Петраков Андрей Михайлович Известный специалист в области химических методов воздействия на пласт и призабойную зону скважин. Доктор технических наук.
Выпускник Московского института нефтяной и газовой промышленности им. И.М.Губкина. Работает во ВНИИ с 1981 года (с перерывом). Прошел путь инженера, младшего научного сотрудника, старшего научного сотрудника, ведущего научного сотрудника, заведующего лабораторией, заместителя директора, директора Научного центра повышения нефтеотдачи пластов.
Имеет более 60 публикаций, 2 авторских свидетельства, 6 патентов и два РД .
Основными продуктивными объектами месторождений Центрально-Хорейверского поднятия являются карбонатные девонские отложения фаменского яруса, характеризующиеся смешанной смачиваемостью, пластовой температурой около 70 оС и высокой минерализацией пластовой воды (до 210 г/л). В настоящее время для указанных объектов разработки проводится оценка возможности закачки различных химических реагентов для повышения коэффициента извлечения нефти. В статье дано описание схемы выбора и тестирования ПАВ и ПАВ-полимерной композиции и оценены потенциальные результаты закачки перспективных композиций. Варианты применения композиций ПАВ рассмотрены на основе высокоминерализованной попутно добываемой воды (без создания градиента минерализации). На первом этапе выбора композиций ПАВ тестировалась стабильность их водных растворов при минерализации пластовой воды, характерной для условий Центрально-Хорейверского поднятия. Затем оценивались уровень межфазного натяжения водного раствора ПАВ с нефтью и адсорбционные характеристики. При указанном уровне минерализации не достигаются условия формирования микроэмульсий типа (III) по Винзору водного раствора ПАВ с нефтью. В качестве целевых значений межфазного натяжения установлены величины порядка 10-2 и не более 10-1 мН/м. По результатам физико-химического тестирования выделены три наиболее перспективные композиции ПАВ, характеризующиеся приемлемым уровнем межфазного натяжения и статической адсорбции. Для оценки эффективности выбранных композиций выполнены фильтрационные эксперименты на составной модели керна. Максимальный достигнутый уровень довытеснения нефти из модельной пористой среды по сравнению с закачкой воды составил 22 %, указанный состав ПАВ выбран для дальнейших исследований. На следующем этапе проведены работы по выбору полимеров, оценке динамической адсорбции при прокачке ПАВ и полимеров через водонасыщенный керн и тестирование совместимости ПАВ и полимеров в составе одной композиции. Подтверждено низкое межфазное натяжение ПАВ-полимерной композиции с нефтью и отсутствие негативного влияния ПАВ на вязкость полимера. Полученные параметры использованы для построения секторной модели элемента разработки месторождения. При рассмотренных сценарных условиях закачка ПАВ-полимерной композиции характеризуется высокой технологической эффективностью.
Список литературы
1. Методики тестирования химических реагентов для обработки призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин // Стандарт предприятия АО «ВНИИнефть». – М.:АО «ВНИИнефть», 2017. – 33 с.
2. Рекомендуемые методы определения полимеров, используемых при процессах вторичной добычи нефти // API 63. – 1990. – 95 с.
3. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях // Стандарт предприятия АО «ВНИИнефть». – М.: АО «ВНИИнефть», 2017. – 26 с.
