Стадии разработки залежи 7 страница

Практика освоения месторождений высоковязкой нефти как у нас в стране, так и за рубежом показала, что наиболее эффек­тивными способами теплового воздействия на пласты с высоко­вязкой нефтью являются иаротсиловая обработка призабойиой зоны добывающих скважин (ПТОС), нагнетание пара в пласт, пе­регретой воды с созданием тепловых оторочек (ПТВ, ВГВ) и внутрипластовос горение (ВГ). Тепловые (термические) методы постоянно совершенствуются. В настоящее время существуют несколько способов, но наибольшее развитие получили способы нагнетания теплоносителя в пласт.

Воздействие на пласт теплоносителем приводит к проявле­нию целого ряда факторов, способствующих увеличению нефте-извлечения. К ним относятся: снижение вязкости пластовой неф­ти, дистилляция и испарение, термическое расширение, снижение поверхностного натяжения и другое.

В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыелового дела

Глапа XVI. (Воздействие на нефтяной пласт теплом

Термический метод - это метод интенсификации добычи нефти, при котором проявляются гидродинамическое воздейст­вие, когда происходит изотермическое воздействие на пласт, и термодинамическое, когда возникают сложные условия влия­ния на пласт, в результате чего изменяется не только давление, но и температура. Известно, что нефтеизвлечеиие зависит от соот­ношения вязкостен пефти и воды:

Многие авторы на основе анализа зависимости вязкостной харак­теристики нефти от температуры делают вывод, что увеличение температуры приводит к существенному увеличению коэффици­ента вытеснения нефти. Поэтому добыча вязких мефтей наиболее технологически эффективной может быть при использовании те­пловых методов.

Эффективность теплового воздействия на нефтяной пласт в значительной степени зависит от правильности выбора рабоче­го агента, способствующего более высокой степени нефтеизвлс-чения, с учетом геолого-промысловых характеристик объекта воздействия. На основе анализа результатов исследования по вы­теснению нефти паром и горячей водой следует, что без глубоко­го изучения нефтяного месторождения и существующего уровня развития техники нельзя отдавать предпочтение пару или горячей воде. Все зависит от геологического строения месторождения, физико-химических свойств пефти и конкретных условий с уче­том экономических показателей и перспектив разработки место­рождения. Насыщенный водяной нар в сравнении с горячей во­дой имеет большую энтальпию, то есть большее теплосодержа­ние, и при одинаковых массовых расходах вытесняющих агентов количество вводимого в пласт тепла при паре выше. Кроме того, при вытеснении нефти паром в большей степени проявляется ме­ханизм дистилляции легких фракций углеводородов, что приво­дит к увеличению коэффициента пефтеш.ггеспения. Однако толь­ко на этом основании однозначного вывода о преимуществе пара над горячей водой делать нельзя. В некоторых случаях нагнета-

ние горячей воды может оказаться предпочтительней нагнетания пара. Выбор теплоносителя необходимо осуществлять с учетом физико-химических свойств нефти и геолого-физических свойств породы коллектора. Если при добыче легкой нефти большое зна­чение имеет термическое расширение, то есть величина вязко­сти /*₀ при этом слабо зависит от температуры, то в случае вязкой

нефти наоборот - величина JUq резко падает с ростом температу­ры, а тепловое расширение значительно меньше влияет на эффек­тивность процесса. Поэтому для конкретной нефти имеется свой диапазон температур, где наблюдается интенсивное снижение ве­личины вязкости нефти /^ и другое. При воздействии на пласт

горячей водой или паром в пласте образуется водонефтяная эмульсия. При одинаковых температурах пара и горячей воды эмульсии, полученные при нагнетании пара, значительно устой­чивее, чем эмульсии, образовавшиеся при закачке горячей воды, что приводит к увеличению затрат на деэмульсацию нефти. Нефти, в которых содержится большое количество парафино-асфальтено-смолистых веществ» как правило, относятся к неныотоновским системам. Фильтрация их в пористой среде затруднена из-за нали­чия начального градиента давления, что является одной из причин низкого не фте извлечения из таких залежей. Исследованиями ус­тановлено, что повышение температуры нефти сопровождается значительным уменьшением градиента динамического давления сдвига, а также увеличением подвижности нефти. Исследования свойств аномальных нефтей при различных температурах показа­ли, что наибольшие изменения реологических параметров нефти наблюдаются при температурах до 50° С. С увеличением же тем­пературы более 50° С сопровождается незначительными измене­ниями по вязкости нефти.

При выборе теплоносителей следует руководствоваться и экономическими соображениями. Так, к воде, используемой для выработки пара в парогенераторах, предъявляются более вы­сокие требования, чем к воде, используемой в обычных водо­грейных установках. Например, при выработке пара со степенью сухости пара Х=0,7 концентрация остающихся в воде солей

484 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела

Глапа XVI, Воздействие на нефтяной пласт теплом 485

увеличивается в 3,5 раза, при X =0,8 - возрастает в 5 раз, при, _ _1Г „,_г

v л л in -г на нефтяных месторождениях о. Сахалин, Казахстане, Коми, Уд-

X = 0,9 - в 10 раз. Таким образом, затраты на подготовку воды * ,_г

_ г г j муртии, Краснодарском крае и так далее.

для парогенератора буду, значительно выше, чем для водогрей- обширные исследования и промышленное внедрение теп-

ных установок, так как использование солесодсржащси воды в _{л()вых мивдов дились за} рубежом. В бывшем СССР опыт-

них невозможно из-за конструктивных особенностей. но-промышлеиное испытание и промышленное внедрение тепло-

Таким образом, в зависимости от конкретных условии гео- _{Rb]x методов повышения} „ефтеизвлечення осуществлялось на
логического строения залежи, физико-химических свойств нефти, _{49 объектах} Крупномасштабные работы проводились на место-
экономических результатов применение горячей воды в качестве _е1шях Каражанбас и Кенкияк (Казахстан), Усинское (Коми)
теплоносителя может быть предпочтительнее других видов теп- _{и Гремих|111СКое (Удмур}тия). Известно, что залежь - это пефтена-
лоносителеи. Г.Е. Малофеев установил, что тепловой эффект от _{СНЩИ111Ь1Й пласт или} гидродинамически единая система иефтена-
нагнетания горячей воды тем больший, чем больше толщина пла- _{СЬ1щенных пластов}. _{п и классификации} залежей по хара,сгери-
ста и выше скорость фильтрации, то есть, с точки зрения эффек- _{стикам пластовых нсфтей особая роль отводится одному из фи}_
тивности использования вводимого в пласт тепла, наиболее _ЗИЧес1сих параметров ее свойств - динамической вязкости. Дина-
предпочтт.тельными являются пласты толщиной более шести _{мическая вязкость пласТ}овой нефти является одним из главных
метров. При меньшей толщине длительное воздействие на пласт _{опредсляющнх факторов} активности ее фильтрации по порам
теплом неэффективно вследствие высоких тсплопотерь через „ _{тре1ЦИПан нс}ф_Те„а_Сышенного коллектора в процессе разработ-
кровлю и подошву пласта. _{ки залсжи От величимы ВЯЗ}кости пластовой нефти зависят деби-

Установлено. что с увеличением темпа нагнетания теплоно- _{т нефти в добывающих скважи11ах} „ показатели конечного неф-

сителя эффективность прогрева однородного пласта увеличива- _{те1Впечс!111|я}. _{п настоящсе} время условно залежи нефти в зависи-

ется. В слоисто-неоднородном пласте эффективность прогрева _{мости от их динамичсской вязкости подра3}д_ел_Я1от на:

определяется потерями тела в окружающие пласт породы и по- _ _{зШ]ежи маловязких} „_{ефтеЙ1 когда велнчина} вязкости не пре-

терями тепла с добываемой жидкостью. При низком темпе ввода _{вышаст ш мПа}._{с R пластовых условиях;}

теплоносителя возможны значительные потери тепла в окру- _ _Залежи с повышенной вязкостью нефти-от 10 до 30 мПас;

жающне породы, при высоких темпах увеличиваются потери _ _{млсжи пязких псфтей} _ ₃₀__{50 мПа}._с;

с добываемой жидкостью, поэтому изменения коэффициента вы- _ _залсж„ _в,,,_{сокопязкмх ме}фтей - более 50 мПас.

тсснения в зависимости от скорости нагнетания теплоносителя Тепловые методы разработки нефтяных месторождений де-

может быть различным в зависимости от конкретных условий. _{лятся на два различных вида}. Первый, наиболее широко ириме-

По результатам исследования влияния температуры на капилляр- „_{яемын в России и за} рубежом, оснований па нагнетании (с по-

ную пропитку сделай вывод, что пропитка увеличивается с воз- _{верх1ЮСТ}„) теплоносителей в нефтяные пласты, и второй, осно-

paciaiiHCM температуры, но мало зависит от темпа нагнетания. _ват,_{ый |1а} внутрипласговых процессах горения, создаваемых пу-

В любом случае пропитка эффективнее при малых скоростях пе- _тем инициирования горения коксовых остатков в нризабойной

рсмещения фронта вытеснения. _зоме нагнетательных скважин (с применением забойных нагрсва-

В России и за рубежом накоплен немалый практический тельных устройств) с последующим перемещением фронта горе-
опыт по применению теплоносителей с целью повышения коиеч-,_шя путем нагнетания воздуха (сухое горение) или воздуха и во-
ного нефтсизвлечения. Нагнетание пара и горячей воды в опыт- _ды (влажное горение). Методы нагнетания теплоносителя в неф-
но-промышлепных и промышленных масштабах применяется тяпые пласты имеют две принципиальные разновидности техно-

486 В.И. Куднпов. Основы нефтегазопромыслового деда Глава XVI. Воздействие на нефтяной пласт теплом 487

логин. Первая основана на вытеснении нефти теплоносителем па УПГ 9/120 и УПГ 60/160 для приготовления теплоносителя
и его оторочками. Такая разновидность получила в зависимости с температурой 260° С, при суточной номинальной производи-
от вида используемого теплоносителя наименование паротегшо- тсльности УПГ 9/120- 212 т теплоносителя и УПГ 60/160- 1440 т
вого воздействия на пласт (ПТВ) и воздействия горячей водой потребное количество природного газа составит, соответственно,
(ВГВ). Вторая - на паротепловой обработке призабойной зоны 8,4 и 55,7 тыс. м³ или мазута 7,3 и 48,8 т. Из этого следует, что
пласта добывающих скважин (ПТОС). В этом случае в качестве теплоноситель как агент воздействия на пласт имеет сравнитсль-
теплоносителя используется насыщенный водяной пар. В каче- но высокую стоимость, а поэтому его расход при разработке за-
стве теплоносителя для теплового воздействия на нефтяной лежи нефти должен носить рациональные объемы в соответствии
пласт обычно используется насыщенный водяной пар или горя- с достигнутыми темпами добычи нефти. Следовательно, одной
чая вода с высокими температурными параметрами. Эти агенты из важных задач при тепловых методах является снижение объе-
обладают высокими параметрами по теплосодержанию, они эко- мов закачки теплоносителя па тонну добытой нефти и получения
логически чистые, технически и технологически хорошо освое- при этом наивысшего нефтеизвлечения и высоких экономических
мы промышленностью. Пар при условиях, близких к стандарт- показателен. В процессе нагнетания теплоносителя через фонд
пым (нормальным), обладает значительно большим теплосодер- нагнетательных скважин вокруг каждой такой скважины форми-
жанием (энтальпией), чем горячая вода. Однако с повышением рустся динамическая (постепенно расширяющаяся) тепловая зо-
давлення, то есть при режимах нагнетания теплоносителя на за- на. При этом в связи с существующими систематическими поте-
лежах нефти, различие теплосодержания между паром и водой рями тепла в скелет пород продуктивного пласта и в окружаю-
той же температуры значительно сокращается. Оценивать пре- щую его среду (через кровлю и подошву продуктивного пласта)
имущество пара или воды как агента воздействия на пласт толь- процесс тегшоперсноса отстает от массопереноса. То есть форми-
ко по их теплосодержанию, как делают некоторые авторы, руются два внутрипластовых фронта вытеснения - фронт холод-
ошибочно и недопустимо. При выборе теплоносителя как агента пою вытеснения и фронт теплового вытеснения. В процессе теп-
воздействия на нефтяной пласт необходимо исходить из учета осо- лового воздействия на пласт тепловой фронт значительно отстает
бенностей технической вооруженности (типа,парогенераторов, на- от фронта холодного вытеснения. Эти особенности требуют при
личия термоизолированных насосно-компрессорных труб, тепло- проектировании систем разработки залежей учитывать динамику
изолирующих материалов для изоляции поверхностных трубопро- расширения тепловых полей в пласте и, с учетом этого, опреде-
подов), геологтьфтической характеристики и свойств пластоион лять формы сеток скважин и расстояния между скважинами,
нефти объекта разработки и применяемой технологии нагнетания Суммарные объемы закачки теплоносителя в каждую пагне-
теплоносителя. Важнейшая особенность теплового метода заклю- татсльную скважину определяются расчетным путем, исходя из
часгся в передаче тепловой энергии в нефтяной пласт с постепен- необходимости прогрева продуктивного пласта от нагнетатель­
ным повышением ею температуры. _Иой скважины до окружающих добывающих скважин.

Передача тепловой энергии осуществляется через систему

паронагнетательных скважин закачкой в них теплоносителя. Для „

приготовления и последующей закачки теплоносителя требуется *■• Паротепловое воздействие на пласт (П I В)

значительный расход топлива для тенлогенерируюшнх устано- ^и воздействие горячен подои (Ш Ь)

вок. П качестве топлива используется природный или попутный Применяемый традиционный способ паротсилового воздейст-

нефтяпой газ, тяжелые фракции перегонки нефти или нефть.,_{шя на} „ефтяной пласт заключается п закачке расчетного объема

В применяемых отечественных парогенераторпых установках ти- теплоносителя через нагнетательные скважины, создание тепло-

В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела

Плана XVI. Воздействие на нефтяной пласт теплом

вон оторочки и последующее продвижение ее по пласту в сторо­ну добывающих скважин закачиваемой ненагретой водой.

Увеличение нефтеизвлечения из продуктивного пласта при нагнетании в пего теплоносителя происходит за счет изменения свойств нефти и воды, находящихся в пласте, в результате повы­шения температуры. С увеличением температуры вязкость нефти, се плотность и межфазовое отношение понижаются, а упругость паров повышается, что положительно влияет на нефтеизвлеченис. В качестве рабочего агента применяется водяной пар или горячая вода, которые обладают высокой удельной теплоемкостью и хорошими нефтевытесняющими способностями.

В процессе закачки пара нефтяной пласт нагревается в пер­вую очередь за счет использования скрытой теплоты парообразо­вания. При этом пар, поступая в поровое пространство, конден­сируется. Нагрев пласта в дальнейшем осуществляется уже за счет использования теплоты горячего конденсата, вследствие че­го он охлаждается до начальной температуры пласта. При вытес­нении нефти паром имеет место улучшение испарения углеводо­родов за счет снижения их парциального давления.

Снижение парциального давления связано с наличием в зоне испарения паров воды. Из остаточной нефти испаряются легкие компоненты и переносятся к передней границе паровой зоны, где они снова конденсируются и растворяются в нефтяном валу, об­разуя оторочку растворителя, которая обеспечивает дополни­тельное увеличение нефтеизвлечения. При температуре 375° С и атмосферном давлении может дистиллироваться (перегоняться) до 10% нефти плотностью 934 кг/м³. При паротепловом воздей­ствии и пласте образуются три зоны:

1) зона вытеснения нефти паром;

2) зона горячего конденсата, где реализуется механизм вытес­
нения нефти водой в неизотермических условиях;

3) зона, не охваченная тепловым воздействием, где происходит
вытеснение нефти водой пластовой температуры.

Псе)ти зоны испытывают взаимное влияние. Повышение иефтеизвлечеиия из продуктивного пласта при закачке пара дос­тигается за счет снижения вязкости нефти, в результате чего

улучшается охват пласта воздействием; за счет расширения нефти, перегонки ее паром и экстрагирования растворителем, что по­вышает коэффициент вытеснения. Вязкость нефти значительно снижается с увеличением температуры, особенно в интервале 30-80° С. Сравнительно высокая скорость снижения вязкости нефти наблюдается при начальном увеличении температуры (выше пластовой). С повышением температуры вязкость нефти уменьшается более интенсивно, чем вязкость воды, что также положительно влияет на повышение нефтеизвлечения. Сниже­ние вязкости нефти при ее нагреве приводит к увеличению ко­эффициента подвижности нефти, что существенно влияет на ко­эффициент охвата пласта вытесняющим агентом как по толщине пласта, так и по площади.

На рис. 129 приведены кривые зависимости объемного ко­эффициента охвата пласта вытесняющим агентом от температуры для тяжелой и легкой нефти.

GO

100 ' 80

x Si

■д

	A
	,_ ^
/

I §4° I

«Й я о 40

b 60

й 3 5 3 20 О £

3 £ .£ S 20 О =г

■e- £ 0

110 170 230

Как видно, коэффициент охвата увеличивается интенсивнее для тяжелой нефти.

50 ПО 170 230

Температура, °С

Рис. 129. Зависимость остаточной нсфгеиасыщсиности (а) и объ­емного коэффициента охвата пласта вытесняющим агентом (6) от температуры пластового флюида (проницаемость пласта 1 мкм, начальная водонасыщеиность 25%, водонефтяной фактор бо­лее 50): 1,2 — нефть плотностью, соответственно, 876 и 986 кг/м.

В.И. Кудимов. Основы нефтегазопромыслового дела

Глава XVI. Воздействие на нефтяной пласт теплом

В процессе закачки пара нефть в зависимости от ее состава может расширяться, за счет чего появляется дополнительная энергия для вытеснения пластовых жидкостей.

При вытеснении легко испаряющейся нефти высокотемпе­ратурным паром более легкие фракции нефти переходят в паро­вую фазу, т.е. возможна перегонка нефти. В более холодной зоне пласта эти фракции конденсируются, образуя впереди паровой зоны вал растворителя или смешивающийся вал.

Увеличению пефтеизвлечения при паротепловом воздейст­вии могут способствовать эффект газонапорного режима, изме­нение относительных проницаемостей и их подвижностей и др.

По мере продвижения через пласт пар нагревает породу
и содержапгуюся в нем нефть и вытесняет се по направлению
к добывающим скважинам. ⁱ i

Эффективность процесса вытеснения нефти теплоносителя­ми зависит от термодинамических условий пласта, свойств пластовых жидкостей, пористой среды, применяемой технологии и других факторов и может изменяться в широких пределах. Па механизм вытеснения нефти (жидкости) существенно влияют поверхностные свойства системы нефть-вода-порода. С повы­шением температуры уменьшается толщина адсорбционного слоя поверхностно-активных молекул нефти на поверхности поровых каналов, вследствие чего проницаемость пласта для нефти увели­чивается. Лабораторными исследованиями установлено, что ка­пиллярная пропитка происходит как при низких, так и при высо­ких температурах. В то же время с повышением температуры ка­пиллярная пропитка их происходит значительно быстрее. При принятии решения об использовании паротеплового воздей­ствия необходимо учитывать, что нефтеиасыщенная толщина продуктивного пласта должна быть не менее 6 м. Процесс вытес­нения нефти паром (в случае если толщина пласта менее 6 м) бу­дет неэкономичным из-за значительных потерь теплоты через кровлю и подошву залежи. Глубина залегания пласта не должна превышать 1000 м из-за потерь теплоты в стволе скважины, кото­рые достигают примерно 3% на каждые 100 м глубины скважины

и больших технических трудностей по обеспечению прочности колонны.

Проницаемость пласта не должна быть менее 0,1 мкм. Если общие потери теплоты в стволе скважины и в пласте превышают 50% от поступившей к устью скважины теплоты, то процесс па-ротеплового воздействия будет неэффективным и неэкономич­ным.

Увеличению нефтеизвлечения при ПТВ способствуют не­сколько факторов. Влияние отдельных факторов на нефтеизвле-чение при вытеснении нефти паром примерно принято считать следующее:

- за счет снижения вязкости нефти;

- за счет эффекта термического расширения;

- за счет эффекта дистилляции;

- за счет газонапориого режима;

- за счет увеличения подвижности нефти.

В процессе закачки теплоносителя (ПТВ, ВГВ) в продук­тивный пласт неизбежны большие потери теплоты, а также тем­пературы теплоносителя при его закачке от устья до забоя скважины. Одним из важнейших параметров является энталь­пия (теплосодержание на единицу массы) теплоносителя, непо­средственно поступающего в продуктивный нефтяной пласт. Для определения энтальпии необходимо знать тепловые потери в на­земных коммуникациях (от парогенераторов до устья паропагне-тательной скважины), в стволе скважины, а также тепловые поте­ри в продуктивном пласте. Учитывая, что точность определения теплопотерь низкая, пользуются упрощенными (приближенны­ми) расчетами. Пар или нагретая вода подается в скважины по поверхностным теплоизолированным трубопроводам или по трубопроводам, заглубленным в землю. При стационарном режиме течения теплоносителя в трубопроводе процессы конвек­тивного теплообмена (перенос тепла) на поверхности трубы сравнительно быстро стабилизируются и устанавливаются ста­ционарный тепловой и гидродинамический режимы течения внутри трубопровода.

В.И. Кудимов. Основы иефтегазопромыслового дела

Глапа XVI. Г1оздействие на нефтяной пласт теплом

					л
	—-	—	ш ш
	.------------------------------ ■		—	•	_^—
/

Т,°С 140 100 G0 20

170 160 150 140

о

В случае заглубления трубопровода в землю (без термоизо­ляции) окружающая среда может практически неограниченно по­глотать отдаваемую трубопроводом теплоту. Снижение темпе­ратуры (охлаждение) горячей воды при закачке в пласт можно рассчитать по упрощенной расчетной схеме А.Ю. Памиота:

(121),

где T(Zj) - соответствующая температура на заданной глуби­не Z через / часов после начала закачки горячей воды, °С; Т_о -

приведенная к устью скважины температура нейтрального слоя земли, °С; Т_у - температура закачиваемой горячей воды на устье

скважины, °С; Г - геотермический градиент, °С/м; Z - глубина от устья в м; р - показатель, характеризующий теплообмен с окружающей средой с размерностью м"¹.

Р=

X d

где g - расход нагнетаемой воды, м³/ч; C_mp_m - объемная тепло­емкость воды, кДж/м °С; X — средний коэффициент теплопро­водности среды, окружающей трубу, по которой закачивается го­рячая вода, кДж (м-г-°С); d - наружный диаметр трубы, по кото­рой осуществляется закачка горячей воды, м; Z(t) - радиус теп­лового влияния, зависящий от времени закачки теплоносителя, м.

Z(O«2VJcf, " (123)

где t - продолжительность закачки, ч; х ~ средний коэффициент температуропроводности среды, окружающей трубу, по которой производится закачка горячей воды, м³/ч.

Результаты расчетов по формуле (121) показаны на рис. 130.

Из рисунка 130 следует, что температура на забое при про­греве вначале повышается и через некоторое время стабилизиру­ется. Потери температуры на глубине 500 м составляют пример­но 10° С, на глубине 1000 м - 17°С, а на 1500 м - 25° С.

Динамика прогрева продуктивного пласта показана на рис. 131.

V		[К	ч
\	\	ч

(,сут.

0 80 100 240 320

Рис. 130. Изменение темпера- Рис. 131. Динамика прогрева: туры на забое от длительности 1 - через 1 год; 2 - через 2 года; закачки (Q = 600 м³/сут) горя- 3 - через 3 года; 4 - через 8 лет чей воды с температурой на устье 180° С па разных глуби­нах (диаметр 168 мм): 1 - 500 м; 2-1000 м;3-1500 м

Принимается, что начальная пластовая температура 20° С, температура на забое 170° С (постоянная), фильтрация горячей воды по пласту происходит с постоянной скоростью 0,006 м/ч при суточной закачке 720 м³/сут через нагнетательные скважины, расположенные на 1000 м друг от друга. Толщина пласта 10 м. Как видно из рис. 131, тепловой фронт при таких параметрах че­рез год продвинется на 80 м. Впереди этого фронта температура пласта остается первоначальной, и вытеснение нефти будет про­исходить при обычных условиях.

Технологически при НТВ формируется так называемая те­пловая оторочка вокруг каждой нагнетательной скважины, которая затем перемещается посредством закачки холодной воды в эти же нагнетательные скважины. Объем оторочки теплоносителя для ка­ждого месторождения определяется расчетным путем с учетом геологическою строения залежи, типа коллектора, физико-химических свойств нефти и так далее. Обычно ее принимают рав­ной 0,6-0,8 объема пор пласта и затем закачивают два-три объема норового пространства холодной водой. Коэффициент нефтеизвле-

В.И. Кудимов. Основы нефтегазопромыслового дела

Глава XVI. Воздействие на нефтяной пласт теплом

чения с использованием термических методов на месторождениях с высоковязкими исфтями составляет 0,25-0,27.