сть нафти зменшується більш інтенсивно, ніж в'язкість води, що також сприяє підвищенню нафтовіддачі.
Зниження в'язкості нафти при її підігріві веде до збільшення коефіцієнта рухливості нафти, що робить істотний вплив на коефіцієнт охоплення пласта витісняючим агентом, як по товщині пласта, так й за площею.
У процесі закачування пара, нафта в залежності від складу може розширюватися, за рахунок чого з'являється додаткова енергія для витіснення пластових рідин. При витісненні легкоиспаряющихся нафти високотемпературним паром більш легкі фракції нафти переходять в парову фазу, тобто, можлива перегонка нафти. У більш холодній зоні пласта ці фракції конденсуються, утворюючи попереду парової зони вал розчинника або змішується вал. Збільшенню нафтовіддачі при ПТВ можуть сприяти ефект Газонапірний режиму, зміна відносних проницаемостей і подвижностей та ін. Вплив окремих чинників на нефтеотдачу при витісненні нафти паром оцінюється наступним чином: за рахунок зниження в'язкості нафти, ефекту термічного розширення, ефекту дистиляції, ефекту Газонапірний режиму, ефекту збільшення подвижностей.
З метою підвищення ефективності процесу та раціонального використання внесеного в пласт тепла (після створення теплової облямівки, складової 0,6-0,8 порового обсягу пласта) оторочку просувають до вибоїв видобувних свердловин ненагрітими водою шляхом закачування її в ті ж нагнітальні свердловини.
Як заводнення процес витіснення нафти паром передбачає безперервне нагнітання пари в пласт. У міру просування через пласт пар нагріває породу і міститься в ньому нафту і витісняє її у напрямку до добувним свердловинах.
Ефективність процесу витіснення нафти теплоносієм залежить від термодинамічних умов пласта, властивості пластових рідин, пористого середовища, застосовуваної технології та інших чинників і може змінюватися в широких межах.
На механізм витіснення рідини суттєво впливають поверхневі властивості системи нафту - вода - порода. З підвищенням температури зменшується товщина адсорбційного шару поверхнево-активних молекул нафти на поверхні порових каналів, в результаті чого проникність пласта для нафти збільшується.
Основою для розгорнулися в середині 80-х років робіт з впровадження теплових методів в промислових масштабах була уточнена Технологічна схема розробки родовища 1985 Згідно з цим документом передбачалося охопити ТМВП 8 експлуатаційних об'єктів в I-III тектонічних блоках, причому пріоритет віддається двом блокам, розроблялися на режимі виснаження - II і III. Передбачається створення парової облямівки в 0,7 від порових обсягів з подальшим прокачуванням ненагрітими води. При цьому через 65 років після початку процесу закачування пара передбачалося досягнення нафтовіддачі в 0,598. Основні показники:
максимум видобутку нафти на 35-му році - 240 тис.т,
максимум закачування пара на 34-му році - 871 тис. т
максимум закачування води на 43-му році - 2245 тис. т,
За весь період розробки видобуток нафти складе 7 238 тис.т. Сумарна закачування пара за 35 років - 19210 тис.т. Максимальний дебіт 1 свердловини досягається на 11-й рік і складе 1,66 т/добу. Темп нагнітання приймається 40 т/добу. при сухості пара на вибої нагнітальної свердловини 0,5. Річний обсяг закачування в середньому складе 650 тис.т. Як джерело пара планувалося використання парогенераторів УППГ - 9/120. За умови, що щільності сітки складе 500 м 2/скв., Передбачалося буріння 296 свердловин, у тому числі 42 - нагнітальні.
Якщо буріння свердловин проходило досить злагоджено і планомірно, то обсяги застосування та ефективність теплових методів залишають бажати кращого. З 1990 р почалося падіння нафтовидобутку, після помітного зростання в другій половині 80-х років. Першопричина - відсутність надійного джерела пара. Тому тих схема 1985 була в 1991 році переглянута і вироблений новий документ.
У ньому передбачалося, якщо взяти до уваги II варіант, забезпечити досягнення максимальної закачування пара в обсязі 626 тис.т. на 15-й рік, починаючи з 1992 р, причому середній рівень в 620 тис.т. досягається вже на другий рік. Темп закачування - 80 т/добу. при сухості пара 0,3.
У 1992 році вдалося призупинити падіння в нафтовидобутку з покладів родовища Катангли. Рівні видобутку нафти стабілізувалися на позначці 73-75 тис.т (рис. 3)
Як уже згадувалося, рівні видобутку нафти і закачування, пара передбачені Технологічною схемою не виконуються. Згідно останнього проектного документа, в 1995 р необхідно було витягти 109 тис.т нафти при закачуванні пара в обсязі 620 (max) тис.т. від УПГ - 50. Фактичні рівні виявилися значно меншими. Причина відома - брак пара.
