Studiul proprietăților reologice ale petrolului cu vâscozitate ridicată din câmpul Pechersk. Curs: Metode de dezvoltare a depozitelor de uleiuri cu vâscozitate mare și bitum natural

Farmanzade A.R. 1 , Karpunin N.A. 2, Khromykh L.N. 3 , Evsenkova A.O. 4, Al-Gobi G. 5

1 doctorand, 2 student, 3 conferențiar, 4 student, 5 student. 1,2,4,5 Universitatea Națională de Resurse Minerale „Gorny”, 3 Universitatea Tehnică de Stat Samara

STUDIUL PROPRIETĂȚILOR REOLOGICE ALE ULEIULUI VÂSCOS ÎNALT DIN CÂMPUL PECHERSKOYE

adnotare

Lucrarea studiază proprietățile reologice ale petrolului greu din zăcământul Pechersk într-un interval larg de temperatură. Atenția principală se acordă studiului componentelor vâscoase și elastice ale vâscozității în funcție de temperatură pentru a fundamenta condițiile optime de dezvoltare a acestui câmp petrolier.

Cuvinte cheie: ulei de înaltă vâscozitate, bitum, componentă elastică a vâscozității, componentă vâscoasă a vâscozității, proprietăți reologice.

Farmanzade A. R. 1 , Karpunin N. A. 2, Khromykh L.N. 3,Evsenkova A. O. 4 , Al– gobi G. 5

1 student postuniversitar, 2 student, 3 conferențiar, 4 student, 5 student. 1,2,4,5 Universitatea Națională de Recursuri Minerale (Universitatea de Mine), 3 Universitatea Tehnică de Stat Samara

INVESTIGAREA PROPRIETĂȚILOR REOLOGICE ALE PECHOREI PETROLEI GRELE

Abstract

Există investigarea proprietăților reologice ale zăcământului de petrol greu Pechora într-un interval larg de temperatură în această lucrare. O atenție principală este acordată studiuluipierderișidepozitaremodulul de vâscozitate în funcție de temperatură pentru recomandarea condițiilor optime de dezvoltare a acestui câmp petrolier.

Cuvinte cheie: ulei greu, bitum, modul de stocare, modul de pierdere, proprietăți reologice.

Astăzi, din cauza epuizării constante a rezervelor de uleiuri ușoare, cu vâscozitate scăzută, necesitatea de a introduce rezerve greu de recuperat, cum ar fi uleiurile cu vâscozitate mare și bitumurile naturale, majoritatea fiind situate în Canada, Venezuela și Rusia, devine din ce în ce mai important. În Federația Rusă, peste 70% din uleiurile cu vâscozitate ridicată sunt limitate la 5 regiuni: în regiunea Perm (mai mult de 31%), în Tatarstan (12,8%), în regiunea Samara (9,7%), în Bashkortostan ( 8,6%) și regiunea Tyumen (8,3%).

Câmpurile petroliere de acest tip, de regulă, se caracterizează prin adâncimi mici ale formațiunilor purtătoare de petrol și, adesea, temperaturi scăzute ale rezervorului, în timp ce petrolul sau bitumul care se găsește în ele are proprietăți non-newtoniene datorită conținutului ridicat de parafine, asfaltene. și rășini. Cu un conținut ridicat de componente grele în compoziția uleiurilor, apar proprietăți vâscoelastice, care au fost descoperite pentru prima dată în anii 1970. .

Valorile mari de vâscozitate ale unor astfel de uleiuri în condiții de rezervor sunt cauza debitelor scăzute ale puțurilor producătoare și, uneori, absența lor completă atunci când se încearcă dezvoltarea unui câmp în mod natural. În prezent, metodele termice de influențare a unei formațiuni productive sunt cele mai utilizate în dezvoltarea zăcămintelor de astfel de hidrocarburi. Printre aceste tehnologii, este de remarcat injecția ciclică (injecție ciclică de abur) și zonală, ca fiind cele mai comune metode de producție și stimulare în Rusia, și drenajul gravitațional asistat de abur (SAGD), care este utilizat pe scară largă în străinătate.

Pentru a studia proprietățile petrolului de înaltă vâscozitate care apar într-un rezervor complex de carbonat, a fost ales câmpul Pecherskoye, situat pe malul râului Volga, lângă satul Pecherskoye. Anterior, roca (calcare și dolomite) saturată cu petrol greu era exploatată în acest câmp pentru extragerea ulterioară a materiilor prime din acesta pentru producerea masticului bituminos. Autorii au organizat vizite pe teren în acest domeniu pentru a colecta informații despre structura zăcământului și probe pentru a studia proprietățile reologice ale petrolului și spațiul gol al zăcământului.

În această lucrare, proprietățile reologice ale uleiului au fost studiate în funcție de temperatură. În acest caz, a fost folosit un viscozimetru rotativ modern de înaltă precizie cu rulmenți de aer.

Experimentul de studiere a dependenței vâscozității dinamice de temperatură s-a desfășurat astfel: o picătură de ulei cu volumul de 1 ml a fost plasată pe un tampon de viscozimetru încălzit la 70°C, apoi picătura a fost presată de rotor și temperatura a crescut la 110°C. Viscozimetrul a fost setat la valoarea vitezei unghiulare de 5-1, după care temperatura a scăzut treptat la 50°C. Această temperatură a fost propusă ca temperatură limită pentru a preveni supraîncărcarea excesivă a motorului viscozimetrului.

Orez. 1 - Dependența vâscozității dinamice a uleiului cu vâscozitate mare de temperatură.

Figura arată că vâscozitatea dinamică a uleiului poate fi descrisă printr-o funcție de putere de forma y=1177320551696170000x -7,24 cu o valoare de încredere de aproximare a R² = 0,99554. Uleiul este foarte vâscos pe întregul interval de temperaturi prezentate (vâscozitatea la 110°C este de 2003 mPa∙s, iar la 50°C este de 502343 mPa∙s). În această etapă a testării, nu a fost posibilă măsurarea vâscozității uleiului la o temperatură a rezervorului de 20°C din cauza capacităților limitate ale viscozimetrului.

Pentru un studiu aprofundat al proprietăților reologice ale acestui ulei, au fost efectuate teste dinamice specializate suplimentare pentru a determina componentele elastice și vâscoase ale vâscozității. În cadrul experimentelor s-a studiat efectul scăderii temperaturii asupra componentei elastice a vâscozității (modulul de forfecare dinamic, numit și modul de stocare) și asupra componentei vâscoase a vâscozității (modul de conformitate sau pierdere). Uleiul din câmpul Pechersk, folosit pentru cercetare, în primul caz a fost răcit în intervalul de temperatură selectat de la 90°С la 50°С. Experimentul s-a realizat astfel: o picătură de ulei de 1 ml a fost plasată pe platforma viscozimetrului încălzită la 70°C, apoi picătura a fost presată de rotor, iar temperatura a crescut la 90°C, după care a scăzut treptat la 50°C. °C cu înregistrarea datelor. Sarcina dinamică a fost reprezentată de mișcarea oscilativă a rotorului cu o frecvență de 1 Hz și o sarcină de 100 Pa. Rezultatele sunt prezentate în Figura 2.

Orez. 2 - Dependența componentelor elastice (modul de stocare) și vâscos (modul de pierdere) a vâscozității uleiului cu vâscozitate ridicată din câmpul Pechersk de temperatură.

Analizând dependențele prezentate, se pot trage următoarele concluzii: în primul rând, atât componentele vâscoase, cât și cele elastice ale vâscozității uleiului scad odată cu creșterea temperaturii și ajung la valori relativ mici la 80°C, ceea ce demonstrează necesitatea utilizării energiei termice în dezvoltarea acestui domeniu. În al doilea rând, se observă că în intervalul de temperatură studiat uleiul are proprietăți elastice, care, deși scad odată cu creșterea temperaturii, ajung însă la valori semnificative: 23,54 Pa.

Pe baza rezultatelor cercetării, se pot trage următoarele concluzii:

1. Uleiul cu vâscozitate ridicată din câmpul Pechersk se caracterizează printr-o vâscozitate anormal de mare: vâscozitatea dinamică măsurată la 50°C este de 502343 mPa∙s.
2. Pe baza faptului că vâscozitatea uleiului cu o creștere a temperaturii de la 50 la 110°C scade de la 502343 mPa∙s la 2000 mPa∙s, este necesar un tratament termic pentru extragerea uleiului din roca acestui câmp.
3. Uleiul studiat are proprietăți reologice complexe, probabil datorită conținutului ridicat de asfaltene și rășini, care este tipic pentru depozitele apropiate de suprafață din regiunea Samara. Valori ridicate ale componentelor vâscoase și elastice ale vâscozității sunt observate pe întregul interval de temperatură la care au fost efectuate testele dinamice, ceea ce va avea, fără îndoială, un impact negativ asupra procesului de extragere a uleiului din rezervor.
4. Autorii lucrării au planificat teste suplimentare care vizează fundamentarea tehnologiilor eficiente pentru extragerea unor astfel de uleiuri anormale din formațiuni productive, de exemplu, tehnologii care utilizează expunerea combinată la agenți termici și solvenți.

Literatură

1. Devlikamov V.V., Khabibullin Z.A., Kabirov M.M. Ulei anormal. -M.: Nedra, 1975. -168 p.
2. Zinoviev A.M., Kovalev A.A., Maksimkina N.M., Olkhovskaya V.A., Roshchin P.V., Mardashov D.V. Fundamentarea regimului de dezvoltare a unui zăcământ de petrol anormal de vâscos pe baza integrării informațiilor geologice și de teren inițiale. -2014. -Numărul 3. -DIN. 15-23.
3. Zinoviev A.M., Olkhovskaya V.A., Kovalev A.A. Fundamentarea modelului analitic al unui flux pseudo-constante de petrol viscoplastic neliniar la o sondă verticală // Buletinul Comitetului Central al Resurselor Rosnedra. -2013. -#2. -DIN. 40-45.
4. Zinoviev A.M., Olkhovskaya V.A., Maksimkina N.M. Proiectarea sistemelor pentru dezvoltarea zăcămintelor petroliere cu vâscozitate ridicată folosind un model de curgere non-newtonian și rezultatele unui test de sondă pentru aflux // Afacerea zăcămintelor petroliere. -2013. -#1. -DIN. 4-14.
5. Litvin V.T., Roshchin P.V. Studiul influenței solventului „Nefras C2-80/120” asupra proprietăților reologice ale uleiului parafinic de înaltă vâscozitate din câmpul Petrukhnovskoye // Materiale ale sesiunii științifice a oamenilor de știință de la Institutul de petrol de stat Almetyevsk. -2013. -T.1. -Nr 1. -S. 127-130.
6. Polishchuk Yu.M., Yashchenko I.G. Uleiuri cu vâscozitate mare: analiza modificărilor spațiale și temporale ale proprietăților fizice și chimice // Jurnal științific electronic „Oil and Gas Business”. 2005 nr. 1. [Resursă electronică]: http://ogbus.ru/authors/PolishukYu/PolishukYu_1.pdf (accesat 11/15/2015).
7. Olkhovskaya V.A., Sopronyuk N.B., Tokarev M.G. Eficiența punerii în funcțiune a micilor zăcăminte de petrol cu ​​proprietăți non-newtoniene//Dezvoltarea, exploatarea și dezvoltarea câmpurilor petroliere/Samara: Colecția de lucrări științifice a SamaraNIPIneft LLC. -2010. - Problema 1. -DIN. 48-55.
8. Olkhovskaya V.A. Hidromecanica subterana. Filtrarea uleiului non-newtonian. -M.: SA „VNIIOENG”, 2011. -224 p.
9. Rogachev M.K., Kolonskikh A.V. Studiul proprietăților vâscoelastice și tixotrope ale petrolului din zăcământul Usinskoye // Afacerea petrolului și gazelor. -2009. -T.7. -#1. -p.37-42.
10. Roshchin P.V. Fundamentarea tehnologiei complexe de tratare a zonei de formare a găurii pe depozite de uleiuri cu vâscozitate mare cu rezervoare poroase fracturate: dis. cand. tehnologie. Științe. -SPb., 2014. -112 p.
11. Roshchin P.V., Petukhov A.V., Vasquez Cardenas L.K., Nazarov A.D., Khromykh L.N. Studiul proprietăților reologice ale uleiurilor cu vâscozitate și mare parafină din câmpurile din regiunea Samara. Geologia petrolului și gazelor. Teorie și practică. 2013. V. 8. Nr. 1. S. 12.
12. Roschin P.V., Rogachev M.K., Vasquez Cardenas L.K., Kuzmin M.I., Litvin V.T., Zinoviev A.M. Examinarea materialului de bază al depozitului de bitum natural Pechersk folosind microtomograful computerizat cu raze X SkyScan 1174V2. Jurnal de cercetare internațională. 2013. Nr 8-2 (15). pp. 45-48.
13. Ruzin L.M. Principii tehnologice pentru dezvoltarea depunerilor de uleiuri si bitumuri anormal de vascoase / L.M. Ruzin, I.F. Chuprov; Ed. N.D. Tskhadai. Ukhta, 2007. 244 p.
14. Petukhov A.V., Kuklin A.I., Petukhov A.A., Vasques Cardenas L.C., Roschin P.V. Originile și explorarea integrată a punctelor dulci din rezervoarele de petrol și gaz de șist din bazinul Timan-Pechora. Society of Petroleum Engineers – European Unconventional Resources Conference and Exhibition 2014: Unlocking European Potential 2014, pp. 295-305.
15. Pierre C. şi colab. Compoziție și reologia petrolului greu //Știință și tehnologie a petrolului și gazelor. - 2004. - T. 59. - Nr. - S. 489-501.
16. Roschin P.V., Zinoviev A.M., Struchkov I.A., Kalinin E.S., Dziwornu C.K. Selectarea solventului pe baza studiului proprietăților reologice ale uleiului. Jurnal de cercetare internațională. -2015. -Nr 6-1 (37). -DIN. 120-122.

Referințe

1. Devlikamov V.V., Habibullin Z.A., Kabirov M.M. Nefti anormal. -M.: Nedra, 1975. -168 s.
2. Zinov'ev A.M., Kovalev A.A., Maksimkina N.M., Ol'hovskaja V.A., Roshhin P.V., Mardashov D.V. Obosnovanie rezhima razrabotki zalezhi anomal’no vjazkoj nefti na osnove kompleksirovanija ishodnoj geologo-promyslovoj informacii//Vestnik CKR Rosnedra. -2014. -Numărul 3. -S. 15-23.
3. Zinov'ev A.M., Ol'hovskaja V.A., Kovalev A.A. Obosnovanie analiticheskoj modeli psevdoustanovivshegosja pritoka nelinejno vjazkoplastichnoj nefti k vertikal’noj skvazhine//Vestnik CKR Rosnedra. -2013. -#2. -S. 40-45.
4. Zinov'ev A.M., Ol'hovskaja V.A., Maksimkina N.M. Proektirovanie sistem razrabotki mestorozhdenij vysokovjazkoj nefti s ispol’zovaniem modeli nen’jutonovskogo techenija i rezul’tatov issledovanija skvazhin na pritok//Neftepromyslovoe delo. -2013. -#1. -S. 4-14.
5. Litvin V.T., Roshhin P.V. Izuchenie vlijanija rastvoritelja "Nefras S2-80/120" na reologicheskie svojstva parafinistoj vysokovjazkoj nefti Petruhnovskogo mestorozhdenija//Materialy nauchnoj sessii uchenyh Al'met'evskogo gosudarstvengonogo institute neft. -2013. -T.1. -Nr 1. -S. 127-130.
6. Polishhuk Ju.M., Jashhenko I.G. Vysokovjazkie nefti: analiz prostranstvennyh i vremennyh izmenenij fiziko-himicheskih svojstv // Jelektronnyj nauchnyj zhurnal "Neftegazovoe delo". 2005 nr. 1. : http://ogbus.ru/authors/PolishukYu/PolishukYu_1.pdf (date obrashhenija 11/15/2015).
7. Ol'hovskaja V.A., Sopronjuk N.B., Tokarev M.G. Jeffektivnost’ vvoda v jekspluataciju nebol’shih zalezhej nefti s nen’jutonovskimi svojstvami//Razrabotka, jekspluatacija i obustrojstvo neftjanyh mestorozhdenij/Samara: Sbornik nauchnyh trudov’ SamaraNIPIneft’ LLC. -2010. -Vyp.1. -S. 48-55.
8. Ol’hovskaja V.A. Podzemnaja gidromehanika. Fil'tracija nen'jutonovskoj nefti. -M.: OAO „VNIIOJeNG”, 2011. -224 s.
9. Rogachev M.K., Kolonskih A.V. Issledovanie vjazkouprugih i tiksotropnyh svojstv nefti Usinskogo mestorozhdenija//Neftegazovoe delo. -2009. -T.7. -#1. -S.37-42.
10. Roshhin P.V. Obosnovanie kompleksnoj tehnologii obrabotki prizabojnoj zony plasta na zalezhah vysokovjazkih neftej s treshhinno-porovymi kollektorami: dis. cand. tehnologie ştiinţă. -SPb., 2014. -112 s.
11. Roshhin P.V., Petuhov A.V., Vaskes Kardenas L.K., Nazarov A.D., Hromyh L.N. Issledovanie reologicheskih svojstv vysokovjazkih i vysokoparafinistyh neftej mestorozhdenij Samarskoj oblasti. Neftegazovaja geologija. teorie și practică. 2013. T. 8. Nr 1. S. 12.
12. Roshhin P.V., Rogachev M.K., Vaskes Kardenas L.K., Kuz’min M.I., Litvin V.T., Zinov’ev A.M. Issledovanie kernovogo materiala Pecherskogo mestorozhdenija prirodnogo bituma s pomoshh’ju rentgenovskogo komp’juternogo mikrotomografa SkyScan 1174V2. Mezhdunarodnyj nauchno-issledovatel'skij zhurnal. 2013. Nr 8-2 (15). S. 45-48.
13. Ruzin L.M. Tehnologicheskie principy razrabotki zalezhej anomal’no vjazkih neftej i bitumov / L.M. Ruzin, I.F. Chuprov; Sub roșu. N.D. Chadaja. Uhta, 2007. 244 s.
14. Petukhov A.V., Kuklin A.I., Petukhov A.A., Vasques Cardenas L.C., Roschin P.V. Originile și explorarea integrată a punctelor dulci din rezervoarele de petrol și gaz de șist din bazinul Timan-Pechora. Society of Petroleum Engineers – European Unconventional Resources Conference and Exhibition 2014: Unlocking European Potential 2014. S. 295-305.
15. Pierre C. şi colab. Compoziție și reologia petrolului greu //Știință și tehnologie a petrolului și gazelor. - 2004. - T. 59. - Nr. 5. - S. 489-501.
16. Roschin P. V. şi colab. Investigație experimentală a recuperării petrolului greu din probele de miez de carbonat poros fracturat prin injecție secundară cu surfactant//SPE Heavy Oil Conference-Canada. – Societatea Inginerilor Petrolieri, 2013.
17. Roschin P.V., Zinoviev A.M., Struchkov I.A., Kalinin E.S., Dziwornu C.K. Selectarea solventului pe baza studiului proprietăților reologice ale uleiului. Mezhdunarodnyj nauchno-issledovatel'skij zhurnal. -2015. -Nr 6-1 (37). -S. 120-122.

Ministerul Educației și Științei al Federației Ruse

Instituția de învățământ de stat bugetară federală de învățământ profesional superior

„Universitatea Tehnică a Petrolului de Stat Ufa”

Departamentul „Construirea și repararea conductelor de gaz și petrol și a instalațiilor de depozitare a gazelor și petrolului”

transportul uleiului de înaltă vâscozitate

eseu

INTRODUCERE

Pomparea uleiurilor cu vâscozitate ridicată și foarte solidificante

Hidrotransport al uleiurilor cu vâscozitate ridicată

Transfer de uleiuri tratate termic

Pomparea uleiurilor cu aditivi

Pomparea uleiurilor preîncălzite

Metoda de pompare prin cavitație

CONCLUZIE

INTRODUCERE

O trăsătură caracteristică a producției moderne de petrol este creșterea ponderii rezervelor greu de recuperat (HRR) în structura mondială a materiilor prime, care includ petrolul greu cu o vâscozitate de 30 mPa*s și mai mare. Rezervele de astfel de tipuri de petrol se ridică la cel puțin 1 trilion de metri cubi. tone, care este de peste cinci ori volumul rezervelor reziduale de petrol recuperabile de vâscozitate scăzută și medie. În multe țări industrializate ale lumii, petrolul greu este considerat ca bază principală pentru dezvoltarea producției de petrol în următorii ani. Canada și Venezuela, precum și Mexic, SUA, Kuweit și China au cele mai mari rezerve de petrol greu și bituminos.

Rusia are și resurse importante de petrol și gaze, iar volumul acestora reprezintă aproximativ 55% din rezervele totale de petrol rusesc. Zăcăminte rusești de petrol cu ​​vâscozitate înaltă (VVN) sunt situate în regiunea Perm, Tatarstan, Bashkiria și Udmurtia. Cele mai mari dintre ele sunt: ​​Van-Eganskoye, Severo-Komsomolskoye, Usinskoye, Russkoye, Gremikhinskoye etc., în timp ce mai mult de 2/3 din toate rezervele de petrol cu ​​vâscozitate mare sunt situate la adâncimi de până la 2000 m. și, în cele din urmă, prelucrarea pentru obţinerea produselor finite este una dintre sarcinile urgente ale industriei petroliere. Există diferite moduri de pompare a uleiurilor cu vâscozitate înaltă.

În prezent, se produc volume semnificative de uleiuri care au o vâscozitate ridicată la temperaturi obișnuite sau conțin o cantitate mare de parafină și, ca urmare, se solidifică la temperaturi ridicate. Transferul unor astfel de uleiuri prin conducte în mod obișnuit este dificil. Prin urmare, pentru transportul lor se folosesc metode speciale:

pompare cu diluanți;

hidrotransportul uleiurilor cu vâscozitate mare;

pomparea uleiurilor tratate termic;

pomparea uleiurilor cu aditivi;

pomparea uleiurilor preîncălzite.

Pomparea uleiurilor cu vâscozitate ridicată și cu solidificare ridicată cu diluanți

Una dintre modalitățile eficiente și accesibile de a îmbunătăți proprietățile reologice ale uleiurilor cu vâscozitate ridicată și foarte solidificate este utilizarea diluanților de hidrocarburi - condensat de gaz și uleiuri cu vâscozitate scăzută.

Utilizarea diluanților poate reduce semnificativ vâscozitatea și punctul de curgere al uleiului. Acest lucru se datorează faptului că, în primul rând, concentrația de parafină din amestec scade, deoarece o parte din aceasta este dizolvată de fracțiuni ușoare ale diluantului. În al doilea rând, în prezența substanțelor asfalto-rășinoase în diluanți, acestea din urmă, fiind adsorbite de Hi pe suprafața cristalelor de parafină, împiedică formarea unei rețele structurale puternice.

Primele experimente din tabăra noastră cu privire la pomparea uleiurilor cu un diluant (distilat de kerosen) au fost efectuate de ingineri: A. N. Sakhanov și A. A. Kashcheev în 1926. Rezultatele obținute au fost atât de impresionante încât au fost utilizate în proiectarea uleiului Grozny-Marea Neagră. conductă". În prezent, pomparea cu diluanți a uleiurilor cu vâscozitate mare și puternic solidificante este utilizată pe scară largă în țara noastră și în străinătate. De exemplu, uleiul Manyshlak extrem de parafinic este pompat în regiunea Samara în stare încălzită, apoi amestecat cu uleiuri cu vâscozitate scăzută din regiunea Volga și pompat în conducta de petrol Druzhba.

În cazul general, alegerea tipului de diluant se face ținând cont de eficacitatea acțiunii sale asupra proprietăților uleiului cu vâscozitate ridicată și foarte solidificant, costul de obținere a diluantului, livrarea acestuia la instalațiile de cap a uleiului. conductă și amestecare.

Este curios că temperatura componentelor amestecate afectează proprietățile geologice ale amestecului de ulei. Se obține un amestec omogen dacă amestecarea se efectuează la o temperatură cu 3-5 grade mai mare decât punctul de curgere al componentei vâscoase. În condiții nefavorabile de amestecare, eficacitatea diluantului este mult redusă și poate apărea chiar o segregare a amestecului.

2. Hidrotransportul uleiurilor cu vâscozitate mare

Hidrotransportul uleiurilor cu vâscozitate ridicată și foarte solidificate poate fi efectuat în mai multe moduri:

pomparea uleiului în interiorul inelului de apă;

pomparea amestecului apă-ulei sub formă de emulsie ulei-în-apă;

pompare stratificată de ulei și apă.

Figura 1 - Hidropomparea uleiului în interiorul inelului de apă:

a - cu utilizarea tăierii cu șuruburi; b - cu utilizarea cuplajelor inelare; c - folosind o conductă perforată.

În 1906, I. D. Isaak a efectuat pompare cu vâscozitate ridicată (n = 25 102 /c) Ulei din California cu apă printr-o conductă cu un diametru de „6 mm până la o distanță de 800 m. Un fir spiralat a fost sudat pe peretele interior al conductei, oferind o turbiune a fluxului (Figura 1). Ca urmare, apa mai grea a fost aruncată direct pe perete, iar fluxul de ulei s-a deplasat în interiorul inelului de apă, experimentând frecare minimă. Sa ​​constatat că productivitatea maximă a conductei la o cădere constantă de presiune a fost atinsă într-un raport de ulei și debite de apă egale cu 9: 1. Rezultatele experimentului au fost utilizate la construcția unei conducte de petrol industrial cu diametrul de 203 mm și lungimea de 50 km.avea o înălțime de 24 mm și un pas de aproximativ 3. m.

Cu toate acestea, această metodă de transport nu a primit o distribuție largă din cauza complexității fabricării filetelor de șuruburi pe suprafața interioară a țevilor. În plus, ca urmare a depunerii de parafină, firul se înfundă, inelul de apă nu se formează lângă perete, ceea ce înrăutățește drastic parametrii de pompare.

Esența unei alte metode de hidrotransport este că uleiul de vâscozitate mare și apa sunt amestecate înainte de pompare într-o asemenea proporție încât se formează o emulsie ulei în apă (Figura 2). În acest caz, picăturile de ulei sunt înconjurate de o peliculă de apă și, prin urmare, nu există contact între ulei și peretele conductei.

Figura 2 - Hidropompare sub formă de emulsie:

a - tip „ulei în apă”; b - tip "apă în ulei"

Pentru a stabiliza emulsiile și a conferi proprietăți hidrofile pereților conductei, de ex. capacitatea de a reține apa pe suprafața sa, li se adaugă surfactanți (surfactanți). Stabilitatea unei emulsii ulei-în-apă depinde de tipul și concentrația agenților tensioactivi, temperatură, regimul de curgere și raportul dintre apă și ulei din amestec.

Reducerea volumului de mica din amestec inrautateste stabilitatea emulsiei. În urma experimentelor, s-a constatat că conținutul minim admisibil de apă este de exact 30%.

Dezavantajul acestei metode de hidrotransport este pericolul inversării fazei, adică transformarea emulsiei ulei-în-apă într-o emulsie apă-în-ulei atunci când viteza de pompare sau temperatura se schimbă. O astfel de emulsie are o vâscozitate chiar mai mare decât vâscozitatea uleiului original. În plus, atunci când emulsia trece prin pompe, este pompată foarte intens și ulterior este dificil să o separă în ulei și apă.

În cele din urmă, a treia metodă de hidrotransport este pomparea stratificată de petrol și apă (Figura 3). În acest caz, apa, ca lichid mai greu, ocupă o poziție la conducta generatoare inferioară, iar uleiul - la cea superioară. Suprafața de separare a fazelor, în funcție de viteza de pompare, poate fi fie plană, fie curbată. Scăderea rezistenței hidraulice a conductei în acest caz are loc datorită faptului că o parte a uleiului este în contact nu cu un perete fix, ci cu apa în mișcare. Această metodă de pompare nu poate fi aplicată nici pe conductele cu stații de pompare intermediare, deoarece aceasta ar duce la formarea de emulsii stabile ulei-în-apă.

Figura 3 - Forme structurale ale curgerii apă-ulei în timpul pompării strat cu strat a uleiului și apei: a - lentilă; b - separat cu un chenar plat; în - separat cu o margine curbilinie; g - excentric inelar; d - concentrică inelară

Fiecare formă structurală de curgere se stabilește spontan de îndată ce sunt atinse condițiile existenței sale.

Relația dintre formele structurale ale fluxului apă-ulei și mărimea pantei hidraulice. Conform studiilor experimentale ale lui F.M. Galin, este după cum urmează (Figura 4).

Figura 4 - Dependența pantei hidraulice de debitul la pomparea unui amestec de ulei și apă

3. Transfer de uleiuri tratate termic

Tratamentul termic este tratamentul termic al uleiului foarte parafinic, care implică încălzirea acestuia la o temperatură care depășește punctul de topire al parafinelor și apoi răcirea lui la o viteză dată pentru a îmbunătăți parametrii reologici.

Primele experimente din țara noastră privind tratarea termică a uleiurilor au fost efectuate în anii 1930. Astfel, tratamentul termic al petrolului din câmpul Romashkinskoye a făcut posibilă reducerea vâscozității acestuia de mai mult de 2 ori și reducerea punctului de curgere cu 20 de grade.

S-a stabilit că îmbunătățirea proprietăților reologice ale uleiurilor este asociată cu modificări interne ale acestora care apar ca urmare a tratamentului termic. În condiții normale, răcirea naturală a uleiurilor parafinice formează o structură parafinică cristalină, care conferă uleiului proprietățile unui solid. Rezistența structurii este cu atât mai mare, cu atât concentrația de parafină în ulei este mai mare și dimensiunea cristalelor formate este mai mică. Prin încălzirea uleiului la o temperatură care depășește punctul de topire al parafinelor, obținem dizolvarea completă a acestora. Odată cu răcirea ulterioară a uleiului, are loc cristalizarea parafinei. Mărimea, numărul și forma cristalelor de parafină din ulei este influențată de raportul dintre rata de apariție a centrelor de cristalizare a parafinei și rata de creștere a cristalelor deja separate. Substanțele asfalto-rășinoase, fiind adsorbite pe cristale de parafină, reduc tensiunea superficială a acestuia. Ca urmare, procesul de extracție a parafinei pe suprafața cristalelor deja existente devine energetic mai favorabil decât formarea de noi centre de cristalizare. Acest lucru duce la faptul că în uleiul tratat termic se formează cristale destul de mari de parafină. În același timp, din cauza prezenței asfaltenelor și rășinilor adsorbite pe suprafața acestor cristale, forțele de coagulare a aderenței dintre ele sunt semnificativ slăbite, ceea ce împiedică formarea unei structuri puternice de parafină.

Figura 5 - Restaurarea vâscozității efective a uleiurilor Ozeksuat (1) și Zhetybai (2) în timp după tratamentul termic

Eficiența tratamentului termic depinde de temperatura de încălzire, viteza de răcire și starea uleiului (static sau dinamic) în timpul procesului de răcire. Temperatura optimă de încălzire în timpul tratamentului termic se găsește experimental, cele mai bune condiții de răcire sunt în statică.

Trebuie avut în vedere faptul că parametrii reologici ai uleiului tratat termic se deteriorează în timp și ajung în cele din urmă la valorile pe care uleiul le avea înainte de tratarea termică (Figura 5). Pentru uleiul Ozeksuat, acest timp este de 3 zile, iar pentru uleiul Mangyshlak - zile 45. Deci nu este întotdeauna suficient să tratați termic uleiul o dată pentru a rezolva problema transportului său prin conductă. În plus, investiții de capital<#"214" src="/wimg/16/doc_zip7.jpg" />

Figura 6 - Schema tehnologică principală de pompare „la cald”.

Pe măsură ce se deplasează în conducta principală, uleiul se răcește datorită schimbului de căldură cu mediul. Prin urmare, punctele de încălzire sunt instalate de-a lungul traseului conductei la fiecare 25-100 km. Stațiile intermediare de pompare sunt amplasate în conformitate cu calculul hidraulic, dar trebuie combinate cu puncte de încălzire pentru a facilita funcționarea acestora. În cele din urmă, uleiul este pompat în rezervoarele de la punctul final, care sunt, de asemenea, echipate cu un sistem de încălzire.

Uleiul este pompat prin conducte „fierbinte” folosind pompe centrifuge convenționale. Acest lucru se datorează faptului că temperatura uleiului pompat este destul de ridicată și, prin urmare, vâscozitatea acestuia este scăzută. La împingerea uleiului răcit din conducte, se folosesc pompe cu piston, de exemplu, mărcile NT-45. Pentru încălzirea uleiului se folosesc cuptoare cu convecție radiantă, a căror eficiență ajunge la 77%.

Dar aproape toate conductele petroliere principale sunt non-izoterme. Vâscozitatea uleiului pompat, rezistența hidraulică a conductei, debitul Q și presiunea P ale pompelor centrifuge (CBN) depind de temperatură. Prin urmare, costul de pompare depinde și de regimul de temperatură al conductei. Prin urmare, calculul condițiilor de funcționare pentru condițiile de vară și de iarnă, cvasi-staționare și nestaționare, trebuie efectuate ținând cont de schimbul de căldură al conductei cu mediul. Fluxul non-izotermic poate fi cauzat din diferite motive:

Temperatura uleiului vâscos poate crește pe măsură ce se deplasează între stațiile de pompare din cauza degajării căldurii de frecare. Analiza materialului factual pe 19 conducte principale, inclusiv conductele de petrol „Druzhba”, Shaim - Tyumen, Aleksandrovskoye - Anzhero - Sudzhensk, Ust - Balyk - Omsk, conductele petroliere din Siberia de Vest și Nord-Vest, Volga Superioară, conductele de petrol Tebuk - Ukhta, Usa - Ukhta et al., au dezvăluit evidente, de 1,5-2 ori în raport cu valoarea medie, modificări ale coeficientului de transfer de căldură. Acest fapt mărturisește și lipsa de staționare a schimbului de căldură între conducte și mediu. Instabilitatea regimurilor termo-hidraulice ale conductelor petroliere principale duce la un consum excesiv de energie electrică pentru pompare și la un exces al costurilor de exploatare.

Când uleiul este pompat în conductă cu o temperatură diferită de temperatura ambiantă de-a lungul traseului, se formează o secțiune inițială neizotermă, a cărei lungime poate fi comparabilă sau egală cu lungimea cursei dintre stațiile de pompare. Uleiul extras din intestinele Pământului, tratat cu aditivi (temperatura de adăugare a aditivilor este de aproximativ 50 ... 70 ° C) sau care a suferit un tratament termic special care îi îmbunătățește proprietățile transportabile, este pompat într-un mod neizotermic. . Deoarece regimurile de temperatură ale secțiunilor inițiale ale conductelor sunt instabile și depind puternic de condițiile climatice, calculul termo-hidraulic al acestor secțiuni ar trebui efectuat ținând cont de transferul de căldură nestaționar. O situație tipică s-a dezvoltat pe conducta de petrol Kumkol - Karakoin a ramului de est a NKTN KazTransOil. În condiții de subsarcină profundă din punct de vedere al productivității, calculul condițiilor de funcționare și justificarea metodelor de pompare a uleiului viscoplastic cu proprietăți tixotrope este foarte problematic. Introducerea depresoarelor punctului de curgere în flux necesită încălzirea uleiului și face ca transferul uleiului prin conductă să nu fie izotermic. Trebuie remarcat faptul că utilizarea aditivilor nu rezolvă problema. În perioadele reci de iarnă, apar situații când este imposibil să pompați ulei. În condițiile Asiei Centrale, metoda de pompare „la cald” a uleiurilor Kumkol, care nu necesită aditivi scumpi, se poate dovedi a fi benefică din punct de vedere economic. Trebuie remarcat faptul că există o experiență bogată în operarea în condiții similare a celei mai mari conducte de petrol „fierbinte” cu diametru mare (720-1020 mm) Uzen - Guryev - Kuibyshev, prin care a fost pompat ulei Mangyshlak foarte solidificat cu un punct de curgere. tp = 28 °C și o temperatură de încălzire tn = 65 °C. În prezent, această conductă este, de asemenea, non-izotermă, dar funcționează în condiții de temperatură scăzută, aproximativ 30 °C, deoarece amestecul de uleiuri care trece prin conductă are o vâscozitate moderată. Odată cu creșterea proporției de uleiuri cu vâscozitate ridicată, temperatura de pompare va crește în mod corespunzător. Pentru conducta principală de petrol Usa - Ukhta, prin care sunt pompate uleiuri puternic turnate din provincia de petrol și gaze Timano - Pechersk cu adaos de aditivi depresivi, problema calculării și justificării modurilor de pompare a uleiurilor prin conductă este, de asemenea, acută. Faptul este că proporția de ulei greu și foarte parafinic cu proprietăți viscoplastice va fluctua în interval de 37 ... 56% în viitor, iar utilizarea aditivilor depresivi poate să nu dea efectul așteptat. Metoda de pompare „la cald” este considerată în prezent o alternativă.

De o dificultate deosebită sunt calculele conductelor „fierbinte”, prin care pomparea lichidelor cu vâscozitate ridicată și puternic solidificate se efectuează la temperaturi mai ridicate, aproximativ 60-120 °C. Cu pomparea „fierbinte”, uleiul este încălzit în cuptoarele stațiilor termice intermediare, ceea ce nu numai că crește costul transportului pe conducte de petrol sau produse petroliere, dar pune și probleme specifice de fiabilitate și siguranță de mediu a sistemului. Deoarece uleiul încălzit se răcește în timp și uleiul tratat special își pierde temporar proprietățile transportabile îmbunătățite, atât pentru conductele „fierbinte”, cât și pentru orice conducte neizoterme, trebuie calculate următoarele:

) timpul de oprire în siguranță τbo și parametrii de pornire ai pompelor centrifuge (alimentare Q și presiune P) în momentul reluării pompării;

) timpul de încălzire a conductei τpr la pornirea ei din stare rece;

) timpul de funcționare în siguranță τbr a conductei la regimuri reduse (cu o scădere temporară a alimentării pompelor, o scădere a temperaturii de încălzire a uleiului pompat etc.).

Atunci când se calculează condițiile de funcționare ale conductelor neizoterme, este necesar să se țină cont de faptul că astfel de sisteme practic nu funcționează în condiții de proiectare din mai multe motive, cum ar fi schimbările climatice ale mediului (temperatură, proprietăți ale solului etc. .), încărcarea sezonieră a sistemului, punerea în funcțiune în etape a capacităților, îmbătrânirea și uzura echipamentelor, scăderea productivității din cauza epuizării depozitelor, modificări ale fluxurilor de marfă etc. Prin urmare, atât pentru conductele „fierbinte”, cât și pur și simplu neizoterme, caracterizate printr-un transfer de căldură mai puțin intens, există pericolul real de „înghețare” a conductei sau de „scădere” a alimentării din cauza creșterii excesive a rezistenței hidraulice. Prin urmare, se impun cerințe sporite asupra calculelor termo-hidraulice ale unor astfel de conducte. În plus față de calculul termo-hidraulic de proiectare obișnuit, este necesar să se efectueze calcule ale modurilor nestaționare, cum ar fi pornirea, oprirea și reluarea pompării. Caracteristicile dinamice pot fi construite pentru fluide cu diferite modele reologice. Marele avantaj al acestei metode este că vă permite să luați în considerare modificarea alimentării pompelor centrifuge din cauza modificărilor rezistenței hidraulice a conductei. Atunci când se utilizează programul de calculator corespunzător, devine posibil să se țină cont și de modificarea altor parametri de pompare și transfer de căldură.

În prezent, peste 50 de conducte principale „fierbinte” sunt în funcțiune în lume. Cel mai mare dintre ele este conducta de petrol Uzen-Guriev-Kuibyshev.

6. Metoda de pompare prin cavitație

De mare interes sunt rezultatele unui studiu experimental al modificării vâscozității uleiului prin acțiunea de cavitație conform metodei în care se propune un dispozitiv care conține un corp cilindric gol de secțiune transversală variabilă în conducta de conductă, inclusiv o îngustare lină care asigură apariția cavitației. Bulele de cavitație cu viteză mare acționează ca oscilații de mare amplitudine în lichid, datorită cărora vâscozitatea uleiului scade.

Se poate calcula un modul de cavitație pentru prelucrarea uleiului parafinic în vederea reducerii vâscozității acestuia, pe baza căruia a fost dezvoltată și testată o unitate de curgere hidrodinamică. Experimentele au arătat că după tratamentul sonochimic al uleiului, vâscozitatea uleiului a fost redusă cu 35%.

Principalul dezavantaj al acestui dispozitiv este uzura intensă prin cavitație a suprafețelor sale de lucru, care generează (din nucleele germinale) bule de cavitație, dintre care majoritatea se prăbușesc pe aceste suprafețe. Un alt dezavantaj este gradul slab de reglare a intensității tratamentului de cavitație, deoarece este dificil de reglat numărul de nuclee de cavitație din uleiul original. În plus, dimensiunile bulelor de cavitație formate în astfel de dispozitive, de care depinde în principal intensitatea tratamentului de cavitație-cumulat, sunt de asemenea practic necontrolabile. Timpul de rezidență al miezului de cavitație în zona de rarefacție, necesar pentru formarea unei bule de dimensiunea necesară, în astfel de dispozitive poate varia în limite foarte mici și este legat de frecvența pulsațiilor, vibrațiilor etc. Principalul parametru care determină cinetica efectului de cavitație este dimensiunea inițială (înainte de colaps) bulele de cavitație pot varia în limite foarte înguste și este adesea departe de maxim. Neajunsurile enumerate se manifestă negativ în uleiul tratat - o ușoară scădere a vâscozității, un timp scurt de recuperare tixotropă.

O analiză a studiilor privind utilizarea ultrasunetelor și a cavitației hidrodinamice în uleiuri pentru intensificarea diferitelor procese tehnologice arată promisiunea acestei metode. Cu toate acestea, cavitația cu ultrasunete nu a găsit o aplicație largă în întreprinderile cu un volum mare de producție din mai multe motive: consum semnificativ de energie pentru generarea de bule de cavitație, atenuarea puternică a undelor ultrasonice în suspensiile tehnologice, limitarea impactului local de către zona de oscilație. a suprafeței radiante, distrugerea suprafețelor de lucru prin cavitație etc.

CONCLUZIE

Cea mai studiată și răspândită metodă de transport a uleiurilor cu vâscozitate mare în prezent este „pomparea la cald” a acestora prin conducte. În ciuda faptului că aceasta este cea mai matură tehnologie, are dezavantaje serioase. În primul rând, aceasta este o intensitate energetică ridicată, deoarece. ca combustibil în timpul încălzirii, de regulă, mediul transportat în sine este utilizat - materii prime chimice valoroase și combustibil (ulei, păcură).

A doua dificultate este legată de faptul că, în condiții meteorologice nefavorabile, conducta poate „îngheța”. În cele din urmă, construcția unor astfel de conducte în zonele cu soluri înghețate și plantate este dificilă din motive de mediu din cauza dificultății de a asigura fiabilitatea structurii și a complicațiilor în tehnologia construcției.

LISTA SURSELOR UTILIZATE

1Korshak, A.A. Proiectare și exploatare conducte de gaz și petrol / A.A. Korshak, A.M. Nechval. - Sankt Petersburg: Nedra, 2008. - 488 p.

Harris, N.A. Construirea unei caracteristici dinamice a conductei principale (un model de fluid viscoplastic) // Afaceri petrol și gaze - 2014. - Nr. 1. - C.10-13.

Uleiul este încă un mineral indispensabil folosit în multe domenii ale activității umane. Chiar și în ciuda încercărilor reușite de a găsi o alternativă la acesta, uleiul rămâne încă un produs foarte popular. Acest lucru duce la faptul că extracția rezervelor de petrol din intestinele pământului se realizează într-un ritm enorm, în legătură cu care zăcămintele de petrol scad foarte repede, fără a avea timp să se reformeze. Astfel, uleiul convențional, numit și ulei ușor, este înlocuit cu ulei mai greu.

De menționat că absolut toate rezervele de petrol din lume sunt clasificate în funcție de densitatea lor. Astfel, uleiul este de obicei împărțit în următoarele tipuri:

1. Ulei super usor. Se remarcă prin densitatea sa scăzută, care este mai mică de 0,780 g/cm3 și grade API care depășesc 50.
2. Ultralight. Densitatea acestui tip este în intervalul de la 0,781 la 0,820 g/cm3. Gradele API sunt 41,1 - 50,0.
3. Ușoară. Are o densitate în intervalul 0,821 - 0,870 g/cm3. Gradele ei API sunt 31,1 - 41,0.
4. Ulei mediu. Densitatea sa este de 0,871 - 0,920 g / cm3, iar grade API - 22,3 - 31,0
5. Ulei greu. Densitatea variază de la 0,921 la 1,000 g/cm3. Grade API - 10,0 - 22,2.
6. Uleiul extragreu are o densitate de peste 1.000 g/cm3. De asemenea, se distinge prin vâscozitatea sa, care este mai mică de 10.000 mPa * s.
7. bitum natural. Densitate peste 1.000 g/cm3. Vâscozitate peste 10.000 mPa*s.

Este de remarcat faptul că gradele API ale ultimelor două tipuri de ulei sunt mai mici de 10.

În mod tradițional, se extrage uleiul ușor. Cu toate acestea, după cum am menționat mai sus, rezervele sale sunt epuizate treptat și, în acest caz, este înlocuită cu ulei mai greu sau ulei cu vâscozitate ridicată.

Așadar, uleiul greu se numește ulei, care are o densitate foarte mare și, de asemenea, are proprietăți fizice care nu îi permit să fie livrat din intestinele pământului la suprafața luminii naturale folosind metode tradiționale. Când vorbim de ulei greu (cu vâscozitate mare), de regulă, se înțelege tot uleiul cu o densitate peste 0,920 g/cm3, împreună cu bitumul natural.

Toate uleiurile grele și bitumurile naturale se disting prin prezența în compoziția lor a unei cantități suficient de mari de substanțe asfaltice, precum și compuși și metale care conțin azot, clor, oxigen și sulf.

Depozitele de petrol cu ​​vâscozitate mare sunt situate, de regulă, la intersecțiile bazinelor geologice. Un astfel de ulei se formează din ulei ușor ca urmare a distrugerii componentelor sale cu greutate moleculară mică de către bacterii, precum și prin spălare cu apă și evaporare.

Potrivit unor date, astăzi interiorul pământului conține rezerve de petrol cu ​​vâscozitate ridicată, care sunt de câteva ori mai mari decât rezervele de petrol ușor. Conform datelor furnizate de World Resources Institute, cele mai mari zăcăminte de petrol cu ​​vâscozitate înaltă se află în Canada și Venezuela.

Trebuie remarcat faptul că, datorită proprietăților fizice ale unui astfel de ulei, extracția, transportul și prelucrarea acestuia provoacă o mulțime de dificultăți. Uleiul greu nu poate fi extras prin aceleași metode care sunt folosite pentru extragerea uleiului ușor. Pentru a face acest lucru, sunt utilizate diverse alte metode, asociate în primul rând cu o scădere a densității mineralului. La urma urmei, mai mult ulei lichid se deplasează prin conductă mult mai ușor.

Uleiul greu poate fi lichefiat în următoarele moduri:

1. Prin adăugarea de hidrocarburi sau uleiuri mai ușoare la uleiurile cu vâscozitate ridicată. Fără îndoială, acest lucru facilitează în mod semnificativ atât uleiul în sine, cât și fluiditatea acestuia și, în consecință, procesul de producție. Cu toate acestea, această metodă are două dezavantaje majore. Primul dintre acestea este costurile suplimentare, iar al doilea este lipsa disponibilității continue a fracțiilor de petrol ușor.
2. Prin încălzirea conductei prin care uleiul intră pe suprafața luminii naturale. Pentru a implementa această metodă, conducta pe toată lungimea sa este echipată cu echipamente speciale. Dezavantajul acestei metode este o pierdere destul de mare de ulei în timpul producției (până la 20%). Acest lucru se datorează faptului că această parte a uleiului este utilizată pentru a opera echipamentele de încălzire instalate de-a lungul conductei.
3. Prin amestecarea apei și a emulgatorilor în ulei pentru a obține o emulsie fluidă de apă. Cu toate acestea, această metodă este rațională numai dacă se folosește un emulgator cu cost redus, care în același timp este capabil să formeze emulsii stabile. Dacă conținutul de ulei din emulsia formată nu depășește 50%, atunci metoda este considerată irațională, deoarece costurile de energie în timpul extracției sale cresc exact la jumătate. Ca emulgatori pot fi utilizați sulfat sau etoxilați carboxilați. Cu toate acestea, ele se disting prin costul lor ridicat, precum și prin deficitul lor, care, la rândul său, afectează în sus costul petrolului produs în acest fel.
4. Prin amestecarea unei soluții apoase a unui dispersant în ulei greu, în urma căruia se formează compuși emulsionanți, constând din alchilfenoli etoxilați. Esența acestei metode este injectarea soluției în puț, unde este combinată cu ulei, care se află la o adâncime mult mai mare decât locația pompei de pompare. Funcționarea pompei creează oscilații care favorizează amestecarea uleiului cu dispersorul, precum și alimentarea cu ulei prin conductă către suprafața de lumină naturală. Trebuie remarcat faptul că amestecarea nu este în niciun fel afectată de dimensiunea și duritatea particulelor care alcătuiesc produsul uleios.
5. Introducerea diluantului în zona de formare a găurii. Cu toate acestea, această metodă este și costisitoare, deoarece injecția întreruptorului trebuie repetată periodic. Cu toate acestea, dacă întrerupătorul este ponderat, atunci în timpul injectării va pătrunde la o adâncime care este mult sub nivelul pompei. Astfel, uleiul este înlocuit de diluantul ponderat ca un produs mai ușor. Acest diluant conține apă cu clorură de calciu, un amestec de doi agenți tensioactivi și hidroxizi de metale alcaline. Metoda se distinge prin funcționarea îmbunătățită a pompelor de puț adânc, o creștere a vitezei de alimentare cu ulei și o scădere a presiunii la capul sondei. În plus, utilizarea sa nu este asociată cu utilizarea de echipamente suplimentare.
6. Arderea in situ. Această metodă este fundamental nouă. Esența sa constă în utilizarea energiei, care se formează ca urmare a arderii materiilor prime direct în rezervor în timpul injectării spațiului de aer în acesta. Se foloseste atat pentru extragerea uleiului cu vascozitate mare cat si pentru extragerea uleiului usor. Merită spus că metoda a fost deja folosită în mod repetat în unele domenii și s-a dovedit cu succes.

Pentru producerea uleiului de înaltă vâscozitate prin ultima metodă, este necesar să se lase aer în puț, provocând astfel un proces oxidativ cu creșterea temperaturii. Din această cauză, apa se evaporă, care, transformându-se în abur, formează un arbore de ulei. El este cel care deplasează gazele rezultate împreună cu uleiul prin conductă.

Există trei tipuri de ardere in situ: uscată, umedă și super umedă. Arderea umedă este cea mai populară deoarece promovează frontul de ardere, reduce consumul de aer și, de asemenea, reduce concentrația de ulei care este ars în rezervor.

Astfel, merită spus că, în ciuda costurilor suplimentare, producția de ulei cu vâscozitate ridicată în unele regiuni câștigă popularitate. În același timp, se acordă multă atenție metodelor prin care se poate crește recuperarea rezervelor greu recuperabile.