Электрическая обработка нефтяных скважин

Обновлено: 04.07.2024

Путь наверх

В ХХ столетии добыча углеводородов определила бурное технологическое развитие многих промышленных отраслей. В свою очередь, продолжают совершенствоваться и сами технологии добычи. Сегодня нефтяники умеют извлекать на поверхность содержащуюся в коллекторе жидкость эффективно и быстро

От фонтана до насоса

На этапе, когда разработка месторождения только начинается, нефть в пласте находится под большим давлением, и если внутренней природной энергии пласта оказывается достаточно, для того чтобы поднять нефть на поверхность, то говорят о фонтанном способе добычи. По мере истощения пластовой энергии фонтанирование скважин прекращается и возникает необходимость в механизированной добыче нефти. Фонтанирование можно вызывать и искусственно, поддерживая или увеличивая пластовое давление с помощью закачки в пласт различных жидких и газообразных агентов (заводнения). Искусственное поддержание пластового давления применяется и при механизи рованной добыче. Заводнение принято относить ко вторичным методам добы чи. В этом случае речь, как правило, идет о закачке в пласт самых естественных агентов — воды или природного газа. Но есть и другие способы воздействия на пласт, например, горячим паром, растворами различных химических соединений, кислотами. Их применяют на последней стадии разработки залежи и относят к третичным методам добычи. Третичная добыча предполагает массированное воздействие на пласт и существенное изменение характеристик пласта или содержащихся в нем флюидов. Решение, довольствоваться ли на начальном этапе разработки фонтан ной добычей или сразу приступать к механизированной, принимается исходя из исследований дебитов (см. врез) скважин и их последующего экономического анализа. Дело в том, что обычно дебит фонтанирующей скважины меньше, чем объемы нефти, которые мож но добыть с помощью погружных насо сов. С другой стороны, фонтанирование позволяет избежать дополнительных затрат на спуск насоса и электроэнергию для его работы. Только оценив все эти факторы, можно экономически обосновать применение того или иного метода добычи.

Современные технологии повышения эффективности добычи

Нередко в целях сокращения капитальных затрат и повышения скорости и эффективности разработки практикуют одновременную добычу сразу из нескольких продуктивных пластов месторождения. Однако такой способ добычи может закончиться опережающим обводнением наиболее продуктивных горизонтов и частичным или полным выключением из выработки других. Избежать подобных про блем позволяет современная технология одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ). Для ее реализации в скважину опускают специальное оборудование, которое изолирует разные участки ствола, обеспечивая доступ к каждому из пластов отдельно, — как будто это не одна, а несколько скважин. В результате нефтяники получают возможность непрерывно контролировать процесс эксплуатации и управлять производительностью каждого из пластов в отдельности.

Обеспечивает успешность одновременно-раздельной добычи и возможность проводить промыслово-геофизические исследования всех задействованных пластов с помощью современных байпасных систем. Это оборудование позволяет исследовать поведение нескольких пластов через одну скважину параллельно с их эксплуатацией и таким образом получать реальное представление о свойствах пластов и перемещающихся в них жидкостях в промышленных условиях. Системы ОРЭ внедрены и успешно эксплуатируются на Приобском месторождении, разрабатываемом «Газпромнефть-Хантосом».

Качай это

Тысячи лет назад нефть просто собирали поверхности воды, добывали из неглубоких колодцев. В XIX веке первые пробуренные скважины активно фонтанировали и не нуждались в дополнительных приспособлениях для извлечения из них нефти. Затем, когда фонтан истощался, нефть вычерпывали желонкой, однако этот метод был малоэффективным.

В 1865 году в Америке на не фонтанирующих скважинах впервые начали применять глубинные плунжерные насосы. Поршень насоса приводился в движение штангой, соединенной с тем же балансиром, который использовался для проводки скважины ударным бурением. Это были предшественники современного станка-качалки. Приводом в большинстве случаев служил двигатель внутреннего сгорания, работавший на попутном газе. Примерно в то же время глубинные насосы для выкачивания нефти появились и в России, однако они долго не получали широкого распространения. В 1874 году насосы впервые применили на нефтепромыслах в Грузии, а в 1876 году — в Баку. Сегодня штанговые насосы (качалки) имеют ограниченное применение — их проблемно эксплуатировать в искривленных и глубоких скважинах. Впрочем, у качалок есть и бесспорные преимущества: надежность и простота в обслуживании и ремонте.

Еще один тип скважинных насосов, изобретенный на заре развития промышленной нефтедобычи,— газлифт. Суть его действия заключается в том, чтобы вытолкнуть нефть на поверхность с помощью газа. С этой целью газ под большим давлением закачивают в пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами (НКТ), по которым поднимается нефть. Затем открывается газлифтный клапан, и газ попадает в НКТ, вытесняя наверх находящуюся выше клапана жидкость. Впервые принцип газлифта был применен при нефтедобыче в 1897 году — на Бакинском месторождении. Инициатором использования технологии стал знаменитый инженер и изобретатель Владимир Шухов.

Штанговые глубинные насосы уступают место в скважинах УЭЦН, однако на небольших промыслах при невысокой производительности скважин это надежное и простое оборудование по-прежнему востребовано.

Газлифт — весьма надежный способ эксплуатации. Газлифтные скважины легко обслуживать и ремонтировать. Метод может применяться на скважинах с большой кривизной, а также при одновременной раздельной эксплуатации двух и более пластов. Однако среди его недостатков отмечают необходимость использования громоздкого наземного оборудования, значительную величину начальных капиталовложений, невысокий КПД и возможность образования стойких эмульсий в добываемой жидкости.

Несколько позднее для добычи нефти стали применяться электроцентробежные погружные насосы. Разработки в этой области связаны с именем российского инженера Армаиса Арутюнова. В 20х годах прошлого века он эмигрировал в США и уже там довел свое изобретение до коммерческого использования.

82% нефти в России добывается с помощью погружных электроцентробежных насосов

Скважинные центробежные насосы приводятся в действие погружными электродвигателями. Электродвигатель вращает вал насоса, на котором закреплены рабочие колеса с направляющими лопастями. Жидкость через приемный фильтр поступает на лопасти вращающегося рабочего колеса первой ступени, под влиянием центробежных сил пермещается к периферии колеса и выбрасывается в неподвижные направляющие каналы, откуда попадает на рабочее колесо следующей ступени. Цикл повторяется до тех пор, пока нефть не достигнет колонны насосно-компрессорных труб, по которым затем поднимается на поверхность.

ЭЦН может использоваться в горизонтальных и искривленных скважинах, позволяет получать высокие дебиты как с неглубоких, так и глубоких скважин, не требует высоких капитальных вложений, наземное оборудование сравнительно компактно. Однако двигатель требует стабильного источника электроэнергии. К слабым местам конструкции относят наличие электрического кабеля, который необходимо спускать в скважину. Кроме того, серьезную опасность для насоса представляют солеотложения. Проблемы могут возникать при работе с газом, механическими примесями. А если насос вышел из строя или ему необходим плановый ремонт, оборудование придется поднимать на поверхность, значит, временно прекращать эксплуатацию скважины.

Стадии разработки залежи

Всего в настоящее время насчитывается около десяти разновидностей глубинных насосов. Все они имеют свои достоинства, недостатки, области применения — в зависимости от глубины скважины, ее профиля, планируемых дебитов и ряда других факторов. В частности, в тех случаях, когда электрический центробежный насос может оказаться неэффективным (например, когда нефть слишком вязкая), применяются винтовые или струйные насосы.

По статистике, доля скважин в России, все еще оборудованных штанговыми насосами,— 34%. На ЭЦН приходится 63% скважин, при этом 82% нефти в стране добывается именно с помощью погружных электроцентробежных насосов, что говорит об эффективности этого способа. Фонтанным методом эксплуатируется 1,8% скважин, газлифт используется в 0,4% случаев — вклад этих способов в общий объем добычи — порядка 7%. В «Газпром нефти» 94% нефти извлекается с использованием УЭЦН (95% действующего нефтяного фонда скважин оборудованы УЭЦН), примерно по 3% добывается фонтанным и газлифтным способами.

Средняя производительность нефтяных скважин

Дебитом скважины называют количество жидкости, выкачанной из скважины за определенное время. В российской нефтяной промышленности принято рассчитывать суточные дебиты и измерять их либо в кубометрах, либо в тоннах. Так как жидкость, извлекаемая при добыче нефти, обычно содержит некоторое количество воды, то говорят о среднем дебите жидкости и отдельно о среднем дебите нефти. На начальных этапах разработки месторождения эти показатели обычно несильно отличаются друг от друга. На зрелых месторождениях дебит нефти постепенно падает.

По дебитам скважины классифицируют как малодебитные — до 5 тонн/сут., среднедебитные — высокодебитные — более 100 тонн/сут. В общем случае дебиты скважин зависят от целого ряда обстоятельств: величины пластовой энергии и того, какой режим разработки используется (естественный или искусственный), от правильности выбора местоположения скважины, фильтрационно-емкостных свойств коллектора и др. Для добывающих активов «Газпром нефти» средний дебит жидкости в прошлом году составил порядка 80 тонн/сут., а дебит нефти — 12 тонн/сут., что соответствует среднемировым показателям.

Предсказуемые сложности

Средняя глубина нефтяных скважин составляет около 3000 м. Естественно, их эксплуатация не может проходить идеально даже при полном соблюдении всех технологических правил и мер безопасности. Проблемы в процессе добычи могут возникать самые разнообразные: нарушения в обсадной колонне, прихваты насосно-компрессорных труб и другого подземного оборудования, падение погружного оборудования на забой, заколонные перетоки жидкости и водопритоки в добывающую скважину, образование на забое песчаных пробок. Также работа скважин нередко осложняется образованием стойкой эмульсии, отложением парафина на внутренней поверхности подъемных труб и на клапанах насосов, коррозией погружного оборудования. В случаях, когда месторождение находится на поздней стадии добычи и в извлекаемой жидкости содержится значительное количество минерализованной пластовой воды, серьезную проблему для скважины представляют отложения солей, способные за короткое время вывести ее из строя. Соли кальция, магния и других металлов могут осаждаться и закупоривать перфорационные каналы, эксплуатационные колонны, клапаны, насосы. Для борьбы с отложениями в скважину подают химические реагенты, которые можно условно разделить на две группы: реагенты для удаления отложений и реагенты (ингибиторы) для предотвращения их образования.

Количество скважин, пробуренных на одном месторождении или на одном лицензионном участке, может достигать нескольких десятков и даже сотен. Чтобы отслеживать их работоспособность, рассчитывают коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин — отношение времени фактической работы скважин за определенный период к его общей продолжительности. Этот коэффициент всегда меньше 1 и в среднем по нефте и газодобывающим предприятиям составляет На практике это означает, что простой в связи с ремонтными работами в скважинах занимает от 2 до 6% общего времени их эксплуатации.

Методы эксплуатации нефтяных скважин

В настоящее время, несмотря на активный поиск альтернативных источников энергии, нефть и природный газ остаются важнейшими энергоносителями, а нефтепродукты – основным видом топлива.

Содержание статьи

Фонтанный метод эксплуатации
Нефтяная и газовая скважина. Газлифтный метод эксплуатации
Насосный способ эксплуатации
Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами
Использование центробежного насоса, оборудованного электроприводом

Для извлечения нефти и газа из природных коллекторов используется эксплуатационное бурение скважин.

Способы эксплуатация нефтяных скважин могут быть различными. Выбор того иди иного способа зависит от индивидуальных особенностей продуктивных пластов, из которых добывается сырьё, а также от свойств самого добываемого продукта.

Как вы думаете, что будет с нефтью в 2020 году?

Подорожает (65%, 20 112 Голосов)

Всего проголосовавших: 31 132

Кроме этого, эксплуатация нефтяных и газовых скважин зависит от степени их обводненности, показателей внутрипластового давления и ряда других факторов. Добывающие, нагнетательные и прочие виды скважин называются объектами нефтедобычи. Эксплуатация объектов нефтедобычи представляет собой комплекс работ, в котором используется различное оборудование.

Немаловажную роль при выборе метода эксплуатации объекта добычи играет энергия продуктивного пласта. Жидкие и газообразные углеводороды могут извлекаться фонтанным, газлифтным или насосным способом. Все перечисленные технологии объединены общим названием – механизированные способы добычи полезных ископаемых. Далее мы рассмотрим перечисленные методики и дадим краткое описание их основных принципов.

Фонтанный метод эксплуатации

Эта нефтедобывающая технология для извлечения полезных ископаемых из природных коллекторов на поверхность использует энергию самих продуктивных пластов.

Главным достоинством этого способа добычи является высокая степень экономичности, так как подъем природного ресурса идет естественным путем, а следовательно, дополнительных затрат временных и трудовых ресурсов не требуется.

Также отпадает необходимость применения специального оборудования, что позволяет значительно сократить капитальные вложения, которые требуются для покупки такого оборудования и его дальнейшего технического обслуживания.

Кроме того, эти трубы служат для:

регулировки режима работы скважины;
обеспечения производства работ по изучению пробуренной выработки;
устранения парафиновых и смолистых отложений;
проведения эксплуатационно-технологических мероприятий;
защиты эксплуатационной колонны от коррозионных воздействий;
ликвидации образующихся песчаных пробок;
обеспечения глушения скважины, которое необходимо в процессе проведения ремонтных работ её ствола;
защиты от резкого повышения давления, а также от его значительных перепадов.

При фонтанной эксплуатации скважины подъем добываемого сырья обеспечивает внутрипластовое давление.

Стоит сказать, что фонтанирование через достаточно короткое время может прекратиться, даже в случае достаточно высокого давления в продуктивном пласте. В таких случаях главным способом продлить период фонтанирования или возобновить его в случае прекращения, является уменьшение диаметра используемых труб. К примеру, если фонтан в скважине поступал из трубы диаметром 114 миллиметров, а затем естественный подъем сырья прекратился, замена существующих насосно-компрессорных труб на меньший диаметр (к примеру, на 60 миллиметров), как правило, позволяет возобновить естественный процесс подъема нефти.

Читать также: Как достигается автоматизация нефтедобычи?

Общая формула энергетического баланса любой добывающей скважины выглядит так:

W1 – это энергия, затрачиваемая на подъем газожидкостной смеси от забоя до устья скважины;

Wп – природная энергия продуктивного пласта;

Wи – энергия, добавляемая в скважину извне (с поверхности).

Внешняя энергия Wи представляет собой либо подачу в скважину сжатого воздуха или газовой смеси, либо применение насосного оборудования.

Нефтяная и газовая скважина. Газлифтный метод эксплуатации

Как уже было сказано выше, энергии продуктивного пласта (Wп) со временем становится недостаточно для обеспечения естественного подъема добываемого сырья. В таких случаях дополнительную энергию (Wи) можно передать посредством подачи в скважину газовой смеси с высоким значением давления.

Это позволит возобновить приток добываемого продукта. Такой способ добычи называется газлифтным.

Принцип действия этой технологии основан на том, что подаваемый газ смешивается с внутрипластовой жидкостью, и плотность полученной смеси становится достаточно небольшой. Снижение уровня давления в скважинном забое дает возможность повысить дебит эксплуатируемой выработки и обеспечить устойчивый приток полезного ископаемого на поверхность.

Газлифтная эксплуатация нефтедобывающей скважины подразумевает применение двух технологий: с применение компрессорного оборудования и без него.

Достоинства этой методики таковы:

оборудование, с помощью которого обеспечивается такая добыча, расположено на поверхности, что значительно упрощает его техническое обслуживание и ремонт;
конструкция применяемого оборудования достаточно проста, и его эксплуатация – тоже;
подъем сырья можно обеспечивать в больших количествах, которые не зависят ни от глубины скважинного ствола, ни от его диаметра;
дебит добываемой продукции достаточно просто не только контролировать, но и задавать самостоятельно (для этого необходимо лишь изменить объём подаваемого в скважину газа);
газлифтовая технология позволяет эксплуатировать даже те газовые или нефтяные горные выработки, которые либо были залиты водой, либо были пробурены в горных породах с высоким содержанием песка;
при таком способе эксплуатации исследования в скважинах проводить и быстрее, и проще.

Разумеется, как и любой другой, этот метод имеет и свои недостатки. Например, в процессе газлифтной эксплуатации возникает необходимость регулярной замены труб НКТ, а используемый при проведении работ подъемник имеет достаточно малый коэффициент полезного действия. Помимо этого, компрессорные системы достаточно дороги, и затраты электроэнергии, приходящиеся на одну тонну добываемого сырья, весьма немаленькие.

Насосный способ эксплуатации

Такая эксплуатация нефтяных и газовых скважин может обеспечиваться с помощью различного технологического оборудования.

Типы применяемых устройств могут быть следующими:

Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами

Для нефте- и газодобычи такие устройства используются чаще всего, и связано это с простотой их конструкции, долговечностью и способностью такого оборудования выкачивать довольно большие объемы жидкого и газообразного сырья.

Более половины всех действующих в настоящее время газовых и нефтяных скважин используют штанговые насосные станции. Стоит сказать, что применение такого оборудования позволяет производить его ремонт непосредственно в процессе его работы, без демонтажа и отвоза в специальные сервисные центры, а в качестве первичного мотора могут применяться все существующие типы приводов. Штанговый насос способен работать в достаточно сложных условиях, включая наличие песка и жидкостей с высокой коррозионной агрессивностью.

Читать также: Основы геологии нефти и газа

К недостаткам применения такого оборудования относятся:

невысокий уровень подачи;
наличие ограничений по спуску оборудования;
наличие ограничений, связанных с углом наклона скважинного ствола.

Простой штанговый насос имеет следующие основные элементы конструкции: цилиндр и плунжер, оборудованный клапаном типа шар-седло, которые обеспечивают подъем добываемого ресурса, одновременно исключая его обратное стекание. Также конструкция может оборудоваться всасывающим клапаном, который ставится ниже цилиндра. Работу штангового насоса обеспечивают передвижения плунжера под действием приводного устройства. В таком насосе присутствует верхняя штанга, которая крепится на головке балансировочного элемента.

Основные элементы конструкции насоса штангового типа:

рама;
пирамидообразная стойка с четырьмя гранями;
балансировочный элемент;
редуктор, оборудованный противовесом;
траверса;
поворотная салазка.

Штанговые насосы бывают двух типов: вставные и невставные.

Использование центробежного насоса, оборудованного электроприводом

Насос центробежного типа с электроприводом представляет собой устройство, не столь широко распространенное, как штанговое оборудование. однако такое устройство характеризуется внушительными параметрами, касающимися количества получаемого с их помощью газового или нефтяного сырья. Достаточно сказать, что больше 80-ти процентов добываемых в нашей стране углеводородов получают из скважины, оборудованных такими насосами.

Центробежный насосный агрегат – это удлиненная конструкция небольшого диаметра, способная работать даже в агрессивной среде. В составе такого механизма есть погружной аппарат, кабельная линия, насосно-компрессорные трубы, устьевое оборудование и наземные управляющие устройства.

Как достигается автоматизация нефтедобычи?

Автоматизация нефтяных скважин – это целый комплекс технических средств, обеспечивающих безопасную и бесперебойную работу оборудования в процессе бурения и последующей эксплуатации горных выработок.

Содержание статьи

Автоматизация групповых замерных установок (ГЗУ)
Автоматизация сепарационных установок (СУ)
Автоматизация дожимных насосных станций (ДНС)

Основными задачами, которые должна решать автоматизация процессов добычи нефти и газа на нефтяных промыслах, являются:

обеспечение автоматической защиты оборудования в случае возникновения аварийных ситуаций;
обеспечение контроля за технологическим режимом;
контроль за состоянием используемого оборудования.

Вне зависимости от применяемый технологий нефтедобычи, скважина должна быть оборудована средствами, обеспечивающими местный контроль давления в выкидной линии, расположенными в затрубном пространстве.

Автоматизация скважин фонтанного типа подразумевает обеспечение автоматического перекрытия выкидной линии при помощи отсекателя, если значение давления повышается на 0,5 мегапаскаля (к примеру, в случае появления парафиновой пробки), а также в случае внезапного снижения давления до 0,15 мегапаскаля (к примеру, в случае порыва трубопровода).

Автоматизация скважины, которая оборудована погружным насосом с электроприводом, должна обеспечивать:

автоматическое отключение электрического двигателя этого насоса в случае возникновения аварийной ситуации;
запуск и остановку двигателя по команде, подаваемой с групповой установки;
запуск и остановку электродвигателя в случае перерывов электроподачи;
самозапуск после возобновления подачи электричества;
перекрывание выкидного коллектора в случаях повышения и резкого падения давления.

Автоматизация скважины с ШГН (штанговым глубинным насосом) должна предусматривать:

автоматическое управление двигателем, приводящим в движение станок-качалку, в случае возникновения аварий;
отключение этого двигателя посредством импульса, подаваемого электроконтактным манометров при авариях;
самозапуск после перерыва в электроподаче двигателя станка – качалки.

Автоматизация групповых замерных установок (ГЗУ)

Использование автоматизированных замерно-сепарационных установок типа «Спутник-А» подразумевает:

В состав установки «Спутник – А» входят:

многоходовой переключатель скважины;
несколько установок для замеров дебита;
гидравлический привод;
отсекатели;
БМА (блок местной автоматизации).

Читать также: Как осуществляется газлифтная эксплуатация нефтяных скважин?

Добываемая продукция посредством выкидных линий попадает в многоходовой переключатель, работающий как в ручном, так и в автоматическом режиме. Каждое положение переключателя соответствует подаче на замерную установку сырья конкретной скважины. Затем добываемая продукция от этой скважины поступает в газовый сепаратор, который состоит из двух емкостей (нижней и верхней). Остальная продукция, не проходя через сепаратор, идет в сборный коллектор.

Нефть, попадая в верхнюю емкость сепаратора, постепенно стекает в нижнюю, где ее уровень начинает повышаться. Определенное положение поплавка закрывает заслонку сепаратора на газовой линии, что приводит к повышению давления, и нефть через расходомерный счетчик попадает в сборный коллектор. Затем уровень продукта в нижней емкости постепенно падает, поплавок спускается вниз и открывает заслонку газовой линии. Процесс повторяется несколько раз. Длительность каждого цикла находится в прямой зависимости от дебита конкретной скважины.

Работа установки «Спутник-А» происходит по заранее заданной программе, которая подразумевает поочередное включение каждой скважины на определенный промежуток времени.

Автоматизация сепарационных установок (СУ)

Водогазонефтяная смесь, после прохождения через ГЗУ, идет на сепарацию, где происходит отделение нефти от газа и частичное отделение её от воды.

В емкости сепаратора, на случай превышения в нем допустимого давления, предусматривается специальный предохранительный клапан. Автоматизация СУ должна обеспечивать:

автоматическую регулировку в сепараторе уровня нефти;
защиту установки в автоматическом режиме в случае аварийного повышения уровня или давления в емкости СУ;
подачу сигналов об авариях на диспетчерский пункт.

Добываемая смесь, после прохождения ГЗУ, попадает сепаратор гидроциклонного типа. Из нижней емкости СУ нефть через специальный через фильтр, обеспечивающий удаление механических примесей, идет на расходомер турбинного типа, а затем попадает в сборный коллектор. Газовая линия оборудована камерной диафрагмой, обеспечивающей измерение объема отделенного от нефти газа. Если давление превышает допустимое значение, срабатывает предохранительный клапан.

Читать также: Методы эксплуатации нефтяных скважин

Уровень жидкости в СУ регулируется при помощи двух механических регуляторов, управление которыми осуществляется через сигналы, поступающие от датчиков поплавкового типа. В случае достижения жидкостью аварийного уровня, поплавковый датчик подает электрический сигнал на клапан соленоидного типа, который подает из осушителя сжатый воздух на пневматический привод задвижки, которая перекрывает входящую линию СУ.

Если давление в сепараторе достигает аварийного значения, электроконтактный манометр подает импульс на специальный клапан, через который сжатый воздух подается на пневмопривод задвижки, перекрывающей входящий поток продукции.

Способ электрохимической обработки нефтегазовых скважин

Использование: для интенсификации притока углеводородов в обсаженных скважинах при нефтегазодобыче. Сущность способа: способ электрохимической обработки нефтегазовых скважин включает обработку зоны пласта электрическим полем. Предварительно глушат скважину, извлекают скважинное оборудование, помещают в скважину электроды напротив пластов. Электроды электрически связывают посредством кабеля с источником постоянного тока. Затем опускают в скважину вынутое оборудование, включают насос и источник постоянного тока. Обсадную трубу используют в качестве катода. После выхода дебита скважины на постоянное значение выключают источник постоянного тока. После прекращения пропускания тока извлекают электроды. Используют плотность тока 10 - 30 А/м 2 . Обработку проводят не свыше двух месяцев. Использование способа позволяет проводить очистку (раскольматацию) призабойной скважины, регулировать движение воды и, благодаря этому, либо уменьшать обводненность флюида, либо герметизировать заколонное пространство. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области извлечения углеводородного сырья и может быть использовано при интенсификации притока углеводородов в обсаженных скважинах за счет регулирования и интенсификации процессов массопереноса в коллекторах флюидов.

Известен способ повышения продуктивности нефтегазового пласта /патент США N4627926, кл.E21 B 43/00, 1986/, согласно которому по обсадной трубе в пласт закачивают водный раствор тройного органического сополимера. Недостатками этого способа следует признать его высокую стоимость, связанную с использованием специального синтезированного тройного сополимера, периодичность работы, а также в достаточной мере невысокий положительный эффект.

Известен также способ электромагнитной обработки пласта /патент США N4638862, кл.E21B 43/00, 1987/, согласно которому в скважину опускают излучатель электромагнитного поля радиочастоты и в течение периода времени, определяемого характеристиками скважины, проводят обработку пласта электромагнитным полем. Недостатками данного способа следует признать неадекватную в общем случае реакцию коллектора на обработку электромагнитным полем, вредное влияние подобной обработки на обслуживающий персонал, а также, в случае положительного эффекта, незначительное повышение дебита скважин. Хотя возможно данный метод и перспективен, но на сегодняшний день отсутствует апробированный алгоритм его применения.

Известен способ повышения дебита скважин /патент США N4622437, кл.E21B 43/00, 1987/, согласно которому посредством обсадных труб формируют скважину для закачивания жидкости в пласт, причем первую секцию труб в пласте выполняют электропроводной, соединяют эту секцию с источником постоянного тока, расположенным на поверхности земли. Закачивают в обсадную трубу электропроводящую жидкость, в частности обычную воду, и пропускают постоянный электрический ток через жидкость. Выделяющиеся пузырьки газов, а также движение жидкости в пласт вытесняют нефть из пласта в основную скважину. Способ достаточно дорог, т.к. требует бурения дополнительной скважины и не слишком эффективен, позволяет повысить дебит скважины примерно на 8% Наиболее близким аналогом является способ электрохимической обработки нефтегазовой скважины /патент США N4463805, кл.E21B 36/04, 1984/, включающий помещение в скважину в зону продуктивного пласта электрически связанных с источником тока электродов, одним из которых является обсадная труба, включение источника тока и проведение обработки продуктивного пласта электрическим полем путем пропускания электрического тока. Этот способ основан на использовании переменного электрического тока.

Настоящее изобретение позволяет повысить более чем на 100% приток углеводородов в обсажденных скважинах без их остановки. Способ состоит в следующем. Заглушают скважину с низким дебитом, поднимают на поверхность из скважины оборудование, опускают в скважину систему электродов с кабелем, один конец которого связан на поверхности земли с источником постоянного тока, опускают в скважину скважинное оборудование, полувключают насос и одновременно пропускают между электродами и обсадной трубой постоянный ток, причем электроды располагают против пластов, а обсадная труба выполняет функцию катода, после выхода дебита скважины на постоянное значение пропускание тока прекращают. Преимущественно используют плотность тока 10 30 А/м 2 . Режим пропускания тока может быть импульсным и непрерывным. После прекращения пропускания электрического постоянного тока электроды могут быть вынуты из скважины. Пропускание постоянного электрического тока осуществляют не более двух месяцев.

Сущность изобретения заключается в направленном движении в электрическом поле молекул воды и углеводородов углеводороды движутся к аноду, т.е. в колонну труб, а вода к катоду, т.е. в затрубное пространство. Одновременно происходит выделение кислорода и накопление кислоты в прианодном пространстве. Выделение газов сопровождается микровзрывами, что дополнительно способствует очищению порового пространства, повышает температуру пласта, уменьшает вязкость нефти все это приводит к повышению дебита скважины.

При изменении полярностей электрода и обсадной колонны способ можно использовать при герметизации заколонного пространства скважин, для регулирования притоком или оттоком воды, т.е. способ унифицированный.

Существенность введенных в формулу изобретения признаков обосновывается следующим. Подготовительные операции, предшествующие операции обработки пласта электрическим полем, т.е. пропусканию постоянного электрического тока, необходимы для работы способа. Существенность обработки электрическим полем обоснована выше.

Изобретение отличается от ближайшего аналога тем, что: а/ подготавливают скважину к обработке пласта электрическим полем; б/ опускают в скважину электроды посредством кабеля, подключенного к источнику постоянного тока; в/ запускают скважину и пропускают электрический постоянный ток между электродами и обсадной трубой, причем труба выполняет функцию катода; г/ электроды расположены на уровне пласта; д/ после выхода дебита скважины на постоянную величину прекращают пропускание тока.

Кроме того, преимущественно: е/ после прекращения пропускания тока вынимают из скважины электроды; ж/ используют плотность тока 10 30 А/м 2 ; з/ обработку проводят не свыше двух месяцев.

Существенность всех признаков обоснована опытом экспериментальной работы заявителя.

Изобретение иллюстрировано графическим материалом, где приняты следующие обозначения: скважина 1, обсадная колонна 2 с заполненным пространством 3, насосно-компрессорные трубы 4, насос 5, электроды 6, кабель 7, продуктивные нефтегазонасосные пласты 8, ролик 9, барабан 10, силовой выпрямитель 11, блок управления режимами тока 12 и блок заземления 13.

Способ реализуют следующим образом. Из скважины с малым дебитом извлекают скважинное оборудование насоснокомпрессорные трубы /НКТ/ и насос. На уровень нефтеносных пластов опускают на кабеле либо на НКТ электроды, подключенные посредством кабеля к источнику постоянного тока, в частности к высоковольтному выпрямителю. Опускают в скважину насоснокомпрессорные трубы и насос, подключенные к нефтехранилищу. Включают насос и одновременно с ним источник постоянного тока в цепи электроды труба. По опыту работы заявителя через два-три дня начинается повышение дебита нефти. После стабилизации дебита отключают источник постоянного тока. Время обработки, плотность тока, режим и периодичность его пропускания, месторасположение и количество электродов определяются конкретными условиями скважины.

Ниже приведен пример реализации способа на скважине N 152 По "Краснодарнефтегаз".

Подняли штанги и НКТ с насосом, обследовали колонну шаблоном диаметром, превышающим диаметр муфты НКТ, + толщину кабеля /КРБК/.

Собрали электрод, соединили его с НКТ и КРБК, смонтировали насос, спустили электрод с креплением КРБК на хомутах и разместили его в интервале 1140 -1143 м.

Смонтировали устьевую обвязку, подключили КРБК к выпрямителю и подали напряжение на электроды. Одновременно 2 раза в сутки замеряли дебит нефти, газа, воды и динамических уровней.

На четвертые сутки после воздействия дебит нефти возрос с 1,5 до 2,6 т. на 5-е сутки до 2,8 т, 6-е 2,9 т, 7-е 3т. Затем воздействие прекратили. Дебит сохранялся постоянным в течение 52 суток.

Использование способа позволяет интенсифицировать приток углеводородов, очищать /разкальматировать/ призабойную зону скважины, проводить безреагентную экологически чистую обработку призабойной зоны, регулировать движение воды и, благодаря этому, либо уменьшать обводненность флюида, либо герметизировать заколонное пространство одними и теми же электрическими способом и оборудованием.

1. Способ электрохимической обработки нефтегазовых скважин, включающий помещение в скважину в зону продуктивного пласта электрически связанных с источником тока электродов, одним из которых является обсадная труба, включение источника тока и проведение обработки продуктивного пласта электрическим полем путем пропускания электрического тока, отличающийся тем, что предварительно осуществляют глушение скважины, извлекают скважинное оборудование, электроды связывают с источником тока посредством кабеля, спускают в скважину вынутое оборудование, используют источник постоянного тока, причем в качестве катода используют обсадную трубу, включают насос и после выведения дебита скважины на постоянное значение выключают источник постоянного тока.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что после прекращения пропускания тока извлекают электроды из скважины.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют плотность тока 10 30 А/м 2 .

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что обработку нефтегазовой скважины проводят не свыше двух месяцев.

Читайте также: