Исследования эффективности и опыт применения предварительно сшитых гелевых частиц для выравнивания профиля приемистости на месторождениях с высокой минерализацией Республики Татарстан

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.

1. Велиев 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/OGP20200200432

2. Кадыров 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-2021-1-77-84

3. Кетова 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/10.15593/2224-9923/2019.3.5

4. Литвин В.В. и др. (2009). Полимерное заводнение на опытном участке Самотлорского месторождения. Бурение и нефть, (4), pp. 34–37.

5. Мирзоев 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).

6. Тома А., Саюк Б., Абиров Ж. (2017). Полимерное заводнение для увеличения нефтеотдачи на месторождениях легкой и тяжелой нефти. Территория нефтегаз, (7–8), c. 58–67.

7. Abdulbaki 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.2014.06.034

8. Akbari 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.2019.106263

9. Bai 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)30045-8

10. 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/10.1080/10916460903419164

11. 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.2021.108440

12. 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.2012.07.002

13. 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/s11814-017-0017-1

14. 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-MS

15. Guo 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.2022.104658

16. 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.2016.06.004

17. Yu 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.2014.07.065

18. Yuan 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