Технология ЦВПТВ. Сущность технологии, механизм вытеснения. Требование к устьевой арматуре. Отличие от метода ТПВ

Циклическое внутрипластовое полимерно-термическое воздействие эта технология разработки нефтяной залежи предусматривает закачку через нагнетательные скважины последовательно расчетного количества теплоносителя, холодного полимерного раствора и на завершающей стадии закачку воды с температурой не ниже пластовой температуры.

При закачке теплоносителя (в технологии ЦВПТВ) в нагнетательные скважины в пласте создается нагретая зона. При последующей закачке холодного раствора полиакриламида ПАА), проходя через разогретую зону пласта, он нагревается, вязкость его при этом снижается до 2-3 мПа·с, и нагретый раствор ПАА проникает не только в высокопроницаемые зоны пласта, но и в менее проницаемые, вследствие чего происходит более полный охват пласта воздействием нагретым раствором полимера, чем при холодном полимерном воздействии. В данной технологии используются водорастворимые полимеры, не способные отвердевать в пластовых условиях. При этом происходит опережение фронта концентрации полимера, то есть превышение радиуса фронта концентрации полимера в пласте по отношению к радиусу фронта температуры.

За счет этого обеспечивается вытеснение нефти раствором полимера не только в прогретой зоне пласта, но и за ее пределами. При продвижении раствора полимера по пласту он охлаждается. Однако он охлаждается, уже проникнув не только в высокопроницаемые зоны пласта, но и в менее проницаемые, в которые может проникнуть только в нагретом состоянии, то есть в состоянии сниженной вязкости. Охладившись, полимерный раствор временно теряет подвижность.

Нагнетаемый в пласт во второй оторочке теплоноситель выполняет две функции: вытесняющего агента и теплоносителя. Поскольку прогрев пласта происходит во времени, то теплоноситель, имея значительно меньшую вязкость, чем раствор полимера, сначала встречает преграду в виде «набравшего» вязкость (остывшего) раствора полимера в заполненных зонах, обходит эти зоны через низкопроницаемые участки, нагревая и вытесняя оттуда нефть. В то же время, по мере закачки теплоносителя в пласт, постепенно нагревается и раствор полимера снижается его вязкость, он приобретает подвижность и снова начинает продвигаться по пласту, высвобождая высокопроницаемые зоны для продвижения по ним нефти, притекающей из низкопроницаемых зон под действием теплоносителя.

После промыва высокопроницаемых и низкопроницаемых зон вновь возникает потребность в кольматации промытых зон.Для этого вновь закачивается раствор полимера, и так далее.

Значительная эффективность данного процесса достигается за счет того, что раствор полимера проходит не только по прогретой зоне, но и проникает в непрогретые зоны пласта. В непрогретой зоне раствор полимера охлаждается, проникая при этом лишь в наиболее проницаемые зоны и блокируя их. При этом происходит вытеснение нефти из этих зон, а вследствие повышения вязкости раствора полимера по мере его охлаждения в этих условиях происходит как бы «запирание» потока раствора полимера в прогретой зоне он проникает в менее проницаемые области.

Цикличность закачки в пласт предусматривает цикличность нагрева и охлаждения полимерного раствора и, следовательно цикличность изменения его вязкости, то есть проникающей и закупоривающей способности в пласте. Происходит благоприятное саморегулирование воздействий рабочих агентов по всему объему пласта, за счет чего обеспечивается интенсификация добычи нефти.

При ЦВПТВ имеет место уменьшение расхода полиакриламида, по сравнению с термополимерным воздействием, данным методом можно воздействовать на сложнопостроенную залежь с нефтями повышенной и высокой вязкости.

Расчеты показывают, что прирост нефтеизвлечения при использовании технологии ЦВПТВ составит не менее 10% по сравнению с заводнением.

Арматура – термостойкая.

Вопрос 3.

Коэффициент нефтеизвлечения, текущий и конечный. Факторы, влияющие на конечный коэффициент нефтеизвлечения. Классификация методов увеличения конечного коэффициента нефтеизвлечения.

Извлекаемые запасы нефти в залежи равны произведению величин начальных балансовых запасов и конечного коэффициента извлечения нефти.

Конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельности.

Наряду с конечным коэффициентом извлечения нефти определяют текущий коэффициент извлечения, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным балансовым запасам.

Величина КИН зависит от геолого-физических и технологических факторов. Она определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного горизонта (пласта), проницаемостью пород, эффективной нефтенасыщенной толщиной. К физическим факторам, от которых зависит величина КИН, следует отнести отношение вязкости нефти к вязкости воды. На величину КИН оказывают влияние применяемые методы искусственного воздействия на пласты, а при разработке без воздействия -природный режим залежи, плотность сетки добывающих скважин, новые методы разработки и способы интенсификации добычи нефти и другие факторы.

Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов делятся на 5 групп:

1)тепловые; 2)газовые; 3)химические; 4)физические; 5)гидродинамические

Эффективность МУН определяется путем сравнения фактических показателей с вариантом базового метода разработки объекта до применения МУН.