Мордово-Кармальское и Ашальчинское месторождения являются полигоном по отработке скважинного способа добычи ПБ в Республике Татарстан.

Здесь отрабатываются внутрипластовое горение, циклическая закачка пара, циклическая закачка воздуха, площадная закачка парогаза и другие технологии добычи ПБ. На рис.1 схематично изображены участки испытания той или иной технологии и технических средств на Южном куполе Мордово-Кармальского месторождения.

Если вместе с паром закачивать газы, растворимые в нефти, то мож­но достичь дополнительного снижения вязкос­ти нефти.

Процесс парогазового воздействия

Тепловой метод воздействия на пласт, соче­тающий совместное нагнетание теплоносителя и газа (N₂ + CO), позволяющий улучшить вяз­костное соотношение за счет уменьшения вяз­кости нефти при растворении в ней азота и уг­лекислого газа при снижении расхода теплоно­сителя. Интенсивность снижения вязкости неф­ти повышается с добавлением к теплоносителю газа, т. к. с ростом температуры и давления ко­личество растворенного в нефти топочного газа (как и азота в чистом виде) увеличивается.

Механизм процесса. Циклическое нагнетание пара в пласты или пароциклические обработки добывающих скважин либо пароциклическую стимуляцию скважин осуществляют периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добываю­щие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Цель этой технологии заключается в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, повысить давление, облегчить условия фильтрации и увели­чить приток нефти к скважинам.

Механизм процессов, происходящих в пласте, довольно слож­ный и сопровождается теми же явлениями, что и вытеснение нефти паром, но дополнительно происходят противоточная капиллярная фильтрация, перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин. При нагнетании пара в пласт он, естественно, внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта происходит активное перерас­пределение насыщенности за счет капиллярных сил: горячий кон­денсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопрони­цаемые слои, т. е. меняется с ней местами.

Вытеснение нефти паром - наиболее распространенный метод увеличения нефтеотдачи пластов, так как при вытеснении высоко­вязких нефтей он обладает явными преимуществами перед дру­гими методами.

Механизм процесса. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вяз­костью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью — более 5000 кДж/кг — в 3—3,5 раза выше горячей воды при 230 °С, вносит в пласт значительное коли­чество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов — нефти, воды, газа. В пласте образуются три следующие зоны, различающиеся по температуре, насыщению и характеру вытеснения (рис. 3).

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