Науковий вісник НГУ

Вплив концентрації полімерних розчинів і проникності середовища на залишковий фактор опору

• 
• 

Рейтинг користувача:  / 0

ГіршийКращий 

Деталі

Категорія: Зміст №3 2023

Останнє оновлення: 27 червня 2023

Опубліковано: 30 листопада -0001

Перегляди: 1894

Authors:

Г.Ж.Молдабаєва*, orcid.org/0000-0001-7331-1633, Satbayev University, м. Алмати, Республіка Казахстан, e-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

Г.М.Еффендієв, orcid.org/0000-0002-4875-5782, Національна Академія Наук Азербайджану, м. Баку, Азербайджанська Республіка, e-mail:  Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

З.Б.Імансакіпова, orcid.org/0000-0002-6000-6477, Satbayev University, м. Алмати, Республіка Казахстан, e-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

Ш.Р.Түзелбаєва, orcid.org/0000-0002-1749-6511, Satbayev University, м. Алмати, Республіка Казахстан, e-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

С.В.Аббасова, orcid.org/0000-0002-4120-8452, Азербайджанський державний університет нафти та промисловості, м. Баку, Азербайджанська Республіка,  e-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

* Автор-кореспондент e-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

повний текст / full article

Naukovyi Visnyk Natsionalnoho Hirnychoho Universytetu. 2023, (3): 020 - 024

https://doi.org/10.33271/nvngu/2023-3/020

Abstract:

Мета. Визначення необхідної концентрації полімерного розчину, що забезпечує максимальний ефект ізоляції свердловини, у залежності від фільтраційної характеристики середовища.

Методика. Дослідження проводилися експериментальним методом із застосуванням методики планування експерименту. Була використана теорія раціонального планування при варіюванні двох змінних на п’яти рівнях. В якості змінних служили проникність середовища й концентрація полімерного розчину. При обробці результатів використовувалися методи математичної статистики.

Результати. Експериментальні дослідження дозволили побудувати модель, що виражає залежність фактору залишкового опору від проникності середовища й концентрації полімерного розчину. Шляхом подальшої статистичної обробки отримано зв’язок між проникністю та необхідною концентрацією полімерного розчину.

Наукова новизна. Експериментальними дослідженнями обґрунтована можливість оцінки впливу проникності середовища й концентрації полімерного розчину на фактор залишкового опору, встановлена його залежність від концентрації полімерного розчину та проникності середовища. Основним моментом застосування полімерних розчинів є обґрунтування й вибір концентрації реагенту. Концентрацію необхідно вибрати таким чином, щоб вона забезпечувала максимальне значення фактору залишкового опору та в’язкість розчину, необхідну для вирівнювання в тій чи іншій мірі неоднорідності середовища по проникності. Для цього отримана залежність, яка дозволяє визначити концентрацію полімерного розчину при заданій проникності середовища, що забезпечує максимум фактору залишкового опору.

Практична значимість. Проведені експериментальні дослідження дозволяють розвинути уявлення про механізм водопроявлень. Результати досліджень дозволяють цілеспрямовано вибирати як рецептури композиційних систем, так і технологію їх застосування для підвищення ефективності видобутку нафти та обмеження водопритоків у конкретних геолого-фізичних умовах.

Ключові слова: водоприток, нафта, проникність, полімерний розчин, свердловина, пласт, гелеутворюючий склад

References.

1. Rzaeva, S. D. (2020). Selective isolation of water influx in a well based on the use of production waste. SOCAR Proceedings, (3), 118-125. https://doi.org/10.5510/OGP20200300452.

2. Knobloch, L. O., Hincapie Reina, R. E., Foedisch, H., & Ganzer, L. (2018). Qualitative and Quantitative Evaluation of Permeability Changes during EOR Polymer Flooding Using Micromodels. World Journal of Engineering and Technology, 6, 332-349. https://doi.org/10.4236/wjet.2018.62021.

3. Manichand, R., & Seright, R. S. (2014). Field vs. Laboratory Polymer-Retention Values for a Polymer Flood in the Tambaredjo Field. SPE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, 12–16 April SPE-169027-MS. Retrieved from http://www.prrc.nmt.edu/groups/res-sweep/media/pdf/publications/SPE%20169027%20PA%20Polymer%20retention.pdf.

4. Castro-Garcia, R. H., Maya-Toro, G., Jimenes-Diaz, R., Quintero-Perez, H., Diaz-Guardia, V., Colmenares-Vargas, K., …, & Perez-Romero, R. (2016). Polymer Flooding to Improve Volumetric Sweep Efficiency in Waterflooding Processes. CT&F – Ciencia, Tecnologia y Futuro, Santander, Columbia. Retrieved from http://www.scielo.org.co/scielo.php?script=sci_arttext&pid=S0122-53832016000100004.

5. Mora, P., Morra, G., Yuen, D., & Juanes, R. (2021). Study of the Effect of Wetting on Viscous Fingering Before and After Breakthrough by Lattice Boltzmann Simulations. SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference. SPE-204536-MS. https://doi.org/10.2118/204536-MS.

6. AL-Obaidi, S. H., Smirnov, V. I., & Khalaf, F. H. (2021). New Technologies to Improve the Performance of High Water Cut Wells Equipped with ESP. Technium, 3(1), 104-113.

7. Mishra, S., Bera, A., & Mandal, A. (2014). Effect of Polymer Adsorption on Permeability Reduction in Enhanced Oil Recovery. Journal of petroleum Engineering, 1-9. https://doi.org/10.1155/2014/395857.

8. Chaudhuri, A., & Vishnudas, R. (2022). A systematic numerical modeling study of various polymer injection conditions on immiscible and miscible viscous fingering and oil recovery in a five-spot setup. FUEL, 232, 431-443. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2018.05.115.

9. Efendiyev, G. M., Guliyev, H. H., Strekov, A. S., Musayev, A. F., & Akhmetov, D. A. (2017). Nanotechnologies and the problem of oil production intensification. 16 ^th International Conference Geoinformatics – Theoretical and Applied Aspects, 1-7. https://doi.org/10.3997/2214-4609.201701826.

10. Razavinezhad, J., Jafari, A., Masoud, S., & Elyaderani, G. (2022). Experimental investigation of multi-walled carbon nanotubes assisted surfactant/polymer flooding for enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 1-14. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110370.

11. Li, J., Zhao, G., Sun, N., Liang, L., Yang, N., & Dai, C. (2022). Construction and evaluation of a graphite oxide Nanoparticle-Reinforced polymer flooding system for enhanced oil recovery. Journal of Molecular Liquids. https://doi.org/10.1016/j.molliq.2022.120546.

12. Gonzalez, M., Thiel, T., St. Michel, N., Harrist, J., Buzi, E., Seren, H., …, & Sofi, A. (2022). A New Viscosity Sensing Platform for the Assessment of Polymer Degradation in EOR Polymer Fluids. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Houston, Texas, USA. Paper Number: SPE-210014-MS. https://doi.org/10.2118/210014-MS.

13. Seright, R. S., & Wang, D. (2022). Polymer Retention “Tailing” Phenomenon Associated with the Milne Point Polymer Flood. SPE Journal. SPE-209354-PA. https://doi.org/10.2118/209354-PA.

14. Liu, W. Z., He, H., Yuan, F. Q., Liu, H. C., Zhao, F. J., Liu, H., & Luo, G. J. (2022). Influence of the Injection Scheme on the Enhanced Oil Recovery Ability of Heterogeneous Phase Combination Flooding in Mature Waterflooded Reservoirs. ACS OMEGA, (6), 23511-23520. https://doi.org/10.1021/acsomega.2c02007.

15. Leng, J. Q., Sun, X. D., Wei, M. Z., & Bai, B. J. (2022). A Novel Numerical Model of Gelant Inaccessible Pore Volume for In Situ Gel Treatment. GELS, (6), 1-17. https://doi.org/10.3390/gels8060375.

16. Bai, B. J., Zhou, J., & Yin, M. F. (2015). A comprehensive review of polyacrylamide polymer gels for conformance control. Petroleum exploration and development, (8), 525-532. https://doi.org/10.1016/S1876-3804(15)30045-8.

17. Zhang, G. Y., & Yu, J. J. (2021). Effect of commonly used EOR polymers on low concentration surfactant phase behaviors. FUEL, (2), 1-9. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2020.119465.

18. Wang, D. M., Namie, S., & Seright, Randall (2022). Pressure Modification or Barrier Issues during Polymer Flooding Enhanced Oil Recovery. GEOFLUIDS, (6), 1-15. https://doi.org/10.1155/2022/6740531.

19. Wang, N., Liu, Y., Cha, L., Prodanovic, M., & Balhoff, M. (2020). Microfluidic and numerical investigation of trapped oil mobilization with hydrophilic magnetic nanoparticles. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Virtual, October 2020. https://doi.org/10.2118/201365-MS.

20. Gao, C. H. (2011). Scientific research and field applications of polymer flooding in heavy oil recovery. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 1, 65-70. https://doi.org/10.1007/s13202-011-0014-6.

• < Попередня
• Наступна >