Методы повышения продуктивности скважин и условия их применения

Призабойной зоной скважины (ПЗС) называют область пласта в интервале фильтра, примыкающего к стволу.

От состояния ПЗС существенно зависит текущая и суммарная добыча нефти, дебиты добывающих скважин и приемистость нагнетательных скважин.

В процессе вскрытия пласта при бурении и последующих работах очень важно не ухудшить, а сохранить естественную проницаемость пород ПЗС. Часто в процессе работ по заканчиванию скважины проницаемость пород ухудшается по сравнению с первоначальной, естественной.

В таких случаях необходимо искусственное воздействие на призабойную зону для повышения ее проницаемости и улучшения сообщаемости пласта со скважиной.

Методы воздействия на ПЗС делятся на 3 группы:

— Химические методы применяют в тех случаях, когда проницаемость призабойной зоны ухудшена вследствие отложения веществ, которые можно растворить в различных химических реагентах (известняк — соляная кислота).

Пример такого воздействия соляно-кислотная обработка (СКО) пород призабойной зоны скважины.

  • Механические методы применяют в малопроницаемых твердых породах. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта (ГРП).

  • Тепловые методы применяют в тех случаях, когда в ПЗС отложились вязкие углеводороды (парафин, смолы, асфальтены), а так же при фильтрации вязких нефтей.

К этому виду воздействия относят различные методы прогрева ПЗС.

Кроме перечисленных, существуют методы, представляющие их сочетание. Например, гидрокислотный разрыв представляет собой сочетание ГРП и СКО, термокислотная обработка сочетает как тепловые, так и химические воздействия на призабойную зону скважины.

Методы воздействия на ПЗС осуществляют бригады ТКРС. Они проводят следующие работы:

  • Кислотные обработки скважин.
  • Гидравлический разрыв пласта.
  • Тепловое воздействие на ПЗС.
  • Обработка ПЗС поверхностно-активными веществами (ПАВ).

Выбор метода определяется геолого-физической характеристикой пласта и причинами снижения продуктивности скважин.

1. Солянокислотная обработка

Солянокислотная обработка (СКО) нашла наиболее широкое распространение вследствие простоты технологии, наличия благоприятных условий для ее применения и высокой эффективности. Она используется для обработки карбонатных коллекторов и песчаников с карбонатным цементом, очистки призабойной зоны от загрязнений в нагнетательных скважинах, для растворения отложений солей и очистки от глины, цемента и т.д.

10 стр., 4577 слов

По ОНГПД : «Кислотные обработки скважин» » Мы с АГНИ

... 1 Физико-химические основы кислотного воздействия на призабойную зону скважин Одним из распространенных способов обработки ПЗС является применение соляной кислоты. Обработка скважин соляной кислотой характеризуется ... вещества. Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости. Тепловые методы воздействия применяются для ...

Солянокислотная обработка основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы и карбонатный цемент песчаников и других пород, в результате чего создаются пустоты, «каналы разъедания» в призабойной зоне. При этом образуются хорошо растворимые в воде соли (хлористый кальций и магний), вода и углекислый газ (в виде газа или жидкости).

Основные реакции при воздействии соответственно на известняк и доломит следующие:

4HCl + CaMg(CO3)2 = CaCl2 + MgCl2 + 2CO2 + 2H2O.

Солянокислотный раствор представляет собой смесь следующих реагентов и материалов:

  • соляной кислоты, выпускаемой промышленностью в трех видах — синтетическая техническая, техническая и из абгазов органических производств соответственно с концентрацией не менее 31;
  • 27,5 и 24,5 %;
  • ингибитора коррозии — вещества, снижающего коррозионное разрушение оборудования (катапин-А, катапин-К, ката-мин-А, марвелан-К(О), И-l-A, В-2, уротропин технический, формалин) и добавляемого в пределах 0,05—0,8 % от количества кислотного раствора;
  • интенсификатора — ПАВ для повышения эффективности СКО в результате улучшения выноса продуктов реакции и расширения профиля воздействия (катапин-А, катамин-А, марвелан-К(О), ОП-10, ОП-7, 44-11), добавляемого в пределах 0,1— 0,3 % от количества кислотного раствора;

— стабилизатора для предупреждения выпадания осадков окисных соединений железа, алюминия, геля кремневой кислоты (уксусная кислота, лимонная кислота, плавиковая или фтористоводородная кислота), добавляемого в пределах 0,8— 2 % от количества кислотного раствора.биля высокой проходимости КрАЗ-255Б.

Перед обработкой в солянокислотный раствор для нейтрализации серной кислоты добавляют также хлористый барий. После реакции в емкости образуется осадок сернокислого бария.

Для обработки терригенных коллекторов и увеличения активности воздействия на силикатные породы и материалы (аморфная кремнекислота, глины, аргиллиты, кварц) используют смесь 12 %-ного раствора соляной кислоты и 3—5%-ного раствора плавиковой (HF) кислоты и называют ее грязевой кислотой или глинокислотой. Обработка, соответственно, называется глинокислотной.

Рецептуру и вид кислотного раствора выбирают в зависимости от химического состава пород, типа коллектора и температуры. Так, при обработке ангидритов в солянокислотный раствор целесообразно добавлять 6—10 % по массе азотнокислого калия. Сульфат- и железосодержащие карбонатные коллекторы предпочтительно обрабатывать 10—15%-ными растворами уксусной (СН3СООН) и сульфаминовой (NH2SO3H) кислот или солянокислотным раствором с присадками хлористого кальция или поваренной соли, а также сульфатов калия и магния. При обработке железосодержащих карбонатных коллекторов солянокислотным раствором осадкообразование предупреждается присадкой в раствор уксусной или лимонной кислот в количестве соответственно 3—5 и 2—3% по массе.

Повышенные температуры пластов (более 60 °С) обусловливают высокие скорости реакции кислот с породой и металлом оборудования, требуют более тщательного ингибирования кислоты и применения составов с замедленными сроками нейтрализации. Тип коллектора определяет необходимую проникающую способность кислотного раствора, от которой зависит охват воздействием по простиранию и толщине пластов, проникновение его в мелкие поры и микротрещины. Замедление скорости нейтрализации кислоты и как следствие увеличение глубины обработки пластов достигается применением кислотных эмульсий, пен, добавкой хлористого кальция, органических (уксусной и лимонной) кислот, ингибитора В-2 и др.

15 стр., 7059 слов

Крепление нефтяных и газовых скважин, приготовление, обработка ...

... при наличии в скважине бурового раствора с рН > 10 недопустима установка кислотных ванн. Легкосплавные бурильные ... Для крепления нефтегазовых скважин используют также стальные трубы, выпускаемые в соответствии со стандартами американского нефтяного института. ... и М и трубы с высаженными концами стали всех групп прочности для снятия остаточных внутренних напряжений подвергаются термической обработке. ...

В трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторах предпочтительно использовать вязкие и вязкоупругие системы — кислотные эмульсии и пены, загущенные КМЦ кислотные составы.

В пористых малопроницаемых коллекторах и при загрязнении призабойной зоны минеральной взвесью предпочтительно применять кислотные растворы с повышенной фильтруе-мостью (проникающей способностью), к которым относят кислотный раствор, обработанный гидрофобизирующим ПАВ для добывающих скважин и гидрофилизирующими ПАВ для нагнетательных скважин, газированные кислоты (с преобладанием жидкой фазы) и кислотные аэрозоли (с преобладанием газовой фазы).

В качестве газовой фазы используют азот (снижается коррозионная активность и взрывобезопасность), углекислый газ (повышается растворяющая способность смеси), воздух, углеводородный газ.

По технологии проведения CK.0 различают: а) кислотные ванны (без закачки кислоты в пласт с целью очистки ствола скважины); б) обычные (простые) СК.0 (с закачкой кислоты в пласт); в) СК.0 под давлением (с интенсивной закачкой кислоты в пласт, обычно, при использовании пакера); г) поинтер-вальные (ступенчатые) обработки (с регулированием места входа, кислоты в пласт).

Можно выделить также: а) пенокислотные обработки (с использованием аэрированного солянокислотного раствора в виде пены при средней степени аэрации в нормальных условиях 15— 25); б) газокислотные обработки (азот от АГУ 6000-500/200 или природный газ из соседних газовых скважин); в) серийные обработки (многократные с интервалом 5—10 сут); г) кисло-тоструйные обработки (через гидромониторные насадки).

Кислотные ванны применяют в скважинах с открытым забоем после бурения и при освоении. Кислотный раствор вводят методом промывки (прокачки).

Применяется раствор повышенной концентрации (15—20%).

Время выдержки составляет 16—24 ч.

Простые кислотные обработки наиболее распространены. Сначала на скважине осуществляют обычные подготовительные операции: промывку забойных пробок, удаление парафинистых и смолистых отложений тепловой обработкой или промывкой растворителями (керосином, газоконденсатом, пропан-бутано-выми или бутилбензольными фракциями, «бензиновой головкой» по ТУ 352-53, бензолом).

Кислотный раствор закачивают в НКТ одним насосным агрегатом при давлении до 6—8 МПа и открытом затрубном пространстве. В момент подхода кислотного раствора к башмаку НКТ затрубное пространство перекрывают и без остановки продолжают закачку кислотного раствора в пласт и продавочной жидкости. Принимают 0,4—1,5 м3 8— 15 %-ного раствора соляной кислоты из расчета на 1 м эффективной толщины пласта. При повторных (серийных) обработках объем раствора увеличивают на 20—50 %.

8 стр., 3803 слов

Освоение скважины

... и петрофизических свойств коллектора, конфигурации ствола скважины и характеристик жидкости для вскрытия продуктивного пласта. Проектирование освоения скважины дожно включать полное удаление фильтрационной корки ... исследований водные растворы многих реагентов, применяемых буровыми подрядчиками для обработки промывочных жидкостей, снижают проницаемость пород, слагающих продуктивные пласты в большей ...

После задавки кислоты в пласт немедленно приступают к освоению скважины, чтобы предотвратить возможные выпадения осадков, поскольку кислота нейтрализуется быстро (до 1—2 ч).

Для задавки активного солянокислотного раствора в пласт создают давление на устье до 20-30 МПа закачкой несколькими насосными агрегатами. Как и при ГРП, устанавливают пакер с якорем.

Регулирование места ввода кислоты в пласт можно обеспечить применением одного или двух пакеров, созданием на забое столба тяжелой или высоковязкой жидкости, закачкой в пласт вязкопластичных или вязкоупругих жидкостей, заполнением трещин водо- или нефтерастворимыми зернистыми материалами (гранулированными магнием, полимером, высоко-окисленным битумом, рубраксом).

Если в призабойной зоне наблюдается отложение парафинистых и афальтосмолистых веществ, то целесообразно проводить термохимическую или термокислотную обработку.

Под термохимической обработкой (ТХО) понимают процесс воздействия на породы призабойной зоны пласта горячей соляной кислотой, причем нагревается она на глубине за счет теплоты экзотермической реакции между прокачиваемым раствором кислоты и реагентным материалом (обычно магнием).

Если термохимическая обработка сопровождается кислотной обработкой, то такую комбинированную обработку называют термокислотной (ТКО).

Термокислотная обработка. Призабойная зона скважины обрабатывается горячей кислотой, нагрев которой происходит в результате экзотермической реакции соляной кислоты с магнием или некоторыми его сплавами в специальном реакционном наконечнике, расположенном на конце НКТ, через который прокачивается рабочий раствор соляной кислоты.

По технологическим схемам осуществления можно выделить внутрискважинную термохимическую обработку (ВСТХО), внутрипластовую термохимическую обработку (ВПТХО) и комплексную внутрипластовую кислотную обработку обводняющейся скважины (КВПКО).

Внутрискважинную термохимическую обработку (ВСТХО) можно проводить с помощью термонаконечника, через который прокачивается солянокислотный раствор. Предварительно в термонаконечник загружают 40—100 кг стержневого (пруткового), стружкового или крупнозернистого (размер зерен 10—12 мм) магния и спускают его на НКТ в скважину.

Внутрипластовая термохимическая обработка заключается в заполнении трещин гидроразрыва смесью песка и гранулированного магния и последующем экзотермическом растворении магния солянокислотный раствором (рис. 5.11).

Эффективность ВПТХО обеспечивается комплексным действием четырех факторов: механического (разрыв или раскрытие трещин пласта и увеличение проницаемости трещин после растворения магния из смеси с песком); теплового (расплавление органических отложений); термокислотного (воздействие на освобожденные от органических отложений породы нагретым кислотным раствором внутри пласта) и гидрогазодинамического (регулирование массообменных процессов и улучшение освоения скважины и очистки призабойной зоны от загрязняющих продуктов выделяющимся газообразным водородом).

Для более эффективного обогрева ближайшей окрестности скважины рекомендуется сразу после окончания продавки кислотного раствора отобрать из скважины 30—40 % объема закачанного кислотного раствора, а через 0,5 ч — оставшуюся часть закачанной жидкости и пустить скважину в работу. Для этого целесообразно продавку осуществлять закачкой газа. Количество магния должно составлять 20 % от общей массы магния и песка, что обеспечит 4— 6-кратное увеличение проницаемости трещины.

53 стр., 26272 слов

Учебное пособие: Ремонт и обслуживание скважин и оборудования для бурения

... связи в выбросом части задавочной жидкости на факел при разрядке, объем ее берется 1,5-кратном объеме скважины. При интенсивном поглощении задавочной жидкости пластом первую порцию солевого раствора ... объемом 8 – 10-м 3 добавляется 5% КНЦ. Скважина считается заглушенной и ...

Установка УНЦ 1-160Х 500К (Азинмаш-ЗОА) смонтирована на шасси автомобиля и включает гуммированную мягкой резиной с подслоем полуэбонита цистерну вместимостью 6 м3, гуммированный баллон для химреагентов вместимостью 0,2 м3, плунжерный насос и на двухосном прицепе дополнительную цистерну вместимостью 6 м3. Насос обеспечивает подачу кислотного раствора от 1,03 до 12,2 л/с при давлении 7,6—33,3 МПа. Для смешивания кислоты с газом (воздухом) используется аэратор или эжектор, а газ подается от компрессорной установки или АГУ 6000-500/200. Реакционные наконечники изготавливают из перфорированных труб диаметром 100 и 75 мм.(Сучков Б.М. Повышение производительности малодебитых скважин.).

2. Поинтервальная или ступенчатая солянокислотная обработка

При вскрытии нескольких самостоятельных прослоев общим фильтром или общим открытым забоем, а также при вскрытии пласта большой толщины, в разрезе которого имеются интервалы с различной проницаемостью, одноразовая солянокислотная обработка всего интервала всегда положительно сказывается на наиболее проницаемом прослое. Другие прослои с ухудшенной гидропроводностью фактически остаются необработанными. В таких случаях применяют поинтервальную солянокислотную обработку, т.е. обработку каждого интервала пласта или пропластка. Для этого намечаемый для обработки интервал изолируется двумя пакерами, которые устанавливаются непосредственно у границ интервала или пропластка. Эффективность обработки существенно зависит от герметичности затрубного цементного камня, предотвращающего перетоки нагнетаемого раствора соляной кислоты по затрубному пространству в другие пропластки. При открытых забоях намеченный для СКО интервал также выделяют с помощью пакерных устройств. После обработки одного интервала и последующей его пробной эксплуатации для оценки полученных результатов переходят к СКО следующего интервала.

3. Гидроразрыв пласта

Сущность ГРП заключается в создании новых или расширении существующих трещин в пласте путем закачки в скважину жидкости под высоким давлением и последующем закреплении их расклинивающим высокопроницаемым материалом (песком).

Технология ГРП включает следующие операции: промывку скважины; спуск в скважину высокопрочных НКТ с пакером и якорем на нижнем конце; обвязку и опрессовку на 1,5-кратное рабочее давление устья и наземного оборудования. Определение приемистости скважины закачкой жидкости; закачку по НКТ в пласт жидкости-разрыва, жидкости-песконоси-теля и продавочной жидкости (собственно гидроразрыв); демонтаж оборудования и пуск скважины в работу.

Гидроразрыв пласта проводится при давлениях, доходящих до 70—100 МПа и часто превышающих допустимые для обсадных колонн.

Рабочие жидкости при ГРП используют на углеводородной или водной основе. Они должны не снижать фильтрационные характеристики пласта, не вызывать набухание глинистого цемента пород, не образовывать осадки с флюидами и в то же время быть легкодоступными и дешевыми.

В настоящее время в основном (около 90 % операций ГРП) используют жидкости на водной основе (вода, растворы полимеров, кислотные растворы, мицел; лярные растворы).

34 стр., 16895 слов

Гидродинамические методы исследования скважин на Приобском месторождении

... при различных термобарических условиях (исследования РVТ, изучаемой физикой пласта), данных бурения скважин и специального моделирования процессов фильтрации ГДИС. Обработка и интерпретация результатов ГДИС связана с решением прямых ...

Увеличенными расходами таких жидкостей обеспечивается разрыв пласта и компенсируется их недостаточная песконесущая способность. Загущение воды достигается добавкой ПАА (полиакриламид), ССБ (сульфит-спиртовая барда), КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза).

Для предупреждения набухания глин (стабилизации глин) в воду добавляют ПАВ, органические полимеры, хлористый аммоний и др. В качестве продавочной жидкости обычно используется техническая вода, а иногда нефть.

Теоретические соображения позволяют считать, что при закачке фильтрующейся жидкости более вероятно образование горизонтальной трещины, а при закачке нефильтрующейся — вертикальной. Если в пласте уже имеются трещины, то независимо от фильтруемости жидкости происходит их раскрытие или расширение.

О происшедшем разрыве пород можно судить по резкому уменьшению устьевого давления закачки во времени при постоянном расходе жидкости (образование новых трещин) или по увеличению расхода жидкости разрыва непропорционально росту давления (раскрытие имеющихся трещин).

Расклинивающим материалом (наполнителем трещин) обычно служит кварцевый песок с диаметрами частиц 0,5—1,2 мм. Гранулированный расклинивающий агент должен обладать высокой прочностью на смятие и не вдавливаться быть в основном естественные вертикальные или близкие к ним наклонные трещины.

Для проведения ГРП глубокозалегающих крепких пород с высокой температурой предложено применять стеклянные и пластмассовые шарики, зерна корунда и агломерированного боксита, молотую скорлупу грецкого ореха и др.

По технологическим схемам проведения — различают однократный, направленный (поинтервальный) и многократный ГРП. При однократном гидроразрыве под давлением закачиваемой жидкости оказываются все вскрытые перфорацией пласты одновременно. При направленном — лишь выбранный пласт или пропласток (интервал), имеющий, например, заниженную продуктивность, а при многократном ГРП осуществляется воздействие последовательно на каждый в отдельности пласт или пропласток.

Проектирование технологии ГРП в основном сводится к следующему. Применительно к конкретным условиям выбирают технологическую схему процесса, рабочие жидкости и расклинивающий агент. При однократном ГРП, исходя из опыта, принимают 5—10 т песка. При массированной закачке его количество увеличивают до нескольких десятков тонн. Концентрацию песка в носителе устанавливают в зависимости от ее удерживающей способности. При использовании воды она составляет 40—50 кг/м3. Тогда по количеству и концентрации песка рассчитывают количество жидкости-песконосителя. На основании опытных данных используют обычно 5—10 м3 жидкости-разрыва. Объем продавочной жидкости равен объему обсадной колонны и труб, по которым проводится закачка в пласт жидкости-песконосителя.

В результате проведения ГРП продуктивность скважины может увеличиваться в 2—3 раза.

Гидропескоструйная перфорация скважин — применяется для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом при кислотной обработке скважины и других методах воздействия. Метод основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта. Жидкость с песком направляется к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб с помощью насосов, установленных у скважины.

22 стр., 10894 слов

Проект строительства эксплуатационной скважины на нефть глубиной ...

... по всему району. В кровле свиты встречаются прослои глинистых известняков. Отложения согласно залегают на породах келловей-оксфорд-киммериджского возраста. В разрезе свиты прослеживается нефтеносный пласт ЮС0. Глубокими скважинами ... летом СНаибольшая скорость ветров, м/с29Многолетнемёрзлые породы, мОтсутствуют Район работ представляет собой слабо пересеченную, сильно заболоченную, неравномерно ...

4. Щелевая разгрузка прискважинной зоны пласта

После бурения скважины в прискважинной зоне создаются кольцевые сжимающие напряжения, существенно уменьшающие проницаемость прискважинной зоны. Кроме того, происходит снижение проницаемости прискважинной зоны за счёт осаждения в коллекторе твёрдой фазы промывочной жидкости. Для устранения этих негативных явлений вторичное вскрытие продуктивного пласта производят при помощи гидропескоструйной перфорации путем перемещения специального перфоратора вдоль вертикальной оси скважины в интервале продуктивного пласта.

При этом по обе стороны от ствола скважины в диаметрально противоположных направлениях на всю мощность пласта создаются линейные горные выработки (щели) шириной каждая с диаметр скважины, длиной — 700-1000 мм. За счёт этого происходит разгрузка прискважинной зоны, чем обеспечивается улучшение ее коллекторских свойств.

Для обработки скважин используют оборудование аналогичное используемому при ГРП. Производительность может быть 4 — 5 скважин в месяц при вскрытии продуктивного пласта эффективной мощностью 8-10 метров.

Технология обеспечивает:

  • Увеличение коэффициента проницаемости горной породы за счёт изменения величины и направления касательных напряжений в прискважинной зоне и полного снятия скин-эффект, образованного за счёт характера вскрытия пласта;
  • Увеличение коэффициента гидродинамического совершенства скважины a за счет создания горных выработок в прискважинной зоне;
  • Среднее увеличение производительности скважин на 375 % (по данным выборки из 200 скважин);
  • Продолжительность эффекта от щелевой разгрузки пласта не менее 2-3 лет.

Горизонтальные скважины. Технология повышения нефтеотдачи пластов методом строительства горизонтальных скважин зарекомендовала себя в связи с увеличением количества нерентабельных скважин с малодебитной или обводненной продукцией и бездействующих аварийных скважин по мере перехода к более поздним стадиям разработки месторождений. Когда обводнение продукции или падение пластовых давлений на многих разрабатываемых участках (особенно в литологически неоднородных зонах нефтеносных пластов с трудноизвлекаемыми запасами) опережает выработку запасов при существующей плотности сетки скважин. Увеличение нефтеотдачи происходит за счет обеспечения большей площади контакта продуктивного пласта со стволом скважины.

5. Тепловая обработка призабойной части пласта

Тепловая обработка или термообработка (ТО) заключается в прогреве призабойной зоны пласта и ствола скважины с целью расплавления и удаления парафиносмолистых отложений.

Выпадение парафина и отложение асфальтосмолистых веществ в призабойной зоне происходят при добыче нефтей с высоким содержанием этих компонентов (более 3—5%) в условиях близости пластовой температуры и температуры насыщения (кристаллизации) парафина и охлаждения призабойной зоны ниже этой температуры. Охлаждение ее возможно при вскрытии пласта бурением, притоке газированной нефти или закачке воды (газа) в процессе работы скважин, при проведении интенсифицирующих и ремонтных работ, связанных с закачкой больших объемов холодных жидкостей. Приток газированной нефти, сопровождающийся снижением во времени дебита скважины вследствие парафиносмолистых отложений, вызывает необходимость стационарного подогрева или периодического циклического повторения обработок.

17 стр., 8059 слов

Методы разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов

... протекают в скважине, и даже при больших запасах трудно отбирать большие дебиты. Высоковязкие нефти на рынке ... путях вертикальной миграции углеводородов по тектоническим трещинам, зонам региональных разрывов. Крупнейшие жильные тела в Турции ... пластам, залегающим на глубине от 50 до 400 м и охватывающим почти весь разрез пермской системы. Битумы тяжелые (плотность 962,6–1081 кг/м 3 ), высоковязкие ...

Продолжительность циклов может быть установлена из условия минимума расходов, связанных с потерей в добыче нефти и осуществлением обработок (обычно 3—7 мес).

Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти.

Теплота может быть внесена двумя способами: теплопередачей в пласт по скелету породы и насыщающей жидкости от источника теплоты (электронагревателя), расположенного в скважине (способом кондуктивного прогрева стационарно или периодически); конвективным тепломассопереносом за счет нагнетания в скважину и пласт теплоносителей (насыщенного или перегретого водяного пара, горячей воды, нефти и т.п.).

Для стационарного кондуктивного прогрева (стационарной электротепловой обработки) в скважине в интервале пласта совместно с подземным оборудованием устанавливают электронагреватель, работающий непрерывно или по заданному режиму в процессе отбора нефти.

Для периодического кондуктивного прогрева (периодической электротепловой обработки) эксплуатацию скважины прекращают, извлекают подземное оборудование (НКТ, насос и др.) и на кабель-тросе в интервал продуктивного пласта спускают скважинный электронагреватель, затем пласт прогревают в течение 3—7 сут., поднимают электронагреватель, спускают скважинное оборудование и возобновляют эксплуатацию скважины. Опытные данные показывают, что через 3—7 сут. непрерывного прогрева температура на забое стабилизируется. По стволу скважины нагретая зона распространяется на 20—50 м вверх и 10—20 м вниз от источника нагрева. Вследствие малой теплопроводности пород удается прогреть пласт выше температуры плавления парафина и асфальтосмолистых отложений на небольшую глубину (до 1 м).

Забойная температура снижается после отключения нагревателя со скоростью 3—5 °С/ч. Поэтому пускать скважину в работу следует без промедления.

Для электропрогрева используют установку 1УЭС-1500, смонтированную на шасси автомобиля и одноосном прицепе. Максимальная глубина спуска электронагревателя составляет 1500 м. Электронагреватель представляет собой трубчатую электрическую печь сопротивления (ТЭН) с максимальной мощностью 25 кВт и наружным диаметром 112 мм, работает от промысловой электросети (380 В).

Сущность метода обработки теплоносителем заключается в закачке в пласт нагретого теплоносителя, расплавляющего или растворяющего смолопарафиновые отложения в призабойной зоне с последующим своевременным (до остывания) и достаточно полным извлечением его из пласта. Предпочтительней применение углеводородных жидкостей по сравнению с водой, несмотря на их меньшую теплоемкость, так как они совмещают функции теплоносителя и растворителя и нё вызывают отрицательных побочных явлений (набухание глин, разрушение скелета пород, снижение нефтепроницаемости).

На практике широко применяется циклическая паротепловая обработка при глубине скважин до 1500 м. Для прогрева пласта вокруг скважины радиусом 30 м требуется закачать до 1000—3000 т насыщенного водяного пара. Такое количество пара можно закачать с помощью громоздких передвижных парогенераторных установок типа УПГ, используемых с целью повышения нефтеотдачи. Поэтому для тепловой обработки призабойной зоны используются передвижные паровые установки типа ППУА-1200/100, смонтированные на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ и используемые для депарафинизации НКТ в скважинах и выкидных линий. Производительность таких установок 1200 кг/ч пара при рабочем давлении до 10 МПа и температуре до 310 °С.

11 стр., 5159 слов

Тепловые методы повышения нефтеотдачи

... нефтей. Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне. При тепловых методах повышения нефтеотдачи пластов ... после чего цикл работ повторяется. 2.2 Прогрев призабойной зоны скважин Прогрев ПЗС производят также с помощью спуска на забой скважины нагревательного устройства - ...

Вместимость цистерны для воды составляет 4,2 м3. Можно также осуществлять закачку жидкости в пласт и нагревать ее скважинным электронагревателем. Для нагрева и нагнетания нефти в скважины и для депарафинизации трубопроводов используется агрегат 1АДП-4-150 (или 2АДП-12/150 VI), который обеспечивает подачу 8,2 (12,0) м3/ч при температуре 150 °С и давлении 20 (16) МПа.

Тепловое воздействие — один из наиболее эффективных методов воздействия на пласт для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи. Тепловая обработка призабойной зоны скважины целесообразна при добыче тяжелых вязких нефтей или нефтей с высоким содержанием парафина и асфальтосмолистых компонентов. Повышение продуктивности скважин при тепловом воздействии определяется следующими явлениями: растворением отложившихся на стенках поровых каналов парафинов и асфальтено-смолистых веществ, изменением реологических свойств нефти, возникновением термических напряжений и микроразрушением горных пород.

Заключение

призабойный скважина пласт солянокислотный

Согласно обобщенным данным при применении методов увеличения нефтеотдачи, КИН составляет 30-70%, в то время как при первичных способах разработки (с использованием потенциала пластовой энергии).

В среднем не выше 20-25%, а при вторичных способах (заводнении и закачке газа для поддержания пластовой энергии) — 25-35%. Использование современных методов увеличения нефтеотдачи приводит к существенному увеличению КИН. А повышение КИН, например, лишь на 1% в целом по России позволит добывать дополнительно до 30 млн. тонн в год.

Таким образом, мировой опыт свидетельствует, что востребованность МУН растет, их потенциал в увеличении извлекаемых запасов внушителен.