ловини, В° С; То - початкова невозмущенная температура пласта, В° С; Т П - температура розчину полімеру в пластових умовах, В° С; З В° П - питома теплоємність розчину полімеру, кДж/кг В° С; р В° П - Щільність розчину полімеру, кг/м 3 ; b - коефіцієнт, що враховує циклічність закачування теплоносія і розчину полімеру (вибирається залежно від тривалості закачування оторочек теплоносія і розчину полімеру
(b = 1 - 2).
Дані для розрахунків взяті з таблиць 11 і 12, а також з довідників:
m = 0.16; C ck = 8.32; r ck = 2.5 * 10 3 ; S H = 0.14; C H = 2.5; r H = 910; C ж = 4.18; r ж = 1000; p> Г = 0.87; a = 1.5;
Т 0 = 32; Т т = 85; З 0 П = 0.102; r 0 П = 1200; Т 0 П = 80; V П = 334.9 * 10 3 . p> Підставивши дані у формулу (1) знайдемо:
V T /V П = 0.91, звідси отримаємо, що V T = 304.759 * 10 3 м 3 гарячої води, тобто це обсяг, необхідний для закачування в пласт з метою проштовхування облямівки полімеру.
Розрахуємо тривалість періоду закачування V T = 304.759 * 10 3 м 3 води з урахуванням, що запроектований щодобовий її витрата становить 50 - 75м 3 /добу (62.5 м 3 /добу):
V T /62.5 = 4876.144 діб = 13.36 року
безперервного технологічного процесу. p> За формулою (2) після відповідних розрахунків отримаємо:
Т П = 68.04 0 С - температура розчину полімеру в пластових умовах, ця температура відповідає технологічному умові процесу ТПВ, тобто температура розчину на вибої дійсно перевищує початкову пластову температуру (Те = 32 0 С) не менше ніж на 20 - 30 0 С, а саме на 36.04 0 С.
ВИСНОВОК.
На основі аналізу розробки Мішкінський нафтового родовища і наукових досліджень створений і запроваджено принципово новий високоефективний комбінований метод термополімерного впливу на поклади високов'язкої нафти з трещиновато-поровим колектором.
Вивчений механізм ТПВ показав, що гарячий розчин полімеру, проникаючий, насамперед, по тріщинах, збільшує свою в'язкість приблизно на порядок, порівняно з гарячою водою. Таким чином, гідравлічні опору на фронті витіснення для полімерного розчину виявляються значно більшими, ніж для гарячої води, що призводить до збільшення коефіцієнта охоплення. Результати теоретичних і експериментальних досліджень показують, що приріст кінцевого нефтеизвлечения при ТПВ в порівнянні з впливом необробленої водою (для зазначених геолого-фізичних умов) складе 15-20%.
Успішність ТПВ в чому залежить від якості приготування полімерного розчину. Для цього необхідно дотримуватися таких вимог:
1. розчин полімеру, що надходить у пласт, не повинен містити твердих або гелеобразних частинок;
2. полімерний розчин не повинен зазнавати при закачуванні механічної деструкції. З цією метою переважно використовувати поршневі насоси замість відцентрових;
3. втрати тепла при проходженні полімерного розчину від печі до вибою свердловини повинні бути мінімальними.
Поточна нефтеотдача на ділянці ТПВ перевищила затверджену ДКЗ СРСР (39%) і становить 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. 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.
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 карбонатними 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 оптимал...
