Қазақстанның мұнай-газ саласының хабаршысыҚазақстанның мұнай-газ саласының хабаршысы2707-42262957-806XKMG Engineering10485210.54859/kjogi104852Научная статьяОценка и научное обоснование применения полимерного заводнения на месторождении УзеньИманбаевБакыт Алтаевич<p>директор филиала</p>imanbayev_b@kaznipi.kzСагындиковМарат Серикович<p>руководитель службы повышения нефтеотдачи пластов</p>sagyndikov_m@kaznipi.kzКушековРуслан Маратович<p>инженер службы повышения нефтеотдачи пластов, департамент по разработке месторождений</p>ruslan.kushekov@gmail.comТаджибаевМаксат Омурзакович<p>директор департамента по разработке</p>tajibayev_m@kaznipi.kzФилиал ТОО «КМГ Инжиниринг» «КазНИПИмунайгаз»16052022419271403202229032022Copyright © 2022, Иманбаев Б.А., Сагындиков М.С., Кушеков Р.М., Таджибаев М.О.2022<p>Месторождение Узень находится на поздней стадии разработки, где средняя обводненность составляет более 90% за счет долголетнего традиционного заводнения. При этом текущая нефтенасыщенность коллектора составляет более 50%, что может обеспечить перспективное будущее месторождения. Согласно мировой практике применение химических методов увеличения нефтеотдачи способно обеспечить высокую выработку нефтяных залежей и продлить рентабельный период эксплуатации. Таким образом, учитывая текущее состояние м. Узень применение химических методов увеличения нефтеотдачи является особенно актуальным. Основным методом является полимерное заводнение, которое доказало свою высокую эффективность за 60 лет применения в индустрии.</p> <p>Цель данной работы заключается в оценке и научном обосновании технологии полимерного заводнения к условиям м. Узень. Согласно данной цели, в первую очередь, был изучен мировой опыт полимерных заводнений, включая последние масштабные проекты на месторождениях Китая, США, Канады, Индии, Омана и других стран. Разработаны критерии эффективного применения полимерного заводнения и проведен скрининг геолого-физических характеристик всех объектов месторождения. В дополнение выполнен анализ фациальных карт и текущего состояния разработки для подбора потенциального участка пилотного испытания. Проведен обзор наземной инфраструктуры, анализ источников водоснабжения и характеристик различных полимеров для разработки проекта пилотного испытания технологии. Предварительные гидродинамические расчеты свидетельствуют о снижении обводненности, повышении добычи нефти и прироста нефтеотдачи на 7%. Технико-экономические исследования утверждают о рентабельности полимерного заводнения при цене на нефть более 55 долл. США/барр. Проведенные исследования являются основой для дальнейшего внедрения, адаптации и оптимизации полимерного заводнения.</p>enhanced oil recovery methodspolymer floodingoil fieldpilot testscreeningмұнай қарқындылығын арттырудың әдістеріполимерлік тоғытупилоттық сынақмұнай кен орныскринингметоды увеличения нефтеотдачиполимерное заводнениенефтяное месторождениепилотное испытаниескрининг1.Research on energy efficiency, CO2 emissions, energy consumption, forecast. – Enerdata, 2021, https://www.enerdata.net/.2.Sheng J.J. Modern Chemical Enhanced Oil Recovery: Theory and Practice, first edition. – Amsterdam, Elsevier, 2011.3.Green D.W., Willhite G.P. Enhanced Oil Recovery (2nd ed.). – Society of Petroleum Engineers. Richardson, Texas, USA. 2018.4.Alvarado V., Manrique E. Enhanced Oil Recovery: Field Planning and Development Strategies (1st ed.). - Gulf Professional Publishing, 2010.5.Green D.W., Willhite G.P. Enhanced Oil Recovery (1st ed.). Society of Petroleum Engineers, Richardson, Texas, USA, 1977.6.Needham R.B., Doe P.H. Polymer Flooding Review. – Journal of Petroleum Technology, 1987, 39(12), р. 1503–1507. SPE-17140-PA. DOI: https://doi.org/10.2118/17140-pa.7.Manda A. Chemical flood enhanced oil recovery: a review. – International Journal of Oil, Gas and Coal Technology, 2015, 9(3), 241. DOI: https://doi.org/10.1504/ijogct.2015.069001.8.Abidin A., Puspasari T., Nugroho W. Polymers for Enhanced Oil Recovery Technology. – Procedia Chemistry, 2012, 4, 11–16. DOI: https://doi.org/10.1016/j.proche.2012.06.002.9.Sorbie K.S. Polymer-Improved Oil Recovery, 2013. DOI: https://doi.org/10.1007/978-94-011-3044-8.10.Firozjaii A.M., Moradi S. Sensitivity Analysis and Optimization of the Effective parameters on ASP Flooding Compared to Polymer Flooding Using CMG-STARS. – Journal of Petroleum & Environmental Biotechnology, 2018, 09(01). DOI: https://doi.org/10.4172/2157-7463.100036111.Sheng J.J., Modern Chemical Enhanced Oil Recovery (1st ed.). – Gulf Professional Publishing, 20 October 2010.12.Katzbauer B. Properties and applications of xanthan gum. – Polymer Degradation and Stability, 1998, 59(1–3), р. 81–84. DOI: https://doi.org/10.1016/s0141-3910(97)00180-8.13.Rellegadla S., Prajapat G., Agrawal A. Polymers for enhanced oil recovery: fundamentals and selection criteria. – Applied Microbiology and Biotechnology, 2017,101(11), р. 4387–4402. DOI: https://doi.org/10.1007/s00253-017-8307-4.14.Saleh L.D., Wei M., Bai B. Data Analysis and Novel Screening Criteria for Polymer Flooding Based on a Comprehensive Database. – SPE-169093-MS, 2014. DOI: https://doi.org/10.2118/169093-ms.15.Lu N., Hou J., Liu Y., Guo L., Yuan F., Wei C., Liu Y. Optimization Chemical Flooding Methods to Enhance Oil Recovery of Strong Heterogeneity, High Temperature and High Salinity Reservoirs – Case Study of Shengli Oilfield. Day 1 Tue, October 17, 2017. SPE-186435-MS. DOI: https://doi.org/10.2118/186435-ms.16.Zhao Y., Leng J., Lin B., Wei M., Bai B. Experimental Study of Microgel Conformance-Control Treatment for a Polymer-Flooding Reservoir Containing Superpermeable Channels. – SPE Journal, 2021, 1–13. SPE-205486-PA. DOI: https://doi.org/10.2118/205486-pa.17.Sagyndikov M., Seright R., Kudaibergenov S., Ogay E. Field Demonstration of the Impact of Fractures on HPAM Injectivity, Propagation and Degradation. – SPE Journal, 2022. SPE-208611-PA.18.Delaplace P., Renard G., Delamaide E., Euzen T., Roggero F., Kopecny P. Reservoir Simulations of a Polymer Flood Pilot in the Pelican Lake Heavy Oil Field (Canada): Step Forward. SPE-166028-MS. 2013. DOI: https://doi.org/10.2118/166028-ms.19.Delamaide E., Zaitoun A., Renard G., Tabary R. Pelican Lake Field: First Successful Application of Polymer Flooding in a Heavy Oil Reservoir. – SPE-165234-MS, 2013. DOI: https://doi.org/10.2118/165234-ms.20.Thakuria C., Al-Amri M.S., Al-Saqri K.A., Jaspers H.F., Al-Hashmi K.H., Zuhaimi K. Performance Review of Polymer Flooding in a Major Brown Oil Field of Sultanate of Oman. – SPE-165262-MS, 2013. DOI: https://doi.org/10.2118/165262-ms.21.Guntupalli S., Kechichian J., Al-Yaarubi A., Al-Amri A., Al-Amri M., Al-Hinai G., Al-Shuaili K., Svec Y., al Habsi Y. A Successful ASP Sweep Evaluation in a Field Pilot. Day 2 Tue, March 27, 2018. – SPE-190462-MS, 2018. DOI: https://doi.org/10.2118/190462-ms.22.Choudhuri B., Thakuria C., Belushi A.A., Nurzaman Z., Hashmi K.A., Batycky R. Optimization of a Large Polymer Flood With Full-Field Streamline Simulation. – SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 2015, 18(03), р. 318–328. SPE-169746-PA. DOI: https://doi.org/10.2118/169746-pa.23.Ning S., Barnes J., Edwards R., Schulpen W., Dandekar A., Zhang Y., Cercone D., Ciferno J. First Ever Polymer Flood Field Pilot to Enhance the Recovery of Heavy Oils on Alaska North Slope – Producer Responses and Operational Lessons Learned. Day 3 Wed, October 28, 2020. SPE-201279-MS. DOI: https://doi.org/10.2118/201279-ms.24.Zhao Y., Yin S., Seright R.S., Ning S., Zhang Y., Bai B. Performance of Low Salinity Polymer Flood in Enhancing Heavy Oil Recovery on the Alaska North Slope. – Proceedings of the 8th Unconventional Resources Technology Conference, 2020. DOI: https://doi.org/10.15530/urtec-2020-1082.25.Poulsen A., Shook G.M., Jackson A., Ruby N., Charvin K., Dwarakanath V., Thach S., Ellis M. Results of the UK Captain Field Interwell EOR Pilot. Day 3 Mon, April 16, 2018. SPE-190175-MS. DOI: https://doi.org/10.2118/190175-ms.26.Jones C., Ross M., Getliff J., Fuller M., Hiscox I., Mandracchia F. Captain Field Injector Performance, Historical Perspective and Recent Improvements. – SPE-174183-MS, 2015. DOI: https://doi.org/10.2118/174183-ms.27.Jackson A.C., Dean R.M., Lyon J., Dwarakanath V., Alexis D., Poulsen A., Espinosa D. Surfactant Stimulation Results in Captain Field to Improve Polymer Injectivity for EOR. – Day 4 Fri, September 06, 2019. SPE-195747-MS. DOI: https://doi.org/10.2118/195747-ms.28.Morel D., Vert M., Jouenne S., Gauchet R., Bouger Y. First Polymer Injection In Deep Offshore Field Angola: Recent Advances on Dalia/Camelia Field Case. – SPE-135735-MS, 2012. DOI: https://doi.org/10.2118/135735-ms.29.Wang D., Seright R.S., Shao Z., Wang J. Key Aspects of Project Design for Polymer Flooding. – SPE-109682-MS, 2008. DOI: https://doi.org/10.2118/109682-ms.30.Guo H., Li,Y., Li Y., Kong D., Li B., Wang F. Lessons Learned From ASP Flooding Tests in China. – Day 2 Tue, May 09, 2017. SPE-186036-MS. DOI: https://doi.org/10.2118/186036-ms.31.Kumar M.S., Pandey A., Jha M.K. Polymer Injectivity Test in Mangala Field - A Significant Step towards Field Wide Implementation. – SPE-155162-MS, 2012. DOI: https://doi.org/10.2118/155162-ms.32.Kumar P., Raj R., Koduru N., Kumar S., Pandey A. Field Implementation of Mangala Polymer Flood: Initial Challenges, Mitigation and Management. – Day 1 Mon, March 21, 2016. SPE-179820-MS. DOI: https://doi.org/10.2118/179820-ms.33.Danda, H., Yuanqia, C., Yuanbin, W., Qingfe, Z., Mingshen, F., Hui L. Field Applications of an Evaluation Model for Enhancing Recovery Efficiency to Polymer-flooding. – SPE-143408-MS, 2011. DOI: https://doi.org/10.2118/143408-ms.34.Lu N., Hou J., Liu Y., Guo L., Yuan F., Wei C., Liu Y. Optimization Chemical Flooding Methods to Enhance Oil Recovery of Strong Heterogeneity, High Temperature and High Salinity Reservoirs - Case Study of Shengli Oilfield. – Day 1 Tue, October 17, 2017. SPE-186435-MS. DOI: https://doi.org/10.2118/186435-ms.35.Gao C.H. Experiences of Polymer Flooding Projects at Shengli Oilfield. All Days. Published. – SPE-169652-MS, 2014. DOI: https://doi.org/10.2118/169652-ms.36.Delamaide E., Soe Let K.M., Bhoendie K., Jong-A-Pin S., Paidin W.R. Results of a Polymer Flooding Pilot in the Tambaredjo Heavy Oil Field, Suriname. – Day 1 Tue, June 07, 2016. SPE-180739-MS. DOI: https://doi.org/10.2118/180739-ms.37.Seright R.S. How Much Polymer Should Be Injected During a Polymer Flood? Review of Previous and Current Practices. – SPE Journal, 2016, 22(01), р. 1–18. SPE-179543-PA. DOI:https://doi.org/10.2118/179543-pa.38.Chang H.L. Polymer Flooding Technology – Yesterday, Today, and Tomorrow. – Journal of Petroleum Technology, 1978, 30(8), р. 1113–1128.39.Maerker J. Shear Degradation of Partially Hydrolyzed Polyacrylamide Solutions. – Society of Petroleum Engineers Journal, 1975,15(04), р. 311–322. SPE-5101-PA. DOI: https://doi.org/10.2118/5101-pa.40.Seright R. The Effects of Mechanical Degradation and Viscoelastic Behavior on Injectivity of Polyacrylamide Solutions. – Society of Petroleum Engineers Journal, 1983. 23(03), р. 475–485. SPE-9297-PA. DOI: https://doi.org/10.2118/9297-pa.41.Seright R.S., Seheult J.M., Talashek T. Injectivity Characteristics of EOR Polymers. – SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 2009, 12(05), р. 783–792. SPE-115142-PA. DOI: https://doi.org/10.2118/115142-pa.42.Seright R.S., Campbell A.R., Mozley P.S., Han P. Stability of Partially Hydrolyzed Polyacrylamides at Elevated Temperatures in the Absence of Divalent Cations. – SPE Journal, 2010, 15(02), р. 341–348. SPE-121460-PA. DOI: https://doi.org/10.2118/121460-pa.43.Manichand R.N., Moe Soe Let K.P., Gil L., Quillien B., Seright, R.S. Effective Propagation of HPAM Solutions Through the Tambaredjo Reservoir During a Polymer Flood. SPE Production & Operations, 2013, 28(04), 358–368. SPE-164121-PA. DOI: https://doi.org/10.2118/164121-pa.44.Seright R.S., Skjevrak I. Effect of Dissolved Iron and Oxygen on Stability of Hydrolyzed Polyacrylamide Polymers. – SPE Journal, 2015, 20(03), р. 433–441. SPE-169030-PA. DOI: https://doi.org/10.2118/169030-pa.45.Jouenne, S., Chakibi, H., & Levitt, D. 2017. Polymer Stability After Successive Mechanical-Degradation Events. SPE Journal, 23(01), 18–33. SPE-186103-PA. https://doi.org/10.2118/186103-pa.46.Diab W.N., Al-Shalabi E.W. Recent Developments in Polymer Flooding for Carbonate Reservoirs under Harsh Conditions. – Day 3 Thu, October 31, 2019. SPE-29739-MS. DOI: https://doi.org/10.4043/29739-ms.47.Sorbie K.S. Polymer-Improved Oil Recovery. – 1991. DOI: https://doi.org/10.1007/978-94-011-3044-8.48.Standnes D.C., Skjevrak I. Literature review of implemented polymer field projects. – Journal of Petroleum Science and Engineering, 2014, 122, р. 761–775. DOI: https://doi.org/10.1016/j.petrol.2014.08.024.49.Carreau P.J. Rheological Equations from Molecular Network Theories. – Transactions of the Society of Rheology, 1972, 16(1), р. 99–127. DOI: https://doi.org/10.1122/1.549276.50.Yang S., Treiber L. Chemical Stability of Polyacrylamide Under Simulated Field Conditions. – SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 1985. SPE-14232-MS. DOI: https://doi.org/10.2118/14232-ms.51.Sagyndikov M., Mukhambetov B., Orynbasar Y., Nurbulatov A., Aidarbayev S. Evaluation of Polymer Flooding Efficiency at Brownfield Development Stage of Giant Kalamkas Oilfield, Western Kazakhstan. – Day 2 Thu, November 01, 2018. SPE-192555-MS. DOI: https://doi.org/10.2118/192555-ms.