УДК:
DOI:

Нетермические методы добычи вязкой нефти. Метод CHOPS

Non-thermal methods for producing viscous oil. CHOPS

V.N. Khlebnikov,
N.A. Swarovskaya,
E.S. Bobkova

Federal State Autonomous Educational Institution of Higher Education Russian State
University of Oil and Gas
(National Research University)
named after. I.M. Gubkin
Moscow, 119991,
Russian Federation

Существует эффективный метод первичной добычи вязкой нефти CHOPS (холодная добыча с выносом песка), при котором степень вытеснения нефти до 10–20 % от начальных запасов. Метод CHOPS является менее затратным (экономически выгодным), чем тепловые методы добычи вязкой нефти. Будущее нефтедобывающей промышленности РФ связано с трудноизвлекаемыми запасами (ТИЗ) нефти, в том числе, с запасами вязкой нефти. Для осуществления CHOPS необходима одна скважина (лучше горизонтальная), которая служит одновременно нагнетательной и добывающей. Добыча нефти осуществляется снижением пластового давления, при этом образуется (и добывается) пенистая нефть при разгазировании пластовой нефти. Эффективность CHOPS связана с образованием пенистой нефти, увеличением ее объема (по сравнению с пластовой нефтью), уменьшением плотности и вязкости, выносом песка, ростом охвата пласта воздействием.

There is an effective method for the primary production of viscous oil CHOPS (cold extraction with sand removal), in which the degree of oil displacement is up to 10-20% of the initial reserves. The CHOPS method is less expensive (economically beneficial) than thermal methods for viscous oil production. The future of the oil industry of the Russian Federation is connected with the technical reserves of oil, including viscous oil reserves. To implement CHOPS, one well is required (preferably horizontal), which serves as both injection and production. Oil production is carried out by reducing reservoir pressure, while foamy oil is formed (and produced) during degassing of reservoir oil. The effectiveness of CHOPS is associated with the formation of foamy oil, an increase in its volume (compared to formation oil), a decrease in density and viscosity, sand removal, and an increase in reservoir coverage.

Введение
Во всем мире постепенно уменьшаются ресурсы легкодобываемой нефти, в объеме остаточных запасов увеличивается доля вязкой (тяжелой) нефти. Вязкую нефть можно определить как нефть с вязкостью от 50 мПа • с до 50 000 мПа • с [1–4]. В данной работе термины «тяжелая» нефть и «вязкая» нефть применяются как синонимы, т.к. вязкая нефть имеет высокую плотность (для нефти).
Ряд стран имеют огромные запасы тяжелой нефти (Венесуэла, Канада). Много тяжелой нефти в США, России, Китае, Индии, Бразилии и т.д. [1–3, 5–9 и т.д.]. Заводнение малоэффективно для добычи тяжелой нефти из-за высокого соотношения вязкостей нефти и воды (неустойчивость фронта вытеснения нефти). В последние 40–50 лет исследованию методов добычи тяжелой нефти уделяется большое внимание [1–6, 10 и т.д.]. На 2011 год получено около
250 тыс. патентов на ее добычу [4] и опубликовано множество статей. Рассматриваются технологии: паро-гравитационный дренаж – SAGD, пароциклическое воздействие (сyclic steam stimulation – CSS), новые варианты внутрипластового горения с применением горизонтальных скважин (THAI) [2, 11, 12], метод холодной добычи CHOPS, применение газовых растворителей Huff & Puff и т.п. [1–3].
Основная трудность добычи тяжелой нефти и битума связана с их высокой вязкостью, снизить вязкость можно нагревом (термические методы и внутрипластовое горение) или за счет растворителей (в том числе, газовых). Термические методы добычи неэффективны для глубокозалегающих пластов, тонких пластов и т.д. Нетермические методы добычи тяжелой нефти являются экономически более привлекательными, чем термические методы. К «холодным», т.е. без нагрева, методам добычи вязкой нефти относятся технологии СHOPS и Huff & Puff [2–7, 13, 14 и т.д.]. Кроме высокой вязкости проблемой при добыче вязкой нефти и битума является неоднородность пластов (по свойствам нефти и проницаемости [7].
В нашей стране, как и во всем мире, постепенно заканчиваются запасы легкоизвлекаемой нефти, и все большую долю остаточных и перспективных запасов занимают трудноизвлекаемые запасы (ТИЗ) нефти: тяжелая нефть и битум, нефть нефтематеринских свит и подгазовых оторочек, остаточная нефть истощенных (обычно заводнением) месторождений, нефть в малых месторождениях, на шельфе и т.д. В Российской Федерации (ранее в СССР) применяли тепловые методы для добычи вязкой (тяжелой) нефти (Сахалин, Коми, Краснодар) [17–20]. На Ашальчинском месторождении битума в Татарстане отрабатывают канадскую технологию SAGD [21–23]. Для добычи тяжелой нефти и битума используют тепловые методы, а в качестве нетермического метода – малоэффективное заводнение. Авторам удалось найти в литературе только 2 российские исследовательские статьи (обе из Научного центра «Сколково») по добыче вязкой [15] и сланцевой нефти [16] методом Huff & Puff.
Новые нетермические методы добычи тяжелой нефти (СHOPS – холодная добыча с выносом песка и Huff & Puff – использование газового растворителя), мало известны специалистам в нашей стране. Будущее нефтедобывающей промышленности в РФ будет в значительной степени связано с вязкой (тяжелой) нефтью. По мнению авторов, необходимо привлечь внимание к нетермическим методам добычи тяжелой нефти, которые могут оказаться более эффективными и менее затратными, чем тепловые. СHOPS применим для добычи нефти из глубокозалегающих или тонких пластов, в которых применение тепловых методов нерентабельно [1, 6].

Краткая характеристика технологии СHOPS и ее отличие от технологии Huff & Puff
При использовании СHOPS пенистая нефть (дисперсия газа в нефти, по виду «шоколадный мусс» [1, 24, 25, 53 и др.]) образуется при снижении давления в пласте из растворенного в нефти газа, что позволяет добыть 10–20 % исходной тяжелой нефти [1, 3, 8, 26, 27 и т.д.]. Высокий КИН (коэффициент добычи нефти) первичной добычи тяжелой нефти [1, 26] явно был отправной точкой технологии Huff & Puff, при которой в пласт специально закачивают газ (газовый растворитель).
Следует отметить, что пенистая нефть термодинамически неустойчива. Если времени достаточно и пористая среда способствует, диспергированный газ отделится от нефтяной фазы. Т.е. важное значение имеют неравновесные процессы (кинетические факторы), например, скорость снижения давления [27–29].
Технологии добычи вязкой нефти СHOPS и Huff & Puff различны: СHOPS относится к первичным методам [1], а Huff & Puff к вторичным или третичным методам. Но обе технологии имеют близкий механизм, основанный на эффекте образования «пенистой» нефти в коллекторе при снижении пластового давления [1, 5, 7, 8, 13, 14, 24, 30, 39 и т.д.]. При образовании пенистой нефти увеличивается ее объем, уменьшается плотность и вязкость, что является основными факторами эффективности СHOPS и Huff & Puff. Впервые обратил внимание на образование пенистой нефти Smith [25].

В нашей стране, как и во всем мире, постепенно заканчиваются запасы легкоизвлекаемой нефти, и все большую долю остаточных и перспективных запасов занимают трудноизвлекаемые запасы (ТИЗ) нефти: тяжелая нефть и битум, нефть нефтематеринских свит и подгазовых оторочек, остаточная нефть истощенных (обычно заводнением) месторождений, нефть в малых месторождениях, на шельфе и т.д.

Для добычи нефти СHOPS и Huff & Puff достаточно одной скважины: лучше горизонтальной, чем вертикальной [2]. Совершенствование технологии строительства сближает стоимости горизонтальной и вертикальной скважин. В случае горизонтальных скважин при СHOPS (в Венесуэле) наблюдаются значительно большие дебиты по нефти [2] – около 2500 барр./сут., по сравнению с около 500 барр./сут. в вертикальных скважинах. В Канаде и Албании переход от горизонтальных скважин к вертикальным позволил добиться рентабельности [2] и повысил эффективность [6]. Применение вертикальных скважин при СHOPS может оказаться нерентабельным.
Особенностью пластов с тяжелой нефтью, разрабатываемых по технологии CHOPS [1–3 и т.д.], являются: (1) увеличение первичной производительности по сравнению с обычной первичной добычей в 10-20 раз
(>20 м3/сут., а не 1–2 м3/сут. по закону Дарси [1]); (2) коэффициент извлечения достигает 10–20 % от запасов нефти, а не 0–2% при традиционной первичной добыче; (3) нефть добывается в виде сплошной нефтегазовой пены. Второй причиной эффективности СHOPS и Huff & Puff считается увеличение радиуса дренирования при образовании в пласте каналов повышенной проницаемости, так называемых «червоточин» [1, 6, 22, 23, 31 и т.д.]. Образование «червоточин» в пластах вязкой нефти подтверждено трассерными исследованиями [31]. По промысловым сведениям, диаметр «червоточин» в песках может быть около 6–10 см, а длина «червоточин» – сотни метров.
Выноса песка при СHOPS может и не быть совсем, или же он будет мал, как в пластах Ориноко (Венесуэла [1, 2, 4–6]). Обычно вынос песка считается осложнением, но при СHOPS позволяет увеличить дебит и усиливается искусственно (агрессивной перфорацией и промывкой) [2, 31]. По мере добычи песка вокруг ствола скважины образуется растущая зона большей проницаемости. Постоянное воздействие песка и пенистой нефти (шлифование) приводит к тому, что асфальтены или другие мелкие частицы меньше могут закупорить призабойную зону пласта (ПЗП). В Канаде при применении СHOPS максимальная добыча нефти имеет место в случае чистых песков (с минимальным содержанием глины), а минимальная добыча при максимальном содержании глины [31].
Эволюция коллектора (нефтяных песков с тяжелой нефтью) при выносе песка происходит следующим образом (СHOPS и Huff & Puff) [2]: (1) Ранний период добычи песка: когда часть перфораций повреждена, и эти интервалы пласта могут иметь пониженную проницаемость, что ведет к изменению потока нефти; (2) Стабильный период добычи (после образования каверн): когда устранены нарушения проницаемости; (3) Увеличение выноса песка после увеличения обводненности (разновидность выноса песка, вызванного дебитом); (4) Нестабильный период выноса песка из-за истощения пластового давления.

Стадии добычи нефти при СHOPS
Добычу нефти (пенистой нефти) осуществляют снижая пластовое давление. СHOPS включает следующие стадии:
1. Первоначально нефть (до достижения давления насыщения) из пористой среды добывается за счет ее упругого расширения.
2. Затем начинается разгазирование вязкой нефти, образование и течение пенистой нефти (газовой дисперсии) после достижения «псевдопузырькового» давления. При этом происходит увеличение объема нефтяной фазы, снижение ее вязкости [33], наблюдается медленное снижение пластового давления и добывается основное количество нефти. «Псевдопузырьковое» давление соответствует минимальной газонасыщенности (критической газонасыщенности), при которой нефть и газ начинают течь в виде дисперсии с маленькими пузырьками. Благодаря этому подвижность газа остается низкой, давление снижается медленно, и газовый фактор резко не увеличивается [13, 8]. Образованию пенистой нефти способствует высокая вязкость нефти и низкая скорость диффузии газа в нефти [5]. Пенная нефть более устойчива при движении в пористой среде, чем в покое (в большом объеме) [3, 36]. На этой стадии наблюдается максимальное вытеснение нефти. Таким образом, важным является определение «псевдопузырькового» давления (соответствующего критической газонасыщенности, при которой возможно двухфазное течение пенистой нефти [8]). В [6] описана методика определения «псевдопузырькового» давления.
3. После образования сплошной газовой фазы (коалесценции пузырьков), резко увеличивается газовый фактор, а добыча нефти практически прекращается [27].
Данные, полученные с использованием очень длинных насыпных моделей пласта (до 18,6 м) [34, 35] показали, что вышеуказанные этапы периодически могут повторяться. В работах [34, 35] приведены данные о влиянии длины и проницаемости на процесс нуклеации, течение пенистой нефти, а также на добычу нефти. Особо длинные модели пласта лучше моделируют промысловые данные и процесс нуклеации, который локально (не одновременно) происходит по всей длине модели пласта. При этом выше по потоку (т.е. ранее) обязательно достигается насыщение нефти газом. Увеличение длины модели пласта снижает скорость падения давления и степень извлечения нефти. Более высокая проницаемость способствует более высокому перенасыщению и критическому газонасыщению, что, в свою очередь, способствует зародышеобразованию в пенистой нефти. Пенистая нефть возникает в областях с более высоким градиентом давления по направлению к выходу из модели пласта. Пористая среда (особенно проницаемая) является хорошим диспергатором, даже в случае водо-газовых смесей малой вязкости [37].
Отмечается [29], что чем выше газонефтяное отношение продукции, тем ниже эффективность добычи тяжелой нефти. Рост начальной газонасыщенности нефти (количества растворенного газа) увеличивает «псевдопузырьковое» давление и степень вытеснения нефти при СHOPS [38]. Начальная водонасыщенность и рост пластовой температуры уменьшают эффективность СHOPS [29].
Давление горных пород на пласт с пенистой нефтью (значительно более сжимаемой, чем исходная нефть) замедляет падение давления при СHOPS и увеличивает добычу нефти, что было обнаружено при сравнении керновой (составной с обжимом) и насыпной моделей пласта [35, 39].

Влияние пенообразования на объем, плотность и вязкость нефти
Главными причинами добычи нефти по технологии СНОРS являются увеличение объема вязкой нефти в пласте при образовании пенистой нефти из растворенного газа (в основном состоящим из метана) и снижения вязкости и плотности тяжелой нефти при этом [6, 8, 13, 24]. Высокая нефтеотдача при CHOPS обусловлена высокой вязкостью нефти и медленной диффузией газа, поток газовой фазы является прерывистым [3, 36]. Пористая среда при движении газа и жидкости является эффективным диспергатором [37], процессы объединения мелких пузырьков и их разделения могут идти одновременно. Движение в пористой среде любых пенистых систем (водо-газовой смеси или пенистой нефти) всегда сопровождается флуктуациями перепада давления [33, 36, 40].
Исследование изменения вязкости (рост или снижение) при образовании пенистой вязкой нефти является трудной задачей. Мнения исследователей по этому вопросу разделяются [24, 25]. Первоначально, на основе промысловых данных предположили значительное снижение вязкости нефти [8, 24, 25], но согласно теории, вязкость дисперсии должна быть выше вязкости дисперсионной среды (нефти). Данные [41] показывают, что вязкость нефти не влияет сильно на ее степень вытеснения при CHOPS.
Вязкость пенистой нефти была различна при измерении разными методами (капиллярным вискозиметром, коротким slim-tube (пористая среда по закону Дарси) и вискозиметром EMV (вариант вискозиметра Геплера). В работе [24] считают, что наиболее надежные результаты по вязкости пенистой нефти получаются при использовании короткого варианта slim-tube (модельной пористой среды), т.к. учитываются эффекты двухфазного течения. Вязкость пенной нефти очень близка к вязкости «живой нефти» и много ниже вязкости «мертвой» нефти [24]. Вязкость пенной нефти является эффективной величиной, что связано с близостью размеров пор и пузырьков газа пенистой нефти.
Авторы считают наиболее интересным исследование [32], проведенное с пенистой нефтью, полученной при растворении СО2 в вязкой нефти (172 мПа•с при
50° С) с последующим снижением давления до атмосферного. При этом обнаружили, что в среднем вязкость пенистой нефти снижается в 2 раза по сравнению с дегазированной тяжелой нефтью, т.е. вспенивание газообразным CO2 способно снизить вязкость тяжелой нефти в среднем на 50 %. Можно ожидать, что прочие газы, имеющие близкие или меньшие размеры по сравнению с молекулой СО2, действуют аналогично на вязкость тяжелой нефти.
Можно предположить, что наблюдаемое снижение вязкости (сопротивления движению) пенистой нефти связано с особенностями течения данной дисперсии в пористой среде и причиной этого является взаимодействие свободной (пенистая нефть) и связанной (пористая среда) дисперсионных сред и вязкость носит эффективный характер.
Изменение вязкости тяжелой нефти связано с ее набуханием при образовании микропузырьков, вязкость уменьшается с ростом степени набухания пенистой нефти. Важную роль в образовании и устойчивости пенистой нефти имеет скорость десорбции растворенного газа из нефтяной фазы. Медленная десорбция СО2 приводит к образованию высококачественной пенистой нефти, т.к. пузырьки газа медленно увеличиваются в размерах.
Согласно [42], образование пенистой нефти приводит к росту объема нефтяной фазы, снижению вязкости и плотности, что способствует добыче нефти из пласта. Этот механизм действует не только в случае Huff & Puff, но и СНОPS, хотя в данном случае исследован для Huff & Puff с СО2. Также возможно, что эффективность добычи пенной нефти при CHOPS связана с действием естественного газлифта.

Снижение пластового давления.
Скорость снижения (истощения) давления

Все опыты физического (лабораторного) моделирования СHOPS показали, что эффективность неравновесного процесса добычи тяжелой нефти зависит от скорости снижения давления – чем выше скорость снижения давления (истощения давления), тем более эффективной является СHOPS [1, 5, 8, 13, 26, 29, 32, 36, 41 и др.]. Чем быстрее снижается давление, тем выше внутрипластовый градиент давления, что обеспечивает образование и течение пенистой нефти. В некоторых случаях наблюдали оптимальную скорость снижения давления, которая зависит и от свойств и состава нефти и газа [26, 27]. Отмечается в [41], что скорость снижения давления различно влияет на добычу нефти различной вязкости.
Пенистость нефти. Первоначально было предположено, что стабильность пенистой нефти связана с наличием в ней большой концентрации асфательтенов [25]. По мнению [43], асфальтены не влияют прямо на образование пены, они способствуют образованию пены и стабилизируют границу раздела нефть/газ в пене. Кроме того, асфальтены сильно влияют на вязкость нефти, удаление их снижает ее вязкость [2]. Сравнение живой вязкой нефти и вязкого силиконового масла (насыщенного метаном) прямо показывает, что асфальтены (и др. тяжелые компоненты) увеличивают стабильность пены [44]. Стабильность пенистой нефти зависит и от состава газа [27]: пена нефть+метан более устойчива, чем пена нефть+пропан.
В [3, 41, 43] отмечается: (1) стабильность пенистой нефти увеличивается (почти линейно) с увеличением вязкости нефти, (2) содержание асфальтенов не оказывает значительного влияния на стабильность пенистой нефти и нефтедобычу, но асфальтены, видимо, стабилизируют границу раздела нефть/газ; (3) стабильность пенистой нефти увеличивается с увеличением содержания растворенного газа, (4) пенистая нефть более стабильна в пористой среде (при фильтрации), чем в объеме, (5) качество пены нефти низкое.
При образовании пенистой нефти ее объем (и охват пласта), а также сжимаемость увеличиваются, плотность и вязкость снижаются, в отличие от усадки обычной нефти при разгазировании.
Важным для образования пенистой нефти является поверхностное натяжение. Нефти обычно имеют поверхностное натяжение менее 30 мН/м, поверхностная активность сводится только к снижению поверхностного натяжения на десятые доли мН/м. Маслорастворимые ПАВ [13, 30] оказывают небольшое влияние на добычу нефти и только при низкой скорости снижения давления, что отличает данные работы [26] о применении маслорастворимого ПАВ при Huff & Puff с метаном.
Важным являются размеры пузырьков газа в пенистой нефти. В [3] оценили размеры пузырьков и количество их в единице объема нефти при разной степени снижения давления (относительно давления насыщения). Если пузырьки маленькие по размеру (близки к размеру пор), то СHOPS эффективна [3, 28]. Образец вязкой нефти Аляски с наименьшим кислотным числом не пенится, при разгазировании образуются сразу крупные пузырьки (от 2000 до 5000 мм). У пенистой нефти из Венесуэлы, с небольшими пузырьками газа, низкое газонефтяное отношение и давление медленно снижается во время двухфазной фильтрации. При этом [27] в ходе движения нефтегазовой смеси происходят слияние и деление пузырьков газа.
Химический анализ пенистой вязкой нефти показал, что она содержит асфальтены и органические кислоты [31], влияющие на ее вязкость (нафтеновые кислоты связаны с асфальтеновой фракцией), что увеличивает степень вытеснения нефти при СHOPS. Большая вязкость нефти (фактор кинетической стабилизации дисперсии) замедляет диффузию растворенного газа в нефти, что снижает скорость роста пузырьков и их коалесценцию. В [36] обнаружили корреляцию содержания кислотно-основных компонентов нефти (нафтеновых кислот и оснований) с пенистым поведением нефти, непенистая нефть (образец вязкой нефти с Аляски) имела минимальное кислотное число. Однако, данные [43, 36] показали, что даже непенистая нефть высокой вязкости обеспечивает высокую степень первичного вытеснения нефти. В [31, 43] было обнаружено, что асфальтены способствуют зарождению пузырьков и препятствуют их коалесценции, присутствие асфальтенов увеличивает извлечение нефти, но незначительно.
Таким образом, тяжелые компоненты нефти (асфальтены и кислотно-основные компоненты), придающие ей высокую вязкость и плотность, способствуют зарождению пузырьков, препятствуют их коалесценции, снижают диффузию газа, т.е. являются важными факторами в образовании пенистой нефти. Предполагается роль и других факторов: свойств пористой среды, соотношение растворенного газа и нефти, скорость снижения давления и начальной водонасыщенности.
В работе [45] представлена теория образования пузырьков газа в вязкой нефти (пенистой нефти).

Моделирование
Согласно литературе, проводится не только физическое моделирование Huff & Puff и СНОPS. В работе [32] предложена одномерная модель добычи песка (может быть в дальнейшем расширена до 2D и 3D моделей), которая, по мнению авторов, в принципе может быть использована для прогнозирования дебита нефти. Отмечается, что образование пузырьков может влиять на механику песчаных пластов [46].
Процессы пенистого вытеснения в пластах тяжелой нефти очень сложны. Изучение и моделирование факторов сложно и до конца не изучено. В работе [28] исследовано влияние скорости падения давления на критическую газонасыщенность, процессы вытеснения пенной нефти и разработана новая трехмерная модель неравновесного поведения пенистой нефти, было систематически исследовано влияние некоторых важных параметров на пенный раствор-газ, и проведено моделирование в типичном пенном нефтяном коллекторе.

Осуществление и ограничения технологии СHOPS
Для добычи нефти методом СHOPS достаточно одной скважины (добывающей), лучше горизонтальной, чем вертикальной [2]. Для добычи пенистой нефти, согласно литературе, можно использовать погружные, штанговые и винтовые насосы [2, 6, 7, 47]. Рекомендуется использование винтовых насосов (как в Канаде или Венесуэле), согласно [6], применение в Албании винтовых насосов вместо штанговых привело к увеличению дебита скважин с 1–2 м3/сут. до около 30 м3/сут. с выносом песка 10–35 %.
Ограничения CHOPS. Технология не будет успешной, если в пласте есть активная подошвенная вода
и/или газовая шапка, поскольку при высоком градиенте давления при CHOPS происходит быстрое конусование [2]. При CHOPS штанговые насосы из-за выноса песка сильно изнашиваются, более прогрессивными для CHOPS являются винтовые насосы [2, 6].
Длительность добычи нефти при CHOPS. В литературе мало данных о длительности эксплуатации скважин при применении данной технологии. В [2] предполагается многолетняя успешная добыча тяжелой нефти CHOPS из длинных горизонтальных скважин. Промысловые результаты показывают, что длительность и объемы добычи нефти из скважин резко отличаются: от 30 суток до >3488 суток (даже после этого срока скважина давала 3,5 м3/сут. нефти). Данные о добыче вязкой нефти в Венесуэле также говорят о многолетней их работе [2, 25, 28]. Считается, что все будет определяться уровнем неоднородности пластов месторождения.

Вторичные (и третичные) технологии после применения СHOPS
После добычи методом СHOPS основное количество нефти (около 90–80 % запасов) остается в пласте, поэтому надо решить, каким образом добывать остальную нефть. Добыча CHOPS определяется геологией и природой тяжелой нефти [47], действие CHOPS приводит к образованию в пласте системы сложных каналов «червоточин».
Привычно после первичной добычи использовали заводнение, что мало эффективно для тяжелой нефти с высокой вязкостью. Но на многих месторождениях тяжелой нефти заводнение применяется, поскольку оно относительно недорогое и имеется многолетний опыт проектирования и управления заводнением [1]. После СHOPS в пласте остается значительное количество нефти вместе с газом и легче всего в газонасыщенные червоточины поступит закачиваемая вода. Первоначально будет добываться в основном газ [1], затем «червоточины» приведут к быстрому обводнению [2, 30, 47]. Поэтому, применение заводнения после СHOPS не рекомендуется.
«Червоточины» и каналы в пласте, облегчают в дальнейшем применение Huff & Puff и закачку пара, т.к. улучшают теплообмен пара и массобмен растворителя и нефти [3, 48]. При Huff & Puff (близкого по идеологии к пароциклике) обычно проводится несколько циклов, включающих закачку газового растворителя, выдержку для растворения газа и добычу нефти. В качестве газового растворителя используют углекислоту, углеводородные газы, азот, смеси газов или последовательную закачку газов [26, 27, 49]. Углекислота считается лучшим газовым растворителем, т.к. максимально растворима в нефти и образует устойчивую нефтяную пену. В [9] также исследовали для добычи остаточной нефти (после СHOPS) применение газов (постоянная (лучше) или прерывистая закачка природного (метанового) газа и по технологии Huff & Puff). В [35] исследовали возможность выпадения асфальтенов из вязкой нефти под воздействием газа (природного).
В [1] предлагается использование щелочного ПАВ (0,1% алкансульфоната+0,5 % соды) для добычи, оставшейся после первичной добычи нефти. Однако отечественные исследования показали, что применение ПАВ для добычи вязкой нефти неэффективно [40].
В научной литературе практически нет данных об эффективности технологии СHOPS, видимо, она публикуется в специальных малодоступных источниках или является коммерческим секретом. О результативности технологий CHOPS и Huff & Puff можно судить по обзорным и сопоставительным работам и по редким публикациям промысловых данных (например, [44]).
Так, фирма Шеврон на обводненном (обводненость нефти 99 %) месторождении вязкой нефти Timbalier Bay (Луизиана) при испытании метода Huff & Puff получила рост дебитов по нефти и жидкости при суммарном эффекте 1,8–4,9 т дополнительной нефти на тонну закаченного СО2 [50]. Экономический анализ показал, что метод Huff & Puff выгоден при цене на нефть 20 долларов за баррель [50]. В Китае эффективность технологии Huff & Puff на трех скважинах месторождения Даган [51] (толщины 150–
200 м) составила за один цикл 2087 т, за два цикла всего 3864 т доп. нефти, при общей средней эффективности 1,22 т нефти на 1 т СО2.
При СHOPS рекомендуется отделять попутный растворенный газ от добываемой нефти и закачивать его в пласт для увеличения количества растворенного газа в нефти, тем самым увеличивая время и эффективность добычи пенистой нефти [38].

Заключение
Проведенный анализ литературы показал, что существует эффективный метод первичной добычи вязкой (тяжелой) нефти СHOPS (холодная добыча с выносом песка), позволяющий добиться КИН в 10–20 %. Можно ожидать, что CHOPS является менее затратным (экономически выгодным), чем тепловые методы добычи вязкой нефти. Будущее нефтедобывающей промышленности РФ связано в значительной степени с вязкой нефтью, поэтому данная технология представляет несомненный интерес.
Для осуществления СHOPS необходима одна скважина (лучше горизонтальная), которая служит нагнетательной и добывающей скважиной. Добыча нефти осуществляется снижением пластового давления, при этом образуется (и добывается) пенистая нефть при разгазировании пластовой нефти.
Эффективность СHOPS связана с образованием пенистой нефти, увеличением ее объема (по сравнению с пластовой нефтью), уменьшением плотности и вязкости, образованием высокопроницаемых каналов в пласте и ростом охвата пласта воздействием. Литература о СHOPS многочисленна и часто содержит повторения. Для специалистов, заинтересовавшихся этой темой, рекомендуется ознакомиться с обзорными работами [1, 2, 4, 7, 10].

Проведенный анализ литературы показал, что существует эффективный метод первичной добычи вязкой (тяжелой) нефти СHOPS (холодная добыча с выносом песка), позволяющий добиться КИН в 10–20 %. Можно ожидать, что CHOPS является менее затратным (экономически выгодным), чем тепловые методы добычи вязкой нефти. Будущее нефтедобывающей промышленности РФ связано в значительной степени с вязкой нефтью, поэтому данная технология представляет несомненный интерес.

Литература

1. Mai, J. Bryan,N. Goodarzi, А.Kantzas. Insights Into Non-Thermal Recovery of Heavy Oil // JCPT. – March 2009. – Volume 48. – No. 3. P. 27–35.
2. Dusseault M.B. Comparing Venezuelan and Canadian Heavy Oil and Tar Sands // Canadian International Petroleum Conference 2001, Calgary, Alberta, Canada, – June 12 – 14, 2001.
3. Alshmakhy А., Main B i. A Follow-Up Recovery Method After Cold Heavy Oil Production Cyclic CO2 Injection // SPE 157823, сopyright 2012.
4. Gates I.D., Wang J. Evolution of In Situ Oil Sands Recovery Technology: What Happened and What’s New? // SPE150686 (2011).
5. M. de Mirabal, R. Gordillo, G. Rojas, H.Rodriguez and M.Huerta-lntevep. Impact of Foamy Oil Mechanism on the Hamaca Oil Orinoco Belt-Venezuela Reserves // SPE 36140 (1996).
6. D.B. Bennion, M. Mastmann, M.L. Moustakis. A Case Study of Foamy Oil Recovery in the Patos-Marinza Reservoir, Driza Sand, Albania. // Journal of Canadian Petroleum Technology.
– March 2003. – Volume 42. – No. 3. – P. 21–28.
7. Highlighting Heavy Oil (Коллектив авторов BP) // Oilfield Review, summer 2006, 34–53.
8. A. Firoozabadi, Mechanisms of Solution Gas Drive in Heavy Oil Reservoirs // JCPT. – March 2001. – V.40. – No. 3. – Р. 15–20.
9. D.B. Bennion, M. Mastmann, M.L. Moustakis. A Case Study of Foamy Oil Recovery in the Patos-Marinza Reservoir, Driza Sand, Albania // Journal of Canadian Petroleum Technology.
– March 2003. – Volume 42. – No. 3. – P. 21–28.
10. RAWYA SELBY, A.A. ALIKHAN, S.M. FAROUQ ALI. Potential of non-thermal methods for heavy oil recovery // JCPT.
– July-August 1989. – V.28. – Nо. 4. – P. 45–59.
11. Kumar V.K., Gutierrez C. Cantrell С. 30 Years of Successful High-Pressure Air Injection: Performance Evaluation of Buffalo Field, South Dakota // SPE 133494 copyright 2010.
12. Greaves M. Air injection – Improved oil recovery strategy for the UK Continental Shelf // Busines Briefing: Exploration & Production: The oil & gas review 2004. – JULY 2004. – С. 108–121.
13. A. Alshmakhy, and B.B. Maini. Effects of Gravity, Foaminess, and Pressure Drawdown on Primary-Depletion Recovery Factor in Heavy-Oil Systems // JCPT. – November 2012. – P. 449–456.
14. Zhenhua Xu, Lianwu Zhou, Shuiping Ma, Jianxun Qin, Xiaodi Huang, Bo Han, Longqing Yang, Yun Luo and Pengcheng Liu. Study on CO2 Huff-n-Puff Development Rule of Horizontal Wells in Heavy Oil Reservoir by Taking Liuguanzhuang Oilfield in Dagang as an Example // Energies 2023, 16, 4258 https://doi.org/10.3390/en16114258.
15. E. Shilov, A. Cheremisin, K. Maksakov and S. Kharlanov Huff-n-Puff Experimental Studies of CO2 with Heavy Oil // Energies 2019, 12, 4308; doi:10.3390/en12224308.
16. E. Shilov, D.B. Dorhjie, E. Mukhina, M. Zvada,
A. Kasyanenko, A. Cheremisin. Experimental and numerical studies of rich gas Huff-n-Puff injection in tight Formation / /Journal of Petroleum Science and Engineering, 208 (2022), 109420.
17. Бурже Ж.П., Сурио М., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, – 1988. – 424 с.
18. Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей. – М.: Нефть и газ. – 1996. – 284 с.
19. Дуркин С.М., Меньшикова И.Н., Рузин Л.М., Терентьев А.А. Опыт разработки Лыаельской площади Ярегского месторождения высоковязкой нефти с применением различных технологий // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 10. – С. 62–67.
20. Антониади Д.Г., Гарушев А.Р., Шиханов В.Г. Настольная книга по термическим методам добычи нефти. – Краснодар: Советская Кубань, – 2000. – 464 с.
21. Ибатуллин Р.Р., Амерханов М.И., Ибрагимов Н.Г. и др. Развитие технологии парогравитационного воздействия на пласты на примере залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 7.
40–43.
22. Хисамов Р.С., Евдокимов А.М., Копылова М.М., Судыкин А.Н., Нурутдинов А.С. Проектирование опытно-промышленных работ на экпериментальном участке по изучению освоения залежей сверхвязкой нефти в Республике Татарстан // Нефтяное хозяйство. – 2019. – № 4. – С. 62–65.
23. Комплекс технологических решений для повышения эффективности разработки месторождений сверхвязкой нефти ПАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 1. – С. 60–65.
24. A.B. Alshmakhy and B.B. Maini. Foamy-Oil-Viscosity Measurement // JCPT. – January 2012.– P. 60–65 (SPE 136665).
25. G.E. Smith. Fluid Flow and Sand Production in Heavy-Oil Reservoirs Under Solution-Gas Drive // SPE Production Engineering, – May 1988, – p. 169–180.
26. Xiaofei Sun, Mingzhe Dong, Yanyu Zhang, Brij B. Maini. Enhanced heavy oil recovery in thin reservoirs using foamy oil-assisted methane huff-n-puff method // Fuel 159 (2015).
– Р. 962–973.
27. Xiang Zhou, Fanhua Zeng, Liehui Zhang, Hongyang Wang. Foamy oil flow in heavy oil–solvent systems tested by pressure depletion in a sandpack // Fuel 171 (2016) 210–223.
28. Xiaofei Sun, Yanyu Zhang, Shilin Wang, Zhaoyao Song, Peng Li, Changfa Wang. Experimental study and new threedimensional kinetic modeling of foamy solution-gas drive processes // Scientific Reports. (2018), 8:4369 DOI:10.1038/s41598-018-22669-z 13.
29. G.-Q. Tang, and A. Firoozabadi . Effect of GOR, Temperature, and Initial Water Saturation on Solution-Gas Drive in Heavy-Oil Reservoirs // SPE Journal. – March 2005. – Р. 34–43.
30. A. Alshmakhy, B.B. Maini. Effect of Foaminess on the Performance of Solution Gas Drive in Heavy Oil Reservoirs // JCPT. – March 2009. – V. 48. – N. 36. – Р. 36–42.
31. B. Tremblay. Cold Production of Heavy Oil // Enhanced Oil Recovery Field Case Studies. – 2013, ElsevierInc. – Р. 615–666.
32. Liangwen Zhang, Maurice B. Dusseault. Sand-Production Simulation in Heavy-Oil Reservoirs // SPE Reservoir Evaluation & Engineerin, – December 2004. – Р. 399–407 (SPE 89037).
33. C.Or, M.Nakano and M. Imai. Swelling and Viscosity Reduction of Heavy Oil by CO2-Gas Foaming in Immiscible Condition // SPE Reservoir Evalution and Engineering.
– May 2016. – P. 294–304.
34. N.N. Gooddarzi, A. Kanatzas. The Effect of Scale on the Primary Depletion of Heavy Oil Solution Gas Drive // 7th Canadian International Petroleum Conference (57th Annual Technical Meeting), Calgary, Alberta, Canada, – June 13 – 15, 2006.
35. N.N. Goodarzi, A. Kantzas. Observations of Heavy Oil Primary Production Mechanisms From Long Core Depletion Experiments // Journal of Canadian Petroleum Technology. – April 2008. – Volume 47. – No. 4.– Р. 46–54.
36. G.-Q. Tang, C. Temizel and A.R. Kovscek. The Role of Oil Chemistry on the Cold Production of Heavy Oil // SPE 102365 (2006).
37. Полищук А.М., Хлебников В.Н., Мишин А.С., Антонов С.В., Кокорев В.И., Дарищев В.И. и др. Экспериментальное исследование механизма фильтрации водогазовых смесей // Вестник ЦКР Роснедра. – 2012. – № 6. – С. 8–14.
38. Songyan Li, Zhaomin Li, Zhuangzhuang Wang. Experimental study on performance of foamy oil flow under different solution gas-oil ratios // Монография RSC Advances (www/rsc/org/advance).
39. G.Q. Tang, A. Sahni, F. Gadelle, M. Kumar, A.R. Kovscek. Heavy-Oil Solution Gas Drive in Consolidated and Unconsolidated Rock // SPE 87226 (2004).
40. Мишин А.С. Термические и нетермические методы добычи трудноизвлекаемой вязкой нефти пластов ПК: дис. … канд. тех. наук. РГУ НГ, 2019. 150 с.
41. B.B. Maini. Laboratory Evaluation of Solution Gas Drive Recovery Factors in Foamy Heavy Oil Reservoirs // CSPG and Petroleum Society Joint Convention, Digging Deeper, Finding a Better Bottom Line, in Calgary, Alberta, Canada, – June 14 – 18, 1999, PAPER 99-44.
42. M. Huerta, C. Otero, A. Rico, 1. Jimеnez, M. de Mirabal and G. Rojas. Understanding Production, Foamy Oil Mechanisms for Heavy Oil Reservoirs During Primary Production // SPE 36749.
43. I. I.ADIL, B.B. MAINI. Role of Asphaltenes in Foamy Oil Flow // JCPT. – April 2007. – Volume 46. – No. 4. – Р. 18–23.
44. M. POOLADI-DARVISH, A. FIROOZABADI. Solution-gas Drive in Heavy Oil Reservoirs //Journal of Canadian Petroleum Technology. – April 1999. – Volume 38. – No. 4. – Р. 54–61.
45. V. Meyer, P. Creux, A. Graciaa, F. Franco, F. Non-classical Nucleation Model for Cold Production of Heavy Oil // Journal of Canadian Petroleum Technology. – April 2009. – Volume 48.
– No. 4. – С. 49–56.
46. R.C.K. Wong, B. Maini. Effect of Sand Matrix Deformation on Solution Gas Drive in Heavy Oil Reservoirs // Petroleum Society’s Canadian International Petroleum Conference 2003, Calgary, Alberta, Canada, June 10 – 12, – 2003.
47. A. Rangriz Shokri and T. Babadagli. Field-Scale Deformation Analysis of Cyclic Solvent Stimulation in Thin Unconsolidated Heavy-Oil Reservoirs With Developed Wormhole Network // Journal of Canadian Petroleum Technology, – November 2015.
– Р. 341–350.
48. Zhongwei Du, Fanhua Zeng, Christine Chan. An Experimental Study of the Post-CHOPS Cyclic Solvent Injection Process // SPE 165524, Copyright 2013, Society of Petroleum Engineers (SPE Heavy Oil Conference Canada held in Calgary, Alberta, 11–13 June 2013).
49. Teng Lu,* Zhaomin Li,* Weiyu Fan and Songyan Li. CO2 huff and puff for heavy oil recovery after primary production // Society of Chemical Industry and John Wiley & Sons, Ltd (2015) | Greenhouse Gas Sci.А Technol. 6:288–301 (2016); DOI: 10.1002/ghg.
50. Reeves Simpson. The CO2 Huff 'n' Puff Process in a Bottomwater-Drive Reservoir Marcia // Journal of Petroleum Technology. – July 1988, 887-893.
51. Zhenhua Xu, Lianwu Zhou, Shuiping Ma, Jianxun Qin, Xiaodi Huang, Bo Han, Longqing Yang, Yun Luo and Pengcheng Liu. Study on CO2 Huff-n-Puff Development Rule of Horizontal Wells in Heavy Oil Reservoir by Taking Liuguanzhuang Oilfield in Dagang as an Example // Energies 2023, 16, 4258 https://doi.org/10.3390/en16114258.
52. Liangwen Zhang and Maurice B. Dusseault. Sand-Production Simulation in Heavy-Oil Reservoirs // SPE 189037(2004).
53. J. J. SHENG, B. B. MAINI, R. E. HAYES and W. S. TORTIKE Critical Review of Foamy Oil Flow // Transport in Porous Media 35: 157–187, 1999.

References

1. Mai, J. Bryan,N. Goodarzi, А.Kantzas. Insights Into Non-Thermal Recovery of Heavy Oil // JCPT. – March 2009. – Volume 48
– no. 3. – pp. 27–35.
2. Dusseault M.B. Comparing Venezuelan and Canadian Heavy Oil and Tar Sands // Canadian International Petroleum Conference 2001, Calgary, Alberta, Canada, June 12 – 14, 2001.
3. Alshmakhy А., Main B i. A Follow-Up Recovery Method After Cold Heavy Oil Production Cyclic CO2 Injection // SPE 157823, сopyright 2012.
4. Gates I.D., Wang J. Evolution of In Situ Oil Sands Recovery Technology: What Happened and What’s New? // SPE150686 (2011).
5. M. de Mirabal, R. Gordillo, G. Rojas, H.Rodriguez and M.Huerta-lntevep. Impact of Foamy Oil Mechanism on the Hamaca Oil Orinoco Belt-Venezuela Reserves // SPE 36140 (1996).
6. D.B. Bennion, M. Mastmann, M.L. Moustakis. A Case Study of Foamy Oil Recovery in the Patos-Marinza Reservoir, Driza Sand, Albania. // Journal of Canadian Petroleum Technology. – March 2003. Volume 42. no. 3. – pp. 21–28.
7. Highlighting Heavy Oil (Коллектив авторов BP) // Oilfield Review, summer 2006, – pp. 34–53.
8. A. Firoozabadi, Mechanisms of Solution Gas Drive in Heavy Oil Reservoirs // JCPT. – March 2001. Vol.40. no. 3. – pp. 15–20.
9. D.B. Bennion, M. Mastmann, M.L. Moustakis. A Case Study of Foamy Oil Recovery in the Patos-Marinza Reservoir, Driza Sand, Albania // Journal of Canadian Petroleum Technology. – March 2003. – Vol. 42. – no. 3. pp. 21–28.
10. RAWYA SELBY, A.A. ALIKHAN, S.M. FAROUQ ALI. Potential of non-thermal methods for heavy oil recovery // JCPT.
– July-August 1989. – Vol.28. – nо. 4. – pp. 45–59.
11. Kumar V.K., Gutierrez C. Cantrell С. 30 Years of Successful High-Pressure Air Injection: Performance Evaluation of Buffalo Field, South Dakota // SPE 133494 copyright 2010.
12. Greaves M. Air injection – Improved oil recovery strategy for the UK Continental Shelf // Busines Briefing: Exploration & Production: The oil & gas review 2004. – JULY 2004. – pp. 108–121.
13. A. Alshmakhy, and B.B. Maini. Effects of Gravity, Foaminess, and Pressure Drawdown on Primary-Depletion Recovery Factor in Heavy-Oil Systems // JCPT. – November 2012. – pp. 449–456.
14. Zhenhua Xu, Lianwu Zhou, Shuiping Ma, Jianxun Qin, Xiaodi Huang, Bo Han, Longqing Yang, Yun Luo and Pengcheng Liu. Study on CO2 Huff-n-Puff Development Rule of Horizontal Wells in Heavy Oil Reservoir by Taking Liuguanzhuang Oilfield in Dagang as an Example // Energies 2023, 16, 4258 https://doi.org/10.3390/en16114258.
15. E. Shilov, A. Cheremisin, K. Maksakov and S. Kharlanov Huff-n-Puff Experimental Studies of CO2 with Heavy Oil // Energies 2019, 12, 4308; doi:10.3390/en12224308.
16. E. Shilov, D.B. Dorhjie, E. Mukhina, M. Zvada, A. Kasyanenko, A. Cheremisin. Experimental and numerical studies of rich gas Huff-n-Puff injection in tight Formation / /Journal of Petroleum Science and Engineering, 208 (2022), 109420.
17. Bourget J.P., Surio M., Combarnu M. Thermal methods for increasing oil recovery. – Mocow: “Nedra” Publ., – 1988. – P. 424.
18. Kudinov V.I. Improving thermal methods for developing high-viscosity oil fields. – Moscow: “Oil and gas” Publ.. – 1996. – P. 284.
19. Durkin S.M., Menshikova I.N., Ruzin L.M., Terentyev A.A. Experience in developing the Lyayelskaya area of the Yaregskoye high-viscosity oil field using various technologies // “Oil industry”.
– 2019. – no. 10. – pp. 62–67.
20. Antoniadi D.G., Garushev A.R., Shikhanov V.G. Handbook on thermal methods of oil production. – Krasnodar: “Soviet Kuban” Publ., – 2000. – P. 464 .
21. Ibatullin R.R., Amerkhanov M.I., Ibragimov N.G. etc. Development of technology of steam-gravitational influence on layers using the example of heavy oil deposits of the Ashalchinskoye field// “Oil industry”. – 2007. – no. 7. – Pp. 40–43.
22. Khisamov R.S., Evdokimov A.M., Kopylova M.M., Sudykin A.N., Nurutdinov A.S. Design of pilot industrial work at an experimental site to study the development of super-viscous oil deposits in the Republic of Tatarstan // “Oil industry”. – 2019. – no. 4.
– pp. 62–65.
23. A set of technological solutions to increase the efficiency of development of super-viscous oil fields of “Tatneft” PJSC // “Oil industry”. – 2020. – no. 1. – pp. 60–65.
24. A.B. Alshmakhy and B.B. Maini. Foamy-Oil-Viscosity Measurement // JCPT. – January 2012.– pp. 60–65 (SPE 136665).
25. G.E. Smith. Fluid Flow and Sand Production in Heavy-Oil Reservoirs Under Solution-Gas Drive // SPE Production Engineering, May 1988, pp. 169–180.
26. Xiaofei Sun, Mingzhe Dong, Yanyu Zhang, Brij B. Maini. Enhanced heavy oil recovery in thin reservoirs using foamy oil-assisted methane huff-n-puff method // Fuel 159 (2015).
– pp. 962–973.
27. Xiang Zhou, Fanhua Zeng, Liehui Zhang, Hongyang Wang. Foamy oil flow in heavy oil–solvent systems tested by pressure depletion in a sandpack // Fuel 171 (2016) 210–223.
28. Xiaofei Sun, Yanyu Zhang, Shilin Wang, Zhaoyao Song, Peng Li, Changfa Wang. Experimental study and new threedimensional kinetic modeling of foamy solution-gas drive processes // Scientific Reports. (2018), 8:4369 DOI:10.1038/s41598-018-22669-z 13.
29. G.-Q. Tang, and A. Firoozabadi . Effect of GOR, Temperature, and Initial Water Saturation on Solution-Gas Drive in Heavy-Oil Reservoirs // SPE Journal. – March 2005. – pp. 34–43.
30. A. Alshmakhy, B.B. Maini. Effect of Foaminess on the Performance of Solution Gas Drive in Heavy Oil Reservoirs // JCPT.
– March 2009. – Vol. 48. – no. 36. – pp. 36–42.
31. B. Tremblay. Cold Production of Heavy Oil // Enhanced Oil Recovery Field Case Studies. – 2013, ElsevierInc. – pp. 615–666.
32. Liangwen Zhang, Maurice B. Dusseault. Sand-Production Simulation in Heavy-Oil Reservoirs // SPE Reservoir Evaluation & Engineerin, – December 2004. – pp. 399–407 (SPE 89037).
33. C.Or, M.Nakano and M. Imai. Swelling and Viscosity Reduction of Heavy Oil by CO2-Gas Foaming in Immiscible Condition // SPE Reservoir Evalution and Engineering. – May 2016.
– pp. 294–304.
34. N.N. Gooddarzi, A. Kanatzas. The Effect of Scale on the Primary Depletion of Heavy Oil Solution Gas Drive // 7th Canadian International Petroleum Conference (57th Annual Technical Meeting), Calgary, Alberta, Canada, June 13 – 15, 2006.
35. N.N. Goodarzi, A. Kantzas. Observations of Heavy Oil Primary Production Mechanisms From Long Core Depletion Experiments // “Journal of Canadian Petroleum Technology”. – April 2008. – Vol. 47. – no. 4.– pp. 46–54.
36. G.-Q. Tang, C. Temizel and A.R. Kovscek. The Role of Oil Chemistry on the Cold Production of Heavy Oil // SPE 102365 (2006).
37. Polishchuk A.M., Khlebnikov V.N., Mishin A.S., Antonov S.V., Kokorev V.I., Darishchev V.I. and others. Experimental study of the filtration mechanism of water-gas mixtures // “Bulletin of the Central Committee of the Rosnedra”. – 2012. – no. 6. – pp. 8–14.
38. Songyan Li, Zhaomin Li, Zhuangzhuang Wang. Experimental study on performance of foamy oil flow under different solution gas-oil ratios // Монография RSC Advances (www/rsc/org/advance).
39. G.Q. Tang, A. Sahni, F. Gadelle, M. Kumar, A.R. Kovscek. Heavy-Oil Solution Gas Drive in Consolidated and Unconsolidated Rock // SPE 87226 (2004).
40. Mishin A.S. Thermal and non-thermal methods for extracting hard-to-recover viscous oil from PK formations: dis. ...cand. tech. sci. RSU NG, 2019. P. 150.
41. B.B. Maini. Laboratory Evaluation of Solution Gas Drive Recovery Factors in Foamy Heavy Oil Reservoirs // CSPG and Petroleum Society Joint Convention, Digging Deeper, Finding a Better Bottom Line, in Calgary, Alberta, Canada, – June 14 – 18, 1999, PAPER 99–44.
42. M. Huerta, C. Otero, A. Rico, 1. Jimеnez, M. de Mirabal and G. Rojas. Understanding Production, Foamy Oil Mechanisms for Heavy Oil Reservoirs During Primary Production // SPE 36749.
43. I. I.ADIL, B.B. MAINI. Role of Asphaltenes in Foamy Oil Flow // JCPT. – April 2007. – Volume 46. – no. 4. pp. 18–23.
44. M. POOLADI-DARVISH, A. FIROOZABADI. Solution-gas Drive in Heavy Oil Reservoirs //Journal of Canadian Petroleum Technology. – April 1999. – Vol. 38. – no. 4. – pp. 54–61.
45. V. Meyer, P. Creux, A. Graciaa, F. Franco, F. Non-classical Nucleation Model for Cold Production of Heavy Oil // Journal of Canadian Petroleum Technology. – April 2009. – Vol. 48. – no. 4. – pp.. 49–56.
46. R.C.K. Wong, B. Maini. Effect of Sand Matrix Deformation on Solution Gas Drive in Heavy Oil Reservoirs // Petroleum Society’s Canadian International Petroleum Conference 2003, Calgary, Alberta, Canada, – June 10 – 12, – 2003.
47. A. Rangriz Shokri and T. Babadagli. Field-Scale Deformation Analysis of Cyclic Solvent Stimulation in Thin Unconsolidated Heavy-Oil Reservoirs With Developed Wormhole Network // Journal of Canadian Petroleum Technology, – November 2015.
– pp. 341–350.
48. Zhongwei Du, Fanhua Zeng, Christine Chan. An Experimental Study of the Post-CHOPS Cyclic Solvent Injection Process // SPE 165524, Copyright 2013, Society of Petroleum Engineers (SPE Heavy Oil Conference Canada held in Calgary, Alberta, 11–13 June 2013).
49. Teng Lu,* Zhaomin Li,* Weiyu Fan and Songyan Li. CO2 huff and puff for heavy oil recovery after primary production // Society of Chemical Industry and John Wiley & Sons, Ltd (2015) | Greenhouse Gas Sci.А Technol. 6:288–301 (2016); DOI: 10.1002/ghg.
50. Reeves Simpson. The CO2 Huff 'n' Puff Process in a Bottomwater-Drive Reservoir Marcia // Journal of Petroleum Technology. – July 1988, 887-893.
51. Zhenhua Xu, Lianwu Zhou, Shuiping Ma, Jianxun Qin, Xiaodi Huang, Bo Han, Longqing Yang, Yun Luo and Pengcheng Liu. Study on CO2 Huff-n-Puff Development Rule of Horizontal Wells in Heavy Oil Reservoir by Taking Liuguanzhuang Oilfield in Dagang as an Example // Energies 2023, 16, 4258 https://doi.org/10.3390/en16114258.
52. Liangwen Zhang and Maurice B. Dusseault. Sand-Production Simulation in Heavy-Oil Reservoirs // SPE 189037(2004).
53. J. J. SHENG, B. B. MAINI, R. E. HAYES and W. S. TORTIKE Critical Review of Foamy Oil Flow // Transport in Porous Media 35: 157–187, 1999.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Хлебников В.Н.

    Хлебников В.Н.

    д.т.н., профессор кафедры «Физическая и коллоидная химия»

    ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) им. И.М. Губкина» г. Москва, 119991, Российская Федерация

    Сваровская Н.А.

    Сваровская Н.А.

    д.т.н., профессор кафедры «Физическая и коллоидная химия»

    ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) им. И.М. Губкина» г. Москва, 119991, Российская Федерация

    Бобкова Е.С.

    Бобкова Е.С.

    д.х.н., профессор кафедры «Физическая и коллоидная химия»

    ФГАОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) им. И.М. Губкина» г. Москва, 119991, Российская Федерация

    Просмотров статьи: 571

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru