georesГеоресурсыGeoresources1608-50431608-5078Georesursy LLC10.18599/grs.2025.4.8geores-620Research ArticleСТАТЬИRESEARCH ARTICLESМоделирование процесса закачки полимера в пласт с учетом скорости сдвигаModeling the Process of Polymer Injection Into the Reservoir Taking Into Account the Shear RateПерсоваМ. Г.PersovaM. G.

Марина Геннадьевна Персова – доктор тех. наук, профессор, заведующий научно-исследовательской лабораторией моделирования и обработки данных наукоемких технологий

630073, Новосибирск, пр. К. Маркса, д. 20 

Marina G. Persova – Dr. Sci. (Engineering), Professor, Head of the Laboratory of Modeling and Data Processing of High Technologies

20 Prospekt K. Marksa, Novosibirsk,630073

mpersova@mail.ruСоловейчикЮ. Г.SoloveichikYu. G.

Юрий Григорьевич Соловейчик  – доктор тех. наук, профессор, заведующий кафедрой прикладной математики

630073, Новосибирск, пр. К. Маркса, д. 20 

Yuri G. Soloveichik – Dr. Sci. (Engineering), Professor, Head of Department of Applied Mathematics

20 Prospekt K. Marksa, Novosibirsk,630073

soloveychik@ami.nstu.ruЛеоновичД. А.LeonovichD. A.

Дарьяна Александровна Леонович – младший научный сотрудник научно-исследовательской лаборатории моделирования и обработки данных наукоемких технологий

630073, Новосибирск, пр. К. Маркса, д. 20 

Daryana A. Leonovich – Junior Researcher at Laboratory of Modeling and Data Processing of High Technologies

20 Prospekt K. Marksa, Novosibirsk,630073

Leonovich.D.A@yandex.ruНасыбуллинА. В.NasybullinA. V.

Арслан Валерьевич Насыбуллин – доктор тех. наук, профессор, заведующий кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

423462, Альметьевск, ул. советская, д. 186А 

Arslan V. Nasybullin – Dr. Sci. (Engineering), Head of Department of Development and Operation of Oil and Gas Fields

186A Sovetskaya St., Almetyevsk 423450

arsval@bk.ruОреховЕ. В.OrekhovE. V.

Евгений Валерьевич Орехов – старший преподаватель кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

423462, Альметьевск, ул. советская, д. 186А 

Eugene V. Orekhov – Senior Lecturer of Department of Development and Operation of Oil and Gas Fields

186A Sovetskaya St., Almetyevsk 423450

opexov@yandex.ruНовосибирский государственный технический университетРоссияNovosibirsk State Technical UniversityRussian FederationАльметьевский государственный технологический университет «Высшая школа нефти»РоссияAlmetyevsk State Oil InstituteRussian Federation202530122025274276285Copyright © Персова М.Г., Соловейчик Ю.Г., Леонович Д.А., Насыбуллин А.В., Орехов Е.В., 20252025Персова М.Г., Соловейчик Ю.Г., Леонович Д.А., Насыбуллин А.В., Орехов Е.В.Persova M.G., Soloveichik Y.G., Leonovich D.A., Nasybullin A.V., Orekhov E.V.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/620

Работа посвящена анализу влияния скорости сдвига на результаты гидродинамического моделирования в пластовых системах при планировании и оптимизации технологий полимерного заводнения в задачах нефтедобычи. Трехмерное гидродинамическое моделирование выполняется с учетом того, что вязкость вытесняющего агента в пласте вычисляется по таблично заданной зависимости ее от концентрации полимера и скорости сдвига. В работе представлены результаты вычислительных экспериментов при проведении полимерного заводнения для трехмерной модели пласта с учетом и без учета скорости сдвига для двух типов нефти и полимеров. Даны оценки эффективности полимерного заводнения. Показано, что от скорости сдвига существенно зависит забойное давление. Поэтому неучет скорости сдвига при планировании может повлечь неправильные выводы о возможных суточных объемах и концентрациях закачки полимера, неверные прогнозы забойных давлений, а также приводить к существенным искажениям оценки эффективности полимерного заводнения в целом.

The paper is devoted to the analysis of the influence of the shear rate on the results of hydrodynamic modeling in reservoirs when planning and optimizing polymer flooding technologies in oil production problems. Three-dimensional hydrodynamic modeling is performed taking into account that the viscosity of the displacing agent in the reservoir is calculated according to a tabularly specified dependence on the polymer concentration and shear rate. The paper presents the results of computational experiments for polymer flooding for a three-dimensional reservoir model with and without taking into account the shear rate for two types of oil and polymers. Evaluations of the polymer flooding efficiency are given. It is shown that the bottomhole pressure significantly depends on the shear rate. Therefore, failure to take into account the shear rate during planning may lead to incorrect conclusions about possible daily volumes and concentrations of polymer injection, incorrect predictions of bottomhole pressures, and also lead to significant distortions in the assessment of the effectiveness of polymer flooding as a whole.

полимерное заводнениегидродинамическое 3D-моделированиескорость сдвигамногофазный многокомпонентный потокpolymer flooding3D hydrodynamic modelingshear ratemultiphase multicomponent flowReferencesАлександров В.М., Закиров Н.Н., Телегин И.Г., Закиров Р.Н. (2024). Гидродинамическое моделирование процессов комплексного нестационарного и полимерного заводнения на неоднородных породах-коллекторов. Нефтегазовое дело, 22(6), c. 102–109. https://doi.org/10.17122/ngdelo-2024-6-102-109Alexandrov V.M., Zakirov N.N., Telegin I.G., Zakirov R.N. (2024). Simulation of complex transient and polymer waterflooding processes on heterogeneous reservoir rocks. Neftegazovoe delo, 22(6), pp. 102–109. (In Russ.) https://doi.org/10.17122/ngdelo-2024-6-102-109Мазаев, В.В., Толстолыткин, Д.В., Земцов, Ю.В. (2023). Разработка неоднородных по проницаемости коллекторов с использованием нестационарного полимерного заводнения. Нефтяное хозяйство, 4, c. 71–75. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-4-71-75Castro R., Pérez R., Maya G., Quintero H., Jimenez R., García H., Quintero L. (2016). Polymer Flooding Process to Increase Recovery Factor. Georesursy = Georesources, 18(4-1), pp. 271–280. https://doi.org/10.18599/grs.18.4.4Муратова З.М., Туяков Н.К., Таджибаев М.О. (2023). О подходах к решению проблем при моделировании полимерного заводнения на месторождении Каламкас. Вестник нефтегазовой отрасли Казахстана, 5(4), c. 24–36. https://doi.org/10.54859/kjogi108668Hernandez F.A.T., Niño, J.C.L., Moreno R.L. (2018). Effects of salts and temperature on rheological and viscoelastic behavior of low molecular weight HPAM solutions. Revista Fuentes, 16(1), pp. 19–35. https://doi.org/10.18273/revfue.v16n1-2018002Насыбуллин А.В., Бурлуцкий Е.А., Хаярова Д.Р., Садреева Р.Х., Орехов Е.В., Пименов А.А. (2024). Исследование нелинейных эффектов фильтрации полимерных растворов через пористые среды. Нефтяное хозяйство, 3, c. 67–69. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-3-67-69Joshi, D., Maurya, N. K., Kumar, N., Mandal, A. (2022). Experimental investigation of silica nanoparticle assisted Surfactant and polymer systems for enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 216, 110791. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110791Насыбуллин А.В., Персова М.Г., Орехов Е.В., Шайдуллин Л.К., Соловейчик Ю.Г., Патрушев И.И. (2022). Моделирование ПАВ-полимерного заводнения на участке Бурейкинского месторождения. Нефтяное хозяйство, (7), c. 38–42. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-7-38-42Lopes L.F., Silveira B.M.O., Moreno R.B.Z.L. (2014). Rheological Evaluation of HPAM fluids for EOR Applications. International Journal of Engineering & Technology, 14(3), pp. 35–41.Онегов Н.А., Подопригора Д.Г., Бязров Р.Р., Шамсутдинова Г.Т., Галимов В.В. (2024). Полимерное заводнение: лабораторные исследования образцов частично гидролизованных полимеров в свободных объемах при проектировании внедрения технологии. Деловой журнал Neftegaz.RU, 1(145), с. 60–66.Mazaev V.V., Tolstolytkin D.V., Zemtsov Yu.V. (2023). Applying unsteady-state polymer flooding to develop reservoirs with heterogeneous permeability. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 4, pp. 71–75. (In Russ.) https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-4-71-75Подопригора Д.Г., Бязров Р.Р., Христич Е.А. (2022). Текущий уровень и перспективы развития технологий большеобъемных закачек с использованием полимеров для повышения нефтеотдачи. Вестник евразийской науки, 14(2), 37. https://doi.org/10.15862/37NZVN222Mirzaie Yegane M., Boukany P. E., Zitha P. (2022). Fundamentals and recent progress in the flow of water-soluble polymers in porous media for enhanced oil recovery. Energies, 15(22), 8575. https://doi.org/10.3390/en15228575Тома А., Саюк Б., Абиров Ж., Мазбаев Е. (2017). Полимерное заводнение для увеличения нефтеотдачи на месторождениях легкой и тяжелой нефти. Территория Нефтегаз, 7–8, c. 58–68.Morelato Assunção, P., Rodrigues, L. M., & Romero, O. J. (2011). Effect of polymer injection on the mobility ratio and oil recovery. SPE International Heavy Oil Conference and Exhibition (pp. SPE-148875). https://doi.org/10.2118/148875-MSCastro R., Pérez R., Maya G., Quintero H., Jimenez R., García H., Quintero L. (2016). Polymer Flooding Process to Increase Recovery Factor. Georesursy = Georesources, 18(4-1), pp. 271–280. https://doi.org/10.18599/grs.18.4.4Muratova Z.M, Tuyakov N.K., Tajibayev M.O. (2023). On approaches to solving problems when modeling polymer flooding at the Kalamkas oil field. Kazakhstan journal for oil & gas industry, 5(4), pp. 24–36. (In Russ.) https://doi.org/10.54859/kjogi108668Hernandez F.A.T., Niño, J.C.L., Moreno R.L. (2018). Effects of salts and temperature on rheological and viscoelastic behavior of low molecular weight HPAM solutions. Revista Fuentes, 16(1), pp. 19–35. https://doi.org/10.18273/revfue.v16n1-2018002Nasybullin A.V., Burlutsky E.A., Khayarova D.R., Sadreeva R.Kh., Orekhov E.V., Pimenov A.A. (2024). Investigation of nonlinear effects of the flow of polymer solutions through porous media. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 3, pp. 67–69. (In Russ.) https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-3-67-69Joshi, D., Maurya, N. K., Kumar, N., Mandal, A. (2022). Experimental investigation of silica nanoparticle assisted Surfactant and polymer systems for enhanced oil recovery. Journal of Petroleum Science and Engineering, 216, 110791. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110791Nasybullin, A.V., Persova, M.G., Orekhov, E.V., Shaidullin, L.K., Soloveichik, Yu.G., Patrushev, I.I. (2022) Modeling of surfactant-polymer flooding on Bureikinskoye field block. Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 7, pp. 38–42. (In Russ.) https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-7-38-42Lopes L.F., Silveira B.M.O., Moreno R.B.Z.L. (2014). Rheological Evaluation of HPAM fluids for EOR Applications. International Journal of Engineering & Technology, 14(3), pp. 35–41.Onegov N.A., Podoprigora D.G., Byazrov R.R., Shamsutdinova G.T., Galimov V.V. (2024). Polymer flooding: laboratory studies of partially hydrolyzed polymer samples in free volumes in the design of technology implementation. Delovoy zhurnal Neftegaz.RU, 1(145), pp. 60–66. (In Russ.)Mirzaie Yegane M., Boukany P. E., Zitha P. (2022). Fundamentals and recent progress in the flow of water-soluble polymers in porous media for enhanced oil recovery. Energies, 15(22), 8575. https://doi.org/10.3390/en15228575Persova M.G., Soloveichik Y.G., Vagin D.V., Grif A.M., Kiselev D.S., Patrushev I.I., Nasybullin A.V., Ganiev B.G. (2021). The design of highviscosity oil reservoir model based on the inverse problem solution. Journal of Petroleum Science and Engineering, 199, 108245. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.108245Morelato Assunção, P., Rodrigues, L. M., & Romero, O. J. (2011). Effect of polymer injection on the mobility ratio and oil recovery. SPE International Heavy Oil Conference and Exhibition (pp. SPE-148875). https://doi.org/10.2118/148875-MSPodoprigora D.G., Bjazrov R.R., Hristich E.A. (2022). The current level and prospects for the development of large-volume injection technologies using polymers to increase oil recovery. Vestnik evrazijskoj nauki, 14(2), 37. (In Russ.) https://doi.org/10.15862/37NZVN222Persova M.G., Soloveichik Y.G., Vagin D.V., Grif A.M., Kiselev D.S., Patrushev I.I., Nasybullin A.V., Ganiev B.G. (2021). The design of highviscosity oil reservoir model based on the inverse problem solution. Journal of Petroleum Science and Engineering, 199, 108245. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.108245Rock A., Hincapie R.E., Tahir M., Langanke N., Ganzer L. (2020). On the role of polymer viscoelasticity in enhanced oil recovery: Extensive laboratory data and review. Polymers, 12(10), 2276. https://doi.org/10.3390/polym12102276Rock A., Hincapie R.E., Tahir M., Langanke N., Ganzer L. (2020). On the role of polymer viscoelasticity in enhanced oil recovery: Extensive laboratory data and review. Polymers, 12(10), 2276. https://doi.org/10.3390/polym12102276Soloveichik Y.G., Persova M.G., Grif A.M., Ovchinnikova A.S., Patrushev I.I., Vagin D.V., Kiselev D.S. (2022). A method of FE modeling multiphase compressible flow in hydrocarbon reservoirs. Computer Methods in Applied Mechanics and Engineering, 390, 114468. https://doi.org/10.1016/j.cma.2021.114468Soloveichik Y.G., Persova M.G., Grif A.M., Ovchinnikova A.S., Patrushev I.I., Vagin D.V., Kiselev D.S. (2022). A method of FE modeling multiphase compressible flow in hydrocarbon reservoirs. Computer Methods in Applied Mechanics and Engineering, 390, 114468. https://doi.org/10.1016/j.cma.2021.114468Thomas, A., Sahuc, B., Abirov, Zh., Mazbayev, Ye. (2017). Polymer Flooding to Increase Oil Recovery at Light and Heavy Oil Fields. Territorija NEFTEGAZ, 7–8, pp. 58–67. (In Russ.)Wang H. (2023). Numerical Simulation of High Concentration Polymer Flooding in Oilfield Development. International Journal of Geosciences, 14(4), pp. 329–336. https://10.4236/ijg.2023.144018Wang H. (2023). Numerical Simulation of High Concentration Polymer Flooding in Oilfield Development. International Journal of Geosciences, 14(4), pp. 329–336. https://10.4236/ijg.2023.144018

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