2588-0101 Вестник Евразийской науки The Eurasian Scientific Journal ООО «Издательство «Мир науки» https://esj.today/22NZVN624.html Современные методики тестирования гелеобразующих композиций для потокоотклоняющих технологий Modern methods of testing gel-forming compositions for flow deviation technologies Подопригора Дмитрий Георгиевич Подопригора Дмитрий Георгиевич Podoprigora Dmitry Georgievich podoprigora-1990@mail.ru https://orcid.org/0000-0001-9481-5451 Маркушина Франсишко Джессика Маркушина Франсишко Джессика Markushina Fransishko Dzhessika j.jessyfl97@gmail.com ФГБОУ ВО «Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II» (Санкт-Петербург, Россия) Empress Catherine II Saint Petersburg Mining University (Saint Petersburg, Russia) 21 01 2025 2024 16 6 22NZVN624 13 11 2024 25 12 2024 2024 Подопригора Дмитрий Георгиевич, Маркушина Франсишко Джессика Podoprigora Dmitry Georgievich, Markushina Fransishko Dzhessika CC BY 4.0 https://esj.today/22NZVN624.html

Повышенная добыча воды является серьезной проблемой для большинства нефтяных месторождений по всему миру. Потокоотклоняющие технологии на сегодняшний день являются одними из наиболее эффективных методов для повышения нефтеотдачи на углеводородных месторождениях с высокой степенью выработки начальных извлекаемых запасов. В данной работе рассматриваются потокотклоняющие технологии на основе гелеобразующих композиций с использованием полимеров акрилового ряда и силикатсодержащих реагентов, также изложен механизм образования данных гелеобразующих систем, представлены сшивающие реагенты, которые применяются для образования гелевых структур. Автором описаны основные методики проведения экспериментальных исследований с использованием лабораторно-приборной базы научного центра «Арктика» Санкт-Петербургского горного университета императрицы Екатерины II включающие приготовление гелеобразующей композиции, исследование реологических свойств (время гелеобразования, индукционный период гелеобразования, пластическая прочность геля) и фильтрационные исследования композиции (фактор остаточного сопротивления, коэффициент селективности и коэффициент вытеснения нефти). Представлены варианты проведения реологических тестов для определения времени гелеобразования в упрощённом виде (bottle test), а также с использованием современного лабораторного оборудования (Anton Paar MCR102, Brookfield DV2T). Фильтрационные эксперименты могут быть проведены на установке FDES-645 (Formation Damage Evaluation System) или на любой аналогичной фильтрационной установке. По представленным в данной статье методикам можно осуществлять подбор гелеобразующих композиций для потокоотклоняющих технологий в различных геолого-физических условиях их применения.

Increased water production is a serious problem for most oil fields around the world. Flow deviation technologies are currently one of the most effective methods for enhanced oil recovery in hydrocarbon fields with a high degree of initial recoverable reserves. This paper presents flow deviation technologies based on gel-forming compositions using acrylic polymers and silicate-containing reagents, the mechanism of formation of these gel-forming systems, cross-linking reagents used for the formation of gel structures are presented. The author describes the main methods of experimental studies using the laboratory and instrumentation base of the scientific center «Arctic» of the Saint Petersburg Mining University of Empress Catherine II, including the preparation of gel-forming composition, the study of rheological properties (gelation time, induction period of gelation, plastic strength of the gel) and filtration studies of the composition (residual resistance factor, selectivity coefficient and oil displacement coefficient). The paper show variants of rheological tests to determine gelation time in a simplified form (bottle test), as well as using modern laboratory equipment (Anton Paar MCR102, Brookfield DV2T). Filtration experiments can be performed on FDES-645 (Formation Damage Evaluation System) or on any similar filtration unit. According to the methods described in this article it is possible to select gel-forming compositions for flow deviation technologies in different geological and physical conditions of their application.

 Ключевые слова потокоотклоняющие технологии гелеобразующие композиции полимерные гели силикатные гели полимер акрилового ряда силикат натрия повышение нефтеотдачи Keywords flow deviation technology gel-forming compositions polymer gels silicate gels enhanced oil recovery Cheng H., Zheng X., Wu Y., Zhang J., Zhao X., Li C. Experimental and numerical investigation on oil displacement mechanism of weak gel in waterflood reservoirs // Gels. — 2022. — Т. 8, № 5. — С. 309. DOI: 10.3390/gels8050309. Babadagli T. Development of mature oil fields — a review // Journal of Petroleum Science and Engineering. — 2007. — Т. 57, № 3. — С. 221–246. DOI: 10.1016/j.petrol.2006.10.006. Bai B., Li L., Liu Y., Wang Z., Liu H. Preformed particle gel for conformance control: factors affecting its properties and applications // SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, 17–21 April. — Tulsa, Oklahoma, 2004. DOI: 10.2118/89389-MS. Raupov, I.R., Kone, A., Podjapolski, E.V., & Milic, J. Justification of Conformance Control in Mature Oil Fields. International Journal of Engineering, 2025 — 38(1) — 12-20. — DOI: 10.5829/ije.2025.38.01a.02. Abdulbaki M., Huh C., Sepehrnoori K., Delshad, M., Varavei A. A critical review on use of polymer microgels for conformance control purposes // Journal of Petroleum Science and Engineering. — 2014. — Т. 122. — С. 741–753. DOI: 10.1016/J.PETROL.2014.06.034. Bai B. A comprehensive review of polyacrylamide polymer gels for conformance control comprehensive review of polyacrylamide polymer gels for conformance control / B. Bai, J. Zhou, M. Yin // Petroleum Exploration and Development. — 2015. — Т. 42. — С. 525–532. DOI: 10.1016/S1876-3804(15)30045-8. Кетова Ю.А. Анализ мирового опыта применения технологий выравнивания профилей приемистости на основе сшитых полимерных гелей / С.В. Галкин, А.С. Вотинов, В. Канг, Х. Янг // Нефтегазовое и горное дело. — 2020. — № 2, вып. 20. –– С. 150–161. DOI: 10.15593/2224-9923/2020.2.5. Kang W., Kang X., Lashari Z. A., Li Z., Zhou B., Yang H., Sarsenbekuly B., Aidarova S. Progress of polymer gels for conformance control in oilfield // Advances in Colloid and Interface Science. — 2021. — Т. 289. — С. 102363. DOI: 10.1016/J.CIS.2021.102363. Насибуллин И.М., Мисолина Н.А., Баймашев Б.А. Ограничение водопритока на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти с помощью новых изоляционных составов // Нефтепромысловое дело. — 2010. — № 4. — С. 38–41. Гумерова Г.Р., Яркеева Н.Р. Технология применения сшитых полимерных составов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». — 2017. — № 2. — С. 69–70. Lakatos I., Lakatos-Szabo G., Szentes G. Revival of green conformance and IOR/EOR technologies: nanosilica aided silicate systems — a review // SPE International Conference and Exhibition on Formation Damage Control, Louisiana, USA, 2018. DOI: 10.2118/189534-MS. Marzieh M., John A. A review of sodium silicate solutions: structure, gelation, and syneresis // Advances in Colloid and Interface Science. — 2023. — Т. 322. — С. 103036. DOI: 10.1016/j.cis.2023.103036. Кадыров Р.Р., Хасанова Д.К. Применение жидкого стекла с повышенным модулем при ограничении притока вод в скважину // Нефтяное хозяйство. — 2006. — № 3. — С. 62–63. Krumrine P.H., Boyce S.D. Profile modification and water control with silica gel-based systems // SPE International Symposium on Oilfield and Geothermal Chemistry, Phoenix, Arizona, U.S.A., 9-11 March 1985 — DOI: 10.2118/13578-MS. Songxia L., William K. Sodium silicate applications in oil, gas & geothermal well operations // Journal of Petroleum Science and Engineering. — 2020. — Т. 195. — С. 107693. — DOI: 10.1016/j.petrol.2020.107693. Fleury M., Sissmann O., Brosse E., Chardin M. A silicate-based process for plugging the near well bore formation // Energy Procedia. — 2017. — Т. 114. — С. 4172–4187. — DOI: 10.1016/j.egypro.2017.03.1558. Lakatos G., Lakatos-Szabo Sz., Szentes G. Revival of green conformance and IOR/EOR technologies: nanosilica aided silicate systems — a review // Society of Petroleum Engineers, Louisiana, USA, 7–9 February — 2018 — DOI: 10.2118/179860-MS. Daoyi Z., Jirui H., Xianxing M., Zigang Z., Qi W., Yuguang C., Baojun B. Effect of different phenolic compounds on performance of organically cross-linked terpolymer gel systems at extremely high temperature // Energy and Fuels. — 2017. — Т. 31. — С. 8120–8130. — DOI: 10.1021/acs.energyfuels.7b01386. Robert D., Sydansk A. Newly developed chromium (III) gel technology // SPE Reservoir Engineering. — 1990. — URL: https://www.semanticscholar.org/paper/A-newly-developed-chromium(III)-gel-technology-Sydansk/5a8c6088dd9d6121b9fc68327bce142439008b01. Lieu T., Hatzignatiou G. Rheological evaluation of a sodium silicate gel system for water management in mature, naturally-fractured oilfields // Journal of Petroleum Science and Engineering. — 2016. — Т. 138. — С. 218–233 — DOI: 10.1016/j.petrol.2015.11.039. Hatzignatiou D.G., Giske N.H. Sodium silicate gelants for water management in naturally fractured hydrocarbon carbonate formations // Chemical Engineering Research and Design. — 2017 — DOI: 10.1016/j.cherd.2017.11.041. Rogachev M.K., Kondrashev A.O. Rheological studies of waterproof polymeric compounds under high pressure and temperature // Life Science Journal. — 2014. — Т. 11, № 6s. — С. 294–296. Yifei L., Caili D., Kai W., Mingwei Z., Guang Z., Shuai Y., Zhihu Y., Qing Y. New insights into the hydroquinone (HQ)–hexamethylenetetramine (HMTA) gel system for water shut-off treatment in high temperature reservoirs // Journal of Industrial and Engineering Chemistry. — 2016. — Т. 35. — С. 20–28 — DOI: 10.1016/j.jiec.2015.09.032. Mardashov D., Duryagin V., Islamov S. Technology for improving the efficiency of fractured reservoir development using gel-forming compositions // Energies. — 2021. — Т. 14, № 8254. — DOI: 10.3390/en14248254. Дурягин В.Н., Стрижнев К.В. Обоснование применения неорганической водоизоляционной композиции для повышения коэффициента вытеснения нефти водой в коллекторах трещинно-порового типа // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». — 2014. — № 6. — С. 316–329. URL: https://ogbus.ru/files/ogbus/issues/6_2014/ogbus_6_2014_p316-329_DuryaginVN_ru.pdf (дата обращения: 25.10.2024).