF" brand of clogging-based reagents, "Glital" universal lubricating additives, high-effective lubricant additive in fresh and low-mineralized drilling fluids, "Polytal" lubricating additive

Об авторе about author:

В.В. Быковский, /ООО «Когалымский завод химреагентов», г. Когалым/

V.V. Bykovsky /Kogalym Chemical Plant LLC, Kogalym/

Аннотация:

Поднята тема, связанная с оптимизацией и усовершенствованием рецептуры реагентов, используемых при разработке ТрИЗ и иных сложно разрабатываемых объектов (с повышенным содержанием сероводорода, специфической реологией эмульсии, ионным составом водной фазы нефтегазоводяной жидкости (НГВЖ) или повышенной температурой пласта). Представлен опыт организации и внедрения новаторских подходов и технологических решений преимущественно на эстафетно- этапном формате применения химических реагентов с обозначением потенциала выхода на сквозной формат – техпроцесс от Up Stream до Down Stream. В качестве основной рабочей модели при организации НИР использовалась концепция идентификации осложнений, оценки их взаимного влияния и принятия решений о пути их купирования. Представлена использованная аналитическая группировка осложненных скважинных фондов, нефтепромысловых объектов и оборудования по структуре и взаимосвязи осложнений для отделения базовых и специфических объектов и повышения продуктивности разработки, подбора, испытаний и приме нения реагентов. Приведены схема организации работ эстафетно- этапного формата применения химических реагентов на примере промыслового элемента потока Up Stream и схема формирования решения по пригодности компонентов рецептуры и предпочти тельной агрегатной форме реагента. Результаты эффективности применения представленного подхода рассматриваются на конкретных примерах, в частности на нескольких кон курирующих рецептурах ингибитора солеотложений, что позволяет сделать вывод о рациональном подходе и при наработке данных, который может быть масштабирован и стандартизирован в рамках отрасли.

Ключевые слова:

форматы разработки и применения реагентов; оценка прямых и побочных эффектов от воздействия химических реагентов и материалов; эстафетно- этапный подход к разработке реагентов; сквозной формат раз работки реагентов (от Up Stream до Down Stream); осложненные скважинные фонды; раз работка трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ); концепция классической идентификации осложнений; повышение продуктивности разработки, подбора, испытаний и применения реагентов; физико-химический анализ (ФХА); промысловый элемент потока Up Stream; матричное решение по пригодности компонентов рецептуры химических реагентов; ингибитор солеотложений; рациональное применение ингибиторов коррозии; повышение эффективности промысловой подготовки фаз нефтегазоводяной жидкости (НГВЖ)

Abstract:

In the paper they represent the topic related to the use of an optimization and unification concept to the process of reagent formulation specialization that are used in processes of HRR development and in other hard-to-develop objects (with increased hydrogen sulfide content, with specific rheology of the emulsion, ionic composition of aqueous phase in O/G/W fluid or with higher formation temperature). The paper also presents the experience in organizing and application of inno vative approaches and process solutions, which has been industrially tested in sequential-stage format with the applica tion of chemical reagents, but with the designation of a poten tial to come to end-to-end format, i.e. the entire technological process from "Upstream" to "Downstream". The concept of sequential identification of challenges, evaluation of their mutual impact, and decision-making on the methods to treat them was used as the main working model in the organization of research and studies. They used the author's analytical and empirical grouping of challenged well-bore funds, oilfield objects and equipment as per the structure and relationship of these complications, division of them into basic and specific objects, increasing the productivity of reservoir development, selection, testing and application of the reagents. The paper contains the scheme for organizing work in relay-stage format for the application of chemical reagents as based at the exam ple of an industrial element in "Upstream" and the scheme for the formulation of a decision on the suitability of formulation components, the preferred aggregate form and the most justi fied technology of the reagent application. The results illustrating the evaluation of the presented approach are considered using the example of several competing salt-deposition inhibiting formulations that pro vide various levels of ionic composition stabilization in aqueous phase of operating media, concomitant relief of several related corrosion and regime complications, and also allows to conclude on the rational approach, and with the development of source data – the prospect of moving from a predominantly relay-stage reagent development and application procedure to end-to-end format, i.e. for the entire technolog ical process from "Upstream" to "Downstream", with subsequent scal ing and standardization within the industry

Key words:

formats for the designing and application of reagents and chemical technologies; evaluation of direct and side effects for the action of chemical reagents and materials; relay-stage procedure in reagent designing; end-to-end format (procedure) for reagent designing (from "Upstream" to "Downstream"); stationary and dynamic complicat ed well-bore funds; development of hard-to-recover reserves (HRR), the concept of classical and specialized identification of well complications; increasing productivity in the area of field development, selection, testing and application of reagents; basic and specialized set of physi cal and chemical analyses (PChA); in-field element of "Upstream" flow; matrix solution for the suitability of chemical reagent formulation com ponents; inhibition of salt deposition and rational use of corrosion inhibitors; improving the efficiency of in-field treatment for the phases of oil/gas/water containing fluids (OGWF)

Об авторах about authors:

М.Р. Хисаметдинов, к.т.н. Этот e-mail адрес защищен от спам-ботов, для его просмотра у Вас должен быть включен Javascript С.И. Гареев А.А. Апраксин Г.Ф. Фархутдинова /ТатНИПИнефть АО «Татнефть» имени В.Д. Шашина, г. Альметьевск/

M.R. Khisametdinov, PhD., S.I. Gareev, A.A. Apraksin, G.F. Farkhutdinova /"TatNIPIneft" JSC "Tatneft" named after V.D. Shashin, Almetyevsk/

Аннотация:

Рассмотрен опыт применения микробного полисахарида ксантана для увеличения нефтеизвлечения. Известны четыре основные группы полисахаридов, из которых в нефтедобыче наиболее часто применяются полисахариды микробного и растительного происхождения. По результатам сопоставления ксантана и полиакриламида показаны преимущества полиакриламида как агента для полимерного заводнения, что открывает возможности совершен ствования ксантана как возможной альтернативы для химического заводнения. Ксантан может использоваться в первую очередь как альтернативный гелеобразующий полимер для выравнивания профиля приемистости. Результаты применения технологии РБК-М в ПАО «Татнефть», основанной на применении гелеобразующих композиций ксантана, подтверждают ее эффективность и открывают возможности модификации ксантана для целей полимерного заводнения.

Ключевые слова:

нефтедобыча, микробные и растительные полисахариды, увеличение нефтеизвлечения, микробный полисахарид ксантан, бактерии рода Xanthomonas, гидроразрыв пласта, полимерное заводнение (ПЗ), оценка применимости поли акриламида (ПАА) и ксантана для ПЗ, биополимерное направление увеличения нефтеизвлечения, выравнивание профиля приемистости гелеобразующими композициями ксантана, технология закачки модифицированных композиций ксантана РБК-М

Abstract:

The group of authors discuss the experience of applying microbial xanthan poly-saccharide to enhance oil recovery. There are four main groups of poly-saccharides, of which microbial and plant poly-saccharides are the most commonly used in oil production processes. Based on the results of comparing xanthan and poly-acrylamide, the authors illustrate the advantages of poly-acrylamide as the agent for polymer flooding, this opens up the opportunities for improving xanthan as a possible alternative for chemical flooding. Xanthan may be used primarily as an alternative gel-forming polymer for injectivity conformance control. The results of RBC-M technology application at "Tatneft" PJSC, based on the use of xanthan gel-forming composi tions, confirm its efficiency and open up possibilities for xanthan modification to be used for polymer flooding purposes.

Key words:

oil production, microbial and plant poly-saccharides, enhanced oil recovery, microbial xanthan poly-saccharide, bacteria of Xanthomonas genus, hydraulic fracturing, polymer flooding (PF), evaluation of poly-acrylamide (PAA) and xanthan application for PF, biopolymer sphere in enhanced oil recovery, injectivity conformance control with gel-forming xanthan compositions, technology to inject modified RBC-M xanthan compositions

Об авторах about authors:

С.В. Аксенова1,2, М.А. Силин1, д.х.н., проф., Л.А. Магадова1, д.т.н., проф.,

1. РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, г. Москва, 2. НТЦ АО «Зарубежнефть», г. Москва

S.V. Aksenova1,2, M.A. Silin1, DSc, Prof., L.A. Magadova1, DSc, Prof.

1. National University of Oil and Gas "Gubkin University", Moscow, 2. STC Zarubezhneft JSC, Moscow

Аннотация:

Рассмотрена возможность применения гидролизованного полиакрилонитрила в составе композиции для селективной изоляции водопритока в условиях высокой минерализации пластовых вод. Предложена композиция в виде обратной эмульсии типа «вода в нефти», дисперсной фазой которой является раствор гелеобразователя с хромсодержащим сшивающим агентом, а дисперсионной средой – углеводородная фаза, стабилизированная маслорастворимым поверхностно-активным веществом (ПАВ).

Ключевые слова:

месторождения с осложненными геолого-физическими характеристиками, трудно извлекаемые углеводородные запасы (ТрИЗ), обводненность добывающих скважин с горизонтальным окончанием ствола, ограничение водопритока (ОВП) в горизонтальные скважины, реагенты для снижения обводненности добывающих скважин, гидролизованный полиакрилонитрил (ГИПАН), изоляционная эмульсионная композиция с гелеобразователем, селективное ограничение водопритока в условиях высокой минерализации пластовых вод, контроль водопритока в скважинах в условиях высокой минерализации пластовых вод, раствор ПАВ эмульгатора в углеводородном растворителе, полимер-гелеобразователь, сшивающий агент, получение прочного изоляционного экрана

Abstract:

The paper examines the possibility of using hydrolyzed polyacrylonitrile as part of a composition for selective WSO under conditions of high salinity of formation waters. A composition in the form of an inverse "water-in-oil" emulsion is proposed, where the dispersed phase is a solution of a gelling agent with a chromium-containing crosslinking agent, and the dispersion medium is a hydrocarbon phase stabilized by an oil-soluble surfactant.

Key words:

fields with complicated geological and physical characteristics, hard-to-recover hydrocarbon reserves (HRR), water-cut in production wells with horizontal end of well-bore, water inflow control (WSO) into horizontal wells, reagents to reduce water cut in production wells, hydrolyzed polyacrylonitrile (HYPANE), isolating emulsion composition with gelling agent, selective water inflow control in conditions of formation water high salinity, water flow control in wells in conditions of formation water high salinity, surfactant-emulsifier solution in hydrocarbon solvent, gelling polymer, cross-linking agent, arrangement of durable insulating barrier

Об авторах about authors:

А.И. Шипилов1, к.х.н., С.Г. Меркушов2,  Е.С. Худолеева3, к.х.н., Н.Н. Попова2, В.М. Гунькин3,

1. ООО «Зиракс», г. Пермь,  2. ООО «Зиракс», г. Волгоград,  3. ООО НПО «НИИПАВ», г. Волгодонск

A.I. Shipilov1, PhD, S.G. Merkushov2, E.S. Khudoleeva3, PhD, N.N. Popova2, V.M. Gunkin3

1. "Zirax" LLC, Perm,  2. "Zirax" LLC, Volgograd,  3. "NIIPAV" SRC LLC, Volgodonsk

Аннотация:

Приводятся результаты исследования новых ингибиторов коррозии для соляной кислоты и минеральных сред на основе солей кальция, обеспечивающих высокий защитный эффект, в том числе при повышенных температурах, и ориентированных преимущественно на использование в технологиях нефтедобычи, поскольку в разработанных ингибирующих композициях отсутствуют хлорорганические и четвертичные аммонийные соединения. Приводятся основные закономерности ингибирующего эффекта и предполагаемая трактовка полученных результатов.

Ключевые слова:

кислотная обработка скважин; глушение скважины; соляная кислота; водно-солевые растворы; предотвращение коррозии; ингибиторы коррозии; четвертичные аммониевые соединения (ЧАС); хлорорганические соединения (ХОС); ингибиторы, не содержащие ХОС; ингибирование соляной кислоты; ингибитор коррозии на основе имидазолина ДОН ИК-01; ингибирование водно- солевых растворов; реагент на основе алифатических аминов ИК-2

Abstract:

The authors present the survey results of new corrosion inhibitors for hydrochloric acid and mineral media based on calcium salts, which provide high protective effect, including in conditions of higher temperatures, and are mainly aimed at use in oil production processes, since the previously-designed inhibitory compositions have no organochlorine and qua ternary ammonium compounds. The paper con tains the main patterns of inhibitory effect and the intended interpretation of the results gained.

Key words:

acid treatment of wells; well-killing process; hydrochloric acid; water-saline solutions; corrosion prevention; corrosion inhibitors; quaternary ammonium compounds (QAC); organochlorine compounds (OHC); inhibitors with zero OHC content; inhibition of hydrochloric acid; corrosion inhibitor based on DON IK-01 imidazoline; inhibition of water-saline solutions; reagent at the basis of IK-2 aliphatic amines

Об авторах about authors:

А.В. Гончаров, к.х.н., Е.Б. Кривцов, к.х.н. /Институт химии нефти СО РАН (ИХН СО РАН), г. Томск/ A.V. Goncharov, PhD, E.B. Krivtsov, PhD /Institute on Petroleum Chemistry SB RAS, Tomsk/

Аннотация:

Данная работа посвящена изучению превращения компонентов высокосернистого гудрона Ново- куйбышевского НПЗ в процессе каталитического акватермолиза. Нефтяной остаток подвергался паротепловому воздействию в реакторе высокого давления при температуре 500 °C и продолжительности процесса 30–45 минут. В качестве каталитической добавки применялся гематит (оксид железа (III)). Установлены основные закономерности изменения материального баланса процесса и компонентного состава жидких продуктов акватермолиза в зависимости от количества гематита. Показано, что применение гематита в небольших количествах способствует снижению выхода твердых продуктов крекинга. Методом газожидкостной хроматографии исследованы фракционный состав продуктов и распределение производных тиофена. Показано, что в процессе термического крекинга гудрона степень удаления серы из состава жидких продуктов незначительна. Интенсивно образуются и накапливаются производные тиофена, что ухудшает качество полу чаемых дистиллятных фракций. Применение гематита способствует снижению содержания серы в составе жидких продуктов крекинга практически на 40 % отн.

Ключевые слова:

тяжелое углеводородное сырье (ТУС), переработка ТУС, облагораживание тяжелого нефтяного сырья (ТНС), акватермолиз в субкритической воде, крекинг ТНС в сверхкритической воде (СКВ), крекинг ТНС в присутствии водяного пара, повышение глубины обессеривания тяжелого нефтяного сырья, термический крекинг, акватермолиз гудрона в присутствии оксида железа, бензотиофен, акватермолиз в присутствии гематита

Abstract:

This paper is dedicated to the study of high-sulfur tar components transformation at Novo Kuibyshevsk refinery in the process of catalytic aqua-thermolysis. The oil residue was subjected to steam-thermal exposure inside high-pressure reactor at a temperature of 500°C and 30 to 45 minutes process duration. Hematite (iron (III) oxide) was used as a catalytic additive. The authors of the paper have established the main patterns of changes in material balance of the process and the component composition of liquid products of aqua-thermolysis, depending on the amount of hematite. It has been proved that the use of hematite in small quantities helps to reduce the yield of solid cracking products. The fractional composition of the products and the distribution of thiophene derivatives have been studied by gas-liquid chromatography. It was also illustrated that in the process of tar thermal cracking the degree of sulfur recovery from the composition of liquid products is insignificant. Thiophene derivatives are intensively formed and accumulated; these processes affect the quality of the produced distillate fractions. The use of hematite helps to reduce the sulfur content in the composition of liquid cracking products by almost 40% (rel).

Key words:

heavy hydrocarbon raw materials (HHCM), HHCM processing, refining of heavy petroleum raw materials (HPM), aqua-thermolysis in sub-critical water, cracking of HPM in super-critical water (SCW), cracking of HPM in presence of water vapor, increasing the depth of heavy petroleum raw materials (HPM) desulfurization, thermal cracking, aqua-thermolysis of tar in presence of iron oxide, benzo-thiophene, aqua-thermolysis in presence of hematite

Об авторах about authors:

В.И. Лесин, к.ф-м.н., Е.А. Сафарова /Институт проблем нефти и газа РАН, г. Москва/

V.I. Lesin, PhD, E.A. Safarova /Oil and Gas Research Institute Russian Academy of Sciences, Moscow/

Аннотация:

Рассматриваются вопросы, связанные с определением оптимальных условий природной генерации водорода и его подземного хранения в истощенных месторождениях УВ. Представлен анализ литературных данных по генерации водорода и углеводородных газов, которые вызываются фильтрацией водных растворов через ультраосновные породы, содержащие в своем составе Fe2+. На основании проведенного анализа сделан вывод об электрохимической природе этого явления, поскольку протекание таких растворов через пористую среду сопровождается физическим явлением, известным под названием электрический потенциал течения. Полученные в работе результаты позволяют осуществлять выбор минерального состава горных пород и водных растворов подземных формаций для оптимальных условий подземной генерации водорода и углеводородных газов.

Ключевые слова:

генерация углеводородов и водорода, моделирование условий генерации газа, оптимальные условия подземной генерации водорода и углеводородных газов, внутрипластовая генерация водорода, генерация метана, воз действие электрического поля на состав газовых и жидких сред

Abstract:

The author of the paper considers the issues related to the determination of optimal conditions in natural hydrogen generation and its subsurface storage in depleted hydrocarbon deposits and presents the analysis of data in reference literature related to the generation of hydrogen and hydrocarbon gases, which are caused by filtration of aqueous solutions through ultrabasic rocks containing Fe2+. Basing upon the performed analysis, the author draws the conclusion on electrochemical nature of this phenome non, since the flow of such solutions through porous medium is accompanied by a physical phenomenon known as the electric flow potential. The results obtained and presented in the paper make it possible to select the mineral composition of formation rocks and aqueous solutions in subsurface horizons to define the optimal conditions for the underground generation of hydrogen and hydrocarbon gases.

Key words:

generation of hydrocarbons and hydrogen, simulation of gas generation conditions, optimal conditions for subsurface generation of hydrogen and hydrocarbon gases, in-situ hydrogen generation, generation of methane, the effect of electric field upon the composition of gaseous and liquid media

Об авторах about authors:

А.Р. Халилов, А.А.М. Аль-Мунтасер, к.х.н., доцент, К.Г. Садиков, М.Г. Фазлыйяхматов, к.т.н., М.А. Варфоломеев, к.х.н., доцент, Д.К. Нургалиев, д.г.-м.н., проф., /Казанский (Приволжский) федеральный университет, г. Казань/

A.R. Khalilov, A.A.M. Al-Muntaser, PhD, Associate Prof., K.G. Sadikov, M.G. Fazlyyyakhmatov, PhD, Associate Prof., M.A. Varfolomeev, PhD, D.K. Nurgaliev, DSc, Prof. /Kazan (Volga Region) Federal University, Kazan/

Аннотация:

Исследовано влияние расхода воздуха на образование водорода, тепловое состояние реакционной зоны и изменение свойств жидкого продукта при лабораторном моделировании сухого внутрипластового горения тяжелой нефти Мордово-Кармальского месторождения. Опыты проводили на установке типа PMTEC с продольным температурным профилем 710–515 °C при расходе воздуха 5–300 мл/мин и массе образца 35 г. Газовый состав определяли хроматографически, вязкость – ротационной вискозиметрией, SARA-состав – методом низкопольной ЯМР-релаксометрии. Переход к выраженному экзо термическому режиму наблюдался между 35 и 55 мл/мин: максимальная дифференциальная разность температуры возрастала с 15 до 72 °C. Наибольшая концентрация H2 (6,10 мол. %) получена при 5 мл/мин в условиях дефицита кислорода; при 300 мл/мин она составляла 0,31 мол. %, тогда как содержание CO2 возрастало с 10,17 до 18,63 мол. %. Вязкость жидких продуктов снижалась с 1880 до 20–118 мПа⋅с. Диапазон 55–100 мл/мин характеризуется как компромисс между формированием устойчивого фронта горения и сохранением H2 в продуктовой газовой смеси.

Ключевые слова:

высоковязкие нефти, тяжелая нефть, тепловые методы увеличения нефтеотдачи, сухое внутрипластовое горение тяжелой нефти, термическое разложение и окисление нефтяного сырья, генерация водорода, пиролиз, дегидрирование нефтяных компонентов, моделирование сухого внутрипластового горения тяжелой нефти, тяжелая нефть Мордово-Кармальского месторождения, влияние расхода воздуха на генерацию водорода, газовая хроматография, SARA-состав

Abstract:

The effects of air flow rate on hydrogen generation, the thermal state of the reaction zone, and the properties of the liquid product were evaluated during laboratory simulation of dry in-situ combustion of heavy oil from the Mordovo-Karmalskoye field. Experiments were conducted in a PMTEC-type unit with a longitudinal temperature profile of 710–515 °C, air flow rates of 5–300 mL/min, and a 35 g oil charge. The product gas was analyzed by gas chromatography, viscosity by rotational viscometry, and SARA composition by low-field NMR relaxometry. The transition to a pronounced exothermic regime occurred between 35 and 55 mL/min, where the maximum differential tem peraturerise increased from 15 to 72 °C. The highest H2 concentration, 6.10 mol.%, was obtained at 5 mL/min under oxygen-deficient conditions; at 300 mL/min it was 0.31 mol.%, whereas CO2 increased from 10.17 to 18.63 mol.%. Product viscosity decreased from 1880 to 20–118 mPa⋅s. The range of 55–100 mL/min represents a compromise between formation of a stable combustion front and preservation of H2 in the produced gas.

Key words:

high-viscosity oils, heavy oil, thermal enhanced oil recovery (EOR) methods, dry in-situ combustion of heavy oil, thermal decom position and oxidation of petroleum feedstock, hydrogen generation, pyrolysis, dehydrogenation of petroleum components, modeling of dry in-situ combustion of heavy oil, heavy oil from the Mordovo-Karmalskoye field, effect of air flow rate on hydrogen generation, gas chromatography, SARA composition