tumnigИзвестия высших учебных заведений. Нефть и газOil and Gas Studies0445-01083033-8174Industrial University of Tyumen10.31660/0445-0108-2020-6-107-118tumnig-885Research ArticleБУРЕНИЕ СКВАЖИН И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙDRILLING OF WELLS AND FIELDS DEVELOPMENTКомплексные лабораторные исследования при оптимизации состава ПАВ-полимерных композиций для месторождений Западной СибириIntegrated laboratory studies when optimizing surfactant-polymer formulations for oil deposits in Western SiberiaСидоровскаяЕ. А.SidorovskayaE. A.

Сидоровская Елизавета Андреевна, аспирант кафедры органической и экологической химии

Elizaveta A. Sidorovskaya, Postgraduate at the Department of Organic and Ecological Chemistry

e.sidorovskaya@yandex.ruАдаховскийД. С.AdakhovskijD. S.

Адаховский Денис Сергеевич, аспирант кафедры органической и экологической химии

Denis S. Adakhovskij, Postgraduate at the Department of Organic and Ecological Chemistry

ТретьяковН. Ю.Tret'yakovN. Yu.

Третьяков Николай Юрьевич, к. х. н., профессор кафедры органической и экологической химии

Nikolai Yu. Tret'yakov, Candidate of Chemistry, Professor at the Department of Organic and Ecological Chemistry

ПаничеваЛ. П.PanichevaL. P.

Паничева Лариса Петровна, д. х. н., профессор-консультант кафедры органической и экологической химии

Larisa P. Panicheva, Doctor of Chemistry, Consulting Professor at the Department of Organic and Ecological Chemistry

ВолковаС. С.VolkovaS. S.

Волкова Светлана Станиславовна, к. х. н., доцент кафедры органической и экологической химии

Svetlana S. Volkova, Candidate of Chemistry, Associate Professor at the Department of Organic and Ecological Chemistry

ТурнаеваЕ. А.TurnaevaE. A.

Турнаева Елена Анатольевна, к. х. н., доцент кафедры общей и специальной химии

Elena A. Turnaeva, Candidate of Chemistry, Associate Professor at the Department of General and Special Chemistry

Тюменский государственный университетРоссияUniversity of TyumenRussian FederationТюменский индустриальный университетРоссияIndustrial University of TyumenRussian Federation20201501202106107118Copyright © Сидоровская Е.А., Адаховский Д.С., Третьяков Н.Ю., Паничева Л.П., Волкова С.С., Турнаева Е.А., 20212021Сидоровская Е.А., Адаховский Д.С., Третьяков Н.Ю., Паничева Л.П., Волкова С.С., Турнаева Е.А.Sidorovskaya E.A., Adakhovskij D.S., Tret'yakov N.Y., Panicheva L.P., Volkova S.S., Turnaeva E.A.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://tumnig.tyuiu.ru/jour/article/view/885

В условиях падающей добычи и значительной обводненности на большинстве разрабатываемых месторождений Западной Сибири традиционные методы заводнения оказываются неэффективными. Одним из перспективных методов увеличения нефтеотдачи является заводнение при помощи поверхностно-активных веществ (ПАВ) и полимеров (SP заводнение), разработка химических составов для которого должна учитывать геолого-физические и геохимические особенности месторождения: температуру пласта, состав и свойства пластовых флюидов, пород. Целью данной работы является создание ПАВ-полимерной композиции для месторождения Западной Сибири, эффективность состава которой подтверждается на основе проведения комплексных лабораторных исследований. Для созданной ПАВполимерной композиции Т01 по оптическим характеристикам была показана совместимость компонентов системы с пластовой водой месторождения. Фазовый эксперимент и минимальные значения межфазного натяжения на границе «нефть — водная фаза», допустимая адсорбция ПАВ на керне и вытеснение нефти на насыпной модели дезинтегрированного керна (до 40 %) показывают, что композиция Т01 отвечает основным требованиям, которые предъявляются к системам, используемым для ПАВ-полимерного заводнения.

In conditions of declining production and significant watercut in most of producing oil fields in Western Siberia, secondary recovery methods such as waterflooding are ineffective. Promising methods for increasing oil recovery are chemical enhanced oil recovery methods such as surfactant-polymer (SP) flooding. Designing the chemical composition for SP flooding one should take into account the geological, physical and geochemical features of the oil field: reservoir temperature, composition and properties of reservoir fluids and rocks. The aim of the article is to create the optimum formulation of surfactant-polymer system for certain oil field in Western Siberia. The integrated laboratory studies are conducted to prove successful of SP formulation. The aqueous solubility, phase behavior experiment, low interfacial tension, admissible values of dynamic adsorption and oil produced (40 %) during coreflood experiments shows that SP formulation T01 meet the requirements for effective SP flooding.

нефтьповерхностно-активные веществаПАВ-полимерное заводнениенефтевытесняющая композициялабораторные исследованияoilsurfactantssurfactant-polymer floodingoil-displacing formulationlaboratory studiesРабота выполнена с использованием оборудования ЦКП «Рациональное природопользование и физико-химические исследования» Института химии Тюменского государственного университета.ReferencesNegin, C. Most common surfactants employed in chemical enhanced oil recovery / C. Negin, S. Ali, Q. Xie. – DOI 10.1016/j.petlm.2016.11.007. – Текст : непосредственный // Petroleum. – 2017. – Vol. 3, Issue 2. – Р. 197–211.Negin, C., Ali, S., & Xie, Q. (2017). Most common surfactants employed in chemical enhanced oil recovery. Petroleum, 3(2), рр. 197-211. (In English). DOI: 10.1016/j.petlm.2016.11.007Levitt, D. Identification and Evaluation of High-Performance EOR Surfactants / D. Levitt, A. Jackson, C. Heinson [et al.]. – DOI 10.2118/100089-MS. – Текст : электронный // SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, 22−26 April 2006, Tulsa, Oklahoma, USA. – Available at: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-100089-MS.Levitt, D., Jackson, A., Heinson, C., Britton, L. N., Malik, T., Dwarakanath, V. & Pope, G. A. (2006). Identification and Evaluation of High-Performance EOR Surfactants. SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, 22-26 April, Tulsa, Oklahoma, USA. (In English). DOI: 10.2118/100089-MSLiu, S. Favorable Attributes of Alkali-Surfactant-Polymer Flooding / S. Liu, D. Zhang, W. Yan [et al.]. – DOI 10.2118/99744-PA. – Текст : непосредственный // SPE Journal. – 2008. – Vol. 13, Issue 01. – P. 5–16.Liu, S., Zhang, D., Yan, W., Puerto, M., Hirasaki, G. J., & Miller, C. А. (2008). Favorable Attributes of Alkali-Surfactant-Polymer Flooding. SPE Journal, 13(1), рр. 5-16. (In English). DOI: 10.2118/99744-PAВолокитин, Я. Пилотный проект АСП-заводнения для Западно-Салымского месторождения : результаты наблюдений и вопросы эксплуатации / Я. Волокитин, М. Шустер, В. Карпан [и др.]. – DOI 10.2118/187838-RU. – Текст : непосредственный // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE (16−18 октября, 2017). – Москва, 2017. – C. 1–12.Volokitin, Y., Shuster, M., Karpan, V., Mikhaylenko, E., Koltsov, I., Rakitin, A.,… Podberezhny, M. (2017). West salym ASP Pilot: Surveillance results and operational challenges. SPE Russian Petroleum Technology Conference (16-18 October, Moscow), pp. 1-12. (In Russian). DOI: 10.2118/187838-RUBarnes, J. R. Development of Surfactants for Chemical Flooding at Difficult Reservoir Conditions / J. R. Barnes, J. Smit, J. Smit [et al.]. – DOI 10.2118/113313-MS. – Текст : электронный // SPE Symposium on Improved Oil Recovery, 20−23 April 2008, Tulsa, Oklahoma, USA. – Available at: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-113313-MS.Barnes, J. R., Smit, J., Smit, J., Shpakoff, G., Raney, K. H., & Puerto, M. (2008). Development of Surfactants for Chemical Flooding at Difficult Reservoir Conditions. SPE Symposium on Improved Oil Recovery, 20−23 April, Tulsa, Oklahoma, USA. (In English). DOI: 10.2118/113313-MSGhosh, P. Development of Surfactant-Polymer SP Processes for High Temperature and High Salinity Carbonate Reservoirs / P. Ghosh, H. Sharma, K. K. Mohanty. – Текст : электронный // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 24−26 September 2018, Dallas, Texas, USA. – Available at: https://doi.org/10.2118/191733-MS.Ghosh, P., Sharma, H., & Mohanty, K. K. (2018). Development of Surfactant-Polymer SP Processes for High Temperature and High Salinity Carbonate Reservoirs. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 24-26 September, Dallas, Texas, USA. (In English). DOI: 10.2118/191733-MSHuh, C. Interfacial tensions and solubilizing ability of a microemulsion phase that coexists with oil and brine/ C. Huh. – DOI 10.1016/0021-9797(79)90249-2. – Текст : непосредственный // Journal of Colloid and Interface Science. – 1979. – Vol. 71, Issue 2. – P. 408–426.Huh, C. (1979). Interfacial tensions and solubilizing ability of a microemulsion phase that coexists with oil and brine. Journal of Colloid and Interface Science, 71(2), pp. 408-426. (In English). DOI: 10.1016/0021-9797(79)90249-2Screening of microemulsion properties for application in enhanced oil recovery / A. Bera, T. Kumar, K. Ojha, A. Mandal. – DOI 10.1016/j.fuel.2013.12.051. – Текст : непосредственный // Fuel. – 2014. – Vol. 121. – Р. 198–207.Bera, A., Kumar, T., Ojha, K., & Mandal, A. (2014). Screening of microemulsion properties for application in enhanced oil recovery. Fuel, 121, рр. 198-207. (In English). DOI: 10.1016/j.fuel.2013.12.051Interfacial tension and phase behavior of surfactant-brine–oil system / A. Bera, K. Ojha, A. Mandal, T. Kumar. – DOI 10.1016/j.colsurfa.2011.03.035. – Текст : непосредственный // Colloids and Surfaces A : Physicochemical and Engineering Aspects. – 2011. – Vol. 383, Issue 1–3. – P. 114–119.Bera, A., Ojha, K., Mandal, A., & Kumar, T. (2011). Interfacial tension and phase behavior of surfactant-brine–oil system. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 383(1-3), рр. 114-119. (In English). DOI: 10.1016/j.colsurfa.2011.03.035Алтунина, Л. К. Нефтевытесняющая композиция ПАВ с регулируемой вязкостью для увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей / Л. К. Алтунина, В. А. Кувшинов, Л. А. Стасьева, [и др.]. – DOI 10.18599/grs.18.4.5. – Текст : непосредственный // Георесурсы. – 2016. – Т. 18, № 4, Ч. 1. – С. 281–288.Altunina, L. K., Kuvshinov, V. A., Stasyeva, L. A., Kuvshinov, I. V., & Kozlov, V. V. (2016). Oil-Displacing Surfactant Composition with Controlled Viscosity for Enhanced Oil Recovery from Heavy Oil Deposits. Georesursy, 18(4), рр. 281-288. (In English). DOI: 10.18599/grs.18.4.5Sheng, J. J. Status of Polymer-Flooding Technology / J. J. Sheng, B. Leonhardt, N. Azri. – DOI 10.2118/174541-PA. – Текст : непосредственный // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2015. – Vol. 54, Issue 02. – 2015. – P. 116–126.Sheng, J. J., Leonhardt, B., & Azri, N. (2015). Status of Polymer-Flooding Technology. Journal of Canadian Petroleum Technology, 54(2), рр. 116-126. (In English). DOI: 10.2118/174541-PAAdkins, S. A New Process for Manufacturing and Stabilizing High-Performance EOR Surfactants at Low Cost for High-Temperature, High-Salinity Oil Reservoirs / S. Adkins, P. J. Liyanage, G. W. P. Pinnawala Arachchilage [et al.]. – DOI 10.2118/129923-MS. – Текст : электронный // The SPE Improved Oil Recovery Symposium, 24–28 April 2010, Tulsa, Oklahoma, USA. – Available at: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-129923-MS.Adkins, S., Liyanage, P. J., Pinnawala Arachchilage, G.W.P., Mudiyanselage, T., Weerasooriya, U., & Pope, G. A. (2010). A New Process for Manufacturing and Stabilizing HighPerformance EOR Surfactants at Low Cost for High-Temperature, High-Salinity Oil Reservoirs. SPE Improved Oil Recovery Symposium, 24-28 April, Tulsa, Oklahoma, USA (In English). DOI: 10.2118/129923-MSChou, S. I. The Optimal Salinity Concept for Oil Displacement by Oil-external Microemulsions and Graded Salinity Slugs / S. I. Chou, D. O. Shah. – DOI 10.2118/81-03-08. – Текст : непосредственный // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1981. – Vol. 20, Issue 3. – P. 83–91.Chou, S. I., Shah, D. O. (1981). The Optimal Salinity Concept for Oil Displacement by Oil-external Microemulsions and Graded Salinity Slugs. Journal of Canadian Petroleum Technology, 20(3), pp. 83-91. (In English). DOI: 10.2118/81-03-08Tabary, R. Surfactant Flooding in Challenging Conditions : Towards Hard Brines and High Temperatures / R. Tabary, B. Bazin, F. Douarche [et al.]. – Текст : электронный // SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, 10−13 March 2013, Manama, Bahrain. – Available at: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-164359-MS.Tabary, R., Bazin, B., Douarche, F., Moreau, P., & Oukhemanou-Destremaut, F. (2013). Surfactant Flooding in Challenging Conditions: Towards Hard Brines and High Temperatures. SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, 10-13 March, Manama, Bahrain. (In English). DOI: 10.2118/164359-MSAl-Murayri, M. T. Surfactant/Polymer Flooding: Chemical-Formulation Design and Evaluation for Raudhatain Lower Burgan Reservoir, Kuwait / M. T. Al-Murayri, A. A. Hassan, M. B. Abdullah [et al.]. – DOI 10.2118/183933-PA. – Текст : непосредственный // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 2019. – Vol. 22, Issue 3. – P. 923–940.Al-Murayri, M. T., Hassan, A. A., Abdullah, M. B., Abdulrahim, A. M., Marlière, C., Hocine, S.,… Suzanne, G. P. (2019). Surfactant/Polymer Flooding: Chemical-Formulation Design and Evaluation for Raudhatain Lower Burgan Reservoir, Kuwait. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 22(3), рр. 923-940. (In English). DOI: 10.2118/183933-PAUpamali, K. A. N. New Surfactants and Cosolvents Increase Oil Recovery and Reduce Cost / K. A. N. Upamali, P. J. Liyanage, S. H. Jang [et al.]. – DOI 10.2118/179702-PA. – Текст : непосредственный // SPE Journal. – 2018. – Vol. 23, Issue 6. – P. 2202–2217.Upamali, K. A. N., Liyanage, P. J., Jang, S. H., Shook, E., Weerasooriya, U. P., & Pope, G. A. (2018). New Surfactants and Cosolvents Increase Oil Recovery and Reduce Cost. SPE Journal, 23(6), рр. 2202-2217. (In English). DOI : 10.2118/179702-PAChang, L. Y. Co-solvent Partitioning and Retention / L. Y. Chang, D. S. P. Lansakara-P, S. H. Jang [et al.]. – DOI 10.2118/179676-MS. – Текст : непосредственный // SPE Improved Oil Recovery Conference, 11–13 April, 2016, Tulsa, Oklahoma, USA. – Available at: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-179676-MS.Chang, L. Y., Lansakara-P, D. S. P., Jang, S. H., Weerasooriya, U. P., & Pope, G. A. (2016). Co-solvent Partitioning and Retention. SPE Improved Oil Recovery Conference, 11-13 April, Tulsa, Oklahoma, USA. (In English). DOI: 10.2118/179676-MSGao, B. A New Family of Anionic Surfactants for Enhanced-Oil-Recovery Applications // B. Gao, M. M. Sharma. – DOI 10.2118/159700-PA. – Текст : непосредственный // SPE Journal. – 2013. – Vol. 18, Issue 05. – P. 829–840.Gao, B., & Sharma, M. M. (2013). A New Family of Anionic Surfactants for EnhancedOil-Recovery Applications. SPE Journal, 18(5), 829-840. (In English). DOI : 10.2118/159700-PAБородкин, А. А. Исследование механизмов адсорбции в статических условиях с целью снижения рисков реализации проекта щелочно-ПАВ-полимерного заводнения на Западно-Салымском месторождении / А. А. Бородкин, М. Я. Евсеева, Я. Е. Волокитин [и др.]. – Текст : непосредственный // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 12. – C. 58–61.Borodkin, A. A, Evseeva, M. Ya., Volokitin, Ya. E., Shuster, M. Yu., Koltsov, I. N., & Sidelnikov, A. V. (2013). Investigation of adsorption mechanisms in static conditions in order to reduce risks for the project of alkaline-surfactant-рolymer flooding for conditions of WestSalymskoye field. Oil Industry, (12), pp. 58-61. (In Russian).Замула, Ю. С. Исследование адсорбционных процессов с помощью атомносиловой микроскопии на образцах терригенной породы Западно-Салымского месторождения / Ю. С. Замула, Л. А. Ковалева, М. В. Мавлетов и [др.]. – Текст : непосредственный // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 2. – C. 54–58.Zamula, Yu. S., Kovaleva, L. A., Mavletov, M. V., Koltsov, I. N., & Akhatov, I. Sh. (2015). Investigation of adsorption processes using atomic force microscopy on samples of terrigenous rocks from zapadno-salymskoye field. Oil Industry (2), pp. 54-58. (In English).

The authors declare that there are no conflicts of interest present.