Skip navigation
Please use this identifier to cite or link to this item:
Title: Oil Produktion Affected by ASP and Gelation Technologies
Authors: Rahimi, Khosro
Sharifara, Ehsan
Sarwestani, Mohammad Hadi Fatehi
Keywords: інгібітор корозії ASP
технологія огелювання
corrosion inhibitor ASP
gelation technologies
oil production
Issue Date: 2013
Publisher: ІФНТУНГ
Citation: Oil Produktion Affected by ASP and Gelation Technologies / K. Rahimi, E. Sharifara, M. Hadi, F. Sarwestani // Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ. - 2013. - № 3. - C. 33-47.
Abstract: Проведено аналіз впливу технологій внесення інгібітору корозії ASP і технологій огелювання на рівень нафтовидобутку. Показано, що технології огелювання були розроблені для забезпечення більш ефективного вертикального розгорнення, для затоплення природно тріщинуватих порід-колекторів нафти. Наведено результати аналізу ефективності використання комбінації цих двох технологій, які, на думку автора, могли б розширити застосовність лужного поверхнево-полімерного заводнення.
Gelation technologies have been developed to provide more efficient vertical sweep efficiencies for flooding naturally fractured oil reservoirs or more efficient areal sweep efficiency for those with high permeability contrast «thief zones». The field proven alkaline-surfactant-polymer technology economically recovers 15% to 25% OOIP more oil than water flooding from swept pore space of an oil reservoir. However, alkaline-surfactant-polymer technology is not amenable to naturally fractured reservoirs or those with thief zones because much of injected solution bypasses target pore space containing oil. This work investigates whether combining these two technologies could broaden applicability of alkaline-surfactant-polymer flooding into these reservoirs. Aluminum citrate-polyacrylamide, resorcinol-formaldehyde, and the silicate-polyacrylamide gel systems did not produce significant incremental oil in linear core floods. Both flowing and rigid flowing chromium acetatepolyacrylamide gels and the xanthan gum-chromium acetate gel system produced incremental oil with the rigid flowing gel producing the greatest amount. Higher oil recovery could have been due to higher differential pressures across cores. None of the gels tested appeared to alter alkaline-surfactant-polymer solution oil recovery. Total water flood plus chemical flood oil recovery sequence recoveries were all similar.
Appears in Collections:Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ - 2013 - №3

Files in This Item:
File Description SizeFormat 
3382p.pdf758.67 kBAdobe PDFView/Open
Show full item record   Google Scholar

Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.