Вестник нефтегазовой отрасли КазахстанаВестник нефтегазовой отрасли Казахстана2707-42262957-806XKMG Engineering10861710.54859/kjogi108617Научная статьяПрагматичный подход к ускоренному внедрению полимерного заводнения на месторожденияхТомаАнтуан<p>независимый консультант</p>antoinethom@gmail.com210120234456670510202211112022Copyright © 2023, Тома А.2023<p><strong>Обоснование.</strong> Полимерное заводнение является широко известным методом увеличения нефтедобычи, который позволяет повысить коэффициент извлечения нефти на зрелых месторождениях более чем на 10% от объема первоначально добытой нефти. При этом, несмотря на продолжительную историю и множество опубликованных примеров из практики, темп внедрения метода по-прежнему довольно медленный. Принимая во внимание необходимость увеличения производства энергии при одновременном сведении к минимуму потерь энергии и выбросов углекислого газа, рассмотрение этого метода, который, как известно, позволяет сократить использование воды и значительно ускорить добычу нефти, должно быть обязательным.</p> <p><strong>Цель.</strong> В данной статье поставлена задача предложить рекомендации по ускоренному внедрению закачки полимеров на различных месторождениях и предложить пару прагматичных подходов, учитывающих необходимость использования промысловых данных вместо недостаточно точного моделирования или неполных лабораторных исследований.</p> <p><strong>Материалы и методы.</strong> Работа рассматривает новые подходы к стимулированию развертывания пилотных проектов по закачке, демонстрирующие, каким образом закачка полимеров может сократить выбросы и энергетические потери при одновременном ускорении добычи нефти.</p> <p><strong>Результаты.</strong> В работе рассмотрен несколько иной взгляд на метод закачки полимеров с применением прагматичных инструментов и идей, показывающих, что оперативный выезд на месторождение позволяет получить больше информации, чем любые лабораторные исследования.</p> <p><strong>Заключение.</strong> Принимая во внимание актуальную потребность в сдерживании падения добычи нефти, полимерное заводнение является наиболее предпочтительным методом, который может быть оперативно внедрен при соблюдении базовых критериев, изложенных в данной статье.</p>polymer floodingincremental oilenergy savingsefficiencyCO2полимерлі суландырумұнай өндірудің өсуіэнергияны үнемдеутиімділікCO2полимерное заводнениеприрост нефтедобычиэкономия энергииэффективностьCO21.Lake L W, Johns RT, Rossen WR. & Pope GA. Fundamentals of Enhanced Oil Recovery (SPE, Richardson, 2014).2.Sorbie KS. Polymer-Improved Oil Recovery (Springer Science & Business Media, New York, 2013).3.Thomas A. Essentials of Polymer Flooding Technique. April 2019, Wiley – ISBN:9781119537588.4.Thomas A., 2016. Polymer Flooding, Chemical Enhanced Oil Recovery (cEOR) – a Practical Overview, Dr. Laura Romero-Zerón (Ed.), InTech, DOI: 10.5772/64623.5.Kumar P, Raj R, Koduru N, et al. Field Implementation of Mangala Polymer Flood: Initial Challenges, Mitigation and Management. In Proceedings of the SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia, Muscat, Oman, 21–23 March 2016. Paper SPE 179820.6.Juri J, Ruiz A, Serrano V, Guillen P, et al. Successful 18%STOOIP 4-Injector Polymer Pilot Expands to 80 New Injectors in 6 Years Adopting A Modular Concept in Grimbeek Fluvial Reservoirs. In Proceedings of the International Petroleum Technology Conference, Dhahran, Saudi Arabia, 13–15 January 2020. Paper IPTC-20285.7.Naukenova AZh. A comprehensive review of polymer and alkaline/surfactant/polymer flooding applied and researched in Kazakhstan / Naukenova AZh, Sarsenbekov ND, Bekbauov BYe // Қарағанды универисетінің хабаршысы. Химия сериясы. = Вестник Карагандинского университета. Серия Химия. = Bulletin of the Karaganda University. Chemistry series. – 2019. – № 3. – P. 96-101.8.Sagyndikov M, Seright RS, Kudaibergenov S, Ogay E. 2022. Field Demonstration of the Impact of Fractures on HPAM Injectivity, Propagation and Degradation. SPE Journal 27. doi:10.2118/208611-PA.9.Sagyndikov MS, Salimgarayev II, Ogay EK, et al. 2022. 'Assessing Polyacrylamide Solution Chemical Stability during a Polymer Flood in the Kalamkas Field, Western Kazakhstan, Bulletin of the University of Karaganda Chemistry, 105(1), 99-112. doi:10.31489/2022Ch1/99-112.10.Sagyndikov MS, Seright RS, Tuyakov N. 2022. An Unconventional Approach to Model a Polymer Flood in the Kalamkas Oilfield. Paper SPE 209355 presented at the SPE Virtual Improved Oil Recovery Conference. 25-29 April 2022. doi:10.2118/209355-MS.11.Gaillard N, Olivaud M, Zaitoun A, et al, 2021. Injectivity and Propagation of Sulfonated Acrylamide-Based Copolymers in Low Permeability Carbonate Reservoir Cores in Harsh Salinity and Temperature Conditions: Challenges and Learnings from a Middle East Onshore Case Study. D032S242R002. DOI: 10.2118/207860-MS.12.Hinestrosa JML, Masalmeh K, Xu S, et al, 2021. Analysis of the World's First Polymer Injectivity Test in a Carbonate Reservoir Under Extreme Harsh Conditions in ADNOC's Reservoirs. D031S068R001. DOI: 10.2118/207991-MS.13.Farajzadeh R, Kahrobaei S, Eftekhari AA, et al. Chemical enhanced oil recovery and the dilemma of more and cleaner energy. Sci Rep 11, 829 (2021). https://doi.org/10.1038/s41598-020-80369-z.14.Farajzadeh R. Sustainable production of hydrocarbon fields guided by full-cycle exergy analysis. J. Pet. Sci. Eng. 181, 106204 (2019).15.Farajzadeh R, Zaal C, Van den Hoek P & Bruining J. Life-cycle assessment of water injection into hydrocarbon reservoirs using exergy concept. J. Clean. Prod. 235, 812–821 (2019).16.Farajzadeh, R., Wassing, B. L. & Lake, L. W. Insights into design of mobility control for chemical enhanced oil recovery. Energy Rep. 5, 570–578 (2019).17.Farajzadeh R, Kahrobaei SS, de Zwart AH & Boersma D. Life-cycle production optimization of hydrocarbon fields: Thermoeconomics perspective. Sustain. Energy Fuels 3, 3050–3060 (2019).18.Farajzadeh R, Glasbergen G, Karpan V, et al. 2022. Improved oil recovery techniques and their role in energy efficiency and reducing CO2 footprint of oil production, Journal of Cleaner Production, Volume 369, 2022,133308, ISSN 0959-6526, https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2022.133308.19.Van Essen G, Zandvliet M, Van den Hof P, et al. Robust waterflooding optimization of multiple geological scenarios. SPEJ. 14, 202–210 (2009).20.Dake LP. Fundamentals of Reservoir Engineering (Elsevier, New York, 1978).21.Bedrikovetsky P. Mathematical Theory of Oil & Gas Recovery, With Applications to Ex-USSR Oil & Gas Condensate Fields (Springer Science & Business Media, New York, 1993).22.Pope GA. The application of fractional flow theory to enhanced oil recovery. SPEJ. 20(03), 191–205 (1980).23.Seright RS. 2017. How Much Polymer Should Be Injected during a Polymer Flood? Review of Previous and Current Practices. SPE Journal 22(1): 1-18. http://dx.doi.org/10.2118/179543-PA.24.Poulsen A, Shook GM, Jackson A, et al. 2018. Results of the UK Captain Field Interwell EOR Pilot. Paper SPE 190175 presented at the SPE Improved Oil Recovery Conference, Tulsa, Oklahoma, USA, 14 – 18 April. https://doi.org/10.2118/190175-MS.25.Thomas A, Giddins M, Wilton R. (2019). Why is it so Difficult to Predict Polymer Injectivity in Chemical Oil Recovery Processes? IOR 2019 – 20th European Symposium on Improved Oil Recovery. https://doi.org/10.3997/2214-4609.201900114.26.Tai I, Giddins MA, Muggeridge A. 2021. Improved Calculation of Wellblock Pressures for Numerical Simulation of Non-Newtonian Polymer Injection. SPE J. 26 (04): 2352 – 2363. Paper Number: SPE-205339-PA. DOI: https://doi.org/10.2118/205339-PA. Published: 11 August 2021.27.Dandekar A, Bai B, Barnes J, et al. "First Ever Polymer Flood Field Pilot to Enhance the Recovery of Heavy Oils on Alaska's North Slope Pushing Ahead One Year Later." Paper presented at theSPE Western Regional Meeting, Virtual, April 2021. doi: https://doi.org/10.2118/200814-MS.