7.2.1. Недостатки метода:

1. Ограничение глубиной – (до 1500м)

2. Бурение дополнительных нагнетательных скважин дублеров для раздельной подачи воздуха и воды.

3. Неравномерное выгорание пласта изменяют его свойства, что усложняет в дальнейшем применение каких- либо методов извлечения нефти.

7.3.Вытеснение нефти паром

Вытеснение нефти паром – распространенный метод увеличения нефтеотдачи пластов. Пар нагнетают с поверхности в пласт с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности.

Рис.6.2. Схема вытеснения нефти паром.

Условные обозначения: а - пар; б - вода; в - нефть.

Зоны: 1 - насыщенного пара; 2 - вытеснение нефти горячей водой; 3 - вытеснение нефти водой при пластовой температуре; 4 - фильтрация нефти при начальных условиях.

В пласте образуется три зоны, различающиеся по температуре, насыщению и характеру вытеснения:

1. Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры пара до температуры начала конденсации (400-200), в которой происходит выделение из нефти легких фракций и перенос их паром по пласту, т.е. совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.

2. Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от температуры начала конденсации (200) до пластовой, а горячий конденсат (вода) вытесняет легкие фракции и нефть.

3. Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой. При нагреве пласта происходит дистилляция (разделение) нефти, снижение вязкости, изменение фазовых проницаемостей, подвижность нефти, воды.

Продвижение по пласту зон пара и горячего конденсата сопровождается потерями, уходом теплоты из нефтяного пласта в окружающие породы.

При малой толщине нефтяного пласта на границе с окружающими породами всегда будет высокая температура, относительная поверхность теплообмена (по отношению к объему пласта) большая. При больших расстояниях между скважинами применение пара нецелесообразно.

При использовании метода выбирают пласты >15м с плотностью сеток 4-8 га/скв.

Метод применяют на Украине, в Краснодарском крае.

7.3.1. Недостатки:

1. Необходимость применения чистой высококачественной воды для парогенератора. Обработка воды химическими реагентами.

2. Вытеснение нефти паром из песчаных пластов после прогрева к добывающим скважинам сопровождается выносом песка – а из глинистых пластов – снижением проницаемости.

3. При глубине больше 1000м происходит потеря теплоты до 45%.

7.4.Циклическое нагнетание пара.

Циклическое нагнетание пара в пласт или пароциклические обработки добывающих скважин осуществляют периодическим нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины. Цель технологии – в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, увеличить приток нефти к скважинам. При нагнетании в пласт пар внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне происходит перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил – горячий конденсат вытесняет маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых слоев (линз). В крупные поры и высокопроницаемые слои.