Изучение механизма перераспределения фильтрационных потоков при закачке синтезированных сшитых гелей методом рентгеновской томографии керна
| Parent link: | Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов/ Национальный исследовательский Томский политехнический университет (ТПУ).— , 2015-.— 2413-1830 Т. 331, № 11.— 2020.— [С. 127-136] |
|---|---|
| Corporate Authors: | , |
| Other Authors: | , , , , |
| Summary: | Заглавие с титульного листа Актуальность. Для большинства месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции характерно преобладание высокообводненного фонда скважин, что определяет высокую востребованность в эффективных технологиях снижения обводненности продукции скважин. Для этих целей за рубежом широко применяется технология предварительно сформированных гелей (preformed particle gel - PPG). Вместе с тем для внедрения технологии PPG на отечественных месторождениях необходимо учесть их геолого-технологические условия эксплуатации. Данная задача решена для условий низкотемпературных пластов при высокой минерализации пластовой воды. В публикации представлены результаты тестирования разработанного полимера PPG и стандартного полимерного заводнения на терригенном керне. Цель: оценить возможность закачки предварительно сшитых полимерных частиц в терригенный керн, провести сравнительный анализ влияния суспензии полимерных частиц на поровое пространство керна с традиционным полимерным заводнением. Объект: терригенные керны Пермских месторождений, раствор водорастворимого полимера, суспензия частиц полимерного геля. Методика. Фильтрационные испытания проводились на установке для исследования керна при пластовых условиях. Методом рентгеновской томографии керна установлен механизм воздействия суспензии частиц полимерного геля на пласт. Проведен сравнительный анализ результатов охвата воздействием на поры различных размеров для технологии PPG и полимерного заводнения. Результаты. Авторами получены частицы полимерного геля (технология PPG), которые при закачке в виде суспензии через нагнетательную скважину способны кольматировать наиболее проницаемые интервалы. Состав полимера адаптирован к условиям низкотемпературных пластов при высокой минерализации пластовой воды. Приведены результаты испытания разработанного полимера на керновых моделях. При исследованиях привлечены данные метода рентгеновской томографии керна. Результаты томографических исследований позволили визуализировать и количественно рассчитать заполнение суспензией емкостного пространства породы с учетом размеров отдельных пор. Установлено, что разработанный полимер эффективно заполняет высокопроницаемые интервалы, перераспределяет потоки водной фазы в низкопроницаемые интервалы, значительно увеличивая охват порового пространства дисперсионной средой в сравнении с традиционным полимерным заводнением. The relevance. Most fields of the Volga-Ural oil and gas province are characterized by high water cut of wells that determines the high demand of effective technologies for decreasing excess water production. For these purposes, preformed particle gel (PPG) technology is widely used abroad. However, for PPG application in domestic oil fields, it is necessary to take into account their geological and technological operating conditions. This problem is solved for conditions of low-temperature formations with high salinity of formation water. The publication presents the test results of the developed PPG polymer and standard polymer flooding on sandstone core. The main aim is to evaluate the possibility of injection of PPG into a terrigenous core, to conduct a comparative analysis of PPG treatment with traditional polymer flooding. Object: terrigenous cores of Perm deposits, a solution of a water-soluble polyacrylamide, PPG. Method. Filtration tests were carried out on the filtration installation UIK-5VG. The X-ray tomography method was used to estimate the pore space changing after PPG treatment and compare it with traditional polymer flooding. Results. The authors synthesized particles of a polymer gel (PPG technology) for reservoir conformance control. During application of PPG through the injection well the gel particles are able to move through the near well bore zone and block the high permeable reservoir zones, that leads to redistribution of water flows to the low-permeable zones. The composition of the polymer is adapted to the conditions of low-temperature formations with high salinity of formation water. The article presents the test results of the developed polymer on core models. The studies involved the data from the method of X-ray tomography of the core. The results of tomographic studies made it possible to visualize and quantitatively calculate the filling of the core pore space with a suspension, taking into account the size of individual pores. It was established that the developed polymer fills highly permeable intervals much more efficiently than standard polyacrylamide flooding. |
| Language: | Russian |
| Published: |
2020
|
| Subjects: | |
| Online Access: | http://earchive.tpu.ru/bitstream/11683/63883/1/bulletin_tpu-2020-v331-i11-12.pdf https://doi.org/10.18799/24131830/2020/11/2892 |
| Format: | Electronic Book Chapter |
| KOHA link: | https://koha.lib.tpu.ru/cgi-bin/koha/opac-detail.pl?biblionumber=345437 |
MARC
| LEADER | 00000nla2a2200000 4500 | ||
|---|---|---|---|
| 001 | 345437 | ||
| 005 | 20231101034856.0 | ||
| 035 | |a (RuTPU)RU\TPU\book\377274 | ||
| 035 | |a RU\TPU\book\377272 | ||
| 090 | |a 345437 | ||
| 100 | |a 20201130d2020 k y0rusy50 ca | ||
| 101 | 0 | |a rus | |
| 102 | |a RU | ||
| 135 | |a drcn ---uucaa | ||
| 181 | 0 | |a i | |
| 182 | 0 | |a b | |
| 200 | 1 | |a Изучение механизма перераспределения фильтрационных потоков при закачке синтезированных сшитых гелей методом рентгеновской томографии керна |f С. В. Галкин, Ю. А. Кетова, Я. В. Савицкий [и др.] | |
| 203 | |a Текст |c электронный | ||
| 215 | |a 1 файл (983 Kb) | ||
| 230 | |a Электронные текстовые данные (1 файл : 983 Kb) | ||
| 300 | |a Заглавие с титульного листа | ||
| 320 | |a [Библиогр.: с. 133-134 (21 назв.)] | ||
| 330 | |a Актуальность. Для большинства месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции характерно преобладание высокообводненного фонда скважин, что определяет высокую востребованность в эффективных технологиях снижения обводненности продукции скважин. Для этих целей за рубежом широко применяется технология предварительно сформированных гелей (preformed particle gel - PPG). Вместе с тем для внедрения технологии PPG на отечественных месторождениях необходимо учесть их геолого-технологические условия эксплуатации. Данная задача решена для условий низкотемпературных пластов при высокой минерализации пластовой воды. В публикации представлены результаты тестирования разработанного полимера PPG и стандартного полимерного заводнения на терригенном керне. Цель: оценить возможность закачки предварительно сшитых полимерных частиц в терригенный керн, провести сравнительный анализ влияния суспензии полимерных частиц на поровое пространство керна с традиционным полимерным заводнением. Объект: терригенные керны Пермских месторождений, раствор водорастворимого полимера, суспензия частиц полимерного геля. Методика. Фильтрационные испытания проводились на установке для исследования керна при пластовых условиях. Методом рентгеновской томографии керна установлен механизм воздействия суспензии частиц полимерного геля на пласт. Проведен сравнительный анализ результатов охвата воздействием на поры различных размеров для технологии PPG и полимерного заводнения. | ||
| 330 | |a Результаты. Авторами получены частицы полимерного геля (технология PPG), которые при закачке в виде суспензии через нагнетательную скважину способны кольматировать наиболее проницаемые интервалы. Состав полимера адаптирован к условиям низкотемпературных пластов при высокой минерализации пластовой воды. Приведены результаты испытания разработанного полимера на керновых моделях. При исследованиях привлечены данные метода рентгеновской томографии керна. Результаты томографических исследований позволили визуализировать и количественно рассчитать заполнение суспензией емкостного пространства породы с учетом размеров отдельных пор. Установлено, что разработанный полимер эффективно заполняет высокопроницаемые интервалы, перераспределяет потоки водной фазы в низкопроницаемые интервалы, значительно увеличивая охват порового пространства дисперсионной средой в сравнении с традиционным полимерным заводнением. | ||
| 330 | |a The relevance. Most fields of the Volga-Ural oil and gas province are characterized by high water cut of wells that determines the high demand of effective technologies for decreasing excess water production. For these purposes, preformed particle gel (PPG) technology is widely used abroad. However, for PPG application in domestic oil fields, it is necessary to take into account their geological and technological operating conditions. This problem is solved for conditions of low-temperature formations with high salinity of formation water. The publication presents the test results of the developed PPG polymer and standard polymer flooding on sandstone core. The main aim is to evaluate the possibility of injection of PPG into a terrigenous core, to conduct a comparative analysis of PPG treatment with traditional polymer flooding. Object: terrigenous cores of Perm deposits, a solution of a water-soluble polyacrylamide, PPG. Method. Filtration tests were carried out on the filtration installation UIK-5VG. The X-ray tomography method was used to estimate the pore space changing after PPG treatment and compare it with traditional polymer flooding. | ||
| 330 | |a Results. The authors synthesized particles of a polymer gel (PPG technology) for reservoir conformance control. During application of PPG through the injection well the gel particles are able to move through the near well bore zone and block the high permeable reservoir zones, that leads to redistribution of water flows to the low-permeable zones. The composition of the polymer is adapted to the conditions of low-temperature formations with high salinity of formation water. The article presents the test results of the developed polymer on core models. The studies involved the data from the method of X-ray tomography of the core. The results of tomographic studies made it possible to visualize and quantitatively calculate the filling of the core pore space with a suspension, taking into account the size of individual pores. It was established that the developed polymer fills highly permeable intervals much more efficiently than standard polyacrylamide flooding. | ||
| 453 | |t X-ray analysis of conformance control technology based on preformed particle gel treatment |o translation from Russian |f S. V. Galkin [et al.] |c Tomsk |n TPU Press |d 2015- |d 2020 | ||
| 453 | |t Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering | ||
| 453 | |t Vol. 331, № 11 | ||
| 461 | 1 | |0 (RuTPU)RU\TPU\book\312844 |x 2413-1830 |t Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов |f Национальный исследовательский Томский политехнический университет (ТПУ) |d 2015- | |
| 463 | 1 | |0 (RuTPU)RU\TPU\book\377262 |t Т. 331, № 11 |v [С. 127-136] |d 2020 | |
| 610 | 1 | |a полимеры | |
| 610 | 1 | |a полиакриламиды | |
| 610 | 1 | |a выравнивание | |
| 610 | 1 | |a приемистость | |
| 610 | 1 | |a пласты | |
| 610 | 1 | |a рентгеновская томография | |
| 610 | 1 | |a керны | |
| 610 | 1 | |a частицы | |
| 610 | 1 | |a гели | |
| 610 | 1 | |a обводненность | |
| 610 | 1 | |a перераспределение | |
| 610 | 1 | |a фильтрационные потоки | |
| 610 | 1 | |a закачка | |
| 610 | 1 | |a электронный ресурс | |
| 610 | |a polymer | ||
| 610 | |a polyacrylamide | ||
| 610 | |a reservoir profile conformance control | ||
| 610 | |a core X-ray tomography | ||
| 610 | |a preformed particle gel | ||
| 610 | |a water cut | ||
| 701 | 1 | |a Галкин |b С. В. |g Сергей Владиславович |6 z01712 | |
| 701 | 1 | |a Кетова |b Ю. А. |g Юлия Анатольевна |6 z02712 | |
| 701 | 1 | |a Савицкий |b Я. В. |g Ян Владимирович |6 z03712 | |
| 701 | 0 | |a Канг Ванли |6 z04712 | |
| 701 | 1 | |a Сарсенбекулы |b Б. |g Бауыржан |6 z05712 | |
| 712 | 0 | 2 | |a Пермский национальный исследовательский политехнический университет (ПНИПУ) |c (2011- ) |2 stltpush |3 (RuTPU)RU\TPU\col\19942 |6 z01701 |
| 712 | 0 | 2 | |a Пермский национальный исследовательский политехнический университет (ПНИПУ) |c (2011- ) |2 stltpush |3 (RuTPU)RU\TPU\col\19942 |6 z02701 |
| 712 | 0 | 2 | |a Пермский национальный исследовательский политехнический университет (ПНИПУ) |c (2011- ) |2 stltpush |3 (RuTPU)RU\TPU\col\19942 |6 z03701 |
| 712 | 0 | 2 | |a Китайский нефтяной университет (Восточный Китай) |6 z04701 |
| 712 | 0 | 2 | |a Китайский нефтяной университет (Восточный Китай) |6 z05701 |
| 801 | 2 | |a RU |b 63413507 |c 20201207 |g RCR | |
| 856 | 4 | |u http://earchive.tpu.ru/bitstream/11683/63883/1/bulletin_tpu-2020-v331-i11-12.pdf | |
| 856 | 4 | |u https://doi.org/10.18799/24131830/2020/11/2892 | |
| 942 | |c CF | ||