Обработка скважины горячей водой

Обновлено: 04.07.2024

Система для проведения ремонтных работ при промывке горячей жидкостью скважины (варианты)

Полезные модели относятся к нефтедобывающей промышленности, в частности, к системам для промывки скважины горячей жидкостью при проведении ремонтных работ с целью очистки скважины и ее забоя от различного вида отложений. Единый технический результат заключается в повышении эффективности промывки жидкостью всей скважины вплоть до забоя при проведении ремонтных работ в любых по глубине и температурным характеристикам скважинах, за счет исключения потерь тепла промывочной жидкости по всему стволу скважины, при одновременном снижении трудоемкости при монтаже системы, простоте и надежности эксплуатации при многократном использовании. Сущность: Предлагаемая система для проведения ремонтных работ при промывке горячей жидкостью скважины состоит из секций 1 НКТ, на конце колонны которых размещен нагреватель 2 (по первому варианту) или между которыми смонтированы, по меньшей мере, два нагревателя 3 (по второму варианту), размещенные на расстоянии 4 друг от друга. Указанное расстояние 4 может составлять на практике 20-1000 м, в зависимости от типа скважины, ее глубины и температуры как скважинной, так и промывочной жидкости. В качестве нагревателей 2 и 3 могут быть использованы, например, ленточные нагреватели, и/или индукционные и/или электромагнитные. Нагреватели 3, размещенные между секциями 1 НКТ, соединены друг с другом, а также с блоком электропитания 7 и с наземным измерительно-управляющим блоком 8 посредством линии 5 связи. Такой же линией связи соединен нагреватель 2 с указанными блоком электропитания и с наземным измерительно-управляющим блоком. Измерительно-управляющий блок 8 может быть выполнен, например, в виде программируемого частотного электронного блока управления. Зона соединения секции 1 НКТ с нагревателем 2 и 3 может быть оснащена датчиком 6 для считывания термобарических параметров жидкости в скважине. 2 н.п. ф-лы; 8 з.п. ф-лы; 2 ил.

Полезные модели относятся к нефтедобывающей промышленности, в частности, к системам для промывки скважины горячей жидкостью при проведении ремонтных работ с целью очистки скважины и ее забоя от различного вида отложений, в частности, асфальтеносмолопарафиновых (АСПО).

Известна система для промывки скважины горячей жидкостью (Патент РФ 2014440, от 1991 г.), включающая составленные из секций подъемную и промывочную насосно-компрессорные трубы (НКТ), между которыми установлен циркуляционный клапан и переводник с опорным седлом для вставного глубинного насоса. Данная известная система позволяет с помощью обратной промывки горячей жидкостью промывать скважину от пробки из смол и парафина. Указанное известное решение выбрано в качестве ближайшего аналога.

Недостатками указанной известной системы являются следующие:

- сложность монтажа системы в скважине;

- повышенная металлоемкость в связи с необходимостью монтажа двух колонн НКТ.

Единый технический результат, достигаемый предложенными вариантами полезной модели, заключается в повышении эффективности промывки жидкостью всей скважины вплоть до забоя при проведении ремонтных работ в любых по глубине и температурным характеристикам скважинах за счет исключения потерь тепла промывочной жидкости по всему стволу скважины, при одновременном обеспечении оптимизации теплопрогрева, снижении трудоемкости при монтаже системы, простоте и надежности эксплуатации при многократном использовании.

Указанный единый технический результат достигается заявляемой системой для проведения ремонтных работ при промывке горячей жидкостью скважины, включающей соединенные между собой в колонну секции насосно-компрессорных труб НКТ, через которую производится промывка скважины горячей жидкостью, при этом, согласно полезной модели по первому варианту, на конце колонны НКТ смонтирован нагреватель, соединенный посредством проложенной по внешней поверхности НКТ линии связи, с размещенными на дневной поверхности блоком электропитания и с наземным измерительно-управляющим блоком, при этом в качестве линии связи система содержит нагревательный или питающий кабель, а наземный измерительно-управляющий блок настроен с возможностью обеспечения включения нагревателя в работу одновременно с закачкой горячей жидкости в скважину или после заполнения этой жидкостью колонны НКТ; а согласно полезной модели по второму варианту, между секциями НКТ смонтированы на расстоянии друг от друга, по меньшей мере, два нагревателя, соединенных друг с другом линией связи, обеспечивающей также электрическое соединение указанных нагревателей с размещенными на дневной поверхности блоком электропитания и с наземным измерительно-управляющим блоком, а наземный измерительно-управляющий блок настроен с возможностью обеспечения включения нагревателя в работу одновременно с закачкой горячей жидкости в скважину или после заполнения этой жидкостью колонны НКТ.

По обоим вариантам:

Длина нагревателя составляет приблизительно 1-10 м.

Зона соединения НКТ с нагревателем снабжена датчиком для считывания термобарических параметров жидкости, электрически соединенным через линию связи с наземным измерительно-управляющим блоком.

По первому варианту:

В качестве нагревателя система содержит индукционный, или электромагнитный, или ленточный нагреватель проточного типа.

В качестве нагревателя система содержит нагреватель проточного типа, выполненный с возможностью нагрева закачиваемой горячей жидкости до температуры ее парообразования.

По второму варианту:

В качестве нагревателя система содержит индукционный, и/или электромагнитный, и/или ленточный нагреватель проточного типа.

Расстояние между нагревателями составляет приблизительно 20-1000 м.

Указанный технический результат достигается за счет следующего.

Благодаря тому, что по первому варианту на конце колонны НКТ смонтирован нагреватель, а по второму варианту между секциями НКТ смонтированы на расстоянии друг от друга, по меньшей мере, два нагревателя, повышается эффективность промывки скважины за счет исключения потери температуры горячей жидкости при ее движении по стволу любой по глубине и температурным характеристикам скважине. Таким образом, промывка ствола и забоя осуществляется практически однородной по температуре жидкостью. За счет этого исключается необходимость повторных промывок, а значит сокращаются временные и материальные затраты на ремонт.

Наличие в предлагаемых системах по обоим вариантам наземного измерительно-управляющего блока, выполненного с возможностью включения в работу нагревателей одновременно с закачкой горячей жидкости в скважину или после заполнения этой жидкостью колонны НКТ, позволит снизить потребление электроэнергии за счет рационального и оптимального нагрева (например, нагрев при заполненной жидкостью НКТ обеспечит исключение нагрева газа в НКТ, то есть снизит непроизводительные потери электроэнергии).

Выполнение расстояния между нагревателями по второму варианту в широком диапазоне от 20 до 1000 м берется из расчета теплоотдачи жидкости, прокачиваемой через НКТ, во избежание падения температуры горячей жидкости до температуры скважины. Например, расстояние 20 м между нагревателями может быть выполнено при условии нахождения скважины в районах вечной мерзлоты. А расстояние 1000 м между нагревателями считается целесообразным при условии, что скважина глубокая и имеет высокую температуру добываемой жидкости. Исходя из особенностей большинства скважин, оптимальным будет считаться расстояние между нагревателями приблизительно 500 м.

Датчики, которые могут быть установлены в зоне соединения НКТ с нагревателем, предназначены для преобразования текущих значений температуры в частоту и передачи указанных параметров посредством электрической линии связи в наземный измерительно-управляющий блок. Последний запрограммирован на включение-отключение нагревателей в зависимости от заданного температурного режима в скважине или от температуры горячей промывочной жидкости.

Использование в качестве нагревателя индукционного, или электромагнитного, или ленточного нагревателя проточного типа при длине нагревателя приблизительно 1-10 м (учитывая, что указанные нагреватели проточного типа целесообразно устанавливать поверх НКТ между секциями последних, т.е. труба НКТ и будет проточным каналом для нагревателя, то и оптимальный размер их не будет превышать длину одной секции НКТ - 10 м, а минимальный размер 1 м установлен опытным путем, исходя из практических режимов закачки минимальных объемов горячей жидкости), позволит расширить диапазон применяемого оборудования в зависимости от требуемой температуры нагрева и обеспечить оптимальный режим работы системы при технологически допустимых затратах.

По второму варианту предлагаемая система может содержать также несколько различных видов нагревателей (т.е. индукционный, электромагнитный, ленточный в зависимости от количества нагревателей), каждый из которых выполняет свою функцию, обеспечивая нагрев промывочной жидкости. Такое использование различных видов нагревателей может быть целесообразно в условиях недостатка мощностей для электропрогрева (например, индукционный нагреватель требует меньшей мощности) или с целью оптимизации теплоотдачи по стволу скважины (например, на различных глубинах скважины требуется различное количество тепла).

Монтаж предлагаемой системы прост и характеризуется невысокой трудоемкостью (осуществляется вместе с монтажом колонны НКТ). Вместе с этим обеспечивается простота и надежность эксплуатации системы в скважине за счет минимального количества применяемого оборудования и его надежности.

Предлагаемое техническое решение иллюстрируется чертежами, где на фиг.1 изображена принципиальная схема заявляемой системы по первому варианту; на фиг.2 - принципиальная схема заявляемой системы по второму варианту.

7 2 нагревателя:
- индукционный
- индукционный
8 2 нагревателя:
- индукционный
- ленточный
9 2 нагревателя:
- ленточный
- ленточный

Нагреватели 3, размещенные между секциями 1 НКТ, соединены друг с другом линией 5 связи, например, кабелем марки КНППБП-120-3/10 (8; 16).

Нагреватели 2 и 3 могут быть соединены с секциями 1 НКТ посредством муфтового соединения.

Зона соединения секции 1 НКТ с нагревателем 2 и 3 может быть оснащена датчиком 6 для считывания термобарических параметров жидкости в скважине.

Предлагаемая система также оснащена наземным блоком 7 питания и измерительно-управляющим блоком 8, соединенных посредством кабеля 5 с нагревателями 2 и 3. Измерительно-управляющий блок 8 может быть выполнен, например, в виде программируемого частотного электронного блока управления.

Работает предлагаемая система следующим образом.

При необходимости можно повторить операцию, не поднимая предлагаемую систему из скважины.

Таким образом, используя заявляемую систему, появилась возможность доставки непосредственно к месту промывки горячей жидкости с практически постоянной высокой температурой, избегая ее охлаждения в процессе транспортировки по трубам НКТ даже в глубоких скважинах, а также в холодных скважинах.

В связи с этим значительно повышается эффективность промывки требуемого интервала 10 скважины 9 от органических отложений, а также уменьшается время, затраченное на размытие ледяных или парафиновых пробок. При этом обеспечивается оптимизация теплопрогрева и повышается производительность выполняемых работ.

1. Система для проведения ремонтных работ при промывке горячей жидкостью скважины, включающая соединенные между собой в колонну секции насосно-компрессорных труб НКТ, через которую производится промывка скважины горячей жидкостью, отличающаяся тем, что на конце колонны НКТ смонтирован нагреватель, соединенный посредством проложенной по внешней поверхности НКТ линии связи, с размещенными на дневной поверхности блоком электропитания и с наземным измерительно-управляющим блоком, при этом в качестве линии связи система содержит нагревательный или питающий кабель, а наземный измерительно-управляющий блок настроен с возможностью обеспечения включения нагревателя в работу одновременно с закачкой горячей жидкости в скважину или после заполнения этой жидкостью колонны НКТ.

2. Система по п.1, отличающаяся тем, что в качестве нагревателя она содержит индукционный, или электромагнитный, или ленточный нагреватель проточного типа.

3. Система по п.1, отличающаяся тем, что в качестве нагревателя она содержит нагреватель проточного типа, выполненный с возможностью нагрева закачиваемой горячей жидкости до температуры ее парообразования.

4. Система по п.1, отличающаяся тем, что длина нагревателя составляет приблизительно 1-10 м.

5. Система по п.1, отличающаяся тем, что зона соединения НКТ с нагревателем снабжена датчиком для считывания термобарических параметров жидкости, электрически соединенным через линию связи с наземным измерительно-управляющим блоком.

6. Система для проведения ремонтных работ при промывке горячей жидкостью скважины, включающая соединенные между собой в колонну секции насосно-компрессорных труб НКТ, через которую производится промывка скважины горячей жидкостью, отличающаяся тем, что между секциями НКТ смонтированы на расстоянии друг от друга, по меньшей мере, два нагревателя, соединенных друг с другом линией связи, обеспечивающей также электрическое соединение указанных нагревателей с размещенными на дневной поверхности блоком электропитания и с наземным измерительно-управляющим блоком, а наземный измерительно-управляющий блок настроен с возможностью обеспечения включения нагревателя в работу одновременно с закачкой горячей жидкости в скважину или после заполнения этой жидкостью колонны НКТ.

7. Система по п.6, отличающаяся тем, что в качестве нагревателя она содержит индукционный, и/или электромагнитный, и/или ленточный нагреватель проточного типа.

8. Система по п.6, отличающаяся тем, что длина нагревателей составляет приблизительно 1-10 м.

9. Система по п.6, отличающаяся тем, что расстояние между нагревателями составляет приблизительно 20-1000 м.

10. Система по п.6, отличающаяся тем, что зона соединения НКТ с нагревателем снабжена датчиком для считывания термобарических параметров жидкости, электрически соединенным с наземным измерительно-управляющим блоком.

Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды

Поступающую из скважин нефть и газ нужно очистить.
Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный нефтяной газ (ПНГ), твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).


Пластовая вода - это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л.
Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80%.
Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров.
Твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования.
ПНГ используется как сырье и топливо.


Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод (МНП) подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.
На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти.
Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ).
От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой.
На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, ПНГ и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС).
Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС.
Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении.
В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти.
На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды.
На установке по подготовке нефти (УПН) осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке.
Комплект этого оборудования называется УКПН - установка по комплексной подготовке нефти.


Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле:

1 - нефтяная скважина;
2 - автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ);
3 - дожимная насосная станция (ДНС);
4 - установка очистки пластовой воды;
5 - установка подготовки нефти;
6 - газокомпрессорная станция;
7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды;
8 - резервуарный парк

Обезвоженная, обессоленная и дегазированная нефть после завершения окончательного контроля поступает в резервуары товарной нефти и затем на головную насосную станцию МНП.

Обезвоживание нефти затруднено тем, что нефть и вода образуют стойкие эмульсии типа «вода в нефти».
В этом случае вода диспергирует в нефтяной среде на мельчайшие капли, образуя стойкую эмульсию.
Следовательно, для обезвоживания и обессоливания нефти необходимо отделить от нее эти мельчайшие капли воды и удалить воду из нефти.

Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы:

  • гравитационный отстой нефти,
  • горячий отстой нефти,
  • термохимические методы,
  • электрообессоливание и электрообезвоживание нефти.
Наиболее прост по технологии процесс гравитационного отстоя.
В этом случае нефтью заполняют резервуары и выдерживают определенное время (48 ч и более).
Во время выдержки происходят процессы коагуляции капель воды, и более крупные и тяжелые капли воды под действием сил тяжести (гравитации) оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды. Однако гравитационный процесс отстоя холодной нефти - малопроизводительный и недостаточно эффективный метод обезвоживания нефти.
Более эффективен горячий отстой обводненной нефти, когда за счет предварительного нагрева нефти до температуры 50 -70°С значительно облегчаются процессы коагуляции капель воды и ускоряется обезвоживание нефти при отстое.
Недостатком гравитационных методов обезвоживания является его малая эффективность.

Более эффективны методы химические, термохимические, а также электрообезвоживание и обессоливание.

При химических методах в обводненную нефть вводят специальные вещества, называемые деэмульгаторами.
В качестве деэмульгаторов используют ПАВ.
Их вводят в состав нефти в небольших количествах от 5-10 до 50-60 г на 1 т нефти.
Наилучшие результаты показывают так называемые неионогенные ПАВ, которые в нефти не распадаются на анионы и катионы.
Это такие вещества, как дисолваны, сепаролы, дипроксилины и др.
Деэмульгаторы адсорбируются на поверхности раздела фаз «нефть-вода» и вытесняют или заменяют менее поверхностно-активные природные эмульгаторы, содержащиеся в жидкости.
Причем пленка, образующаяся на поверхности капель воды, непрочная, что отмечает слияние мелких капель в крупные, т.е. процесс коалесценции.
Крупные капли влаги легко оседают на дно резервуара.
Эффективность и скорость химического обезвоживания значительно повышается за счет нагрева нефти, т.е. при термохимических методах, за счет снижения вязкости нефти при нагреве и облегчения процесса коалесценции капель воды. Наиболее низкое остаточное содержание воды достигается при использовании электрических методов обезвоживания и обессоливания.
Электрообезвоживание и электро-обессоливание нефти связаны с пропусканием нефти через специальные аппараты-электродегидраторы, где нефть проходит между электродами, создающими электрическое поле высокого напряжения (20-30 кВ).
Для повышения скорости электрообезвоживания нефть предварительно подогревают до температуры 50-70°С.
При хранении такой нефти в резервуарах, при транспортировке ее по трубопроводам, в вагонах - цистернах по железной дороге или водным путем значительная часть этих углеводородов теряется за счет испарения.
Легкие углеводороды являются инициаторами интенсивного испарения нефти, так как они увлекают за собой и более тяжелые углеводороды. В то же время легкие углеводороды являются ценным сырьем и топливом (легкие бензины).
Поэтому перед подачей нефти из нее извлекают легкие низкокипящие углеводороды.
Эта технологическая операция и называется стабилизацией нефти.
Для стабилизации нефти ее подвергают ректификации или горячей сепарации.
Наиболее простой и более широко применяемой в промысловой подготовке нефти является горячая сепарация, выполняемая на специальной стабилизационной установке.
При горячей сепарации нефть предварительно подогревают в специальных нагревателях и подают в сепаратор, обычно горизонтальный.
В сепараторе из подогретой до 40-80°С нефти активно испаряются легкие углеводороды, которые отсасываются компрессором и через холодильную установку и бензосепаратор направляются в сборный газопровод.
В бензосепараторе от легкой фракции дополнительно отделяют за счет конденсации тяжелые углеводороды. Вода, отделенная от нефти на УКПН, поступает на УПВ, расположенную также на ЦПС.
Особенно большое количество воды отделяют от нефти на завершающей стадии эксплуатации нефтяных месторождений, когда содержание воды в нефти может достигать до 80%, т.е. с каждым кубометром нефти извлекается 4 м 3 воды.
Пластовая вода, отделенная от нефти, содержит механические примеси, капли нефти, гидраты закиси и окиси железа и большое количество солей.
Механические примеси забивают поры в продуктивных пластах и препятствуют проникновению воды в капиллярные каналы пластов, а следовательно, приводят к нарушению контакта «вода-нефть» в пласте и снижению эффективности поддержания пластового давления. Этому же способствуют и гидраты окиси железа, выпадающие в осадок.
Соли, содержащиеся в воде, способствуют коррозии трубопроводов и оборудования.
Поэтому сточные воды, отделенные от нефти на УКПН, необходимо очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей, и только после этого закачивать в продуктивные пласты.
Допустимые содержания в закачиваемой воде механических примесей, нефти, соединений железа устанавливают конкретно для каждого нефтяного месторождения.
Для очистки сточных вод применяют закрытую (герметизированную) систему очистки.

В герметизированной системе в основном используют три метода: отстой, фильтрования и флотацию.
Метод отстоя основан на гравитационном разделении твердых частиц механических примесей, капель нефти и воды.
Процесс отстоя проводят в горизонтальных аппаратах - отстойниках или вертикальных резервуарах-отстойниках.
Метод фильтрования основан на прохождении загрязненной пластовой воды через гидрофобный фильтрующий слой, например через гранулы полиэтилена.
Гранулы полиэтилена «захватывают» капельки нефти и частицы механических примесей и свободно пропускают воду.
Метод флотации основан на одноименном явлении, когда пузырьки воздуха или газа, проходя через слой загрязненной воды снизу вверх, осаждаются на поверхности твердых частиц, капель нефти и способствуют их всплытию на поверхность.

Очистку сточных вод осуществляют на установках очистки вод типа УОВ-750, УОВ-1500, УОВ-3000 и УОВ-10000, имеющих пропускную способность соответственно 750, 1500, 3000 и 10000 м 3 /сут.
Следует отметить, что установка УОВ-10000 состоит из трех установок УОВ-3000.
Каждая такая установка состоит из 4 х блоков: отстойника, флотации, сепарации и насосного.

Вместе с очищенной пластовой водой в продуктивные пласты для поддержания пластового давления закачивают пресную воду, полученную из двух источников: подземных (артезианских скважин) и открытых водоемов (рек).
Грунтовые воды, добываемые из артезианских скважин, отличаются высокой степенью чистоты и во многих случаях не требуют глубокой очистки перед закачкой в пласты.
В то же время вода открытых водоемов значительно загрязнена глинистыми частицами, соединениями железа, микроорганизмами и требует дополнительной очистки.
В настоящее время применяют два вида забора воды из открытых водоемов: подрусловый и открытый.

Соляно - кислотные обработки скважин

Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев, призабойной зоны, НКТ от солевых, парафинисто-смолистых отложений и продуктов коррозии при освоении скважины с целью их запуска, а так же для увеличения проницаемости пород. Под воздействием соляной кислоты в породах ПЗС образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а следовательно и производительность нефтяных (газовых) и приемистость нагнетательных скважин.


Различают следующие разновидности кислотных обработок:
Кислотные ванны предназначены для очистки поверхности открытого забоя и стенок скважины от цементной и глинистой корок, смолистых веществ, продуктов коррозии, кальциевых отложений от пластовых вод и освобождения прихваченного пробкой подземного оборудования. Объем рабочего раствора, при кислотной ванне, составляет не более объема ствола (колонны) в заданном интервале, закачивают его до забоя, не продавливая в пласт. Раствор кислоты выдерживают в интервале обработки 16 - 24 ч. Затем отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции удаляют из скважины обратной промывкой. В качестве промывочной жидкости используют воду.


Простая кислотная обработка предназначена для воздействия на породы ПЗС с целью увеличения их проницаемости. Процесс ведется с обязательным задавливанием кислоты в пласт. Вначале закачивают нефть или воду, затем при открытом затрубном пространстве - расчетное количество приготовленного рабочего раствора соляной кислоты. При этом объем первой порции кислоты рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака до кровли пласта. После этого закрывают задвижку на затрубном пространстве скважины и под давлением закачивают в скважину остатки кислотного раствора. Кислота начинает проникать в пласт. Оставшуюся в трубах и в фильтровой части скважины кислоту продавливают в пласт нефтью или водой.


Кислотная обработка под давлением применяют с целью продавки кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта. Проводят с применением пакера.
При открытой задвижке затрубного пространства скважины и непосаженом пакере в скважину закачивают кислотный состав в объеме труб и подпакерного пространства, после чего пакером герметизируют затрубное пространство и закачивают кислоту в объеме спущенных труб с максимальным повышением темпа закачки. Затем, не снижая давления, вслед за кислотой прокачивают расчетный объем продавочной жидкости и закрывают задвижку. Скважину оставляют в покое до полного спада или стабилизации давления.


Пенокислотные обработки применяют при значительной толщине пласта и низких пластовых давлениях. В призабойную зону скважины вводя аэрированный раствор кислоты и ПАВ в виде пены. При таких обработках используют кислотный агрегат, компрессор и аэратор. Пенокислотная обработка имеет следующие преимущества:
Ø Кислотная пена медленнее растворяет карбонатный материал, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт.
Ø Кислотная пена обладает меньшей плотностью и повышенной вязкостью, что позволяет увеличить охват воздействием всей продуктивной толщины пласта.
Ø Содержание в пене ПАВ снижает поверхностное натяжение кислоты на границе с нефтью, а сжатый воздух, находящийся в пене, расширяется во много раз при понижении давления после обработки; все это в совокупности способствует улучшению условий притока нефти в скважину и значительно облегчает ее освоение.


Многократные обработки заключаются в том, что ПЗС обрабатывают несколько раз с интервалами между обработками в 5 - 10 суток с целью вывода скважины на максимальную производительность за короткий срок.


Поинтервальные (ступенчатые) обработки нескольких интервалов пласта значительной толщины с целью полного охвата пласта или отдельных продуктивных пропластков.

После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации, принудительно-направленным способом воздействует интервал, пока полностью не будет охвачена вся толщина пласта. Проводить ступенчатые обработки целесообразно в скважинах после выхода их из бурения или в начальный период эксплуатации.


Термохимические обработки - обработки скважин горячей соляной кислотой, с магнием в специальном наконечнике, спущенном на НКТ в пределы интервала, намеченного под обработку. Применяют для очистки ПЗС от асфальто-смолистых, парафиновых и других материалов.


Термокислотные обработки - комбинированный процесс, в первой фазе которого осуществляется термохимическая обработка, во второй (без перерыва во времени) - обычная, простая СКУ. Наполненный магнием наконечник спускают на трубах в скважину и устанавливают в зоне обрабатываемого интервала пласта. Затем закачивают нефть и вслед за ней, без перерыва, 15% раствор соляной кислоты. Скорость прокачки кислоты должна быть такой, чтобы в течение всего процесса на выходе наконечника была одинаковая запланированная температура и постоянная кислотность раствора. Для загрузки наконечника используют магний в виде стружек или брусков квадратного или круглого сечения.

Тепловая обработка скважин

ТЕПЛОВАЯ ОБРАБОТКА СКВАЖИН (а. well thermostimulation, heat treatment of wells, thermal treatment of wells; н. Thermostimulation, thermische Воhrloch-sohlenbehardlung; ф. traitement termique des puits; и. estimulacion termica de pozos, estimulacion caloriсо de perforaciones) — метод интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанный на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяется в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей. Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина, смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъёмных трубах и в призабойной зоне. При возобновлении эксплуатации эти вещества выносятся вместе с нефтью на поверхность. Скважины, снизившие дебит из-за парафинизации призабойной зоны, большей частью восстанавливают его после тепловой обработки скважин.

Прогрев осуществляют закачкой в пласт нагретого жидкого теплоносителя (нефть, газолин, керосин, дизельное топливо, вода), циклической паротепловой, электротепловой, термокислотной обработками, электромагнитным и термоакустическим воздействиями.

Закачка нагретого жидкого теплоносителя в скважину производится на месторождениях вязких смолистых и парафинистых нефтей, расположенных на глубине до 1,5 км. Её проводят двумя способами: не прекращая эксплуатации или с остановкой работы скважины. При непрерывной работе глубинного насоса горячую жидкость закачивают через затрубное пространство. Из остановленной скважины перед закачкой извлекается насос, в кровле продуктивного пласта устанавливается пакер, после чего теплоноситель закачивается по трубам и продавливается в призабойную зону. Затем пакер вынимается, опускается насос и возобновляется эксплуатация скважины.

Циклическая паротепловая обработка применяется на месторождениях глубиной до 1000 м с высоковязкими (свыше 50 МПа•с) и (или) парафинистыми нефтями. В остановленную скважину, оборудованную термостойким пакером или без него (при глубине до 500 м), по насосно-компрессорным трубам нагнетают насыщенный сухой пар. Затем скважину герметизируют и выдерживают 2-5 суток, после чего спускают насосное оборудование и возобновляют эксплуатацию. Прогретая зона сохраняется 2-3 месяца.

Реклама

Электротепловая обработка применяется на месторождениях высоковязких (свыше 50 МПа•с) или парафинистых (свыше 3% парафина) нефтей, расположенных на глубине до 2000 м (ограничение по глубине связано с ростом энергетических потерь в подводящем кабеле). Заключается в периодическом либо постоянном прогреве продуктивного пласта из скважины глубинными электронагревателями мощностью 15-100 кВт. При периодическом прогреве после остановки скважины и извлечения глубинно-насосного оборудования на кабель-тросе в интервал продуктивного пласта спускают трубчатый электронагреватель и прогревают пласт 3-7 суток, затем извлекают электронагреватель и возобновляют эксплуатацию пласта. Постоянная электротепловая обработка проводится одновременно с эксплуатацией скважины при начальных пластовых температурах до 60°С. Её используют главным образом для постоянного снижения вязкости нефти в процессе эксплуатации.

Термокислотная обработка применяется преимущественно в призабойных зонах с продуктивными карбонатными коллекторами. Комплексный способ включает тепловую обработку, основанную на экзотермической реакции закачиваемой соляной кислоты с магнием или его сплавами, и обычную кислотную обработку. Количество кислоты и спускаемого в скважину в виде стружки магния рассчитывается так, чтобы окончательная температура раствора после реакции была 75-90°С.

Электромагнитное воздействие на призабойную зону проводят на месторождениях битума, вязких и парафинистых нефтей, скважины которых эксплуатируются с открытыми забоями. Метод основан на использовании внутренних источников тепла, возникающих при воздействии на пласт высокочастотного электромагнитного поля (диапазон частот 13-80 МГц). Комплекс используемой аппаратуры состоит из наземного высокочастотного электромагнитного генератора мощностью до 60 кВт и спускаемого в скважину электромагнитного излучателя. Зона воздействия определяется способом создания (в одной скважине или между несколькими), напряжённостью и частотой электромагнитного поля, а также электрическими свойствами пласта. В отличие от электротепловой обработки глубинным электронагревателем распределение температур в пласте мало зависит от величины притока жидкости в скважину. Помимо тепловых эффектов электромагнитное воздействие приводит к деэмульсации нефти, снижению температуры начала кристаллизации парафина и появлению дополнительных градиентов давления за счёт силового воздействия электромагнитного поля на пластовую жидкость.

Термоакустическое воздействие применяется на месторождениях, где проницаемость снижена из-за отложений парафино-смолистых веществ, а также проникновения в призабойную зону воды, глинистого раствора, образования гидратов углеводородных газов и др. Метод основан на совместном облучении призабойной зоны тепловым и акустические полями, для чего в скважину спускают термоакустический излучатель, соединённый кабель-тросом с наземным ультразвуковым генератором мощностью 4-30 кВт в диапазоне частот 5-16 кГц. Одновременное распространение этих полей в продуктивном пласте способствует многократному увеличению его эффективной температуропроводности и очистке призабойной зоны. Радиус зоны воздействия достигает 8 м. В зоне воздействия снижается вязкость нефти, разрушаются и выносятся при последующей эксплуатации отложения парафина, бурового раствора, гидратов газа и солей.

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:

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.

Сущность промывки скважины горячей нефтью

При прогреве призабойной зоны парафиносмолистые 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 скважинных электронагревателей, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия.

ЗАКАЧКА В СКВАЖИНУ ГОРЯЧИХ ЖИДКОСТЕЙ (нефти, газового конденсата, керосина, дизельного топлива или же воды с добавками ПАВ «поверхностно активными веществами»), обычно проводят для прогрева запарафиненных подъемных труб и призабойной зоны. Жидкость в объеме до 15 – 30 кубометров нагревают до температуры 90 – 95 о С паром от ППУ , а затем с помощью насоса закачивают в скважину.

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

Применяют два варианта закачки: создание циркуляции горячей жидкости без остановки работы скважинного насоса и продавливание жидкости в призабойную зону.

При первом варианте скважинный насос доспускают до нижнего интервала перфорации и, не прекращая работы насосной установки, горячую жидкость закачивают через межтрубное пространство. По пути она нагревает НКТ, расплавляет парафин с их внутренних стенок и, проникая в призабойную зону, расплавляет и вымывает парафиносмолистые отложения в непосредственной близости от скважины.

Для осуществления второго варианта 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 скважинный насос и пускают скважину в эксплуатацию. Горячая жидкость растворяет парафиносмолистые 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 установке пакера.

Тепловая обработка скважин

методы — методы: Методы косвенного измерения влажности газов, основанные на зависимости их оптических свойств от влажности. Источник: РМГ 75 2004: Государственная система обеспечения единства измерений. Измерен … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Геотермальная энергетика — Несьявеллир ГеоТЭС, Исландия Геотермальная энергетика направление энергетики, основанное на производстве … Википедия

Природный газ — (Natural gas) Природный газ это один из самых распространенных энергоносителей Определение и применение газа, физические и химические свойства природного газа Содержание >>>>>>>>>>>>>>> … Энциклопедия инвестора

Атомная электростанция — См. также: Список АЭС мира Страны с атомными электростанциями … Википедия

Павлодарская область — каз. Павлодар облысы Герб … Википедия

Нефтяная промышленность — Нефтеперерабатывающий завод Shell в городе Мартинез (Калифорния) … Википедия

Читайте также: