Обоснование применения полимерного заводнения на месторождениях маловязкой нефти
Тагиров К.Д., Подкорытов А.А., Мухаметдинова А.Д.
DOI: https://doi.org/10.25689/NP.2026.2.129-140
Аннотация
Статья посвящена обоснованию применения технологии полимерного заводнения для повышения нефтеотдачи на месторождениях с низковязкой нефтью. Опровергается устоявшееся мнение, что полимерное заводнение эффективно только для высоковязких нефтей, в то время как для маловязких следует применять технологии на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ). Авторы доказывают, что ключевым фактором эффективности являются не только вязкостные, но и вязкоупругие свойства полимерных растворов. Эти свойства, проявляющиеся при высоких концентрациях полимера (полиакриламида), способствуют формированию более ровного фронта вытеснения и вовлечению в разработку остаточной нефти. В работе анализируются параметры, влияющие на проявление упругих свойств: концентрация ПАА, его молекулярная масса и минерализация пластовой воды. Полимерное заводнение может быть более рентабельной и эффективной технологией увеличения нефтеотдачи по сравнению с ПАВ-полимерным заводнением для месторождений с низковязкой нефтью.
Список литературы
2. Mahdavi S.Z. Study of polyacrylamide-surfactant system on the water– oil interface properties and rheological properties for EOR / Mahdavi S.Z. и др. // Arabian Journal of Chemistry. – 2016. – V. 20, - P. 529-539.
3. Hawkins B.F., Taylor K.C., Nasr-El-Din H.A. Mechanisms of surfactant and pollymer enhanced alkaline flooding: application to David Lloydminster and Wainwright Sparky fields // Journal of Canadian Petroleum Technology. – 1994. – № 33 (4). – С. 52-63.
4. Анохина Н.В., Желтов Ю.В., Кисиленко Б.Е., Ступоченко В.Е. Эффективность полимерного воздействия в залежах с нефтью повышенной вязкости // Геология нефти и газа. 1988, № 3. С. 24-28.
5. Швецов И.А. Пути совершенствования полимерного заводнения. – М.: ВНИИОЭНГ, 1989 – с 36.
6. Ajana Laoroongroj, Thomas Gumpengerber, Torsten Clemens. Polymer Flood Incremental Oil Recovery and Efficiency in Layered Reservoirs Including Non-Newtonian and Viscoelastic Effects, SPE-170657-MS.
7. E.C.M. Vermolen, SPE and Shell Global Solutions International, M.J.T. van Haasterecht, Shell Global Solutions International, S.K. Masalmeh, SPE and Shell Abu Dhabi B.V., «A Systematic Study of the Polymer Visco-Elastic Effect on Residual Oil Saturation by Core Flooding», SPE 168681, 2014.
8. Kamal, M.S., Sultan, A.S., Al-Mubaiyedh, U.A., & Hussein, I.A. (2015). Review on polymer flooding: Rheology, adsorption, stability, and field applications of various polymer systems. In Polymer Reviews (Vol. 55, Issue 3, pp. 491–530). Taylor and Francis Inc. DOI:10.1080/15583724.2014.982821.
9. Torsten Clemens, Markus Luftenegger, Ajana Laorongroj, Rainer Kadnar, and Christoph Puls, OMV, The Use of Tracer Data To Determine Polymer-Flooding Effects in a Heterogeneous Reservoir, 8 Torton Horizon Reservoir, Matzen Field, Austria, SPE 174349, 2016.
10. Julia Jin, Pengpeng Qi, Kishore Mohanty, and Matthew Balhoff, The University of Texas at Austin, Experimental Investigation of the Effect of Polymer Viscoelasticity on Residual Saturation of Low Viscosity Oils, SPE-200414-MS, 2020.
11. R.S. Seright, How Much Polymer Should Be Injected During a Polymer Flood? Review of Previous and Current Practices, SPE, 2016.
Сведения об авторах
Россия, 625048, г. Тюмень, ул. Максима Горького, 42
E-mail: kdtagirov@rn-gir.rosneft.ru
Подкорытов Александр Андреевич, старший менеджер, ООО «РН-Геология Исследования Разработка»
Россия, 625048, г. Тюмень, ул. Максима Горького, 42
E-mail: AA_Podkorytov2@rn-gir.rosneft.ru
Мухаметдинова Алина Диасовна, специалист, ООО «РН-Геология Исследования Разработка»
Россия, 625048, г. Тюмень, ул. Максима Горького, 42
E-mail: AD_Mukhametdinova@rn-gir.rosneft.ru
Для цитирования:
Тагиров К.Д., Подкорытов А.А., Мухаметдинова А.Д. Обоснование применения полимерного заводнения на месторождениях маловязкой нефти // Нефтяная провинция.-2026.-№2(46).-С. 129-140. - DOI https://doi.org/10.25689/NP.2026.2.129-140. - EDN EEVTQQ