(APPLICATION EXPERIENCE AND MAJOR TRENDS IN POLYMER FLOODING TECHNOLOGY WORLDWIDE)
В статье представлены статистические данные, результирующие применение полимерного заводнения как одного из сравнительно простых с точки зрения технологии и в то же время эффективных методов увеличения нефтеотдачи пластов. Мировой опыт применения полимерного заводнения демонстрирует, что сухой порошок загустителя, растворенный в воде даже в концентрации до 0,5 % масс., позволяет в несколько раз увеличить вязкость вытесняющего агента, в результате чего при закачке через нагнетательные скважины фронт вытеснения выравнивается за счет создания в промытых высокопроницаемых зонах повышенных фильтрационных сопротивлений.
Отмечено, что в настоящее время в качестве загустителя при полимерном заводнении наиболее часто используется гидролизованный полиакриламид с высокой молекулярной массой, составляющей около 104–106 Да, причем применяются главным образом анионные и неионогенные полиакриламиды. Подчеркнуто, что при температурах пласта до 95 °C широко используются полиакриламиды с сульфонированными мономерами (акриламидо-терт-бутил-сульфонатом), что обусловлено их устойчивостью в высокоминерализованных средах, содержащих ионы кальция и магния, тогда как стандартные сополимеры акриламида и акрилата натрия (гидролизованный полиакриламид) стабильны при температуре 75 °C, чувствительны к уровню минерализации воды и подвержены механической деструкции. Кроме того, все более широкое применение находят различные термотропные полимеры, такие как полиакриламид с мономером N-изопропилакриламида, использование которых позволяет за счет варьирования количества мономеров изменять температуру гелеобразования полимерных растворов.
Представленные данные свидетельствуют о том, что на сегодняшний день накоплен большой опыт, позволяющий расширить представления об особенностях применения полиакриламида разных типов на месторождениях с высокими вязкостью нефти, уровнем минерализации, температурой и низкой проницаемостью, в том числе в рамках технологии ASP-заводнения (при закачке в пласт смеси, состоящей из анионного поверхностно-активного вещества, соды / щелочи и полимера).
This article presents statistical data resulting from the application of polymer flooding as one of the relatively simple in terms of technology and at the same time effective methods of enhanced oil recovery. The world experience of using the polymer flooding shows that the dry powder of thickener dissolved in the water, even in concentration as low as 0,5 % wt. %, allows increasing the displacing agent viscosity several times. As a result, when injected through the injection wells the displacing front levels out due to creation of the increased filtration resistance in the washed-out high-permeability zones.
It is noted that at present hydrolyzed polyacrylamide with a high molecular weight of about 104–106 Da is the most commonly used thickener for polymer flooding, the anionic and non-ionic polyacrylamides are mainly applied. It has been underlined that polyacrylamides with sulphonated monomers (acrylamide tertiary-butyl sulfonic acid monomer) are widely used up to 95 °C due to their stability in highly mineralized environments containing calcium and magnesium ions, while standard co-polymers of acrylamide and sodium acrylate (hydrolyzed polyacrylamide) are stable at 75 °C, sensitive to the level of water salinity and prone to mechanical degradation. In addition, various thermotropic polymers, such as polyacrylamide with N-isopropylacrylamide monomer, are increasingly being used, the use of which allows changing the gelation temperature of polymer solutions by varying the amount of monomer.
The presented data testify to the fact that by now a lot of experience has been accumulated to extend the idea of polyacrylamide application in the fields with high oil viscosity, mineralization level, temperature and low permeability, including ASP flooding (when injecting a mixture consisting of anionic surfactant, soda/alkali and polymer into the formation).
M.A. Silin1, e-mail: silin.m@gubkin.ru;
L.A. Magadova1, e-mail: lubmag@gmail.ru;
L.F. Davletshina1, e-mail: luchiad@mail.ru;
K.A. Poteshkina1, e-mail: poteshina.k@gubkin.ru;
I.A. Gvelesiani2, e-mail: info@snf-group.ru;
A. Thomas2, e-mail: antoinethom@gmail.com;
A.I. Ivanis2, e-mail: aivanis@snf-group.ru
1 Federal State Autonomous Educational Institution for Higher Education “Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)” (Moscow, Russia).
2 SNF Vostok LLC (Moscow, Russia).
Zhdanov S.A. Hard-to-Recover Reserves at the Late Stage of a Field Development. Neftepromyslovoye delo [Oilfield Engineering]. 2018;(8):5–8. (In Russ.)
Zhdanov S.A., Zhdanov A.S. Influence of Oil Field Development Stage on Efficiency of Impact Methods Application. In: Proceedings of IV International technological symposium “New Technologies of Development and Enhanced Oil Recovery”. Moscow: Institute of Oil and Gas Business; 2005. P. 86. (In Russ.)
Bokserman A., Mishchenko I. Ways to Overcome Negative Trends in Russia's Oil and Gas Sector Development. Tekhnologii toplivno-energeticheskogo kompleksa [ Technologies of the Fuel and Energy Complex]. 2006;(4):30–37. (In Russ.)
Ela M.A.E., Sayyouh H., Tayeb E. An Integrated Approach for the Application of the Enhanced Oil Recovery Projects. Journal of Petroleum Science Research. 2014;3(4):176–188.
Fomkin A., Zhdanov S. Improving the Efficiency of Oil Recovery: the Need and Trends. Burenie i neft’ [Drilling and Oil]. 2015;(4):14–19. (In Russ.)
Berlin A.V. Physical and Chemical Methods of Enhanced Oil Recovery. Polymer Flooding (Review). Part I. Nauchno-tekhnicheskiy vestnik OAO «NK «Rosneft'» [Rosneft Scientific and Technical Bulletin]. 2011;1(22):16–25. (In Russ.)
Tolstykh L.I., Golubeva I.A. Chemical Reagents for Intensification of Oil Production. Part. I. Polymers to Enhance Oil Recovery. Moscow: Gubkin State Oil and Gas Academy; 1993. (In Russ.)
Thomas A., Sahuc B., Abirov Z., Mazbayev Y. Polymer Flooding to Increase Oil Recovery at Light and Heavy Oil Fields. Territorija “NEFTEGAS” [Oil and Gas Territory]. 2017;(7–8):58–68. (In Russ.)
Mikhailov N.N., Zakenov S.T., Kiynov K.K. et al. The Experience of Implementation of Polymer Flooding Technology in Oil Fields Characterized by a High Degree of Salinity of Reservoir and Injected Waters. Neftyanoye khozyaistvo [Oil Industry]. 2019;(4):74–78. (In Russ.)
Puskas S., V g ., T r M. et al. First Surfactant-Polymer EOR Injectivity Test in the Algy Field, Hungary. In: Conference Proceedings, IOR 2017 – 19th European Symposium on Improved Oil Recovery. 2017. P. 1–18.
Schild H.G. Conformational Transitions of Poly(N-Isopropylacrylamide) in Aqueous Solution. Weblog. Available from: https://scholarworks.umass.edu/cgi/viewcontent.cgi?article=1764&context=dissertations_1 [Accessed 25.10.2021].
Poulsen A., Shook G.M., Jackson A. et al. Results of the UK Captain Field Interwell EOR Pilot. In: Materials of the SPE Improved Oil Recovery Conference. 2018. https://doi.org/10.2118/190175-MS.
Вход
Главная
Журналы
Назад к журналу