42. Термокислотная обработка
Термокислотную обработку скважин проводят в тех случаях, когда поры продуктивного пласта у скважины покрыты отложениями парафина, смол и асфальтенов. При этом на забой скважины подают вещество (обычно магний), которое вступает в реакцию с соляной кислотой, сопровождающуюся выделением большого количества тепла. Тепло нагревает раствор кислоты, который смывает отложения со стенок скважины и взаимодействует с веществом, слагающим ее.
Одна из задач технологии термокислотной обработки скважины -- ускорение реакции кислоты с магнием. Скорость реакции обусловлена прежде всего величиной поверхности контакта металлического магния с кислотой. Для ее увеличения необходимо закладывать бруски магния в контейнер таким образом, чтобы поверхность соприкосновения брусков была минимальной, или же использовать стружку магния, гранулы.
Прогрев прифильтрованной части пласта и активное воздействие нагретой кислоты на породу может также осуществляться с использованием гранулированного магния по следующим схемам.
1. Внутрипластовая термохимическая обработка-гранулы магния в смеси с песком нагнетают в трещины пласта, после чего магний растворяется кислотой. При этом происходит разогрев значительного объема пласта, удаленного от скважины, а накопленное им тепло постепенно отдается потоку жидкости, направленному к скважине, который растворяет парафин.
Внутрискважинная термохимическая обработка -- гранулированный магний и кислоту вводят в затрубное пространство напротив всей вскрытой толщины пласта. Реакция кислоты с магнием протекает во время прокачки ее через слой магния, после чего она поступает в пласт.
Термокислотная ванна -- в заполненную фильтровую часть ствола скважины намывают гранулированный магний для реакции с кислотой.
Скважины обрабатывают в следующем порядке.
Заполняют скважину нефтью.
Внутрь колонны насосно-компрессорных труб на штангах опускают реакционный наконечник, загруженный необходимым количеством магния.
Обычно количество магния составляет 40 кг, при большой толщине пласта до 100 кг. Магний загружают в виде прутков диаметром порядка 30 мм. Для повышения эффективности процесса применяют магний в виде стружки или гранул, однако при этом необходимо использовать специальные дозирующие устройства.
3. Закачивают первую порцию раствора соляной кислоты, не обходимую для первой -- тепловой фазы обработки. При этом соляная кислота нагревается за счет реакции с магнием. Расход
43. Кислотная обработка под давлением
Кислотную обработку под давлением применяют для неоднородных пластов с изменяющейся проницаемостью. Кислотной обработке под давлением также предшествуют гидродинамические исследования (определение коэффициента продуктивности, измерение статического и динамического уровней, забойного и пластового давлений и т. п.), промывка скважины. При этом в скважину предварительно закачивают высоковязкую эмульсию типа кислота в нефти, в результате чего раствор кислоты проникает глубоко в пласт и охватывает малопроницаемые и удаленные от забоя участки, что повышает эффективность обработки. При обработке у скважины устанавливают агрегат подземного
ремонта и оборудование для проведения процесса: насосный агрегат, цементировочный агрегат, несколько емкостей (рис. IV. 19). Кислотную обработку проводят следующим образом,
1. Спускают до забоя колонну НКТ и промывают скважину.
2. В затрубное пространство закачивают порядка 2 м3 легкого глинистого раствора плотностью 1,15--1,20 г/см3 и 27 м3 утяжеленного раствора. Для каждой скважины значения этих объемов уточняются при предварительных расчетах.
3. Закрыв кран на боковом отводе из затрубного пространства, при максимальном расходе закачивают в колонну НКТ приготовленную эмульсию типа кислота в нефти. Эмульсия в зависимости от индивидуальных особенностей скважины может содержать до 70--80 % соляной кислоты и стабилизировать термостойкими эмульгаторами.
Эмульсии готовят следующим образом: насосом кислотного агрегата прокачивают нефть из емкости в бункер, одновременно подавая малыми порциями раствор кислоты из емкости. Поскольку раствор кислоты имеет больший удельный вес, чем нефть, он попадает на прием насоса вместе с нефтью, и в процессе перекачивания хорошо с ней перемешивается. После образования эмульсии включают насос и перекачивают эмульсию в бункер, одновременно добавляя туда кислоту. Перекачивание эмульсии из емкости в емкость повторяют несколько раз до тех пор, пока не будет получена эмульсия требуемой вязкости, после чего она готова для закачивания в скважину. Расход эмульсии при обработке одной скважины составляет 50--90 м3.
Закачанную эмульсию продавливают водой в пласт и закрывают скважину на время, необходимое для реакции (2--8 ч).
Открывают затрубное устройство и вытесняют глинистый раствор водой, после чего пускают скважину в эксплуатацию.
44. Обработка скважин теплоносителями
Закачка в скважину горючих жидкостеи. Обычно для прогрева запарафиненных подъемных труб и призабойной зоны в скважину закачивают горячую нефть, газовый конденсат, керосин, дизельное топливо или же воду с добавками ПАВ или без них.
Жидкость в объеме до 15--30 м3 нагревают до температуры 90--95 °С паром от паровой передвижной установки (ППУ), а затем с помощью насоса закачивают в скважину.
Кроме того, имеются специальные агрегаты для нагрева и нагнетания нефти или других рабочих агентов с целью удаления отложений парафина. Агрегат 1АДП-4-150 можно использовать также для депарафинизации трубопроводов, трапов, манифольдов и другого нефтепромыслового оборудования.
Нефть из емкости или трубопровода насосом агрегата подается в нагреватель, откуда, нагретая до определенной температуры, она через вспомогательный манифольд нагнетается насосом, смонтированным на агрегате, в скважину.
Применяют два варианта закачки: 1) создание циркуляции горячей жидкости без остановки работы глубинного насоса и 2) продавливание жидкости в призабойную зону.
При первом варианте глубинный насос доспускают до середины интервала перфорации. Горячую жидкость закачивают через затрубное пространство. В процессе закачки работа глубинного насоса не прекращается. Горячая жидкость вытесняет холодную в затрубном пространстве и доходит до приема насоса. По пути она расплавляет парафин со стенок эксплуатационной колонны, и, проникая в призабойную зону, растворяет и вымывает парафино-смолистые отложения в непосредственной близости от скважины.
Второй вариант закачки горячей жидкости в скважину осуществляется по следующей схеме. Из скважины извлекают подземное оборудование (насос, трубы) и спускают в нее на трубах пакер, который устанавливают в кровле обрабатываемого пласта. Горячую жидкость закачивают по трубам в пласт. После этого пакер извлекают на поверхность, спускают глубинный насос и пускают скважину в эксплуатацию. Горячая жидкость растворяет парафино-смолистые отложения в призабойной зоне, и при откачке эти вещества выносятся вместе с нефтью на поверхность.
Первый вариант более прост по своему осуществлению, так как не требует остановки скважины. Однако при этом варианте парафин растворяется лишь в подъемных трубах и выкидной линии, призабойная зона скважины практически не прогревается.
Закачка горячей жидкости в скважину по второму варианту более эффективна по сравнению с первым. Недостатком этого варианта является необходимость остановки скважины для подъема и спуска насоса и установки пакера.
Паротепловая обработка призабойной зоны скважин. При этом способе обработки призабойной зоны теплоносителем служит перегретый водяной пар. Пар нагнетают в скважину в течение определенного времени, после чего устье скважины закрывают для передачи тепла в глубь пласта. После некоторого промежутка времени эксплуатацию скважины возобновляют.
В скважину, выбранную для паротепловой обработки, спускают насосно-компрессорные трубы с термостойким пакером, который устанавливают над верхними отверстиями фильтра. Пакер изолирует фильтровую зону от эксплуатационной колонны и предохраняет ее от воздействия пара.
В неглубоких скважинах (до 500--600 м) паротепловую обработку часто проводят без применения пакера.
Пар для теплового прогрева скважин получают от ППУ, монтируемых на шасси автомобиля высокой проходимости. Нефтедобывающие предприятия имеют передвижные паровые установки производительностью 4 т пара в час с рабочим давлением до 12 МПа и температурой пара до 320°С. Для генерации и нагнетания в пласт больших количеств пара применяют мощные передвижные парогенераторные установки, например, УПГ-9/120 с подачей пара 9 т/ч и рабочим давлением 12 МПа (120 кгс/см2).
Парогенераторную установку (одну или несколько) соединяют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора установки своим давлением вытесняет нефть из насосно-компрессорных труб и поступает в пласт.
В неглубоких скважинах для теплового прогрева призабойной зоны часто используют обычные промысловые котельные.
Как показала практика, для получения хороших показателей от паротепловой обработки в скважину необходимо закачать не менее ^1000 т пара. Следовательно, при подаче одной установки, равной 4 т пара в час, длительность прогрева исчисляется 10--12 суток. После закачки в пласт заданного количества пара скважину закрывают на 2--5 суток для того, чтобы тепло передалось в глубь пласта. После этого в скважину спускают насосное оборудование и пускают ее в эксплуатацию.
Этот метод обработки призабойных зон, называемый циклическим паротепловым методом обработки, дает хорошие результаты на скважинах, эксплуатирующих пласты с тяжелой, маловязкой нефтью, или на скважинах, резко снизивших производительность из-за закупорки пор парафино-смолистыми отложениями.
45. Электропрогрев ПЗС
Тепловые методы воздействия на призабойную зону применяют при эксплуатации скважин, в нефтях которых содержится парафин или смола. 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.
Рис. 188. 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
Глубинный электронагреватель (рис. ., 188) 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.
Нагреватель состоит из трех U-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 60 кг. 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 применяют установки для более глубоких скважин.
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.