. на ділянці розміщено 336,4 тис. м 3 гарячого полімерного розчину, чт про становить близько 20% порового обсягу ділянки пласта. Така величина облямівки гарячого розчину ПАА була закладена теоретичними та експериментальними дослідженнями авторами методу. Тому в 1995р. на цій ділянці починається закачування підігрітою до 85 - 90 В° С води, з витратою 50-75 м 3 /добу. p> Ділянка ХПВ (вкв. 1411) розташований в центральній частині родовища і по всіх основних геолого-фізичними параметрами ідентичний елементу, де проводиться закачування гарячого полімерного розчину (кількість свердловин, запаси нафти, продуктивні товщини, сітка свердловин і т. д.). У пласт закачувався холодний полімерний розчин з концентрацією 0,05% по сухому японському порошку, тобто тієї ж концентрації, що і на ділянці ТПВ. Аналіз показує, що холодний полімерний розчин в умовах Мішкінський родовища досить повно витісняє нафту з тріщини-кавернозних ємностей, але В«гірше працюєВ» в матрицях. Тому по кількісним оцінками ефективності нефтеизвлечения показники розробки по часу відстають від результатів на ділянці ТПВ. Крім того, через відсутність підігріву робочого розчину спостерігається нижче прийомистість нагнітальних свердловин, і, отже, менша кількість полімерного розчину розміщено за Водночас розробки. З початку впровадження полімерного впливу розміщено 289,5 тис. м 3 холодного полімерного розчину (15,9% обсягу пір ділянки пласта), проти 336,4 тис. м 3 гарячого розчину (20%).
Ділянка ВВ (вкв. 1417) близький за своїми вихідним геолого-фізичними параметрами з ділянками ХПВ і ТПВ. На ділянці ВВ проводилася закачування холодної необробленої води. Загальний обсяг закачаною води становить 297,2 тис. м 3 , що відповідає 19,2% обсягу пір ділянки пласта. Порівняння фактичних результатів розробки ділянок при практично рівних масштабах впливу: головні показники видобутку нафти значно відрізняються від даних по ділянках ТПВ і ХПВ. Поточна величина нафтовіддачі (21,9%) відстає від КНО на ділянці ХПВ 11,8%, а по термополімерному впливу - удвічі. Динаміка обводнення на ділянці водного впливу завжди була вище, ніж на сусідніх ділянках ХПВ і ТПВ. За розрахунками максимальна нефтеотдача на ділянці ВВ може досягти величини 24-25% від початкових балансових запасів проти 39%, затверджених ДКЗ. p> Враховуючи позитивні результати полімерної технології, в 1986р. був обраний ще один ділянка в районі нагнітальної вкв. 1415 (ТПВ-2). До 1986р. цю ділянку розроблявся на природному режимі. Ділянка розташована на північний схід від ділянки ТПВ-1. До освоєння під закачування гарячого полімерного розчину (1986р.) ділянка розроблявся на природному режимі і мав дуже низькі показники по видобутку нафти і по нефтеотдаче. Після закачування гарячого розчину ПАА в обсязі 123,8 тис. м 3 додатковий видобуток нафти в порівнянні з базовим варіантом склала 6,5 тис. т. Ділянка в даний час продовжує стійко працювати, нарощуючи темп видобутку нафти з хорошими показниками, що говорить про високої ефективності термополімерного впливу.
Ділянка вкв. 1424 розробляється на природному режимі (на виснаження). Показники розробки цієї ділянки також показані в табл. 11. Оскільки на ділянці ніяких заходів не проводилося, то і помітних змін в тенденції ходу експлуатації тут не спостерігалося. Видобуток нафти залишилася на колишньому рівні. Аналіз розробки ділянки на природному режимі показує, що режим використання природної пластової енергії на Черепетская об'єкті не забезпечує досягнення задовільних результатів ні за рівнями видобутку нафти, ні за термінами розробки, ні за результатами кінцевого нефтеизвлечения.
Аналогічна картина спостерігається і на інших ділянках поклади. На основі аналізу за тривалий період часу (понад 18 років) можна впевнено говорити про високу технологічної та економічної ефективності термополімерного впливу в покладах трещиновато-порових карбонатних колекторів з нефтями підвищеної і високої в'язкості. У цьому зв'язку прийнято рішення перейти на ТПВ по всій поклади Черепетская горизонту Мішкінський родовища, і в даний час це рішення реалізується.
Дослідно-промислові роботи показали, що термополімерная технологія найбільш ефективна, коли вона застосовується з самого початку (або незабаром після освоєння) розробки, проте метод досить ефективний і у вже розроблюваних об'єктах (ділянка ТПВ-2).
Поряд з уже перерахованими перевагами способу ТПВ слід підкреслити обмеження загальної кількості робочого агента, оскільки створення необхідного гідродинамічного і В«теплового охопленняВ» не вимагає таких великих кількостей закачується агента або теплоносія, як у випадку впливу на пласт гарячою водою. Загальний об'єм робочого агента для задовільного впливу в 1,5 рази менше, ніж при інших технологіях. Крім того, при ТПВ спостерігається підвищення приемистости нагнітальних свердловин. Промислова розробка родовищ з карбонатни...
