Вытеснение нефти горячей водой и паром.

Горячую воду и пар получают парагенератором, закачивают в пласт через нагн.скв. специалбной конструкции со спец. оборудованием, предназначенным для работы в условиях высоких температур.

Недостатки:

Большие потери тепла в поверхностных коммуникациях , в стволе скв.

В пласте потеря происходит через кровлю и подошву, поэтому пласты должны быть толщиной более 6 м, размещение скв. площадное, расстояние м/у нагн. И доб.скв. 100-200м,интервал перфорации выбирают в средней части пласта.

При движение в сторону доб.скв. пар меняет фазовое состояние- переходит в воду, поэтому при проектирование и осуществление закачки в пласт гор.воды и пара необходимо знать в каком термодинамическом состояние находится вода:

- В виде пара

- В жидком состояние

- Смесь воды и пара

Р-Т диаграмма

А- одновременно в жидком и парообразном состояние.

Метод тепловых оторочек.

По этому методу вместо непрерывной закачки теплоносителя через определенное время нагнетают воду при Тпл, в пласте создается тепловая оторочка, которая перемещается от нагн.скв. к доб. под действием закачки в пласт холодной воды.

Существуют методики выбора оптимальных размеров тепловых оторочек при различных геологофизических параметрах пласта, темпа нагнетания и технологических показателей.

Метод тепловых оторочек менее эффективен чем закачка горячей воды и пара, но на подготовку их тратится меньше энергии в тепловой оторочке.

Пароциклическая обработка доб. скважин.(ПО)

При ПО доб.скв. в течение 15-20 суток закачивается пар в объеме 100-300т на 1м толщины пласта, 2 полуцикл – скважину останавливают на 10-15 суток для перераспределения теплоты вытеснения нефти из низкопроницаемых пропластков, 3 полуцикл – скв. эксплуатируют до достижения рентабельного дебита(2-3 месяца)

Таким образом полный цикл длится 3-5 месяцев

Обычно проводят 5-8 циклов за 3-4 года.

Количество пара больше- количество нефти меньше (до рентабельного уровня)

Осложнения – при закачки теплоносителя наблюдается вынос песка, нагревание обсадной колонны и др.

Для избегания аварий скважину останавливают либо ограничивают приток.

ВПП

При применение методов впп происходит не выравнивание, а изменение профиля приемистости.

В нагн.скв. закачиваются различные композиции со своими физико-химическими свойствами, которые изолируют высокопроницаемые пропластки, тем самым вовлекая в разработку низко проницаемые пропластки, т.е. увеличивают коэффициент охвата пласта заводнением.

В зависимости от геологического строения и выбранной системы размещения скв. интенсивность обработок должна составлять 1,5-2 на одну нагнетательную скв. в год.

Методика подбора участков и скв. для применения впп.

Должны быть выработаны запасы и высокая обводненность продукции.

1) Наличие резкой геологической фильтрационной неоднородности пласта.

2) Рассматривается соответствие степени выработки запасов нефти, обводненности продукции. Чем меньше это соответствие тем более нужно впп.

3) Соотношение степени прокачки в % от порового объема пласта и отбора от НИЗ(начальные извлекаемые запасы)

Чем больше это соответствие тем меньше КПД у ППД.

4) В коллекторах, свойства которых характеризуются двойной средой в 1-ю очередь обрабатываются участки с техногенной трещиноватостью.

5) В условия однородного геологического строения залежей сопоставляются проницаемости определенные по КВД и КПД, различие в сторону большей проницаемости вокруг нагн.скв. свидетельствует о том как дышит пласт, т.е. как зависят свойства коллектора от деформационных процессов, возникающих в пласте в результате изменения Рпл. Чем больше эта разница , тем сильнее подвержены пласты расслоению и промывке со стороны нагн.скв.

Это приводит к образованию отдельных ручейковых полей фильтрации.