11.5. Термополимерное воздействие на пласт (тпв)

Технология ТПВ основывается на закачке в пласт нагретого до температуры 90-95⁰ С раствора ПАА концентрацией 0,05-0,1% [25]. Вязкость нагретого водного раствора полиакриламида составляет 1,5-2 мПас. Вязкость нефти в системе трещин снижается, часть горячего раствора, в основном горячая вода пропитывает блоки, улучшает гидрофильность породы, увеличивает подвижность нефти и тем самым ведет к ее вытеснению. То же происходит и в слоистых коллекторах (модели Каземи, Серра). При такой технологии осуществляются совокупность или одновременное физическое воздействие трех методов: гидродинамического, физико – химического и теплового. По мере продвижения по пласту водный раствор полимера остывает, вязкость его увеличивается, становится сопоставимой с вязкостью вытесняемой нефти. Коэффициент вытеснения увеличивается.

Модификацией рассмотренной технологии является циклическое внутрипластовое полимерно – термическое воздействие. В пласт закачиватся теплоноситель (горячая вода, пар), затем холодный водный раствор ПАА. Производится несколько циклов последовательной закачки теплоносителя и полиакриламида. Также как и в технологии ТПВ осуществляется одновременное физическое воздействие трех методов: гидродинамического, физико – химического и теплового. Отметим, что рассмотренные выше технологии применимы для трещиновато – пористых коллекторов, а также для пластов, состоящих из гидродинамически связанных прослоев разной проницаемости.

11.6. Пароциклическая обработка добывающих скважин

Пароциклическая обработка добывающих скважин относится к методам интенсификации притока (МИП). При пароциклических обработках в добывающую скважину в течение 15-20 суток закачивают пар в объеме 100-300т на 1м толщины пласта[3]. Затем закрывают скважину на 10-15 суток для перераспределения теплоты, противоточного капиллярного вытеснения нефти из низкопроницаемых пропластков (НП) в высокопроницаемый пропласток. Далее скважину эксплуатируют до достижения предельного рентабельного дебита в течение 2-3 месяцев.

Физическая сущность процесса заключается в следующем: пар разжижает высоковязкую нефть, увеличивает коэффициент подвижности нефти. В зависимости от изменения температуры и давления пар переходит сначала в двухфазное состояние пар – вода, затем после конденсации, в горячую воду, которая вторгаясь в низкопроницаемые прослои, уменьшает вязкость находящееся там нефти. После остановки скважины, также как и при циклическом заводнении, вода начинает вытеснять нефть из НП в ВП. На третьем этапе цикла эксплуатации скважины – давление в ПЗП падает, отбор нефти увеличивается вследствие ее большей подвижности. Таким образом, цикл проведения технологии состоит из трех этапов. Полный цикл длится 3-5 месяцев. Обычно проводят 5-8 циклов за 3-4 года с увеличивающейся продолжительностью каждого цикла. Если пласт залегает неглубоко, то плотность сетки скважин должна быть не более 1-2га/скв. На 1т закаченного пара в среднем за все циклы добывают 1,5-2т нефти (при уменьшении от 10-15т до 0,5-1т).

Применяемое оборудование включает парогенератор, трубопроводы, компенсаторы температурных деформаций, устьевое и внутрискважинное оборудование.

При закачке теплоносителя могут возникнуть осложнения в эксплуатации скважин: вынос песка, образование эмульсий, преждевременный прорыв пара, нагревание обсадной колонны и добывающего оборудования. Для предупреждения осложнений проводят крепление ПЗП, ограничения отборов вплоть до остановки скважин.