Оценка технологической эффективности полимерного заводнения на примере пласта Ю2 Усть-Тегусской площади месторождения им. Малыка
https://doi.org/10.31660/0445-0108-2023-2-41-61
Аннотация
В статье на основе изучения мирового опыта изложены подходы к обоснованию применения технологии полимерного заводнения. Проведено обобщение результатов лабораторных исследований для условий объектов с низкой вязкостью нефти. Эксперименты на образцах керна проницаемостью 116 и 527 мД показали потенциал увеличения коэффициента вытеснения нефти от полимерного заводнения на 10–15 % по сравнению со стандартным заводнением. Значения фактора остаточного сопротивления составили 5 и 2 для кернов проницаемостью 116 и 527 мД, соответственно. Такое распределение фактора остаточного сопротивления не позволит выровнять фронт вытеснения в пласте, а приведет к еще большей изоляции низкопроницаемых пропластков.
Выполнена оценка эффективности полимерного заводнения в условиях пласта Ю2 Усть-Тегусской площади месторождения им. Малыка с использованием синтетической модели одного из участков. Величина прироста коэффициента извлечения нефти может достигать 4 %. Установлен вклад в величину эффекта от полимерного заводнения таких параметров, как уровень адсорбции, неоднородность коллектора по проницаемости, наличие высокопроницаемых каналов, запас энергетики.
Об авторах
А. В. Кобяшев
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»
Россия
Россия
Кобяшев Александр Вячеславович, главный менеджер
г. Тюмень
А. А. Пятков
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»
Россия
Россия
Пятков Александр Александрович, кандидат физико-математических наук, ведущий специалист
г. Тюмень
В. А. Захаренко
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»
Россия
Россия
Захаренко Владимир Александрович, главный специалист
г. Тюмень
И. О. Елаев
ООО «РН-Уватнефтегаз»
Россия
Россия
Елаев Игорь Олегович, начальник управления
г. Тюмень
И. Б. Кушнарев
ООО «РН-Уватнефтегаз»
Россия
Россия
Кушнарев Игорь Борисович, начальник отдела
г. Тюмень
Список литературы
1. Chang, H. L. Polymer Flooding Technology Yesterday, Today, and Tomorrow / H. L. Chang. – DOI: 10.2118/7043pa. – Direct text // Journal of Petroleum Technology. – 1978. – Vol. 30, Issue 8. – P. 1113–1128.
2. Lake, L. W. Enhanced Oil Recovery / L. W. Lake. – New Jersey : Prentice Hall, 1989. – 550 p. – Direct text.
3. Sorbie, K. S. PolymerImproved Oil Recovery / K. S. Sorbie. – Blackie, CRC Press, 1991. – 359 p. – Direct text.
4. Ильясов, И. Р. Обоснование типа и параметров активной примеси для эффективного вытеснения нефти при полимерном заводнении / И. Р. Ильясов. – DOI: 10.33285/02072351202110(634)2329. – Текст : непосредственный // Нефтепромысловое дело. – 2021. – № 10 (634). – С. 23–29.
5. Reduction of residual oil saturation in sandstone cores using viscoelastic polymer / P. Qi, D. H. Ehrenfried, H. Koh, M. T. Balhoff. – DOI: 10.2118/179689PA. – Direct text // SPE Journal. – Vol. 22, Issue 02. – 2017. – Р. 447–458.
6. Koh, H. Experimental investigation of the Effect of Polymers on Residual Oil Saturation / H. Koh, V. B. Lee, G. A. Pope. – Text : electronic // SPE Journal. – 2017. – Vol. 23, Issue 01. – URL: https://doi.org/10.2118/179683PA.
7. Vermolen, E. C. A Systematic Study of the Polymer ViscoElastic Effect on Residual Oil Saturation by Core Flooding / E. C. Vermolen, M. J. Haasterecht, S. K. Masalmeh. – Text : electronic // SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia, Muscat, Oman, March 2014. – URL: https://doi.org/10.2118/169681MS. – Published: March, 31, 2014.
8. Jewett, R. L. Polymer flooding A current appraisal / R. L. Jewett, G. F. Schurz. – DOI: 10.2118/2545pa. – Direct text // Journal of Petroleum Technology. – 1970. – Vol. 22, Issue 06. – P. 675–684.
9. Saleh, L. D. Data Analysis and Updated Screening Criteria for Polymer Flooding Based on Oilfield Data / L. D. Saleh, M. Wei, B. Bai. – DOI: 10.2118/168220PA. – Direct text // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 2014. – Vol. 17, Issue 01. – P. 15–25.
10. Sheng, J. J. Status of polymerflooding technology / J. J. Sheng, B. Leonhardt, N. Azri. – DOI: 10.2118/174541PA. – Direct text // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2015. – Vol. 54, Issue 02. – P. 116–126.
11. Pye, D. J. Improved Secondary Recovery by Control of Water Mobility / D. J. Pye. – DOI: 10.2118/845PA. – Direct text // Journal of Petroleum Technology. – 1964. – Vol. 16, Issue 08. – P. 911–916.
12. Chemical EOR for Heavy Oil : the Canadian Experience / E. Delamaide, B. Bazin, D. Rousseau, G. Degre. – DOI: 10.2118/169715MS. – Direct text // SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia, Muscat, Oman, March 2014. – P. 566–596.
13. Advances in Polymer Flooding and Alkaline/Surfactant/Polymer Processes as Developed and Applied in the People's Republic of China / H. L. Chang, Z. Q. Zhang, Q. M. Wang [ et al.]. – DOI. 10.2118/89175JPT. – Direct text // Journal of Petroleum Technology. – 2006. – Vol. 58, Issue 02. – P. 84–89.
14. Key Aspects of Project Design for Polymer Flooding at the Daqing Oilfield / D. Wang, R. S. Seright, Z. Shao, J. Wang. – DOI: 10.2118/109682PA. – Direct text // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 2008. – Vol. 11, Issue 06. – P. 1117–1124.
15. Key Technologies of Polymer Flooding in Offshore Oilfield of Bohai Bay / W. Zhou, J. Zhang, G. Feng [et al.]. – Text : electronic // SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Perth, Australia, October 2008. – URL: https://doi.org/10.2118/115240MS. – Published: October, 20, 2008.
16. Producing by Polymer Flooding more than 300 Million Barrels of Oil, What Experiences Have Been Learnt? / D. Wang, J. Cheng, J. Wu, Y. Wang. – DOI: 10.2118/77872MS. – Direct text // SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Melbourne, Australia, October 2002. – P. 338–346.
17. Бондаренко, А. В. Экспериментальное сопровождение опытнопромышленных работ по обоснованию технологии полимерного заводнения в условиях высокой минерализации пластовых и закачиваемых вод : специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Бондаренко, Алексей Валентинович. – Москва, 2017. – 144 с. – Текст : непосредственный.
18. Обзор мировых проектов полимерных методов увеличения нефтеотдачи / Р. Р. Ибатуллин, Ш. К. Гаффаров, М. Р. Хисаметдинов, Л. И. Минихаиров. – DOI: 10.24887/00282448202273237. – Текст : непосредственный // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 7. – С. 32–37.
19. Результаты внедрения технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях ОАО «СлавнефтьМегионнефтегаз» / В. Е. Ступоченко, А. Я. Соркин, В. А. Кан [и др.]. – Текст : непосредственный // Интервал. Передовые нефтегазовые технологии. – 2003. – № 4 (51). – С. 16–20.
20. Итоги опытнопромышленных работ по полимерному заводнению на Москудьинском месторождении / А. В. Бондаренко, А. В. Севрюгина, А. И. Ковалевский, Д. А. Кириллов. – DOI: 10.30713/2413501120196(330)6165. – Текст : непосредственный // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 6 (330). – С. 61–65.
21. Clampitt, R. L. An Economic Polymerflood in the North Burbank Unit, Osage Country, Oklahoma / R. L. Clampitt, T. B. Reid. – Text : electronic // Fall Meeting of the Society of Petroleum Engineers of AIME, Dallas, Texas, September 1975. – URL: https://doi.org/10.2118/5552MS. – Published: September, 28, 1975.
22. Melo, M. A. Lessons Learned From Polymer Flooding Pilots in Brazil / M. A. Melo, A. G. Lins, P. G. Silva. – Text : electronic // SPE Latin America and Caribbean Mature Fields Symposium, Salvador, Bahia, Brazil, March 2017. – URL: https://doi.org/10.2118/184941MS. – Published: September, 28, 1975.
23. Опытнопромышленное внедрение полимерного заводнения на месторождении ЮжноТургайского бассейна / Р. Ж. Абиров, А. Г. Мухамедова, Б. Панабеккызы [и др.]. – Текст : непосредственный // Нефтепромысловое дело. – 2016. – № 5. – C. 15–19.
24. A Successful Polymer Flood at PalograndeCebu, A Low Permeability Reservoir in the Upper Magdalena Valley, Colombia / J. M. Leon, A. F. Castillo, R. Perez [et al.]. – Text : electronic // SPE Improved Oil Recovery Conference, Tulsa, Oklahoma, USA, April 2018. – URL: https://doi.org/10.2118/190165MS. – Published: April, 14, 2018.
25. Wang, Y. Commercial Success of Polymer Flooding in Daqing Oilfield Lessons Learned / Y. Wang, H. Liu. – Text : electronic // SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition, Adelaide, Australia, September 2006. – URL: https://doi.org/10.2118/100855MS. – Published: September, 11, 2006.
26. New Water Soluble Anionic NVP Acrylamide Terpolymers for Use in Harsh EOR Conditions / N. Gaillard, B. Giovannetti, C. Favero. – Text : electronic // SPE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, USA, April 2014. – URL: https://doi.org/10.2118/169108MS. – Published: April, 12, 2014.
27. Seright, R. S. The Effects of Mechanical Degradation and Viscoelastic Behavior on Injectivity of Polyacrylamide Solutions / R. S. Seright. – DOI: 10.2118/9297PA. – Direct text // Society of Petroleum Engineers Journal. – 1983. – Vol. 23, Issue 03. – P. 475–485.
28. Rheology and mechanical degradation of highmolecularweight partially hydrolyzed polyacrylamide during flow through capillaries / А. R. Al Hashmi, R. S. Al Maamari, I. S. Al Shabibi [et al.]. – DOI: 10.1016/j.petrol.2013.03.021. – Direct text // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2013. – Vol. 105. – P. 100–106.
29. Zampieri, M. F. Water Injection, Polymer Injection and Polymer Alternating Water Injection for Enhanced Oil Recovery : A Laboratory Study / M. F. Zampieri, R. B. Z. L. Moreno. – Text : electronic // Proceedings of the ASME 2013 32nd International Conference on Ocean. Offshore and Arctic Engineering OMAE 2013. Volume 6 : Polar and Arctic Sciences and Technology, Nantes, France, June 9–14, 2013. – URL: https://doi.org/10.1115/omae201310243.
30. Huh, C. Residual Oil Saturation from Polymer Flood : Laboratory Measurements and Theoretical Interpretation / C. Huh, G. A. Pope. – Text : electronic // SPE Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, USA, April 2008. – URL: https://doi.org/10.2118/113417MS. – Published: April, 20, 2008.
31. Green, D. W., Enhanced Oil Recovery / D. W. Green, G. P. Willhite. – Richardson : Society of Petroleum Engineers, 1998. – 900 p. – Direct text.
32. Manichand, R. N. Field vs. Laboratory Polymer Retention Values for a Polymer Flood in the Tambaredjo Field / R. N. Manichand, R. S. Seright. – DOI: 10.2118/169027PA. – Direct text // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 2014. – Vol. 17, Issue 03. – P. 314–325.
33. An Overview on Polymer Retention in Porous Media / S. AlHajri, S. M. Mahmood, H. Abdulelah, S. Akbari. – DOI: 10.3390/en111027512018. – Direct text // Energies. – 2018. – Vol. 11, Issue 10. – P. 27–51.
34. Polymer Retention Determination in Porous Media for Polymer Flooding in Unconsolidated Reservoir / I. Ilyasov, I. Koltsov, P. Golub [et al.]. – Text : electronic // Polymers. – 2021. – Vol. 13, Issue 16. – URL: https://doi.org/10.3390/polym13162737.
Рецензия
Для цитирования:
Кобяшев А.В., Пятков А.А., Захаренко В.А., Елаев И.О., Кушнарев И.Б. Оценка технологической эффективности полимерного заводнения на примере пласта Ю2 Усть-Тегусской площади месторождения им. Малыка. Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2023;(2):41-61. https://doi.org/10.31660/0445-0108-2023-2-41-61
For citation:
Kobyashev A.V., Pyatkov A.A., Zakharenko V.A., Yelaev I.O., Kushnarev I.B. An assessment of the technological effectiveness of polymer flooding: a case study of the J2 reservoir in the Ust-Tegusskaya area of the Malyka field. Oil and Gas Studies. 2023;(2):41-61. (In Russ.) https://doi.org/10.31660/0445-0108-2023-2-41-61
Просмотров:
290
Послать статью по эл. почте 
Оставить комментарий 