Обработка скважин теплоносителями

Закачка в скважину горючих жидкостеи. 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 м³ нагревают до температуры 90—95 °С паром от паровой передвижной установки (ППУ), а за­тем с помощью насоса закачивают в скважину.

Кроме того, имеются специальные агрегаты для нагрева и на­гнетания нефти или других рабочих агентов с целью удаления от­ложений парафина. Агрегат 1АДП-4-150 можно использовать так­же для депарафинизации трубопроводов, трапов, манифольдов и другого нефтепромыслового оборудования.

Нефть из емкости или трубопровода насосом агрегата подается в нагреватель, откуда, нагретая до определенной температуры, она через вспомогательный манифольд нагнетается насосом, смонтиро­ванным на агрегате, в скважину.

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

При первом варианте глубинный насос доспускают до середи­ны интервала перфорации. Горячую жидкость закачивают через затрубное 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 со стенок эксплуатационной колонны, и, про­никая в призабойную зону, растворяет и вымывает парафино-смолистые отложения в непосредственной близости от 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, спускают глубинный насос и пускают скважину в эксплуатацию. Горячая жидкость растворяет парафино-смолистые отложения в призабойной зоне, и при откачке эти вещества выносятся вместе с нефтью на поверхность.

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 пара.

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

Пар для теплового прогрева скважин получают от ППУ, мон­тируемых на шасси автомобиля высокой проходимости. Нефтедо­бывающие предприятия имеют передвижные паровые установки производительностью 4 т пара в час с рабочим давлением до 12 МПа и температурой пара до 320°С. Для генерации и нагнета­ния в пласт больших количеств пара применяют мощные пере­движные парогенераторные установки, например, УПГ-9/120 с по­дачей пара 9 т/ч и рабочим давлением 12 МПа (120 кгс/см²).

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

В неглубоких скважинах для теплового прогрева призабойной зоны часто используют обычные промысловые котельные.

Как показала практика, для получения хороших показателей от паротепловой обработки в скважину необходимо закачать не менее ^1000 т пара. Следовательно, при подаче одной установки, равной 4 т пара в час, длительность прогрева исчисляется 10—12 суток. После закачки в пласт заданного количества пара сква­жину закрывают на 2—5 суток для того, чтобы тепло 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.