Термополимерное воздействие на залежи высоковязкой нефти

Разработка месторождений с нефтями повышенной и высо­кой вязкости методом традиционного заводнения, особенно в трещиноватых коллекторах, как правило, приводит к низким коэффициентам иефтсизвлечения (0,25-0,27).

Теоретическое и эксперементальное изучение механизма вытеснения нефти водой во ВНИИ и ИГиРГИ показало, что низ-кис текущие и конечные коэффициенты нефтеизвлечения при за­воднении залежей нефти повышенной и высокой вязкости связа­ны, прежде всего, с неустойчивым продвижением водонефтяных фронтов.

С самого начала заводнения развивается явление вязкостной неустойчивости - вода в виде языков различной формы и разме­ров проникает в нефтяную часть пласта, оставляя за фронтом невытеспенные целики нефти.

Устойчивого, более равномерного продвижения водонефтя-ного контакта (ВПК) можно достигать за счет снижения отноше­ния вязкости нефти и закачиваемого агента. Достигается это за счет увеличения вязкости закачиваемой воды (загущения) по­лимерными добавками. Известно, что использование полимерных

528 В.И. Кудинов. Основы исфтегазопромыслового дела Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких псфтсП 529

растворов для увеличения нефтеизвлечения из пластов, содержа- проведены в лабораторных условиях на опытной установке ис-

щих нефть повышенной и высокой вязкости, дает хорошие ре- следования по определению теплофизических свойств полимер-

зультаты, если коллектор нефтяного пласта является терригем- ных растворов при различных температуре и давлении,

иым и в карбонатных коллекторах при небольшой их трещииова- Исследовались теплофизические свойства растворов порош-

тости., кообразиого полиакрнламида (ПАЛ) японского производства марки

Однако значительные запасы нефти повышенной и высокой РДЛ-1020, приготовленных па воде. Исследования проводились
вязкости содержатся в карбонатных коллекторах, обладающих в диапазоне концентрации ПАЛ 0,02-0,1% по сухому порошку,
повышенной кавернозностыо и сильно развитой трещиновато- в интервале температур t - 20-90°С и давлений Р = 0,1-20 мПа. Ре-
стыо. К подобному типу залежей относится Чсрепецкий горизонт зультаты исследования тсплофизических свойств водных раство-
Турнейского яруса Мишкинского нефтяного месторождения ров полиакриламида показали, что коэффициенты тепло- и тем-
в Удмуртии. 'Залежь нефти приурочена к пластам с трещинно- нературопроводности иолнакриламида в диапазоне концентра-
поровыми коллекторами, содержащими нефть высокой вязко- ций 0,02-0,1% ниже соответствующих коэффициентов для воды
сти- 78 мПа с - в пластовых условиях. В большинстве скважин на 17-27%. С ростом давления от 0,1 до 20 мПа происходит не­
прослеживаются среди пористых плотные разности известняков значительное (менее 5%) повышение значений коэффициентов
толщиной от 0,8 до 8 м. Общая толщина залежи нефти в Турнсй- тепло- и температуропроводности водных растворов ПАЛ.
ском ярусе 36 м. Проницаемость коллектора 0,213 мкм, порис- При повышении температуры раствора с 20 до 90° С наблюдается
тость 16,4%, начальная нефтенасыщенность 88,0%. Нефть тяже- _р0Ст значений коэффициентов в тепло- и температуропроводно-
лая, высоковязкая, содержание парафина в нефти - 6%, смол _{сти ма} 12-26% во всем диапазоне концентраций и давлений. Ис-
и асфальтснов - 20-25%. Давление насыщения _|нефти 9,5 мПа, га- следованные водные растворы ПАА представляют собой водные
зонасыщениость - 7 м /т. Средняя плотность нефти в пластовых растворы высокомолекулярного соединения, состоящие из ассо-
условиях равна 0,91 г/см. Начальные геологические запасы циантов молекул ПАА и воды. Наличие в растворе ассоциантов
43,6 млн.т. Глубина нефтяной залежи 1500 м. ПАА, связывающих молекулы воды, приводит к замедлению

На основе анализа разработки Мишкииского нефтяного ме- диффузии и, как следствие, к снижению скорости протекания те-

сторожления и научных исследований авторами создан и внедрен пловых процессов. Этим объясняется существенное различие

принципиально новый, высокоэффективный, комбинированный (17-27%) между коэффициентами тепло- и темнературопровод-

метод - метод (технология) термополимерного воздействия,_юсти водных растворов ПАА и воды, используемой для их при-

(ТВП) на залежи высоковязкой нефти с трещиновато-поровым _ГОтовлспия при малых концентрациях ПЛЛ. Дальнейший рост

коллектором. Патент РФ№ 860553 «Способ разработки нефтяной концентрации полиакриламнда в растворе незначительно влияет

залежи, приуроченной к разнопроницаемому пласту (технология _ма физические характеристики раствора.

ТПВ)», приоритет от 19.06.79 г. (Ю.В. Желтое, В.И. Кудинов). Основные результаты экспериментальных исследований

Промышленное внедрение этого метода проводится с 1976 года сводятся к следующему:

по настоящее время (2004 г.) на Черенсцком горизонте Мишкин- 1. Горячий полимерный раствор является более эффектив-

ского нефтяного месторождения Удмуртии. _пым нефтевытесняющим рабочим агентом, чем горячая вода и

Перед проведением промышленных испытаний технологии холодный полимерный раствор, как в однородных по строению

ТПВ на Мишкинском месторождении в РМТК «Нефтеотдача» „ластах, так и во всех изученных видах пластов неоднородного
профессором Ю.В. Желтовым и д.т.н. Г.Е. Малофеевым были

В.И, Кудипов. Основы пефтегазопромыслового дела

строения (слоисто-неоднородных, трещиноватых, трещимовато-поровых).

2. Вязкость растворов полиакриламида одинаковой концен­
трации, приготовленных на минерализованной воде, ниже вязко­
сти растворов, приготовленных на пресной (дистиллированной)
воде. Для химического состава вод, применяемых для затворения
НАЛ на промыслах Удмуртии, снижение вязкости при минерали­
зованной воде может составить до 40%.

3. Растворы полиакриламида промысловых концентраций
(0,05-0,3% по весу сухого порошка) при нагревании претерпева­
ют термическую деструкцию, выражающуюся в ухудшении вяз­
костных характеристик (в снижении вязкости). В пределах тем­
ператур до 85-90° С термическая деструкция незначительна (не
превышает 10-15%) и не может служить препятствием для при­
менения горячего раствора ГТАА при воздействии на сложпомо-
строенные залежи (с карбонатными, трещиноватыми, трещинова­
то-норовыми и другими коллекторами) с трудноизвлекаемыми
нефтями.

4. При одинаковых концентрациях растворы полиакрила­
мида, приготовляемые на минерализованной воде, менее подвер­
жены термической деструкции, чем растворы, приготовляем тле на
пресной (дистиллированной) воде. Поскольку на нефтяных про­
мыслах для приготовления полимерных растворов применяют в
той или иной степени минерализованные воды, то опасность не­
обратимой термодеструкции уменьшается.

5. Теплофизические свойства (теплопроводность, теплоем­
кость и температуропроводность) водных растворов полиакрила­
мида промысловых концентраций 0,02-0,1% но сухому порошку)
в интервале 20-90° С и 0,1-20 мПа ниже тешюфизических свойств
воды - растворителя. Следовательно, при движении горячего
раствора полимера по стволу скважины будет меньше потерь те­
пла, чем в случае нагнетания горячей воды. С повышением тем­
пературы (от 20 до 90° С) происходит некоторое увеличение теп­
ло- и температуропроводности; такие изменения наблюдаются и
с ростом давления (от 0,1 до 20 мПа), но в значительно меньшей
степени.

Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких нефтей 531

Многосторонние лабораторные исследования, проведенные на физических моделях пластов различного строения (однород­ных, слоистых, трещиноватых, трещиновато-поровых и др.) с ис­пользованием в качестве вытесняющего рабочего агента самых разнообразных жидкостей (холодной и горячей воды, раствора глицерина, холодного и горячего раствора полиакриламида и др.), позволили сделать важный практический вывод: самым лучшим рабочим агентом для воздействия на пласт при разработ­ке сложнопостроенных месторождений с трудноизвлекаемыми нефтями является горячий раствор полиакриламида с температу­рой нагрева до 90° С.

Механизм нефтеизплечения при использовании метода ТПВ следующий: нагретый до 90-95° С водный раствор полиакрила­мида, имея вязкость 1,5-2 мПа-с, при закачке в нефтяной пласт поступает, прежде всею, в естественно существующую в карбо­натном коллекторе 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 (температура в пласте 32° С), эффективная вязкость его при этом существенно увеличивается (до 10-15 мПа-с). Общие гидравлические сопротивления Пласта начинают возрастать. В этой связи неизбежно увеличивается доля раствора, поступаю­щего из трещин в матрицу, т.е. основная емкостная часть пласта оказывается охваченной воздействием, закачиваемым горячим раствором полнакриламида (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 (она становится более гидрофильной), что положительно сказы­вается па капиллярной пропитке матрицы. Если система трещин и пласте достаточно разветвленная, то эффективность от закачи­ваемого горячего раствора полиакриламида (ПАА) будет выше по

532 В.И. Куликов. Основы исфтегазопромыслового даш _{Глава xw Метолы разра6отк|| вязких} „ _в,,,сокоп_Язкнх нсфтсй 533

сравнению с воздействием горячей водой, которая преимущест- _{тпв прнмепимо как при ряД110Й снстеме} расстановки сква-

венно работает только по макротрещинам., _{ЖИ(( (ш1утрико[ггурное} заводнение), так и при площадной систе-

Прсимущество метода ТПВ заключается в ограничении об- _ме Получение высоких коэффициентов нефтеизвлечения при

щего количества раствора ПАА, которое необходимо нагревать, _тпв „_{е зависит от врсмени его |1риМ}спсппя (с начала или па

т.к. для создания необходимого «теплового охвата» не потребу- _{поздпсй стадии} „работки). Хотя наилучшие результаты оче-

ется таких больших количеств закачиваемого теплоносителя, как _{В||Д1|Н> когда этот мстод примс|1яется с иамала ра3}р_аботки зале-

в случае нагнетания горячей водой. _жи обязательным технологическим условием успешности про-

Изученный механизм ТПВ показал, что горячий раствор по- _{цесса тпв является} обеспечение непрерывности закачки горяче-

лиакрилампда, проникающий прежде всего по трещинам, увели- _{ро полимсрпого растП}ора в расчетных объемах, а так же соблю-

чивает свою вязкость примерно на порядок по сравнению с горя- _{деиие теМ}пературного режима. Для технологии термополнмерно-

чеи водой. I илравлические сопротивления на фронте вытеснения _{го воздсистпия тре}буются водорастворимые полимеры (преиму-

для полимерного раствора оказываются значительно большими, _щественно полиакриламидного типа) различных товарных марок и

чем для горячей волы, что приводит к увеличению коэффициента _{модификаций (в поро1}пке, в гранулах, гелеобразиые и т.д.), однако

охвата пласта воздействием... требуется обязательная их проверка на качество и термостойкость.

Результаты теоретических и экспериментальных исследова- полимеры для ТПВ должны сохранять свои свойства по реологии

ний и длительного промышленного внедрения показывают, что д_Отемпсратуры 95-100°С. Успешность ТПВ во многом зависит от

прирост конечного нефтеизвлечения при ТПВ по сравнению _каЧсства приготовления полимерного раствора. Раствор полимера,

с воздействием необработанной водой (для указанных выше гео- _{поступающий в fIJiaCTf не должен} содержать твердых или гелеоб-

лого-физических условий) составит 20-25%. _{разных частиц} полимерный раствор не должен подвергаться мри

Условия и критерии применимости метода термополимер- _{закачке И11тенсивной} механической деструкции. Лучше использо-

ного воздействия разделяются на геолого^физические и техноло- _{пать порш11СВЫС насосы вмест0} центробежных. Потери тепла при

гические. Одним из главных критериев применимости ТПВ явля- _{прохождении} полимерного раствора от подогревателя до забоя

ется величина вязкости нефти в пластовых условиях (50 м11а-с _СКВажины должны быть минимальными.

и более). Верхний предел величины вязкости пластовой нефти _{с этой цслью 11аруж11ые} трубопроводы горячего полимерно-
Офапичивается 500 мПа-с. Применимость термополимерного _Го раствора необходимо закрывать супертонким базальтовым во-
воздействия существенно зависит от проницаемости матрицы локпом с наружным металлическим окожушиваиием, а в скважи-
(блоков) трещиновато-порового коллектора: при проницаемости _ну спускать термоизолированные насосно-компрессорпые трубы,
менее 3-10"² мкм метол малоэффективен ввиду низких скоростей Преимуществом ТПВ является и то, что при его применении
капиллярной пропитки блоков. Наибольший эффект этот метод не требуется проектной разработки и создания нового, дополни-
дает для трещиновато-поровых систем. Допустимая глубина за- тельного оборудования. Добывающие и нагнетательные скважины
легання продуктивных пластов для ТПВ ограничивается величи- строятся по обычной, принятой технологии. Для добычи нефти,
ной пластовой температуры, которая должна быть не больше закачки воды и раствора полиакриламида используется обычное
95°С (при температуре 100° С наступает деструкция полимерного оборудование и техника. Последовательность при ТПВ заключа-
раствора). Для получения надежного результата от применения ется в закачке сначала расчетной оторочки горячего полимерного
термополимерного воздействия нефтяной пласт не должен иметь раствора и последующем продвижении ее в глубь пласта закач-
подошвенную воду. кой необработанной водой. Возможен вариант проталкивания

В.И. Кудиноп. Основы нефтегазопромыслового дела

Глава XVII. Методы разработки вязких и высоковязких иефтсм 535

оторочки нагретого полимерного раствора горячей водой, если это экономически целесообразно. Нежелательно, закачивая хо­лодную воду, создавать в нефтяной залежи температуру ниже первоначальной температуры пласта.

Размер оторочки горячего полимерного раствора определя­ется термогидродинамическими расчетами и составляет (но дан­ным промысловых исследований) 20-30% пространства продук­тивного пласта, который в процессе осуществления ТПВ па осно­ве полученных данных исследований за процессом может быть скорректирован в ту или иную сторону.

Вязкостные свойства полимерного раствора рассчитываются в зависимости от термобарнческих и фильтрационных характери­стик данной залежи. Для Мишкинского нефтяного месторождения на участке Туриейской залежи требуемая температура полимерно­го раствора (а отсюда функционально следует концентрация или вязкость раствора) на устье нагнетательной скважины 90-95° С.

Концентрация полимерного раствора зависит от свойств ис­ходного полимерною реагента и связана с расчетной температурой закачки. В среднем это величина находится в пределах 0,06-0,2% по сухому порошку. Конкретная величина концентрации полимера определяется расчетным способом в зависимости от соотношения вязкостен нефти и вытесняющего агента (//_м///_а) и определяется

непосредственно измерением в лаборатории.

При этом имеется в виду, что отношение вязкости нефти и вязкости вытесняющего агента (в данном случае раствора нолн-акрнламида) должно быть равно или меньше 10. При этом соот­ношении не развивается явление вязкостной неустойчивости.

Темпы нагнетания горячего полимерного раствора опреде­ляются оптимальной скоростью фильтрации вытесняющего аген­та в пластовой системе и рассчитываются в технологической схеме разработки нефтяного 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.

Успешность процесса ТПВ во многом зависит от строгого выдерживания режима воздействия и соблюдения непрерывности

закачки полимерного раствора. Процесс ТПВ должен вестись та­ким образом, чтобы температура полимерного раствора на забое скважины была выше первоначальной температуры пласта не менее чем на 20-30° С.

Основным принципом проектирования технологии ТПВ яв­ляется обеспечение высокой эффективности процесса в условиях трещиновато-норового коллектора, содержащего нефть повы­шенной и высокой вязкости.

При проектировании ТПВ в осваиваемых залежах величина технологическою эффекта (увеличение иефтеизвлечения) определя­ется в сравнении с базовым вариантом - заводнением необработан­ной водой. В технологии ТПВ существенное значение имеет дина­мика температуры не только в пласте, но и стволе нагнетательной скважины. Поэтому при проектировании одной из задач является определение баланса тепла во всей системе скважина-пласт.

Такой расчет следует проводить, максимально учитывая ус­ловия в скважине и технологические параметры процесса закачки горячего полимерного раствора (теплопроводность окружающих скважину горных пород, темпы закачки и реальную температуру на устье скважины). Следует отметить, что исследования, связан­ные с возможностью повышения иефтеизвлечения из трещинова­тых коллекторов, содержащих нефть повышенной и высокой вяз­кости, путем закачки горячего раствора полиакриламида, до этого в России и за рубежом не проводились. Учитывая это, с целью получения достоверных данных и сравнения полученных резуль­татов по нефтсизвлечению от закачки холодного раствора поли­акриламида, горячего раствора ПАА и обычной необработанной воды были проведены промышленные испытания па Мишкин-ском месторождении в Удмуртии. Работы начаты в 1976 году и продолжаются до настоящего времени (2004 г.).

Для проведения промышленных испытаний на Мишкинском месторождении было выбрано три равноценных участка залежи. Термополимерное воздействие (ТПВ) на участке скважины 1413; холодное полимерное воздействие (ХПВ) на участке скважины 1411; водное (заводнение) воздействие (ВВ) на участке скважи­ны 1417. Получаемые результаты на трех участках сравнивались с показателями разработки на участках скважин 1416 и 1421, разра-

В.И. Кудимов. Основы иефтегазапромысловор.о дела

Глава XVI!. Методы разработки вязких и высоковязкпх нефтей 537

батываемых на естественном режиме. Все эти участки выбирались с таким расчетом, чтобы коллектор, запасы нефти, сетка скважин и другие параметры были максимально идентичны (таблица 27).

Концентрация холодного и горячего полимерного раствора составляла 0,05% по сухому порошку японского полиакриламида типа РДА-1012 и РДЛ-1020 с суточной закачкой в скважину до 100м³/сут. Закачка осуществляется до создания полимерной оторочки в объеме 20% от объема пор пласта участка, с после­дующим перемещением ее нагнетанием волы до полного завер­шения разработки залежи. Добыча нефти осуществляется меха­низированным способом.

Таблица 27. Характеристика участков промышленного испыта­ния технологий ХПП, ТПВ, водного воздействия (ВВ) и естест­венного режима (ЕР)

и/и	Наименование показателей	Участок ТПН, скк. 1413	Участок ХПВ, скв. 1411	УчастокВП, скв.1417	Участок ЕР, скв. 1424
1.	Площадь участка, га	78,5	78,5	78.5	78,5
2.	Запасы нефти, млн. тп. геологические	1.25	1,45	1,24	1,16
3.	Количество скважин, шт. добывающих нагнетательных		18 1
4.	Сетка екпажин, мХм	250 Х250	250 Х250	250X250	250X250
5.	Нсфтснасыщснная тол­щина, м	16,3	18,5	14,5	12,6
6.	Начальное пластовое давление, мПа	14,5	14,5	14,5	14,5
7.	Тип коллектора	КПКТ	КПКТ	КПКТ	КПКТ
8.	Пористость, %	0.16	0,16	0,16	0,16
9.	Проницаемость, мкм'	0,235	0.235	0,235	0,235
10.	Вязкость нефтей в пла-сювых условиях, МПас	78,35	78,35	78,35	78,35

Примечание: КПКТ - Карбонатный, пористо-каверпизио-трещиноватый.

Таблица 28. Сопоставимая таблица показателей разработки участков Мишкипского месторождения при применении различных технологий (ТПВ, ХПВ, ВВ, ЕР) по состоянию на 01.01.2002 г.

Параметры	Единица 111 И С рС-НИЯ	Термомоли- мерппе воз-ленетпие	Холодное полимерное noj/ioficrniie	Заполнение холодной полой	Гя1ряГ)огка на естест­вен ном режиме
1. Площадь участка залежи	га	78,5	78,5	78,5	73,1
2. Начальные запасы нефти	тыс. т
3. Количество сква­жин всего, п том числе: - добывающих - нагнетательных - контрольных	шт. шт. шт. шт.	22 18 1 3	22 19 1	18 17 1 1	15 15
4. Добыча нефти с начала разработки	тыс. т	561,058	554,076	353,424	184,781
5. Дебиты добываю­щих скважин после реализации процес­са, нефть/жидкость	т/сут	1,5/10,1	3,7/16,2	2,1/22,1	0,3/2,7
6. Обводненность до­бываемой продук­ции на 01.01.2002 г.	%	86,1	80,8	89,6	90,5
7. Текущий коэффи­циент нефтеотдачи	%	44,9	38,1	28,5(перевод на ТПВ с 1994 г.)	16,2
8. Дополнительная добыча нефти	тыс. т	146,532	48,976	базовый вариант 14,468
9. Закачка рабочего агента	тыс. м'	334.873	395,7	142,584
10. Концентрация рас­твора полимера(но сухому порошку)	% масс.	0.05-0,1	0,05-0.1	-	—
11. Добыча нефти на I тПАА	т/т	398,1	122,3	148,9	-

В.И. Кудинов. Основы нефтегазощюмысяового дела

Глава XVII. Методы рачраПотки вязких и высоковязкнх нефтей 539

Результаты длительного промышленного внедрения техно­логий воздействия на залежь Мишкнпскпго месторождения хо­лодным полимерным раствором, горячим полимерным раство­ром, водным воздействием (заводнение) в сопоставлении с разра­боткой залежи па естественном режиме показаны в таблице 28.

Приведенные промысловые данные показывают высокую эффективность TUB. Экспериментальные и расчетные исследо­вания, выполненные во ВНИИ с использованием современных методик, показали, что для таких физико-геологических условий, как в Черспсцком горизонте Мишкипского месторождения, ко­нечный коэффициент нефтеизвлечепия при использовании завод­нения не превысит 25% от балансовых запасов (при прокачке че­рез пласт 1,5-2 норовых объемов пласта). За 25 лет разработки этого месторождения при достижении 89,6% обводненности про­дукции на участке (ВВ) скв. 1417 текущий коэффициент нефтс-извлечения составляет 28,5%.

Накопленная добыча нефти на участке ТПВ состави­ла 561,0 тыс. т, что превышает расчетную па 146,5 тыс. т.

Участок продолжает разрабатываться, средняя обводнен­ность продукции составляет 86,1%. Конечный коэффициент неф-теизвлечения ожидается больше 45,0%

Технология ТПВ оказалась весьма эффективной. Примера таких высоких результатов в карбонатных, крайне неоднородных трещиноватых коллекторах с высоковязкими нефтями ист в ми­ровой практике нефтедобычи.

На начало 1995 года на участке ТПВ закачано 336,4 тыс.м³ горячего полимерного раствора, что составляет около 20% порово-го объема участка пласта. Такая величина оторочки горячего поли­мерного раствора была заложена авторами метода на основании проведения теоретических и экспериментальных исследований. С 1995 года на этом участке начат закачка подогретой до 85° С воды для проталкивания оторочки горячего полимерного раствора.

2. Холодное полимерное воздействие (ХПВ)

Участок холодного полимерного воздействия (ХПВ скв. 1411) по всем основным геолого-физическим параметрам идентичен

элементу ТПВ. В пласт закачивался холодный полимерный рас­твор с концентрацией 0,05% по сухому японскому порошку, т.е. той же концентрации, что и на участке ТПВ. Анализ показы­вает, что холодный полимерный раствор в условиях Мишкииско-го месторождения довольно полно вытесняет нефть из трещинно-копернозиых емкостей, по «хуже работает» в матрицах. Поэтому по количественным оценкам эффективности по нсфтсизвлсчспию показатели разработки ХПВ по времени отстают от результатов на участке ТПВ. Кроме того, здесь нет благоприятного воздейст­вия тепла: ниже приемистость нагнетательной скважины и, сле­довательно, меньше количество полимерного раствора закачено за то же время разработки. С начала внедрения полимерного воз­действия закачено 395,7 тыс. м холодного полимерного раствора против 336,4 тыс. м³ горячего раствора ПАА по состоянию на 01.01.95 г., то есть, когда в пласт было закачено 20% норового объема участка пласта. Основные достигнутые показатели разра­ботки участки» (таблица 27) указывают на высокую эффектив­ность ТПВ, не говоря уже о сравнении с участком, где применя­лось традиционное заводнение (ВВ), и тем более с участком раз­работки на естественном режиме.