Пеферат по ОНГД

Содержание: 1. Понятие о скважине. 2. Штанговые винтовые насосные установки. 3. Тепловой метод повышения нефтеотдачи. 1. ПОНЯТИЕ О СКВАЖИНЕ. Под скважиной понимается цилиндрическая горная выработка пространственной ориентации, диаметр которой существенно меньше ее длины, предназначенную для сообщения продуктивного горизонта с земельной поверхностью. По своему назначению скважины подразделяются на несколько видов, из которых основными

и представляющими для нас интерес являются: 1. Разведочные. 2. Добывающие (нефть, газ, вода). 3. Нагнетательные (вода, газ, пар, воздух и т.д.). 4. Контрольные (пьезометрические). 5. Оценочные и др. Добывающие и нагнетательные скважины составляют так называемый эксплуатационный фонд или эксплуатационные скважины. Основным для каждого вида скважин является их конструкция.

Под конструкцией скважины понимается совокупность обсадных труб (колонн) и дополнительных забойных устройств (и их пространственное расположение), спускаемых в пробуренный ствол и закрепляемых в нем, изменяющаяся в зависимости от назначения скважины и отличающаяся как по размерам, так и по материалам для их изготовления. Таким образом, конструкция зависит от назначения скважины и определяется геологическими, техническими и технологическими факторами. Она должна обеспечивать длительную бесперебойную эксплуатацию

и позволять проводить все известные и перспективные технологические процессы, исследовательские и ремонтные работы, а также использовать все виды погружного оборудования. ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН. В зависимости от назначения скважин конструкция может существенно изменяться, но всегда должна удовлетворять некоторым общим требованиям, которые сводятся к следующему: 1. Надежное разобщение пройденных пород и их герметизация, что вытекает из требований охраны недр и

окружающей среды и достигается за счет прочности и долговечности крепи, герметичности обсадных колонн, межколонных и заколонных пространств, а также за счет изоляции флюидонасыщенных горизонтов. 2. Получение максимального количества горно-геологической и физической информации по вскрываемому скважиной разрезу. 3. Возможность оперативного контроля за вероятным межколонным или заколонным перетоком флюидов. 4. Длительная безаварийная работа при условии безопасного ведения работ на всех этапах жизни скважины.

УСТАНОВКИ ШТАНГОВЫХ ВИНТОВЫХ НАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ Еще одним видом штанговых насосных установок для добычи нефти являются винтовые штанговые насосные уста¬новки (ВШНУ) с поверхностным приводом. Их история начина¬ется в 50-е годы XX века от выпускавшихся в СССР установок винтовых артезианских насосов типа ВАН для откачки воды из неглубоких (до 100 м) скважин с приводом через собранный из штанг трансмиссионный

вал, вращающийся в радиальных рези-нометаллических опорах внутри напорного трубопровода. ВШНУ для отбора пластовых жидкостей из глубоких нефтя¬ных скважин появились на нефтепромысловом рынке в начале 80-х годов в США и во Франции. В настоящее время создано большое количество типоразмеров ВШНУ с диапазоном подач от 0,5 до 1000 м3 /сут и давлением от б до 30 МПа. Причиной достаточно широкого применения ВШНУ служат их технико-экономические преимущества по сравнению

с дру¬гими механизированными способами добычи нефти: по сравнению с СШНУ: • простота конструкции и малая масса привода; • отсутствие необходимости в возведении фундаментов под привод установки; • простота транспортировки, монтажа и обслуживания; • широкий диапазон физико-химических свойств откачивае¬мых пластовых жидкостей (возможность откачки жидкостей высокой вязкости и повышенного газосодержания); • уравновешенность привода, постоянство нагрузок, действу¬ющих на штанги,

равномерность потока жидкости, снижение энергозатрат и мощности приводного двигателя, минимальное эмульгирующее воздействие на откачиваемую жидкость; • отсутствие клапанов в скважинном насосе; по сравнению с УЭВН: • простота конструкции насоса (отсутствуют шарнирные со¬единения, пусковые муфты, радиальные и осевые подшипники); • наземное расположение приводного электродвигателя, что приводит к снижению его стоимости и к отсутствию дорогосто¬ящих гидрозащиты и длинного бронированного кабеля.

Рациональной областью применения В ШНУ являются вертикаль¬ные скважины или скважины с малыми темпами набора кри¬визны с пластовыми жидкостями высокой вязкости, с повышен¬ным содержанием газа и механических примесей. Чаще всего ВШНУ применяются для дебитов от 3 до 50—100 м3/сутки с напором до 1000—1500 м, однако, как уже отмечалось, некото¬рые типоразмеры ВШНУ могут иметь гораздо большие добыч¬ные возможности.

СОСТАВ УСТАНОВКИ И ЕЕ ОСОБЕННОСТИ ВШНУ включат в свой состав назем¬ное и скважинное оборудование. Наземное оборудование ВШНУ устанавливается на трубной головке скважины и предназначено для преобразования энер¬гии приводного двигателя в механическую энергию вращающейся колонны штанг. Наземное оборудование состоит из: — тройника для отвода пластовой жидкости; — приводной головки; — рамы для крепления приводного двигателя; — трансмиссии; — приводного двигателя с устройством управления;

— устройства для зажима (подвески) полированного штока. Приводная головка предназначена для передачи крутящего момента колонне штанг, восприятия осевых нагрузок от веса штанг и гидравлической силы в рабочих органах насоса, уплот¬нения устья скважины. Конструктивно приводная головка вы¬полнена на базе корпуса, устанавливаемого на тройник-отвод посредством фланцевого или резьбового соединения. Внутри корпуса, заполненного маслом, на подшипниках качения рас¬полагается

приводной вал, связанный с ведомым шкивом силовой передачи. В качестве упорного подшипника, воспринимаю¬щего осевую нагрузку, используются конический или сферичес¬кий роликовые подшипники. Для уплотнения вращающегося приводного вала или полированного штока служит одинарное или сдвоенное сальниковое устройство с использованием уплотнительных колец или мягкой набивки. Для предотвращения обратного вращения колонны штанг после остановки приводного двигателя приводная

головка осна¬щается тормозным устройством механического или гидравли¬ческого типа. Это устройство необходимо для восприятия мо¬мента кручения от колонны насосных штанг и не допускает от¬ворота резьб штанг и обратного вращения, как самой колонны штанг, так и элементов приводной головки и трансмиссии. В отдельных компоновках ВШНУ для удобства обслужива¬ния установки под приводной головкой устанавливается допол¬нительный сальник или плашечный превентор.

Первый служит для замены основного сальника без остановки насоса, что осо¬бенно актуально в зимних условиях эксплуатации ВШНУ, вто¬рой — для герметизации устья скважины при ремонте поверхно¬стного оборудования. В ряде моделей ВШНУ зарубежных фирм приводная головка снабжается ограничителем крутящего момента. Рама под приводной двигатель при использовании клиноременной силовой передачи оснащается устройством натяжения ремней. Зажим полированного штока, как правило, осуществляется двумя полухомутами, внутренняя

цилиндрическая поверхность которых закрепляется со штоком с помощью четырех или шести болтов, а наружная профилированная поверхность (например, прямоугольная) вставляется в ступицу приводного вала. Установка винтового штангового насоса / — приводная головка; 2 — приводная головка; 3 — превентор; 4 — трубная головка; 5— полированный шток; 6— штанга; 7— центра¬тор; 8— ротор;

9— статор, 10— палец; //— электродвигатель Скважинное оборудование ВШНУ состоит из колонны НКТ, в нижней части которой устанавливается статор насоса и враща¬ющейся в центраторах колонны штанг, нижний конец которой соединен с ротором насоса. Компоновка низа колонны НКТ в зависимости от условий эксплуатации скважины может включать следующие элементы: фильтр; газовый и песочный сепараторы; динамический якорь (анкер); центратор или фонарь статора;

обратный и циркуляци¬онный клапаны; упорный палец насоса. Динамический якорь, устанавливаемый ниже статора, фик¬сирует НКТ относительно эксплуатационной колонны в ради¬альном направлении, допуская при этом их вертикальное пере¬мещение. Включение в скважинное оборудование ВИШУ якоря обусловлено тем, что при правом (по часовой стрелке) враще¬нии штанговой колонны реактивный момент, возникающий на корпусе статора насоса, работает

на отворот резьб статора и НКТ. Якорь выполняется на базе фрикционного механизма, приводя¬щего в действие плашки при возникновении крутящего момен¬та. Якорь целесообразно использовать при больших крутящих моментах, обусловленных диаметром винта или давлением на¬соса. При отсутствии якоря при монтаже ВШНУ необходимо обеспечить требуемые моменты крепления резьбовых соедине¬ний НКТ. Упорный палец в насосе служит для правильной подгонки длины колонны штанг при монтаже винтового

насоса. Штанговые невращающиеся центраторы, выполняющие фун¬кцию промежуточных радиальных опор, могут быть представле¬ны в двух конструктивных исполнениях: — неразборные, размещенные непосредственно на полнораз¬мерной или укороченной штанге по специальной технологии в заводских условиях; — разборные, устанавливаемые между муфтами стандартных штанг. Наиболее рационально применять штанговые центраторы, обеспечивающие их неподвижность относительно колонны

НКТ, что приводит к снижению расхода электроэнергии и износа НКТ. Центраторы выполняются из пластмасс или композитных мате¬риалов, работоспособных в различных средах и температурных условиях. Несколько нижних штанг, расположенных в непосредствен¬ной близости к эксцентрично вращающемуся ротору, центрато¬рами не оснащаются. Надежность работы ВШНУ во многом зависит от точности осевой подгонки ротора в статор, определяемой по разгрузке веса колонны

штанг при помощи индикатора веса на подъем¬ном агрегате или по вращению колонны штанг при перемеще¬нии ротора в статоре. Для осевой подгонки ротора в компонов¬ку колонны штанг, также как и в СШНУ, включаются укороченные штанги длиной от 1 до 3 м. Точная подгонка, как и в СШНУ, обеспечивается за счет захвата полированного штока (в ВШНУ имеющего название полированного или приводного вала) специальными полухомутами в любом месте поверхности.

При работе установки ВШН поднимаемая пластовая жидкость движется в кольцевом зазоре между колоннами НКТ и штанг и далее через боковой отвод тройника поступает в промысловый коллектор. В ВШНУ наибольшее распространение получили НКТ и на¬сосные штанги диаметром соответственно 73 и 22 мм. В уста¬новках используются стандартные полированные штоки диамет¬ром 31 и 36 мм. КЛАССИФИКАЦИЯ ВШНУ В зарубежной и отечественной практике известно большое количество схем и типоразмеров

ВШНУ, которые можно классифицировать следующим образом: — по типу привода различают установки с электроприводом, объемным гидроприводом, приводом от ДВС и газового двига¬теля. Наиболее широкое применение получили ВШНУ с асинх¬ронным электроприводом переменного тока с номинальной ча¬стотой вращения 1000 об/мин. Мощность электродвигателя в зависимости от подачи и давления насоса изменяется от 3 до 100 кВт и выше; — по кинематической схеме привода различают

ВШНУ с одно и двуступенчатой трансмиссией. Простейшая схема ВШНУ, исключающая силовую трансмис¬сию, в которой двигатель напрямую соединяется с валом при¬водной головки, на практике не используется, поскольку требу¬ет применения тихоходных двигателей, что неэффективно. Одноступенчатая схема трансмиссии может быть реализова¬на на базе ременной, цепной или зубчатой (цилиндрической или конической, встроенной в опорный корпус приводной головки, которая в этом случае выполняет также

функцию редуктора) передачи. Двуступенчатая схема (первая ступень — ременная, вторая ступень — зубчатая передача) обеспечивает возможность исполь¬зования быстроходных приводных двигателей с пониженными массогабаритными показателями, а также снижение передаточ¬ного отношения первой ступени, что позволяет осуществлять широкое регулирование частоты вращения штанг путем смены шкивов ременной передачи. В отдельных случаях для упрощения трансмиссии в качестве приводного электродвигателя целесообразно

использовать мо¬тор-редуктор. Наибольшее распространение получили схемы приводов с одноступенчатой ременной трансмиссией; — по типу ременной передачи различают приводы с клиноременными и зубчатыми ремнями. Наиболее часто в ВШНУ применяются обычные многоряд¬ные клиноременные передачи. В некоторых конструкциях ис¬пользуются поликлиновые и зубчатые ремни. Последние обес¬печивают передачу высоких крутящих моментов без скольже¬ния, не требуют предварительного

натяжения и периодической подтяжки, отличаются компактностью и высоким КПД. Передаточное отношение клиноременной передачи обычно не превышает 5, поэтому при использовании одноступенчатой трансмиссии с номинальной частотой вращения электродвига¬теля 1000 об/мин минимально возможная частота вращения штанг составляет 200 об/мин, что не всегда соответствует требованиям эксплуатации; — по конструкции вала приводной головки существуют ком¬поновки с цельным и полым валом.

Компоновка с цельным валом, не требующая использования полированного штока, сложна при регулировке осевого положе¬ния ротора насоса относительно статора во время монтажа ко¬лонны штанг. В этой связи приводной вал, как правило, выпол¬няется полым, что позволяет пропускать внутри него полиро¬ванный шток и регулировать положение последнего в осевом направлении; — по расположению приводного двигателя встречаются компо¬новки с вертикальным и горизонтальным расположением оси двигателя.

Вертикальная компоновка двигателя характерна для односту¬пенчатых ременных трансмиссий, горизонтальная (когда ось приводного двигателя располагается перпендикулярно оси сква¬жины) — для приводов с зубчатой конической передачей; — по способу регулирования скорости приводного вала ВШНУ различают приводы с регулируемым приводным двигателем (элек¬трическим или гидравлическим) и с регулируемым передаточ¬ным отношением трансмиссии, осуществляемым сменой шки¬вов ременной или введением в кинематическую

схему механи¬ческого вариатора передачи. Наиболее перспективно использование установок с частотно-регулируемым электроприводом переменного тока, обеспечива¬ющим полный диапазон регулирования скорости (от 0 до 100%) и возможность поддержания оптимального в заданных условиях режима работы системы пласт—насос—привод. Другая функция регулируемого электропривода — плавный пуск и останов уста¬новки, что повышает надежность ее эксплуатации. Станция уп¬равления регулируемым электроприводом включает систему кон¬троля и регистрации,

что позволяет отслеживать режим работы привода и вносить необходимые управляющие воздействия; — по кинематическому отношению рабочих органов винтового насоса различают насосы с однозаходным ротором (с кинемати¬ческим отношением 1:2) и многозаходными рабочими органами (с кинематическим отношение 2:3; 3:4; 4:5 и т.д.). Выбор кинематического отношения рабочих органов насоса обусловливается требуемыми эксплуатационными параметрами (диаметр, расход, давление, частота вращения) и технологичес¬кими возможностями производителей

винтовых пар (см. ниже); — по схеме закрепления статора различают трубный (статор закрепляется на резьбе на конце колонны НКТ) и вставной (ста¬тор спускается на штангах в сборе с ротором и крепится в НКТ с помощью специального замка) винтовые насосы. — по схеме закрепления низа НКТ относительно обсадной ко¬лонны различают компоновки со свободным и заякоренным низом; — по кинематической схеме насоса возможна реализация двух вариантов: с вращающимся внутренним элементом (винтом) и с вращающимся

наружным элементом (обоймой). Типовая схема с вращающимся винтом — наиболее простая и экономичная как в конструктивном плане, так и при монтаже и эксплуатации — нашла повсеместное применение в зарубежной и отечественной практике. Схема с вращающейся обоймой, в которой поток пластовой жидкости поднимается по внутреннему каналу вращающихся полых штанг или труб, предложена с целью предотвращения отложения парафина на НКТ и снижения гидравлических по¬терь на трение за счет создания водяного кольца на стенках

по¬лых штанг. Такая схема является более сложной, требует ис¬пользования полых штанг увеличенного диаметра и устьевого вертлюга для отвода жидкости из скважины и не нашла про¬мышленного применения. ТЕПЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ При понижении температуры нефти происходит изменение фазового равно¬весия, уменьшается растворимость пара¬фина в нефти и вследствие того, что твердый парафин осаждается па стенках норового пространства в призабойной зоне, происходит закупорка пор, и, следовательно, снижение

производи¬тельности скважины. Из промысловой практики хорошо известно, что как при освоении, так и в процессе эксплуатации скважин тепло, внесенное извне в призабойную зону, всегда благоприятно сказывается па про¬должительности освоения и повышении продуктивности скважины. Поэтому те¬пловой фактор может коренным образом повлиять на изменение или устранение указанных явлений в пласте и призабойной зоне, которые отрицательно вли¬яют на продуктивность скважины.

Тепловое воздействие осуществляется в двух направлениях: прогрев призабойной зоны и воздействие на пласт в целом. ПРОГРЕВ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ В этом направлении большую и полез¬ную работу проводит Институт геологии и разработки горючих ископаемых (ИГиРГИ АН СССР). Предложены элек¬трические глубинные нагревательные устройства двух типов, предназначенные для обогрева призабойной зоны нефтя¬ных скважин с целью предотвращения отложений парафинистых и смолистых

веществ. Нагреватель первого типа представляет собой трехфазную печь сопротивления, выполненную из 12 стандартных трубчатых элементов на общем каркасе, включаемых в промысловую сеть при помощи кабель-троса. Максимальная мощность 13 квт, на¬пряжение тока на вводе 760—970 в, вес 125 кг. Испытания на нескольких скважинах Яблоневского промысла Кинельнефти показали, что дан¬ный нагреватель по своим конструктивным, электрическим и эксплуатационным

свойствам оказался вполне работоспособным и удовлетво¬ряет промысловым требованиям. Агрегат второго типа (рис. 34) предназначен для установки в скважине под глубинным насосом. Обогрев забоя происходит одновременно с добы¬чей нефти. В качестве греющих элементов были исполь¬зованы стандартные трубчатые элементы для токоподвода. Агрегат присоединяется непосред¬ственно к промысловой сети напряжением 380 в.

Мощность агрегата 9 квт. Периодическая тепловая обработка призабой-ной зоны эксплуатационных скважин, проведен¬ная при испытании агрегатов, показала сущест¬венное повышение дебита скважин — в 2—3 раза. Применение прогрева забоя для увеличения продуктивности малодебитных эксплуатационных скважин, дающих тяжелую нефть, все больше распространяется также и на нефтяных промыслах США. Увеличение добычи нефти наблюдается в большинстве случаев.

Кроме повышения продуктивности нефтяных скважин, прогрев призабойной зоны дает еще ряд следующих преимуществ, позволяющих увеличить межремонтный период работы скважин. 1. В результате уменьшения вязкости подни¬маемой нефти существенно снижается нагрузка на штанги, благодаря чему они работают более длительное время без обрывов. Кроме того, ста¬новятся более нормальными нагрузки на редуктор станка-качалки.

2. Отпадает надобность в периодическом про¬греве выкидных линий, которые приходилось ранее прогревать, чтобы предотвратить увеличение противодавления на пласт. Несомненно, прогрев призабойной зоны является весьма перспективным и высокоэффективным способом повышения продуктивности малодебитных скважин, и сейчас нет ника¬ких препятствий для его массового внедрения. Для всех скважин, где признано целесообразным часто прогревать призабойную зону, спуск нагревательных

устройств должен быть так же обязательным, как и спуск глубинного на¬соса. ТЕПЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЛАСТ Прогрев призабойной зоны не решает проблемы полного извлечения нефти из пласта, так как радиус действия его неве¬лик, поэтому остаточная нефть в пласте не подвергается влия¬нию такого прогрева. В 1932—1938 гг. в Советском Союзе впервые в мире проводи¬лись промышленные опыты по газификации нефти в пласте [230], поставленные по аналогии с удачно проведенными опытами под¬земной

газификации углей. Проведенные в ГИНИ лабораторные опыты (А. Б. Шейнман, С. Л. Закс и др.) показали, что в песках с остаточной нефтенасыщенностью можно получить и поддержи¬вать горение путем нагнетания воздуха. Опыты проводили на участке Ширванского месторождения, где применяли трехскважинную систему. На основании промышленных опытов был сде¬лан вывод о возможности зажигания нефтяного пласта и продви¬жения

очага горения вглубь от нагнетательной скважины, а также о возможности добычи нефти таким методом из истощенных место¬рождений. Из последних работ советских исследователей следует ука¬зать исследования, проводимые в УкрВНИИГНИ. Проведенные здесь теоретические исследования показали, что перегретый пар является лучшим вытеснителем нефти. Экспериментальные работы [165] показали возможность гене¬рации пара внутри пористой среды, нагретой предварительно до температуры парообразования; после этого горячая зона

пори¬стой среды может перемещаться на значительные расстояния при нагнетании в пласт холодной воды. Промышленное испытание этого способа было проведено на одном из участков промысла Сходница Бориславнефти. Пласт, представленный плотным песчаником, залегает здесь на глубине 260—300 м; эффективная мощность пласта 20 м, пори¬стость 20%, проницаемость 50 миллидарси, остаточная нефте-насыщенность (по данным кернов специально пробуренных сква¬жин) 0,32; удельный вес нефти 0,838, вязкость 2,6

санти-пуаза. До тепловой обработки пласта в нагнетательную скважину закачивали холодную воду. Процесс заводнения был прекращен при средней обводненности скважин 94%. Дебиты нефти к моменту прекращения закачки воды составляли 10—200 кг] сутки. Одна из скважин была обводнена на 10%. Средний дебит составлял 90,5 кг/сутки. По проекту предполагалось путем закачки водяного пара с температурой 300° (4,4 млрд. ккал) в течение 60

суток нагреть породу в призабойной зоне нагнетательной скважины до 300°, после чего приступить к закачке холодной воды. Нагнетаемая вода в прогретой зоне должна была превратиться в пар. Опыты проводили по методу «переноса тепловой волны». Для этого призабойную зону нагнетательной скважины прогревали до температуры выше температуры парообразования воды (при¬близительно 150—250° С). После достаточного прогрева призабойной зоны применяли форсированное

нагнетание холодной воды, которая, попадая в нагретую зону, превращалась в пар. Перегретый пар двигался от нагнетательной скважины, вытес¬няя нефть, и вследствие отдачи тепла холодной части пласта пере¬двигал «тепловой вал». При проведении промышленных опытов по такой схеме в одной из скважин, расположенной в 40—50 м от нагнетательной, после нескольких суток нагнетания холодной воды удалось повысить температуру до 48° С. Одновременно в 2—3 раза повысился дебит окружающих скважин.

Характерно, что на обработку участка пласта при помощи переноса тепловой волны расходуется меньше тепловой энергии, которая при поступлении в пласт не аккумулируется в одном месте, а перемещается, и поэтому отпадает необходимость в сплош¬ном прогреве всего обрабатываемого участка пласта. Тепловая волна как бы производит последовательно термообработку. В этом и заключается преимущество предложенного метода тепло¬вого воздействия на пласт.

Средний дебит скважин возрос с 90,5 до 360 кг/сутки. За последнее время на промыслах США были также проведены промышленные испытания способов теплового воздействия на нефтяной пласт. С 1953 г. здесь проводились промысловые испы¬тания перемещения фронта горения по нефтяному пласту на небольших участках, разбуренных несколькими скважинами, расположенными близко одна от другой. Чтобы получить более точные данные для технико-экономического анализа этого метода,

в 1955 г. на месторождении Саут-Белридж (Калифорния) было начато испытание теплового метода добычи тяжелой высоковяз¬кой нефти созданием в пласте перемещающегося фронта горения. Продуктивный горизонт, песчаник туларе, в котором был создан фронт горения, залегает на глубине 215 м. Опытный участок разбурен девятью скважинами со сплошным отбором керна. Площадь квадрата, по углам которого располагали эксплуатаци¬онные скважины, составляла 1,0 га.

Расстояние от нагнетатель¬ной скважины до каждой эксплуатационной равнялось 71 м. Средняя мощность песчаника на участке, где проводился опыт, составляла 9 м. Пласт имел небольшой наклон (~3°) с се¬веро-запада на юго-восток. Песчаник рыхлый, причем слагающие его зерна различны по размеру (от тонкого песка до гальки диа¬метром 5 см). Проницаемость по воздуху около 8 дарси. Пори¬стость песчаника, определенная по кернам, составляла 37%.

Первоначально пласт был насыщен на 60% нефтью, на 37% водой и около 3% пор пласта было занято газом. Температура пласта 30° С. Вязкость нефти в пластовых условиях равнялась 2700 сантипуазам. Процесс проводился по схеме, приведенной па рис. 35. Воздух сжимался тремя компрессорами (мощностью по 350 л. с.) и пода¬вался в пласт через нагнетательную скважину. В сутки закачи¬валось около 100 тыс. м3 воздуха при давлении 35 ат.

Воздух, проходя по части пласта, в которой нефть уже выгорела, подхо¬дит к фронту горения, где и расходуется на сжигание тяжелых остатков нефти, составляющих около 15% (по весу) начального содержания нефти. Остальное количество нефти, пластовая вода и вода, образовавшаяся в результате горения, двигаются впереди фронта горения. Газы, образовавшиеся в результате сгорания нефтяных остатков, очень быстро фильтруются по пласту в напра¬влении к эксплуатационным скважинам.

Скважины первоначально эксплуатировались насосами. В дальнейшем по мере приближения фронта горения скорость фильтрации газов и жидкостей стала достаточной, чтобы обеспе¬чить фонтанирование. До начала горения общий дебит нефти составлял 3,2 м3/сутки. В течение всего опыта средний дебит нефти равнялся 22,3 м3]сутки, достигая максимума 63,5 м3/сутки. Таким образом, средний дебит нефти был в 7 раз больше, чем дебит до начала горе¬ния.

Всего из пласта добыли 11 750 м3 нефти, что составило 51% начальных запасов на этой площади. Подсчеты показали, что обычными методами с данного участка можно было извлечь 10— 15% начальных запасов нефти. Однако время эксплуатации уве¬личилось бы до 40—60 лет. Количество сгоревшей нефти составляло 14,7% начального содержания нефти в пласте. На основании полученных данных было установлено, что в зоне, через которую прошел фронт горения, остаточная

нефтенасыщенность составляла 2—3% от объема пор. Причем во всех случаях выгорала верхняя часть продуктивного интервала. В нижней части пласта, по которой фронт горения не прохо¬дит, нефти содержится до 38% от объема пор. Далее было подсчитано, что фронт горения фактически распро¬странился на площадь 2,5 га вместо предполагавшихся 1,0 га.