r/>
тиск
МПа
14,5
14,5
14,5
14,5
7. /Td>
Тип колектора /Td>
карбонатний, пористо-кавернозний-
тріщинуватий
8. /Td>
Пористість
%
0,16
0,16
0,16
0,16
9. /Td>
Проникність
мкм 2 /Td>
0,235
0,235
0,235
0,235
10. /Td>
Коефіцієнт
нефтеизвлечения, /Td>
затверджений ДКЗ
0,39
0,39
0,39
0,39
11. /Td>
В'язкість нафти в
пластових умовах
МПа-с
78,35
78,35
78,35
78,35
Концентрація ПАА для холодного полімерного та гарячого полімерного розчинів становила 0,05% (По сухому порошку японського ПАА типу РДА-1012 і РДА-1020). Добова закачування в свердловину не перевищує 100 м 3 /добу. Закачування здійснюється до створення полімерної облямівки в обсязі 20% від обсягу пір пласта ділянки, з подальшим переміщенням її нагнітанням води до повного завершення розробки покладу. Видобуток нафти здійснюється механізованим способом. Для приготування гарячого полімерного розчину використовуються трубні підігрівачі ПТ-160/100. У Як паливо використовується газ.
Результати тривалого промислового впровадження технології впливу на поклад Мішкінський родовища холодним полімерним розчином, гарячим полімерним розчином і холодної необробленої водою показані в табл.11.
Наведені в ній промислові дані показують високу ефективність застосування термополімерного методу. Поточна нефтеотдача на ділянці ТПВ перевищила затверджену ДКЗ СРСР (39%) і складає 40,9% від початкових балансових запасів і 104,3% від початкових видобутих запасів. Фактичні результати розробки поклади показують, що прийнятий ДКЗ коефіцієнт нафтовіддачі 39%. (При заводнении) виявився явно завищеним. Експериментальні та розрахункові дослідження, виконані під ВНІІнефть з використанням сучасних методик, показали, що для таких фізико-геологічних умов, як у Черепетская горизонті Мішкінський родовища, кінцевий коефіцієнт нафтовіддачі при використанні заводнення не перевищить 25% від балансових запасів (при реальній прокачуванні через пласт 1,5-2 порових обсягів пласта). Практика 18-річної розробки цього родовища підтверджує ці висновки. За ці роки при досягненні 80,8% обводнення продукції на ділянці (ВВ) вкв. 1417 поточний коефіцієнт нафтовіддачі становить 21,9%. Накопичена видобуток нафти на ділянці ТПВ склала 511,2 тис. т, що перевищує розрахункову на 19,7 тис. т. Ця нафта вважається додатково видобутої, т. к. вона становить надбавку до оцінок базового варіанту при проектуванні. Ділянка продовжує розроблятися, середня обводненість продукції становить 85,5%. Середньодобовий дебіт видобувних свердловин дорівнює 1,4 т/добу. При подальшої реалізації запроектованої технології ТПВ на цій ділянці кінцевий коефіцієнт нафтовіддачі буде значно вище. Можна зробити висновок, що технологія ТПВ виявилася дуже ефективною. Приклад таких високих результатів в карбонатних, вкрай неоднорідних, колекторах немає у світовій практиці нафтовидобутку.
Слід також звернути увагу на стабілізацію (1991-1994) величини обводнення продукції в свердловинах ділянки, що говорить про гарний витісняє процесі робочим агентом В«залишковоїВ» нафти. На початок 1995р...
