Комбинированная газохимическая технология увеличения нефтеотдачи

UDK: 622.276.6

DOI: 10.24887/0028-2448-2025-9-49-55

Ключевые слова: нефтяной газ, газовые и газохимические методы увеличения нефтеотдачи (МУН), поверхностно-активные вещества (ПАВ)

Авт.: П.Н. Беловус (Группа компаний «Газпром нефть»); М.В. Звада (Группа компаний «Газпром нефть»); А.В. Пенигин (Группа компаний «Газпром нефть»); И.В. Коваленко, к.т.н. (Группа компаний «Газпром нефть»); А.В. Войводяну (Группа компаний «Газпром нефть»); В.И. Вирт (Группа компаний «Газпром нефть»); Д.М. Колесников (Группа компаний «Газпром нефть»); В.В. Иликбаев (Группа компаний «Газпром нефть»)

Статья посвящена разработке контактных залежей нефтяных оторочек, которая часто бывает осложнена высокой неоднородностью коллекторских свойств пород, а также неблагоприятным соотношением подвижностей флюидов водо- и газонапорных горизонтов относительно нефти. Данные особенности объектов приводят к рискам преждевременного расформирования оторочки, прорыва нецелевых флюидов к добывающим скважинам, снижения коэффициентов охвата и вытеснения, и как следствие, к низкой эффективности конечной выработки запасов. Одновременно с этим при разработке подгазовых залежей значительные объемы добычи нефтяного газа в условиях ограниченности его рынков сбыта, транспортной инфраструктуры и удаленности месторождения от основных потребителей требуют поиска эффективных способов утилизации или полезного использования газа. В процессе работы проведен обзор газовых и газохимических методов увеличения нефтеотдачи с целью повышения добычи жидких углеводородов и увеличения доли полезного использования нефтяного газа. Выполнен анализ применимости рассматриваемых методов для условий одного из нефтегазоконденсатных месторождений «Газпром нефти» (месторождение N) и предложена к рассмотрению перспективная технология LTG (Low Tension Gas), сочетающая эффекты по вытеснению остаточной нефти и контролю ее подвижности за счет создания в пласте стабильного пенного фронта.

Список литературы

1. Review of BP’s Global Gas Injection Projects / Bh. Jhaveri [et al.] // SPE-171780-MS. – 2014. – https://doi.org/10.2118/171780-MS. – EDN: XUNKPD

2. Alvarado V., Manrique E. Enhanced Oil Recovery: An Update Review // Energies. – 2010. – V. 3. – P. 1529–1575. – https://doi.org/10.3390/en3091529. –

EDN: RIIBGT

3. Thomas S. Enhanced Oil Recovery - An Overview // Oil and Gas Science and Technology, Institut franais du ptrole. – 2007. – V. 63. – No. 1. – P. 9-19. – https://doi.org/10.2516/ogst

4. Shi J.X. Simulation and Experimental Studies of Foam for Enhanced Oil Recovery. – Texas: Dissertation, The University of Texas at Austin, 1996.

5. Foam Mobility Control for Surfactant EOR / R.F. Li, W. Yan, S. Liu [et al.] // SPE-113910-MS. – 2008. – https://doi.org/10.2118/113910-MS

6. Turta A.T., Singhal A.K. Field foam applications in enhanced oil recovery projects: screening and design aspects. – Journal of Canadian Petroleum Technology. – 2002. – V. 41(10). – https://doi.org/10.2118/02-10-14

7. Shan D. Simulation Study of Gravity Override for Foam Processes. – Texas: The University of Texas at Austin, 2001.

8. Rossen W.R., Van Duijn C.J. Gravity segregation in steady-state horizontal flow in homogenous reservoirs // Journal of Petroleum Science and Engineering. –

2004. – V. 43. – P.99–111. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2004.01.004

9. Foam for Gas Mobility Control in the Snorre Field: The FAWAG Project / T. Blaker, M.G. Aarra, A. Skauge [et al.] // SPE-78824-PA. – 2022. – http://doi.org/10.2118/78824-PA

10. Martin F.D. Laboratory Investigations in the Use of Polymers in Low Permeability Reservoirs / // SPE-5100-MS. –1974. – https://doi.org/10.2118/5100-MS

11. Srivastava M. Foam Assisted Low Interfacial Tension Enhanced Oil Recovery Process. Texas: The University of Texas at Austin, 2010.

12. A Systematic Study of Alkaline-Surfactant-Gas Injection as an EOR Technique / M. Srivastava, J. Zhang, Q.P. Nguyen, G.A. Pope // SPE-124752-MS. – 2009. – https://doi.org/10.2118/124752-MS

13. Szlendak S.M., Nguyen N., Nguyen Q.P. Laboratory Investigation of Low-Tension-Gas Flooding for Improved Oil Recovery in Tight Formations //

SPE-159841-MS. – 2013. – https://doi.org/10.2118/159841-MS

14. Successful field test of the first ultra-low interfacial tension foam flood / D. Wang, J. Cheng, Z. Yang Z [et al.] // SPE-72147-MS. – 2001. – http://doi.org/10.2523/72147-MS

15. ASP Experiments in Indiana Limestone using NaOH to Reduce Surfactant Retention / M. Maubert, P. Jith Liyanage, G. Pope [et al.] // SPE-190187-MS. – 2022. – http://doi.org/10.2118/190187-MS

16. Hirasaki G., Zhang D.L. Surface Chemistry of Oil Recovery From Fractured, Oil-Wet, Carbonate Formations // SPE-80988-MS. – 2004. – https://doi.org/10.2118/80988-MS