сиченої пари (тобто до точки кипіння води при пластовому). На прогрів пласта (в зоні 2) витрачається прихована теплота пароутворення і далі пар конденсується. У цій зоні температура пароводяної суміші і пласта будуть приблизно постійні і рівні температурі насиченої пари (залежної від тиску), поки використовується вся прихована теплота пароутворення. Основним чинником збільшення нафтовіддачі тут є випаровування (дистиляція) легких фракцій залишкової нафти, створеної після витіснення гарячою водою. Розміри її при практично прийнятних обсяги закачування невеликі.
У зоні 3 пласт нагрівається за рахунок теплоти гарячої води (конденсату) до тих пір, поки температура її не впаде до початкової температури пласта. У зоні 4 температура пласта знижується до початкової.
Нафта витісняється остившім конденсатом при пластової температурі. Частина теплоти, як і у випадку нагнітання гарячої води, витрачається через покрівлю і підошву пласта. Крім того, на розподіл температури впливає зміна пластового тиску в міру віддалення теплоносія від нагнітальної свердловини. Відповідно до розподілу температури нафту піддається впливу остигнула води, гарячого конденсату, насиченого і перегрітого пара.
Збільшенню нафтовіддачі також сприяють процеси випаровування під дією пари нагрітої нафти і фільтрації частини вуглеводнів в пароподібному стані. У холодній зоні пари вуглеводнів конденсуються, збагачуючи нафту легкими компонентами і витісняючи її як розчинник.
Механізм витіснення і характер розподілу температури в пласті зручно розглядати і в зворотному до витіснення напрямку.
У зоні 4 фільтрується безводна нафту при пластової температурі.
У зоні 3 температура пласта теж дорівнює початковій. Витіснення нафти водою відбувається при пластової температурі. Насиченість води в напрямку витіснення поступово зменшується до значення насиченості зв'язаною водою.
Зона 2 - це зона гарячої води. Температура в цій зоні знижується від температури пари до початкової пластової. У ній фільтрується гаряча вода, нагріта нафту, збагачена легкими фракціями вуглеводню, які утворилися із залишкової нафти в зоні пара і витісняються із зони конденсації. Тут витіснення нагрітої нафти виробляється гарячою водою. У цій зоні підвищення коефіцієнта нафтовіддачі досягається за рахунок зниження в'язкості нафти, підвищення її рухливості, посилення капілярних ефектів.
На ділянці зони 2, що примикає до зони 1, температура трохи нижче, ніж температура пароутворення. У цій зоні, розміри якої невеликі, пари води і газоподібні вуглеводневі фракції через охолодження компенсуються і витісняються гарячою водою у напрямку до добувним свердловинах.
Зони: 1 - насиченої пари; 2 - витіснення нафти гарячою водою; 3 - витіснення нафти водою при пластової температурі; 4 - фільтрація нафти при початкових умовах.
Зона 1 - це зона вологої пари, яка утворюється поблизу нагнітальної свердловини. У ній температура приблизно постійна, її значення дорівнює температурі паротворення води, залежної від тиску в пласті. У цій зоні відбувається випаровування легких фракцій із залишкової нафти.
Таким чином, збільшення нафтовіддачі пласта при закачуванні пари досягається за рахунок зниження в'язкості нафти, що сприяє поліпшенню охоплення пласта впливом: шляхом розширення нафти, перегонки її парою і екстрагування розчинником, що підвищує коефіцієнт витіснення.
В'язкість нафт, як правило, різко знижується зі збільшенням температури, особливо в інтервалі 20-80 ° С. Оскільки дебіт нафти обернено пропорційний її в'язкості, то продуктивність свердловин може бути збільшена в 10-30 разів і більше.
високов'язкий нафти зі значною щільністю володіють більшим темпом зниження в'язкості, залишкова нефтенасищенность їх зменшується більш різко, особливо при температурах до 150 ° С. З підвищенням температури в'язкість нафти зменшується більш інтенсивно, ніж в'язкість води, що також сприяє підвищенню нафтовіддачі.
У процесі закачування пара нафту в залежності від складу може розширюватися, за рахунок чого з'являється додаткова енергія для витіснення пластових рідин.
За Р.Х. Муслімову (1999), вплив різних чинників па нефтеотдачу при витісненні нафти паром оцінюється за рахунок (рис. 33):
зниження в'язкості нафти - до 30;
ефекту термічного розширення - до 8%;
ефекту дистиляції - до 9%;
ефекту Газонапірний режиму - до 7%;
ефекту збільшення рухливості - до 10%.
Процес витіснення нафти паром передбачає безперервне нагнітання пари в пласт. У міру просування через...
