Ефективність синтетичних гідрофобних асоціативних тетраполімерів для покращеного видобутку в'язкої нафти з моделі піщаного шару
Affiliation:
1 Department of Chemical Engineering, Kumasi Technical University, Kumasi, Ghana
2 Department of Civil Engineering, Kumasi Technical University, Kumasi, Ghana
3 Department of Chemical and Petrochemical Engineering, University of Mines and Technology, Tarkwa, Ghana
robert.dnagre@kstu.edu.gh
DOI:
https://doi.org/
| Attachment | Size |
|---|---|
 full_text.pdf | 78.5 KB |
Keywords:
Abstract:
У цьому дослідженні вивчено придатність гідрофобних асоціативних тетраполімерів (HAT) для покращеного видобутку нафти за допомогою затоплення піщаного шару. Два нові гідрофобні асоціативні тетраполімери (HAT-1 і HAT-2) були синтезовані вільнорадикальною полімеризацією, а їхня будова підтверджена за допомогою інфрачервоної спектроскопії з перетворенням Фур'є (FTIR) і протонного ядерного магнітного резонансу (1Н NMR). HAT-1 складається з ланок акриламіду - гідроксіетилметакрилату - N-вінілпіролідону - N,N-диметил¬акриламіду, а HAT-2 – акриламіду - 2-акриламідо-2-метилпропансульфонату натрію - діалілдиметиламонійхлориду - лаурилметакрилату. У лабораторних умовах були проведені порівняльні випробування ефективності видобутку нафти обома полімерами HAT. Приріст нафти, видобутої за допомогою закачування полімерів HAT-1 і HAT-2 після заводнення, склав 33,7% і 36,2%, відповідно. Якщо об'єднати нафту, видобуту в результаті заводнення водою з подальшим закачуванням полімеру в обох сценаріях, то кумулятивний видобуток нафти з використанням HAT-2 (83,3 %) виявився відносно вищим, ніж з використанням HAT-1 (74,4 %). Ці значення є відносно високими з економічної точки зору. На основі підвищення в'язкості розсолу, зниження коефіцієнта рухливості та додаткового нафтовидобутку полімер HAT-2 продемонстрував відносно вищий потенціал для покращення нафтовидобутку для пластів з характеристиками, подібними до експериментальних умов для цієї роботи.
References:
[1] Saboorian-Jooybari, H.; Dejam, M.; Chen, Z. Half-Century of Heavy Oil Polymer Flooding from Laboratory Core Floods to Pilot Tests and Field Applications. Paper SPE 174402, SPE Canada Heavy Oil Technical Conference At: Calgary, Alberta, Canada June 2015. https://doi.org/10.2118/174402-MS
[2] Fink, J.K. Enhanced Oil Recovery. In Petroleum Engineer’s Guide to Oil Field Chemicals and Fluids, 3rd ed.; Elsevier, GPP: New York, 2021; pp 643–731. https://doi.org/10.1016/B978-0-323-85438-2.00016-5
[3]Sorbie, K.S. Polymer-improved oil recovery; Springer Science & Business Media, Nov 2013.
[4] Ahmadi, Y.; Mohammadi, M.; Sedighi, M. Introduction to chemical enhanced oil recovery. In Enhanced Oil Recovery Series, Chemical Methods; Hemmati-Sarapardeh, A.; Schaffie, M.; Ranjbar, M.; Dong, M.; Li, Z., Eds; Gulf Professional Publishing, 2022; pp 1-32. https://doi.org/10.1016/B978-0-12-821931-7.00002-X
[5] Salehi, M.M.; Hekmatzadeh, A.; Sajjadian, V.A.; Masoumi, M. Simulation of Polymer Flooding in One of the Iranian Oil Fields. Egypt. J. Pet. 2017, 26, 325–330. https://doi.org/10.1016/j.ejpe.2016.05.001
[6] Abidin, A.Z.; Puspasari, T.; Nugroho, W.A. Polymers for Enhanced Oil Recovery Technology. Procedia Chem. 2012, 4, 11–16. https://doi.org/10.1016/j.proche.2012.06.002
[7] Zhao, D.Z.; Wang, J.; Gates, I.D. An Evaluation of Enhanced Oil Recovery Strategies for a Heavy Oil Reservoir after Cold Production with Sand. Int. J. Energy Res. 2015, 39, 1355–1365. https://doi.org/10.1002/er.3337
[8] Beliveau, D. Waterflooding Viscous Oil Reservoirs. SPE Reserv. Eval. Eng. 2009, 12, 689–701. https://doi.org/10.2118/113132-PA
[9] Mai, A. Mechanisms of Heavy Oil Recovery by Waterflooding. PhD Thesis, University of Calgary, 2008.
[10] Wang, F.; Xu, H.; Liu, Y.; Jiang, Y.; Wu, C. Experimental Study on the Enhanced Oil Recovery Mechanism of an Ordinary Heavy Oil Field by Polymer Flooding. ACS Omega 2023, 8, 14089–14096. https://doi.org/10.1021/acsomega.2c08084
[11] Wever, D.A.Z.; Picchioni, F.; Broekhuis, A.A. Polymers for Enhanced Oil Recovery: A Paradigm for Structure–Property Relationship in Aqueous Solution. Prog. Polym. Sci. 2011, 36, 1558–1628. https://doi.org/10.1016/j.progpolymsci.2011.05.006
[12] Pablo, M.A.; Marrochi, R.L.; Romero, O.J. Effect of Polymer Injection on the Mobility Ratio and Oil Recovery. Paper presented at the SPE Heavy Oil Conference and Exhibition, Kuwait City, Kuwait, December 2011. https://doi.org/10.2118/148875-MS
[13] Jouenne, S. Polymer Flooding in High Temperature, High Salinity Conditions: Selection of Polymer Type and Polymer Chemistry, Thermal Stability. J. Pet. Sci. Eng. 2020, 195, 107545. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107545
[14] Castro, R.H.; Llanos, S.; Rodríguez, J.; Quintero, H.I.; Manrique, E. Polymers for EOR Application in High Temperature and High Viscosity Oils: Rock–Fluid Behavior. Energies 2020, 13, 5944. https://doi.org/10.3390/en13225944
[15] Yang, B.; Mao, J.; Zhao, J.; Shao, Y.; Zhang, Y.; Zhang, Z.; Lu, Q. Improving the Thermal Stability of Hydrophobic Associative Polymer Aqueous Solution Using a “Triple-Protection” Strategy. Polymers 2019, 11, 949. https://doi.org/10.3390/polym11060949
[16] Zhao, T.; Guo, Q.; Li, S.; Sun, W. Synthesis and Solution Properties Evaluation of AATA Quaternary Copolymer. Silicon 2023, 15, 2067–2082. https://doi.org/10.1007/s12633-022-02160-1
[17] Pinho de Aguiar, K.L.N.; Palermo, L.C.M.; Mansur, C.R.E. Polymer Viscosifier Systems with Potential Application for Enhanced Oil Recovery: A Review. Oil & Gas Science and Technology – Rev. IFP Energies nouvelles 2021, 76, 65. https://doi.org/10.2516/ogst/2021044
[18] Speight, J.G. Exploration and General Methods for Oil Recovery. In Enhanced Recovery Methods for Heavy Oil and Tar Sands; Speight, J.G.; Gulf Publishing Company, 2009, pp. 133-184. https://doi.org/10.1016/B978-1-933762-25-8.50010-9
[19] Ali, K.; Vipulanandan, C.; Richardson, D. Salt (NaCl) Contamination on the Resistivity and Plastic Viscosity of a Bentonite Drilling Mud. Proceedings. CIGMAT-2013 Conference & Exhibition.
[20] de Melo, M.A.; Lucas, E.F. Characterization and Selection of Polymer for Use in Future Research on Improved Oil Recovery. Chem. Chem. Technol. 2008, 2, 295–303. https://doi.org/10.23939/chcht02.04.295
[21] Sastry, N.V.; Dave, P.N.; Valand, M.K. Dilute Solution Behaviour of Polyacrylamides in Aqueous Media. Eur. Polym. J. 1999, 35, 517–525. https://doi.org/10.1016/S0014-3057(98)00152-9
[22] Sydansk, R.D.; Romero-Zerón, L. Reservoir Conformance Improvement; Society of Petroleum Engineers, 2011.
[23] Standard Handbook of Petroleum & Natural Gas Engineering (Second edition); Lyons, W.; Plisga, B.S., Eds; Elsevier Inc.: Burlington, MA, 2005.
[24] Nagre, D.R.; Zhao, L.; Frimpong, I.K. Polymer-FLR for Mud Fluid Loss Reduction. Chem. Chem. Technol. 2018, 12, 79–85, https://doi.org/10.23939/chcht12.01.079
[25] Nagre, R.D.; Owusu, P.A.; Tchameni, A.P.; Azanu, D.; Kyei, S.K. Synthesis and Assessment of a Hydrophobically Associating Heteropolymer in Water-Based Mud. Chem. Pap. 2021, 75, 1197–1209. https://doi.org/10.1007/s11696-020-01379-9
[26] Lucas, E.F., Mansur, C.R.E.; Spinelli, L.; Queirós, Y.G.C. Polymer Science Applied to Petroleum Production. Pure Appl. Chem. 2009, 81, 473–494. https://doi.org/10.1351/PAC-CON-08-07-21
[27] Albonico, P.; Lockhart, T.P. pH Effects on the Solubility of Polyacrylamides in Hard Brines. J. Appl. Polym. Sci. 1995, 55, 69–73. https://doi.org/10.1002/app.1995.070550107
[28] Ma, R.; Jia, L.; Zhang, H.; Cao, F.; Shao, J.; Zhang, J.; Yan, S.; Xu, J. Structural Analysis of Petroleum Acids in Highly Acidic Crude Oil and Deacidification Using Organic Amines. Fuel 2024, 360, 130117. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2023.130117
[29] Zhang, X.; Li, B.; Pan, F.; Su, X.; Feng, Y. Enhancing Oil Recovery from Low-Permeability Reservoirs with a Thermoviscosifying Water-Soluble Polymer. Molecules 2021, 26, 7468. https://doi.org/10.3390/ molecules26247468
[30] Wang, J.; Dong, M. A Laboratory Study of Polymer Flooding for Improving Heavy Oil Recovery. Paper 2007-178 presented at the Canadian international petroleum conference, Calgary, Canada, 12–14 June 2007.
[31] Wassmuth, F.R.; Green, K.; Arnold, W.; Cameron, N. Polymer Flood Application to Improve Heavy Oil Recovery at East Bodo. J. Can. Pet. Technol. 2009, 48, 55–61. https://doi.org/10.2118/09-02-55
[32] Zhang, Y.; Huang, S.; Luo, P. Coupling Immiscible CO2 Technology and Polymer Injection to Maximize EOR Performance for Heavy Oil. J. Can. Pet. Technol. 2010, 49, 27–33. https://doi.org/10.2118/137048-PA
[33] Wang, J.; Dong, M. Optimum Effective Viscosity of Polymer Solution for Improving Heavy Oil Recovery. J. Petrol. Sci. Eng. 2009, 67, 155–158. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2009.05.007
[34] Mohsenatabar Firozjaii, A.; Saghafi, H.R. Review on Chemical Enhanced Oil Recovery Using Polymer Flooding: Fundamentals, Experimental and Numerical Simulation. Petroleum 2020, 6, 115–122. https://doi.org/10.1016/j.petlm.2019.09.003
[35] Gbadamosi, A.; Patil, S.; Kamal, M.S.; Adewunmi, A.A.; Yusuff, A.S.; Agi, A.; Oseh, J. Application of Polymers for Chemical Enhanced Oil Recovery: A Review. Polymers (Basel) 2022, 14, 1433. https://doi.org/10.3390/polym14071433
[36] Mirzaie Yegane, M.; Boukany, P. E.; Zitha, P. Fundamentals and Recent Progress in the Flow of Water-Soluble Polymers in Porous Media for Enhanced Oil Recovery. Energies 2022, 15, 8575. https://doi.org/10.3390/en15228575
The journal is accepted into Emerging Sources Citation Index (ESCI) - new index in the Web of Science™ Core Collection
The journal is indexed in the international scientometric databases:
