Подбор полиакриламидов различных составов для увеличения нефтеотдачи пластов при применении технологии полимерного заводнения в условиях высокотемпературных коллекторов и пластовых вод с высокой минерализацией

Полный текст:


Аннотация

Полимерное заводнение - физико-химический метод повышения нефтеотдачи пластов, при котором путем добавления синтетических водорастворимых полиакриламидов увеличивают вязкость закачиваемой в пласт жидкости в целях снижения отношения подвижностей между нефтью и водой и увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН). При полимерном заводнении обычно используется концентрация полимера от 500 до 3000 ppm, что обеспечивает дополнительный прирост КИН от 5 до 15 %. Несмотря на то что полимерное заводнение было признано эффективным методом повышения нефтеотдачи зрелых объектов, новые задачи, которые ставят основные заинтересованные стороны, на сегодняшний день включают оптимизацию общих затрат и снижение рисков, связанных с реализацией физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов. Наиболее эффективно данная практика проявляет себя в условиях высоких пластовых температур (выше 85 °C) при использовании закачиваемого солевого раствора с повышенной минерализацией. В таких условиях необходимо использовать специальные устойчивые полимеры с мономерными добавками для обеспечения стабильности в пласте. Данные полимеры, содержащие акриламид-трет-бутилсульфонат (АТБС) и Н-винилпирролидон (НВП), стоят дороже, чем обычные полимеры, и их дозировка должна быть увеличена для обеспечения необходимой вязкости, поскольку их молекулярный вес ниже. Однако на многих месторождениях имеется доступ к мягким солевым растворам закачки с общим содержанием растворенных солей менее 3000 ppm. Использование такого солевого раствора является огромным преимуществом для полимерного заводнения, поскольку могут быть выбраны менее прочные полимеры и необходимая вязкость может быть достигнута при меньших дозировках. В работе обосновывается подбор полимеров, предназначенных для высокотемпературных условий пласта (от 85 до 140 °C), с использованием солевого раствора различной минерализации. Была проведена серия реологических тестов и тестов на определение стабильности при сдвиге и термической стабильности для выбора наиболее подходящего полимера в каждом случае. Воздействие химического состава и микроструктуры показывает, что введение НВП не всегда необходимо для обеспечения стабильности в течение 6 месяцев при температуре выше 100 °С с использованием солевого раствора низкой минерализации. Результаты также показывают, что АТБС улучшает стабильность при сдвиге и термическую стабильность как в мягких, так и в жестких солевых растворах. Кроме того, введение термостойких компонентов в полимер увеличивает вязкость, что приводит к уменьшению дозировки применяемого реагента даже при высокой температуре для достижения необходимой вязкости. Задача исследования также заключается в демонстрации возможности разработки инновационных и рентабельных полимеров для конкретных условий коллектора. Это подразумевает тесное сотрудничество между производителем полимера и компанией.

Об авторе

П. В. Химченко
ФГБОУ ВО «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина»; ООО «СНФ-Восток»
Россия


Список литературы

1. Delaplace P., Delamaide E., Roggero F., Renard G. History Matching of a Successful Polymer Flood Pilot in the Pelican Lake Heavy Oil Field panada). In: Proccedings of SPE Annual Technical inference and Exhibition (ATCE 2013) at New Orleans, Louisiana, USA, 30 September - 2 October 2013. Vol. 1, SPE 166256, P. 2150-2166.

2. Gaillard N., Giovannetti B., Fa^ro С., Caritey J.P., Dupuis G., Zaitoun A. New Water Soluble NVP Acrylamide Terpolymers for Use in EOR in Harsh fond^^s. Presented at the SPE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, USA, 12-16 April 2014. SPE 169108.

3. Laoroongroj A., Gumpenberger T., Qemens T. Polymer Flood Incremental Oil Recovery and Efficiency in Layered Reservoirs Including Non-Newtonian and Viscoelastic Effects. Presented at the SPE Annual Technical inference, Amsterdam, 27-29 April 2014. SPE 170657.

4. Leblanc T., Braun O., Thomas A., Divers T., Gaillard N., Favero С. Rheological Properties of Stimuli-Responsive Polymers in Solution to Improve the Salinity and Temperature Performances of Polymer-Based diemical Enhanced Oil Recovery Technologies. Presented at the SPE Enhanced Oil Recovery inference held in Kuala Lumpur, Malaysia, 11-13 August 2015. SPE 174618.

5. Levitt D.B., Pope G.A., Jouenne S. diemical Degradation of Polyacrylamide Polymers Under Alkaline fond^^s. In: Proceedings of the 2010 SPE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, USA, 24-28 April 2010. Vol. 1, SPE 129879, P. 970-978.

6. Levitt D.B., Pope G.A. Selection and Screening of Polymers for Enhanced-Oil Recovery. Presented in Tulsa, Oklahoma, USA, 19-23 April 2008. SPE 113845.

7. Manichand R.N., Moe Soe Let K.P., Gil L., et al. Effective Propagation of HPAM Solutions through the Tambaredjo Reservoir during a Polymer Flood. 2013. SPE Prod & Oper 28 (4): 358-368. SPE-164121-PA.

8. Moe Soe Let K.P., Manichand R.N., and Seright R.S. Polymer Flooding a ~500-cp Oil. Presented at the SPE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, USA, 14-18 April 2012. SPE-154567-MS.

9. Moradi-Araghi A. and Doe P.H. Hydrolysis and Precipitation of Polyacrylamides in Hard Brines at Elevated Temperatures. 1987, SPE Res Eng 2 (2): 189198. SPE-13033-PA.

10. Gaillard N., Giovannetti B., Leblanc T., Thomas A., Braun O., Fawro С. Selection of Customized Polymers to Enhance Oil Recovery from High Temperature Reservoirs. Presented at Society of Petroleum EngineersSource SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering inference, 18-20 November 2015, Quito, Ecuador. SPE-177073-MS.

11. Pandey A., Suresh K.M., Jha M.K., Tandon R., Punnapully B.S., Kalugin M., Khare A., Beliveau D. Chemical EOR Pilot in Mangala Field: Results of Initial Polymer Flood Phase. Presented at the SPE Improved Oil Recovery Symposium. Tulsa, Oklahoma, USA, 14-18 April 2012. SPE 154159.

12. Parker W.O. Jr. and Lezzi A. Hydrolysis of Sodium-2-Acrylamido-2-Methylpropanesulfonate ^polymers at Elevated Temperature in Aqueoussolution via 13С n.m.r. Spectroscopy. Polymer, 1993. 34 (23): 4913-4918.

13. Pizzinelli GS., Masserano F., Dresda S., Gmino R., Braccalenti E., Ahmed AbdElRahman. Polymer Injection as EOR Technology: Application in North African Field from Lab Analysis to Project Start-Up. Presented at 12th Offshore Mediterranean inference, Ravenna, Italy, 25-27 March 2015 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://shop.omc.it/en-IT/polymer-injection-as-eor-technology-application-in-north-african-field-from-lab-analysis-to-project-start-up/product-detail/?srch=masserano&submit=Search&id_product=1416 (дата обращения: 15.06.2017).

14. Ryles R.G. diemical Stability Limits of Water-Soluble Polymers Used in Oil Recovery Processes. SPE Res Eng 3 (1): 23-34. 1988. SPE-13585-PA.

15. Seright R.S., Campbell A., Mozley P., Han P. Stability of Partially Hydrolyzed Polyacrylamides at Elevated Temperatures in the Absence of Divalent Cations. SPE Journal, 2010, 15(02), 341-348.

16. Vermolen EX.M., van Haasterecht M.J.T., Masalmeh S.K., Faber M.J., Boersma D.M., Gruenenfelder M. Pushing the Envelope for Polymer Flooding Towards High-Temperature and High-Salinity Reservoirs with Polyacrylamide Based Ter-Polymers. Presented at the SPE Middle East Oil and Gas Show and inference, Manama, Bahrain, 25-28 September 2011. SPE 141497.

17. Wang D., Han P., Shao Zh., Seright R.S. Sweep Improvement Options for the Daqing Oil Field. Presented at SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, 22-26 April 2006, Tulsa, Oklahoma, USA. SPE-99441-MS.

18. You Q., Zhao F.L., Wang Y.F., and Mu L.N. Comparison of the Properties of Injected and Released Polyacrylamide in Polymer Flooding. Journal of Beijing University of diemical Technology. 34(4) 2007.414-417.

19. Zhang J. The EOR Technology. Beijing, Petroleum Industry Publishing dmpany of diina, 1995.


Дополнительные файлы

Для цитирования: Химченко П.В. Подбор полиакриламидов различных составов для увеличения нефтеотдачи пластов при применении технологии полимерного заводнения в условиях высокотемпературных коллекторов и пластовых вод с высокой минерализацией. Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017;(6):64-78.

For citation: Khimchenko P.V. The Selection of Polyacrylamides of Various Compositions to Increase the Oil Recovery Using the Polymer Flooding Technology in the Conditions of High-Temperature Reservoirs and Blanket Waters with a High Salt Content. Territorija “NEFTEGAS” [Oil and Gas Territory]. 2017;(6):64-78. (In Russ.)

Просмотров: 42

Обратные ссылки

  • Обратные ссылки не определены.


Creative Commons License
Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License.


ISSN 2072-2745 (Print)
ISSN 2072-2761 (Online)