Сущность методов и область их применения.  Методы основаны на закачке в пласт теплоносителей – пара или горячей воды. Вытеснение нефти паром – наиболее распространенный метод увеличения нефтеотдачи пластов [1,2]. Теплоемкость пара  в 3-3.5 раза превышает теплоемкость горячей воды при 446 ⁰  F, что вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, обеспечивающей снижение вязкости пластовой нефти в зоне пара. При этом обеспечивается как повышение коэффициента вытеснения, так и охват процессом разработки.

          Промышленному внедрению паротепловых методов воздействия способствовали многочисленные теоретические исследования и промысловые испытания [3,4,5]. Мировая суточная добыча нефти при паротепловом воздействии превышает 65 тыс. тонн, на долю США приходится 60 %, Венесуэлы – 35 %, Канады – 3 %.

          Метод вытеснения нефти паром рекомендуется для разработки высоковязких нефтей (более 40-50 мПас), для которых метод заводнения непригоден. Паротепловое воздействие может также сочетаться с обычным заводнением, при котором закачанная в пласт высокотемпературная оторочка пара в объеме 20 -30 % к общему пустотному пространству залежи перемещается по пласту закачиваемой водой. Достигаемый коэффициент извлечения  нефти находится в пределах 0.4 –0.6.

          Метод реализуется при выполнении следующих условий:

Ø  нефтенасыщенная мощность пласта в пределах 10 - 40 м:,

Ø  пористость пород 10 - 30 %;

Ø  проницаемость более 500 mD;

Ø  глубина залегания пород не более 1000 м;

Ø  вязкость нефти 200 – 1000 мПас и более;

Ø  сетка скважин - от 1-2 до 4-8 га/скв.

        С ростом глубин залегания пластов и повышением давления нагнетания теплоносителей технологически и экономически целесообразно нагнетать в пласт высокотемпературную воду, не доводя её до температуры кипения, так как при высоких давлениях (например, 25 Мпа) энтальпия пара, горячей воды или пароводяной смеси практически не различается.

           Вытеснение нефти горячей водой применяется для разработки вязких высокопарафинистых нефтей для предотвражения выпадения парафина из-за охлаждения пласта, происходящем при обычном заводнении. При вытеснении нефти горячей водой из-за значительного отставания фронта прогрева пласта от фронта вытеснения нефти требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды, в 3-4 раза превышающие объемы пустот продуктивного пласта. Метод применим для залежей, в которых даже незначительное снижение температуры в процессе разработки может привести к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор. Температура нагнетаемой воды должна превышать пластовую температуру на величину потерь тепла в стволе скважины.

Технология паротеплового воздействия на пласт. Известны три основных технологических варианта паротеплового воздействия на пласт: циклический, циркуляционный и площадной.

        При циклическом варианте пар нагнетают в пласт по колонне НКТ в течение 3 – 6 недель, затем выдерживают для капиллярной пропитки в течение 10 – 20 суток, после чего скважину пускают в эксплуатацию. Экономический критерий эффективности технологии – отношение количества добытой нефти и нагнетаемого пара.

          Основные преимущества технологии:

Ø  Высокий дебит нефти после обработки;

Ø  Меньшие (по сравнению с другими вариантами) потери тепла по стволу скважины, в кровлю и подошву пласта;

Ø  Температура стенки обсадной колонны в период нагнетания пара ниже, чем при других вариантах.

         Недостатки:

Ø  Падение дебита с увеличением циклов нагнетания пара;

Ø  Неполное извлечениеи нефти из пласта;

Ø  Органиченность зоны прогрева пласта;

Ø  Необходимость затраты времени на монтаж – демонтаж колонны НКТ;

Ø  Использование специальных насосов, работающих в условиях высоких температур.

       При циркуляционном  варианте пар нагнетают по кольцевому пространству к забою скважины, оборудованному пакером. Одновремённо жидкость откачивают скважинным насосом. Пар прогревает скважину сверху вниз. Конденсат извлекается на поверхность вместе с нефтью. Технология реализуется при сравнительно однородном пласте большой толщине с хорошей вертикальной проницаемостью.

             Преимущества: эксплуатация скважины не прекращается.         

             Недостатки:

Большие потери тепла по стволу скважины;

Ø  Высокая температура стенки обсадной колонны и необходимость защиты колонны от деформации;

Ø  Ограниченность зоны прогрева пласта;

Ø  Необходимость использования специальных пакеров и насосов, эксплуатируемых в условиях высоких температур.  

      При площадном варианте пар подают в нагнетательную скважину, а нефть, вытесняемая из пласта, оторочкой горячего пароконденсата и пара, добывается из соседних добывающих скважин. Идет процесс фронтального вытеснения нефти из пласта.

         Преимущество: высокая нефтеотдача пласта в результате прогрева большой зоны.

         Недостатки: затрата значительного количество тепловой энергии, в результате чего этот вариант экономически не оправдывается.

          В институте УдмурдНИПИнефть разработана технология теплоциклического воздействия на пласт (пат.1744998) [6]. По этой технологии на  первом этапе теплоноситель закачивают в пласт одновременно через  центральную и три добывающие скважины, расположенные через одну, а отбор нефти ведут из оставшихся трех добывающих скважин. На втором этапе добывающие скважины меняются функциями: первая группа переводится в режим отбора, вторая группа – в режим нагнетания. На третьем этапе теплоноситель закачивают только в центральную нагнетательную скважину и все добывающие скважины эксплуатируются в режиме отбора. Число повторяющихся циклов определяется отношением суммарного объема вводимого в пласт теплоносителя к объему теплоносителя, закачиваемого за один цикл. После завершения закачки в пласт расчетного количества теплоносителя переходят к известной стадии довытеснения путем закачки в скважину ненагретой воды и отбора жидкости из всех добывающих скважин.    

Список литературы

1.   Методическое руководство по проектированию применения теплоносителей при разработке нефтяных месторождений. РД 39-0147035-214-87.М.: Минтопэнерго,1987.-253с.

2.  Разрабока нефтяных месторождений с применением паротеплового воздействия на пласт.-М: ВНИИОЭНГ. Обзорная информация. Сер. Нефтепромысловое дело, 1983, 62 с.

3.     Зубов Н.В., Маас Л.М. Методика расчета технологических показателей разработки слоисто-неоднородного пласта с применением теплоносителей. Теория и практика добычи нефти термическими методами.-М. : ВНИИОЭНГ. 1988. –с.30-37

4.     Боксерман А.А., Якуба С.И. Численное исследование процесса вытеснения нефти паром.Изв. АН СССР//МЖГ.-1987. №4.-с.20-23 

5.   Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений.-3-у изд., переработанное и доп.-М.:Недра, 1988-343 с.: ил.

6.  Зубов Н.В. Особенности вытеснения нефти и оценка нефтеизвлечения нефти для технологии теплоциклического воздействия на пласт// Нефт. Хоз-во, 1998. №3, с.51-52