Оценка и научное обоснование применения полимерного заводнения на месторождении Узень


Цитировать

Полный текст

Аннотация

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. 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.

Полный текст

Доступ закрыт

Об авторах

Бакыт Алтаевич Иманбаев

Филиал ТОО «КМГ Инжиниринг» «КазНИПИмунайгаз»

Email: imanbayev_b@kaznipi.kz
директор филиала Актау

Марат Серикович Сагындиков

Филиал ТОО «КМГ Инжиниринг» «КазНИПИмунайгаз»

Email: sagyndikov_m@kaznipi.kz
руководитель службы повышения нефтеотдачи пластов Актау

Руслан Маратович Кушеков

Филиал ТОО «КМГ Инжиниринг» «КазНИПИмунайгаз»

Email: ruslan.kushekov@gmail.com
инженер службы повышения нефтеотдачи пластов, департамент по разработке месторождений Актау

Максат Омурзакович Таджибаев

Филиал ТОО «КМГ Инжиниринг» «КазНИПИмунайгаз»

Email: tajibayev_m@kaznipi.kz
директор департамента по разработке Актау

Список литературы

  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.

Дополнительные файлы

Доп. файлы
Действие
1. JATS XML
Скачать

© Иманбаев Б.А., Сагындиков М.С., Кушеков Р.М., Таджибаев М.О., 2022

Creative Commons License
Эта статья доступна по лицензии Creative Commons Attribution-NonCommercial-NoDerivatives 4.0 International License.

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».