рного впливу пройшли експериментальну апробацію на Самотлорском родовищі в період з 1974 по 1978 рр. Їх застосування спрямоване на усунення геологічних факторів концентрації залишкових запасів нафти в гідродинамічно пов'язаних колекторах з високим контрастом по проникності. Незважаючи на високий відсоток залучення фонду свердловин в експериментальні дослідження можливостей цього методу (близько 37% видобувних і 36,7% нагнітальних свердловин) результати роботи були неоднозначними. Аналіз ефективності застосування циклічного впливу показав, що найбільший ефект отримано по горизонту БВ8.
До гідродинамічним МУН також відноситься форсований відбір рідини. Суть його полягає в компенсації падіння відборів нафти при високій обводнення продукції за рахунок збільшення дебітів рідини. Цей метод в даний час застосовується на всіх об'єктах. Максимальна середня ефективність за останні п'ять років отримана на пласті БВ81-3 - 2,3 тис.т/вкв-опер., Середня ефективність за всіма пластам становить 1,4 тис.т/вкв-опер (ВАТ ТНК-Нижньовартовськ).
У 1978 р на Самотлорском родовищі були проведені перші дослідні роботи із закачування ПАР низької концентрації. Спочатку впливу зазнали пласти АВ2-3, БВ8 і БВ10, середня концентрація неіоногенних ПАР у воді становила 0,06%. За перші три роки примененя технології додатковий видобуток нафти на 1 тонну закачаного ПАР склала близько 36 т по об'єкту АВ2-3, 29 т - по об'єкту БВ10, на об'єкті БВ8 ефект не виявився. Проте в цілому по досвідченому ділянці з урахуванням всіх трьох задіяних пластів цей показник в середньому склав тільки 4 т. Разом, за 6 років застосування технології, на дослідній ділянці родовища був отриманий сумарний ефект у вигляді 164 т додатково видобутої нафти. В якості можливих причин такої низької ефективності реалізації технології називаються як зниження концентрації розчинів ПАР нижче проектного показника (0,1%) на 40% відсотків, так і ряд інших технологічних і геологічних причин. Серед останніх відзначаються адсорбція хімреагенти і випереджаюче прорив складу по системі високопроникних каналів.
У 1984 р на родовищі були ініційовані роботи із закачування ПАР високій концентрації. На відміну від попередньої технології, яка передбачала досягнення результату, в основному, за рахунок зниження сил поверхневого натягу на межі контакту нафти і води, закачування ПАР високої концентрації передбачає створення в пласті водонафтової емульсії, яка характеризується підвищеними вязкостнимі характеристиками. Протягом 1984-85 рр. на Самотлорском родовищі дана технологія пройшла дослідне випробування на 11 ділянках, концентрація неіоногенних ПАР в закачуваний розчині становила 5-10%. Розчин ПАР (превоцел) закачувався індивідуально в кожну свердловину агрегатом ЦА - 320, в результаті було використано близько 8 тис.т ПАВ. Аналіз результатів показав, що позитивний ефект був досягнутий на 5 з 11 ділянок родовища, при цьому приріст КІН склав від 1 до 4,8%. Таким чином, було показано, що основний вплив на кінцеву ефективність методу надає не концентрація ПАР в розчині, а технологія і вибір ділянки заводнення.
У 1986-1989 рр. на пластах АВ13, АВ2-3, БВ10 проводилися дослідно-промислові роботи з випробування технології із застосуванням композицій їхн - на основі ПАР і лужної буферної системи під авторським наглядом Інституту Хімії Нафти СО АН СРСР (м Томськ).
У композицію їхн входили АПАВ (сульфанол, сульфаніл, волгонат), амоній, аміачна селітра і карбамід. Питома обсяг закачування на одну свердловину становив 8-10 тис.м3. Залучення результатів геофізичних, гідродинамічних та фізико-хімічних досліджень на дослідних ділянках дозволив виявити кілька факторів, що позитивно впливають на процес заводнення:
стабілізація або зменшення темпів зростання обводнення продукції видобувних свердловин;
поліпшення параметрів привибійної зони нагнітальних свердловин таких як проникність, продуктивність, пьезо- і гідропроводності;
збільшення прийомистості свердловин;
збільшення динамічних рівнів;
зниження залишкової нефтенасищенності;
поліпшення характеристик витіснення нафти.
Результуюча технологічна ефективність дослідно-промислових робіт оцінюється в 116 тис.т додаткового видобутку нафти, в експерименті брало участь 4 нагнітальні свердловини. За показником питомої накопиченої додаткового видобутку нафти на одну свердловину в рік цей метод займає одну з лідируючих позицій (див. Табл. 3.2). Варто відзначити, що основний ефект від застосування даної технології полягає в можливості зниження залишкової нефтенасищенності, не забезпечуючи при цьому високого коефіцієнта охоплення пластів за площею і розрізу.
У період з 1982 по 1984 рр. на родовищі проводилися дослідно...
