Тепловые методы извлечения высоковязких нефтей
Автор: student | Категория: Естественные науки / Химия | Просмотров: 2912 | Комментирии: 0 | 24-02-2014 21:25

 

Тепловые методы извлечения высоковязких нефтей 

Относительно большая доля известных запасов нефти во всем мире характеризуется высокой вязкостью нефти. Высокая вяз­кость нефти — один из основных факторов, определяющих ее ма­лую подвижность в пористой среде и неудовлетворительную эф­фективность извлечения.   Вязкость   нефти   сильно   зависит   от температуры, которая в естественных  условиях не всегда достаточно высока в пласте. Как показывают исследования и опыт разработки, для эффективного извлечения нефти вязкостью более                25 - 50 мПа-с требуется тепловое воздействие на пласты с целью снижения ее вязко­сти. При нагревании нефти от 20-25 до 100-120 °С вязкость ее может снижаться с 500-1000 до 5-20 мПа-с,  см. рисунок

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 Зависимость вязкости нефти µн от темпе­ратуры

 для Кенкиякского месторождения

На практике применяются различные методы искусственного теплового воздействия на пла­сты, содержащие высоковязкие нефти, - внутрипластовое горение (сухое и влажное), вытеснение нефти паром, горячей водой и пароциклические обработки скважин.

 

Внутрипластовое горение 

Механизм процесса. Метод извлечения нефти с помо­щью внутрипластового горения был предложен в начале 30-х годов советскими учеными А. Б. Шейнманом и              К. К. Дубровай. Процесс основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопро­вождающуюся выделением больших количеств теплоты. Он от­личается от горения на поверхности. Генерирование теплоты не­посредственно в пласте - основное преимущество данного метода.

Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины обычно нагревом и нагнетанием воздуха.

Теплоту, которую необходимо подводить в пласт для начала горения, получают при помощи забойного электронагревателя, газовой горелки или различных реакций.

После создания очага горения у забоя скважин непрерывное нагнетание воздуха в пласт и отвод от очага (фронта) продуктов горения (N2, CO2 и др.) обеспечивают поддержание процесса внутрипластового горения и перемещение по пласту фронта вы­теснения нефти.

В качестве топлива для горения расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водя­ным паром, водой, испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения и претерпевающая изменения вследствие дистил­ляции, крекинга и других сложных физико-химических процессов. В результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти. В зави­симости от геолого-физических условий пласта расход сгорающего топлива может составлять 10-40 кг на 1 м3 пласта, или 6-25 % первоначального содержания нефти в пласте. Теоретическими и промысловыми исследованиями установлено, что с увеличением плотности и вязкости нефти расход сгорающего топлива увеличи­вается, а с увеличением проницаемости уменьшается.

В случае обычного (сухого) внутрипластового горения, осу­ществленного нагнетанием в пласт только воздуха, вследствие его низкой теплоемкости по сравнению с породой пласта происхо­дит отставание фронта нагревания породы от перемещающегося фронта горения. В результате этого основная доля генерируемой в пласте теплоты (до 80 % и более) остается позади фронта горения, практически не используется и в значительной мере рас­сеивается в окружающие породы. Эта теплота оказывает некоторое положительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из не охваченных горением смежных частей пласта. Очевидно, однако, что использование основной массы теплоты в области впереди фронта горения, т. е. приближение генериро­ванной в пласте теплоты к фронту вытеснения нефти, существенно повышает эффективность процесса.

Перемещение теплоты из задней области в переднюю относи­тельно фронта горения возможно за счет улучшения теплопереноса в пласте добавлением к нагнетаемому воздуху агента с более высокой теплоемкостью, например воды. В последние годы в мировой практике все большее применение получает метод влажного горения.

Процесс влажного внутрипластового горения заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определен­ных количествах вода, которая, соприкасаясь с нагретой движу­щимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый пото­ком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горе­ния, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденси­рованной горячей воды.

Внутрипластовое парогенерирование - одна из важнейших особенностей влажного горения, в значительной мере определяю­щая механизм процесса вытеснения нефти из пластов. Диапазон соотношений закачиваемых в пласт объемов воды и воздуха ле­жит примерно в пределах от 1 до 5 м3 воды на 1000 м3 воздуха, т. е. водовоздушное отношение должно составлять порядка (1 - 5) -103 м33. Конкретные значения водовоздушного отношения определяются многими геолого-физическими и технологическими условиями осуществления процесса.

Повышение водовоздушного отношения до некоторого предела приводит к прекращению окислительных процессов нефти в пла­сте, но при меньших значениях снижает температуру, расход топ­лива и расширяет фронт горения. Занижение водовоздушного отно­шения приводит к сужению фронта, повышению температуры горе­ния и снижению эффективности теплового воздействия на пласт и извлечения нефти. Процесс влажного горения целесообразно про­водить с максимально возможными значениями водовоздушного отношения.

По мере перемещения фронта горения в пласте формируется несколько характерных, отчетливо выделяющихся температурных зон (рис. 1). Наиболее высокой температурой характеризуется фронт горения (зона III). В лабораторных условиях диапазон из­менения температуры фронта горения составлял 350- 1000°С. Ее величина зависит от свойств нефтей, тепловых характеристик пласта и окружающих пород. Кроме того, применительно к су­хому горению она возрастает с увеличением плотности потока воздуха, доли кислорода в воздухе и давления в модели пласта. Для влажного горения установлено, что увеличение водовоздуш­ного отношения приводит к снижению температуры фронта горения. На температуру фронта горения влияет также тип коллек­тора. Температура фронта горения в карбонатных пластах выше, чем в песчаных.

В зоне горения все жидкости испаряются, за исключением тяжелых фракций нефти, отлагающихся на поверхности зерен породы в виде коксовидного остатка, служащего топливом для внутрипластового горения. Позади фронта горения остается выж­женный пласт. Однако при высоких значениях водовоздушного отношения может находиться   остаток   несгоревшего   топлива.

В зоне // (рис. 1), непосредственно примыкающей к фронту горения, имеется фильтрация   воздуха   и   испарившейся воды.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 1. Температурный профиль процесса влажного горения Т по длине пласта L и распределение насыщенности пласта нефтью,  водой и воздухом 5 по длине

пласта (пласт однородный)

 

В зоне / температура уменьшается до температуры нагнетае­мых рабочих агентов. В этой зоне происходит фильтрация воздуха и воды.

К зоне горения /// примыкает зона перегретого пара IV (рис. 1), характеризуется резким падением температуры и ис­парением воды, содержащейся в пласте.

Перед зоной перегретого пара образуется зона насыщенного пара V, называемая стабилизированной зоной или паровым плато, с температурой, претерпевающей незначительные изменения. В этой зоне происходят трехфазная фильтрация и дистилляция нефти. Размер зоны увеличивается по мере продвижения фронта горения.

Зона VI является переходной зоной с трехфазной фильтрацией нефти, воды и газа, конденсацией пара в воду и образованием оторочки горячей воды. Впереди зоны горячей воды и легких углеводородов температура в пласте равна начальной, но еще вы­деляются три зоны, отличающиеся друг от друга насыщенностью пористой среды жидкостями и газом.

Зона VII - так называемый водяной вал.

Зона VIII характеризуется повышенной нефтенасыщенностью (нефтяной вал).

В зоне IX фильтрация нефти, воды и газа определяется началь­ным распределением их насыщенностей.

Во всех зонах наличие газа (продуктов горения) оказывает влияние на механизм вытеснения нефти. Газы могут содержать большое количество С02.

 

Системы и технология разработки. При осуще­ствлении влажного горения впереди фронта горения образуется обширная зона прогрева пласта и жидкостей. Размер ее имеет тот же порядок, что и размер выжженной зоны, и достигает 100 - 150 м и более. Это указывает на возможность применения метода влажного горения при сравнительно редких сетках размещения скважин (до 16-20 га/скв) без доведения фронта горения до добывающих скважин, в результате чего сокращается суммарный расход воздуха на добычу нефти. Регулированием развития зоны прогрева пласта впереди фронта горения можно сэкономить рас­ход воздуха в 1,5-2 раза. Дополнительную экономию расхода воздуха на добычу нефти можно получить за счет перемещения по пласту созданной тепловой оторочки нагнетанием в пласт обыч­ной воды. В целом же можно считать, что при влажном горении расход воздуха на добычу нефти в 2-3 раза меньше, чем при сухом горении. Но для нагнетания воды могут понадобиться до­полнительные скважины. Удельный расход воздуха на добычу нефти при сухом внутрипластовом горении, согласно различным промысловым испытаниям, может изменяться от 2000 до 3500 м33, а при влажном горении - от 1000 до 2000 м33.

Технология внутрипластового горения должна предусматри­вать постоянно возрастающий объем нагнетания воздуха в соот­ветствии с расширением фронта горения по мере его удаления от нагнетательных скважин. Давление нагнетания воздуха на устье нагнетательной скважины обычно в 1,5-2 раза выше пластового давления.

Максимально возможное сокращение расхода воздуха на до­бычу нефти при влажном горении является основной целью и условием расширения применения этого метода на практике, что возможно только при осуществлении оптимальной техноло­гии процесса.

Реализуемые проекты. Эффективность метода. В настоящее время в различных странах осуществляется более 50 проектов 'внутрипластового горения. В большинстве из них при­меняется только та или иная комбинация внутрипластового горения с заводнением. Наиболее ранние проекты реализуются в США и Румынии. Добыча нефти за счет применения внутри­пластового горения в США превышает 600 тыс. т/год, а в Румы­нии - 430 тыс. т/год.

В табл. 1 приведены геолого-физические параметры промыс­ловых объектов, на которых осуществлялись испытания влажного горения.

 


Таблица 1

Геолого-физические условия проведения внутрипластового горения

на наиболее показательных объектах США и Венесуэлы 

Объект (страна)

Год проведения

Эффективная нефтенасыщенная толщина ласта, м

Глубина залегания

кровли пласта, м

Проницаемость, мкм2

Нефтенасыщенность, %

Вязкость нефти, мПа·с

Режим работы

залежи до начала

процесса горения

1. Слосс (США)

1963

4,3

1891

0,191

30+10

0,8

Заводнение

Режим растворен-

ного газа и завод-

нение

Режим растворен-

ного газа и грави-

тационный режим

Смешанный режим.

растворенного га-

за и водонапорный:

2. Дели (США)

1966

2,53

1037

1,069

37

3

3. Беллевью

(США)

1971

 

160

1

 

226

4. Каддо-Париш (США)

1969

4,9

314

0,606

52

280

5. Карлайд

(США)

1963

10,7

262

2,05

68

700

6. Ист-Тиа-Хуана

(Венесуэла)

1966

39

476

5

78

6000

 

Примечания: 1. Пласты всех объектов сложены песчаником.

2. Про­ницаемость объекта 2 определена по данным анализа керна.

 

В табл. 2 приведены основные технологические резуль­таты этих испытаний. Наибольший интерес из них представляют опыты, проведенные на месторождениях со значительной глуби­ной залегания продуктивных пластов и малой вязкостью нефти. Месторождение легкой нефти Слосс было открыто в 1954 г. Его начальные геологические запасы нефти составляли 6 млн. м3. Оно было разбурено к 1958 г. с плотностью 16 га/скв. Через 2,5 года после начала разработки была достигнута максимальная добыча нефти - 1530 м3/сут. Месторождение разрабатывалось вначале на упругом режиме, а затем на режиме растворенного газа, и к середине 1958 г. текущая нефтеотдача достигла 11 % от начальных запасов нефти. В это время было начато заводнение месторождения, в результате которого среднесуточная добыча нефти увеличилась на 400 м3/сут. К середине 1963 г. вся залежь была обводнена. В это время и начались испытания влажного горения на одном из участков месторождения.


Таблица 2

Технологические результаты испытания внутрипластового горения

 

 

 

 

 

 

 

Объект

Площадь участка, га

Число скважин

Накопленный объем

нагнетания

Водовоздушный фак­тор, мЗ/100 м2

Добыча нефти, тыс. м3

Воздухо-нефтяной фактор в целом на весь период, м33

Концентрация сго­рающего

топлива, кг/м3

Нефтеотдача, %

нагнетательных

добывающих

Воздуха, млн. м3

Воды, тыс. м3

От балансовых

запасов

прирост

От остаточных

запасов

1

2

3

4

5

6

388,5 16,2

4

1,1

1,7

4,6

10

1

4

1

2

2

27

4

21

4

8

6

389,5 64,8 118,9 8,31 26,39 46,1

1720 10,9 72 14,3 19,8 322,7

0,44 0,017 0,06 0,17 0,075 0,7

166,3 21,5 42,9 3,3

4,9 217,4

2342 3013 2768 2518 5386 170

15 14,4

-

-

-

-

68,8 77

-

28 41,4

-

7,6

30 12,9

-

37,54

-

19 45,4 13,6 13,3 15,5 52,6

* Объекты те же, что и в табл. 2.

 

Общие результаты заводнения и достигнутая при этом нефте­отдача не приводятся, однако указывается, что к началу приме­нения влажного горения остаточная нефтенасыщенность пласта оценивалась величиной порядка 30 % (± 10 %).

Четыре добывающие скважины располагались примерно в 320 м от нагнетательной. Скважины эксплуатировались до чи­стой воды и перед началом опытных работ простаивали уже в те­чение 2-3 лет.

Горение было начато в мае 1963 г., после чего в течение 34 сут в пласт закачивался один воздух с расходом 28 тыс. м3/сут. В июне 1963 г. процесс был переведен на режим влажного горе­ния. Закачка водовоздушной смеси в нагнетательную скважину продолжалась до октября 1965 г., затем из-за резкого снижения приемистости нагнетание рабочих агентов разделили: воздух закачивали в оценочную скважину, расположенную в 45 м от нагнетательной, а воду - в нагнетательную. Средний водо-воздушный фактор составлял 7,5 · 10 -3 м33. Темп нагнетания воздуха также был высоким - более 40 тыс. м3/сут. Давление нагнетания составляло 23 МПа.

Добыча нефти за счет влажного горения составила 13,4 тыс.м3, а средний дебит нефти реагирующих скважин - 13,5 м3/сут. Сум­марная закачка воздуха равна 40,7 млн. м3.

Согласно анализу кернов из скважин, расположенных на рас­стоянии 45 и 90 м от нагнетательной, был сделан вывод, что фронт горения продвинулся на расстояние порядка 90 м, а сред­ний охват пласта горением по толщине составляет 80%. Удель­ное количество сгорающей нефти равно примерно 15 кг/м3 пласта (13-15 % от начальной насыщенности).

К концу 1965 г. коэффициент извлечения нефти на опытном участке достиг 43% от запасов нефти к началу осуществления процесса. Было принято решение о расширении программы примене­ния влажного горения на месторождении Слосс. Эта программа реализована на площади 388,5 га и была самой крупной из извест­ных программ третичных методов добычи нефти. Как и на опыт­ном участке, система размещения скважин была площадной пятиточечной. Всего было десять элементов, плотность размеще­ния скважин на большинстве из них составляла 32 га/скв. Два элемента из упомянутых были объединены. Программа испытаний включала 9 нагнетательных и 27 добывающих скважин.

Средний темп нагнетания воздуха составлял 250 тыс. м3/сут, или 28 тыс. м3/сут в расчете на одну нагнетательную скважину. После создания фронта горения его постепенно увеличивали в течение месяца. В дальнейшем в призабойной зоне сильно по­вышалось сопротивление и скважины практически не принимали воду. Поэтому сравнительно длительный период (примерно 8 мес.) в пласт закачивали только воздух.

Нагнетание воды было начато в ноябре 1967 г. Накопленный водовоздушный фактор за 4,5 года составил 4,4 · 10 -3 м33. Всего в пласт в период осуществления влажного горения было закачано 1,72 млн. м3 воды. Затем 2,5 года осуществлялось обыч­ное заводнение.

Перед началом опытных работ нефть давали только шесть скважин с суммарным дебитом 51, 7 м3/сут. Все остальные сква­жины были обводнены и закрыты. По оценкам, за счет продолже­ния заводнения можно было бы получить максимум 19,1 тыс. м3 нефти.

Максимальный отбор нефти был достигнут на стадии осуще­ствления влажного горения в 1968 г. и составил 87,5 м3/сут.

За период осуществления процесса горения  (4,5 года) из за­лежи было добыто                  102,8 тыс. м3 нефти. С учетом добычи нефти из опытного участка к началу реализации расширенной про­граммы общий отбор нефти составил 116,2 тыс. м3 нефти. В ра­счете на эту добычу воздухонефтяной фактор составил 3700 м33.

В результате применения влажного горения с учетом добычи при заводнении из залежи было извлечено 179,7 тыс. м3 нефти, т. е. 19,1 % от остаточных после заводнения запасов нефти. На­копленный воздухонефтяной фактор составил 2390 м33.

Объемный коэффициент охвата пласта горением был значи­тельно ниже 50 % из-за трудностей регулирования процесса при площадной системе размещения скважин. В то же время наблю­далось перемещение высокотемпературных зон на значительные расстояния (до 360 м).

В целом результаты работ на месторождении Слосс дают весьма важный обнадеживающий материал о возможности эф­фективного применения влажного горения для доразработки месторождения маловязких нефтей после их частичного заводне­ния.

Интересные результаты были получены и на месторождении Суплаку де-Барку (Румыния). Здесь на пятиточечном элементе с плотностью размещения скважин 0,5 га/скв в 1966 г. был на­чат процесс сухого внутрипластового горения. При этом дебиты отдельных скважин увеличивались от 2-5 до 90-100 м3/сут. В 1967-1971 гг. горение осуществлялось на восьми новых участ­ках площадью около 4 га каждый.

Средний удельный расход воздуха при осуществлении сухого горения на первоочередном опытном участке составлял около 2200 м3/т. Начатая в июне 1973 г. закачка воды наряду с возду­хом, позволила уже к октябрю 1973 г. уменьшить удельный рас­ход воздуха до 1700 м3/т. Нефтеотдача за фронтом горения со­ставляла 45-50 % от запасов.

В 1971 г. испытания влажного горения были начаты на место­рождении Беллевью (США). Опытный участок площадью 4 га представлял собой четыре семиточечных элемента. За период раз­работки с 1921 до марта 1971 г., несмотря на применение различ­ных методов интенсификации добычи, нефтеотдача по опытному участку составляла всего лишь 5%. За  два первых  года испыта­ний в пласт было закачано 118,9 млн. м3 воздуха и 72 тыс. м3 воды. Накопленная добыча нефти за этот период достигла 40,4 тыс. т, что составляло 13, 65 % от запасов нефти на начало процесса. Воздухонефтяной фактор составил 2768 м33.

В нашей стране первый промысловый опыт применения влаж­ного горения был начат на залежи, содержащей нефть повышен­ной вязкости, где, как известно, тепловые методы воздействия дают наибольший эффект. В качестве объекта для испытаний влажного горения была выбрана залежь горизонта ПКв площади Хоросаны месторождения Балаханы - Сабунчи - Романы. Опыт­ный участок расположен в северо-западной части площади Хоросаны. Его геолого-промысловая характеристика приведена ниже.

Коллектор     ........................................................ ………………………   Песчаник

Глубина залегания кровли пласта, м   ........ ………………………    250—300

Площадь опытного участка, га........................ ……………………...     9,26

Толщина пласта, м: общая ……………………………………………..     57

эффективная нефтенасыщенная................. ……………………… 35,4

Проницаемость,  мкм2   .................................... ………………………            0,53

Нефтенасыщенность, %:

начальная     ....................................................... ………………….       80

текущая на 1/IV 1973 г....................................... …………………        71

Вязкость нефти, мПа·с..................................... …………………..      136

Нефтеотдача на 1/IV 1973 г., %...................... ………………….       11,4

 

Разработка залежи горизонта ПКв в районе опытного участка была начата в 1930 г. на режиме растворенного газа с переходом в дальнейшем на гравитационный режим с весьма невысокими темпами отбора нефти, составляющими в среднем около 0,3 % в год от начальных балансовых запасов нефти.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 2. Изменение во времени технологических показателей разработки опытного участка месторождения Балаханы-Сабунчи-Романы (площадь Хоросаны, гори­зонт ПК) при влажном внутрипластовом горении.

Qвоз. - закачка воздуха; QH - добыча нефти; QB - содержание воды в продукции; Q3B — закачка воды; nн – число нагнетательных скважин

 

К началу опытных работ участок эксплуатировался 16 добы­вающими скважинами, расположенными тремя рядами вокруг нагнетательной скважины на расстоянии соответственно 60, 130 и 180 м с дебитами 0,3-1,4 т/сут.

Промысловые испытания были начаты в апреле 1973 г. и осу­ществлялись в два этапа. На первом в пласте был создан фронт горения, который в течение 1973 г. поддерживался нагнетанием в пласт только воздуха, т. е. осуществлялся процесс сухого горе­ния. В конце декабря 1973 г. была начата пробная, а с марта 1974 г.- регулярная закачка воды вместе с воздухом.

Пластовое давление в районе первого ряда добывающих сква­жин увеличилось от 0,58 до 2-2,5 МПа, что позволило перевести реагирующие скважины на фонтанирование.

Добыча нефти из добывающих скважин опытного участка воз­росла от 13,4 до 20 т/сут (рис. 2).

Воздухонефтяной фактор изменялся от 1500 до 2360 м3/т при среднем значении 1840 м3/т.

Нагнетание вместе с воздухом воды повысило текущую до­бычу нефти до 30 т/сут, которая более чем в 2,5 раза выше исход­ной добычи. При этом дебиты нефти отдельных скважин возросли в 10-15 раз, а темп отбора нефти возрос от 0,17 до 2 % в год от начальных балансовых запасов нефти. Текущая нефтеотдача за период промысловых испытаний увеличилась от 11,4 до 25%.

При реализации влажного   горения текущее водовоздушное отношение изменялось от 0,0005 до 0,025 м33. Накопленное во-довоздушное отношение составляет    0,0018 м33. Всего в пласт за период промысловых испытаний закачано 41, 6 млн. м3 воздуха и 73,6 тыс. м3 воды. Переход к реализации влажного горения позволил в 2,5 раза уменьшить по сравнению с сухим горением воздухонефтяной фактор, который снизился до 700-1000 м3/т.

Анализ керна из оценочной скважины, пробуренной в выж­женную зону, показал, что распространение фронта горения опре­деляется слоистой неоднородностью пласта. Было установлено, что собственно процессом горения охвачено 32,2 % от общей эф­фективной толщины пласта. Охват пласта тепловым воздействием за счет послойного перемещения фронта горения составляет 84 % от общей эффективной толщины пласта. Коэффициент вы­теснения нефти в выжженных прослоях с учетом ее затрат на осуществление процесса составляет 80,5%, а в прослоях, примы­кающих к ним, - 57,3 %.

За счет теплового воздействия в значительной мере умень­шается негативное влияние слоистой неоднородности пласта на его нефтеотдачу.

В 1978 г. было завершено создание основного элемента рядной системы - линейного теплового фронта. Объем нагнетания воздуха в эти скважины составлял около             10 тыс. м3/сут, а воды- 10 м3/сут.

С 1981 г. осуществляется крупный промышленный опыт внутри-пластового влажного горения на месторождении Каражанбас. Нагнетание осуществлялось вначале через три скважины, а затем через 35. Объем нагнетаемого в пласт воздуха превышает 80 млн. м3/год, а добыча нефти за счет метода - 100 тыс. т/год. Эффективность процесса на месторождении установлена по техно­логическим показателям.

Недостатки, ограничения, проблемы. Метод внутрипластового горения сопряжен с большими недостатками. Из-за высокой температуры выходящих газов возникает необходимость решения сложных технических проблем по охране окружающей среды, утилизации продуктов горения, обеспечению безопасного ведения работ, предотвращению выноса песка из скважин, обра­зованию песчаных пробок, водонефтяных стойких эмульсий, кор­розии оборудования, возможности проявления гравитационных эффектов, снижающих охват пласта тепловым воздействием, и др.

Для реализации внутрипластового влажного горения в мало­проницаемых пластах требуется бурение нагнетательных сква­жин-дублеров для раздельного нагнетания воздуха и воды, так как при совместной их закачке резко снижается приемистость (в 4-10 раз).

Метод внутрипластового горения - один из наиболее сложных по своему механизму, условиям реализации, моделированию и про­гнозу возможной эффективности.

Неравномерное выгорание пласта сильно изменяет его свой­ства, что усложняет применение в дальнейшем каких-либо других методов извлечения остаточной нефти.

Будущее метода. Масштабы применения в будущем будут сдерживаться в основном сложностью его технической реализации, а также техническими трудностями обеспечения безопасности и управления охвата пласта процессом.

Эффективность и управляемость метода внутрипластового горе­ния можно существенно повысить, добавляя к нагнетаемой водовоздушной смеси определенные агенты, катализаторы, добавочное топливо (жидкое или газообразное), изменяя режим и системы на­гнетания рабочих агентов (воды и воздуха) в пласт (циклическое воздействие) с целью сокращения удельного расхода воздуха и по­вышения теплового воздействия на пласт.

При повышенных водовоздушных отношениях метод влажного горения переходит в другие модификации внутрипластового горе­ния с заводнением. Фронт горения может прекратить существова­ние, а закачиваемый кислород воздуха будет поступать в зону насыщенного пара, вступать в экзотермические реакции с нефтью и поддерживать так называемое сверхвлажное горение.

При сверхвлажном горении достигаются  существенная  интен­сификация теплового воздействия  на  пласт, а также  значительное сокращение затрат воздуха на добычу нефти. Для поддержания  сверхвлажного  горения  требуются  небольшие затраты  топлива (5-10 кг на 1м3 пласта), что имеет важное значение для пластов, содержащих маловязкую нефть.

Периодическое изменение режимов нагнетания рабочих аген­тов в пласт, т. е. периодическое изменение водовоздушного отно­шения, дает возможность качественно изменять характер переме­щения по пласту фронта горения. При такой технологии процесс вытеснения можно существенно интенсифицировать за счет про­дуктов дистилляции нефти и ее низкотемпературного окисления.

Применение внутрипластового горения в карбонатных коллек­торах сопряжено с трансформацией этого метода в метод вытес­нения нефти СО2, образующимся при диссоциации карбонатов, или с существенным использованием этого продукта для извлече­ния нефти.

Важным направлением совершенствования технологии внутри­пластового горения представляется также его сочетание с другими методами увеличения нефтеотдачи пластов. Поэтому в будущем метод внутрипластового горения будет развиваться в этих напра­влениях.