Введение
Коэффициент извлечения нефти (КИН) относится к ключевым факторам, определяющим перспективность разработки того или иного месторождения. Однако при освоении пластов малой толщины (≤10 м) со сверхвязкой нефтью паротепловые методы не позволяют достигнуть рентабельного значения КИН, поскольку доля тепловых потерь в окружающие породы может достигать 50–70 % и более от всего поступаемого тепла, что радикально снижает энергетическую эффективность процесса [1].
С целью компенсации потерь энергии предлагается комбинированный способ: воздействовать на пласт не только паром, а также паром совместно с углеводородными растворителями, которые позволяют дополнительно снизить вязкость нефти и увеличить охват. Эффективность любого нового способа сначала можно оценить в лабораторных условиях [2]. Для этого создается физическая или математическая модель пласта, на которой и исследуется, как теплоноситель совместно с предлагаемыми составами УВР будут влиять на коэффициент нефтеизвлечения [3].
Всего выполнено семь экспериментов по определению эффективности комбинированного воздействия паром и предлагаемых составов углеводородных растворителей на коэффициент вытеснения сверхвязкой нефти. Для удобства исследования обозначены следующим образом:
П – нагнетание пара без добавления растворителей.
ПР-ГТ – одновременная закачка пара и состава из гексана и толуола. Объемное соотношение гексана и толуола 3 : 1.
ПРП-ГТ – закачка пара и состава из гексана и толуола в виде оторочки. Объемное соотношение гексана и толуола 3 : 1.
ПР-БС – одновременная закачка пара и состава из растворителя БР-2 и сольвента нефтяного. Объемное соотношение растворителя БР-2 и сольвента нефтяного 1 : 1.
ПРП-БС – закачка пара и состава из растворителя БР-2 и сольвента нефтяного в виде оторочки. Объемное соотношение растворителя БР-2 и сольвента нефтяного 1 : 1.
ПР-КС – одновременная закачка пара и состава из керосина ТС-1 и сольвента нефтяного. Объемное соотношение керосина и сольвента нефтяного 7 : 3.
ПРП-КС – закачка пара и состава из керосина ТС-1 и сольвента нефтяного в виде оторочки. Объемное соотношение керосина и сольвента нефтяного 7 : 3.
В предлагаемых составах второй компонент (толуол или сольвент нефтяной) выступает в качестве ингибитора твердых частиц, необходимого для предотвращения выпадения осадка из нефти после закачки УВР в пласт или при движении нефти до сборного пункта [4]. Принцип выбора объемного соотношения растворителя и ингибитора основан на методике [5].

Материалы и методы
Проведение экспериментов по вытеснению сверхвязкой нефти комбинированным воздействием паром и предлагаемыми составами УВР из насыпной модели пласта осуществлялось согласно следующей методике:
1) Экстрагированную и высушенную горную породу измельчали посредством разрушения керна, далее просеивали через набор сит с размерами ячеек 10; 5; 2; 1; 0,5; 0;25 и 0;1 мм с целью определения гранулометрического состава кварцевых частиц.
2) Измельченную горную породу вновь перемешивали и порционно засыпали в кернодержатель, зафиксированный в вертикальном положении. Утрамбовку частиц песчаника осуществляли путем постукивания по корпусу кернодержателя прорезиненной киянкой в течение 5 мин между засыпками порций песчаника. Неуместившуюся горную породу повторно пропускали через сита с целью нахождения окончательного гранулометрического состава насыпной модели пласта.
3) Созданную физическую насыпную модель пласта подключали к фильтрационной установке «ПИК-ОФП/ЭП-К-Т» (производство АО «Геологика») через набор стальных трубок для подачи и вывода жидкостей и газов.
4) В насыпную модель с постоянной объемной скоростью нагнетали модель пластовой воды для создания начальной водонасыщенности и нахождения объема пор в насыпной модели. К выходному отверстию кернодержателя заранее подключали трубку, конец которой был опущен в мерный цилиндр объемом не менее 100 см3.
5) В режиме поддержания постоянного давления в модель закачивали обезвоженную нефть до тех пор, пока из концевой трубки не появлялись первые капли нефти. Затем определяли начальную нефтенасыщенность с учетом остаточной водонасыщенности по оставшемуся количеству воды в объеме пор горной породы.
6) Кернодержатель располагался в горизонтальном положении, к нему на входные отверстия монтировали трубки для закачки смеси УВР и пара. К выходному отверстию присоединяли достаточно длинную гибкую трубку так, чтобы ее конец был помещен в мерный цилиндр, а основная длина находилась внутри охлаждающей ванны жидкостного криотермостата LOIP FT-211-25 (производство АО «Лабораторное Оборудование и Приборы») для остужения выходящего из модели потока.
7) Перед закачкой пара и растворителей выполняли прогрев нагнетательной линии до температуры не менее 100 °С.
8) В насыпную модель в режиме поддержания постоянного давления нагнетали пар и предлагаемые составы УВР, направленные на повышение коэффициента вытеснения нефти. В первом блоке эксперимента нагнетали только пар, во втором блоке – пар одновременно с предлагаемыми составами УВР, в третьем блоке – оторочку из состава УВР нагнетали между двумя порциями пара.
9) Эксперимент завершался, когда из концевой трубки начинала выходить чистая вода без капель нефти. Мерные емкости с вышедшей из модели водонефтяной эмульсией ставили в сушильный шкаф Binder ED 23 и нагревали до температуры 70 °С в течение 1 сут. После остывания жидкости находили количество нефти и определяли коэффициент нефтеизвлечения (вытеснения).

Рисунок 1. Гранулометрический состав горной породы в экспериментах по вытеснению нефти паром и составом из гексана и толуола.
Figure 1. Rock texture in experiments on oil displacement by steam and composition of hexane and toluene.

Рисунок 2. Гранулометрический состав горной породы в экспериментах по вытеснению нефти паром и составом из растворителя БР-2 и сольвента нефтяного или керосина ТС-1 и сольвента нефтяного.
Figure 2. Rock texture in experiments on oil displacement by steam and compositions of benzine-solvent (BR-2) and petroleum solvent or aviation kerosene grade TS-1 and petroleum solvent.

Фото 1. Применявшееся оборудование при нахождении коэффициента вытеснения нефти из физической модели пласта.
Photo 1. The equipment used to determine the oil recovery coefficient from the physical model of the oil-bearing formation.

Рисунок 3. Гидравлическая схема исследований по вытеснению сверхвязкой нефти паром и углеводородными растворителями.
Условные обозначения. 1 – корпус кернодержателя; 2 – насыпная модель пласта; 3 – корпус криотермостата; 4 – мерный цилиндр; Р1 – резервуар с дистиллированной водой; Р2 – резервуар с гидравлическим маслом; H1, H2 – двухплунжерные насосы для нагнетания дистиллированной воды и гидравлического масла соответственно; д – датчик давления и расхода; ПГ – парогенератор проточный; ДД – манометр дифференциальный; С1 – емкость со смесью углеводородных растворителей; УВР – углеводородные растворители; М1 – манометр для контроля давления на входе в кернодержатель; КР1, КР2, КР3, КР4 – краны гидравлические; Т1, Т2 – термодатчики на входе и выходе из модели; Т3 – термодатчик на корпусе кернодержателя; Т4 – термодатчик в резервуаре термостата.
Figure 3. Hydraulic experimental scheme on the displacement of ultra-viscous oil by steam and hydrocarbon solvents.
Keys. 1 – core holder body; 2 – unconsolidated packed bed model; 3 – cryothermostat body; 4 – graduated cylinder; Р1 – distilled water reservoir; Р2 – hydraulic oil reservoir; H1, H2 – dual-plunger pumps for injecting distilled water and hydraulic oil, respectively; д – pressure and flow rate sensor; ПГ – flow-through steam generator; ДД – differential pressure gauge; С1 – vessel with hydrocarbon solvent mixture; УВР – hydrocarbon solvents; М1 – pressure gauge for monitoring inlet pressure of the core holder; КР1, КР2, КР3, КР4 – hydraulic valves; Т1, Т2 – temperature sensors at the inlet and outlet of the model; Т3 – temperature sensor on the core holder body; Т4 – temperature sensor in the thermostat reservoir.

Результаты расчета параметров насыпных моделей пласта
Calculation results of parameters of bulk reservoir models
Параметр    Значение
Обозначение    П    ПР-ГТ    ПРП-ГТ    ПР-БС    ПРП-БС    ПР-КС    ПРП-КС
Длина модели пласта/кернодержателя, м    0,5    0,5    0,5    0,5    0,5    0,5    0,5
Масса модели пласта , г    634    633    630    630    631    629    629
Плотность модели , кг/м3    1794,8    1791,9    1783,4    1783,4    1786,3    1780,6    1780,6
Поровый объем , см3    120,18    120,88    122,83    122,25    122,32    121,75    121,77
Коэффициент открытой пористости , %    34,02    34,22    34,77    34,61    34,63    34,47    34,47
Минералогическая плотность горной породы , кг/м3    2405,39    2405,09    2403,49    2400,59    2404,80    2394,30    2394,41
Начальная нефтенасыщенность , д. ед.    0,82    0,84    0,81    0,81    0,83    0,80    0,81
Начальная водонасыщенность , д. ед.    0,18    0,16    0,19    0,19    0,17    0,20    0,19
Средняя проницаемость модели (оценочно), мкм2    5,5

 Фото 2. Мерные цилиндры с вытесненной из модели жидкостью до нагрева в сушильном шкафу.
Photo 2. Graduated cylinders with the liquid displaced from the model before heating in a drying oven.

Рисунок 4. Динамика роста коэффициента вытеснения нефти в экспериментах с применением предлагаемой смеси гексана и толуола в объемном соотношении 3 : 1.
Figure 4. The growth dynamics of the oil displacement coefficient in experiments using the proposed mixture of hexane and toluene at the volume ratio of 3 : 1.

Определение гранулометрического состава моделей пласта
После проведения каждого исследования частицы горной породы повторно экстрагировали, высушивали, пропускали через сита для нахождения гранулометрического состава. Всего просеивали порядка 650 г песчаника, из этой массы в кернодержатель вмещалось приблизительно 630±4 г. Остаток частиц песчаника снова пропускали через сита, и определяли окончательный гранулометрический состав модели пласта. Определенные величины долей фракций породы в модели пласта представлены на рис. 1 и 2.
Из рис. 1, 2 видно, что в модели наблюдается наибольшее содержание частиц величиной от 0,25 до 0,5 мм (> 45 %), также существенную долю имеют частицы с размерами 0,1–0,25 мм (> 30 %). На остальные фракции приходится всего менее 25 %.
Плотность насыпной физической модели пласта рассчитывали по формуле, кг/м3:
                                                                                                                                                      ,                              (1)
где mНП – масса горной породы, поместившейся в кернодержатель, г; VК – объем горный породы, поместившийся в кернодержатель, численно равный внутреннему объему кернодержателя, VК=353,25 см3.

Насыщение физической модели пласта водой и нефтью
Закачку водной фазы производили снизу вверх для свободного вытеснения воздуха из модели пласта. Нагнетание осуществляли в режиме постоянного объемного расхода 0,7 см3/мин с использованием гидравлического двухплунжерного насоса.
После полного вытеснения воздуха из кернодержателя проводили расчет коэффициента открытой пористости, %:
                                                            ,                               (2)
где Vвн – количество воды, закачанной за весь период закачки и определяемой на панели управления насосом, см3; Vц – количество воды, вытекшей из модели в мерный цилиндр, см3.
Минералогическую плотность горной породы определяли по следующей зависимости, кг/м3:
                                   .                               (3)
Закачку нефти выполняли в горизонтальном положении модели пласта. Нагнетание осуществляли в режиме постоянного давления 0,2 МПа. Контроль и управление параметрами закачки реализовывали через специализированное программное обеспечение.
Начальные значения водо- и нефтенасыщенности рассчитывали по формулам, д. ед.:
                                                                  ,                            (4)
                                      ,                                 (5)
где Vв– количество воды, вытесненной нефтью из модели пласта в мерную емкость, см3; Vпор – поровый объем насыпной модели, см3.
На фото 1 изображено применявшееся оборудование.
При проведении исследований использовали гидравлическую схему, изображены на рис. 3. Результаты, рассчитанные по формулам 1–5, сведены в таблицу ниже.

Исследование процесса вытеснения нефти паром и углеводородными растворителями
Эксперимент осуществляли при атмосферном давлении и комнатной температуре 21–22 °С выше нуля. Физическую модель пласта заранее не нагревали. Тем не менее для снижения потерь тепла металлическую трубку, предназначенную для закачки пара, прогревали до значения +100 °С.

Рисунок 5. Динамика роста коэффициента вытеснения нефти в экспериментах с применением предлагаемой смеси растворителя БР-2 и сольвента нефтяного в объемном соотношении 1 : 1.
Figure 5. The growth dynamics of the oil displacement coefficient in experiments using the proposed mixture of benzine-solvent (BR-2) and petroleum solvent at the volume ratio of 1 : 1.

Рисунок 6. Динамика роста коэффициента вытеснения нефти в экспериментах с применением предлагаемой смеси из керосина ТС-1 и сольвента нефтяного в объемном соотношении 7 : 3.
Figure 6. The growth dynamics of the oil displacement coefficient in experiments using the proposed mixture of aviation kerosene grade TS-1 and petroleum solvent at the volume ratio of 7 : 3.
Подачу теплоносителя (пара) в насыпную модель выполняли в режиме постоянного давления нагнетания, во всех исследованиях составлявшего 0,35 МПа. Выбор величины давления базировался на анализе динамики давления нагнетания теплоносителя на участках пласта Лыаельской площади рассматриваемого месторождения. Проведение экспериментов в режиме поддержания постоянной объемной скорости закачки оказалось затруднительным, так как из-за большой вязкости нефти в начальный период нагнетания происходит увеличение давления до критических для оборудования значений вследствие роста гидравлических сопротивлений. Кроме того, в режиме постоянной скорости нагнетания повышается риск преждевременных прорывов теплоносителя к выходу модели, что приводит к уменьшению коэффициента охвата. В ходе экспериментов определено, что максимальное значение коэффициента вытеснения нефти при совместном воздействии паром и углеводородными растворителями достигается при нагнетании порядка пяти поровых объемов пласта, так как далее наблюдается почти 100%-ная обводненность выходящей жидкости.
При проведении экспериментов по одновременному нагнетанию пара и предлагаемых составов углеводородных растворителей (обозначены как «ПР-ГТ», «ПР-БС», «ПР-КС») закачку составов растворителей выполняли в режиме постоянного объемного расхода, составившего ~10 % от объемного расхода теплоносителя.

Рисунок 7. Значения паронефтяного отношения и его относительного снижения по сравнению с закачкой только пара.
Figure 7. Values of steam-oil ratio and its relative decrease compared to injection of only steam.

Рисунок 8. Значения накопленной обводненности жидкости.
Figure 8. Values of cumulative water cut of the produced fluid.

Рисунок 9. Динамика показателей нагнетания теплоносителя в эксперименте «П».
Figure 9. The dynamics of heat carrier injection parameters in P experiment.

Рисунок 10. Динамика показателей нагнетания теплоносителя и состава растворителей в эксперименте «ПР-БС».
Figure 10. The dynamics of heat carrier and solvent composition injection parameters in PR-BS experiment.

Рисунок 11. Динамика показателей нагнетания теплоносителя и состава растворителей в эксперименте «ПРП-БС».
Figure 11. The dynamics of heat carrier and solvent composition injection parameters in PRP-BS experiment.
Во время экспериментов по попеременному нагнетанию теплоносителя и оторочки (порции) УВР (обозначены как «ПРП-ГТ», «ПРП-БС», «ПРП-КС») на первой фазе в модель пласта закачивали теплоноситель в количестве двух поровых объемов для предварительного прогрева насыпной модели и уменьшения фильтрационных сопротивлений. На второй фазе выполняли нагнетание оторочки из предлагаемого состава растворителей в объеме ~10 % от общего объема закаченного теплоносителя в режиме постоянного объемного расхода 1 см3/мин. На третьей фазе вновь осуществляли нагнетание теплоносителя в объеме трех поровых объемов пласта.
Для каждого мерного цилиндра фиксировали время полного заполнения жидкостью, выходящей из модели, с целью получения динамики изменения коэффициента вытеснения нефти во времени. Пример мерных цилиндров с вытесненной из модели пласта жидкостью представлен на фото 2. 
После окончания вытеснения нефти мерные цилиндры находились в сушильном шкафу в течение 1 сут при температуре +70 °С с целью ускорения процесса разделения эмульсии. Далее цилиндры охлаждали до комнатной температуры. После разделения нефти и воды находили количество нефти в каждом цилиндре.
С учетом найденных значений коэффициент вытеснения нефти (КВН) находили по формуле, %:
                                  ,                               (6)
где Vв – количество воды, вытесненное нефтью из модели и эквивалентное начальному количеству нефти в насыпной модели, см3; Vн – количество нефти, извлеченное из модели пласта в ходе вытеснения, см3.
Значимыми параметрами, отражающими результативность технологии комбинированного воздействия паром и составом УВР на пласт, являются паронефтяное отношение (ПНО) и обводненность продукции. Величина ПНО находилась следующим образом, см3/см3:
                                  ,                                    (7)
где Vпар– количество пара в водном эквиваленте, равное количеству закачанной воды, см3.
Величину обводненности продукции определяли по формуле, %:
                                          ,                               (8)
где Vвв– количество воды, вытекшей из физической модели пласта, см3; Vж – количество жидкости, вытекшей из физической модели пласта, см3.

Результаты и их обсуждение
На рис. 4–6 приведены графики динамики коэффициента вытеснения нефти в зависимости от закачанного количества теплоносителя и варианта состава углеводородных растворителей.
Из представленных графиков следует, что при подаче первых 1,5 поровых объемов значения КВН отличаются незначительно. В данный период осуществляется начальный прогрев насыпной модели, флюидов и растворителей, т. е. коэффициент вытеснения растет преимущественно за счет нагнетания теплоносителя, в то время как растворители недостаточно прогреты, и их количество в модели пласта еще невелико. При дальнейшем нагнетании теплоносителя и смеси растворителей отмечается положительный эффект от их совместного воздействия. В процессе проведения экспериментов «ПРП-ГТ», «ПРП-БС», 
«ПРП-КС» данный эффект наблюдается после двух закачанных поровых объемов, т. е. после нагнетания оторочки (порции) УВР.
Суммарно в эксперименте по нагнетанию только теплоносителя без добавления УВР конечный коэффициент вытеснения составил 78 %, однако для его достижения закачано 6,13 ед. поровых объемов (на рис. 4–6 участок не показан). Достижение такого большого коэффициента вытеснения лишь за счет нагнетания теплоносителя практически невозможно в полевых условиях для пластов малой толщины по причине значительных тепловых потерь. В лабораторных условиях весь объем пара попадает внутрь термоизолированного замкнутого корпуса, что не позволило воспроизвести явление высоких потерь тепла в проведенных экспериментах.
Ключевая задача проведенных исследований – оценка эффективности совместной закачки пара и предлагаемых составов углеводородных растворителей по сравнению с нагнетанием только пара. Поэтому сравнение полученных коэффициентов вытеснения нефти выполняли при условии равных объемов закачки теплоносителя. При разборе рис. 4 выявлено, что в результате совместного одновременного нагнетания пара и состава из гексана и толуола (в объемном соотношении 3 : 1) в количестве 4,73 ед. поровых объемов получен коэффициент вытеснения нефти на уровне 92 %. В исследовании, в котором в модель закачивался только теплоноситель, при эквивалентном закачанном объеме пара коэффициент вытеснения составил 61 %. Следовательно, при равном количестве закачанного пара прирост КВН за счет комбинированного одновременного воздействия теплоносителем и смесью из гексана и толуола (в объемном соотношении 3 : 1) составил 31 %.
Нагнетание оторочки из гексана и толуола (в объемном соотношении 3 : 1) позволило достичь коэффициента вытеснения величиной 82,8 % при закачке 4,82 ед. поровых объемов. Следовательно, данный способ комбинированного попеременного нагнетания показал прирост КВН в 20,8 % по сравнению с нагнетанием только теплоносителя.
При анализе рис. 5 выявлено, что при комбинированном одновременном нагнетании пара и смеси растворителя БР-2 и сольвента нефтяного (в объемном соотношении 1 : 1) в количестве 4,76 ед. поровых объемов достигнут КВН на уровне 89 %. Таким образом, при эквивалентном объеме закачанного пара прирост КВН за счет комбинированного одновременного воздействия паром и растворителя БР-2 и сольвента нефтяного (в объемном соотношении 1 : 1) отмечен на уровне 28 %.
Нагнетание оторочки из растворителя БР-2 и сольвента нефтяного (в объемном соотношении 1 : 1) позволило получить коэффициент вытеснения на уровне 79,6 % при закачивании 4,72 ед. поровых объемов. Следовательно, такой способ комбинированного попеременного нагнетания продемонстрировал увеличение КВН на 18,6 % по сравнению с нагнетанием только теплоносителя.
Из графика на рис. 6 сделан вывод, что при комбинированном одновременном нагнетании теплоносителя и состава из керосина ТС-1 и сольвента нефтяного (в объемном соотношении 7 : 3) в количестве 4,71 ед. поровых объемов достигнут КВН на уровне 87,4 %. Следовательно, при равном объеме закачанного пара увеличение КВН за счет комбинированного одновременного воздействия паром и составом из керосина ТС-1 и сольвента нефтяного (в объемном соотношении 7 : 3) достигло значения 26,7 %.
Нагнетание оторочки состава из керосина ТС-1 и сольвента нефтяного (в объемном соотношении 7 : 3) позволило получить коэффициент вытеснения на уровне 76,2 % при нагнетании 4,76 ед. поровых объемов. Следовательно, такой способ совместной попеременной закачки продемонстрировал увеличение КВН на 16,8 % по сравнению с нагнетанием только теплоносителя.
Рассмотрим значения накопленных паронефтяного отношения и обводненности жидкости, полученных в результате проведенных экспериментов. Проанализируем рис. 7.
Из найденных значений сделан вывод, что во всех экспериментах с совместным нагнетанием УВР и теплоносителя отмечается уменьшение паронефтяного отношения по сравнению с нагнетанием только теплоносителя. Наилучший результат продемонстрировал состав из гексана и толуола (в объемном соотношении 3 : 1), добавление которого в поток пара позволило уменьшить паронефтяное отношение на 27,58 и 16,61 % при одновременном и попеременном нагнетании соответственно. Предлагаемый состав из растворителя БР-2 и сольвента нефтяного (в объемном соотношении 1 : 1) также значительно повлиял на уменьшение ПНО на 21,71 и 15,38 % при одновременном и попеременном нагнетании соответственно. Относительно меньшая эффективность наблюдается у состава из керосина ТС-1 и сольвента нефтяного (в объемном соотношении 7 : 3) – снижение паронефтяного отношения на 20,18 и 8,64 % при одновременном и попеременном нагнетании соответственно.
На рис. 8 представлены значения накопленной обводненности жидкости. Из графика сделан вывод, что величины обводненности различаются несущественно, значительного воздействия от добавления УВР на этот параметр не обнаружено. Величины обводненности в исследованиях с добавлением растворителей отличаются на 0,2–1,4 % как в большую, так и меньшую стороны по сравнению с величиной обводненности в эксперименте по нагнетанию только теплоносителя.
Рис. 9–11 содержат динамику основных показателей, полученных из системы контроля и управления нагнетания пара. Графики представлены для экспериментов с обозначением «П», «ПР-БС» и «ПРП-БС», тем не менее для эквивалентных экспериментов с иными составами углеводородных растворителей наблюдалась аналогичная динамика.
На основании анализа рис. 9–11 отметили следующие общие закономерности. Вне зависимости от того, нагнетались ли в модель пласта только теплоноситель или пар совместно с углеводородными растворителями, в начальной фазе экспериментов фиксируется стремительный рост температуры и давления на входе в модель, поскольку нефть еще не разогретая и малоподвижная. Так как теплоноситель в модель нагнетается в режиме поддержания постоянного манометрического давления 0,35 МПа, то объемный расход пара в начале нагнетания повышается для достижения этого значения. Однако вследствие значительных гидравлических сопротивлений в насыпной модели «система контроля и регулирования», предсказывая быстрое достижение предельного значения давления, инициирует понижение скорости нагнетания теплоносителя. Приблизительно через 40–50 мин из модели начинает вытекать жидкость, что характеризуется уменьшением величины температуры и давления, а объемный расход, достигнув в этот момент локального минимума, возобновляет рост. Для всех исследований присущ экспоненциальный рост температуры жидкости на выходе, которая доходит до максимума (более 100 °С) через 5–10 мин от начала прорыва теплоносителя к выходу насыпной модели.
Рассмотрим различия в показателях закачки, найденные в результате проведенных экспериментов. В эксперименте, обозначенном как «П» (нагнетание только теплоносителя), через 60 мин от начала выхода жидкости до момента прорыва теплоносителя к выходу модели отмечается:
- стремительное увеличение температуры нагнетания теплоносителя, после чего фиксируется стабилизация величины на уровне 145-150 °С;
- практически линейная динамика роста объемного расхода теплоносителя с 0,6 до 2,6 см3/мин, при этом колебания расхода теплоносителя и давления закачки носят разнонаправленный характер: локальным максимумам температуры соответствуют локальные минимумы давления закачки;
- значения давления нагнетания колеблются в диапазоне 0,25-0,30 МПа, что интерпретируется стремлением системы контроля и регулирования поддерживать давление на заданном уровне, в то же время по мере роста зоны воздействия теплоносителем и, соответственно, все большего уменьшения вязкости нефти возрастает «дебит» модели. Этот рост система пытается компенсировать увеличением скорости нагнетания пара.
В эксперименте с обозначением «ПР-БС» и аналогичных ему (одновременное комбинированное нагнетание теплоносителя и смеси растворителей) от начала выхода жидкости из модели до времени прорыва пара к выходу отмечается следующее:
- через 4,6 ч от начала нагнетания теплоносителя настает «активная» фаза воздействия, во время которой регистрируется наибольший эффект от совместного влияния пара и смеси углеводородных растворителей, в этот период скорость истечения жидкости из модели и темп роста КВН кратно увеличиваются (см. рис. 4–6);
- небольшое понижение и стабилизация величины температуры закачки пара в пределах 145-150 °С до момента наступления «активной» фазы воздействия, после начала которой температура нагнетания быстро опускается до 110 °С и через некоторое время вновь начинает повышаться и стабилизируется уже на уровне 125 °С;
- объемный расход закачки находится в диапазоне с 0,9 до 1,5 см3/мин, однако в течение «активной» фазы расход повышается стремительно и практически линейно с 1 до 4,3 см3/мин;
- значения давления нагнетания варьируют в пределах 0,25–0,35 МПа, однако в момент наступления «активной» фазы (стремительный рост скорости истечения жидкости) давление нагнетания обвалилось скачкообразно практически до значения атмосферного давления. Увеличение темпа закачки теплоносителя привело к повышению и последующей стабилизации давления нагнетания на уровне 0,1 МПа.
В исследовании «ПРП-БС» и аналогичных ему (нагнетание пара и закачка оторочки из растворителей) от начала истечения жидкости до момента прорыва теплоносителя к выходу модели отмечается следующее:
- «активная» фаза воздействия наблюдается спустя 20–30 мин от момента окончания закачки оторочки углеводородных растворителей, в течение которой отмечается наибольший эффект от комбинированного влияния пара и оторочки из растворителей;
- небольшое уменьшение и последующая стабилизация значений температуры нагнетания в пределах 
145–150 °С, закономерное снижение температуры в процессе нагнетания оторочки УВР и быстрый рост с момента возобновления нагнетания пара до уровня 130–135 °С;
- объемный расход пара в течение всего периода нагнетания возрастает, однако в период «активной» фазы воздействия темп закачки кратно увеличивается, что отмечается увеличением угла наклона линии объемного расхода пара – если до закачки оторочки растворителей прирост расхода составлял порядка 0,5672 (см3/мин)/ч, то после закачки – около 1,7905 (см3/мин)/ч.
Заметным изменением от закачки предлагаемых составов углеводородных растворителей стало уменьшение общего времени выработки запасов флюида из модели пласта – если для эксперимента с закачкой только пара это время составило порядка 8 ч, то для проведения исследований по одновременной комбинированной закачке пара и УВР требовалось около 6-6,2 ч (меньше на 1,8-2,0 ч), а для проведения экспериментов с закачкой оторочки УВР – около 5,3-5,5 ч (меньше на 2,5-2,7 ч).

Выводы и рекомендации
На основании проведенных исследований и анализа полученных результатов сделаны следующие выводы:
Исследовано комбинированное воздействие совместно с паром трех предлагаемых перспективных составов углеводородных растворителей на процесс вытеснения нефти из физической модели пласта со сверхвязкой нефтью.
Экспериментально установлено и обосновано, что использование всех трех предлагаемых составов углеводородных растворителей совместно с паром позволит получить существенный прирост коэффициента вытеснения нефти – не менее 26,7 % при одновременном нагнетании пара и составов УВР, не менее 16,8 % – при закачке состава УВР в виде оторочки.
Отмечено заметное снижение паронефтяного отношения как при одновременной комбинированной закачке УВР, так и при нагнетании УВР в виде оторочки.
Существенного влияния от добавления УВР на обводненность продукции не обнаружено.
К рекомендуемым составам для дальнейшего рассмотрения в качестве составов для проведения опытно-промышленных работ, в том числе на участках малой толщины Ярегского месторождения, предлагаются: смесь гексана и толуола в объемном соотношении 3 : 1, смесь растворителя БР-2 и сольвента нефтяного в объемном соотношении 1 : 1, смесь керосина ТС-1 и сольвента нефтяного в объемном соотношении 7 : 3.
Рекомендуемый объемный расход закачки состава УВР при одновременной закачке с паром – не менее 10 % от объемного расхода пара, при подаче состава в виде оторочки – не менее 10 % от суммарного объема нагнетаемого пара.
Окончательный выбор в пользу того или иного состава рекомендуется осуществлять после выполнения технико-экономического обоснования проведения опытно-промышленных работ.

Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.
 

1. Dzhavodyan, A. A. Problemy razrabotki mestorozhdenij s vysokovyazkimi neftyami i puti ih resheniya [Problems of developing fields with high-viscosity oils and ways to solve them] / A. A. Dzhavodyan, V. E. Gavura, V. I. Safronov // Neftyanoe hozyajstvo [Oil Industry]. – 1998. – № 6. – P. 12–17.

2. Durkin, S. M. Prognozirovanie pokazatelej razrabotki zalezhej vysokovyazkih neftej maloj tolshchiny [Forecasting the development indicators of high-viscosity oil deposits of small thickness] / S. M. Durkin, I. N. Men’shikova // Proceedings of the Komi Science Centre of the Ural Branch of the Russian Academy of Sciences. – 2015. – № 4 (24). – P. 143–147.

3. Maksutov, R. A. Osvoenie zapasov vysokovyazkih neftej v Rossii [Development of high-viscosity oil reserves in Russia] / R. A. Maksutov, G. I. Orlov, A. Osipov // Tekhnologii TEK [Fuel and Energy Complex Technologies]. – 2005. – № 12. – P. 34–38.

4. Savelyev, D. Yu. Obosnovanie vybora perspektivnyh uglevodorodnyh rastvoritelej dlya odnovremennoj zakachki s parom na uchastkah maloj tolshchiny Yaregskogo mestorozhdeniya i opredelenie optimalnogo rezhima ih nagnetaniya [Substantiation of the choice for the perspective hydrocarbon solvents for simultaneous injection with steam in low-thickness areas of the Yarega field and determination of the optimal mode of their injection] / D. Yu. Savelyev, N. P. Demchenko, A V. Petukhov // Stroitelstvo neftyanyh i gazovyh skvazhin na sushe i na more [Construction of Oil and Gas Wells on Land and Sea]. – 2024. – № 4. – P. 35–41.

5. Savelyev, D. Yu. Issledovanie vliyaniya uglevodorodnyh rastvoritelej i ingibitorov organicheskih chastic na ustojchivost sverhvyazkoj nefti [Research on the effect of hydrocarbon solvents and organic particle inhibitors on the stability of ultra-viscous oil] / D. Yu. Savelyev, N. P. Demchenko // Stroitelstvo neftyanyh i gazovyh skvazhin na sushe i na more [Construction of Oil and Gas Wells on Land and Sea]. – 2025. – № 4. – P. 40–45.