потери тепла при прохождении полимерного раствора от печи до забоя скважины должны быть минимальными.

Преимуществом ТПВ является и то, что при его применении не требуется использования нестандартного или специального оборудования. Для приготовления водных растворов полимеров используются блочные установки типа УДПП-1,5. Для подогрева водного раствора полимера применяются печи типа ПБ-160/100. Расположение нагнетательных скважин для использования метода ТПВ ничем не отличается от их размещения при заводнении в рядной или площадной системе. Последовательность воздействия по данной технологии заключается в закачке сначала расчетной оторочки горячего полимерного раствора с последующим продвижением ее в глубь пласта закачкой воды. Возможен вариант проталкивания оторочки нагретого полимерного раствора горячей водой, если это экономически целесообразно. Размер оторочки горячего полимерного раствора определяется термогидродинамическими расчетами и составляет 20—30% порового пространства продуктивного пласта, который в процессе осуществления ТПВ на основе полученных данных может быть скорректирован в ту или иную сторону. Вязкостные свойства полимерного раствора рассчитываются в зависимости от термобарических и фильтрационных характеристик данной залежи. Для Мишкинского месторождения на участке турнейской залежи температура полимерного раствора на устье нагнетательной скважины поддерживается в интервале 90—95°С.

Концентрация полимерного раствора зависит от свойств исходного полимерного реагента и связана с расчетной температурой закачки. В среднем эта величина находится в пределах 0,05—0,2% (по сухому порошку). Конкретная величина концентрации полимера определяется расчетным способом в зависимости от соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента (mн/mв) и определяется непосредственно измерением в лаборатории. При этом имеется в виду, что отношение вязкости нефти и вязкости вытесняющего агента не должно превышать 10. При этих соотношениях не развивается явление вязкостной неустойчивости.

Темпы нагнетания полимерного раствора определяются оптимальной скоростью фильтрации вытесняющего агента в пластовой системе и рассчитываются в технологической схеме разработки месторождения. Учитывая, что полимерный раствор представляет собой неньютоновскую жидкость, в нем наблюдается связь между скоростью движения и «кажущейся» вязкостью. Эта зависимость учитывается в гидродинамических расчетах. Процесс ТПВ должен вестись таким образом, чтобы температура поли­мерного раствора на забое была выше первоначальной температуры пласта не менее чем на 20—30°С.

Основным принципом проектирования технологии ТПВ является обеспечение высокой технологической эффективности процесса в условиях трещиновато-порового коллектора, содержащего нефть повышенной и высокой вязкости. В расчетах при проектировании ТПВ должен надежно оцениваться возможный прирост в конечном нефтеизвлечении (дополнительная добыча нефти за счет технологии).

ТПВ рассматривается как альтернативный вариант разновидностям заводнения. При проектировании ТПВ в осваиваемых залежах величина технологического эффекта (увеличение нефтеизвлечения) определяется в сравнении с базовым вариантом — заводнением необработанной водой.

С целью снижения теплопотерь в окружающую среду при движении теплоносителя по стволу скважины выполняются тепловые расчеты, в основу которых закладывается требуемая температура на забое скважины. Переменными параметрами при этом являются температура теплоносителя на устье скважины и режим закачки теплоносителя. Проведенные расчеты величины изменения температуры на забое нагнетательной скважины Мишкинского месторождения при закачке в пласт горячего раствора (80°С) полимера на глубину 1500м с температурой в пласте 32°С через 126мм эксплуатационную колонну и 63мм НКТ (без термоизоляции) оказались близкими к фактическим данным забойной температуры, замеренной в конкретной скважине этого месторождения.

Сопоставление показателей разработки Мишкинского месторождения при применении различных технологий (ТПВ, ХПВ, ВВ, ЕР)

Следует сказать, что исследования, связанные с возможностью повышения нефтеизвлечения из трещиноватых коллекторов, содержащих нефть повышенной и высокой вязкости, путем закачки горячего раствора ПАА, до настоящего времени нигде не проводились. Учитывая это, с целью получения достоверных данных и сравнения полученных результатов по нефтеотдаче от закачки холодного раствора ПАА, горячего раствора ПАА и обычной необработанной воды были проведены промышленные испытания на Мишкинском месторождении в Удмуртии. Работы начаты в 1976г. и продолжаются до настоящего времени (1995). Для проведения промышленных испытаний было выбрано три равноценных участка залежи. ТПВ на участке скв. 1413; ХПВ на участке скв. 1411; ВВ на участке скв. 1417. Получаемые результаты на трех участках сравнивались с показателями разработки на участках скв. 1416 и 1421, разрабатываемых на естественном режиме. Все эти участки выбирались с таким расчетом, чтобы коллектор, запасы, сетка скважин и другие параметры были максимально идентичными. Как видно из табл.12, участки действительно близки по своим характеристикам и несколько отличаются по запасам и нефтенасыщенным толщинам.

Таблица 12

Характеристика участков промышленного испытания

технологий ХПВ, ТПВ в сравнении с водным воздействием (ВВ) и естественным режимом (ЕР)

Концентрация ПАА для холодного полимерного и горячего полимерного растворов составляла 0,05% (по сухому порошку японского ПАА типа РДА-1012 и РДА-1020). Суточная закачка в скважину не превышает 100 м3/сут. Закачка осуществляется до создания полимерной оторочки в объеме 20% от объема пор пласта участка, с последующим перемещением ее нагнетанием воды до полного завершения разработки залежи. Добыча нефти осуществляется механизированным способом. Для приготовления горячего полимерного раствора используются трубные подогреватели ПТ-160/100. В качестве топлива используется газ.

Результаты длительного промышленного внедрения технологии воздействия на залежь Мишкинского месторождения холодным полимерным раствором, горячим полимерным раствором и холодной необработанной водой показаны в табл.11.

Приведенные в ней промысловые данные показывают высокую эффективность применения термополимерного метода. Текущая нефтеотдача на участке ТПВ превысила утвержденную ГКЗ СССР (39%) и составляет 40,9% от начальных балансовых запасов и 104,3% от начальных извлекаемых запасов. Фактические результаты разработки залежи показывают, что принятый ГКЗ коэффициент нефтеотдачи 39%. (при заводнении) оказался явно завышенным. Экспериментальные и расчетные исследования, выполненные во ВНИИнефть с использованием современных методик, показали, что для таких физико-геологических условий, как в черепетском гори­зонте Мишкинского месторождения, конечный коэффициент нефтеотдачи при использовании заводнения не превысит 25% от балансовых запасов (при реальной прокачке через пласт 1,5—2 поровых объемов пласта). Практика 18-летней разработки этого месторождения подтверждает эти выводы. За эти годы при достижении 80,8% обводненности продукции на участке (ВВ) скв. 1417 текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 21,9%. Накопленная добыча нефти на участке ТПВ составила 511,2 тыс. т, что превышает расчетную на 19,7 тыс. т. Эта нефть считается дополнительно добытой, т. к. она составляет прибавку к оценкам базового варианта при проектировании. Участок продолжает разрабатываться, средняя обводненность про­дукции составляет 85,5%. Среднесуточный дебит добывающих скважин равен 1,4 т/сут. При дальнейшей реализации запроектированной технологии ТПВ на этом участке конечный коэффициент нефтеотдачи будет значительно выше. Можно сделать вывод, что технология ТПВ оказа­лась очень эффективной. Примера таких высоких результатов в карбонатных, крайне неоднородных, коллекторах нет в мировой практике нефтедобычи.

Следует также обратить внимание на стабилизацию (1991—1994) величины обводненности продукции в скважинах участка, что говорит о хорошем вытесняющем процессе рабочим агентом «остаточной» нефти. На начало 1995г. на участке закачано 336,4 тыс. м3 горячего полимерного раствора, что составляет около 20% порового объема участка пласта. Такая величина оторочки горячего раствора ПАА была заложена теоретическими и эксперименталь­ными исследованиями авторами метода. Поэтому в 1995г. на этом участке начинается закачка подогретой до 85— 90°С воды, с расходом 50—75 м3/сут.

Участок ХПВ (скв. 1411) расположен в центральной части месторождения и по всем основным геолого-физическим параметрам идентичен элементу, где проводится закачка горячего полимерного раствора (количество скважин, запасы нефти, продуктивные толщины, сетка скважин и т. д.). В пласт закачивался холодный полимерный раствор с концентрацией 0,05% по сухому японскому порошку, т. е. той же концентрации, что и на участке ТПВ. Анализ показывает, что холодный полимерный раствор в условиях Мишкинского месторождения довольно полно вытесняет нефть из трещинно-кавернозных емкостей, но «хуже работает» в матрицах. Поэтому по количественным оценкам эффективности нефтеизвлечения показатели разработки по времени отстают от результатов на участке ТПВ. Кроме того, из-за отсутствия подогрева рабочего раствора наблюдается ниже приемистость нагнетательных скважин, и, следовательно, меньшее количество полимер­ного раствора закачано за то же время разработки. С начала внедрения полимерного воздействия закачано 289,5 тыс. м3 холодного полимерного раствора (15,9% объема пор участка пласта), против 336,4 тыс. м3 горячего раствора (20%).

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7