Капитальный ремонт скважин. Обработка призабойной зоны. КР-7-5. Термообработка призабойной зоны

Капитальный ремонт скважин. Обработка призабойной зоны. КР-7-5. Термообработка призабойной зоны

Цель. Очистка коллекторов от отложений парафина

Задачи:

Применение метода кондуктивного прогрева.

Применение метода паротепловая обработка.

 Термообработку ПЗП проводят в коллек­торах с тяжелыми парафинистыми нефтями при пла­стовых температурах, близких к температуре кристал­лизации парафина или ниже нее.

При термообработке перенос тепла в кол­лектор осуществляют: при теплопередаче по скелету породы и насыщающей жидкости от источника теп­ла, расположенного в скважине (метод кондуктивного прогрева); при принудительном теплопереносе по коллектору за счет нагнетания в пласт теплоносителя (паротепловая обработка).

При периодической тепловой обработке, пос­ле извлечения из скважины эксплуатационного обо­рудования, опускают на кабеле-тросе в интервал про­дуктивного пласта глубинный электронагреватель и осуществляют прогрев в течение 3—7 суток.. Паротепловые обработки проводят в сква­жинах глубиной не более 1000 м в коллекторах, со­держащих нефть с вязкостью в пластовых условиях свыше 50 МПа • с.

Перед проведением процесса сква­жину останавливают, извлекают эксплуатационное оборудование и проверяют герметичность эксплуата­ционной колонны. Нагнетание пара осуществляют с таким расчетом, чтобы паровая зона образовалась в радиусе от 10 до 20 м. Затем скважину герметизируют и выдерживают в течение 2—3 суток.

Тепловая обработка призабойной зоны снижает вязкость нефти и усиливает ее приток в скважину. Он прогревает пласт до температуры 80 С на расстояние 0 5 м от забоя. 

Тепловые обработки призабойной зоны пласта производит специально подготовленная бригада. При закачивании пара предусматривается возможность управления запорными устройствами с безопасного расстояния. На паропроводе устанавливают обратный клапан. Для проведения глубинных замеров манометром, термометром применяют лубрикатор, имеющий боковой вентиль для стравливания давления. Оборудование устья тщательно закрепляют. В сальниковых устройствах применяют термостойкий материал. Для смазки резьбовых соединений используют термостойкую герметизирующую смазку.

Устье скважины оборудуют устройством, компенсирующим удлинение колонны НКТ от температуры. Если для закачивания пара применяют НКТ без пакера, то компенсатор устанавливают и в скважине. При закачивании пара через НКТ с пакером, для предупреждения разрыва эксплуатационной колонны и обвязки устья, задвижку на отводе от затрубного пространства открывают. 

Тепловая обработка призабойной зоны нефтяных скважин  устраняет накапливающиеся в процессе эксплуатации активные парафиново-смолисто-асфальтеновые отложения, затрудняющие приток нефти из пласта к забою скважины. 

Способ тепловой обработки призабойной зоны нефтенасыщенного пласта, включающий закачку в пласт перекиси водорода, отличающийся тем, что с целью ускорения разогрева, увеличения объемного охвата тепловой обработкой призабойной зоны и термокаталитической активации реакцией окисления нефти после закачки перекиси водорода последовательно вводят хромовую кислоту и водовоздушную смесь. 

При тепловой обработке призабойной зоны в скважину нагнетают перегретый водяной пар, получаемый от ППУ. Затем скважину закрывают на период, необходимый для передачи тепла в глубь пласта. Указанную операцию проводят под давлением. Если обсадная колонна не рассчитана на такое давление, то в скважину спускают термостойкий пакер, который представляет собой устройство для перекрытия ствола скважины на заданной глубине.

Принцип действия различных видов пакеров одинаков. После спуска пакера до определенной отметки с помощью механических усилий его расклинивают. Он плотно закупоривает колонну, разобщая ее верхнюю и нижнюю части.

При установке пакера задвижка на стволе от затрубного пространства должна быть открыта. Площадку по направлению отвода необходимо освободить от людей и оборудования. 

На промыслах применяют следующие виды тепловых обработок призабойной зоны пластов: горячей нефтью, паром (паротепловая); электронагревателями (электротепловая); термоакустическое воздействие; высокочастотное электромагнитоакустическое воздействие. 

Установка для подогрева нефти должна располагаться не ближе 25 м от емкости с горячей нефтью. Электрооборудование, установленное на тележке или санях с емкостью для нефти, а также на установке для подогрева нефти должно быть взрывозащищенного исполнения. Транспортное средство, буксирующее тележку, должно иметь искрогаситель на выхлопной трубе. Емкость с нефтью должна устанавливаться с наветренной стороны скважины не ближе 10 м от устья. 

Последовательное введение хромовой кислоты и водовоздушной смеси после закачки перекиси водорода - новый, ранее нигде не описанный процесс, позволяющий ускорить разогрев, увеличить объемный охваттепловой обработкой призабойной зоны и термокаталитической активации реакцией окисления по сравнению с известными способами. 

Различают следующие методы увеличения производительности скважин:

1) кислотная обработка скважин;

2) гидравлический разрыв пласта;

3) гидропескоструйная перфорация;

4) торпедирование скважин;

5) тепловая обработка призабойных зон;

6) обработка призабойной зоны поверхностно-активными веществами;

7) метод разрыва пласта с использованием ударной волны;

8) метод разрыва с использованием пороховых газов. 

При стационарном прогреве вокруг скважины в пласте создается кольцевая зона с радиусом до 1 м с постоянно сохраняющейся, достаточно высокой температурой, что определяет значительное снижение вязкости нефти. Тепловая обработка призабойной зоны предотвращает выделение парафина в виде кристаллов из растворенного состояния. 

Для тепловой обработки призабойной зоны используются передвижные паровые установки типа ППУА-1200 / 100, смонтированные на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ. 

Парафин, содержащийся в добываемой нефти, способен откладываться не только в трубах, но и в призабойной зоне, вызывая закупорку пор в пласте, снижая производительность скважины. Для борьбы с этим явлением осуществляют тепловую обработку призабойных зон.

Тепловая обработка призабойной зоны скважины (ПЗС) целесообразна при добыче тяжелых вязких нефтей или нефтей с высоким содержанием парафина и асфальтосмолистых компонентов (более 5 - 6%).

Отложение парафина и асфальтосмолистых веществ происходит в ПЗС на расстояниях до 2,5 м от стенок скважины, т. е. в зоне наиболее резкого изменения давления. Это приводит к сильному увеличению фильтрационных сопротивлений и снижению дебитов скважин.

Призабойную зону скважины прогревают двумя способами:

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

спуском на забой скважины нагревательного устройства - электропечи или специальной погружной газовой горелки.

Для периодического прогрева ПЗС создана самоходная установка электропрогрева скважин СУЭПС-1200 на базе автомашины повышенной проходимости ЗИЛ-157Е. На машине смонтированы каротажная лебедка с барабаном и приводом от двигателя автомобиля. На барабан наматывается кабель-канат КТНГ-10 длиной 1200 м с наружным диаметром 18 мм. Кабель-канат имеет три основные токопроводящие жилы сечением по 4 мм2 и три сигнальные жилы сечением по 0,56 мм2.

В комплект установки СУЭПС-1200 входят три таких прицепа для обслуживания трех скважин, а также вспомогательное оборудование, состоящее из устьевого ручного подъемника, треноги блока-баланса, устьевых зажимов кабеля и другого оборудования. Нагревательный элемент имеет три U-образные трубки из красной меди со спиралью из нихромовой проволоки. Сверху нагревательные трубки закрыты металлическим кожухом для защиты от механических повреждений.

На устье скважины кабель-канат подключается к станции управления и автотрансформатору, который подсоединяется к промысловой низковольтной (380 В) сети.

Передвижные парогенераторные установки имеют большой вес, состоят из нескольких блоков, нуждаются в прокладке к месту установки водяных и газовых линий и поэтому практически превращаются в стационарные котельные. Обычно они устанавливаются среди группы обрабатываемых скважин и соединяются с ними временными паропроводами.

Скважинное оборудование включает специальную термостойкую арматуру для обвязки устья скважин, термостойкий пакер для изоляции затрубного пространства, специальные трубные температурные компенсаторы для компенсации удлинении паропроводов НКТ и обсадной колонны.

Вывод

Тепловая обработка призабойной зоны нефтяных скважин  устраняет накапливающиеся в процессе эксплуатации активные парафиново-смолисто-асфальтеновые отложения, затрудняющие приток нефти из пласта к забою скважины.