Тепловое воздействие на призабойную зону скважин

Тепловые методы воздействия на призабойную зону применяются при эксплуатации скважин, дающих парафинистые и смолистые нефти. В процессе эксплуатации таких скважин при понижении тем­пературы нефти изменяется фазовое равновесие составляющих ее компонентов, уменьшается растворимость парафина и смол и по­следние осаждаются в призабойной зоне, на стенках скважин и в подъемных трубах. В результате закупорки пор ухудшается филь­трационная способность пласта, и продуктивность скважин сни­жается.

При прогреве призабойной зоны парафинисто-смолистые отло­жения в трубах, на стенках скважины, в фильтровой зоне и порах пласта расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Это улучшает фильтрационную способность породы в призабойной зоне. Кроме того, снижается вязкость и увеличивается подвижность нефти, что также облегчает условия ее продвижения в пласте.

Призабойную зону прогревают при помощи глубинных электро­нагревателей и газонагревателей, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия, опи­санного выше.

Электротепловая обработка призабойных зон. Этот способ про­гревания призабойных зон скважин осуществляется при помощи глу­бинных электронагревателей, спускаемых в скважину на кабель-тросе.

Глубинный электронагреватель (рис. 166) состоит из четырех основных частей: головки, клеммной полости, трубчатых электро­нагревательных элементов (ТЭН) и перфорированного кожуха.

В головке электронагревателя размещено устройство для крепле­ния бронекабеля. Головка соединяется болтами с гидрофланцем.

В гидрофланце расположены сальники, уплотняющие токоведущие жилы. Под гидрофланцем расположена клеммная полость, в которой размещены соединения токоведущих жил кабель-троса с контакт­ными стержнями трубчатых электронагревательных элементов.

Сборка нагревателя состоит из трех П-образных трубчатых на­гревательных элементов, которые соединены с фланцем. Каждый нагревательный элемент представляет собой стальную трубку диа­метром 17 мм, внутри которой запрессована спираль из нихромовой проволоки в кварцевом песке или плавленой окиси магния. Последние служат элек­трической изоляцией спирали от металлической трубки, а также являются проводниками тепла.

Снаружи ТЭН защищены от механических по­вреждений кожухом. В нижней части кожуха прива­рена муфта, в которую ввертывается карман для термометра.

Электронагреватель предназначен для работы в скважинах с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм и более. Наружный диаметр электронагрева­теля 112 мм, длина 3700 мм, масса 60кг. Максималь­ная мощность электронагревателя 21 кВт, напря­жение 380 В.

Для спуска электронагревателя в скважину, подъема его и прогрева призабойной зоны приме­няется самоходная установка СУЭПС-1200 (само­ходная установка для электропрогрева скважин глубиной до 1200 м).

В последнее время начато применение устано­вок для скважин глубиной до 1500 м.

Рис. 166. Глубинный электронагреватель.

1 — кабель-трос; 2 — головка электронагревателя; 3 — гидрофланец- 4 — клеммная полость; 5 — трубчатые электронагревательные элемен­ты (ТЭН); 6 — перфорированный кожух; 7 — муфта для установки манометра.

Установка СУЭПС-1200 состоит из механизированной лебедки, смонтированной на шасси автомашины повышенной проходимости, и одноосного прицепа, на котором установлено поверхностное электрооборудование: автотрансформатор и станция управления. В комплект установки входит также вспомогательное оборудование: устьевой ручной подъемник, блок-баланс, устьевые зажимы и транс­портировочные барабаны.

В установке используется кабель-трос, предназначенный для спуска, подъема и питания электроэнергией глубинного электро­нагревателя. Кабель-трос состоит из трех медных токоведущих жил сечением 4 мм² и трех сигнальных жил сечением 0,5—0,6 мм². Сиг­нальные жил»- предназначены для подключения поверхностной кон-

трольно-измерительной аппаратуры. Наружный диаметр кабель-троса 17 мм, масса 1000 кг/км.

Поверхностное электрооборудование установки предназначено для питания электронагревателя от промысловой сети и управления им в процессе прогрева.

Автотрансформатор служит для компенсации падения напряже­ния, а станция управления — для управления работой глубинного электронагревателя. Ее аппаратура обеспечивает включение и отклю­чение электронагревателя при ручном и автоматическом управлении, защиту от коротких замыканий и перегрузок, наблюдение за работой электронагревателя.

Операции по прогреву призабойной зоны скважины осуществля­ются в следующей последовательности. Установку подают к сква­жине после окончания работ по подъему глубиннонасосного обору­дования, проверки колонны шаблоном, очистки от пробки и других подготовительных работ. Прицеп устанавливают на расстоянии 3— 5 м от блока управления станка-качалки, к которому подключается электрооборудование установки. Подъемную лебедку после отцепле-ния прицепа устанавливают в 15—25 м от устья скважины так, чтобы ось желоба блок-баланса у устья скважины была перпендикулярна оси барабана лебедки. Электронагреватель при помощи ручного устьевого подъемника опускают в скважину, затем устанавливают ролик блок-баланса в рабочее положение и заводят кабель-трос в желоб ролика. Дальнейший спуск электронагревателя до заданной глубины производится сматыванием кабель-троса с барабана лебедки.

При достижении электронагревателем заданной глубины кабель-трос на устье скважины закрепляют устьевым зажимом, сматывают остаток его с лебедки и присоединяют конец к автотрансформатору. Включают рубильник на блоке управления станка-качалки и автомат на пульте управления. С этого момента начинается прогрев приза­бойной зоны. Обычно прогрев проводится в течение 3—7 сут.

После прогрева электронагреватель извлекают из скважины, спускают глубинный насос и пускают скважину в эксплуатацию.

Закачка в скважину горячих жидкостей. Обычно для прогрева запарафиненных подъемных труб и призабойной зоны в скважину закачивают горячую нефть, газовый конденсат, керосин, дизельное топливо, или же воду с добавками ПАВ или без них.

Жидкость в объеме до 15—30 м² нагревают до 90—95° С паром от паровой передвижной установки (ППУ). Нагретую жидкость за­качивают насосом в скважину.

Применяют два варианта закачки: 1) создание циркуляции горя­чей жидкости без остановки работы глубинного насоса и 2) продавли-вание жидкости в призабойную зону.

При первом варианте глубинный насос доспускают до середины интервала перфорации. Горячую жидкость закачивают через затруб-ное пространство. В процессе закачки работа глубинного насоса не прекращается. Горячая жидкость вытесняет холодную в затрубном пространстве и доходит до приема насоса. По пути она расплавляет

парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны, и, проникая в призабойную зону, растворяет и вымывает парафино-смолистые отложения в непосредственной близости, от стенок сква­жины.

Второй вариант закачки горячей жидкости в скважину осуще­ствляется по следующей схеме. Из скважины извлекают подземное оборудование (насос, трубы) и спускают в нее на трубах пакер, ко­торый устанавливают в кровле обрабатываемого пласта. Горячую жидкость закачивают по трубам в пласт. После этого пакер извле­кают на поверхность, в скважину спускают глубинный насос и пу­скают ее в эксплуатацию. Горячая жидкость растворяет парафино-смолистые отложения в призабойной зоне и при откачке эти вещества выносятся вместе с нефтью на поверхность.

Из сравнения этих двух вариантов закачки горячей жидкости в скважину следует, что первый вариант более прост по своему осу­ществлению, так как не требует остановки скважины. Однако при этом варианте парафин растворяется лишь в подъемных трубах и вы­кидной линии; призабойная зона скважины практически не прогре­вается.

Закачка горячей жидкости в скважину по второму варианту более эффективна по сравнению с первым. Недостатком этого ва­рианта является необходимость остановки скважины для подъема и спуска насоса и установки пакера.

Паротепловая обработка призабойной зоны скважин. При этом способе обработки призабойной зоны теплоносителем служит пере­гретый водяной пар. Пар нагнетают в скважину в течение определен­ного времени, после чего устье скважины закрывают для передачи тепла в глубь пласта. После некоторого промежутка времени экс­плуатацию скважины возобновляют.

В скважину,.выбранную для паротепловой обработки, спускают насосно-компрессорные трубы с термостойким пакером, который уста­навливают. над верхними отверстиями фильтра. Пакер изолирует фильтровую зону от эксплуатационной колонны и предохраняет ее от воздействия высокой температуры нагнетаемого в скважину пара.

В неглубоких скважинах (до 500—600 м) паротепловую обработку часто проводят без применения лакера.

Пар для теплового прогрева скважин получают от ППУ, монти­
руемых на шасси автомобиля высокой проходимости. Нефтедобыва­
ющие предприятия имеют передвижные паровые установки произво­
дительностью 4 т пара в час с рабочим давлением до 12МПа и тем­
пературой пара до 320°.:

ППУ (одну или несколько) соединяют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из паро-генератора установки своим давлением вытесняет нефть из насосно-компрессорных труб и по­ступает в пласт.

' В мелких скважинах, не требующих высокого давления, для теп­лового прогрева призабойной зоны часто используют обычные про­мысловые котельные. _%.

Как показала практика, для получения хороших доказателен от паротепловой обработки в скважину необходимо закачать не менее! 1000 т пара. Следовательно, при производительности одной.устайовки, равной 4 т пара в час, длительность прогрева исчисляется 10—12 сут.

После закачки в пласт заданного количества пара скважину за­крывают на 2—5 сут для того, чтобы тепла передалось в глубь пласта. После этого в скважину спускают насосное оборудование и пускают ее в эксплуатацию.

, Этот метод обработки призабойных зон, называемый циклическим паротепловым методом обработки, дает хорошие результаты на сква­жинах, эксплуатирующих пласты с тяжелой, маловязкой нефтью, или на скважинах, резко снизивших производительность из-за за­купорки пор парафино-смолистыми отложениями.