Науковий вісник НГУ

Удосконалення розробки нафтових родовищ з використанням методів збільшення нафтовіддачі

• 
• 

Рейтинг користувача:  / 0

ГіршийКращий 

Деталі

Категорія: Зміст №6 2021

Останнє оновлення: 29 грудня 2021

Опубліковано: 30 листопада -0001

Перегляди: 4013

Authors:

Г. 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.

Р. Сулейменова, orcid.org/0000-0001-7995-5560, Satbayev University, м. Алмати, Республіка Казахстан, e-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

М. Буктуков, orcid.org/0000-0001-6370-8557, Інститут гірничої справи імені Д. А. Кунаєва, м. Алмати, Республіка Казахстан, e-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

М. Мергенов, orcid.org/0000-0001-7418-6993, Технологічний інститут Південної Альберти, м. Калгарі, Канада, 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. 2021, (6): 023 - 028

https://doi.org/10.33271/nvngu/2021-6/023

Abstract:

Мета. Розробка технології підвищення нафтовіддачі пластів з використанням нагнітання полімерних композицій.

Методика. Для даного дослідження використовувалися такі практичні методи, як: збільшення нафтовіддачі за допомогою стимулюючих технологій, технологія з використанням полімерних систем на основі водорозчинного полімеру акриламіду, емульсійно-полімерна технологія. Для досягнення вирівнювання профілю прийомистості, що було обов’язковою умовою дослідження, проводився ретельний відбір свердловин, а також аналіз їх гідродинамічного зв’язку.

Результати. У результаті застосування методу обмеження надходження води при розробці нафтоносних формацій, були досягнуті перерозподіл каналів фільтрації, зниження видобутку пластової води, а також стабілізація обводнення.

Наукова новизна. Науковою новизною дослідження є виведення свердловин, що здатні перерозподіляти обсяги закачування води за інтервалами перфорації. Збільшений коефіцієнт охоплення закачуванням і тиск на гирлі на початку та в кінці вирівнювання профілю прийомистості свідчать про зниження провідності високопроникних інтервалів пласта.

Практична значимість. Застосування запропонованої технології обмеження надходження води дозволить розробити низькопроникні пропластки з фільтраційними потоками. Виведені у ході дослідження свердловини забезпечать зниження видобутку пластової води та обводнення продукції, а також стабілізацію обводнення протягом певного періоду.

Ключові слова: колектор, видобувна свердловина, водонагнітальна свердловина, пластова вода, нафтові поклади

References.

1. International Energy Agency (2019). World Energy Outlook 2019 report. Retrieved from: https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2019.

2. Le Billon, Ph., & Kristoffersen, B. (2020). Just cuts for fossil fuels? Supply-side carbon constraints and energy transition. Environment and Planning A: Economy and Space, 52(6), 1072-1092. https://doi.org/10.1177/0308518X18816702.

3. Kukhtin, P., & Znamenskaya, E. (2019). New challenges for the development of the oil market. E3S Web of Conferences, 135, 04060. https://doi.org/10.1051/e3sconf/201913504060.

4. Akchiche, M., Beauquin, J-L., Serra, S., & Sochard, S. (2020). Exergoeconomic Optimization of Oil and Gas Production Systems. In: SPE Europec Featured at 82^nd EAGE Conference and Exhibition, (pp. 1-15). https://doi.org/10.2118/200607-MS.

5. Altunina, L. K., Kuvshinov, V. A., & Kuvshinov, I. V. (2019). Enhanced oil recovery technologies for Arctic and Siberian regions. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 696(1), 1-7. https://doi.org/10.1088/1757-899X/696/1/012001.

6. Das, A., Nguyen, N., & Nguyen, Q. P. (2020). Low-tension gas flooding for secondary oil recovery in low-permeability, high-salinity reservoirs. Fuel, 264, 116601. https://doi.org/10.1007/s12182-020-00455-9.

7. Panda, A., Pati, A. R, Saha, B., Kumar, A., & Mohapatra, S. S. (2019). The role of viscous and capillary forces in the prediction of critical conditions defining super-hydrophobic and hydrophilic characteristics. Chemical Engineering Science, 207, 527-54. https://doi.org/10.1016/j.ces.2019.06.013.

8. Drexler, S., Correia, E.L., Jerdy, A.C., Cavadas, L.A., & Couto, P. (2020). Effect of CO₂ on the dynamic and equilibrium interfacial tension between crude oil and formation brine for a deepwater Pre-salt field. Journal of Petroleum Science and Engineering, 190, 107095. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107095.

9. Bahraminejad, H., Manshad, A. K., Ali, J. A., & Riazi, M. (2019). CuO/TiO₂/PAM as a novel introduced hybrid agent for water – oil interfacial tension and wettability optimization in chemical enhanced oil recovery. Energy & Fuels, 33(11), 10547-10560. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.9b02109.

10. Guo, K., Hailong, L., & Zhixin, Yu. (2016). In-situ heavy and extra-heavy oil recovery: A review. Fuel, 185, 886-902. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2016.08.047.

11. Gómez-Jaimes, F. N., Blanco-Tirado, C., & Combariza, M. Y. (2020). Amidated cellulose nanofibrils as demulsifying agents for a natural water-in-heavy-crude-oil emulsion. Energy & Fuels, 34(11), 14012-14022. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.0c02790.

12. Javaheri, A., Habibi, A., Hassan, D., & Wood, J. M. (2018). Imbibition oil recovery from tight rocks with dual-wettability behavior. Journal of Petroleum Science and Engineering, 167, 180-191. https://doi.org/10.2118/185076-MS.

13. Yong, L., Song, B., Baozhu, L., Changbing, T., Yixiang, Z., & Quihao, Q. (2017). Representative sector modeling and key factors impact on waterflooding performance of a large multi-layered sandstone reservoir. In: SPE Europec Featured at 79 ^th EAGE Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers, (2014), (pp. 1378-1392). https://doi.org/10.2118/185856-MS.

14. Konwar, L., Aiowainati, E., Nemmavi, N., Michael, D., & Ali, A. (2020). Understanding mauddud waterflood performance in a heterogeneous carbonate reservoir with surveillance data and ensemble of analytical tools. In: Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. Society of Petroleum Engineers, (2020), (165204). https://doi.org/10.2118/202798-MS.

15. Song, X., & Yong, L. I. (2018). Optimum development options and strategies for water injection development of carbonate reservoirs in the Middle East. Petroleum Exploration and Development, 45(4), 723-734. https://doi.org/10.1016/S1876-3804(18)30075-2.

16. Kairbayeva, A., Vasilenko, V., Dzhinguilbayev, S., Baibolova, L., & Frolova, L. (2018). Development of the mathematical model for the process of oil raw materials pressing. International Journal of Engineering and Technology (UAE), 7, 145-149. https://doi.org/10.36478/jeasci.2017.7836.7842.

17. Ciolkosz, D., Kukharets, S., & Tripath, J. (2020). Torrefied biomass in biofuel production system. Scientific Horizons, 8(93), 9-12. https://doi.org/10.33249/2663-2144-2020-93-8-9-12.

18. Kartskhiya, A. A., Tyrtychnyy, S. A., Smirnov, M. G., & Dolgikh, M. G. (2021). Formation of the Russian oil industry in the 19^th century: Historical experience and modern assessments. Bylye Gody, 58(4), 2471-2484. https://doi.org/10.13187/BG.2020.4.2471.

19. Yang, H., Iqbal, M. W., & Lashari, Z. (2019). Experimental research on amphiphilic polymer/organic chromium gel for high salinity reservoirs. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 582, 123900. https://doi.org/10.1016/j.colsurfa.2019.123900.

20. Sun, C., Guo, H., Li, Y., & Song, K. (2020). Recent advances of surfactant-polymer (SP) flooding enhanced oil recovery field tests in China. Geofluids, 4, 1-16. https://doi.org/10.1155/2020/8286706.

• < Попередня
• Наступна >