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Oil & Gas Science and Technology - Rev. IFP, Vol. 63 (2008), No. 1, pp. 37-48
DOI: 10.2516/ogst:2007075
Improved Oil Recovery of High-Viscosity Oil Pools with Physicochemical Methods and Thermal-Steam Treatments
Accroissement de la récupération des gisements d'huiles très visqueuses par méthodes physico-chimiques et injection de vapeur
L.K. Altunina and V.A. Kuvshinov
Institute of Petroleum Chemistry SB RAS, Russia, 3, Academichesky Avenue, 634021, Tomsk - Russia
alk@ipc.tsc.ru
vak@ipc.tsc.ru
(Published online: 14 December 2007)
Abstract
Novel physicochemical technologies have been developed at IPC SB RAS to improve oil recovery from high-viscosity oil pools using thermal-steam and cyclic-steam treatments. The results of laboratory investigations and pilot tests carried out in oil fields of Russia and China are presented. The use of thermotropic inorganic and polymer gels increases coverage by steam injection, decreases water cut of the production well by 3-45%, increases the oil production rate by 11-33% and decreases the fluid production rate by 14-25%. Surfactant-based systems, generating CO2 and alkaline buffer solution in situ, decrease oil viscosity 2-3 times and water cut of the production well by 10-20% and thereby increase the oil production rate by 40% and the fluid production rate by 5-10%.
Résumé
L'Institut de Chimie du Pétrole de la Division Sibérienne
de l'Académie des Sciences de Russie (ICP DS ASR) a développé de
nouvelles méthodes physicochimiques
pour accroître la récupération des gisements d'huiles très
visqueuses produits par injection
continue ou cyclique de vapeur d'eau. Cet article présente les
résultats d'expériences réalisées au
laboratoire et de tests pilotes réalisés sur le terrain en Russie et
en Chine. D'une part l'utilisation de gels
thermotropiques (inorganiques et polymériques) conduit à un
accroissement du volume balayé par la
vapeur injectée, à la diminution entre 3 et 45 % de la production
d'eau des puits producteurs, à
l'augmentation des débits d'huile entre 11 et 33 % et à la
diminution des débits fluides entre 14 et 25 %.
D'autre part, l'application de systèmes à base de surfactants qui
peuvent générer du CO2 et une solution
alkaline in situ, conduit à la diminution de la viscosité de l'huile dans un rapport 2 à 3, à la diminution
entre 10 et 20 % de la production d'eau des puits producteurs, à
l'augmentation des débits d'huile de
40 % et à l'augmentation des débits fluides entre 5 et 10 %.
© IFP 2007
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