МОДИФИКАЦИИ ТЕХНОЛОГИЙ МАЛОСОЛЬНОГО ЗАВОДНЕНИЯ И «УМНОГО» ЗАВОДНЕНИЯ

Р. Йебоах

Аннотация


Введение Поиск альтернативных, дешевых и экологически чистых методов увеличения нефтеотдачи привел к разработке и последующему внедрению технологий заводнения «умной» водой (Smart Water Flooding - SWF) и малосоленой водой (Low Salinity Water Flooding - LSWF). Эти технологии были испытаны в лабораторных условиях и успешно внедрены по всему миру на реальных месторождениях. Однако из-за уникальности каждого резервуара и, как правило, высоких капитальных и эксплуатационных затрат на шельфовые проекты существует необходимость постоянно адаптировать технологии для параметров определенного резервуара. Направления исследований за последние годы следующие: o применение карбонизированной «умной» воды в карбонатных пластах; o сочетание технологий полимерного и малосольного заводнения на шельфовых объектах; o нагнетание горячей малосольной воды в карбонатные пласты. Цели и задачи Анализ результатов лабораторных и промысловых исследований технологий малосольного заводнения и «умного» заводнения с целью изучения их механизма и усовершенствования. Результаты Результаты экспериментов показали, что при заводнении керна третичное восстановление по технологии SWI привело к восстановлению 4,8-9,5 %, тогда как по технологии CSWI получено дополнительной нефти в объеме 5,7-13,6 %. С точки зрения определения требуемой концентрации полимера и солености используемой нагнетаемой воды, показаны сокращение расхода полимера приблизительно в 5-10 раз и возможность использования в качестве добавочной малосольной воды вместо морской. При применении технологии горячего нагнетания малосольной воды усиленный ионный обмен и снижение вязкости нефти под воздействием тепловой энергии улучшают максимальное восстановление нефти на 7,8 % по сравнению с технологией LSWI без горячей воды. Однако для каждого конкретного месторождения рассматриваемые технологии должны быть исследованы дополнительно с целью обоснования их экономической целесообразности.

Ключевые слова


малосольное заводнение;«умное заводнение»;карбонизированная «умная» вода;полимерное и малосольное заводнение;горячая малосольная вода;изменение смачиваемости;low salinity water flooding;smart water flooding;carbonated smart water;polymer and low salinity water flooding;low salinity hot water injection;wettability alteration;

Полный текст:

PDF

Литература


Nasralla R.A., Alotaibi M.B., Nasr-El-Din H.A. Efficiency of Oil Recovery by Low Salinity Water Flooding in Sandstone Reservoirs // Paper SPE-144602-MS. 2011. http://dx.doi.org.ezproxy.uis.no/ 10.2118/144602-MS

Zhang Y., Morrow N.R. Comparison of Secondary and Tertiary Recovery with Change in Injection Brine Composition for Crude Oil/Sandstone Combinations // SPE Paper No. 99757. 2006

Zahid A., Shapiro A.A., Skauge A. Experimental Studies of Low Salinity Waterflooding Carbonate: a New Promising Approach // Proceedings of the SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia, SPE-155625-MS, Muscat, Oman, April 2012

Austad T., RazaeiDoust A., Puntervold T. Chemical Mechanism of Low Salinity Water Flooding in Sandstone Reservoirs // Paper SPE 129767 Proceedings of the 2010 SPE Improved Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, USA, 24-28 April, 2010

Taber J.J. Technical Screening Guides for the Enhanced Recovery of Oil // Proceedings of the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Francisco, October 1983. Society of Petroleum Engineers, SPE 12069. 1983

Thyne G., Gamage P. Evaluation of the Effect of Low Salinity Waterflooding for 26 Fields in Wyoming // Paper SPE 147410 Proceedings of the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Colorado, 30 October- 2 November. 2011

Skrettingland K., Holt T., Tweheyo M.T., Skjevark I. Snorre Low-Salinity-Water Injection-Coreflooding Experiments and Single-Well Field Pilot // SPE Reservoir Evaluation & Engineering 14 (2). 2011

Yongmao H. e.a. Laboratory Investigation of CO2 Flooding // Society of Petroleum Engineers. Nigeria Annual International Conference and Exhibition, Abuja, Nigeria, 2-4 August, 2004. SPE-88883-MS. 2004

Wiebe R., Gaddy V. The Solubility of Carbon Dioxide in Water at Various Temperatures from 12 to 40 °C and at Pressures to 500 Atmospheres // Journal of American Chemical Society. 1940. Vol. 62

Yi Z., Sarma H.K. Improving Waterflood Recovery Efficiency in Carbonate Reservoirs through Salinity Variations and Ionic Exchanges: A Promising Low-Cost «Smart-Waterflood» Approach // SPE-161631-MS. 2012

Kono F., Kato A., Shimokawara M., Tsushima K. Laboratory Measurements on Changes in Carbonate Rock Properties due to CO2-saturated Water Injection // SPE-172013-MS. 2014

Alibi Kilybay, Bisweswar Ghosh, Nithin Chacko Thomas, Nuhu Turosung Sulemana. The Petroleum Institute. Hybrid EOR Technology: Carbonated Water-Smart Water Flood Improved Recovery in Oil Wet Carbonate Formation: Part-II // SPE-185321-MS

Subhash Ayirala, Uehara-Nagamine Ernesto, Andreas Matzakos, Robert Chin, Peter Doe, Paul van Den Hoek. A Designer Water Process for Offshore Low Salinity and Polymer Flooding Applications. SPE 129926. 2010

Martin W.L. Results of a Tertiary Hot Waterflood in a Thin Sand Reservoir // J. Pet. Technol. SPE-1918-PA. 1968. No. 20 (7). P. 739-750. http://dx.doi.org/10.2118/1918-PA

Alajmi A.F.F., Algharaib M.K., Gharbi R.C. Experimental Evaluation of Heavy Oil Recovery by Hot Water Injection in a Middle Eastern Reservoir // SPE-120089-MS. 2009. http://dx.doi.org/10.2118/ 120089-MS

Kovscek A.R., Diabira I., Castanier L.M. 2000. An Experimental Investigation of Permeability and PorosityAlteration in Diatomite During Hot Fluid Injection // SPE-62558-MS. http://dx.doi.org/10.2118/ 62558-MS

Yousef A.A., Al-Saleh S.H., Al-Kaabi A. e.a. Laboratory Investigation of the Impact of Injection-Water Salinityand Ionic Content on Oil Recovery from Carbonate Reservoirs // SPE Res Eval & Eng. 2011. No. 14 (5). P. 578-593. SPE-137634-PA. http://dx.doi.org/10.2118/137634-PA

Duval K., Gutiérrez D., Petrakos D. e.a. Successful Application of Hot-Water Circulation in the Pelican Lake Field: Results and Analyses of the E29 Hot-Water-Injection Pilot // J Can Pet Technol. 2015. No. 54 (6). P. 361-371. SPE-174491PA. http://dx.doi.org/10.2118/174491-PA

Lee J.H., Jeong M.S., Lee K.S. Thermo-Mechanistic EOR Process Modeling in Deploying Low Salinity Hot Water Injection Under Carbonate Reservoirs // Hanyang University. IPTC-18660-MS




DOI: http://dx.doi.org/10.17122/ntj-oil-2018-5-42-56

Ссылки

  • На текущий момент ссылки отсутствуют.


(c) Р. Йебоах

Лицензия Creative Commons
Это произведение доступно по лицензии Creative Commons «Attribution» («Атрибуция») 4.0 Всемирная.