Комбинированный метод увеличения нефтедобычи на основе технологии АСП
DOI:
https://doi.org/10.31471/1993-9973-2021-4(81)-41-48Анотація
Методы увеличения нефтедобычи из года в год становятся все более актуальными с ростом количества месторождений находящихся на поздней стадии эксплуатации. На сегодняшний день разработаны различные методы и технологии, основанные на современных и научных достижениях. Технология АСП является комбинированным методом повышения нефтеотдачи и представляет собой закачку смеси поверхностно-активного вещества (ПАВ), щелочи и полимера. Механизм воздействия основан на мобилизации остаточной нефти путем снижения поверхностного натяжения ПАВ-ом и щелочью, а также увеличением коэффициента охвата пласта полимерным вытеснением. Успешность внедрения технологии АСП во многом зависит от типа образующейся микроэмульсии, традиционно описываемой классификацией Виндзора и напрямую связанной с минерализацией пластовой воды. Итак, как наиболее благоприятная величина минерализации для внедрения технологии АСП принимается значение, при котором образуется микро-эмульсия III типа. Именно в этом случае наблюдаются наименьшее поверхностное и межфазное натяжение. Однако, следует отметить, что на практике поддержание необходимого уровня минерализации среды является технически сложной задачей в силу изменения ее значений у закачиваемых флюидов в процессе фильтрации. Существуют различные подходы к решению данной задачи, наиболее распространённым из которых является закачка буферных оторочек пониженной минерализации между растворами ПАВ и полимера. В представленной работе проведено исследование по разработке состава для эффективного внедрения технологии АСП в условиях месторождения Гюнешли (Азербайджан), изучено влияния объема и минерализации буферной оторочки на образование эмульсии III типа по классификации Виндзора и возможность применения в качестве полимерной составляющей колоидно-дисперных гелевых частиц.
Завантаження
Посилання
Шахвердиев А. Х. О., Мандрик И. Э., Панахов Г. М. О., Аббасов Э. М. О. Способ разработки нефтяной залежи. 2009.
Сулейманов Б. А. Об эффекте проскальзывания при фильтрации газированной жидкости. Коллоидный журнал. 1997. № 59(6). С. 807-812.
Сулейманов Б. А. О фильтрации дисперсных систем в неоднородной пористой среде. Коллоидный журнал. 1995. № 57(5). С. 743-746.
Veliyev E. F. Review of modern in-situ fluid diversion technologies. SOCAR Proceedings. 2020. No 2. P. 50-66.
Veliyev E. F., Aliyev A.A., Mammadbayli T.E. Machine Learning Application to Predict the Efficiency of Water Coning Prevention Techniques Implementation. SOCAR Proceedings. 2021. No 1. P. 104-113.
Suleimanov B. A., Dyshin O. A., Veliyev E. F. Compressive strength of polymer nanogels used for enhanced oil recovery EOR. SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition. OnePetro. 2016, October.
Сулейманов Б. А., Исмайлов Ф. С., Велиев Э. Ф. О влиянии наночастиц металла на прочность полимерных гелей на основе КМЦ, применяемых при добыче нефти. Нефтяное хозяйство. 2014. № 1. С. 86-88.
Suleimanov B. A., Guseynova N. I., Veliyev E. F. Control of displacement front uniformity by fractal dimensions. SPE Russian Petroleum Technology Conference. OnePetro. 2017, October.
Veliyev E. F. Mechanisms of polymer retention in porous media. SOCAR Proceedings, 2020. No 3. P. 126-134.
Suleimanov B. A., Veliyev E. F., Naghiyeva N. V. Preformed particle gels for enhanced oil recovery. International Journal of Modern Physics B, 2020. No 34(28). 2050260.
Vishnyakov V., Suleimanov B., Salmanov A., Zeynalov E. Primer on Enhanced Oil Reco-very. Gulf Professional Publishing, 2019.
Shutang G., Qiang G. Recent progress and evaluation of ASP flooding for EOR in Daqing oil field. SPE EOR Conference at Oil & Gas West Asia. OnePetro. 2010, April.
Zhu Y., Hou Q., Liu W., Ma D., Liao G. Recent progress and effects analysis of ASP flooding field tests. SPE improved oil recovery symposium. OnePetro. 2012, April.
Sheng J. J. A comprehensive review of alkaline-surfactant-polymer (ASP) flooding. SPE western regional & AAPG pacific section meeting 2013 joint technical conference. OnePetro. 2013, April.
Guo H., Ma R., Kong D. Success and lessons learned from asp flooding field tests in China. SPE/IATMI Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition. OnePetro. 2017, October.
Guo H., Li Y., Wang F., Yu Z., Chen Z., Wang Y., Gao X. ASP flooding: theory and practice progress in China. Journal of Chemistry, 2017.
Lei Z., Yuan S., Song J., Yuan J., Wu Y.S. AA Mathematical Model for Emulsion Mobilization and Its Effect on EOR during ASP Flooding. SPE Symposium on Improved Oil Recovery. OnePetro. 2008, April.
Matsuura T., Stoll W. M., van Batenburg D. W., van Wunnik J. N. M., Boerrigter P. M. Modelling of ASP flooding using X-ray CT core flooding experiments. In IOR 2015-18th European Symposium on Improved Oil Recovery 2015, April. pp. cp-445. European Association of Geoscientists & Engineers.
Nurxat N., Gussenov I., Tatykhanova G., Akhmedzhanov T., Kudaibergenov S. Alkaline/ surfactant/polymer (ASP) flooding. International Journal of Biology and Chemistry. 2015. No 8(1). P. 30-42.
Winsor P. A. Hydrotropy, solubilisation and related emulsification processes. Transactions of the Faraday Society. 1948. No 44. P. 376-398.
Levitt D. B., Chamerois M., Bourrel M., Gauer P., Morel D. The effect of a non-negative salinity gradient on ASP flood performance. SPE Enhanced Oil Recovery Conference. OnePetro. 2011, July.
Vazquez O., Fursov I., Beteta A., Mackay E. Optimization of Alkaline-Surfactant-Polymer (ASP) Flooding Minimizing Risk of Scale Deposition. IOR 2017-19th European Symposium on Improved Oil Recovery. 2017, April. Vol. 2017, No. 1, pp. 1-20. European Association of Geoscientists & Engineers.
Ebaga-Ololo J., Chon B. H. Experimental investigation of the influence of salinity gradient on low-concentration surfactant flooding in Berea sandstone. Journal of Industrial and Engineering Chemistry. 2018. No 68. P. 355-363.
Battistutta E., van Kuijk S.R., Groen K.V., Zitha P.L. Alkaline-surfactant-polymer (ASP) flooding of crude oil at under-optimum salinity conditions. SPE Asia Pacific Enhanced Oil Reco-very Conference. OnePetro. 2015, August.
Hosseini-Nasab S. M., Padalkar C., Battistutta E., Zitha P. L. J. Mechanistic modeling of the alkaline/surfactant/polymer flooding process under sub-optimum salinity conditions for enhanced oil recovery. Industrial & Engineering Chemistry Research. 2016. No 55(24). P. 6875-6888.
Han X., Kurnia I., Chen Z., Yu J., Zhang G. Effect of oil reactivity on salinity profile design during alkaline-surfactant-polymer flooding. Fuel, 2019. No 254. P. 115738.
Gao S., He Y., Zhu Y., Han P., Peng S., Liu X. Associated Polymer ASP Flooding Scheme Optimization Design and Field Test after Polymer Flooding in Daqing Oilfield. SPE Improved Oil Recovery Conference. OnePetro. 2020, August.
Guo H., Li Y., Li Y., Kong D., Li B., Wang F. Lessons learned from ASP flooding tests in China. SPE reservoir characterisation and simulation conference and exhibition. OnePetro. 2017, May.
Riswati S. S., Bae W., Park C., Permadi A. K., Efriza I., Min B. Experimental analysis to design optimum phase type and salinity gradient of alkaline surfactant polymer flooding at low saline reservoir. Journal of Petroleum Science and Engineering. 2019. No 173. P. 1005-1019.
Sheng J. J. Optimum phase type and optimum salinity profile in surfactant flooding. Journal of petroleum science and engineering. 2010. No 75(1-2). P. 143-153.
Suleimanov B. A., Veliyev E. F., Azizagha A. A. Colloidal dispersion nanogels for in-situ fluid diversion. Journal of Petroleum Science and Engineering. 2020. No 193. P. 107411.
Suleimanov B. A., Veliyev E. F., Naghiyeva N. V. Colloidal dispersion gels for in-depth permeability modification. Modern Physics Letters B. 2021. No 35(01). P. 2150038.
Huh C. Interfacial tensions and solubilizing ability of a microemulsion phase that coexists with oil and brine. Journal of colloid and interface science. 1979. No 71(2). P. 408-426.
Suleimanov B. A., Latifov Y. A., Veliyev E. F. Softened water application for enhanced oil recovery. SOCAR Proceedings. 2019. No 1. P. 19-29.
Велиев Э. Ф. Полимерно-дисперсная система для изменения фильтрационных потоков в пласте. Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ. 2021. № 1(78), С. 61–72. https://doi.org/10.31471/1993-9973-2021-1(78)-61-72
Chang L., Pope G. A., Jang S. H., Tagavifar M. Prediction of microemulsion phase behavior from surfactant and co-solvent structures. Fuel, 2019. No 237. P. 494-514.
.png)
