Техника и технология тепловой обработки скважин теплоносителями

Тепловая обработка ПЗС целесообразна при добыче тяжелых вязких нефтей или нефтей с высоким содержанием парафина и асфальтосмолистых компонентов (более 5 - 6%). Поскольку тепловая обработка ПЗС осуществляется периодически, то скважины должны быть сравнительно неглубокими (до 1300 м), чтобы после извлечения из скважины нагревательного оборудования можно было начать откачку жидкости при достаточно высокой температуре на забое.

Призабойную зону скважины прогревают двумя способами:

●закачкой в пласт на некоторую глубину теплоносителя - насыщенного или перегретого пара, растворителя, горячей воды или нефти;

●спуском на забой скважины нагревательного устр. Второй способ проще и дешевле.

Прогрев осуществляют созданием циркуляции (горячей про­мывкой) или продавливанием жидкости в пласт.

При горячей промывке нагретые нефть или нефтепродукты закачивают через затрубное пространство, не останавливая работу скважины по подъемным (насосно-компрессорным) тру­бам. Горячий теплоноситель вытесняет «холодную» жидкость из затрубного пространства до башмака подъемных труб или приема насоса, частично растворяя парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны. При такой обработке теп­ловое воздействие на призабойную зону пласта весьма незна­чительно.

Продавливание горячей жидкости в призабойную зону пласта эффективнее, но требует извлечения скважинного под­земного оборудования и спуска насосно-компрессорных трубе пакером. Иногда призабойную зону пласта обрабатывают го­рячей нефтью с поверхностно-активными веществами (10— 12 м3 горячей нефти и 80—100 кг ПАВ). По истечении 6— 7 ч после обработки скважину пускают в работу.

При использовании пластовой воды ее нагревают до 90— 95°С и добавляют ПАВ (0,5—1% объема воды). Приготовлен­ную таким способом воду в количестве 70—80 м3 под давле­нием закачивают в скважину.

Одним из наиболее эффективных методов теплового воздей­ствия на призабойную зону пласта является прогрев ее паром. Перегретый водяной пар закачивают под давлением 8—15 МПа при следующих благоприятных условиях: глубина продуктив­ного пласта не более 1200 м, толщина пласта, сложенного пес­чаниками и глинами, не менее 15 м, вязкость нефти в пласто­вых условиях выше 50 мПа-с, остаточная нефтенасыщенность пласта не менее 50%, плотность нефти в пластовых условиях не менее 900—930 кг/м3. Не рекомендуется проведение паро-тепловой обработки на заводненных участках в связи с большим расходом тепла.

Перед закачкой пара проводят ис­следование скважин: замер дебита неф­ти, газа и воды, пластового давления, температуры, статического уровня. За­тем промывают забой, спускают насос- но-компрессорные трубы с термостойким пакером, который устанавливают над верхними отверстиями фильтра. В неглу­боких скважинах (до 500—600 м) паро- тепловую обработку часто проводят без применения пакера. Для устранения опасных удлинений колонны насосно- компрессорных труб при закачке пара в пласт применяют специальное оборудо­вание, состоящее из колонной головки, арматуры устья и скважинного компен­сатора с телескопическим устройством.

Пар для теплового прогрева скважин получают от передвижных паровых ус­тановок (ППУ), парогенераторных уста­новок (ПГУ), монтируемых на шасси автомобиля высокой проходимости. Име­ются установки производительностью до 5,5 т/ч пара с рабочим давлением до 10 МПа и температурой пара до 315 °С. Также применяют мощные автоматизи­рованные передвижные парогенератор- ные установки типа УПГ-9/120 с пода­чей пара до 9 т/ч и рабочим давлением до 12 МПа. Установки укомплектованы системой КИП и автоматики. Управле­ние работой оборудования осуществля­ется из кабины оператора. Парогенераторную установку (одну или несколько) соеди­няют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора своим давлением вытесняет нефть из НКТ и поступает в пласт. После закачки пара (не менее 100Q т) устье скважины герметизируют на 2—5 сут для пере­дачи тепла в глубь пласта. Затем извлекают НКТ, спускают насосное оборудование и скважину вводят в эксплуатацию.

Тепловая обработка ПЗС с циклической закачкой пара, как правило, показывает большую эффективность, чем электропрогрев, но только при малых глубинах. При закачке пара количество тепловой энергии, введенной в пласт, зависит от глубины забоя, так как от устья до забоя происходят тепловые потери. По данным промысловых работ закачка пара с расходом 1 т/ч при глубине 800 м вообще оказывается неэффективной, так как на забой поступает практически холодный конденсат. Чем выше скорость закачки, тем меньше тепловые потери в НКТ. Теоретические и опытные оценки показывают, что лишь при темпах закачки 4 - 5 т/ч удается уменьшить тепловые потери в НКТ до 20 % от общего количества теплоты, подводимой к устью скважины при ее глубине около 800 м. Таким образом, эффективность циклической закачки пара может быть высокой при малых глубинах.