Механизм нефтеизвлечения при ТПВ следующий.

При температурах 18-20°С водный раствор полиакриламида имеет вязкость 15-20 мПа×с. Нагретый до 90°С водный раствор, имея вязкость 1,5-2 мПа×с, при закачке в пласт поступает прежде всего в наиболее проницаемую систему трещин и далее проникает в глубь пласта, снижая по пути продвижения свою температуру до пластовой. Вязкость остывшего полимера на фронте вытеснения существенно увеличивается (до 10-15 мПа×с), что приводит к резкому возрастанию гидравлических сопротивлений в каналах, занятых остывшим полимером. В результате очередная порция закачиваемого в пласт горячего полимерного раствора вынуждена поступать в новые, не занятые остывшим полимерным раствором, каналы, а также впитываться из трещин в блоки (матрицы). Этот механизм ценен тем, что он обеспечивает выравнивание фронтов вытеснения в разнопроницаемых слоях пласта и увеличение охвата пласта воздействием рабочего агента.

В технологии ТПВ весьма существенен фактор и теплового воздействия на пласт. Под воздействием горячего полимерного раствора снижается вязкость пластовой нефти (увеличивается ее подвижность). Кроме того, повышение температуры резко активизирует механизм капиллярной пропитки блоков трещиноватого пласта, улучшая смачиваемость пористой среды водой.

Таким образом, в технологии ТПВ рост коэффициента нефтеизвлечения обусловлен комбинированным эффектом полимерного и теплового воздействия на пласт.

Практическое осуществление ТПВ требует соблюдения ряда технологических условий:

-обеспечение непрерывности закачки горячего полимерного раствора в расчетных объемах;

-определение расчетным путем оптимальной величины оторочки полимерного раствора (в пределах 15-30% от порового объема пласта);

-полимер (полиакриламидного типа) должен сохранять свои свойства по реологии до температуры 95-100°С;

определение расчетным путем оптимальной концентрации полимерного раствора, исходя из свойств полимера и вязкости нефти (в пределах 0,03-0,2%);

-определение динамики потерь тепла по стволу скважины и выбор темпа закачки, обеспечивающего поступление полимерного раствора на забой с температурой, превышающей начальную пластовую температуру на 20-30°С;

-обеспечение условий, неприводящих к термической и механической деструкции полимерного раствора;

-обеспечение высокого качества затворения полимерного раствора.

Влияние всех перечисленных технологических факторов на эффективность ТПВ всесторонне изучалось в лабораторных опытах и промысловых условиях в процессе опытно-промышленных работ при внедрении технологии.

Основные достоинства ТПВ:

-ТПВ обеспечивает прирост конечной нефтеотдачи пласта по сравнению с заводнением на 15 - 20 % и позволяет довести ее в абсолютном выражении до 45 %;

- общий объем расхода рабочего агента в 1,6 раза меньше, чем при технологиях заводнения и холодного полимерного воздействия (ХПВ), что характеризует ТПВ как высокоэффективную энергосберегающую технологию;

-при ТПВ улучшается приемистость нагнетательных скважин по сравнению с ХПВ (прирост принимающих интервалов на 20-30%), что существенно упрощает и удешевляет процесс нагнетания;

-в отличие от известных полимерных технологий (ХПВ), применение ТПВ дает ощутимый эффект и на предварительно заводненных участках разработки;

-технология ТПВ является экологически чистой: применяемые химреагенты не токсичны, а оборудование для закачки в пласт рабочих агентов изготовлено в герметичном исполнении, исключающем попадание химреагентов в окружающую среду.

Промышленное внедрение ПТВ проводится с 1976г на Мишкинском месторождении Удмуртии.Патент РФ № 860553 «Способ разработки нефтяной залежи, приуроченной к разнопроницаемому пласту (технология ТПВ)», приоритет от 19.06.79г. (Ю.В.Желтов, В.И.Кудинов). Под руководством Малофеева Г.Е и Желтова Ю.В. были проведены лабораторные исследования теплофизических свойств полимерных растворов при различных температуре и давлении.

Промышленное внедрение ТПВна Мишкинском месторождении характеризутся показателями:

- добыто 411т.т.нефти

- добыча на 1т сухого порошка полиакриламида составляет 300т нефти

-достигнут текущий КИН 42% против 14% при естественном режиме, 22% при заводнении.

Геологичские критерии приенимости ПТВ:

1. велечина вязкости нефти в пластовых условиях 50-500мПа с

2. проницаемость матрицы трещиновато-порового коллектора не менее 3˖10^-2мкм²

3. допустимая глубина продуктивного пласта ограничивается пластовой температурой, которая д.б. не больше 70˚С

4. для получения надежного результата, нефтяной пласт не должен иметь подошвенную воду.

Технологические условия успешности ПТВ:

1. обеспечение непрерывности закачки горячего раствора в расчетных объемах

2. соблюдение температурного режима

3. применение поршневого насоса (центробежные насосы увеличивают механическую деструкцию)

4. качевенное приготовление полимерного раствора (раствор не должен содержать твердых или гелеобразных частиц)

5. потери тепла д.б. минимальными (трубопроводы горячего полимерного раствора необходимо закрывать супертонким волокном с наружним металлическим окожухиванием, а в скважину спускать термоизодированные НКТ)

Билет № 10

Поиск по сайту: