Вопросы по разделу «Расчет процессов нагнетания горячего тепло-

носителя при обработке призабойной зоны пласта».

1. Назначение теплового воздействия на пласт.

Увеличить добычу нефти и газоконденсата можно не только за счет

ввода в разработку новых месторождений, но и за счет увеличения нефте-

отдачи и интенсификации добычи.

Тепловая обработка скважин является одним из методов интенсифи-

кации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных

скважин, основанном на искусственном увеличении температуры в их

стволе и призабойной зоне. Применяется в основном при добыче высоко-

вязких парафинистых и смолистых нефтей. Прогрев приводит к разжиже-

нию нефти, расплавлению парафиносмолистых веществ, осевших в про-

цессе эксплуатации скважин на стенках, подъёмных трубах и в призабой-

ной зоне. При возобновлении эксплуатации эти вещества выносятся вместе

с нефтью на поверхность. Скважины, снизившие дебит из-за парафиниза-

ции призабойной зоны, большей частью восстанавливают его после терми-

ческого воздействия.

2. Методы теплового воздействия на пласт.

Закачка нагретого теплоносителя

Методы нагнетания теплоносителя в нефтяные пласты имеют две

принципиальные разновидности технологии. Первая основана на вытесне-

нии нефти теплоносителем и его оторочками. Увеличение нефтеизвлече-

ния из продуктивного пласта при нагнетании в него теплоносителя проис-

6

ходит за счет изменения свойств нефти и воды, находящихся в пласте, в

результате повышения температуры. С увеличением температуры вязкость

нефти, ее плотность и межфазовое отношение понижаются, а упругость

паров повышается, что положительно влияет на нефтеизвлечение. В каче-

стве теплоносителя для теплового воздействия на нефтяной пласт могут

использоваться нефть, газолин, керосин, дизельное топливо, чаще приме-

няются насыщенный водяной пар или горячая вода с высокими темпера-

турными параметрами, которые обладают высокой удельной теплоемко-

стью и хорошими нефтевытесняющими способностями.

Закачка нагретого теплоносителя в скважину производится на ме-

сторождениях вязких смолистых и парафинистых нефтей, расположенных

на глубине до 1,5 км. Её проводят двумя способами: не прекращая экс-

плуатации или с остановкой работы скважины. При непрерывной работе

глубинного насоса горячую жидкость закачивают через затрубное про-

странство. Из остановленной скважины перед закачкой извлекается насос,

в кровле продуктивного пласта устанавливается пакер, после чего теплоно-

ситель закачивается по трубам и продавливается в призабойную зону. За-

тем пакер вынимается, опускается насос и возобновляется эксплуатация

скважины.

Вторая технология заключается в паротепловой обработке приза-

бойной зоны пласта добывающих скважин. В этом случае в качестве теп-

лоносителя используется насыщенный водяной пар. Циклическая паротеп-

ловая обработка применяется на месторождениях глубиной до 1500 м с вы-

соковязкими (св. 50 МПас) и (или) парафинистыми нефтями. В останов-

ленную скважину, оборудованную термостойким пакером или без него

(при глубине до 500 м), по насосно-компрессорным трубам нагнетают на-

сыщенный пар. Затем скважину герметизируют и выдерживают 2-5 сут, по-

сле чего спускают насосное оборудование и возобновляют эксплуатацию.

Прогретая зона сохраняется 2-3 мес.

Электропрогрев

Электротепловая обработка применяется на месторождениях высо-

ковязких (св. 50 МПас) или парафинистых (св. 3% парафина) нефтей, рас-

положенных на глубине до 2000 м (ограничение по глубине связано с рос-

том энергетических потерь в подводящем кабеле). Заключается в периоди-

ческом либо постоянном прогреве продуктивного пласта из скважины глу-

бинными электронагревателями мощностью 15-100 кВт.

При периодическом прогреве после остановки скважины и извлече-

ния глубинно-насосного оборудования на кабель-тросе в интервал продук-

тивного пласта спускают трубчатый электронагреватель и прогревают

пласт 3-7 сут, затем извлекают электронагреватель и возобновляют экс-

плуатацию пласта. В связи с тем, что периодическая электротепловая обра-

ботка производится главным образом с целью периодического увеличения

нефтепроницаемости коллектора, для обработок пригодны месторождения

с маловязкими (до 10 мПа-с), парафинистыми (свыше 3-4%) нефтями, с

7

высоким содержанием асфальтосмолистых компонентов (свыше 5-6%). Но

так как остывание пласта начинается сразу после отключения нагревателя,

продолжительность его подъема и время пуска скважины в эксплуатацию

не должны превышать 5-7 часов. Поэтому глубина интервала продуктив-

ного пласта не должна превышать 1200-1400 м. Это основной недостаток

данного способа.

Эффективность процесса будет максимальной при следующих усло-

виях:

- глубина залегания не более 1500 м; степень снижения нефтепрони-

цаемости из-за отложений парафиносмолистых компонентов относительно

удаленной зоны пласта не менее 1,5; толщина пласта не менее 3 м; по-

ристость не менее 5%; обводненность не более 50%; пластовое давление

до 15 МПа.

Продуктивность предназначенной для обработки скважины к мо-

менту воздействия должна снизиться не менее чем в 1,5 раза по сравне-

нию с продуктивностью на начальный момент вступления ее в эксплуа-

тацию. Дебит скважины до воздействия должен быть таким, чтобы ми-

нимальный 1,5-кратный прирост в течение 3 мес. в результате обработ-

ки обеспечивал полную компенсацию затрат для этих целей. Эксплуата-

ционная колонна должна обеспечивать безопасный спуск нагревателя на

кабель-тросе, а уровень жидкости в скважине должен быть не менее чем

на 5 м выше интервала прогрева пласта.

Постоянная электротепловая обработка проводится одновременно с

эксплуатацией скважины при начальных пластовых температурах до 60° С.

Её используют главным образом для постоянного снижения вязкости неф-

ти в процессе эксплуатации. Стационарная электротепловая обработка за-

ключается в том, что в скважине в интервале пласта совместно с глубинно-

насосным оборудованием устанавливается специальный электронагрева-

тель, с помощью которого осуществляют прогрев пласта в процессе экс-

плуатации непрерывно либо по режиму. Поскольку при этом постоянно

поддерживается высокое значение нефтепроницаемости коллектора и низ-

кие величины вязкости, для стационарной электрической обработки при-

годны месторождения с парафинистыми (более 3 - 4%), вязкими (более 10

мПас) нефтями. Глубина скважин в данном случае не имеет значения и оп-

ределяется лишь работоспособностью глубинного нагревательного обору-

дования (кабеля электронагревателя).

Термохимическая обработка

Термокислотная обработка применяется преимущественно в приза-

бойных зонах с продуктивными карбонатными коллекторами. Комплекс-

ный способ включает тепловую обработку, основанную на экзотермиче-

ской реакции закачиваемой соляной кислоты с магнием или его сплавами,

и обычную кислотную обработку. Количество кислоты и спускаемого в

скважину в виде стружечного магния рассчитывается так, чтобы оконча-

тельная температура раствора после реакции была 75-90° С.

8

Электромагнитное воздействие

Электромагнитное воздействие на призабойную зону проводят на

месторождениях битума, вязких и парафинистых нефтей, скважины ко-

торых эксплуатируются с открытыми забоями. Метод основан на исполь-

зовании 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 воздейст-

вия определяется способом создания (в одной скважине или между не-

сколькими), напряжённостью и частотой электромагнитного поля, а так-

же 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 деэмуль-

сации нефти, снижению температуры начала кристаллизации парафина и

появлению дополнительных градиентов давления за счёт силового воз-

действия электромагнитного поля на пластовую жидкость.

Термоакустическое воздействие

Термоакустическое воздействие применяется на месторождениях,

где проницаемость снижена из-за отложений парафиносмолистых ве-

ществ, а также проникновения в призабойную зону воды, глинистого рас-

твора, образования гидратов углеводородных газов и др. Метод основан

на совместном облучении призабойной зоны тепловым и акустическим

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 рас-

пространение этих полей в продуктивном пласте способствует много-

кратному увеличению его эффективной температуропроводности и очи-

стке призабойной зоны. Радиус зоны воздействия достигает 8 м. Метод

этот многоцелевой и, помимо многократного (до 8 м) увеличения радиуса

прогретой зоны, способствует интенсивному разрушению и выносу из пла-

ста парафина, бурового раствора и его фильтрата, гидратов газа и некото-

рых солей. В соответствии с этим для термоакустического воздействия

пригодны месторождения, содержащие вязкие, парафинистые и асфаль-

тосмолистые нефти. Характеристика нефтей может быть аналогичной ука-

занной выше. В зоне воздействия снижается вязкость нефти, разрушаются

и выносятся при последующей эксплуатации отложения парафина, буро-

вого раствора, гидратов газа и солей.