СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЗ ЗАЛЕЖИ Советский патент 1995 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с применением теплоносителя.

Сущность базовой технологии разработки залежей вязких и высоковязких нефтей с применением теплоносителей заключается в следующем. Нефтяную залежь вскрывают сеткой нагнетательных (НС) и добывающих скважин (ДС) с формированием элементов (участков) теплового воздействия. В нагнетательные скважины закачивают расчетный объем теплоносителя, который составляет, если используется пар, как правило, от 0,6 до 0,8 порогового объема элемента разработки. Такой объем теплоносителя создает так называемую тепловую оторочку, которую проталкивают ненагретой водой к добывающим скважинам, извлекая из них продукцию.

Наиболее значимыми технологическими характеристиками тепловых (и других вторичных и третичных) способов разработки нефтяных месторождений являются:
коэффициент охвата пласта тепловым воздействием;
объем нагнетаемых теплоносителя и вытесняющей воды;
время, необходимое на разработку залежи.

Важно не только получить максимальный коэффициент охвата пласта воздействием, то также сделать это при оптимальных затратах рабочих агентов. Улучшение этих технологических показателей является целью большого числа изобретений на технологию разработки залежей вязких нефтей тепловыми методами.

Имеется множество предложений усовершенствования базовой технологии. Известен способ разработки, при котором после прорыва рабочего агента (теплоносителя, в частности) в одну или несколько добывающих скважин их закрывают и за счет этого увеличивают охват пласта воздействием. Недостатком этого технического решения является увеличение сроков разработки элемента из-за прекращения или сокращения отборов из части добывающих скважин.

Такие процедуры разработки, когда увеличение охвата пласта воздействием достигается за счет уменьшения отборов продукции из части добывающих скважин, называют регулированием процесса.

Существует и другое, более перспективное направление совершенствования процессов теплового воздействия на нефтяную залежь, при котором увеличение охвата пласта и сокращение сроков разработки достигаются путем осуществления теплового воздействия на нефтяную залежь как через нагнетательные, так и через добывающие скважины.

Мы специально не говорим о виде теплового воздействия, поскольку такой подход известен как при разработке залежи внутрипластовым горением, так и при воздействии на пласт любым теплоносителем.

Известен способ разработки залежи вязкой нефти, вскрытой сеткой нагнетательных и добывающих скважин, путем инициирования внутрипластового горения закачкой воздуха в нагнетательные скважины и поочередного использования добывающих скважин для отбора продукции и закачки пара для прогрева призабойной зоны пласта.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ разработки залежей вязкой нефти, вскрытой сеткой нагнетательных и добывающих скважин, включающий закачку в пласт расчетного количества теплоносителя через нагнетательные скважины, последующую закачку ненагретой воды, отбор продукции из добывающих скважин, периодические тепловые обработки призабойных зон добывающих скважин.

Недостатком известных способов является невысокое конечное нефтеизвлечение, так как не обеспечивается вытеснение нефти из застойных зон. При периодических тепловых обработках призабойных зон добывающих скважин обеспечивается, в лучшем случае, гидродинамическая связь между центральной нагнетательной и добывающими скважинами, при этом прямой гидродинамической связи между добывающими скважинами не обеспечивается и, следовательно, застойные зоны (целики нефти) остаются не охваченными тепловым воздействием.

Известные способы не обеспечивают создания единого технологического процесса теплового воздействия на нефтяной пласт через нагнетательные и добывающие скважины и равномерного прогрева пласта теплоносителем.

Целью изобретения является повышение конечного нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием путем создания единого технологического процесса теплового воздействия на нефтяной пласт через нагнетательные и добывающие скважины.

Цель достигается тем, что в способе извлечения вязкой нефти из залежи, вскрытой сеткой нагнетательных и добывающих скважин по пяти-, семи- или девятиточечным обращенным элементам разработки, включающем закачку в элемент разработки расчетного количества теплоносителя через центральную нагнетательную скважину, последующую закачку расчетного количества ненагретой воды и отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению, расчетное количество теплоносителя распределяют между центральной нагнетательной и добывающими скважинами в соотношении
где Q_дс количестве теплоносителя, вводимое в элемент разработки через добывающие скважины;
Q_нс количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через центральную нагнетательную скважину;
К_охв коэффициент охвата площади вытеснением, закачку расчетного количества теплоносителя ведут циклически, закачивая в каждом цикле теплового воздействия равные количества теплоносителя, причем каждый цикл теплового воздействия осуществляют в три этапа: на первом этапе теплоноситель закачивают одновременно в центральную нагнетательную скважину и добывающие скважины, расположенные через одну, из расположенных между ними остальных добывающих скважин ведут отбор продукции, а количество вводимого теплоносителя определяют по формуле
Q∂тнс

= Q∂тдс= (1-K_охв)· где Q∂тнс количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через центральную нагнетательную скважину на первом этапе;
Q∂тдс количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через добывающие скважины на первом этапе;
Q_р расчетное количество теплоносителя, необходимое для прогрева элемента разработки;
К_охв коэффициент охвата площади элемента разработки вытеснением;
n количество циклов теплового воздействия.

На втором этапе добывающие скважины, через которые закачивают теплоноситель, переводят на отбор продукции, добывающие скважины, из которых вели отбор продукции, переводят на закачку теплоносителя, а теплоноситель закачивают в количестве, равном количеству теплоносителя, введенному в элемент разработки на предыдущем этапе, на третьем этапе добывающие скважины, через которые закачивали теплоноситель, переводят на отбор продукции, а количество теплоносителя, закачиваемое через центральную нагнетательную скважину, определяют по формуле
Q3энс

^т= (2K_охв-1) где Q_нс^зэт количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через центральную нагнетательную скважину на 3-м этапе;
Q_р расчетное количество теплоносителя, необходимое для прогрева элемента разработки;
К_охв коэффициент охвата площади элемента разработки вытеснением;
n количество циклов теплового воздействия.

Кроме того, цикл теплового воздействия повторяют 3-5 раз.

Заявляемый способ представляет собой совокупность следующих существенных признаков.

1. Залежь вязкой нефти вскрывают сеткой нагнетательных и добывающих скважин по пяти-, семи- или девятиточечным обращенным элементам разработки.

2. Расчетное количество теплоносителя распределяют между центральной нагнетательной и добывающими скважинами в соотношении
где Q_дс количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через добывающие скважины;
Q_нс количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через центральную нагнетательную скважину;
К_охв коэффициент охвата площади элемента разработки вытеснением.

3. Закачку расчетного количества теплоносителя ведут циклически.

4. В каждом цикле теплового воздействия закачивают равные количества теплоносителя.

5. Теплоноситель закачивают одновременно в центральную нагнетательную скважину и добывающие скважины, расположенные через одну.

6. Отбор продукции ведут из добывающих скважин, расположенных между добывающими скважинами, в которые закачивают теплоноситель.

7. Количество вводимого теплоносителя определяют по формуле
Qэтнс

= Qэтдс= (1-K_охв)· где Q_нс^эт количество теплоносителя, вводимого в элемент разработки через центральную нагнетательную скважину на первом этапе;
Q_дс^эт количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через добывающие скважины на первом этапе;
Q_р расчетное количество теплоносителя, необходимое для прогрева элемента разработки;
К_охв коэффициент охвата площади элемента разработки вытеснением;
n количество циклов теплового воздействия.

8. Добывающие скважины, через которые закачивают теплоноситель, переводят на отбор продукции.

9. Добывающие скважины, из которых вели отбор продукции, переводят на закачку теплоносителя.

10. Теплоносители закачивают в количестве, равном количеству теплоносителя, введенному в элемент разработки на предыдущем этапе.

11. Добывающие скважины, через которые закачивали теплоноситель, переводят на отбор продукции.

12. Количество теплоносителя, закачиваемое через центральную нагнетательную скважину, определяют по формуле
Q3энс

^т= (2K_охв-1) где Q_нс^зэт количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через центральную нагнетательную скважину на третьем этапе;
Q_р расчетное количество теплоносителя, необходимое для прогрева элемента разработки;
К_охв коэффициент охвата площади элемента разработки вытеснением;
n количество циклов теплового воздействия.

13. Цикл теплового воздействия повторяют 3-5 раз.

14. После закачки расчетного количества теплоносителя в элемент разработки закачивают расчетное количество ненагретой воды через центральную нагнетательную скважину.

По сравнению с прототипом новыми являются признаки 2-13. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует критерию изобретения "новизна".

Признаки 2, 4, 7, 10, 12 и 13 не выявлены в известных в данной области технических решениях. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует критерию изобретения "существенные отличия".

Способ осуществляют следующим образом. Залежь вязкой нефти вскрывают сеткой нагнетательных и добывающих скважин по пяти-, семи-, или девятиточечным обращенным элементам. Определяют расчетное количество теплоносителя Q_р, необходимое для эффективного прогрева элемента разработки по известному методическому руководству.

Расчетное количество теплоносителя распределяют между центральной нагнетательной и добывающими скважинами
Q_нс+Q_дс=Q_р (1) где Q_нс количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через центральную нагнетательную скважину;
Q_дс количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через добывающие скважины;
Q_р расчетное количество теплоносителя, необходимое для прогрева элемента разработки.

Распределение расчетного количества теплоносителя ведут в соответствии с пропорцией
(2) где Q_дс количество теплоносителя, вводимого в элемент разработки через добывающие скважины;
Q_нс количество теплоносителя, вводимого в элемент разработки через центральную нагнетательную скважину;
К_охв коэффициент охвата площади элемента разработки вытеснением.

Откуда
Q_дс= ·Q_нс (3)
Коэффициент охвата площади элемента разработки вытеснением определяют либо расчетным путем по известным методикам, либо лабораторно-экспериментальными исследованиями.

Согласно уравнениям (1) и (3)
Q_нс=К_охв^.Q_р, (4)
Q_дс=(1-К_охв) ^.Q_р. (5)
В заявляемом способе расчетное количество теплоносителя Q_рраспределяют по формуле (2) между центральной нагнетательной скважиной Q_нс и добывающими скважинами Q_дс. При закачке через центральную нагнетательную скважину теплоносителя в количестве Q_нс и последующей закачке расчетного количества ненагретой воды гидродинамический охват площади элемента вытеснением от работы только центральной нагнетательной скважины будет близок по значению К_охв.

Доля не охваченной воздействием площади (целиков) составляет 1-К_охв. Вытеснение нефти из этой части площади элемента разработки обеспечивают взаимным воздействием добывающих скважин при поочередном их использовании для отбора продукции и закачки теплоносителя.

Оценку темпа ввода теплоносителя в элемент разработки ведут путем расчета приемистости центральной нагнетательной скважины. Расчет ведут по формулам (7), учитывающим коллекторские свойства объекта разработки, систему размещения скважин элемента и характеристики применяемых теплогенерирующих средств. Расчетное значение темпа ввода теплоносителя q_p в дальнейшем корректируется опытными данными.

Количество теплоносителя, вводимое в элемент за один цикл
Qц1

= Qц2.Qцn= (6) где Q₁^ц, Q^ц₂.Q_n^ц количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки на 1-м, 2-м, n-м циклах;
n количество циклов теплового воздействия.

Количества теплоносителя, вводимые в элемент за один цикл через центральную нагнетательную скважину Q_нс^ц и добывающие скважины Q_дс^цсоответственно равны
Qцн

_с= K (7)
Qцд_с= (1-K_охв)· (8)
На первом этапе ведут одновременное нагнетание теплоносителя в центральную нагнетательную скважину и добывающие скважины, расположенные через одну, а отбор продукции ведут из расположенных между ними добывающих скважин, теплоноситель вводят в элемент разработки в количестве, равном
Qэтнс+Qэтдс= (1-K_охв)· (9) где Q_нс^эт количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки на первом этапе через центральную нагнетательную скважину;
Q_дс^эт количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки на первом этапе через добывающие скважины;
К_охв коэффициент охвата площади элемента разработки вытеснением;
Q_р расчетное количество теплоносителя, необходимое для прогрева элемента разработки;
n количество циклов теплового воздействия.

Темп нагнетания теплоносителя как в центральную нагнетательную, так и в добывающие скважины определяется номинальным числом скважин, в которые закачивают теплоноситель:
q_нс,дс= (10) где q_нс.дс темп нагнетания теплоносителя в центральную нагнетательную и каждую добывающую скважину, в которую закачивают теплоноситель;
N номинальное число скважин в элементе разработки, в которые на первом этапе закачивают теплоноситель.

Для семиточечного обращенного элемента N=2, для пятиточечного элемента N= 1,5, для девятиточечного элемента N=3 или N=2 в зависимости от местоположения нагнетательных скважин.

На втором этапе добывающие скважины, в которые закачивают теплоноситель, переводят на отбор продукции, а добывающие скважины, из которых вели отбор продукции, переводят на закачку теплоносителя с темпом нагнетания, равным темпу нагнетания на первом этапе, и теплоноситель вводят в количестве, равном количеству теплоносителя, введенному на первом этапе.

Суммарное количество теплоносителя, вводимое на первом и втором этапах равно
Qэр

^т= Qэтнс+Qэтдс=(1-K_охв)·
(11)
На третьем этапе добывающие скважины, в которые закачивали теплоноситель, переводят на отбор продукции, т.е. из всех добывающих скважин ведут отбор продукции, а в центральную нагнетательную скважину закачивают теплоноситель с темпом q_р в количестве, равном
Q3энс^т= K_охв· 2(1-K_охв) (2K_охв-1)
(12) где Q_нс^зэт количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки на третьем этапе;
Q_р расчетное количество теплоносителя, необходимое для прогрева элемента разработки;
К_охв коэффициент охвата площади элемента вытеснением;
n количество циклов теплового воздействия.

Продолжительность каждого цикла и его этапов определяют как соотношение заданного (потребного) количества теплоносителя и установленного темпа его нагнетания в элемент разработки, т.е.

t_i= (13) где t_i продолжительность цикла или его этапов;
Q_pⁱ заданное количество теплоносителя в цикле или его этапах;
q_рⁱ темп нагнетания теплоносителя в элемент разработки.

На фиг. 1 представлены схемы А, Б, В, Г, Д и Е, каждая схема изображение обращенного семиточечного элемента разработки с постепенным увеличением коэффициента охвата площади элемента тепловым воздействием в зависимости от технологических операций.

В центре элемента расположена нагнетательная скважина НС, а на его периферии добывающие скважины 1-6.

На схеме А заштрихованная область представляет охват площади элемента при паротепловом воздействии, когда все расчетное количество теплоносителя нагнетают в центральную нагнетательную скважину НС, а продукцию отбирают из скважин 1-6. Схемы Б, В, Г, Д и Е отражают заявляемый способ.

На схеме Б теплоноситель закачивают на НС, а также в добывающие скважины 2, 4, 6, отбор продукции ведут из скважин 1, 3, 5. Охват площади элемента тепловым воздействием возрастает за счет теплового воздействия на застойные зоны.

На схеме В, при продолжающейся закачке теплоносителя в НС, скважины 1, 3, 5 переводят под нагнетание теплоносителя, а из скважин 2, 4, 6 ведут отбор продукции. Охват площади элемента тепловым воздействием увеличивается.

На схеме Г теплоноситель закачивают только в центральную нагнетательную скважину, а из всех добывающих скважин 1-6 ведут отбор продукции. Схема Г иллюстрирует состояние охвата вытеснением площади элемента на конец третьего этапа первого цикла. Схема Д иллюстрирует состояние охвата площади элемента вытеснением на конец последнего (3-5) цикла.

На схеме Е в центральную нагнетательную скважину закачивают ненагретую воду, а из добывающих скважин ведут отбор продукции. Схема Е иллюстрирует охват площади элемента вытеснением на конец разработки элемента.

На фиг. 2 показана схема режимов нагнетания теплоносителя в центральную скважину (НС) и в добывающие скважины 3 (ДС) четыре и 3 (ДС нечетные на этапах 1-го цикла). Здесь Н (q/2) нагнетание теплоносителя с половинным расчетным темпом; 3 эксплуатация, Н(q_р) нагнетание теплоносителя с расчетным темпом; Н. (хол. вода) нагнетание в центральную скважину ненагpетой воды.

На первом и втором этапах каждого цикла обеспечивается активная гидро- и термодинамическая связь между добывающими скважинами элемента. Одновременно с этим создаются попеременные изменения градиентов давления по главным линиям тока от центральной нагнетательной скважины к добывающим за счет создания попеременных напоров со стороны добывающих скважин (челночный процесс репрессионного и депрессионного воздействия по периметру размещения добывающих скважин).

Все это, как следует из физической сущности процесса, приводит к увеличению охвата коллекторов воздействием за счет вытеснения нефти из застойных зон (целиков) и к интенсификации добычи продукции.

Создается, таким образом, единый технологический процесс воздействия на пласт через систему нагнетательных и добывающих скважин с постепенным наращиванием коэффициента охвата элемента разработки вытеснением (см. динамику охвата вытеснением по фиг. 1, Б, В, Г и т.д.).

Третий этап цикла необходим для реализации "избытка" пластовой энергии, создаваемой на первых двух этапах. На первых двух этапах число нагнетательных скважин больше числа добывающих, и последние не обеспечивают баланса закачки и отбора. Закачка превышает отбор и в пласте происходит накопление энергии.

Перевод всех периферийных скважин в режим отбора на третьем этапе приводит к "разрядке" пласта, к достижению равенства отбора и закачки к концу этапа. Это обеспечивает также перераспределение давления в элементе, изменение направления потоков, что в конечном счете также сказывается на увеличении охвата элемента воздействием.

При одном цикле теплового воздействия имеет место некоторое нарушение условий симметрии, так на первом этапе цикла окрестности трех добывающих скважин еще не подвержены тепловому воздействию, а на втором этапе цикла нефть поступает в добывающие скважины уже через прогретую зону. Это может сказаться на неравномерности охвата целиков. Поэтому необходимо предусмотреть несколько циклов теплового воздействия, чтобы сгладить эффект опережающего ввода теплоносителя по первой группе добывающих скважин.

Большое количество циклов нецелесообразно, поскольку в этом случае порции теплоносителя, вводимые в пласт через добывающие скважины, становятся малыми и сравнимыми с объектами с объемами нагнетания теплоносителя при паротепловых обработках призабойных зон добывающих скважин, эффективность прямого вытеснения между добывающими скважинами снижается. Отсюда количество циклов выбирается от 3 до 5. Это, с одной стороны, сглаживает эффект теплового воздействия и, с другой стороны, обеспечивает достаточно большие порции теплоносителя для нагнетания в добывающие скважины в цикле.

П р и м е р. Предложенный способ планируется испытать и далее промышленно внедрить на Гремихинском месторождении Удмуртской АССР (Объединение Удмуртнефть Миннефтепрома).

Месторождение разбуривается по треугольной равномерной сетке с расстояниями между скважинами 173х173 м с формированием 244 обращенных 7-точечных элементов теплового воздействия. В настоящее время процесс осуществляют через 33 паронагнетательные скважины по технологии импульснодозированного теплового воздействия (ИДТВ, защищенной авт.св. N 1266271).

Теплоноситель вырабатывается парогенераторами отечественного производства типа 9/120 (6 шт и УПГ 60/160 (4 шт.).

Реализация предлагаемого нового способа теплоциклического воздействия на пласт (ТПВП) через центральную нагнетательную скважину (НС) и добывающие скважины (ДС) потребует дополнительных вложений на приобретение определенного количества комплектов теплоизолированных НКТ и пакеров для добывающих скважин и мобильных (переносных) паропроводов.

Технико-экономическую эффективность заявляемого способа определяли по сравнению со способом паротеплового воздействия на пласт, т.е. базовой технологией, при которой создают тепловую оторочку заданного объема (0,8^. V_пор) вокруг нагнетательной скважины и проталкивают ее ненагретой водой (объемом 3,0 ^.V_пор) к добывающим скважинам, и со способом-прототипом.

Расчеты выполняют по методике при единых исходных данных, приведенных в табл. 1. По способу паротеплового воздействия коэффициент нефтеизвлечения составляет η_баз= 0,37. По заявляемому способу коэффициент нефтеизвлечения складывается из коэффициента нефтеизвлечения от работы центральной нагнетательной скважины η= 0,35 и коэффициента нефтеизвлечения от вытеснения в целиках η=0,39.

В пересчете на запасы всего элемента приращение коэффициента нефтеизвлечения составляет
Δ η η_у^.0,30,39^. 0,3=0,117.

Коэффициент нефтеизвлечения по заявляемому способу составит
η ₃=0,35+0,117=0,467.

Прирост нефтеизвлечения по заявляемому способу по сравнению со способом паротеплового воздействия составляет
Δ η46,7-37,0=9,7%
Коэффициент нефтеизвлечения по способу-прототипу (если принято, что пароциклические обработки призабойных зон ДС обеспечивают повышение нефтеизвлечения на максимальную величину 5%) составляет
η_прот= η_баз+0,05=0,37+0,05=0,42.

Заявляемый способ по сравнению со способом-прототипом обеспечит повышение нефтеизвлечения на 4,7%
Δ η46,7-42,0=4,7%
Заявляемый способ по сравнению со способом-прототипом позволит повысить нефтеизвлечение на 4,7% при этом дополнительная добыча нефти составит 17,9 тыс.тонн.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для разработки нефтяных месторождений с применением теплоносителей (ТН). Цель изобретения повышение конечного нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием. Для этого вскрывают сеткой нагнетательных скважин (НС) и добывающих скважин (ДС) по 5-, 7- или 9- точечным обращенным элементам разработки. Распределяют расчетное количество ТН между центральной НС и ДС по приведенному соотношению. Проводят циклическую закачку ТН. Каждый цикл теплового воздействия состоит из трех этапов. На первом этапе ТН закачивают одновременно в центральную НС и ДС, расположенные через одну, из расположенных между ними остальных ДС ведут отбор продукции, количество вводимого ТН определяют из приведенной формулы. На втором этапе ДС, через которые закачивали ТН, переводят на отбор продукции, а ДС, из которых вели отбор продукции переводят на закачку ТН в количестве, равном количеству ТН, введенному в элемент разработки на предыдущем этапе. На третьем этапе ДС, через которые закачивали ТН, переводят на отбор продукции. Количество ТН, закачивая через центральную НС определяют по приведенной формуле. Цикл теплового воздействия повторяют 3 5 раз и в каждом цикле закачивают равные количества ТН. 1 з. п. ф-лы, 2 ил. 3 табл.

1. СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЗ ЗАЛЕЖИ вскрытой сеткой нагнетательных и добывающих скважин по пяти, семи- или девятиточечным обращенным элементам разработки, включающий закачку в элемент разработки расчетного количества теплоносителя через центральную нагнетательную скважину, последующую закачку расчетного количества ненагретой воды и отбор продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что, с целью повышения конечного нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием путем создания единого технологического процесса теплового воздействия на нефтяной пласт через нагнетательные и добывающие скважины, расчетное количество теплоносителя распределяют между центральной нагнетательной скважиной и добывающими скважинами в соотношении

где Q_дс количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через добывающие скважины, тыс.тонн;
Q_нс количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через центральную нагнетательную скважину, тыс.тонн;
K_охв коэффициент охвата площади элемента вытеснением,
закачку расчетного количества теплоносителя ведут циклически, закачивая в каждом цикле теплового воздействия равные количества теплоносителя, причем каждый цикл теплового воздействия осуществляют в три этапа: на первом этапе теплоноситель закачивают одновременно через центральную нагнетательную скважину и добывающие скважины, расположенные через одну, из расположенных между ними остальных добывающих скважин ведут отбор продукции, а количество вводимого теплоносителя определяют из выражения

где Q∂тнс

количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через центральную нагнетательную скважину на первом этапе, тыс.тонн;
Q∂тдс количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через добывающие скважины на первом этапе, тыс.тонн;
Q_р расчетное количество теплоносителя, необходимое для прогрева элемента разработки, тыс.тонн;
K_охв коэффициент охвата площади элемента разработки вытеснением;
n количество циклов теплового воздействия,
на втором этапе добывающие скважины, через которые закачивали теплоноситель, переводят на отбор продукции, добывающие скважины, из которых вели отбор продукции, переводят на закачку теплоносителя, а теплоноситель закачивают в количестве, равном количеству теплоносителя, введенному в элемент разработки на предыдущем этапе, на третьем этапе добывающие скважины, через которые закачивали теплоноситель, переводят на отбор продукции, а количество теплоносителя, закачиваемое через центральную нагнетательную скважину, определяют из выражения

где Q3∂нс^т количество теплоносителя, вводимое в элемент разработки через центральную нагнетательную скважину на третьем этапе, тыс.тонн;
Q_р расчетное количество теплоносителя, необходимое для прогрева элемента разработки, тыс.тонн;
K_охв коэффициент охвата площади элемента разработки вытеснением;
n количество циклов теплового воздействия. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что цикл теплового воздействия повторяют 3 5 раз.