Анализ эффективности новых технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями на примере Мишкинского месторождения

Концентрация полимерного раствора зависит от свойств исходного полимерного реагента и связана с расчетной температурой закачки. В среднем эта величина находится в пределах 0,05—0,2% (по сухому порошку). Конкретная величина концентрации полимера определяется расчетным способом в зависимости от соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента (mн/mв) и определяется непосредственно измерением в л

аборатории. При этом имеется в виду, что отношение вязкости нефти и вязкости вытесняющего агента не должно превышать 10. При этих соотношениях не развивается явление вязкостной неустойчивости.

Темпы нагнетания полимерного раствора определяются оптимальной скоростью фильтрации вытесняющего агента в пластовой системе и рассчитываются в технологической схеме разработки месторождения. Учитывая, что полимерный раствор представляет собой неньютоновскую жидкость, в нем наблюдается связь между скоростью движения и «кажущейся» вязкостью. Эта зависимость учитывается в гидродинамических расчетах. Процесс ТПВ должен вестись таким образом, чтобы температура поли­мерного раствора на забое была выше первоначальной температуры пласта не менее чем на 20—30°С.

Основным принципом проектирования технологии ТПВ является обеспечение высокой технологической эффективности процесса в условиях трещиновато-порового коллектора, содержащего нефть повышенной и высокой вязкости. В расчетах при проектировании ТПВ должен надежно оцениваться возможный прирост в конечном нефтеизвлечении (дополнительная добыча нефти за счет технологии).

ТПВ рассматривается как альтернативный вариант разновидностям заводнения. При проектировании ТПВ в осваиваемых залежах величина технологического эффекта (увеличение нефтеизвлечения) определяется в сравнении с базовым вариантом — заводнением необработанной водой.

С целью снижения теплопотерь в окружающую среду при движении теплоносителя по стволу скважины выполняются тепловые расчеты, в основу которых закладывается требуемая температура на забое скважины. Переменными параметрами при этом являются температура теплоносителя на устье скважины и режим закачки теплоносителя. Проведенные расчеты величины изменения температуры на забое нагнетательной скважины Мишкинского месторождения при закачке в пласт горячего раствора (80°С) полимера на глубину 1500м с температурой в пласте 32°С через 126мм эксплуатационную колонну и 63мм НКТ (без термоизоляции) оказались близкими к фактическим данным забойной температуры, замеренной в конкретной скважине этого месторождения.

Сопоставление показателей разработки Мишкинского месторождения при применении различных технологий (ТПВ, ХПВ, ВВ, ЕР)

Следует сказать, что исследования, связанные с возможностью повышения нефтеизвлечения из трещиноватых коллекторов, содержащих нефть повышенной и высокой вязкости, путем закачки горячего раствора ПАА, до настоящего времени нигде не проводились. Учитывая это, с целью получения достоверных данных и сравнения полученных результатов по нефтеотдаче от закачки холодного раствора ПАА, горячего раствора ПАА и обычной необработанной воды были проведены промышленные испытания на Мишкинском месторождении в Удмуртии. Работы начаты в 1976г. и продолжаются до настоящего времени (1995). Для проведения промышленных испытаний было выбрано три равноценных участка залежи. ТПВ на участке скв. 1413; ХПВ на участке скв. 1411; ВВ на участке скв. 1417. Получаемые результаты на трех участках сравнивались с показателями разработки на участках скв. 1416 и 1421, разрабатываемых на естественном режиме. Все эти участки выбирались с таким расчетом, чтобы коллектор, запасы, сетка скважин и другие параметры были максимально идентичными. Как видно из табл.12, участки действительно близки по своим характеристикам и несколько отличаются по запасам и нефтенасыщенным толщинам.

Таблица 12

Характеристика участков промышленного испытания

технологий ХПВ, ТПВ в сравнении с водным воздействием (ВВ) и естественным режимом (ЕР)

 Скачать реферат