georesГеоресурсыGeoresources1608-50431608-5078Georesursy LLC10.18599/grs.2025.2.17geores-557Research ArticleГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ, ПОИСК, РАЗВЕДКА И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВGEOLOGICAL AND GEOPHYSICAL RESEARCH, PROSPECTING, EXPLORATION AND DEVELOPMENT OF HYDROCARBON DEPOSITSИсследования эффективности и опыт применения предварительно сшитых гелевых частиц для выравнивания профиля приемистости на месторождениях с высокой минерализацией Республики ТатарстанAnalysis of Efficiency and Result of Pilot Test of Pre-cross-Linked Gel Particles for Conformance Control at Oilfields Complicated by High Mineralization in the Republic of TatarstanМустафинА. З.MustafinA. Z.

Айдар Замилевич Мустафин – старший преподаватель

420008, Казань, ул. Кремлевская, 4/5

Aidar Z. Mustafin – Senior Lecturer

4/5 Kremlevskaya str., Kazan, 420008

aid905@yandex.ruВарфоломеевМ. А.VarfolomeevM. A.

Михаил Алексеевич Варфоломеев – кандидат хим. наук, ведущий научный сотрудник

420008, Казань, ул. Кремлевская, 4/5

Mikhail A. Varfolomeev – Cand. Sci. (Chemistry), Leading Researcher

4/5 Kremlevskaya str., Kazan, 420008

vma.ksu@gmail.comБолотовА. В.BolotovA. V.

Александр Владимирович Болотов – кандидат хим. наук, ведущий научный сотрудник

420008, Казань, ул. Кремлевская, 4/5

Alexander V. Bolotov – Cand. Sci. (Chemistry), Associate Professor

4/5 Kremlevskaya str., Kazan, 420008

highpress@gmail.comДеревянкоВ. К.DerevyankoV. K.

Вадим Константинович Деревянко – младший научный сотрудник

420008, Казань, ул. Кремлевская, 4/5

Vadim K. Derevyanko – Junior Researcher

4/5 Kremlevskaya str., Kazan, 420008

vadimk1998@mail.ruМинхановИ. Ф.MinhanovI. F.

Ильгиз Фаильевич Минханов – кандидат техн. наук, доцент

420008, Казань, ул. Кремлевская, 4/5

Ilgiz F. Minhanov – Cand. Sci. (Engineering), Associate Professor

4/5 Kremlevskaya str., Kazan, 420008

minkhanovi@mail.ruХайртдиновР. К.KhairtdinovR. K.

Руслан Камилевич Хайртдинов – главный геолог

423450, Альметьевск, ул. Шевченко, 48 

Ruslan K. Khairtdinov – Chief Geologist

48 Shevchenko str., Almetyevsk, 423450

ruslan@karaaltyn.comКазанский федеральный университетРоссияKazan Federal UniversityRussian FederationЗАО «Кара Алтын»РоссияKara Altyn CJSCRussian Federation202516072025272234–242Copyright © Мустафин А.З., Варфоломеев М.А., Болотов А.В., Деревянко В.К., Минханов И.Ф., Хайртдинов Р.К., 20252025Мустафин А.З., Варфоломеев М.А., Болотов А.В., Деревянко В.К., Минханов И.Ф., Хайртдинов Р.К.Mustafin A.Z., Varfolomeev M.A., Bolotov A.V., Derevyanko V.K., Minhanov I.F., Khairtdinov R.K.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://www.geors.ru/jour/article/view/557

В данной работе представлены результаты применения модифицированных предварительно сшитых гелевых частиц на основе мономеров различного происхождения и алюмосиликатов для технологии выравнивания профиля приемистости на месторождениях республики Татарстан, характеризующихся трещиноватым карбонатным и терригенным коллектором с высокой минерализацией пластовой воды (более 230 г/л). Для оценки эффективности синтезированных составов предварительно сшитых гелевых частиц на первом этапе проведены лабораторные исследования в «свободном объеме» (определены адсорбционная емкость, долгосрочная стабильность, выполнен подбор оптимального размера и т.д.), по результатам которых выбран наиболее эффективный образец, характеризующийся высокой адсорбционной емкостью (более 7 г/г) и способный сохранять свои блокирующие свойства в течение 180 дней. На следующем этапе работ проводились фильтрационные эксперименты на керновом материале по оценке блокирующих свойств, по результатам которых доказана эффективность применения для блокирования промытых/высокопроницаемых каналов. результаты лабораторных исследований позволили приступить к опытно-промышленным испытаниям (ОПИ) по закачке предварительно сшитых гелевых частиц. Закачка реагента велась в проточном режиме с подачей в закачиваемую высокоминерализованную воду гелевых частиц с концентрацией 0,1–0,8% масс. с расходом не более 5 м3/час. В качестве основного критерия оценки эффективности при проведении ОПИ использовалась динамика изменения давления закачки.

This paper presents the results of application of modified preformed particle gels based on different monomers and aluminosilicates for conformance control technology at the fields of the Republic of Tatarstan, characterized by fractured carbonate reservoir with high salinity of formation water (more than 230 g/l). To evaluate the efficiency of synthesized gel particles at the first stage “bottle test” were carried out (swelling ratio, long-term stability, selection of the optimal size, etc.), according to the results of which the most effective sample was selected, characterized by high absorption capacity (more than 7 g/g) and able to retain its blocking properties for 180 days. At the next stage of works filtration experiments on core material were carried out to evaluate blocking properties, the results of which proved the effectiveness of application for blocking of high permeability channels. The results of laboratory studies allowed to proceed to pilot tests on injection gel particles. Injection of the reagent was carried out in the flowing mode with the gel particles with the concentration of 0.1–0.8% wt. in the injected highly mineralized water with the flow rate not more than 5 m3/hour. Dynamics of injection pressure change was used as the main criterion of efficiency assessment during the pilot test.

методы увеличения нефтеотдачивыравнивание профиля приемистостипредварительно сшитые гелевые частицыопытно-промышленные испытанияEORconformance controlpreformed gel particlespilot testРабота выполнена за счет средств Программы стратегического академического лидерства Казанского (Приволжского) федерального университета (ПРИОРИТЕТ-2030). Авторы выражают благодарность рецензентам за ценные замечания и предложения, которые способствовали улучшению работы.This paper has been supported by the Kazan Federal University Strategic Academic Leadership Program (PRIORITY-2030)ReferencesВелиев Э.Ф. (2020). Обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пласта с применением потокоотклоняющих технологий. Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР, (2), c. 50–66. https://doi.org/10.5510/OGP20200200432Abdulbaki M. et al. (2014). Journal of Petroleum Science and Engineering A critical review on use of polymer microgels for conformance control purposes. Journal of Petroleum Science and Engineering, 122, pp. 741–753. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2014.06.034Кадыров Р.Р., Мухаметшин В.В. и Галиуллина И.Ф. (2021). Методы приготовления и технология применения тампонирующих материалов при выполнении водоизоляционных работ на нефтяных скважинах. Нефтегазовое дело, 19(1), c. 77–84. https://doi.org/10.17122/ngdelo-2021-1-77-84Akbari S. et al. (2019). A critical review of concept and methods related to accessible pore volume during polymer-enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 182, 106263. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106263Кетова Ю.А., Бай Б., Казанцев А.Л., и Галкин С.В. (2019). Анализ эффективности применения заводнения нефтеносных пластов на основе водорастворимого полиакриламида и предварительно сшитых полиакриламидных частиц. Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело, 19(3), c. 251–262. https://doi.org/10.15593/2224-9923/2019.3.5Bai B., Zhou J. and Yin M. (2015). A comprehensive review of polyacrylamide polymer gels for conformance control. Petroleum Exploration and Development, 42(4), pp. 525–532. https://doi.org/10.1016/S1876-3804(15)30045-8Литвин В.В. и др. (2009). Полимерное заводнение на опытном участке Самотлорского месторождения. Бурение и нефть, (4), pp. 34–37.Caili D., Qing Y. and Fulin Z. (2010). In-depth profile control technologies in China—A review of the state of the art. Petroleum Science and Technology, 28(13), pp. 1307–1315. https://doi.org/10.1080/10916460903419164Мирзоев К.М. и др.. (2012). Увеличение нефтеотдачи пластов и добычи нефти с помощью снижения объемов закачки воды и вибраций с учетом приливных движений Земли. Георесурсы, геоэнергетика, геополитика, 1(5).Esfahlan M.S., Khodapanah E. and Tabatabaei-Nezhad S.A. (2021). Comprehensive review on the research and field application of preformed particle gel conformance control technology. Journal of Petroleum Science and Engineering, 202, 108440. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.108440Тома А., Саюк Б., Абиров Ж. (2017). Полимерное заводнение для увеличения нефтеотдачи на месторождениях легкой и тяжелой нефти. Территория нефтегаз, (7–8), c. 58–67.Farajzadeh R. et al. (2012). Foam – oil interaction in porous media : Implications for foam assisted enhanced oil recovery. Advances in Colloid and Interface Science, 183–184, pp. 1–13. https://doi.org/10.1016/j.cis.2012.07.002Abdulbaki M. et al. (2014). Journal of Petroleum Science and Engineering A critical review on use of polymer microgels for conformance control purposes. Journal of Petroleum Science and Engineering, 122, pp. 741–753. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2014.06.034Farasat A. et al. (2017). Effects of reservoir temperature and water salinity on the swelling ratio performance of enhanced preformed particle gels. Korean J. Chem. Eng., 34(5), pp. 1509–1516. https://doi.org/10.1007/s11814-017-0017-1Akbari S. et al. (2019). A critical review of concept and methods related to accessible pore volume during polymer-enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 182, 106263. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.106263Goudarzi A. et al. (2014). New experiments and models for conformance control microgels. SPE Improved Oil Recovery Conference, SPE-169159. https://doi.org/10.2118/169159-MSBai B., Zhou J. and Yin M. (2015). A comprehensive review of polyacrylamide polymer gels for conformance control. Petroleum Exploration and Development, 42(4), pp. 525–532. https://doi.org/10.1016/S1876-3804(15)30045-8Guo P. et al. (2022). Chemical water shutoff agents and their plugging mechanism for gas reservoirs: A review and prospects. Journal of natural gas science and engineering, 104, 104658, https://doi.org/10.1016/j.jngse.2022.104658Caili D., Qing Y. and Fulin Z. (2010). In-depth profile control technologies in China—A review of the state of the art. Petroleum Science and Technology, 28(13), pp. 1307–1315. https://doi.org/10.1080/10916460903419164Kadyrov R., Mukhametshin V., Galiullina F. (2021). Methods of preparation and plugging materials application technology when waterproofing works on oil wells performing. Neftegazovoe delo, 19(1), pp. 77–84. (In Russ.) https://doi.org/10.17122/ngdelo-2021-1-77-84Esfahlan M.S., Khodapanah E. and Tabatabaei-Nezhad S.A. (2021). Comprehensive review on the research and field application of preformed particle gel conformance control technology. Journal of Petroleum Science and Engineering, 202, 108440. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.108440Ketova Y., Bai. B., Kazantsev A., Galkin S. (2019). Analysis of the efficiency of waterflooding of oil reservoirs using water-soluble polyacrylamide and preliminary cross-linked polyacrylamide particles. Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering, 19(3), pp. 251–262. (In Russ.) https://doi.org/10.15593/2224-9923/2019.3.5Farajzadeh R. et al. (2012). Foam – oil interaction in porous media : Implications for foam assisted enhanced oil recovery. Advances in Colloid and Interface Science, 183–184, pp. 1–13. https://doi.org/10.1016/j.cis.2012.07.002Litvin V. et al. (2009). Polymeric flooding on the experimental plot of Samotlorsky deposit. Burenie i neft, (4), pp. 34–37. (In Russ.)Farasat A. et al. (2017). Effects of reservoir temperature and water salinity on the swelling ratio performance of enhanced preformed particle gels. Korean J. Chem. Eng., 34(5), pp. 1509–1516. https://doi.org/10.1007/s11814-017-0017-1Mirzoev K. et al. (2012). Increase oil recovery by means of decrease injection water and vibrations taking into account tidal movements of the earth. Georesursy, geoenergetika, geopolitika, 1(5). (In Russ.)Goudarzi A. et al. (2014). New experiments and models for conformance control microgels. SPE Improved Oil Recovery Conference, SPE-169159. https://doi.org/10.2118/169159-MSSaghafi H.R. et al. (2016). Performance evaluation of optimized preformed particle gel (PPG) in porous media. Chemical Engineering Research and Design, 112, pp. 175–189. https://doi.org/10.1016/j.cherd.2016.06.004Guo P. et al. (2022). Chemical water shutoff agents and their plugging mechanism for gas reservoirs: A review and prospects. Journal of natural gas science and engineering, 104, 104658, https://doi.org/10.1016/j.jngse.2022.104658Thomas А. et al. (2017). Polymer flooding to increase oil recovery at light and heavy oil fields. Territoriya neftegaz, (7–8), pp. 58–67. (In Russ.)Saghafi H.R. et al. (2016). Performance evaluation of optimized preformed particle gel (PPG) in porous media. Chemical Engineering Research and Design, 112, pp. 175–189. https://doi.org/10.1016/j.cherd.2016.06.004Veliyev E. (2020). Review of modern in-situ fluid diversion technologies. SOCАR Proc., (2), pp. 50–66. (In Russ.) https://doi.org/10.5510/OGP20200200432Yu L., Sang Q. and Dong M. (2018). Enhanced oil recovery ability of branched preformed particle gel in heterogeneous reservoirs, Oil & Gas Science and Technology–Revue d’IFP Energies nouvelles, 73, p. 65. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2014.07.065Yu L., Sang Q. and Dong M. (2018). Enhanced oil recovery ability of branched preformed particle gel in heterogeneous reservoirs, Oil & Gas Science and Technology–Revue d’IFP Energies nouvelles, 73, p. 65. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2014.07.065Yuan C., Pu W. and Varfolomeev M.A. et al. (2020). Deformable Microgel for Enhanced Oil Recovery in High-Temperature and Ultrahigh-Salinity Reservoirs : How to Design the Particle Size of Microgel to Achieve Its Optimal Match with Pore Throat of Porous Media. SPE J., 26, pp. 2053–2067. https://doi.org/10.2118/197804-PAYuan C., Pu W. and Varfolomeev M.A. et al. (2020). Deformable Microgel for Enhanced Oil Recovery in High-Temperature and Ultrahigh-Salinity Reservoirs : How to Design the Particle Size of Microgel to Achieve Its Optimal Match with Pore Throat of Porous Media. SPE J., 26, pp. 2053–2067. https://doi.org/10.2118/197804-PA

The authors declare that there are no conflicts of interest present.