Evaluation and scientific justification of polymer flooding application in the Uzen oilfield

Мұқаба


Дәйексөз келтіру

Толық мәтін

Аннотация

The Uzen field is at the late stage of development, with an average field water cut of over 90% due to a long-term non-shale waterflooding. At the same time, the current oil saturation of the reservoir is estimated as more than 50%, which may provide a promising future for the field. According to world practice, the application of chemical enhanced oil recovery (CEOR) methods can provide high oil recovery, and extend the cost-effective life of the field. Therefore, the application of chemical enhanced oil recovery is particularly relevant considering the current status of the Uzen field. The main method of CEOR is polymer flooding (PF), which has proven its high efficiency over 60 years of application in the industry.

The objective of this study is to evaluate and justify the application of the polymer flooding technology to the conditions of the Uzen field. According to this objective, first of all, the world experience of polymer flooding was studied, including the latest large-scale projects in the fields of China, the USA, Canada, India, Oman and other countries. Criteria for the effective application of polymer flooding were developed and screening of the geological and physical characteristics (GPC) of all objects of the field was carried out. In addition, facies maps and the current state of development were analyzed to select a potential pilot test site. A review of the surface facilities, an analysis of the water supply sources and the characteristics of different polymers were carried out to develop a project for the pilot test of the technology. Preliminary hydrodynamic calculations show reduced water cut, increased oil production and an increase of 7% in oil recovery. Feasibility studies prove the profitability of the polymer flooding at oil prices above $55/bbl. This study is the basis for further implementation, adaptation and optimization of polymer flooding

Толық мәтін

Введение

Согласно статистике Enerdata (2021) [1], более 30% мирового энергопотребления сегодня осуществляется за счет горючего топлива, изготавливаемого из нефтепродуктов. Масштабное сокращение экономической активности в мире по причине карантинных мер повлекло за собой снижение мирового спроса на нефтепродукты. Однако с начала 2021 г. углеводородный рынок стабилизировался, и цена за барр. нефти достигла приемлемого уровня. Быстрый рост спроса говорит о важности роли нефти и продуктов её переработки в мировой промышленной индустрии. Учитывая дальнейший рост мирового спроса и потребление энергии в ближайшие десятки лет, реалистичным решением для удовлетворения этой потребности является поддержание добычи на уже существующих месторождениях по нескольким причинам [2]:

  • не гарантированы новые открытия за счет геологоразведки;
  • новые открытия, скорее всего, будут находиться на шельфе, глубоко в море или в труднодоступных для добычи районах. К тому же даже проекты на суше не всегда приносят прибыль, покрывающую капитальные вложения на разработку;
  • добыча нетрадиционных ресурсов более дорогостоящая по сравнению с добычей из существующих зрелых месторождений даже с применением методов повышения нефтеотдачи пласта (далее – ПНП).

Суть методов ПНП в основном заключаются в закачке химических веществ, газов и применении тепловой энергии горячей воды или пара [3]. Так, при газовых методах ПНП в основном используются углекислый газ, азот и углеводородные газы; при химических ПНП – поверхностно-активные вещества (далее – ПАВ), полимеры и углеводородные растворители. Закачиваемые агенты ПНП так или иначе изменяют свойства пласта и нефти в коллекторе, что позволяет улучшить фильтрацию нефти к добывающим скважинам. Другими словами, жидкости, закачиваемые в пласт, взаимодействуют с породой и нефтяной системой, в результате чего изменяют эту систему до лучших условий для вытеснения нефти [4]. Например, использование ПАВ приводит к снижению межфазного натяжения между нефтью и водой, а полимеры создают поршневое вытеснение фронта внутри пласта [5]. В основе всех взаимодействий между закачиваемыми агентами ПНП и системой нефть-порода лежат химические и физические механизмы.

Большинство нефтяных месторождений ограничиваются традиционным заводнением (далее – ТЗ) в силу его дешевизны и простоты применения. ТЗ при повышенной вязкости нефти и неоднородности пласта по проницаемости не обеспечивает высокую нефтеотдачу [6]. Одним из решений возникшей проблемы является снижение подвижности закачиваемой воды за счет увеличения её вязкости [7]. Добавление водорастворимых синтетических полимеров или биополимеров увеличивает вязкость закачиваемой воды, следовательно, коэффициент подвижности уменьшается, а эффективность охвата заводнением повышается [6, 8–10]. Ведущим представителем синтетических полимеров является частично гидролизованный полиакриламид (далее – ГПАА) [11]. Известным представителем биополимеров является ксантан, который представляет собой высокомолекулярный биополисахарид [12].

Применение полимеров в добыче нефти в последнее время расширяется благодаря улучшению практических знаний в этой области. Ряд исследований показывает, что на долю проектов ПЗ приходится более 77% проектов химических методов увеличения нефтеотдачи (далее – хМУН) во всем мире [13]. Также, согласно работе Saleh [14], более 80% из всех проектов ПЗ проводились на терригенных песчаных коллекторах.

Литературный обзор

В данном разделе представлен краткий литературный обзор, где было проанализировано свыше 20 исследований по ПЗ стран США, Канады, Индии, КНР и других. Изучались условия эффективного применения технологии ПЗ, на основе чего были сформированы критерии и проведен скрининг м. Узень.

Геолого-физические характеристики и состояние разработки. Геолого-физические характеристики (далее – ГФХ) месторождений, где применялась технология ПЗ, имеют показатели в определенном узком диапазоне (табл. 1). Можно отметить, что глубина залегания коллекторов не превышает 1300 м, и это обеспечивает благоприятные термические условия для полимера. Однако, согласно работе Lu и др. [15], на месторождении Shengli (КНР) температура пласта достигает 70°С, что может привести к потере вязкости полимерного раствора. Методы сохранения вязкости и повышения термической стабильности полимера будут приведены в следующих разделах.

Толщина и пористость коллекторов в среднем составляют 10–11 м и 25–27% соответственно. Проницаемость пласта является одним из важных критериев для ПЗ, минимальное значение которой по изученным проектам составляет 100 мД и может увеличиваться до неограниченного максимального значения. Высокая проницаемость нефтяной зоны положительно влияет на возможность закачки полимерной оторочки и, соответственно, эффективность ПЗ. Однако в редких случаях наличие суперпроницаемых коллекторов приводит к прорыву или языкообразованию полимерного раствора и, соответственно, негативно влияет на эффективность процесса [16, 17].

Исходя из мирового опыта, закачка полимера способна обеспечить эффективное воздействие на пласт как с легкой, так и высоковязкой нефтью (табл. 1). Например, на м. Pelican Lake (Канада), где вязкость нефти составляет 1650 сП, ПЗ показало лучший результат по сравнению с термическими методами разработки. Причиной этому является малая толщина пласта (1–9 м), что привело к потере тепла при закачке пара, тогда как для ПЗ этот показатель является подходящим [18, 19].

 

Таблица 1. Сводная информация по ГФХ месторождений с применением ПЗ [18, 19, 20–36]

Месторождение

Глубина, м

Толщина пласта, м

Порода

Темп., °С

Пористость, %

Прониц., мД

Вязкость нефти в пластовых усл., сП

Al Khalata, Оман [20–22]

550–675

Песчаник

46

25–30

100–2000

90

Alaska, США [23, 24]

610–1520

3–5,5

Песчаник

21,7

32

500–5000

300

Captain (шельф), Великобритания [25–27]

915

<36,6

Песчаник

32

31

5 000

80

Dalia/Camelia (шельф), Ангола [28]

800–1000

6–10

Песчаник

45–56

>1000

1–11

Daqing, КНР [29, 30]

1000

6,1

Песчаник

45

25

1100

9

Mangala, Индия [31, 32]

600

24–40

Песчаник

<62

21–28

5000

9–22

Pelican Lake, Канада [18, 19]

300–450

1–9

Песчаник

12–17

28–32

300–5000

1 650

Shengli, КНР [33–35]

1257–1298

7,92

Песчаник

70

34

1944

41,2

Tambaredjo, Суринам [36]

375–425

13,7

Песчаник

36

10

3000–10000

300–600

 

В табл. 2 представлены показатели месторождений (пилотных участков) до и после применения ПЗ. По сводным данным можно заметить, что значения обводненности до ПЗ достигают 96% (Mangala, Индия) [31], однако есть и примеры, где на момент применения ПЗ этот параметр составлял ниже 40% (Dalia, Ангола; Pelican Lake, Канада) [18, 28]. В случае с м. Pelican Lake, как упоминалось ранее, причиной обводненности являлась высокая вязкость нефти и невозможность применения термических методов. Таким образом, ПЗ рассматривался как первичный метод поддержания пластового давления. Для Pelican Lake прирост коэффициента извлечения нефти (далее – КИН) за счёт ПЗ составил 5%, когда для остальных прирост КИН в среднем составил 9%, а максимально достигнутое значение – 16% (Captain, Великобритания) [25].

 

Таблица 2. Сравнение показателей отбора до и после пилотных ПЗ [18, 19, 20–36]

Месторождение

Тек. нефтенас., %

Приемистость 1 скв., м3/сут

До ПЗ

После ПЗ

Дебит нефти, м3/сут

Обв., %

КИН, %

Дебит нефти, м3/сут

Мин. обв., %

КИН, %

Al Khalata, Оман [20–22]

60

500

95

18

49

~28

Alaska, США [23, 24]

270

4769,6 (весь участок)

65

Δ31,8–47,7 (доп. добыча с 1 скв)

40–45

Captain (шельф), Великобритания [25–27]

2 385

78

52

Dalia/Camelia (шельф), Ангола [28]

2 066

<40

76

Daqing, КНР [29, 30]

80

93

53

78

65

Mangala, Индия [31, 32]

55

620

3497,7 (весь участок)

96

18

6041,5 (весь участок)

86

24

Pelican Lake, Канада [18, 19]

60–70

148

1,4–2,9 (с 1 скв)

20

5–7

36,9–57,9 (с 1 скв)

60

10–12

Shengli, КНР [33–35]

67

242,5 (весь участок)

95

38

554,4 (весь участок)

89

45

Tambaredjo, Суринам [36]

400

80

30

38

41

 

В отношении м. Dalia будет целесообразным рассмотреть общие положения на момент пилотного испытания (табл. 3). Стоит учитывать, что ПЗ рассматривался как метод разработки на ранней стадии. Закачка полимера началась в 2009 г., тогда как первая нефть была отобрана в 2006 г. [28]. Однако на месторождении были такие осложнения, как высокая минерализация воды (>25 г/л) и большое межскважинное расстояние. Исходя из этих факторов, методом разработки месторождения была выбрана закачка маловязкого (3 сП) полимерного раствора вместо ТЗ водой. С помощью модели на базе отборов скважин были сопоставлены 2 сценария обводненности: при традиционном и полимерном заводнениях (рис. 1). На графике видно, что рост обводненности при ПЗ происходит со значительно более низким наклоном, чем при ТЗ, что увеличивает добычу нефти и положительно влияет на КИН.

 

Таблица 3. Сводная информация по проектам пилотных ПЗ

Месторождение

Минерализация воды, мг/л

Концентрация полимера, мг/л

Вязкость, сП

Закач. объем, PV*

Коэфф. подвиж. вода/нефть

Контраст Кпр

Н/Д**

Прирост КИН, %

полимера

нефти

Al Khalata, Оман (2010–…)

4600

15

90

26/–

~10

Alaska, США (2018–…)

2500

1600–1800

45

300

20

10:1

2/2 (гор)

~11

Captain (шельф), Великобритания (2011–2013)

2000

20

80

>1

31

1/– (гор)

~16

Dalia/Camelia (шельф), Ангола (2009–2017)

25000–52000

900

3

1–11

0,5

– (гор)

~5

Daqing, КНР (1995–2007)

3000–7000

1000–2000

40–50

9

0,7

<9,4

4:1

12

Mangala, Индия (2014–…)

5400

2000–2500

20

9–22

0,8

10:1

4/9

6

Pelican Lake, Канада (2005–2012)

600

13–200

1650

0,5–2

~16

4:1

2/3 (гор)

5

Shengli, КНР (1994–2003)

5000

525

25–35

41,2

0,4–0,6

7

Tambaredjo, Суринам (2008–2015)

<10000

1000–2500

45–125

300–600

12:1

3/9

11

*Н/Д – нагнетательные/добывающие скважины

**PV – поровый объем (pore volume)

Примечание: контраст Кпр – это соотношение средней и максимальной проницаемости пласта участка воздействия (или месторождения)

 

Рисунок 1. Реагирование добывающих скважин на ТЗ и ПЗ

 

Согласно Seright [37], существует базовый метод дизайна ПЗ – определение требуемой вязкости раствора, равной произведению коэффициента подвижности и контраста проницаемости. Такой метод дизайна из рассмотренных проектов (табл. 3) был применен только на м. Daqing (КНР). В остальных случаях вязкость полимерного раствора обычно была ниже базового метода. В случае с высоковязкой нефтью подготовка приближенной вязкости полимерного раствора к вязкости нефти ограничивалась приемистостью скважин и максимально допустимой концентрацией полимера. Однако при таком подходе также наблюдался значительный прирост нефтеотдачи.

Лабораторные исследования Seright [37] доказали, что присутствие перетоков между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пропластками обеспечивает продвижение фронта оторочки по обеим пропласткам. При этом вязкость полимерного раствора должна быть достаточно высокой. Чем выше вязкость, тем ровнее профиль вытеснения.

На рис. 2 и 3 представлены показатели обводненности при ПЗ остальных месторождений. В отличие от м. Dalia, наблюдается активный спад обводненности как за короткий, так и за долгий период закачки полимера. Причина разделения их на 2 разных графика в разности масштабов данных и темпа реагирования добывающих скважин. Согласно наблюдениям, факторами, влияющими на темп реагирования, могут быть такие показатели как:

  • ГФХ – проницаемость, связанность пласта, расчлененность, коэффициент подвижности и др.;
  • межскважинное расстояние, скорость закачки и интенсивность заводнения (соотношение нагнетательных и добывающих скважин);
  • размер оторочки закачанного полимера относительно порового объема;
  • реологические свойства и стабильность полимерного раствора (деструкция и/или гидролиз).

 

Рисунок 2. Динамика обводненности с начала применения ПЗ (Mangala, Captain, Alaska)

 

Рисунок 3. Динамика обводненности с начала применения ПЗ (Daqing, Shengli, Al Khalata)

 

Более того, характер поведения обводненности на разных месторождениях оценивался по одной или нескольким скважинам. Так, обводненность с м. Mangala отслеживалась с одной добывающей скважины, расположенной на внешней линии ячейки под воздействием одной нагнетательной. По этой причине на графике наблюдается кривая обводненности с тенденцией снижения на момент замера расходов. Предполагается, что, достигнув минимального значения, обводненность начнет увеличиваться, т.к. такое поведение показали скважины в центре ячейки [32]. Также на рис. 2 наблюдается совершенно иное поведение кривой обводненности с м. Alaska’s North Slope. Почти за 1,5 мес с начала ПЗ обводненность достигла минимального значения 42%, снизившись с отметки 65% [23]. Во-первых, важно учитывать тот факт, что закачка велась в горизонтальные скважины, и тем самым обеспечивалась высокая приемистость (табл. 3). Во-вторых, проницаемость пласта достигает 5D, что значительно повышает фильтрацию полимерного раствора в пласте, а температура не выше 22°С является благоприятным условием, повышающим термическую стабильность полимера. В-третьих, относительно небольшая толщина пласта (3–5,5 м) уменьшает объемы закачки и обеспечивает быструю заполняемость пространства и продвижение оторочки до добывающей скважины.

Качество воды. Источник водоснабжения и качество воды – одни из главных аспектов ПЗ. Есть необходимость анализа пластовой воды перед началом проекта, поскольку компоненты состава воды могут значительно повлиять на устойчивость полимера. К таким компонентам относятся Ca²+, Mg²+, Fe²+, которые значительно снижают вязкость полимерного раствора и степень успешности проектов хМУН [38-43]. Также опыт показывает, что присутствие растворенного кислорода в составе воды приводит к преждевременным разрушениям молекул полимера [44, 45]. Исходя из вышеизложенных фактов, следует отметить, что требуется тщательная и особая подготовка используемой воды до воздействия с полимером. Обширный обзор литературы выявил, что данные о минерализации воды приводятся редко. В данной статье представлены некоторые данные по составу воды из упомянутых выше месторождений (табл. 4).

 

Таблица 4. Компонентный состав воды для раствора полимера

Параметры

Mangala

Pelican Lake

Tambaredjo

Кислород, мг/л

<0,01

-

-

Fe2+, мг/л

<0,5

0

-

Минерализация, мг/л

6500

-

-

SO42–, мг/л

175

8

118

Ba2+, мг/л

12

-

-

Ca2+, мг/л

327

320

4

Mg2+, мг/л

104

212

22

Нефтяные продукты, мг/л

<5

-

-

Na+, мг/л

2412

1420

-

Cl, мг/л

3466

138

128

CO32–, мг/л

-

-

-

HCO3, мг/л

1162

3740

90

Жесткость воды, мг/л

7140

5400

362

pH

6,8

-

-

 

Тем не менее, на основе открытых источников были сформированы скрининг-критерии для доступных вод, потенциально применимых в качестве растворителя для порошкообразного полимера (табл. 5).

 

Таблица 5. Анализ компонентного состава доступной воды для полимерного раствора

 

При анализе компонентного состава воды с м. Узень было выявлено большое количество сульфатов. В случае использования воды есть риск солеотложения. При очистке воды от сульфатов также велика вероятность растворения кислорода в воде. В используемой пластовой воде есть риск образования нерастворимого осадка в виде сульфата бария (BaSO4). Для использования пластовой воды необходимо проводить более глубокую очистку от нефтепродуктов и механических примесей. Морская вода характеризуется избыточным наличием кислорода, что потребует дополнительных капитальных и операционных затрат на подготовку. В аспекте химической деструкции полимера рекомендуется использовать альбскую воду ввиду отсутствия кислорода и низкой концентрации Fe²+. Концентрация Ca²+, Mg²+ также находятся в благоприятном диапазоне. Более того, анализ доступности водоснабжения альбской водой на месторождении показал, что присутствует возможность использования 19 тыс. м3/сут (7 млн м3/г.) с возможностью увеличения объема подачи до 47 тыс. м3/сут (17 млн м3/г.). В случае положительных результатов пилотного испытания, объем альбской воды будет достаточен и для более масштабного промышленного испытания.

Вид и концентрация полимера. Как упоминалось ранее, существуют два основных вида полимера, применяемых в хМУН: синтетические (полиакриламид) и биополимеры (полисахариды). При выборе полимера учитываются такие характеристики как растворимость в воде, упруговязкостные свойства, характеристики удержания, склонность к закупорке, стабильность при сдвиге и высокой температуре [25, 41–43]. Мировой опыт указывает, что в большинстве проектов хМУН предпочтения отдаются ГПАА в силу их высокой приемистости, упруговязкостных свойств, хорошей и длительной стабильности, экономичности и доступности по всему миру. Однако стоит учитывать и такие недостатки, как чувствительность к минерализации и температуре, а также сложности в утилизации.

В дополнение к акриламиду во время синтеза могут быть введены несколько других мономеров для достижения определенных целей. Такие мономеры как акриламидо-терт-бутилсульфоновая кислота (ATBS) и Н-винилпирролидон (NVP) в комбинации с акриламидами повышают устойчивость полимера к высокой температуре и минерализации. Несколько видов таких модифицированных полимеров с их коммерческими названиями представлены в сравнении в табл. 6 [46].

 

Таблица 6. Остаточная вязкость полимеров при осложненных условиях [46]

Полимер

Температура, °С

Минер-я, 1000 мг/л

Жесткость, 1000 мг/л

Остаточная вязкость

Заводнение керна

Синтетические полимеры

ГПАА (без мономера)

75

  

Осаждается

Да

SAV522

120

200

18

180 дней

Нет

SAV10

120

167

46

90% после 100 дней

Да

SAV10

140

84,5

6

60% после 365 дней

Нет

SAV37

105

84,5

6

60% после 365 дней

Нет

SAV333

140

84,5

6

90% после 365 дней

Нет

SAV333

120

79,9

27

60% после 365 дней

Да

SAV225

105

79,9

27

60% после 365 дней

Да

AА-АТБС сополимер

130

230

20,8

70% за 365 дней

Нет

Биополимеры

Ксантан

90

  

Осаждается

Да

Schizophyllan

120

201,6

56,3

240 дней

Да

Scleroglucan

100

30

 

730 дней

Да

 

Согласно наблюдениям, концентрации и объемы закачки значительно увеличились именно за последние 30 лет, нежели за первые десятилетия мировой истории ПЗ. В современных проектах, как правило, использовался ГПАА с концентрацией 1000 мг/л и более. Крупнейший в мире проект ПЗ был реализован в КНР (Daqing) в 1996 г. С 2002 г. на этом месторождении все чаще тестировали и внедряли полимер в концентрациях 2000–2500 мг/л, обеспечивая вязкость раствора 150–300 сП [37]. Размеры закачиваемого порового объёма, указанные для этих проектов, варьировались от 40 до 120% порового объема.

Исходя из вышеперечисленных обсуждений, рекомендуется использовать ГПАА в качестве загущающего агента. Стоить отметить, что для каждых пластовых условий и качества воды рекомендуется проводить собственные лабораторные исследования по подбору конкретного вида ГПАА. В индустрии полиакриламид предоставляется в виде эмульсии и порошка. По причине очевидных преимуществ порошка с точки зрения транспортировки и хранения рекомендуется использовать сухой порошкообразный полимер, доставляемый в водонепроницаемых мешках весом до 750 кг [23]. Однако при полномасштабном внедрении ПЗ необходимо рассмотреть возможность подготовки полимерной эмульсии в больших объемах непосредственно на месторождении.

Деструкция полимера. При определенных условиях молекулярная структура полимера может разрушаться и разрываться. Этот процесс называется деструкцией полимеров [47]. Деструкция полимеров подразделяется на механическую, химическую, термическую и биологическую. Комплексный анализ литературных данных представлен в исследованиях Sorbie, Standnes и Skjevrak и Seright и Skjevrak [9, 44, 48].

Механическая стабильность полимера – это способность полимера сохранять свою вязкотекучесть при сильных механических нагрузках. Растворы полимеров являются неньютоновскими жидкостями [49]. Это означает, что вязкость такого раствора изменяется при изменении скорости сдвига. Механическая деструкция в пористой среде имеет место только в ближней призабойной зоне на малом удалении от ствола скважины. По мере увеличения радиуса фильтрации скорость фильтрации гиперболически уменьшается, и вероятность механической деструкции приближается к нулю.

Исходя из исследований Yang и Treiber [50], существует множество переменных, которые могут влиять на стабильность полимерного раствора. Это температура, минерализация и жесткость воды, наличие биоцидов, катионов металлов, шкала pH, химические добавки и сероводород. Однако авторы [50] обнаружили, что скорость и степень химической деструкции полимерного раствора в основном зависят от трех основных параметров: концентрации кислорода, минерализации и содержания железа в растворе. Например, полиакриламиды сохраняют стабильность при температуре 93,3°С в течение 500 дней, если концентрация кислорода в растворе низкая (близка к нулю). Как упоминалось ранее, тщательная очистка и подготовка воды поможет избежать осложнений с химической деструкцией полимера, а использование модифицированных полимеров улучшит термоустойчивость полимерного раствора в пласте.

Наземное оборудование и схема закачки. Как было установлено ранее, при полномасштабном внедрении ПЗ появляется необходимость производства эмульсии полимера непосредственно на месторождении, что требует строительства отдельных промышленных заводов. Однако на данном этапе для пилотных испытаний достаточно ограничиться мобильными установками подготовки и закачки полимера. Одной из таких установок является Polymer Slicing Unit (далее – PSU), которая отличается своей подвижностью и практичностью применения. Данная установка применялась при пилотных ПЗ на таких месторождениях, как Каламкас, Забурунье, Восточный Молдабек (Казахстан), Alaska’s North Slope (США), Tambaredjo (Суринам), Dalia (Ангола) и другие.

PSU состоит из 5 модулей (стандартных контейнеров): модуль сброса давления, модуль нагнетательного насоса, модуль подготовки полимерного раствора, бункер и модуль коммуникации. Мешки с полимером загружаются в бункер с помощью вилочного погрузчика, и полимер подается в расположенный ниже модуль изготовления полимера, где он смешивается с водой для получения маточного раствора. После 100 мин растворения в резервуаре маточный раствор попадает в основную систему водоснабжения, которая подается в 3 основных и в 1 запасной насосы в модуле нагнетания. На рис. 4 представлена подробная схема работы этой установки, которая рекомендуется к применению на м. Узень.

 

Рисунок 4. Технологическая схема подготовки раствора для пилотного проекта

 

Анализ данных и результаты

Месторождение Узень находится на поздней стадии разработки, где добыча производится за счет традиционного заводнения. Кроме того, используются механизированные способы эксплуатации наряду с интенсификацией скважин. При этом текущая нефтенасыщенность коллектора оценивается в среднем в 59%, что может обеспечить перспективное будущее месторождения. Таким образом, применение хМУН на м. Узень является особенно актуальным в настоящее время.

В данном разделе представлены аналитические работы по подбору оптимальных горизонтов и участка для пилотного испытания ПЗ. Вслед за этим проведен прогноз добычи выбранного участка на основе опыта м. Каламкас. Основываясь на результатах прогноза, была выполнена технико-экономическая оценка (далее – ТЭО) пилотного испытания ПЗ и представлен ценовой диапазон экономической эффективности технологии.

Скрининг объектов м. Узень по ГФХ. На основе проведенного литературного обзора разработаны основные критерии для скрининга технологии ПЗ нефтяной залежи на основе ГПАА (табл. 7).

 

Таблица 7. Основные критерии для скрининга ПЗ нефтяной залежи

Параметр

Ед. изм.

Критерии

МИН

МАКС

предпоч.

Литология

тип

любой

любой

песчаник

Приемистость по воде

м³/сут

100

неогран.

>200

Проницаемость

мД

10

неогран.

>200

Пористость

%

10

37

>20

Толщина пласта

м

3

50

>10

Температура

°С

40

100

<80

Глубина залегания

м

150

3000

<2750

Вязкость нефти

сП

1

2675

<1000

Плотность нефти

г/см3

0,75

0,96

0,8

Минерализация нефти

г/л

0,4

167

<37

Концентрация О2 в воде

мг/л

0

0,3

0

Коэффициент подвижности

безразм.

1

40

<10

Тек. нефтенасыщенность

%

50

92

>40

Тек. обводненность

%

неогран.

96

<90

Система заводнения

вид

рядная

площадная

площадная

 

Геологические условия применения ПЗ в основном совпадают с условиями применения традиционного заводнения. Однако имеются отличия. Применение метода может оказаться экономически неэффективным на нефтяных залежах, подстилаемых пластовой водой или имеющих обширные водонефтяные и газонефтяные зоны, а также на месторождениях с наличием проводящих тектонических нарушений. В то же время полимерное воздействие может оказаться эффективным методом в условиях нерентабельности обычного заводнения, например, для нефти повышенной вязкости или при аномально высокой неоднородности пласта [23, 24].

В табл. 8 представлен скрининг верхних и нижних горизонтов м. Узень. Также в целях сравнения было добавлено м. Карамандыбас. Предварительный скрининг показал, что более благоприятные условия имеют горизонты XIII–XVIII. На горизонтах XIX–XXIV и м. Карамандыбас приемистость, проницаемость, температура пласта и минерализация пластовой воды не относятся к диапазону предпочтительных критериев. Однако несоответствие критериям ПЗ не говорит о невозможности применения технологии на объектах, поскольку отклонения от предпочтительных критериев незначительные. Вместе с этим следует отметить, что применение ПЗ на этих объектах не будет таким эффективным, как это было бы на горизонтах XIII–XVIII. Более того, очевидно, что с углублением горизонтов растет температура. Соответственно, для проведения испытаний наиболее благоприятными являются вышележащие горизонты с минимальной температурой, что смягчит термоусловия для ГПАА в пласте.

 

Таблица 8. ГФХ объектов м. Узень

*значения цветов сохранены в соответствии с табл. 5

 

К основным нежелательным сторонам для внедрения ПЗ относятся: высокая трещиноватость коллекторов, высокая температура пластов (более 80°С), низкая проницаемость породы (ниже 50 мД), ухудшенное качество воды для приготовления полимерного раствора (минерализация более 160 г/л, повышенное содержание железа, кислорода, бактерий, механических примесей, нефтепродуктов и др.).

Исходя из вышеупомянутых выводов, горизонты XIII–XVIII м. Узень были рассмотрены по отдельности с точки зрения совместимости с критериями (табл. 9). Предварительный анализ по критериям ПЗ показал, что горизонты XVI–XVII являются менее расчлененными. Вдобавок вышележащие горизонты активно подвергались и продолжают подвергаться гидроразрыву пласта в целях интенсификации добычи нефти, что усложняет целостность пластов.

 

Таблица 9. ГФХ горизонтов XIII-XVIII м. Узень

*значения цветов сохранены в соответствии с табл. 5

 

Проведен подробный фациальный анализ по данным горизонтам при выборе оптимального участка для пилотного испытания.

Подбор пилотного участка для ПЗ. Применительно для продуктивных залежей нефти в качестве границ участков выделялись гидродинамически обособленные блоки по естественным геологическим границам – линиям, оконтуривающим области развития песчаных тел для исключения перетоков нефти через границы участков. Таким образом, создавалась самостоятельная схема применения технологии закачки полимера внутри такой зоны и в системе скважин «нагнетательная – добывающая». Причем количество нагнетательных и окружающих добывающих скважин, реагирующих на закачку, должно быть в соотношении как минимум 1:3 и более, т.к. от этого напрямую зависит величина дополнительно добытой нефти.

Исходя из вышеизложенных факторов, в качестве критериев при подборе оптимальных зон и расположений скважин на зонах можно привести следующее:

  • расстояние между скважинами – 100–400 м;
  • герметичность скважин и отсутствие в ней перетоков;
  • присутствие гидродинамической взаимосвязи между скважинами;
  • отсутствие разломов и однородность пласта (коэффицент расчленённости <1);
  • зона, изолированная от воздействия близлежащих нагнетательных скважин;
  • оптимальная сетка скважин с добывающей скважиной в центре зоны.

В рамках данной работы был проведен подбор оптимального горизонта и скважин под выведенные критерии. В соответствии с анализом фаций по XIII–XXIV горизонтам, показанным на рис. 5, наиболее оптимальными горизонтами для закачки полимера являются XVI и XVII горизонты в силу относительно немалой долей запасов и значительного присутствия палеорусловых отложений по объемному распространению. Горизонты XIII и XIV имеют большую долю геологических запасов, что может послужить основой для обоснования применения ПЗ на этих горизонтах. Однако высокая глинистость и неоднородность продуктивных толщин являются критическими факторами при подборе потенциального участка. Более того, XIII и XIV горизонты имеют множество разломов, что может отрицательно повлиять на движение полимерной оторочки, отражая её. Горизонты XXIII и XXIV также имеют существенное наличие высокопроницаемых русел, однако температура данных горизонтов выше среднего (<80°С), что повысит термическую деструкцию полимера. К тому же доля запасов, распределенная в этих горизонтах, значительно мала, что приведет к рискам в экономической окупаемости проекта ПЗ.

 

Рисунок 5. Строение фаций по горизонтам XIII–XXIV м. Узень

 

Основываясь на вышепересичленных выводах, было принятно решение рассматривать XVI и XVII горизонты в качестве потенциальных пластов для применения ПЗ.

Геолого-промысловый анализ карт текущих отборов по состоянию на 01.07.2021 г., карт остаточных извлекаемых запасов нефти и нефтенасыщенной толщины пласта позволил выделить в пределах контура XVII горизонта блока 2 участок с 13 добывающими скважинами: 9129, 5272, 4722, 7244, 384, 4004, 9887, 6979, 6980, 6080, 9199, 9124 (рис. 6).

 

Рисунок 6. Потенциальный участок пилотного испытания ПЗ (XVII горизонт)

 

Площадь участка составляет 1,004 км² с начальными геологическими запасами 6243 тыс. т. Согласно графику разработки, накопленная добыча по участку составила 2339 тыс. т нефти. Выработка от извлекаемых запасов составила 69%, а текущая обводненность – 94,1%. Среднее межскважинное расстояние составляет 195 м. Две центральные добывающие скважины 4722 и 7244 предполагается перевести под нагнетание полимерного раствора. Итого по участку количество скважин составит 2 нагнетательные и 11 добывающих.

В соответствии с представленной на рис. 6 последовательности скважин был построен геологический профиль, показанный на рис. 7. По данному разрезу можно заметить, что преобладают русловые и пойменные отложения, в отличие от глин. Этот факт подтверждает хорошую однородность, наблюдаемую из рис. 5.

 

Рисунок 7. Геологический профиль по разрезу скв. 9129-9124 пилотного участка

 

Прогноз добычи на пилотном участке ПЗ. Оценка эффективности ПЗ осуществлялась с помощью прогноза добычи, основанного на результатах пилотного испытания на м. Каламкас [51]. Авторы статьи подтвердили рентабельность применения ПЗ путем прогнозирования обводненности и КИН на участке.

Основываясь на динамике обводненности пилотного участка с м. Каламкас, истории добычи и геометрических данных выбранного участка, был выполнен прогноз базовой и дополнительной добычи. На рис. 8 представлены кривые прогнозируемых добычи и обводненности. По результатам расчетов минимальная обводненность составила 84,6%, снизившись со значения 94,1% с начала заводнения. Добыча нефти увеличилась с 55,02 т/сут до 126,70 т/сут.

 

Рисунок 8. Прогноз добычи при ПЗ на пилотном участке

 

Целевая скорость закачки составляет 0,1 PV/г., что обеспечит 70% прокачки порового объема за 7 лет ПЗ. Таким образом, показатели приемистости двух нагнетательных скважин составили 489,7 м3/сут на каждую. Дополнительная добыча рассчитывалась относительно базовой и составила 138,16 тыс. т нефти, а максимальное значение, 2 866,9 т/мес, достигается в 2023 г. Прирост КИН составил ~7%.

Технико-экономическая оценка. Экономические расчеты проводились с учётом чистой экспортной цены (тг./т) за каждый год в течение 7 лет. Экспортная цена, в свою очередь, варьировалась в зависимости от цены на нефть (долл. США/барр.). По итогам проделанных расчетов, технология ПЗ показала удовлетворительные результаты (табл. 10). Предварительные капитальные расходы за 7 лет внедрения и обслуживания ПЗ на участке составили 7,62 млрд тг. при цене на полимер 3500 долл. США/т и концентрации 1500 мг/л, тогда как чистая приведенная стоимость (NPV) в диапазоне от 634 млн тг. при цене 55 долл. США/барр. и до 4,13 млрд тг. при цене 80 долл. США, а при актуальной цене 75 долл. США/барр. NPV составляет 3,43 млрд тг. за 7 лет. Таким образом, окупаемость (PI) проекта обеспечивается с цены 55 долл. США/барр. и выше.

 

Таблица 10. Технико-экономическая оценка пилотного испытания ПЗ

 

Net Present Value (NPV), тыс. тг

Индекс окупаемости (PI)

 

Годы

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

За весь проект

Цена нефти, долл. США/барр.

40

-199 816

-199 699

-194 777

-231 551

-232 479

-210 721

-192 193

0,81

45

-56 524

-71 817

-80 647

-137 034

-151 355

-138 235

-127 340

0,90

50

86 768

56 066

33 483

-42 516

-70 230

-65 750

-62 486

0,99

55

230 061

183 948

147 613

52 002

10 895

6 736

2 367

1,08

60

373 353

311 831

261 743

146 520

92 019

79 221

67 220

1,17

65

516 645

439 713

375 873

241 038

173 144

151 707

132 074

1,27

70

659 938

567 596

490 002

335 556

254 269

224 192

196 927

1,36

75

803 230

695 478

604 132

430 074

335 393

296 677

261 781

1,45

80

946 522

823 361

718 262

524 592

416 518

369 163

326 634

1,54

 

Чувствительность чистой приведенной стоимости к таким параметрам, как цена нефти, операционные затраты (OPEX), дополнительная добыча и ставка дисконтирования, представлена на рис. 9. По графику видно, что NPV наиболее чувствительна к дополнительной добыче и цене на нефть. Также NPV не менее чувствительна к операционным затратам. При увеличении цены на нефть всего на 10% окупаемость проекта значительно увеличивается и обеспечивается более уверенная рентабельность. Учитывая актуальную цену 80 долл. США/барр., индекс окупаемости (PI) будет равен 1,54, а NPV проекта составит 4125,05 млн тг. Тем временем изменение годовой ставки дисконтирования в таких же пропорциях является незначительным и не влияет на NPV.

 

Рисунок 9. Чувствительность NPV

 

Увеличение эффективности (дополнительной добычи) заводнения всего на 10% может более чем в 2 раза увеличить NPV проекта. Данное преимущество является основополагающим рычагом воздействия для поддержания рентабельности в условиях низких цен.

Заключение

На основании проделанной комплексной работы получены следующие выводы:

  1. Сформированы основные геолого-физические условия эффективного применения технологии полимерного заводнения применительно к условиям м. Узень.
  2. Ввиду лучшего химического состава воды альб-сеноманского горизонта и наличию пригодной инфраструктуры рекомендовано использование альбской воды вместо морской и пластовой воды. Морская вода характеризуется наличием кислорода, а пластовая (сточная) наличием механических примесей и нефти, что потребует дополнительных капитальных и операционных затрат на подготовку воды.
  3. В качестве реагента предлагается использовать ГПАА, т.к. в большинстве мировых проектов хМУН применялся этот вид полимера в силу их высокой приемистости, упруговязкостных свойств, длительной стабильности, экономичности и доступности по всему миру.
  4. На основе геолого-физических данных м. Узень были подобраны XVI и XVII горизонты в качестве горизонтов, имеющих благоприятные условия для хМУН в дальнейшем.
  5. Подобран потенциальный участок для пилотного испытания ПЗ на основе критериев подбора и анализа фаций всех горизонтов. По результатам гидродинамических расчетов, обводненность по участку снизилась на 10% за первые 3 года заводнения. Дополнительная добыча составила 138,16 тыс. т нефти за 7 лет. Прирост КИН ~7%.
  6. Окупаемость проекта обеспечивается с цены 55 долл. США/барр. и выше. При актуальной цене 75 долл. США/барр. NPV составляет 3,43 млрд тг. за 7 лет, а PI равен 1,45.
×

Авторлар туралы

Bakyt Imanbayev

Branch of “KMG Engineering LLP” “KazNIPImunaygas”

Хат алмасуға жауапты Автор.
Email: imanbayev_b@kaznipi.kz

директор филиала

Қазақстан, Aktau

Marat Sagyndikov

Branch of “KMG Engineering LLP” “KazNIPImunaygas”

Email: sagyndikov_m@kaznipi.kz

руководитель службы повышения нефтеотдачи пластов

Қазақстан, Aktau

Ruslan Kushekov

Branch of “KMG Engineering LLP” “KazNIPImunaygas”

Email: ruslan.kushekov@gmail.com

инженер службы повышения нефтеотдачи пластов, департамент по разработке месторождений

Қазақстан, Aktau

Maksat Tajibayev

Branch of “KMG Engineering LLP” “KazNIPImunaygas”

Email: tajibayev_m@kaznipi.kz

директор департамента по разработке

Aktau

Әдебиет тізімі

  1. 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/10.4172/2157-7463.1000361
  11. 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.

Қосымша файлдар

Қосымша файлдар
Әрекет
1. JATS XML

© Imanbayev B., Sagyndikov M., Kushekov R., Tajibayev M., 2022

Creative Commons License
Бұл мақала лицензия бойынша қол жетімді Creative Commons Attribution-NonCommercial-NoDerivatives 4.0 International License.

Осы сайт cookie-файлдарды пайдаланады

Біздің сайтты пайдалануды жалғастыра отырып, сіз сайттың дұрыс жұмыс істеуін қамтамасыз ететін cookie файлдарын өңдеуге келісім бересіз.< / br>< / br>cookie файлдары туралы< / a>