Учебное пособие по одноименному курсу для студентов специальности 1-51 02 02 «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

Тепловые методы: сущность тепловых методов состоит в том, что наряду с гид­родинамическим вытеснением повышается температура в за­лежи, что способствует существенному уменьшению вязкости нефти, увеличению ее подвижности, испарению легких фрак­ций и др.
Объектами их применения являются залежи высоковязкой смолистой нефти вплоть до битумов, залежи нефтей, обладаю­щих неныотоновскими свойствами, а также залежи, пластовая температура которых равна или близка к температуре насыщения нефти парафином. Высокой вязкостью характеризуется от­носительно большая доля известных запасов нефти в мире, при­чем отмечается тенденция ее возрастания. Другие методы раз­работки и повышения нефтеотдачи либо не применимы, либо не обеспечивают достаточной эффективности. Различают сле­дующие разновидности тепловых методов: теплофизические — закачка в пласт теплоносителей (горячей воды, пара, в том числе в качестве внутрипластового терморастворителя, и паро­циклические обработки скважин); термохимические  внутрипластовое горение).
Прогрев призабойной зоны паром является самым эффективным методом теплового воздействия на призабойную зону скважин, и осуществляется путем нагнетания в скважину перегретого водяного пара под давлением 8 – 15 МПа.
Сущность метода заключается в следующем. В течение 7 – 14 суток в скважину закачивают пар с расходом 1,5 – 2,5 т/ч при температуре 150 – 250С. После этого скважину закрывают еще на 2 – 7 суток для остывания устьевой арматуры, а также для дальнейшего проникновения тепла в глубь пласта и более равномерного прогрева его по мощности. По истечение указанного срока, эксплуатацию скважины возобновляют.
Относительно более высокая, по сравнению с другими методами прогрева, эффективность паротепловой обработки призабойной зоны нефтяных скважин объясняется тем, что вследствие высокой теплоемкости пара в результате его нагнетании, призабойная зона скважины, при прочих равных условиях, прогревается на значительно большую глубину (5 – 10 м). Кроме того, пар под давлением приникает в трещины и каналы, имеющиеся в пласте, снижает вязкость нефти в прогретой зоне и способствует удалению с ее фильтрационной поверхности парафино-смолистых и асфальтеновых отложений.
Нагнетаемый в пласт пар, отдавая свое тепло, конденсируется, и образовавшийся конденсат частично откачивается на поверхность вместе с добываемой нефтью. В связи с этим, возможно, некоторое увеличение содержания воды в продукции скважины в начальный период после возобновления ее эксплуатации. По мере остывания прогретой зоны пласта в процессе эксплуатации скважины и повторного отложения парафино-смолистых веществ, дебит скважины постепенно уменьшается. Когда дебит снижается до первоначального (т.е. до его значения перед последней обработкой), паротепловую обработку повторяют.
Опыт применения данной технологии имеет следующие ограничения:

• 
  глубина продуктивного пласта не более 1200 м;
  
• 
  толщина пласта, сложенного песчаниками и глинами не менее 15 м;
  
• 
  вязкость нефти в пластовых условиях выше 50 мПа·с;
  
• 
  остаточная нефтенасыщенность пласта не менее 50%;
  
• 
  плотность нефти в пластовых условиях не менее 900 – 930 кг/м³.