какие реагенты применяются при тепловых обработках

1.7 Реагенты используемые при термокислотной обработке

Создание тепла на забое скважин обычно осуществляется хими­ческим путем, т. е. путем использования некоторых экзотермических реакций.

Наиболее часто для этой цели используют реакции соля­ной кислоты с едким натром (NаОН), металлическим магнием или алюминием, которые (реакции) сопровождаются выделением больших количеств тепла при сохранении значительной активности соляной кислоты для последующей реакции с породой.

выделяется 592 ккал тепла на 1 кг твердого каустика как результат двух тепловых эффектов — растворения едкого натра в воде и ней­трализации его соляной кислотой. При применении 13—15-процент­ного раствора НС1 температура при этом может подняться до 70° С.

При реакции соляной кислоты с едкой щелочью по уравнению

Процесс обработки ведется следующим образом: едкий натр круп­ными кусками загружается в перфорированную насосную трубу с глухим низом или в любой другой кожух с отверстиями, который на колонне промывочных труб спускается в скважину на уровень обра­батываемой зоны разреза. Диаметр и длина кожуха зависят от мощ­ности обрабатываемой зоны и от необходимого количества каустика, которое может доходить до 100 кг.

В количестве, необходимом для полной реакции с загруженным каустиком, через насосные трубы прокачивается на малой скорости соляная кислота; после окончания тепловой реакции в скважину вводится дополнительное количество НСI для реакции с породой.

В результате описанного процесса на забое скважины образуется довольно концентрированный водный раствор хлористого натрия, который при контакте с раствором хлористого кальция и магния, образующимся в результате растворения известняков в НСI, может частично выпасть в кристаллический осадок.

Этот недостаток едкого натра — не единственный. При наличии на забое скважины воды каустик может перейти в раствор ранее, чем будет подана кислота для реакции; в результате до 40% возмож­ного теплового эффекта может быть потеряно.

Разбивка твердого каустика на куски и загрузка его в кожух сопряжены с опасностью получения ожогов и порчи одежды, что делает эти операции крайне неприятными для обслуживающего пер­сонала.

С целью устранения указанных недостатков могут быть исполь­зованы реакции соляной кислоты с некоторыми металлами, не рас­творимыми в воде и безопасными в обращении.

Еще большим тепловым эффектом характеризуется реакция рас­творения соляной кислотой металлического магния, идущая по урав­нению

На каждый килограмм магния при этом выделяется 4662,5 ккал тепла. Продукт реакции — хлористый магний — хорошо растворил в воде, причем концентрация его обычно далека от состояния насы­щения раствора

С успехом применена смесь стружек алюминия и электрона: 1 кг этой смеси (70% алюминия, 30% электрона) при растворении ее соляной кислотой дает 4560 ккал тепла, т. е. тепловой эффект реакции металла с кислотой примерно в 7,7 раза больше эффекта реакции кислоты с каустиком. При этих условиях загрузка в скважину 30 кг стружки металлов доста­точна, чтобы получить более 135 000 ккал тепла (против 59 000 ккал на 100 кг NаОН). Для растворения этой загрузки нужно

0,7 м 3 15-процентной кислоты, так что подача в скважину вдвое большего количества кислоты, т. е. 1,4 м 3 , дает возможность получить на забое скважины горячий» раствор (

100° С) с содержанием еще около 50% остаточной концентрации кислоты.

Источник

Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗ)

ОПЗП проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗПП)

ОПЗП проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

Выбор способа ОПЗП осуществляют на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.

Технологию и периодичность проведения работ по воздействию на ПЗП обосновывают геологические и технологические службы нефтегазодобывающего предприятия в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями (РД) по отдельным видам ОПЗП с учетом технико-экономической оценки их эффективности.

1-кратное и многократное воздействие на ПЗП производят в следующих случаях:

— в однородных пластах, не разделенных перемычками, толщиной до 10 м; при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят однократное воздействие;

— в случаях, когда отбором (нагнетанием) охвачены не все пропластки и коэффициент охвата менее 0,5, осуществляют многократное (поинтервальное) воздействие с использованием временно блокирующих (изолирующих) материалов или оборудования.

Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗП обязательно и включает в своем составе

-обеспечение необходимым оборудованием и инструментом,

— подготовку ствола скважины, забоя и фильтра к обработке.

В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведения работ по ОПЗП, например, оборудованных глубинным насосом, производят подъем подземного оборудования и спуск колонны НКТ, а также другого необходимого оборудования.

После проведения ОПЗП исследуют скважины методами установившихся и неустановившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед ОПЗП.

Для очистки фильтра скважины и призабойной зоны пласта от различных загрязнений в зависимости от причин и геолого-технических условий проводят следующие технологические операции:

-промывку пеной или раствором ПАВ;

— гидроимпульсное воздействие (метод переменных давлений);

— циклическое воздействие путем создания управляемых депрессий на пласт с использованием струйных насосов;

— многоцикловую очистку с применением пенных систем;

— воздействие на ПЗП с использованием гидроимпульсного насоса;

— ОПЗП с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС);

— воздействие на ПЗП с использованием растворителей (бутилбензольная фракция, стабильный керосин и др.).

Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих, в основном, из кальцита, доломита и других солей угольной кислоты, а также терригенных коллекторов с повышенным содержанием карбонатов (свыше 10 %) используют соляную кислоту. Допускается применение сульфаминовой и уксусной кислот.

Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфатов, соединений железа и т.п.), обрабатывают 10-16 % водным раствором соляной кислоты.

Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатывают уксусной (10 % масс) или сульфаминовой (10 % масс) кислотами.

При обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, при использовании соляной кислоты дополнительно вводят уксусную (3-5 % масс) или лимонную (2-3 % масс) кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе.

В трещинных и трещинно-поровых коллекторах для глубокой (по простиранию) обработки используют замедленно взаимодействующие с карбонатами составы на основе соляной кислоты, дисперсные системы типа эмульсий и загущенных растворов:

— для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ (сульфонол, ОП-10 и др) и стабилизатор (КМЦ и др);

— для приготовления загущенной кислоты в раствор соляной кислоты (от 12 до 15 % масс) вводят КМЦ или сульфит-спиртовую барду (0,5-3,0 % масс).

Обработку карбонатных коллекторов в скважинах с температурой от 100 до 170 °С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии со специальным эмульгатором (диаминдиолеат, первичные амины, алкиламиды) от 0,5 до 1 %-ной концентрации.

Объем кислотного раствора и время выдерживания его в пласте в зависимости от вида воздействия, рецептуры применяемого состава и геолого-технических условий (толщина, пористость, проницаемость, забойная температура, давление пласта) выбирают из табл. 5.

Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 %, а также в случае загрязненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 10 до 12 % масс) и плавиковой (от 3 до 5 % масс) кислот.

Допустимо использование взамен плавиковой кислоты кристаллического бифторидфторида аммония. Объем раствора при глинокислотной обработке выбирают из условия предупреждения разрушения пластовых пород.

Для обработки коллекторов, представленных ангидритами, используют соляно-кислотные растворы с добавками от 6 до 10 % масс азотнокислого натрия.

Во всех случаях при проведении кислотных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии.

Объем кислоты для ОПЗП в зависимости от проницаемости пласта-коллектора и количества обработок

Объем кислоты, м 3 (из расчета 15%-ной концентрации)

Источник

Кислотная обработка скважин: технологии и оборудование

Кислотная обработка скважин – одна из технологий, применяющаяся при освоении скважин и их эксплуатации. Основной ее целью является очистка забоя для интенсификации притока пластового флюида. Различают несколько модификаций данной технологии, в зависимости от режима воздействия на пласт и геологических условий.

Назначение и принцип

Кислотная обработка применяется при бурении, эксплуатации и обслуживании объектов добычи нефти для решения следующих задач:

Вам будет интересно: Утилизация нефтешламов, вывоз и переработка нефтесодержащих отходов

Кислоты, закачиваемые в скважину, растворяют кальцийсодержащие породы (известняк, доломит и другие), а также частицы цементирующих составов, которые остаются на забое после цементирования затрубного пространства.

Типы обработки

Вам будет интересно: Фреттинг-коррозия: причины и способы предупреждения

В практике эксплуатации и обслуживания объектов добычи нефти выделяют следующие виды кислотной обработки:

Последний вид технологии применяется в тех ситуациях, когда поры коллектора в призабойной зоне забиты отложениями парафина, смолами и высокомолекулярными углеводородами.

Кислотные ванны скважин в основном проводят в следующих случаях:

Виды реагентов

Вам будет интересно: Норийные ковши: описание и применение

Базовыми веществами, применяемыми при кислотной обработке скважин, служат соляная HCl и плавиковая HF кислоты, а также их смесь (глинокислота). Реже используют другие кислоты:

Если геологическая формация находится в условиях высокой температуры, то в пласт закачивают уксусную или муравьиную кислоту. Применение сульфаминовой кислоты обосновано в тех случаях, когда коллекторы состоят из сульфат- и железосодержащих карбонатных пород, так как их реагирование с соляной кислотой приводит к выпадению гипса или безводного сернокислого кальция.

Рабочий раствор реагента приготавливают на промысловых кислотных базах и перевозят в авто- или железнодорожных цистернах, окрашенных внутри стойкой эмалью, с резиновым или эбонитовым покрытием.

Кислотная обработка проводится не только в нефтяных скважинах, но и в водонагнетательных (для поддержания пластового давления), а также в артезианских. Работа в абиссинских колодцах, на малой глубине, может проводиться желонкой для чистки скважин.

Основные параметры

На выбор состава реагента влияют следующие факторы:

Необходимый объем кислоты рассчитывается по формуле и зависит от следующих факторов:

Вам будет интересно: Юфть: что это такое? История появления данного вида кожи

Максимальное давление закачки определяется следующими критериями:

Продолжительность выдержки кислоты определяется опытным путем – с помощью замера ее концентрации в растворе, вытесненном на устье скважины через насосно-компрессорные трубы. Среднее значение этого параметра находится в пределах 16-24 ч.

Добавки

В чистом виде кислоты используются редко. В качестве присадок к ним в нефтедобывающей промышленности применяют следующие вещества:

Соляная кислота

При кислотной обработке скважин с использованием HCl ее оптимальная концентрация составляет 10-16%. Более насыщенные растворы не применяют по следующим причинам:

При обработке сульфатсодержащих пород в состав рабочей жидкости вводят присадки из поваренной соли, сульфатов калия или магния, хлористого кальция. Последнее вещество также служит в качестве замедлителя нейтрализации кислоты при повышенных температурах на забое скважины.

Плавиковая кислота

Плавиковая кислота относится к сильнодействующим и применяется для растворения следующих материалов:

В качестве заменителя этого реагента используют также фторид-бифторид аммония, расход которого в 1,5 раза меньше.

Простая солянокислотная обработка

Простые обработки производятся с помощью одной насосной установки. Перед закачкой кислоты проводят промывку скважины водой для предварительного удаления частиц шлама и других загрязнений. Если на забое и в насосно-компрессорных трубах (НКТ) имеются отложения парафина или смол, то в качестве промывочной жидкости используют органические растворители – керосин, сжиженную пропан-бутановую фракцию и другие. Обработку на истощенных месторождениях можно производить с помощью желонки для чистки скважины.

Предварительные мероприятия включают также следующие операции:

Далее в скважину закачивают кислоту в объеме, равном полости НКТ, после чего закрывают затрубную задвижку. Затем нагнетают остаток реагента и продавочную жидкость. В качестве последней на эксплуатационных скважинах используют сырую дегазированную нефть. Как выглядит процесс кислотной обработки, можно узнать из рисунка ниже.

После закачки полного объема закрывают буферную задвижку, отсоединяют насос и другое оборудование. Кислота остается в скважине в течение необходимого времени для растворения, после чего насосом извлекают продукты химической реакции путем обратной промывки.

Поинтервальная технология

При вскрытии нефтегазоносного пласта, имеющего слои с разной проницаемостью, простая кислотная обработка скважин приводит к тому, что она воздействует только на самую проницаемую прослойку. В таких случаях целесообразно применение поинтервальной технологии.

Для изолирования каждого слоя в скважину устанавливают 2 пакера. Перетекание раствора кислоты по затрубному пространству предотвращается при помощи его цементирования. После обработки выделенного участка пласта переходят к следующему.

Кислотный гидроразрыв и термокислотное воздействие

Вам будет интересно: Техническая подготовка производства: задачи, этапы, процесс и управление

Кислотная обработка скважин под высоким давлением проводится при эксплуатации и освоении пластов с неоднородной проницаемостью. Простые кислотные ванны в таких случаях неэффективны, потому что кислота «уходит» в хорошо проницаемые слои, а другие участки остаются неохваченными.

Перед закачкой реагента делают изоляцию прослоек с высокой проницаемостью при помощи пакеров (аналогично предыдущей технологии). Подготовительные мероприятия проводят по схеме простой кислотной обработки скважин. Обсадную колонну защищают установкой пакера с якорем на НКТ.

В качестве рабочего реагента используют эмульсию, приготовленную из раствора соляной кислоты и нефти. Как выглядит компоновка агрегата «Азинмаш-30А» для нагнетания кислоты в пласт, показано на рисунке ниже.

Данный агрегат снабжен трехплунжерными горизонтальными насосами высокого давления. Иногда для проведения обработки используется 2 насосные установки. В нефтяной промышленности выпускают и другие агрегаты – УНЦ-125х35К, АНЦ-32/50, СИН-32, изготавливаемые на шасси КрАЗ или УРАЛ. Типичная компоновка установок включает колесное шасси повышенной проходимости, монтажную платформу, на которой устанавливается основное технологическое оборудование, высоконапорные насосы, цистерну для транспортировки и подачи реагента, кислотоустойчивый манифольд, состоящий из напорного и приемного трубопроводов.

При термокислотном воздействии в скважину спускают реакционные наконечники. Их внутренняя полость заполнена магнием в виде стружки или гранул, а наружная поверхность имеет перфорированные отверстия. При воздействии кислоты на магний выделяется большое количество тепловой энергии.

Защита оборудования от коррозии

Реагенты, применяемые при кислотной обработке скважин, являются коррозионно-активными средами по отношению к металлам. Скорость коррозии деталей, изготовленных из стали Ст3 при температуре 20 °С и концентрации HCl 10%, составляет 7 г/(м2∙ч), а для смеси 10% HCl и 5% HF – 43 г/(м2∙ч). Поэтому для защиты металла оборудования используют ингибиторы:

Техника безопасности при кислотных обработках скважин

При проведении кислотного воздействия на пласт используются токсичные и огнеопасные вещества. В случае их утечки или разлива может быть нанесен большой урон окружающей среде.

Предварительно разрабатывается план проведения кислотной обработки, который утверждается главным инженером НГДУ. Работы производятся по наряду-допуску и технологическому регламенту. В качестве мер безопасности применяются следующие:

На промысле также должен быть аварийный запас спецодежды и химических веществ для нейтрализации кислот (известь, мел, хлорамин и другие). Весь рабочий и инженерный персонал обязан проходить периодическое обучение и аттестацию на знание правил техники безопасности согласно графику, утвержденному руководителем предприятия.

Источник

119. Технологии проведения тепловых обработок призабойной зоны пласта. Тгхв на пласт.

При повышении температуры выпавшие парафинистые и асфальтено-смолистые вещества растворяются в нефти, в результате чего увеличивается радиус поровых каналов и, соответственно, проницаемость пористой среды. Кроме того, проницаемость может возрасти за счет образования микротрещин при нагреве. В результате нагрева различные микроэлементы расширяются по-разному, возникают термоструктурные напряжения, которые даже при небольших повышениях температуры могут превышать предел текучести породы.

ПЗП прогревают закачкой пара, термохимическим воздействием или с помощью скважинного электронагревателя. Скважинный электронагреватель спускают в скважину на кабель-тросе. Электротепловую обработку ПЗП производят периодически. Время воздействия в зависимости от условий составляет несколько дней, а период работы скважин между двумя воздействиями— несколько месяцев. При паротепловой обработке призабойной зоны пласт нагревают за счет закачиваемого в него перегретого водяного пара. После определенного времени нагнетания устье скважины на некоторое время закрывают. Затем эксплуатацию скважины возобновляют.

В скважину, выбранную для паротепловой обработки, спускают НКТ с термостойким пакером, который устанавливают над верхними отверстиями фильтра. Пакер изолирует фильтровую зону, через которую проходит пар, от эксплуатационной колонны и предохраняет ее от высокой температуры нагнетаемого в скважину пара.

Пар для теплового прогрева ПЗП получают от ППУ. Существенным фактором, ограничивающим применение паротеплового воздействия, является глубина скважины, которая обусловливает значительные теплопотери.

Величина давления определяется временем горения и степенью замкнутости объема, в котором оно происходит. Под действием давления газов находящаяся в скважине жидкость вытесняется в пласт, расширяя существующие и создавая новые трещины. Еще важным фактором процесса сжигания пороха в скважине является химическое воздействие газовой фазы продуктов горения, состоящей в основном из хлористого водорода и углекислого газа на скелет породы и пластовую жидкость.

При ТГХВ используют существующее нефтепромысловое и геофизическое стандартное оборудование.

Для интенсификации ТГХВ в карбонатных пластах в подпакерное пространство закачивают расчетное количество соляной кислоты, пакеруют затрубное пространство и воспламеняют АДС. Эту схему применяют в скважинах, имеющих потенциальную возможность увеличения дебита за счет ввода в действие неработающих пропластков.

Лучше применять ТГХВ в скважинах, эксплуатирующих продуктивные пласты, сложенные слабопроницаемыми карбонатными породами с высоковязкими малоподвижными нефтями, а также в высокодебитных скважинах — в сочетании с закачкой на забой соляной кислоты.

Нецелесообразно проведение ТГХВ в скважинах, эксплуатирующих истощенные и обводненные продуктивные пласты, а также имеющие тонкий раздел между продуктивными и водоносными пластами. Не рекомендуется:

— если ОК не герметична;

— если на расстоянии менее 200 м от обрабатываемого интервала ранее проводились ремонтные работы;

— если выше или ниже интервала имеются интервалы со слабым сцеплением ЦК с ОК или породой.

При обработках особое внимание необходимо уделять химическому составу пластовых вод, так как соли кальция с повышением температуры образуют осадок, способный закупоривать поры ПЗП.

Источник

ТЕПЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИН

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 166. Глубинный электронагреватель.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Жидкость в объеме до 15—30 м 2 нагревают до 90—95° С паром от паровой передвижной установки (ППУ). Нагретую жидкость за­качивают насосом в скважину.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Источник