24 Полимерное воздействие на пласт. Технология холоднополимерного (хвп) и термополимерного воздействия. Эффективность методов.

вода проникая в нефтяную часть пласта, оставляет за фронтом невытесненные участки нефти. Равномерного продвижения водонефтяного контакта можно достигать за счет увеличения вязкости воды. Путем загущения полимерными добавками. Механизм нефтеизвлечения при использовании метода ТПВ следующий: нагретый до 90-95° водный раствор полиакриламида, при закачке в нефтяной пласт поступает, прежде всего, в систему трещин и далее проникает в глубь пласта. Таким образом, часть залежи оказывается охваченной горячим агентом воздействия, что приводит к снижению вязкости нефти, содержащейся в блоках (матрице) трещиновато-порового коллектора. Продвигаясь в начале закачки, прежде всего, по трещинам, горячий раствор полиакриламида через некоторое время остывает, вязкость его при этом существенно увеличивается. Общие гидравлические сопротивления пласта начинают возрастать. В этой связи основная емкостная часть пласта оказывается охваченной воздействием, закачиваемым горячим раствором полиакриламида (ПАА). Снижение вязкости нефти (увеличение ее подвижности) положительно влияет на увеличение роли механизма капиллярной пропитки блоков (матрицы). Нагнетание нагретого раствора ПАА в пласт приводит к улучшению смачиваемости пористой среды, что положительно сказывается на капиллярной пропитке матрицы. Если система трещин в пласте достаточно разветвленная, то эффективность от закачиваемого горячего раствора полиакриламида (ПАА) будет выше по сравнению с воздействием горячей водой, которая преимущественно работает только по макротрещинам. Преимущество ТПВ заключается в ограничении общего количества раствора ПАА, которое необходимо нагревать, т.к. для создания необходимого «теплового охвата» не потребуется таких больших количеств , как в случае нагнетания горячей водой. Изученный механизм ТПВ показал, что горячий раствор полиакриламида, проникающий, прежде всего по трещинам, увеличивает свою вязкость примерно на порядок по сравнению с горячей водой. Гидравлические сопротивления на фронте вытеснения для полимерного раствора оказываются большими, чем для горячей воды, что приводит к увеличению охвата пласта воздействием. Результаты практического применения показывают, что прирост конечного нефтеизвлечения при ТПВ по сравнению с воздействием необработанной водой составит 20-25%. Обязательным технологическим условием успешности процесса ТПВ является обеспечение непрерывности закачки горячего полимерного раствора и соблюдение температурного режима Преимуществом ТПВ в том, что при его применении не требуется проектной разработки и создания нового, дополнительного оборудования. Успешность процесса ТПВ во многом зависит от строгого выдерживания режима воздействия и соблюдения непрерывности закачки полимерного раствора. температура полимерного раствора на забое скважины должна быть выше первоначальной температуры пласта не менее чем на 20-30° С. По количественным оценкам эффективности по нефтеизвлечению показатели разработки ХПВ по времени отстают от результатов на участке ТПВ.

25 Целесообразность и условия применения раздельной эксплуатации нескольких пластов в одной скважине.

Большинство нефтяных и газовых месторождений являются многопластовыми. Несколько продуктивных пластов располагаются поэтажно один над другим. Разработка таких месторождений самостоятельными сетками скважин, пробуренными на каждый отдельный пласт, сточки зрения рациональной разработки, является наиболее предпочтительной. Но более половины всех капитальных вложений уходит на бурение скважин. Поэтому разработка многопластовых месторождений самостоятельными сетками скважин на каждый пласт требует огромных капитальных затрат и не всегда экономически и технологически оправдана. В этой связи часто при разработке многопластовых месторождений объединяют несколько продуктивных пластов в один эксплуатационный объект, что позволяет сокращать сроки разработки месторождения, уменьшать капитальные вложения на бурение скважин и обустройство месторождений. В то же время одновременная разработка нескольких пластов одним объектом возможна только при одинаковых физико-химических свойствах нефтей в объединяемых пластах, если приток нефти и газа достаточен из каждого пласта при допустимом забойном давлении в скважине, при близких значениях пластового давления в объединяемых пластах, исключающих перетоки нефти между пластами, и близких значениях обводненности пластов. Если вышеизложенные условия не соблюдаются, то многопластовые месторождения разрабатывают методом одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ). При ОРЭ двух горизонтов пласты разделяются друг от друга пакером. В скважину спускаются один или два ряда насосно-компрессорных труб, которые спускают параллельно или концентрично. Промысловый опыт эксплуатации двух пластов одной скважиной методом ОРЭ указывает на его высокую эффективность. В среднем на 30% сокращаются капитальные вложения и эксплуатационные затраты в сопоставлении с затратами на бурение и эксплуатацию месторождений самостоятельными сетками на каждый пласт. Метод ОРЭ дает возможность уплотнять сетку скважин (добывающих и нагнетательных) без дополнительного метража бурения.