Технология циклического внутрипластового полимерно-термического воздействия (ЦВПТВ), сущность технологии. Отличие от метода ТПВ

При закачке теплоносителя (в технологии ЦВПТВ) в нагнета­тельные скважины в пласте создается нагретая зона. При после­дующей закачке холодного раствора полиакриламида он, проходя через разогретую зону пласта, нагревается, вязкость его при этом снижается (до 2-3 мПа-с), и нагретый раствор полимера проникает не только в высокопроницаемые зоны пласта, но и в менее прони­цаемые, вследствие чего происходит более полный охват пласта воздействием нагретым раствором полимера, чем при холодном полимерном воздействии. В данной технологии используются водорастворимые полимеры, не способные отвердевать в пласто­вых условиях. Чередование закачиваемых оторочек теплоносите­ля и холодного раствора полимера предусматривает поочередное прогревание пласта и полимерного раствора за счет накопленного тепла в пласте. При этом происходит опережение фронта концен­трации полимера, то есть превышение радиуса фронта концен­трации полимера в пласте по отношению к радиусу фронта тем­пературы. За счет этого обеспечивается вытеснение нефти раствором полимера не только в прогретой зоне пласта, но и за ее предела­ми.

Нагнетаемый в пласт во второй оторочке теплоноситель вы­полняет две функции: вытесняющего агента и. теплоносителя. Поскольку прогрев пласта происходит во времени, то теплоноси­тель, имея значительно меньшую вязкость, чем даже нагретый раствор полимера, сначала встречает преграду в виде «набравше­го» вязкость (остывшего) раствора полимера в заполненных им зонах, обходит эти зоны через низкопроницаемые участки, нагре­вая и вытесняя оттуда нефть. В то же время, по мере закачки теп­лоносителя в пласт, постепенно нагревается и раствор полимера, снижается его вязкость, он приобретает подвижность и снова на­чинает продвигаться по пласту, высвобождая высокопроницае­мые зоны для продвижения по ним нефти, притекающей из низ­копроницаемых зон под действием теплоносителя.

После промыва высокопроницаемых и низкопроницаемых зон вновь возникает потребность в кольматации промытых зон. Для этого вновь закачивается раствор полимера, и так далее.

Метод ТПВ – предусматривает закачку в пласт нагретый до 90-95° С водный раствор полиакриламида, имеющий вязкость 1,5-2 мПа*с, концентрацию от 0,05 до 0,2% по порошку (зависит от вязкости). При закачке в нефтяной пласт раствор поступает, прежде всего, в естественно существующую в карбо­натном коллекторе систему трещин и далее проникает в глубь пласта. В результате часть залежи оказывается охваченной горячим агентом воздействия, что приводит к снижению вязкости нефти, содержащейся в блоках (матрице) трещиновато-порового коллектора, к улучшению смачиваемости пористой среды (она становится более гидрофильной). Все это способствует подвижности пластовой нефти и повышает эффект ее вытеснения.

Продвигаясь в начале закачки прежде всего по тре­щинам, горячий раствор полиакриламида через некоторое время остывает, эффективная вязкость его при этом существенно увеличивается (до 10-15 мПа-с). Общие гидравлические сопротивления пласта начинают возрастать. В этой связи неизбежно увеличивается доля раствора, поступаю­щего из трещин в блоки (матрицу), т.е. основная емкостная часть пласта оказывается охваченной воздействием закачиваемого горячего раствора полиакриламида. Таким образом по мере прогрева трещин пласта резко возрастает роль капиллярной пропитки блоков (матрицы), что существенно увеличивает КИН.

При использовании ТПВ механизм увеличения КИН определяется комплексным влиянием факторов: снижение вязкости нефти, интенсификация каппилярной пропитки, увеличение охвата пласта вытесняющим агентом.

3 Кем, где и в каком году впервые в нашей стране осуществлено бурение горизонтальных стволов?

Бурение горизонтальных скважин впервые у нас в стране было осуществлено в Башкирии иод руководством A.M. Григо­ряна и В.А. Брагина. В 1947 году на Краснокамском месторожде­нии Башкирии из основного вертикального ствола в продуктив­ном пласте были пробурены два горизонтальных ствола 30 и 35 метров. В 1957 году на Яблоновском месторождении Самар­ской области была пробурена екпажина № 617 с длиной горизон­тального ствола 145 м. В 50-е годы на Ярегском месторождении при шахтной разработке нефти было пробурено сотни скважин с длиной горизонтальных стволов до 150 метров.

Однако, как и многие другие ценные разработки, горизон­тальное бурение с самого начала не нашло своего развития и промышленного применения в нашей стране. В то же время в США, Канаде и Западной Европе этот метод осваивался, со­вершенствовался и все более находил применение. По состоянию на начало 2000 года в мире пробурено более 20 тысяч горизон­тальных скважин (ГС). В России, хотя и медленно, бурение гори-зонтальных скважин стало развиваться и наращиваться с 90х годов.

С 1990 по 1995 год в нашей стране пробурено около 300 го­ризонтальных скважин. К концу 2000 года в России пробурено уже около 2000 горизонтальных скважин и боковых горизонталь­ных стволов.

Поиск по сайту: