Proje Arkaplanı

Güneydoğu Asya'daki olgun bir kumtaşı rezervuarı 15 yıldan fazla bir süredir sular altında.Birkaç üretim kuyusunda %88'den fazla.

Rezervuar heterojenliği ve yüksek geçirgenlik çizgileri, erken su atılmasına ve kalan yağın verimsiz süpürülmesine neden oldu.

Ana rezervuar parametreleri:

• Rezervuar sıcaklığı: 72 ̊80°C

• Formasyon suyunun tuzluluğu: 55.000-68.000 ppm TDS

• Ortalama geçirgenlik: 450-900 mD

• Yağ viskozluğu: Orta derecede

İşletmeci, hareketlilik kontrolünü iyileştirmek ve saha ömrünü uzatmak için bir polimer sel çözümü aradı.

Teknik Zorluk

Geleneksel su sulamaları, enjekte edilen su ve ham petrol arasındaki zayıf hareketlilik oranını gösterdi.Büyük miktarda elde edilebilir petrolün atlanması.

Standart HPAM sınıflarını kullanan önceki polimer deneyleri:

• Yüksek tuzlu sularda belirgin viskozluk azalması

• Enjeksiyon sırasında kısmi mekanik bozulma

• Bölgeler arasında eşit olmayan enjeksiyon profili

Daha fazla tuz toleransı ve kesme kararlı PHPA polimerine ihtiyaç duyuldu.

Polimer Seçim Stratejisi

Kontrollü hidrolizli ve yüksek moleküler ağırlığa sahip petrol sahası kalitesi PHPA polimeri, aşağıdakilere dayanarak seçildi:

• Tuzluluk uyumluluğu testi

• Termal istikrar analizi

• Enjektiflik simülasyonu

• Çekirdek su baskınları laboratuvar değerlendirmesi

Polimer çözeltisi konsantrasyonu, geçirgenlik katmanlarına bağlı olarak% 0.15 ila% 0.25 arasında optimize edildi.

Polimer moleküler yapısını korumak için düşük kesme karıştırma ekipmanları kullanıldı.

Sahada Uygulama

Polimer enjeksiyon programı, 5 enjeksiyon kuyusu ve 12 üretim kuyusundan oluşan bir pilot alanda yürütüldü.

Uygulama adımları:

1. Polimer konsantrasyonunun kademeli olarak yükseltilmesi

2. Kuyu başındaki sürekli viskozluk izlemesi

3. Enjeksiyon profili kaydı

4. Ofset üretim kuyularında su kesimi izleme

İzleme süresi: 10 ay

Performans Sonuçları

6-10 aylık polimer su basmasından sonra:

• Pilot kuyularda ortalama petrol üretimi % 9,4 arttı

• Su kesimi büyümesi önemli üreticilerde dengelendi ve hafifçe düştü

• Çoklu katmanlarda enjeksiyon uyumluluğu iyileştirildi

• Yüksek geçirgenlik bölgelerinde gözlemlenen azalan su kanalı

• İnjektiflik kaybı rapor edilmemiştir.

Rezervuar simülasyonu, daha iyi bir hareketlilik oranı ve daha düzenli bir yer değiştirme cephesi gösterdi.

Teknik Yorum

Geliştirilmiş performans aşağıdakilerle ilişkilendirildi:

• Enjeksiyon suyunun viskozitesinin artması

• Su ve yağ arasındaki azalan hareketlilik oranı

• Gelişmiş hacimsel süpürme verimliliği

• Heterogen katmanlarda daha iyi uygunluk kontrolü

• Formasyon tuzlu suyun tuzlara dayanıklı polimer kararlılığı

PHPA polimeri, yüksek tuzluya rağmen yeterli viskozluğu korudu ve oluşum suyu koşullarıyla güçlü bir uyumluluğu gösterdi.

Ekonomik Etkileri

Pilot aşama gösterdi:

• Ölçülebilir artış petrol üretimi

• Olgun kuyuların üretken ömrünün uzatılması

• Su yönetimi verimliliğinin iyileştirilmesi

• Prognoz edilen zaman çerçevesinde olumlu ekonomik getiri

Pilot sonuçlarına dayanarak, operatör polimer sel programının genişletilmesini onayladı.

Sonuçlar

Bu durum, düzgün bir şekilde seçilen tuzlara dayanıklı PHPA polimerinin, yüksek tuzluluk koşullarında olgun rezervuarlarda hareketlilik kontrolünü önemli ölçüde iyileştirebileceğini doğruluyor.

Viskozite tasarımını, enjeksiyon stratejisini ve izleme protokollerini optimize ederek, polimer selleme, operasyonel istikrarı korurken petrol geri kazanımını artırabilir.

Teknik Destek

Bluwat Chemicals şunları sağlar:

• Depo eşleşmesi analizi

• Polimer viskozitesi tasarımı desteği

• Tuzluluk ve sıcaklık uyumluluğu testi

• Laboratuvar çekirdeği su baskını değerlendirme kılavuzu

• EOR projeleri için uzun vadeli polimer tedarikleri

Özel polimer sel çözümleri için teknik ekibimizle iletişime geçin.