An assessment of the technological effectiveness of polymer flooding: a case study of the J2 reservoir in the Ust-Tegusskaya area of the Malyka field

封面

如何引用文章

全文:

详细

After reviewing global experience, the authors of the article outline approaches to justify the use of polymer flooding technology in their work. Results from laboratory studies on low viscosity objects are generalized. Polymer flooding has the potential to increase oil recovery by 10–15 % compared to standard flooding, as demonstrated by tests on core samples with permeabilities of 116 and 527 mD. The values of the residual resistance factor are 5 and 2 for cores of 116 and 527 mD, respectively. This distribution of the residual resistance factor will not only fail to smooth the displacement front in the reservoir, but it will also further isolate the low permeability interlayers.The authors of the article used a synthetic model of one of the zones to evaluate the effectiveness of polymer flooding in the J2 reservoir in the Ust-Tegusskaya area of the Malyka field. The increase in the oil recovery factor can be up to 4 %. The contribution of parameters such as the level of adsorption, reservoir heterogeneity in terms of permeability, the presence of highly conductive channels and the energy reserve to the magnitude of the effect of polymer flooding has been established.

作者简介

A. Kobyashev

Tyumen Petroleum Scientific Center LLC

A. Pyatkov

Tyumen Petroleum Scientific Center LLC

Email: aapyatkov@tnnc.rosneft.ru

V. Zakharenko

Tyumen Petroleum Scientific Center LLC

I. Yelaev

RN-Uvatneftegaz LLC

I. Kushnarev

RN-Uvatneftegaz LLC

参考

  1. Chang, H. L. Polymer Flooding Technology Yesterday, Today, and Tomorrow / H. L. Chang. – doi: 10.2118/7043pa. – Direct text // Journal of Petroleum Technology. – 1978. – Vol. 30, Issue 8. – P. 1113–1128.
  2. Lake, L. W. Enhanced Oil Recovery / L. W. Lake. – New Jersey : Prentice Hall, 1989. – 550 p. – Direct text.
  3. Sorbie, K. S. PolymerImproved Oil Recovery / K. S. Sorbie. – Blackie, CRC Press, 1991. – 359 p. – Direct text.
  4. Ильясов, И. Р. Обоснование типа и параметров активной примеси для эффективного вытеснения нефти при полимерном заводнении / И. Р. Ильясов. – doi: 10.33285/02072351202110(634)2329. – Текст : непосредственный // Нефтепромысловое дело. – 2021. – № 10 (634). – С. 23–29.
  5. Reduction of residual oil saturation in sandstone cores using viscoelastic polymer / P. Qi, D. H. Ehrenfried, H. Koh, M. T. Balhoff. – doi: 10.2118/179689PA. – Direct text // SPE Journal. – Vol. 22, Issue 02. – 2017. – Р. 447–458.
  6. Koh, H. Experimental investigation of the Effect of Polymers on Residual Oil Saturation / H. Koh, V. B. Lee, G. A. Pope. – Text : electronic // SPE Journal. – 2017. – Vol. 23, Issue 01. – URL: https://doi.org/10.2118/179683PA.
  7. Vermolen, E. C. A Systematic Study of the Polymer ViscoElastic Effect on Residual Oil Saturation by Core Flooding / E. C. Vermolen, M. J. Haasterecht, S. K. Masalmeh. – Text : electronic // SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia, Muscat, Oman, March 2014. – URL: https://doi.org/10.2118/169681MS. – Published: March, 31, 2014.
  8. Jewett, R. L. Polymer flooding A current appraisal / R. L. Jewett, G. F. Schurz. – doi: 10.2118/2545pa. – Direct text // Journal of Petroleum Technology. – 1970. – Vol. 22, Issue 06. – P. 675–684.
  9. Saleh, L. D. Data Analysis and Updated Screening Criteria for Polymer Flooding Based on Oilfield Data / L. D. Saleh, M. Wei, B. Bai. – doi: 10.2118/168220PA. – Direct text // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 2014. – Vol. 17, Issue 01. – P. 15–25.
  10. Sheng, J. J. Status of polymerflooding technology / J. J. Sheng, B. Leonhardt, N. Azri. – doi: 10.2118/174541PA. – Direct text // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2015. – Vol. 54, Issue 02. – P. 116–126.
  11. Pye, D. J. Improved Secondary Recovery by Control of Water Mobility / D. J. Pye. – doi: 10.2118/845PA. – Direct text // Journal of Petroleum Technology. – 1964. – Vol. 16, Issue 08. – P. 911–916.
  12. Chemical EOR for Heavy Oil : the Canadian Experience / E. Delamaide, B. Bazin, D. Rousseau, G. Degre. – doi: 10.2118/169715MS. – Direct text // SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia, Muscat, Oman, March 2014. – P. 566–596.
  13. Advances in Polymer Flooding and Alkaline/Surfactant/Polymer Processes as Developed and Applied in the People's Republic of China / H. L. Chang, Z. Q. Zhang, Q. M. Wang. – DOI. 10.2118/89175JPT. – Direct text // Journal of Petroleum Technology. – 2006. – Vol. 58, Issue 02. – P. 84–89.
  14. Key Aspects of Project Design for Polymer Flooding at the Daqing Oilfield / D. Wang, R. S. Seright, Z. Shao, J. Wang. – doi: 10.2118/109682PA. – Direct text // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 2008. – Vol. 11, Issue 06. – P. 1117–1124.
  15. Key Technologies of Polymer Flooding in Offshore Oilfield of Bohai Bay / W. Zhou, J. Zhang, G. Feng. – Text : electronic // SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Perth, Australia, October 2008. – URL: https://doi.org/10.2118/115240MS. – Published: October, 20, 2008.
  16. Producing by Polymer Flooding more than 300 Million Barrels of Oil, What Experiences Have Been Learnt? / D. Wang, J. Cheng, J. Wu, Y. Wang. – doi: 10.2118/77872MS. – Direct text // SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Melbourne, Australia, October 2002. – P. 338–346.
  17. Бондаренко, А. В. Экспериментальное сопровождение опытнопромышленных работ по обоснованию технологии полимерного заводнения в условиях высокой минерализации пластовых и закачиваемых вод : специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» : диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Бондаренко, Алексей Валентинович. – Москва, 2017. – 144 с. – Текст : непосредственный.
  18. Обзор мировых проектов полимерных методов увеличения нефтеотдачи / Р. Р. Ибатуллин, Ш. К. Гаффаров, М. Р. Хисаметдинов, Л. И. Минихаиров. – doi: 10.24887/00282448202273237. – Текст : непосредственный // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 7. – С. 32–37.
  19. Результаты внедрения технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях ОАО «СлавнефтьМегионнефтегаз» / В. Е. Ступоченко, А. Я. Соркин, В. А. Кан. – Текст : непосредственный // Интервал. Передовые нефтегазовые технологии. – 2003. – № 4 (51). – С. 16–20.
  20. Итоги опытнопромышленных работ по полимерному заводнению на Москудьинском месторождении / А. В. Бондаренко, А. В. Севрюгина, А. И. Ковалевский, Д. А. Кириллов. – doi: 10.30713/2413501120196(330)6165. – Текст : непосредственный // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 6 (330). – С. 61–65.
  21. Clampitt, R. L. An Economic Polymerflood in the North Burbank Unit, Osage Country, Oklahoma / R. L. Clampitt, T. B. Reid. – Text : electronic // Fall Meeting of the Society of Petroleum Engineers of AIME, Dallas, Texas, September 1975. – URL: https://doi.org/10.2118/5552MS. – Published: September, 28, 1975.
  22. Melo, M. A. Lessons Learned From Polymer Flooding Pilots in Brazil / M. A. Melo, A. G. Lins, P. G. Silva. – Text : electronic // SPE Latin America and Caribbean Mature Fields Symposium, Salvador, Bahia, Brazil, March 2017. – URL: https://doi.org/10.2118/184941MS. – Published: September, 28, 1975.
  23. Опытнопромышленное внедрение полимерного заводнения на месторождении ЮжноТургайского бассейна / Р. Ж. Абиров, А. Г. Мухамедова, Б. Панабеккызы. – Текст : непосредственный // Нефтепромысловое дело. – 2016. – № 5. – C. 15–19.
  24. A Successful Polymer Flood at PalograndeCebu, A Low Permeability Reservoir in the Upper Magdalena Valley, Colombia / J. M. Leon, A. F. Castillo, R. Perez. – Text : electronic // SPE Improved Oil Recovery Conference, Tulsa, Oklahoma, USA, April 2018. – URL: https://doi.org/10.2118/190165MS. – Published: April, 14, 2018.
  25. Wang, Y. Commercial Success of Polymer Flooding in Daqing Oilfield Lessons Learned / Y. Wang, H. Liu. – Text : electronic // SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition, Adelaide, Australia, September 2006. – URL: https://doi.org/10.2118/100855MS. – Published: September, 11, 2006.
  26. New Water Soluble Anionic NVP Acrylamide Terpolymers for Use in Harsh EOR Conditions / N. Gaillard, B. Giovannetti, C. Favero. – Text : electronic // SPE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, USA, April 2014. – URL: https://doi.org/10.2118/169108MS. – Published: April, 12, 2014.
  27. Seright, R. S. The Effects of Mechanical Degradation and Viscoelastic Behavior on Injectivity of Polyacrylamide Solutions / R. S. Seright. – doi: 10.2118/9297PA. – Direct text // Society of Petroleum Engineers Journal. – 1983. – Vol. 23, Issue 03. – P. 475–485.
  28. Rheology and mechanical degradation of highmolecularweight partially hydrolyzed polyacrylamide during flow through capillaries / А. R. Al Hashmi, R. S. Al Maamari, I. S. Al Shabibi. – doi: 10.1016/j.petrol.2013.03.021. – Direct text // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2013. – Vol. 105. – P. 100–106.
  29. Zampieri, M. F. Water Injection, Polymer Injection and Polymer Alternating Water Injection for Enhanced Oil Recovery : A Laboratory Study / M. F. Zampieri, R. B. Z. L. Moreno. – Text : electronic // Proceedings of the ASME 2013 32nd International Conference on Ocean. Offshore and Arctic Engineering OMAE 2013. Volume 6 : Polar and Arctic Sciences and Technology, Nantes, France, June 9–14, 2013. – URL: https://doi.org/10.1115/omae201310243.
  30. Huh, C. Residual Oil Saturation from Polymer Flood : Laboratory Measurements and Theoretical Interpretation / C. Huh, G. A. Pope. – Text : electronic // SPE Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, USA, April 2008. – URL: https://doi.org/10.2118/113417MS. – Published: April, 20, 2008.
  31. Green, D. W., Enhanced Oil Recovery / D. W. Green, G. P. Willhite. – Richardson : Society of Petroleum Engineers, 1998. – 900 p. – Direct text.
  32. Manichand, R. N. Field vs. Laboratory Polymer Retention Values for a Polymer Flood in the Tambaredjo Field / R. N. Manichand, R. S. Seright. – doi: 10.2118/169027PA. – Direct text // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. – 2014. – Vol. 17, Issue 03. – P. 314–325.
  33. An Overview on Polymer Retention in Porous Media / S. AlHajri, S. M. Mahmood, H. Abdulelah, S. Akbari. – doi: 10.3390/en111027512018. – Direct text // Energies. – 2018. – Vol. 11, Issue 10. – P. 27–51.
  34. Polymer Retention Determination in Porous Media for Polymer Flooding in Unconsolidated Reservoir / I. Ilyasov, I. Koltsov, P. Golub. – Text : electronic // Polymers. – 2021. – Vol. 13, Issue 16. – URL: https://doi.org/10.3390/polym13162737.

补充文件

附件文件
动作
1. JATS XML
下载

Согласие на обработку персональных данных с помощью сервиса «Яндекс.Метрика»

1. Я (далее – «Пользователь» или «Субъект персональных данных»), осуществляя использование сайта https://journals.rcsi.science/ (далее – «Сайт»), подтверждая свою полную дееспособность даю согласие на обработку персональных данных с использованием средств автоматизации Оператору - федеральному государственному бюджетному учреждению «Российский центр научной информации» (РЦНИ), далее – «Оператор», расположенному по адресу: 119991, г. Москва, Ленинский просп., д.32А, со следующими условиями.

2. Категории обрабатываемых данных: файлы «cookies» (куки-файлы). Файлы «cookie» – это небольшой текстовый файл, который веб-сервер может хранить в браузере Пользователя. Данные файлы веб-сервер загружает на устройство Пользователя при посещении им Сайта. При каждом следующем посещении Пользователем Сайта «cookie» файлы отправляются на Сайт Оператора. Данные файлы позволяют Сайту распознавать устройство Пользователя. Содержимое такого файла может как относиться, так и не относиться к персональным данным, в зависимости от того, содержит ли такой файл персональные данные или содержит обезличенные технические данные.

3. Цель обработки персональных данных: анализ пользовательской активности с помощью сервиса «Яндекс.Метрика».

4. Категории субъектов персональных данных: все Пользователи Сайта, которые дали согласие на обработку файлов «cookie».

5. Способы обработки: сбор, запись, систематизация, накопление, хранение, уточнение (обновление, изменение), извлечение, использование, передача (доступ, предоставление), блокирование, удаление, уничтожение персональных данных.

6. Срок обработки и хранения: до получения от Субъекта персональных данных требования о прекращении обработки/отзыва согласия.

7. Способ отзыва: заявление об отзыве в письменном виде путём его направления на адрес электронной почты Оператора: info@rcsi.science или путем письменного обращения по юридическому адресу: 119991, г. Москва, Ленинский просп., д.32А

8. Субъект персональных данных вправе запретить своему оборудованию прием этих данных или ограничить прием этих данных. При отказе от получения таких данных или при ограничении приема данных некоторые функции Сайта могут работать некорректно. Субъект персональных данных обязуется сам настроить свое оборудование таким способом, чтобы оно обеспечивало адекватный его желаниям режим работы и уровень защиты данных файлов «cookie», Оператор не предоставляет технологических и правовых консультаций на темы подобного характера.

9. Порядок уничтожения персональных данных при достижении цели их обработки или при наступлении иных законных оснований определяется Оператором в соответствии с законодательством Российской Федерации.

10. Я согласен/согласна квалифицировать в качестве своей простой электронной подписи под настоящим Согласием и под Политикой обработки персональных данных выполнение мною следующего действия на сайте: https://journals.rcsi.science/ нажатие мною на интерфейсе с текстом: «Сайт использует сервис «Яндекс.Метрика» (который использует файлы «cookie») на элемент с текстом «Принять и продолжить».