ми колекторами показує, що, як правило, при використанні води або холодних полімерних розчинів не досягаються хороші профілі приемистости нагнітальних свердловин. Зняття профілів приемистости при ТПВ на конкретних свердловинах показало, що в них досягається приріст приймаючих інтервалів на 20-30% від працюючої товщини пласта в порівнянні з заводнением і впливом ХПВ. Експериментальними дослідженнями та дослідно-промисловими роботами на покладах встановлено, що оптимальний розмір оторочек гарячого полімерного розчину повинен становити 15-20% від загального перового обсягу пласта, потім слід переходити на закачування необробленої води (холодної або гарячої). Тому загальні витрати на робочі агенти при ТПВ виявилися меншими проти спочатку певних розрахунковим шляхом.
Лабораторні вимірювання в'язкості полімерних розчинів, приготованих на мінералізованою і прісній воді, показали доцільність використання для цієї мети прісної води, т. к. присутність солей у воді знижує в'язкість полімерного розчину. Слід зазначити, що до теперішнього часу у вітчизняній промисловості відсутня випуск високоякісних марок ПАА, що поряд з дефіцитом потрібного технологічного обладнання (печей-підігрівачів, надійних пакерів, термоізольованих насосно-компресорних труб) знижує потенційні можливості цього методу.
Крім того, зосередженість запасів нафти в тонких пластах з низькими колекторськими властивостями (що характерно для родовищ Удмуртії) обумовлює низьку прийомистість нагнітальних свердловин. За цих умов і обмежених температурах нагрівання полімеру (внаслідок небезпеки його деструкції) не вдається створити в пласті оторочку гарячого розчину полімеру необхідної температури. У таких випадках доцільно нагрівати розчин полімеру безпосередньо в пласті, прогріваючи попередньо пласт шляхом нагнітання теплоносія, в якості якого може виступати і гаряча вода (або пара і т.п.). Без побоювання деструкції вода, нагріта на поверхні до більш високої температури, дозволить посилити вплив щодо зниження в'язкості пластової нафти, та й прийомистість пласта для теплоносія також вище, ніж навіть для нагрітого розчину ПАА. Ефективність процесу (у тому числі з позицій енергозбереження) буде вище, якщо теплоносій і розчин полімеру закачувати в пласт поперемінно в кілька циклів, наступних один за іншим. Подальший розвиток ідея комбінованого теплового і полімерного впливу отримала в новій комплексної технології з посиленим використанням теплового фактора, розробленої спільно науковими співробітниками інституту ВНДІ і виробничниками АТ В«УдмуртіефтьВ». Це - технологія циклічного внутріпластового полімерно-термічного впливу (ЦВПТВ), яка передбачає чергування двухстадій-них (двоступеневих) циклів закачування теплоносія (гарячої води, пари та ін) з подальшим переходом на закачування холодного розчину полімеру. У результаті технологія має ряд переваг у порівняно з одноцікловой технологією ТПВ:
підвищується прийомистість нагнетательной свердловини, оскільки розчин полімеру надходить у попередньо прогріту зону;
з використанням підвищених температур і полімерних розчинів розширюється коло об'єктів застосування технології, і підключаються в активну розробку тонкі нізкопроііцаемис пласти;
збільшується коефіцієнт охоплення пласта робочим агентом в порівнянні з одноразовим створенням облямівки розчину полімеру заданого об'єму;
зменшується витрата теплової енергії на здійснення процесу в порівнянні з безперервним нагнітанням робочого агента.
Розрахункова частина
Розрахунок проводимо по ТПВ-ділянці свердловини № 1413. p> Об'єм закачування гарячої води для V T (для проштовхування облямівки полімеру) і розчину полімеру V П визначається зі співвідношення:
(1)
де Vt - обсяг гарячої води, м 3 ; V П - обсяг облямівки розчину полімеру, м 3 ; т - пористість пласта; З ск -питома теплоємність мінерального скелета пласта, кДж/кг В° С; S H - залишкова нефтенасищенность; З н - питома теплоємність нафти, кДж/кг В° С; З ж - питома теплоємність теплоносія, кДж/кг В° С; р ск - щільність мінерального скелета пласта, кг/м 3 ; р н - Щільність нафти, кг/м 3 ; р ж - щільність теплоносія, кг/м 3 ; a - відношення радіуса фронту концентрації розчину полімеру до радіусу фронту обуреної температури в пласті; a = 1 ,1-5-1, 9; Г - коефіцієнт Генрі адсорбції полімеру, м 3 /м 3 . p> Температурний розрахунок для знаходження температури розчину полімеру в пластових умовах з формули (2):
В
де h П - коефіцієнт тепловтрат через покрівлю та підошву пласта; Т П В° - температура закачується розчину полімеру на вибої нагнетательной свердловини, В° С; Т Т - температура теплоносія на вибої сверд...
