Полимеры в нефтедобыче

Подавляющее большинство месторождений в России разрабатывается в режиме заводнения. По А.П.Крылову коэффициент нефтеизвлечения (КИН) для таких месторождений рассматривается в виде произведения двух коэффициентов – коэффициента вытеснения и коэффициента охвата заводнением: КИН = Квыт. х Кохв.
Под коэффициентом вытеснения понимается отношение объема нефти, вытесняемого после продолжительной, многократной промывки образца породы, к начальному нефтенасыщенному объему. Этот коэффициент устанавливается по результатам лабораторных исследований на образцах породы и по своей физической сущности характеризует максимальную нефтеотдачу при длительной промывке из непрерывной части пласта. Таким образом, Квыт = (Sнач. – Sост.) / Sнач., здесь Sнач. и Sост. – начальная и остаточная нефтенасыщенность коллектора соответственно. Принципиально, что значения остаточной нефтенасыщенности при вытеснении нефти водой из терригенных коллекторов оказываются величиной одного порядка, обычно около 0,3, с отклонениями в 10-15% в любую сторону. В частности, в нижеприведенной таблице содержатся данные об остаточной нефтенасыщенности, принятые при проектировании разработки различных пластов Самотлорского месторождения.

Значения остаточной нефтенасыщенности, принятые для различных пластов Самотлорского месторождения на основании исследований кернового материала



Более значительны различия в начальной нефтенасыщенности. Диапазон значений начальной нефтенасыщенности разрабатываемых российских месторождений 0,4-0,85. Низкие значения начальной нефтенасыщенности характерны для многих Западносибирских месторождений, что предопределяет малую величину коэффициента вытеснения (0,5 и менее) и, в значительной степени, низкие значения КИН.
Неоднородность же коллекторов по проницаемости и насыщенности приводит к низким значениям коэффициента охвата заводнением Кохв. Кроме того, обобщение опыта разработки более 300 нефтяных месторождений с различающимися по вязкости нефтями и, разрабатываемых в режиме заводнения, позволило сотрудникам Американского нефтяного института в середине прошлого века получить корреляционную зависимость коэффициента нефтеизвлечения от соотношения вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей, подтвердив тем самым теоретические выводы о преимуществах изовязкостного вытеснения.
В экспериментах Л. Ленормана с использованием прозрачной нефтенасыщенной модели пласта продемонстрировано влияние соотношения вязкостей вытесняющей (воды) и вытесняемой (нефти) жидкостей на изменение водонасыщенности вдоль всей модели, что наглядно иллюстрирует негативное влияние высоких (по отношению к воде) значений вязкости нефти на величину КИН. В экспериментах использованы нефти с различающейся на 3 порядка величиной вязкости.

Визуализация вытеснения нефти водой в прозрачных моделях пласта при различных соотношениях вязкостей вытесняющей и вытесняемой жидкостей. Графики над фотографиями – распределение водонасыщенности вдоль модели



При превышении вязкости нефти по отношению к воде (рис.1в) происходит деформация фронта вытеснения с образованием фрактальных структур. Возникают обширные, не охваченные заводнением зоны, дальнейшая выработка запасов этой «защемленной нефти», как свидетельствует промысловый опыт, проблематична.
Очевидное техническое решение – увеличение вязкости вытесняющей нефть жидкости стало возможным в результате бурного развития химии высокомолекулярных соединений и связанного с этим появлением на рынке водорастворимых полимеров с уникальной загущающей способностью. В 1959 г. впервые фирмой Dou Chemical на месторождении Ниагара (штат Кентукки, США) был реализован проект полимерного заводнения. Простота и очевидность предложенного тогда физического механизма явления позволила в скором времени разработать компьютерные программы для гидродинамического моделирования разработки с использованием полимерного заводнения. В рамках, существовавших в то время, представлений о механизме действия полимерных добавок к закачиваемой для поддержания пластового давления воде (сводившихся исключительно к увеличению вязкости) была создана математичекая модель и проведены расчеты, основной результат которых сводился к необходимости создания в пласте высокообъемной (около 30% порового объема) оторочки полимерного раствора для получения значимого прироста нефтеотдачи. В условиях имевшего место в конце 80-х снижения цен на нефть и при существовавших ценах на водорастворимые полимеры такая оценка предопределила снижение интереса к этой технологии, несмотря на успешность (технологический эффект) большей части, проведенных на протяжении 20 – 25 лет экспериментов. К этому следует добавить, что успешность работ по повышению нефтеотдачи с использованием полимерных растворов по мере увеличения числа реализованных проектов полимерного заводнения, согласно отчетности недропользователей, начала снижаться, и это обстоятельство не получило приемлемого объяснения. Тем не менее, в настоящее время в мире продолжается несколько десятков экспериментов по полимерному заводнению, большая часть которых проводится в Китае, где себестоимость производства полимеров для повышения нефтеотдачи крайне мала.

Обзор действующих проектов по физико-химическим МУН в мире (по состоянию на апрель 2008 г., Oil and Gas Journal. Apr. 21, 2008)



Причины негативного отношения недропользователей к полимерному заводнению очевидны. С одной стороны, эффект от полимерного заводнения, рассчитанный по показателям работы добывающих скважин, может быть обнаружен лишь по мере продвижения фронта от нагнетательной скважины до добывающей. Этот процесс занимает несколько лет. В течение этого времени на реальном промысле ыполняются многочисленные геолого-технические мероприятия, начиная от обработок призабойной зоны с целью ее раскольматации и гидроразрыва пласта до уплотняющего бурения и перевода добывающих скважин под закачку или на другие объекты. Быстрая реакция на эти мероприятия маскирует растянутый во времени эффект полимерного заводнения. С другой стороны, в результате изучения свойств разбавленных растворов полимеров, использовавшихся в прошлом веке для повышения нефтеотдачи (полиакриламид и его аналоги) были выявлены технологические недостатки этих полимеров, порождающие дополнительные сомнения в возможности их эффективного применения. К таким недостаткам прежде всего относятся:
- деструкция в сдвиговом течении, выражающаяся в уменьшении вязкости растворов после прохождения через насосные агрегаты;
- термодеструкция при повышенных температурах;
- деструкция в результате действия пластовой микрофлоры.
Все перечисленные процессы протекают быстрее, чем оторочка закачиваемого раствора продвинется в пласте на значительное расстояние.
Кроме того, в результате лабораторных исследований фильтрации растворов полимеров, используемых для повышения нефтеотдачи, было установлено, что поведение растворов большинства полимеров не описывается законом Дарси – значение эффективной вязкости растворов, рассчитанное по Дарси кратно (в некоторых случаях, более чем на порядок) превышает значение вязкости, измеренной с использованием классических вискозиметров. Удивительно, но это обстоятельство, свидетельствующее о некорректности применения уравнений двухфазной фильтрации несмешивающихся вязких жидкостей для моделирования полимерного заводнения, фактически было проигнорировано разработчиками компьютерных программ. В расчетах стали использовать фиктивную величину – отношение эффективного значения вязкости полимерного раствора, рассчитанное по результатам фильтрационных экспериментов, к значению вязкости, измеренной с помощью капиллярных (и ротационных) вискозиметров, получившую название фактора сопротивления – f. Подход же к выбору полимеров для полимерного заводнения остался прежним. Основное требование – высокая вязкость при малых концентрациях полимера в растворе.
Естественно, учитывались при этом и технологические параметры: устойчивость к сдвиговой деградации и термодеструкции, совместимость с пластовыми флюидами, биоразлагаемость и т.п. Однако противоречивость результатов промысловых экспериментов при этом не получила, как указывалось выше, исчерпывающего объяснения. Необъяснимыми оставались и результаты большого числа лабораторных экспериментов, в которых было зафиксировано значительное увеличение (по сравнению с водой) коэффициента вытеснения нефти из нефтенасыщенных кернов и насыпных моделей полимерными растворами, не оказывающими, как известно, влияния на межфазное натяжение.
По-видимому, укоренившееся мнение о «практической» неизвлекаемости остаточной нефти в пласте, обусловленное нерентабельностью добычи нефти с обводенностью более 99%, привело к ошибочным представлениям о том, что крайние точки на зависимостях относительных фазовых проницаемостей нефти от водонасыщенности образца и предопределяют порог остаточной нефтенасыщенности.
Именно ошибочность таких представлений привела к тому, что основной объем работ по повышению нефтеотдачи пластов был сконцентрирован лишь на одном направлении – увеличении охвата заводнением за счет совершенствования систем разработки (плотность сетки скважин и их взаимное расположение, ГРП, бурение горизонтальных скважин и т.п.), а также на мероприятиях по компенсации негативного влияния неоднородности коллектора на КИН, путем селективного тампонирования высокопроницаемых, полностью промытых каналов фильтрации. Объем же работ, направленных на снижение остаточной нефтенасыщенности (после кратковременного бума, связанного с применением для доотмыва пласта поверхностно-активных веществ в 70-х годах прошлого столетия) как у нас в стране, так и за рубежом, крайне ограничен. Факт удивительный еще и потому, что научные основы подходов к регулированию остаточной нефтенасыщенности в пласте давно сформулированы. Так, например, в монографии Н.Н. Михайлова с соавторами «Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности» находим: «Подвижность капиллярно-защемленной ОНН определяется ее структурой и числом капиллярности. При изменении условий вытеснения ОНН могут также измениться. В частности, при возрастании гидродинамического перепада давления в части наиболее крупных пор локальный гидродинамический градиент давления может превысить локальный капиллярный перепад, и глобула остаточной нефти может приобрести подвижность и выйти из своей поры-ловушки. Далее, соединяясь с другими глобулами, остаточная нефть может образовать связанную систему и приобрести подвижность. Добиться подвижности защемленной нефти можно и другими способами, например, за счет снижения действующего локального капиллярного давления посредством использования ПАВ или за счет повышения вязкости вытесняющего агента. На действии этих факторов основаны некоторые методы увеличения нефтеотдачи пластов». (Под капиллярным числом подразумевается мера отношения гидродинамических сил к капиллярным.)
По результатам обработки большого числа лабораторных экспериментов с керновым материалом и насыпными моделями установлено, что при малых значениях капиллярного числа (от 10-7 до 10-4), характерных для большинства разрабатываемых в режиме заводнения объектов, остаточная нефтенасыщенность в образце остается неизменной и составляет величину в диапазоне 0,25-0,37, что находится в полном соответствии с выводами теории перколяции. Однако, при более высоких значениях капиллярного числа (N > 10-4) имеет место вытеснение 90-95% капиллярно-защемленной нефти. Диапазон критических значений капиллярного числа достаточно широк (более десятичного порядка). Отсюда, в частности, следует и вывод о независимости нефтеотдачи от плотности сетки скважин при использовании достаточно редких сеток; действительно, при двукратном сокращении расстояния между скважинами градиент давления может быть увеличен в 2-3 раза, но не более, что явно недостаточно для значимого увеличения N. Десятикратное же уплотнение сетки скважин могло бы обеспечить существенный рост КИН, но рентабельность такого решения в условиях неустойчивой ценовой конъюнктуры проблематична.
Существенное увеличение давления закачки для увеличения градиента давления чревато образованием техногенных трещин в пласте, что неизбежно приведет к снижению охвата заводнением и уменьшению КИН. По-видимому, на величину критического значения N оказывают влияние такие параметры системы, как величина смачиваемости породы различными жидкостями и особенности строения пустотного пространства (соотношения продольных и поперечных размеров пор и поровых каналов, их диффузорность-конфузорность и т.п.). Тем не менее, во многих конкретных случаях значения капиллярного числа при реализованных системах и режимах разработки достигает значений порядка 10-5.10-4. В такой ситуации десятикратное увеличение фильтрационного сопротивления вытесняющей жидкости на порядок увеличит N и «освободит» значительную часть капиллярно-защемленной нефти, доля которой в остаточной нефтенасыщенности терригенных коллекторов составляет, в большинстве случаев, до 70% и более. Многочисленные лабораторные эксперименты по вытеснению нефти из кернов полимерными растворами, как правило, свидетельствуют о значительном увеличении (по сравнению с водой) коэффициента вытеснения. Так как при ламинарном несмешивающемся вытеснении нефти жидкостью, не влияющей на структуру порового пространства, коэффициент вытеснения не должен меняться, этот факт не получил приемлемого объяснения в рамках используемых нефтяниками модельных представлений о полимерных растворах как о вязких жидкостях. Не дает возможности непротиворечивой интерпретации этих экспериментальных фактов и привлечение соображений относительно возможного влияния на нефтевытеснение изменения межфазного натяжения.
В этой связи уместно сослаться на уникальные исследования изменения остаточной нефтенасыщенности в пласте после прохождения оторочек полимерных растворов и ПАВ, выполненные В.И. Дворкиным на месторождениях Татарстана. Измерениями нефтенасыщенности в скважинах, обсаженных стеклопластиковыми трубами, позволило установить значительное (до 20%) снижение остаточной нефтенасыщенности при закачке в пласт растворов полиакриламида и оксиэтилцеллюлозы, обладающих, по нашим данным, вязкоупругими свойствами.
На протяжении многих лет большинство исследователей связывало аномальный рост фильтрационного сопротивления с уменьшением проницаемости за счет частичного тампонирования поровых каналов в результате адсорбции макромолекул полимера, размер которых в растворенном состоянии может достигать нескольких микрон, т.е быть соизмеримым с диаметрами поровых каналов. Следует отметить, что еще в 70-е годы было установлено, что аномально высокое фильтрационное сопротивление течению полимерных растворов может быть связано не только, и даже не столько, с адсорбцией полимера на скелете пористой среды, сколько с наличием у таких растворов вязкоупругих свойств.

Зависимость коэффициента гидравлического сопротивления от числа Рейнольдса для растворов полиэтиленоксида WSR-301 при течении через слой сферических частиц с диаметром 0,11 мм (а), 0,22 мм (b ), 0,45 мм (с). Цифры около кривых – концентрация полимера в ppm: 1-10, 2-20, 3-40, 4- 80, 5-160 (James, McLaren, 1975)



В экспериментах Джеймса и Макларена (рис слева) установлено, что масштаб эффекта увеличения фильтрационного сопротивления практически не зависит от проницаемости (размеров пор и поровых каналов) пористой среды в достаточно широком диапазоне ее изменения, что очевидно указывает на наличие другого механизма увеличения сопротивления, не связанного с изменением проницаемости. В известной монографии Г.И. Баренблатта, В.М. Ентова и В.М. Рыжика «Движение жидкостей и газов в природных пластах» аномальный рост фильтрационного сопротивления, представленный на рис., связывается с увеличением эффективной вязкости при течении полимерного раствора в сужениях пористой среды, рассматриваемого как деформация растяжения. Вид уравнения фильтрации (Дарси) остается при этом, по существу, неизменным. Удивительно то, что авторы монографии, использовавшие для вывода уравнения фильтрации методы теории размерностей (теорема Букингема) ограничили перечень свойств жидкости только значениями вязкости и плотности, хотя в тексте при описании вязкоупругих эффектов приводится такая характеристика, как время релаксации упругих напряжений – θ. Действительно, вывод уравнения фильтрации выполнялся в предположении малости инерционных сил по сравнению с вязкими силами (Re <<1). Однако из рассмотрения «выпал» анализ влияния на течение второго безразмерного критерия подобия – меру отношения упругих и вязких сил. Восполним это упущение. В результате несложных преобразований оси абсцисс зависимости коэффициента сопротивления для растворов с одинаковой концентрацией становятся практически (с точностью измерения значений с логарифмического графика) одинаковыми.

Результат обработки экспериментальных данных, приведенных на рис. выше



В таблице выше приведены результаты расчета для значений чисел Рейнольдса, соответствующих началу отклонения от линейной зависимости f от Re для ньютоновской жидкости; отметим, что при течении обычных вязких жидкостей через укладку шариков линейная зависимость коэффициента сопротивления от числа Рейнольдса сохраняется вплоть до Re~300-500. Коэффициент К1 при du/dx учитывает кривизну диффузорно-конфузорных элементов насыпной модели пористой среды. Подобие не полное, так как выполняется лишь для растворов с одинаковой концентрацией полимера по параметру с размерностью сек-1. Следующий этап – достижение полного подобия зависимостей путем домножения на значение характеристики жидкости с размерностью времени.

Зависимость времени релаксации упругих напряжений при течении растворов полиоксиэтилена WSR-301 от концентрации

Такой характеристикой является время релаксации упругих напряжений θ. На рис. справа приведены результаты измерения В.Н. Калашниковым времени релаксации для растворов полимера, использованного в опытах Джеймса и Макларена.
Приведенные в последнем столбце таблицы результаты обработки данных Джеймса и Макларена свидетельствуют о связи аномалий фильтрационного сопротивления с достижением параметром Вейсенберга We критического значения (ок. 1) и необходимости учета вязкоупругих характеристик растворов полимеров при моделировании полимерного заводнения. Далеко не для всех полимеров значения высокой вязкости разбавленных растворов коррелируют с большими временами релаксации упругих напряжений (см. рис. ниже). Поэтому использование высоковязких, но не упругих растворов полимеров для повышения охвата заводнением потребуют создания в пласте, как следует из результатов расчетов с использованием полимерного модуля POLYMER программного комплекса «ECLIPSE», оторочки с объемом не менее 30% порового пространства коллектора.
Использование же для полимерного заводнения менее вязких, но достаточно упругих растворов приведет к значительному (более, чем на порядок) росту фильтрационного сопротивления продвижению относительно тонкой оторочки такого раствора в пласте. Этому будет соответствовать значительный рост градиента давления внутри оторочки, и, как следствие, приведение в движение зажатых капиллярными силами небольших целиков нефти, неизвлекаемых при обычном заводнении. Очевидно, что необходимый объем такой вязкоупругой оторочки по крайней мере на порядок меньше объема вязкой оторочки.

Сравнение вязкости растворов Ксантана и продукта БП-92 (концентрация экзополисахарида в 10% р-ре продукта БП-92 – 0,1%)

Дополнительным аргументом в пользу использования для повышения нефтеотдачи полимерных растворов с большими значениями времен релаксации упругих напряжений являются результаты экспериментов по визуализации фильтрационных течений таких растворов. Установлено, что при достижении критического значения параметра Вейсенберга рост фильтрационного сопротивления связан с потерей устойчивости течения и возникновением специфической «эластической» турбулентности. Частота пульсаций скорости и давления достигает 10 гц, а энергетика пульсационных движений на порядок превышает энергию трансляционного переноса. Перспективность реализации сформулированных выше представлений о механизме повышения нефтеотдачи предопределила необходимость создания новых полимеров, разбавленные растворы которых были бы лишены присущих полиакриламиду и его аналогам недостатков.

Результаты измерения времени релаксации растворов Ксантана (слева) и продукта БП-92 (справа); С - концентрация экзополисахарида в %. Данные любезно предоставлены А.Н. Рожковым и А.В. Базилевским (Ин-т проблем механики РАН)



Схема продвижения оторочки полимерного раствора в пласте и образования нефтяного вала. Синим пунктиром отмечено изменение градиента давления в зоне продвижения оторочки



По заказу Министерства науки и образования РФ был выполнен комплекс научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, завершившийся в 1992 году созданием нового полимера, получаемого в процессе биосинтеза, и разработана технология его производства, адаптированная к условиям существовавших микробиологических заводов. Новый полимер (коммерческое название Продукт БП-92) согласно результатам лабораторных исследований в значительной степени лишен присущих полиакриламиду недостатков.

Результаты компьютерного моделирования вытеснения нефти из промытого водой пласта оторочкой биополимерного раствора с модифицированными фазовыми проницаемостями



Выше отмечалось, что существующие сертифицированные компьютерные программы моделирования процессов разработки не учитывают вязкоупругих эффектов при фильтрации. Поэтому, в соответствие с изложенными в докладе новыми представлениями о механизме снижения остаточной нефтенасыщенности и опираясь на результаты лабораторных экспериментов по увеличению коэффициента вытеснения полимерными растворами нами проведено численное моделирование нефтевытеснения полимерным раствором из пласта, полностью промытого водой. Область моделирования – участок пласта с центральной нагнетательной скважиной и добывающей галереей с радиусом 500 м. Проницаемость пласта 0,1 мкм2, пористость – 0,2, толщина – 1 метр.
При типичных значениях градиента давления расстояние от нагнетательной скважины до галереи преодолевается за 10-12 лет. (Три последовательных кадра отражают продвижение оторочки на: а) 180, б) 210 и в) 400 м от центра области (соотвественно через 1,25 года, 2 года и 5 лет после закачки оторочки. Область, оконтуренная синей кривой ниже значения водонасыщенности, равного 0,65, – «нефтяной вал»).
Результат довытеснения (условная дата начала эксперимента – 2001 год) на рис. ниже

Довытеснение нефти оторочкой раствора Продукт БП-92 после полной промывки коллектора водой



Однако, несмотря на привлекательность результатов, в условиях переходных процессов в экономике страны, нефтяные компании не были готовы к инвестициям в проекты с длительными сроками окупаемости. В связи с этим основным направлением использования нового полимера стало его применение в качестве основного компонента композиций для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока.
В период 1995-2000 гг. на месторождениях Западной Сибири с использованием нового полимера проведено 1305 операций, обеспечивших около 1 млн т дополнительной добычи нефти (см. таб. ниже). Себестоимость дополнительной добычи при этом (по данным недропользователей) не превышала 10-12 долларов США за тонну.

Результат применения биополимерных композиций на основе продукта БП-92 на месторождениях Западной Сибири за период 1995-2000 гг.



Несмотря на успешность промысловых испытаний технологий, основанных на использовании отечественного биополимера, объемы работ с его применением стали сокращаться после 2000 г. Дело в том, что «ослабление» рубля после дефолта в 1998 г. должно было защитить отечественного производителя. Однако, вопреки воззрениям экономистов, в ряде отраслей наблюдается обратный эффект. Рост тарифов (в частности, стоимость доставки одной цистерны с Продуктом БП-92 от биохимзавода в Новосибирской области до Нижневартовска увеличилась от 17 тыс. рублей в 1995 г. до 250 тыс.рублей в 2010 г.), коллапс микробиологической промышленности, инвестиции в техническое перевооружение которой вообще прекратились, и ряд других факторов привели к кратному росту себестоимости дополнительной добычи нефти с использованием Продукта БП-92.

Примеры успешного применения технологии выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин композициями на основе отечественного биополимера Продукт БП-92. Стрелками на графиках отмечены даты проведения работ по ВПП



Характеристики вытеснения в очаге нагн. скв. №999 Ватинского месторождения (АВ1-2). Стрелками отмечены даты обработок в 2007 и 2008 гг. Красный пунктир – экстраполяция линии тренда по годичной выборке, предшествовавшей началу работ. Там же нанесены значения коэффициента корреляции для базовой кривой



В настоящее время дополнительная добыча тонны нефти с использованием Продукта БП-92 обходится недропользователям, примерно, в 40-50 долларов США. Положение усугубляется экспансией китайских производителей, поставляющих на российский рынок биополимер, характеристики которого уступают характеристикам отечественного биополимера, но по цене, оставляющей впечатление демпинговой.
Сформулированные выше новые представления о механизме повышения нефтеотдачи за счет полимерного заводнения, а также результаты использования БП-92 в операциях по ВПП рассматривались на заседаниях ЦКР Роснедра, результатом чего стало принятое при утверждении Уточненного проекта разработки Самотлорского месторождения решение об организации полимерного заводнения с использованием в качестве нефтевытесняющего агента отечественного биополимера продукта БП-92 на опытных участках пластов АВ13 и ЮВ1. В 2007 г. на Самотлорском месторождении начаты опытные работы по биополимерному заводнению. К настоящему времени по текущим показателям добычи можно лишь отметить, что эффект от операций по ВПП на нагнетательных скважинах, являющихся обязательным элементом технологии полимерного заводнения, обеспечивающим стабилизацию фронта снижающей остаточную нефтенасыщенность оторочки, соответствует накопленному опыту (дополнительная добыча нефти от операций по ВПП составляет, в среднем, не менее 10% от текущей добычи в очаге воздействия).

Характеристики вытеснения для ячейки G13_04 по суммарным показателям добывающих скважин (МЭР), перфорированных на пласты АВ13 и АВ2-3. Стрелками отмечены периоды проведения работ по ВПП и ПНП



Как известно, основным препятствием широкомасштабного внедрения технологии полимерного заводнения считалась отсроченность возврата средств, вложенных в реализацию технологии. Однако предварительные результаты проводимого эксперимента с использованием отечественного биополимера продукт БП-92 свидетельствуют, что дополнительная добыча от являющегося неотъемлемой частью технологии элемента (выравнивание профилей приемистости) обеспечивает полную окупаемость проекта практически уже после первого года с начала проведения работ по биополимерному заводнению.
Резюмируя все вышеизложенное, мы считаем, что при подтверждении предложенного механизма результатами проводимых на Самотлорском месторождении опытных работ, может быть рекомендовано широкомасштабное внедрение технологии ПНП, основанной на применении вязкоупругих жидкостей со значительными временами релаксации упругих напряжений, на поздних стадиях разработки.
Рост потребности в полимерах для заводнения, несомненно, будет способствовать переоснащению существующих микробиологических производств современным технологическим оборудованием, а для исключения возрастающих затрат на транспорт – созданию современных мобильных установок для производства биополимеров в районах их массового применения.
Широкомасштабное внедрение инновационных технологий повышения нефтеотдачи, основанных на эффекте снижения остаточной нефтенасыщенности при вытеснении нефти вязкоупругими жидкостями, обеспечит длительное поддержание уровней добычи из подавляющего большинства нефтяных месторождений России, находящихся на поздней стадии разработки. В немалой степени, по крайней мере на десятки лет, это отложит необходимость решения социальных проблем так называемых моногородов.



Сергей Брезицкий, исполнительный вице-президент ОАО «ТНК-ВР»
Сергей Власов, к.т.н., директор НТО «ИТИН»
Яков Каган, д.т.н., Президент ЗАО «Нефтегазтехнология»