Разработка нефтяных месторождений глава Понятия и параметры, определяющие процессы добычи углеводородов

11.5. Термополимерное воздействие на пласт (ТПВ).
Технология ТПВ 
основывается на закачке в пласт нагретого до температуры 90–95
0
С рас-
твора ПАА концентрацией 0,05–0,1% [25]. Вязкость нагретого водного 
раствора полиакриламида составляет 1,5–2 мПас. Вязкость нефти в систе-
ме трещин снижается, часть горячего раствора, в основном горячая вода 
пропитывает блоки, улучшает гидрофильность породы, увеличивает по-
движность 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 внут-
рипластовое 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 одно-
временное физическое воздействие трех методов: гидродинамического, 
физико-химического и теплового. Отметим, что рассмотренные выше тех-
нологии применимы для трещиновато-пористых коллекторов, а также для 
пластов, состоящих из гидродинамически связанных прослоев разной 
проницаемости. 
11.6. Пароциклическая обработка добывающих скважин.
Пароцикли-
ческая обработка добывающих скважин относится к методам интенсифи-
кации притока (МИП). При пароциклических обработках в добывающую 
скважину в течение 15–20 суток закачивают пар в объеме 100–300т на 1 м 
толщины пласта [3]. Затем закрывают скважину на 10–15 суток для пере-
распределения теплоты, противоточного капиллярного вытеснения нефти 
из низкопроницаемых пропластков (НП) в высокопроницаемый пропла-
сток. Далее скважину эксплуатируют до достижения предельного рента-
бельного дебита в течение 2–3 месяцев.
Физическая сущность процесса заключается в следующем: пар разжи-
жает высоковязкую нефть, увеличивает коэффициент подвижности нефти. 
В зависимости от изменения температуры и давления пар переходит сна-
чала в двухфазное состояние пар – вода, затем после конденсации, в горя-
чую воду, которая вторгаясь в низкопроницаемые прослои, уменьшает вяз-
кость 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, от-
бор нефти увеличивается вследствие ее большей подвижности. Таким об-
разом, цикл проведения технологии состоит из трех этапов. Полный цикл 
длится 3–5 месяцев. Обычно проводят 5–8 циклов за 3–4 года с увеличи-
вающейся продолжительностью каждого цикла. Если пласт залегает не-
глубоко, 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 эксплуата-
ции скважин: вынос песка, образование эмульсий, преждевременный про-
рыв пара, нагревание обсадной колонны и добывающего оборудования. 
Для предупреждения осложнений проводят крепление ПЗП, ограничения 
отборов вплоть до остановки скважин.