Вход
  1. Главная
  2. Журналы
  3. Территория "Нефтегаз"
  4. Территория "Нефтегаз" 9-10.2023
Территория Нефтегаз 9-10.2023

Научная статья

УДК 622.276
(UDK 622.276)

Для получения доступа к статьям

Авторизуйтесь

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

ОПЫТ ВОЗДЕЙСТВИЯ ASP-ЗАВОДНЕНИЯ НА НАСОСНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

(HISTORY OF ALKALINE-SURFACTANT-POLYMER FLOODING IMPACT ON PUMP EQUIPMENT)

Один из способов увеличения нефтеотдачи пластов – щелочь-ПАВ-полимерное заводнение, или ASP-заводнение. За счет смешивания композиции с пластовыми флюидами жидкость, поступающая в добывающую скважину, приобретает новые, более агрессивные для насосного оборудования, свойства. В работе рассматривается опыт промышленного применения ASP-составов и их влияние на насосное оборудование на месторождениях Китая, Канады и России. Цель статьи – изучение влияния щелочь-ПАВ-полимерного состава на внутрискважинное оборудование при разных геологических и термобарических условиях реализации метода увеличения нефтеотдачи. Задачи работы: рассмотреть влияние ASP-композиции на разные виды насосов; обозначить место в насосном оборудовании, наиболее подверженное повреждениям; проанализировать опыт использования метода в промышленных масштабах. В результате выделены общие факторы, влияющие на солеотложение в насосном оборудовании и снижение межремонтного периода работы скважины. Установлено, что наиболее подвержены повреждениям входные элементы насосного оборудования, а солеотложение зависит от совместимости пластовых и закачиваемых вод, пород-коллекторов призабойной зоны и их химического состава, а также неоднородности пластов. Солеотложение в результате использования ASP-заводнения делает проекты по увеличению нефтеотдачи пласта экономически нерентабельными даже при значительном увеличении коэффициента извлечения нефти.

Alkaline-surfactant-polymer (ASP) flooding is one of the ways to enhance oil recovery rates. Mixing the compound with formation fluids gives new properties to the fluid flowing to the production well, making it more aggressive toward pumping equipment. This paper discusses the history of the use of ASP mixes for industrial applications and their impact on pumping equipment at fields in China, Canada, and Russia. The objective is to investigate how an ASP mix impacts the downhole equipment under various geologic conditions, temperature and pressure when practicing the enhanced oil recovery method. The tasks are: to consider what effects an ASP mix has on various types of pumps; to identify where the pumping equipment is most susceptible to damage, and to analyze the history of using the method at an industrial scale. The study identified common factors influencing scaling in pumping equipment and reduction in well turnaround. It is found that inlet components are the most susceptible to damage in a pump and scaling depends on the compatibility of formation and flood waters, reservoir rocks in the bottomhole area, and their chemical composition, as well as the heterogeneity of formations. Scaling resulting from ASP flooding makes recovery enhancement projects non-profitable even at a significant increase in the oil recovery factor.

ASP-ЗАВОДНЕНИЕ, ЩЕЛОЧЬ-ПАВ-ПОЛИМЕРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ, ЩЕЛОЧЬ-ПАВ-ПОЛИМЕРНАЯ КОМПОЗИЦИЯ, СОЛЕОТЛОЖЕНИЕ НА НАСОСНОМ ОБОРУДОВАНИИ, ВЫХОД НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ИЗ СТРОЯ

ALKALINE-SURFACTANT-POLYMER FLOODING, ASP FLOODING, ASP MIX, SCALING IN PUMPING EQUIPMENT, PUMPING EQUIPMENT FAILURE

А.Е. Кудряшова1, e-mail: anna-kudryashova-2000@mail.ru


1 ФГБОУ ВО «Санкт-Петербургский горный университет» (Санкт-Петербург, Россия).

A.Ye. Kudryashova1, e-mail: anna-kudryashova-2000@mail.ru


1 Saint Petersburg Mining University (Saint Petersburg, Russia).

Кудряшова А.Е. Опыт воздействия ASP-заводнения на насосное оборудование // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2023. № 9–10. С. 72–77.

Kudryashova AYe. History of alkaline-surfactant-polymer flooding impact on pump equipment. Oil and Gas Territory [Territorija “NEFTEGAS”]. 2023; (9–10): 72–77. (In Russian)

Yang Y., Zhou W., Shi G., et al. 17 Years development of artificial lift technology in ASP flooding in Daqing oilfield // Proceedings of the SPE Enhanced Oil Recovery Conference. Kuala Lumpur: SPE, 2011. Article ID SPE-144893-MS. DOI: 10.2118/144893-MS.

Jinling L., Tiande L., Jidong Y., et al. Silicon containing scale forming characteristics and how scaling impacts sucker rod pump in ASP flooding // Proceedings of the Asia Pacific Oil and Gas Conference & Exhibition. Jakarta: SPE, 2009. Article ID SPE-122966-MS. DOI: 10.2118/122966-MS.

Liang Y., Cao G., Shi G., et al. Progressing cavity pump anti-scaling techniques in alkaline-surfactant-polymer flooding in the Daqing oilfield // Pet. Explor. Dev. 2011. Vol. 38, No. 4. P. 483–490. DOI: 10.1016/S1876-3804(11)60049-9.

Hunter K., McInnis L., Ellis-Toddington T., Kerr S. The use of modeling and monitoring to control scale in Alberta ASP floods // Proceedings of the SPE Enhanced Oil Recovery Conference. Kuala Lumpur: SPE, 2013. Article ID SPE-165285-MS. DOI: 10.2118/165285-MS.

Arensdorf J., Kerr S., Miner K., Ellis-Toddington T. Mitigating silicate scale in production wells in an oilfield in Alberta // Proceedings of the SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. The Woodlands, TX, USA: SPE, 2011. Article ID SPE-141422-MS. DOI: 10.2118/141422-MS.

Watson A., Trahan G.A., Sorensen W. An interim case study of an alkaline-surfactant-polymer flood in the Mooney field, Alberta, Canada // Proceedings of the SPE Improved Oil Recovery Symposium. Tulsa, OK, USA: SPE, 2014. Article ID SPE-169154-MS. DOI: 10.2118/169154-MS.

Volokitin Y., Shuster M., Karpan V., et al. Results of alkaline-surfactant-polymer flooding pilot at West Salym field // Proceedings of the SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia. Muscat: SPE, 2018. Article ID SPE-190382-MS. DOI: 10.2118/190382-MS.

Wang Y., Liu J., Liu B., et al. Why does scale form in ASP flood? How to prevent from it? A case study of the technology and application of scaling mechanism and inhibition in ASP flood pilot area of N-1DX block in Daqing // Proceedings of the SPE International Symposium on Oilfield Scale. Aberdeen, UK: SPE, 2004. Article ID SPE-87469-MS. DOI: 10.2118/87469-MS.

Gao G., Xu D., Ma J., et al. Evaluation method of antiscaling performance of downhole tools for ASP flooding in Daqing oilfield // J. Phys.: Conf. Ser. 2020. Vol. 1637, No. 1. Article ID 012081. DOI: 10.1088/1742-6596/1637/1/012081.

Yang Y, Zhou W, Shi G, Gang C, Wang G, Sun C, et al. 17 Years development of artificial lift technology in ASP flooding in Daqing oilfield. In: SPE Proceedings of the SPE Enhanced Oil Recovery Conference, 19–20 July 2011, Kuala Lumpur, Malaysia. SPE; 2011. Article ID SPE-144893-MS. https://doi.org/10.2118/144893-MS.

Jinling L, Tiande L, Jidong Y, Xiwen Z, Yan Z, Feng Y. Silicon containing scale forming characteristics and how scaling impacts sucker rod pump in ASP flooding. In: SPE Proceedings of the Asia Pacific Oil and Gas Conference & Exhibition, 4–6 August 2009, Jakarta, Indonesia. SPE; 2009. Article ID SPE-122966-MS. https://doi.org/10.2118/122966-MS.

Liang Y, Cao G, Shi G, Wang G, Li J, Zhao Y. Progressing cavity pump anti-scaling techniques in alkaline-surfactant-polymer flooding in the Daqing oilfield. Pet. Explor. Dev. 2011; 38(4): 483–490. https://doi.org/10.1016/S1876-3804(11)60049-9.

Hunter K, McInnis L, Ellis-Toddington T, Kerr S. The use of modeling and monitoring to control scale in Alberta ASP floods. In: SPE Proceedings of the SPE Enhanced Oil Recovery Conference, 2–4 July 2013, Kuala Lumpur, Malaysia. SPE; 2013. Article ID SPE-165285-MS. https://doi.org/10.2118/165285-MS.

Arensdorf J, Kerr S, Miner K, Ellis-Toddington T. Mitigating silicate scale in production wells in an oilfield in Alberta. In: SPE Proceedings of the SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, 11–13 April 2011, The Woodlands, TX, USA. SPE; 2011. Article ID SPE-141422-MS. https://doi.org/10.2118/141422-MS.

Watson A, Trahan GA, Sorensen W. An interim case study of an alkaline-surfactant-polymer flood in the Mooney field, Alberta, Canada. In: SPE Proceedings of the SPE Improved Oil Recovery Symposium, 12–16 April 2014, Tulsa, OK, USA. SPE; 2014. Article ID SPE-169154-MS. https://doi.org/10.2118/169154-MS.

Volokitin Y, Shuster M, Karpan V, Koltsov I, Mikhaylenko E, Bondar M, et al. Results of alkaline-surfactant-polymer flooding pilot at West Salym field. In: SPE Proceedings of the SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia, 26–28 March 2018, Muscat, Oman. SPE; 2018. Article ID SPE-190382-MS. https://doi.org/10.2118/190382-MS.

Wang Y, Liu J, Liu B, Liu Y, Wang H, Chen G. Why does scale form in ASP flood? How to prevent from it? A case study of the technology and application of scaling mechanism and inhibition in ASP flood pilot area of N-1DX block in Daqing. In: SPE Proceedings of the SPE International Symposium on Oilfield Scale, 26–27 May 2004, Aberdeen, United Kingdom. SPE; 2004. Article ID SPE-87469-MS. https://doi.org/10.2118/87469-MS.

Gao G, Xu D, Ma J, Li H, Zhu S, Zhou W, et al. Evaluation method of antiscaling performance of downhole tools for ASP flooding in Daqing oilfield. J. Phys.: Conf. Ser. 2020; 1637(1): article ID 012081. https://doi.org/10.1088/1742-6596/1637/1/012081.
Назад к журналу
NEFTEGAS.info

Внимание к деталям — от идеи
до воплощения! Только актуальная информация и свежие новости.

О нас

 

 

Контакты

108811, г. Москва, Киевское ш.,
Бизнес-парк «Румянцево», корп. Б,
подъезд 5, офис 506 Б

+7 (495) 240-54-57