Thermochemical Technologies for Cleaning Production Wells

Abstract


As a result of oil and gas well operations, they are regularly clogged with asphalt-resin-paraffin sediments (ARPD) and gas hydrates, which significantly complicates the oil and gas production up to the complete well shutdown. The paper presents a new promising technology, and the special developed equipment for cleaning oil-well tubing and annular space of oil and gas wells. The process principle is to initiate an exothermic process inside the oil-well tubing by a chemical reaction of alkali or alkaline earth metals (groups I, II of the periodic table of Mendeleev's Periodic Table) with water or acid, as a result of which a large amount of heat is generated, leading to the effective decomposition of asphalt-resin-paraffin sediments and gas hydrates both inside the oil-well tubing and in the annular space. Metallic sodium and metallic calcium were tested as heat-transfer metals, their effectiveness was compared. The results of pilot industrial tests in oil fields are presented. Techniques for eliminating sediments with thermochemical devices in situations often occurring in the process of oil production are proposed: cleaning the annular space from gas hydrate sediments, eliminating wax and gas hydrate sediments inside the oil-well tubing, cleaning when the bottomhole communicates with the wellhead through the pipe channel.


Full Text

Введение Эксплуатационные затраты нефтяных компаний постоянно растут, так как добыча углеводородов все более стремится к полярным широтам и движется на северо-восток. К одной из основных причин уменьшения эффективности извлечения нефти и газа можно отнести снижение вариативности применения методов увеличения нефтеотдачи [1-26], а также поиска и внедрения инновационных технологий интенсификации добычи углеводородов. Одним из насущных вопросов в нефтедобыче является борьба с отложениями парафина, смол, асфальтенов и газогидратов внутри насосно-компрессорных труб (НКТ), по которым нефть с забоя поднимается на поверхность. В результате полезное сечение трубы уменьшается, дебит падает, и без принятия определенных мер НКТ засоряется полностью [27-31] (рис. 1). Для очистки НКТ существует множество технологий [32-37], но в основном они сводятся к применению тепловых, химических и механических способов. К тепловым методам относятся: прогрев НКТ водяным паром с помощью передвижной парогенераторной установки (ППУ) или горячей нефтью с помощью агрегата депарафинизации передвижного модернизированного (АДПМ). При этом обработка скважин горячей нефтью малоэффективна ввиду того, что нефть имеет малую теплоемкость, быстро остывает, кроме того требуется привлечение дополнительного автотранспорта (автоцистерн) для подвоза нефти, подаваемой на промывку и привлечение объемов товарной нефти, а это нефть, уже очищенная от воды и газа. Кроме того, существует опасность образования «глухих» пробок при циркуляции и застывании насыщенного раствора парафина в скважине, а также накапливание на стенках НКТ тугоплавких парафинов, удаление которых представляет большую сложность и не поддается вышеописанным методам очистки в достаточной степени. Химические методы (промывка растворителями) в настоящее время применяют в ограниченном масштабе из-за того, что они не способствуют полному растворению в них асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и газогидратов, имеют высокую стоимость, а также обладают высокой токсичностью и взрывоопасны. Механические методы очистки скважин (скребками) малонадежны ввиду частого обрыва проволоки, на которой они крепятся, кроме того, оторвавшийся скребок может сам по себе являться причиной засора скважины [38, 39]. Более эффективным решением проблемы удаления АСПО и газогидратных отложений может стать применение специального оборудования для реализации технологии термохимического воздействия, разработкой которой занимается кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Института нефти и газа Сибирского федерального университета. Изначально эта технология возникла в 90-е гг. XX в. на стыке наук химии и физики. Произошло это, когда инженер из Красноярска Владимир Беляев предложил Юрию Беляеву, работавшему тогда начальником отдела интенсификации нефте-, газодобычи при Московском институте нефти и газа, использовать активные металлы в качестве теплоносителя. Основными составляющими реагентов являются химические соединения I и II групп таблицы Д.И. Менделеева. Первое устройство, реализующее данную технологию, представляло собой пруток цельного металла (теплоносителя) диаметром 16 мм, длиной 300 мм, завернутый в алюминиевую фольгу. В качестве теплоносителя использовался металлический натрий. Производство данных устройств было организовано на базе химико-металлургического завода г. Красноярска. Распространением технологии термохимического воздействия на АСПО и газогидраты в НКТ с использованием изготовленных устройств занималась красноярская фирма «Сибрес». География применения технологии была достаточно широка, она включала нефтяные промыслы Тюмени, Нижневартовска, Лянтора Пурпе, Нягани, Альметьевска, Саратова, Башкирии, Татарстана и Якутии. Металлический натрий в качестве теплоносителя Технология заключалась в проведении термохимической реакции в трубном пространстве НКТ, которая приводит к расплавлению парафиновых отложений и выталкиванию Рис. 1. Насосно-компрессорная труба с отложениями парафина на внутренней поверхности жидких продуктов реакции и парафина на устье пластовым давлением или электроприводным центробежным насосом (ЭЦН). Для этого в НКТ скважины через стандартный лубрикатор подают содержащие теплоноситель устройства с нанесенной на боковую поверхность перфорацией. Под собственным весом устройства опускаются вниз до уровня образования отложений, при этом присутствующая в нефти вода (более 10 %) интенсивно реагирует с составом теплоносителя с выделением большого количества газа и тепла. При меньшей обводненности скважинной жидкости вода подается через лубрикатор с устья. Тепло и газ расплавляют АСПО и газогидраты, а также удаляют с поверхности НКТ кольматирующие элементы. При этом расплавленные парафины смешиваются с продуктами реакции, в результате чего у них теряются адгезионные свойства к металлу НКТ. Кроме того, образующиеся в процессе обработки соединения алюминия, взаимодействуя с оксидами железа на внутренней поверхности НКТ, плакируют поверхность труб оксидной пленкой. При этом уменьшается коррозия металла труб, скорость отложения АСПО и газогидратов, гидравлическое сопротивление, повышается дебит скважин, а также, даже после однократной обработки, межремонтный период (МРП) увеличивается примерно в два раза. Это подтверждено лабораторными и многочисленными промысловыми испытаниями, проведенными авторами данного метода. Термохимическое уравнение реакции металлического натрия с водой при стандартных условиях ИЮПАК (P = 101325, Па = 1 атм, t = 25 °C) имеет вид: 2Na(т)+ 2H2O(ж) →2NaOH(т) + H2(г) ∆H= -68 кКал, где ∆H - изменение стандартной энтальпии реакции, рассчитанное по правилам и на основании величин, заимствованных из литературы [40, 41], то есть в данной реакции в результате взаимодействия 1 моль натрия c 1 моль воды выделяется -∆H/2 = 34 кКал тепла. Несмотря на широкое применение, данные устройства обладали рядом недостатков. Во-первых, не был решен вопрос о соединении элементов в единое целое, устройства подавались в НКТ поштучно и работали внутри по отдельности. Этот недостаток существенно влиял на их эффективность. Во-вторых, плотность натрия составляет 0,96 г/см3, что меньше плотности скважинной жидкости, поэтому приходилось использовать разного вида утяжелители для того, чтобы «утопить» устройства в скважинной жидкости и заставить их опускаться вниз до уровня отложений. В-третьих, натрий - активный металл, обладающий способностью самопроизвольно возгораться на открытом воздухе, что добавляло пожароопасности при работе с нефтью. Металлический кальций в качестве теплоносителя для очистки затрубного пространства После многих лет забвения технология была возрождена и выведена на новый технический и технологический уровень. В качестве теплоносителя стал использоваться металлический кальций, что дало возможность изготавливать более совершенные в техническом плане и безопасные в применении устройства. Данный выбор был обусловлен физическими и химическими свойствами реагента. При плотности кальция 1,56 г/см3 отпадает необходимость использовать различные утяжелители в конструкции устройства а б Рис. 2. Устройство: а - фотография; б - схема; 1 - теплоноситель; 2 - обечайка; 3 - головная крышка; 4 - хвостовая крышка Рис. 3. Схема проведения опытно-промышленных испытаний на скважине № 24 для погружения в скважинную жидкость и НКТ. Металлический кальций не пожароопасный, потому что на открытом воздухе он постепенно насыщается влагой и переходит в гидроксид кальция - гашеную известь. Кроме того, кальций - металл, который хорошо поддается механической обработке. Именно это позволило с помощью резьбы решить проблему соединения большого количества элементов в единое целое, что и было воплощено в новой конструкции устройства. В январе 2011 г. был получен первый теплоноситель из кальция, что явило собой переход к устройствам нового типа. Теплоноситель представляет собой пруток цельного металла, полученный методом экструзии из гранул кальция на оригинальном оборудовании, спроектированном и изготовленным В.П. Ульяновым. Новое устройство было лишено отрицательных качеств, имеющихся у предыдущих образцов. В нем металл цилиндрической формы играет двойную роль: во-первых, теплоносителя, а во-вторых, стяжного элемента всей конструкции, что позволило соединить определенное количество цилиндров в единую конструкцию. Еще одним новшеством в конструкции устройства является перфорированная обечайка из алюминия, придающая жесткость данной конструкции и дополнительное количество тепла при реакции (рис. 2). Технология применения устройств тоже претерпела изменения, теперь вторым реагентом в реакции с устройствами выступает не вода скважинной жидкости, а соляная кислота 24%-ная ингибированная, расчетный объем которой подавался с устья. На устройство получен патент РФ на полезную модель № 97165 [42]. Еще один патент РФ на полезную модель № 99059 [43] получен на устройство, где теплоноситель выполнен в виде таблеток, прессованных из гранул кальция, с центральным отверстием, через которое проходит трубка, стягивающая торцевые крышки. Опытно-промышленное испытание (ОПИ) данных устройств было проведено на скважинах № 24 и № 7 Юрубчено-Тохомского месторождения (ЮТМ) в Красноярском крае в декабре 2017 г. Эти скважины имеют мощное газовыделение: так, на скважине № 24 газовый фактор составлял 191 м3/м3. Впервые устройства были применены для разложения газогидратных отложений в затрубном пространстве НКТ. Термохимическое уравнение реакции металлического кальция с соляной кислотой при стандартных условиях имеет вид: Ca(т) + 2НCl(г) →CаCl2(т) + H2(г) ∆H=-145,5 кКал, где ∆H - изменение стандартной энтальпии реакции [40, 41], то есть в данной реакции в результате взаимодействия 1 моль кальция c 2 моль соляной кислоты выделяется количество теплоты, эквивалентное -∆H = 145,5 кКал. Из приведенного уравнения видно, что теоретически количество тепла, выделяемого в результате химической реакции кальция с соляной кислотой, примерно в 4 раза больше тепла, выделяемого при реакции натрия с водой. Таким образом, использование кальция в качестве теплоносителя энергетически значительно выгодней. Суть нового метода ликвидации газогидратных отложений в затрубном пространстве НКТ сводится к проведению термохимической реакции в трубном пространстве НКТ и разложению газогидратов при передаче большого количества тепла через стенку трубы. Эта технология пооперационно выглядит следующим образом (рис. 3). После отвинчивания и поднятия не прихваченной газогидратом секции НКТ диаметром (Æ) 48 мм на ее нижнем конце устанавливается специальная воронка авторской разработки В.П. Ульянова, после чего конструкцию опускают обратно на муфтовое соединение. Таким образом образуется единый канал для подачи термохимических устройств в интервал образования газогидрата. Термохимические устройства [42] в количестве 25 штук загружаются в перфорированный контейнер и на лифтовых трубах НКТ Æ48 мм через противовыбросовое оборудование опускаются на 100 м ниже муфтового соединения аварийной НКТ. Далее производится прокачка по данной НКТ расчетного объема ингибированной 24%-ной соляной кислоты. Объем продавочного раствора рассчитывают таким образом, чтобы разместить поданную кислоту в равновесном положении - как в лифтовой трубе Æ48 мм, так и в малом затрубе НКТ Æ73 мм. С началом образования хлористого кальция и водорода в НКТ в результате химической реакции 24%-ного раствора соляной кислоты с металлическим кальцием на время разложения газогидрата в пространстве большого затруба НКТ или эксплуатационной колонны (ЭК) производится технологическая выдержка в нижнем положении контейнера. Далее контейнер поднимают до места стыка НКТ, выдерживают, опускают на одну трубу и опять выдерживают. Данная операция повторятся два раза, что способствует равномерному прогреву поверхности НКТ и наиболее полному разложению газогидрата в пространстве ЭК на составляющие его газы и воду, которые впоследствии вытесняются из ЭК имеющим большую плотность раствором хлористого кальция, который независимо подается с устья скважины. После двух циклов в нижнем положении контейнера продукты реакции также вымываются отдельно подающимся с устья раствором хлористого кальция и по малому затрубу (пространство между Æ48 мм и Æ73 мм НКТ) поднимаются на устье в сборную емкость. Лифтовые трубы поднимаются на устье и разбираются. Далее поднимается колонна Æ48 мм НКТ со специальной воронкой при постоянном наполнении жидкостью глушения. На заключительном этапе производятся ловильные работы овершотом с отворотом и подъемом аварийных труб. Данная технология показала высокую эффективность. Благодаря тепловому расчету технолога В.А. Беляева она позволяет растеплить и поднять на устье до 10 аварийных НКТ за один спуск контейнера, загруженного устройствами. Процесс разложения газогидратных отложений в затрубном пространстве скважины № 24 продолжался до отметки -1284 м, где отложения газогидратов с включениями остатков металла, оказавшегося в трубе после обуривания, перекрыли проход в трубном пространстве НКТ Æ73 мм - на этой отметке ОПИ произведенных термохимических устройств было закончено (рис. 4). В процессе ОПИ термохимических устройств (УТХ-40Г) [42] выявлены следующие преимущества: 1. Полностью отсутствует даже частичное разрушение аварийной колонны НКТ, как при механическом способе разрушения газогидратных отложений в затрубном пространстве скважины (обуривание НКТ). Снижается общая аварийность процесса извлечения аварийных НКТ, извлеченные трубы аварийной подвески пригодны для дальнейшего использования. 2. Сокращение времени на ремонтные работы по скважине на 30 %. Время, затраченное на ремонт скважины Юр-24 с 17.08.2016 г. по 04.11.2016 г., - 79 суток, извлечено из скважины 16 аварийных НКТ Æ73 мм. Время, затраченное на проведение ОПИ на скважине Юр-24 с 08.12.2017 г. по 02.02.2018 г., - 56 суток. Из скважины извлечено 25 аварийных НКТ Æ73 мм. 3. Повышение эффективности извлечения аварийного НКТ из скважины на 36 %. 4. Доставка теплоносителя в интервал нахождения газогидратных отложений ниже 1000 м. Авторы позиционировали произведенные ими устройства как универсальные, т.е. позволяющие применять их как для очистки трубного пространства НКТ от парафина, так и межтрубного пространства от газогидрата, но проведенное на Юрубчено-Томском месторождении ОПИ показало, что это далеко не так. Результаты, полученные при проведении ОПИ на скважинах № 24 и № 7, позволяют сделать следующие выводы: 1. Предложенная технология разложения газогидратных отложений в межтрубном пространстве скважины по схеме, приведенной выше, дает эффект и может быть применена только при отсутствии сообщения забоя с устьем по трубному каналу. Именно такая ситуация имела место при работах на скважине № 24. 2. Устройства, используемые при проведении ОПИ на скважинах № 24 и № 7, произведенные по патенту [42], малоэффективны. Наличие сквозной перфорации на обечайке способствует запуску устройства на этапе спуска, что ведет к потере части тепловой энергии до достижения интервала нахождения отложений. 3. Указанная выше технология не может быть использована на скважине при сообщении забоя с устьем по трубному каналу и имеющем место поглощении скважинной жидкости. Данная ситуация присутствовала на скважине № 7, где имелся проход по трубе, и нагретая кислота при этом поглощалась забоем, поэтому разложения газогидратов в затрубном пространстве не происходило. Результат на скважине №7 по ликвидации газогидратов отрицательный. Аргументы, приведенные выше, говорят о том, что для стабильной работы по ликвидации отложений нужно иметь разные технологии и виды оборудования для работы в каждой конкретной ситуации. После тщательного анализа были спроектированы и изготовлены устройства, лишенные указанных выше недостатков. Новые приспособления для разложения газогидратов в межтрубном пространстве получили название «корпусные устройства для термохимической обработки скважин», на них был получен патент РФ на полезную модель № 194665 [44]. Внешний вид устройства приведен на рис. 5. Основной деталью этого перспективного устройства является алюминиевая обечайка (рис. 6), имеющая проточки по обоим торцам. На цилиндрической поверхности обечайки Рис. 4. Фото металлических фрагментов из скважины № 24 Юрубчено-Тохомского месторождения, поднятых на поверхность в процессе промывки Рис. 5. Корпусное устройство для термохимической обработки скважин а б Рис. 6. Фото обечаек (а) и корпусных устройств в сборе (б) вдоль оси выполнены пазы с несквозной перфорацией, расположенные в ряд, причем каждый последующий ряд данных пазов радиально смещен относительно предыдущего на 45°. Толщина металла в месте несквозной перфорации составляет 0,4-0,6 мм. После помещения внутрь обечайки теплоносителя в виде одного или нескольких цилиндров, полученных экструзией, в проточки торцов вставляются головная и хвостовая крышки с последующей вальцовкой буртиков металла обечайки. Дополнительная герметичность соединению обеспечивается нанесением на периметр герметика перед вальцеванием, что способствует сохранению тепловой энергии на этапе спуска и выделению ее в полном объеме в интервале проведения термохимической реакции. Безоболочные термохимические устройства для удаления отложений парафина внутри НКТ Для ликвидации отложений парафина внутри НКТ были разработаны безоболочные устройства, на которые получен патент РФ на полезную модель № 198341 [45]. Конструкция при этом выглядит следующим образом: элементы устройства, его головная и множество хвостовых частей соединяются в единое целое (рис. 7). Поверхность каждого элемента покрыта многослойным полимерным покрытием, защищающим активный металл теплоносителя от воздействия окружающей среды (дождь, снег), а также от воды, входящей в состав скважинной жидкости на этапе спуска. Состав покрытия устройства был разработан авторами технологии. Соединение происходит за счет наружной и внутренней резьбы, имеющейся на торце каждом элементе. Количество элементов, соединяемых воедино, может быть каким угодно, ограничивающим фактором при этом является высота лубрикатора - детали скважины, куда а б в Рис. 7. Безоболочное устройство для термохимической обработки скважин: а - схема; б, в - фото головной и хвостовой части безоболочных устройств и их соединение а б Рис. 8. Предлагаемые технология и устройство: а - технология ликвидации газогидратных отложений в межтрубном пространстве скважин при сообщении забоя с устьем по трубному каналу; б - схема связки контейнера перфорированного с пакером; 1 - секция; 2 - муфта; 3 - заглушка; 4 - переводник; 5 - пакер специальный помещается устройство в собранном виде, и после открытия центральной задвижки попадает внутрь НКТ и далее спускается под собственным весом до интервала отложений, где движение останавливается. Далее, после подачи в НКТ объема соляной кислоты, происходит спуск НКТ до начала отложений, где скважинная жидкость замещается кислотой, имеющей более высокую плотность. Кислота полностью омывает собранное устройство, при этом происходит реакция с покрытием, в результате чего его толщина стремится к нулю, и начинается реакция с активным металлом теплоносителя. Реакция протекает бурно, с большим выделением тепла и газа, что способствует нагреванию кислоты, стенок металла НКТ и плавлению продуктов отложений, которые поднимаются вверх на устье. Расход элементов устройства в ходе химической реакции полный, НКТ не загрязняется твердыми остатками, его внутреннее пространство не забивается. После полного расплавления отложений парафина в обрабатываемом интервале соединения парафина и продукты реакции выталкиваются из НКТ пластовым давлением или ЭЦН. На устье продукты реакции с парафином собираются в приемную емкость для дальнейшей утилизации. Ликвидация отложений в затрубном пространстве НКТ при сообщении забоя с устьем по трубному каналу Для ликвидации газогидтратных отложений в межтрубном пространстве нефтяных скважин при сообщении забоя с устьем по трубному каналу, как на скважине № 7 ЮТМ, авторами была предложена следующая технология (рис. 8, б). Конструкция заглушки (рис. 8, 3) была изменена, в нижней части добавлено квадратное отверстие для установки хвостовика пакера. Проточки под подпружиненные шарики служат для надежной фиксации хвостовика пакера в торце контейнера. На рис. 8, а, изображена связка перфорированного контейнера и пакера. Функционально контейнер теперь представляет собой не только средство доставки устройств УТХ 40Г до требуемого интервала глубины, а также узел установки (снятия) пакера специального. Предлагаемая технология является весьма перспективной и гибкой, потому что позволяет: 1) ликвидировать газогидратные отложения в межтрубном пространстве с использованием колонны со спецворонкой, накрывающей аварийную колонну с последующим отворотом и подъемом обработанных труб на устье; 2) работать в интервале отложения газогидратов без подъема колонны НКТ. Предлагаемая технология применения выглядит следующим образом. Связка контейнера с пакером на НКТ Æ48 мм спускается до нижней отметки заданного интервала, где после его фиксации производится прокачка по лифтовым трубам раствора хлористого кальция плотностью 1,27 г/см3. После заполнения всего объема малого затруба технологической жидкостью снаряженный контейнер поднимается на две трубы выше, где с этой отметки интервала начинается проведение термохимической реакции с нагреванием и разложением газогидратов за стенкой НКТ на газ и воду. После окончания обработки верхнего интервала производится подъем контейнера с устройствами на устье. Далее перфорированный контейнер снаряжается новой партией устройств, спускается на 10 труб (100 м) ниже ранее обработанного интервала НКТ, и процесс повторяется. Разложение отложений газогидратов в межтрубном пространстве продолжается до того момента, пока в нем не повысится давление, что свидетельствует о его связи с забоем. После этого пакер соединяется с контейнером и на лифтовых трубах поднимается на устье. Далее включается прямая промывка скважины раствором хлористого кальция, являющегося самым распространенным ингибитором газогидратов, и в ходе этого процесса межтрубное пространство освобождается от отложений, и далее скважина запускается в эксплуатацию. Заключение Нефтедобыча является важной отраслью национальной экономики, в связи с этим прежде чем применяться на производстве, устройства и оборудование должны пройти апробацию, которая подтвердит их заявленные свойства. Прежде чем оборудование пойдет в промышленную эксплуатацию, проведение всесторонних промышленных испытаний каждого образца оборудования, разработанного авторами статьи, на большем числе скважин - задача следующего этапа. Таким образом, внедрение новых перспективных образцов оборудования даст заметную экономию времени, затрачиваемого на ремонт скважины, что в итоге повлияет на конечную стоимость продукта.

About the authors

Vladimir P. Ulyanov

Siberia-Technology-Service LLC

Author for correspondence.
Email: nts24@bk.ru

Vladimir A. Belyaev

Siberia-Technology-Service LLC

Email: nts24@bk.ru

Natalia G. Kvesko

Siberian Federal University

Email: kveskong@gmail.com

Aleksandr A. Azeev

Siberian Federal University

Email: 3-a@li.ru

Anna V. Fischuk

Siberian Federal University

Email: anaf@list.ru

References

  1. Sarapardeh A., Kiasari H.H., Alizadeh N., Mighani S., Kamari A. Application of Fast-SAGD in Naturally Fractured Heavy Oil Reservoirs: A Case Study. SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, Manama, Bahrain, Mar. 10-13. 2013, SPE Paper No. 164418. doi: 10.2118/164418-MS
  2. Sahni A., Kumar M., Knapp R.B. Electromagnetic Heating Methods for Heavy Oil Reservoirs. SPE/AAPG Western Regional Meeting, Long Beach, CA, June 19-22. 2000, SPE Paper No. 62550. doi: 10.2118/62550-MS
  3. Kovaleva L., Davletbaev A., Babadagli T., Stepanova Z. Effects of Electrical and Radio-Frequency Electromagnetic Heating on the Mass-Transfer Process During Miscible Injection for Heavy-Oil Recovery. Energy Fuels, 2010, vol. 25(2), pp. 482-486. doi: 10.1021/ef1009428
  4. Alomair O.A., Alarouj M.A., Althenayyan A.A., Al Saleh A.H., Almohammad H., Altahoo Y., Alhaidar Y., Al Ansari S.E., Alshammari Y. Improving Heavy Oil Recovery by Unconventional Thermal Methods. SPE Kuwait International Petroleum Conference and Exhibition, Kuwait City, Kuwait, Dec. 10-12. 2012, SPE Paper No. 163311. doi: 10.2118/163311-MS
  5. Kovaleva L., Davletbaev A., Minnigalimov R. Recoveries of Heavy Oil and Bitumen Techniques With the Radio Frequency Electromagnetic Irradiation (Russian). SPE Russian Oil and Gas Conference and Exhibition. Moscow, Russia, Oct. 26-28. 2010, SPE Paper No. 138086. doi: 10.2118/138086-RU
  6. Friedmann F., Smith M., Guice W. Steam-Foam Mechanistic Field Trial in the Midway-Sunset Field. SPE Res. Eng., 1994, vol. 9(4), pp. 297-304. doi: 10.2118/21780-PA
  7. Patzek T.W. Field Applications of Steam Foam for Mobility Improvement and Profile Control. SPE Reservoir Eng., 1996, vol. 11(2), pp. 79-86. doi: 10.2118/29612-PA
  8. Alikhlalov K., Dindoruk B. Conversion of Cyclic Steam Injection to Continuous Steam Injection. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 2011, SPE Paper No. 146612. doi: 10.2118/146612-MS
  9. Ghoodjani E., Kharrat R., Vossoughi M., Bolouri S.H. A Review on Thermal Enhanced Heavy Oil Recovery From Fractured Carbonate Reservoirs. SPE Heavy Oil Conference Canada, Calgary, AB, Canada, June 12–14. 2012,SPE Paper No. SPE-150147-MS. doi: 10.2118/150147-MS
  10. Batycky J., Leaute R., Dawe B. A Mechanistic Model of Cyclic Steam Stimulation. International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium. Bakersfield, CA, Feb. 10-12. 1997, SPE Paper No. 37550. doi: 10.2118/37550-MS
  11. Ali S. Steam Injection Theories - A Unified Approach. SPE California Regional Meeting, San Francisco, CA, Mar. 24-26. 1982, SPE Paper No. 10746. doi: 10.2118/10746-MS
  12. Leaute R.P. Liquid Addition to Steam for Enhancing Recovery (LASER) of Bitumen With CSS: Evolution of Technology From Research Concept to a Field Pilot at Cold Lake. SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium and International Horizontal Well Technology Conference. Calgary, AB, Canada, Nov. 4-7. 2002, SPE Paper No. 79011. doi: 10.2118/79011-MS
  13. Al-Murayri M.T., Maini B.B., Harding T.G., Oskouei J. Multicomponent Solvent Co-Injection With Steam in Heavy and Extra-Heavy Oil Reservoirs. Energy Fuels, 2016, vol. 30(4), pp. 2604-2616. doi: 10.1021/acs.energyfuels.5b02774
  14. Yegane M.M., Ayatollahi S., Bashtani F., Romero C. Solar Generated Steam Injection in Hamca, Venezuelan Extra Heavy Oil Reservoir; Simulation Study for Oil Recovery Performance, Economical and Environmental Feasibilities. EUROPEC 2015. Madrid, Spain, June 1-4. 2015, SPE Paper No. 174305. doi: 10.2118/174305-MS
  15. Van Heel A.P., Van Wunnik J.N., Bentouati S., Terres R. The Impact of Daily and Seasonal Cycles in Solar-Generated Steam on Oil Recovery. SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia, 2010, Paper No. 129225. doi: 10.2118/129225-MS
  16. Glatz G., Hascakir B., Castanier L., Clemens T., Kovscek A. Kinetic Cell and Combustion Tube Results for a Central European Crude Oil. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Denver, CO, Oct. 30-Nov. 2. 2011, SPE Paper No. SPE-146089-MS. doi: 10.2118/146089-MS
  17. Zhang X., Liu Q., Che H. Parameters Determination During in Situ Combustion of Liaohe Heavy Oil. Energy Fuels, 2013, vol. 27 (6), pp. 3416-3426. doi: 10.1021/ef400095b
  18. Hemmati-Sarapardeh A., Shokrollahi A., Tatar A., Gharagheizi F., Mohammadi A.H., Naseri A. Reservoir Oil Viscosity Determination Using a Rigorous Approach. Fuel, 2014,
  19. vol. 116, pp. 39-48. doi: 10.1016/j.fuel.2013.07.072
  20. Hemmati-Sarapardeh A., Khishvand M., Naseri A., Mohammadi A.H. Toward Reservoir Oil Viscosity Correlation. Chem. Eng. Sci., 2013, vol. 90, pp. 53-68. doi: 10.1016/j.ces.2012.12.009
  21. Sarapardeh A., Aminshahidy B., Pajouhandeh A., Yousefi S., Kaldozakh S. A Soft Computing Approach for the Determination of Crude Oil Viscosity: Light and Intermediate Crude Oil Systems. J. Taiwan Inst. Chem. Eng., 2016, vol. 59, pp. 1-10. DOI: 0.1016/j.jtice.2015.07.017
  22. Bera A., Babadagli T. Status of Electromagnetic Heating for Enhanced Heavy Oil/Bitumen Recovery and Future Prospects: A Review. Appl. Energy, 2015, vol. 151, pp. 206-226. doi: 10.1016/j.apenergy.2015.04.031
  23. Alvarado V., Manrique E. Enhanced Oil Recovery: An Update Review. Energies, 2010, Vol. 3(9), P. 1529-1575. doi: 10.3390/en3091529
  24. Santos R., Loh W., Bannwart A., Trevisan O. An Overview of Heavy Oil Properties and Its Recovery and Transportation Methods. Braz. J. Chem. Eng., 2014, vol. 31 (3), pp. 571-590. doi: 10.1590/0104-6632.20140313s00001853
  25. Harvey A.H., Arnold M., El-Feky S.A. Selective Electric Reservoir Heating. J. Can. Pet. Technol., 1979, vol. 18 (3), pp. 47-57. doi: 10.2118/79-03-04
  26. Faradonbeh M.R., Hassanzadeh H., Harding T. Numerical Simulations of Bitumen Recovery Using Solvent and Water Assisted Electrical Heating. Fuel, 2016, vol. 186, pp. 68-81. doi: 10.1016/j.fuel.2016.08.077
  27. Amba S., Chilingar G., Beeson C. Use of Direct Electrical Current for Increasing the Flow Rate of Reservoir Fluids During Petroleum Recovery. J. Can. Pet. Technol., 1964, vol. 3 (1), pp. 8-14. doi: 10.2118/64-01-02
  28. Kudinov V.I. Osnovy neftepromyslovogo dela [Oilfield Basics]. Moscow, Izhevsk: Institut komp'iuternykh issledovanii, 2004, 720 p.
  29. Vakatov S.N., Sapozhnikov A.E., Olenchikov D.M. Povyshenie effektivnosti razrabotki mestorozhdenii sistemoi gorizontal'nykh skvazhin i bokovykh gorizontal'nykh stvolov na Mishkinskom mestorozhdenii Udmurtskoi Respubliki [Improving the efficiency of field developments with a system of horizontal wells and horizontal sidetracks at the Mishkinskoye field in the Udmurt Republic]. Nauchno-tekhnicheskii vestnik “Rosneft'”, 2008, no. 4, pp. 24-27.
  30. Tolokonskii S.I. Razrabotka mnogofunktsional'nykh, vodorastvorimykh kompozitsii PAV dlia povysheniia effektivnosti ekspluatatsii skvazhin pri nizkikh temperaturakh [Development of multifunctional, water-soluble surfactants to improve the efficiency of well operation at low temperatures]. Ph. D. thesis. Moscow, 1998, 10 p.
  31. Bogomolov A.I., Gaile A.A., Gromova V.V. et al. Khimiia nefti i gaza [Chemistry of oil and gas]. Ed. V.A. Proskuriakov. Moscow: Khimiia, 1998, 150 p.
  32. Feodorov A.B. et al. Hydromechanical devices to prevent paraffin deposits. APITECH-2019. Journal of Physics: Conference Series, 2019, vol. 1399, 055080 p. doi: 10.1088/1742-6596/1399/5/055080
  33. Uzun K.P., Chernysheva E.A., Kuryakova T.A., Mezhueva L.V. Application of disulfide oil for removal of paraffin deposits on the equipment of condensate stabilization units. Vestnik VGUIT [Proceedings of VSUET], 2019, vol. 81, no. 3, pp. 249-254. doi: 10.20914/2310-1202-2019-3-249-254
  34. Beliaev Iu.A. Ochistka nasosno-kompresornykh trub dobyvaiushchikh skvazhin metodom termokhimicheskogo vozdeistviia [Cleaning of production wells tubing by thermochemical treatment]. Ekspozitsiia. Neft'. Gaz, 2011, no. 4, pp. 53-54.
  35. Beliaev Iu.A., Meniaev V.A., Golovanova N.K., Beliaeva N.Iu Ustroistvo dlia termokhimicheskoi obrabotki skvazhin [Facilities for thermochemical treatments of wells]. Patent Rossiiskaia Federatsiia no. 2473783 (2011).
  36. Prosvirin A.A., Beliaev Iu.A. Intensifikatsionnaia tekhnologiia obrabotki prizaboinoi zony skvazhiny [Stimulation technology for treatment of the bottomhole zone of the well]. Neftianoe khoziaistvo, 2004, no. 4, pp. 45-47.
  37. Beliaev Iu.A. Razrabotka innovatsionnykh tekhnologii dobychi trudnoizvlekaemykh neftei [Development of innovative technologies for production of hard-to-recover oils]. Moscow: Elit, 2014, 128 p.
  38. Shmal' G. Neftianaia otrasl' - ne skatert'-samobranka [The oil industry is not a self-assembled tablecloth]. Neft' Rossii, 2009, no. 5, pp. 20-23.
  39. Gorshenin V.S. OAO “Zarubezhneft'” rasshiriaet svoe prisutstvie v Rossii i za rubezhom [Zarubezhneft, OJSC, is expanding its presence in Russia and abroad]. Neftianoe khoziaistvo, 2009, no. 5, pp. 10-12.
  40. Muslimov R.Kh. Problemy modernizatsii i razvitiia innovatsionnykh tekhnologii razrabotki neftianykh mestorozhdenii v sviazi s sushchestvennymi izmeneniiami resursnoi bazy [Problems of upgrading and development of innovative technologies for oil fields caused by significant changes in the resource facilities]. Neftianoe khoziaistvo, 2011, no. 5, pp. 72-76.
  41. Krestovnikov A.N., Vladimirov L.P., Gulianitskii B.S., Fisher A.Ia. Spravochnik po raschetam ravnovesii metallurgicheskikh reaktsii. (Uskorennye metody) [A handbook for calculating the equilibrium of metallurgical reactions. (Accelerated Methods)]. Moscow: Metallurgizdat, 1963, 416 p.
  42. Etkins P. Fizicheskaia khimiia [Physical chemistry]. Moscow: Mir, 1980, vol. 1, 583 p.
  43. Ul'ianov V.P., Beliaev V.A. Ustroistvo dlia termokhimicheskoi obrabotki skvazhin [Facilities for thermochemical treatments of wells]. Patent Rossiiskaia Federatsiia no. 97165 (2010).
  44. Ul'ianov V.P., Beliaev V.A., Beliaev Iu.A., Miniaev V.A. Ustroistvo dlia termokhimicheskoi obrabotki skvazhin [Facilities for thermochemical treatments of wells]. Patent Rossiiskaia Federatsiia no. 99059 (2010).
  45. Ul'ianov V.P., Ul'ianov V.V., Beliaev V.A. Ustroistvo korpusnoe dlia termokhimicheskoi obrabotki skvazhin [Hardware for thermochemical treatments of wells]. Patent Rossiiskaia Federatsiia no. 194665 (2019).
  46. Ul'ianov V.P., Ul'ianov V.V., Beliaev V.A. Ustroistvo dlia termokhimicheskoi obrabotki skvazhin [Facilities for thermochemical treatments of wells]. Patent Rossiiskaia Federatsiia no. 198341 (2020).

Statistics

Views

Abstract - 4

PDF (Russian) - 2

PDF (English) - 0

Refbacks

  • There are currently no refbacks.

Copyright (c) 2021 Ulyanov V.P., Belyaev V.A., Kvesko N.G., Azeev A.A., Fischuk A.V.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies