История проекта

В Юго-Восточной Азии водоем из песчаника находился под водой более 15 лет.более 88% в нескольких скважинах добычи.

Гетерогенность резервуара и высокопроницаемые полосы привели к раннему прорыву воды и неэффективному смыванию оставшейся нефти.

Ключевые параметры резервуара:

• Температура резервуара: 72°80°C

• Соленость воды образования: 55 000-68 000 ppm TDS

• Средняя проницаемость: 450-900 мД

• Вязкость масла: умеренная

Оператор искал решение для полимерного наводнения, чтобы улучшить управление мобильностью и продлить срок службы.

Техническая проблема

При обычных наводнениях воды имели низкое соотношение подвижности между впрыскиваемой водой и сырой нефтью.обход значительных объемов извлекаемой нефти.

Предыдущие испытания полимера с использованием стандартных сортов HPAM:

• Заметное снижение вязкости в воде с высокой соленостью

• Частичное механическое разрушение во время инъекции

• Неравномерный профиль инъекции в зонах

Требовался более стойкий к соли и стабильный к сдвигу полимер PHPA.

Стратегия отбора полимеров

Полимер PHPA нефтяного класса с контролируемым гидролизом и высокой молекулярной массой был выбран на основе:

• Испытания соляной совместимости

• Анализ тепловой устойчивости

• Симуляция инжективности

• Лабораторная оценка наводнения ядра

Концентрация полимерного раствора была оптимизирована от 0,15% до 0,25% в зависимости от проницаемости слоев.

Для сохранения молекулярной структуры полимера использовали оборудование для смешивания с низким сокращением.

Реализация на местах

Программа впрыска полимера проводилась в пилотной зоне, состоящей из 5 впрысков и 12 производственных скважин.

Шаги осуществления:

1. Постепенное повышение концентрации полимера

2. Постоянный мониторинг вязкости на скважине

3. Регистрация профиля инъекции

4. Отслеживание отсека воды в скважинах офсетного производства

Период мониторинга: 10 месяцев

Результаты работы

После 6-10 месяцев полимерного наводнения:

• Средняя добыча нефти в пилотных скважинах выросла на 9,4%

• Рост сокращения водоснабжения стабилизировался и незначительно снизился у ключевых производителей

• Улучшенное соответствие впрыска на нескольких слоях

• Снижение водоснабжения в зонах с высокой проницаемостью

• О серьезной потере инъективности не сообщалось.

Симуляция резервуара показала улучшенное соотношение подвижности и более равномерное переднее смещение.

Техническая интерпретация

Улучшение показателей было связано с:

• Увеличение вязкости воды для инъекций

• Уменьшенное соотношение подвижности между водой и маслом

• Улучшенная объемная эффективность стерилизации

• Лучший контроль соответствия в гетерогенных слоях

• Стабильность солестойких полимеров в солевых соломах

Полимер PHPA сохранил достаточную вязкость, несмотря на повышенную соленость, демонстрируя сильную совместимость с условиями воды формирования.

Экономическое влияние

На пилотном этапе было продемонстрировано:

• Измеримое дополнительное производство нефти

• Продленный продуктивный срок службы зрелых скважин

• Улучшение эффективности управления водными ресурсами

• Положительная экономическая отдача в течение прогнозируемого периода

На основании результатов пилотного проекта оператор одобрил расширение программы полимерного наводнения.

Заключение

Этот случай подтверждает, что правильно подобранный солеустойчивый полимер PHPA может значительно улучшить контроль подвижности в зрелых водоемах с высокой соленостью.

Оптимизируя конструкцию вязкости, стратегию впрыска и протоколы мониторинга, полимерное наводнение может улучшить восстановление нефти при сохранении операционной стабильности.

Техническая поддержка

Bluwat Chemicals предоставляет:

• Анализ соответствия резервуара

• Поддержка проектирования вязкости полимера

• Испытания солености и температурной совместимости

• Руководство по оценке наводнения лабораторного ядра

• Долгосрочное снабжение полимерами для проектов EOR

Свяжитесь с нашей технической командой для индивидуальных решений полимерного наводнения.