9.21. Электротепловая обработка призабойной зоны пласта

Этот способ проще и дешевле, чем парообработка. Однако элек­тропрогревом вследствие малой теплопроводности горных пород не удается прогреть большую зону призабойной зоны (всего до 1 м).

Электротепловая обработка скважин осуществляется при помо­щи электронагревателей, спускаемых в скважину на кабеле-тросе. Скважинный электронагреватель состоит из трех основных узлов: головки, клеменной полости, трубчатых электронагревательных элементов (ТЭН). Головка соединяется болтами с гидрофланцем.

Трубчатый электронагреватель НММ 17,85/21 предназначен для скважин с диаметром эксплуатационной колонны 140 мм и более. Его габариты: диаметр — 112 мм, длина — 3,7 м, масса — 60 кг. Мак­симальная мощность электронагревателя равна 25 кВт. В нагревате­ле имеются два термореле, служащих для автоматического поддер­жания забойной температуры в заданных пределах (100—125 °С). При спуске и подъеме электронагревателей используют самоход­ные установки для электронагрева СУЭПС-1200 и 1УЭС-1500, раз­мещенные на шасси автомобиля.

Рис. 9.20. Глубинный электронагреватель: 1 — крепление кабель-троса; 2 — проволочный бандаж; 3 — кабель-трос; 4 — головка электронагревателя; 5 — асбестовый шнур; 6 — свинцовая заливка;7— нажимная гайка; 8 — клеммная полость; 9 — нагревательный элемент

Установка СУЭПС-1200 (рис. 9.21) состоит из трех электрона­гревателей 3 с кабель-тросом 4, самоходного каротажного подъем­ного агрегата Jc лебедкой, размещенных на шасси автомобиля ЗИЛ- 157-Е, и трех одноосных прицепов. На каждом прицепе монтируют станцию управления 1 и автотрансформатор 2. В комплект установ­ки входит также вспомогательное оборудование: устьевой ручной подъемник, блок-баланс, три устьевых зажима и два транспортиро­вочных барабана.

Рис. 9.21. Самоходная установка СУЭПС-1200 в транспортном положении

Для стационарной электротепловой обработки применяют под- насосный электронагреватель, представляющий собой печь, в кото­рой в качестве греющих элементов использованы стандартные труб­чатые элементы для токопровода. Потребляемая мощность такой печи — 9 кВт; присоединяется она к промысловой сети напряжени­ем 380 В. Поднасосный электронагреватель поднимают и спускают вместе со штанговым скважинным насосом. В результате прогрев забоя происходит непрерывно и одновременно с процессом добычи нефти насосным способом. Для большей эффективности рекомен­дуется спускать печь в фильтровую часть скважины (за исключени­ем случаев, когда в последней имеется дефект).

Тепловую обработку призабойной зоны скважины электронагре­вателями осуществляют путем циклического, стационарного элек­тропрогрева и термоакустического воздействия.

Циклический электропрогрев заключается в периодическом про­греве ПЗП от глубинного электронагревателя, устанавливаемого против интервала перфорации. Этот вид обработки рекомендуют применять в следующих условиях: глубина залегания продуктивного пласта не более 1500 м; нефть с суммарным содержанием парафина, смол и асфальтенов не менее 3% и вязкостью до 10 мПа-с; степень снижения проницаемости призабойной зоны относительно удален­ной зоны не менее 1,5; толщина и пористость пласта соответственно не менее 3 м и 5%; обводненность продукции не более 50%; величи­на пластового давления до 15 МПа.

Прогрев призабойной зоны пласта обычно проводится в тече­ние 5—7 сут, радиус повышенного температурного поля достигает при этом 1 —1,2 м. Практика электропрогрева призабойной зоны по­казала, что температура на забое стабилизируется через 3—5 сут не­прерывного прогрева. Измерения ее по стволу показали, что нагре­тая зона распространяется примерно на 20—50 м вверх и на 10—20 м вниз от места установки нагревателя. Эффект прогрева действует примерно 3—4 мес. После повторных прогревов, как правило, эф­фективность снижается.

Если пласт имеет большую толщину, производят поинтерваль- ный прогрев для достижения запланированной максимальной тем­пературы в каждом обрабатываемом интервале. В процессе прогре­ва систематически контролируют силу и напряжение тока, расход электроэнергии, температуры на забое скважины и столба жидкости в НКТ. Минимальную температуру прогрева ПЗП определяют исхо­дя из температуры плавления парафиновых и асфальто-смолистых отложений и свойств нефти. Для многих месторождений эта темпе­ратура равна 45—50 °С. Максимальная температура прогрева огра­ничивается допустимым пределом нагрева обсадной колонны и це­ментного кольца, а также требованием исключения образования кокса.

После окончания прогрева рекомендуют скважину быстро вве­сти в эксплуатацию, так как происходит интенсивное снижение тем­пературы на забое (на 3—8 град/ч) и уменьшение размера прогретой зоны. Рекомендуемая продолжительность работ по пуску скважины в эксплуатацию после окончания прогрева призабойной зоны пла­ста составляет 5—7 ч. Этим и объясняется применение циклическо­го электропрогрева в скважинах глубиной до 1500 м. Основной недо­статок циклической электротепловой обработки заключается в пе­риодическом увеличении нефтепроницаемости пород. Поэтому на месторождениях с высоковязкими нефтями ее применение нецеле­сообразно.

Во время эксплуатации скважины после обработки произво­дят замер давления и температуры жидкости на устье, замер дебита, определяют содержание механических примесей и количество воды в добываемой продукции, ее плотность и вязкость.

По данным замеров дебитов нефти после обработки рассчиты­вают средний дебит за эффективный период работы скважины и его сравнивают со средним дебитом до электропрогрева. Это позволя­ет оценить технологическую эффективность проведенной электро­тепловой обработки.

Для повышения эффективности циклического электропрогре­ва рекомендуют предварительное закачивание в призабойную зону растворителя. Парафиновые и асфальто-смолистые отложения рас­плавляются под действием высокой температуры, а также растворя­ются. Поэтому они не выпадают в порах пласта даже после снижения температуры до первоначальной пластовой.

Стационарный электропрогрев заключается в постоянном прогре­ве ПЗП глубинным электронагревателем в процессе эксплуатации скважины.

Стационарный электропрогрев рекомендуют применять на ме­сторождениях нефти с повышенной вязкостью (свыше 50 мПа-с), с суммарным содержанием парафиновых и асфальто-смолистых ве­ществ не менее 3% и глубиной залегания пластов не более 2500 м. Остальные условия применения стационарного электропрогрева аналогичны условиям циклической электротепловой обработки.

При стационарном электропрогреве рекомендуют использовать серийное оборудование: станцию управления, трансформатор, ка­бель КПБКот УЭЦН и электронагреватели различных конструкций.

Прогрев призабойной зоны пласта рекомендуют производить по следующим технологическим схемам:

• одновременное и непрерывное действие нагревателя и глубин­ного насоса;

• одновременное периодическое действие нагревателя и глубин­ного насоса;

• попеременное периодическое действие нагревателя и глубин­ного насоса, т.е. при периодическом включении нагревателя глубин­ный насос останавливают и наоборот — во время периодической ра­боты глубинного насоса нагреватель отключают;

• периодическое действие нагревателя или глубинного насоса при непрерывной работе одного из них.

Выбор технологической схемы обработки зависит от конкретных условий эксплуатации месторождений и отдельных скважин.

Компоновку электронагревателя и насоса рекомендуют произво­дить так, чтобы вся толщина продуктивного пласта омывалась горя­чей нефтью. Например, самой эффективной компоновкой считают установку электронагревателя в нижней части пласта, а приема на­соса — в верхней.

В скважину электронагреватель спускают одновременно со спу­ском глубинного насоса. Поднасосный электронагреватель прикре­пляется к НКТ с помощью специального приспособления (разрез­ного патрубка). Кабель электронагревателя, по мере спуска НКТ в скважину, присоединяется к трубам специальными зажимами. Электронагреватель извлекают из скважины одновременно с глу­бинным насосом.

Практикой установлено, что наибольший прогрев скважинной жидкости происходит в зоне расположения нагревателя. В этом за­ключается преимущество глубинных нагревателей перед наземными нагревательными устройствами, приводящими к достижению мак­симальной температуры на устье скважины.

При стационарной электротепловой обработке призабойной зоны пласта в процессе непрерывной эксплуатации скважины те­пловой поток, направленный от нагревателя в глубь пласта, встре­чает постоянное охлаждающее действие поступающей из пласта в скважину жидкости. Поэтому по мере удаления теплового потока в глубь пласта его температура резко уменьшается.

Поскольку часть создаваемой на забое теплоты уносится пото­ком жидкости, максимальная мощность электронагревателей при стационарном электропрогреве значительно выше, чем при цикли­ческой электротепловой обработке.

Данными промысловых исследований установлено, что с увели­чением дебита выбранных скважин увеличивается успешность и до­полнительная добыча нефти после обработок. Обводненность про­дукции до 30% значительного влияния на эффективность электроте­пловой обработки не оказывает.

Термоакустическое воздействие заключается в том, что призабой- ная зона пласта подвергается одновременно нагреву (создается те­пловое поле) и колебательным давлениям (акустическое поле).

Термоакустическое воздействие многократно (до 8 раз) увеличи­вает радиус прогретой зоны, способствует интенсивному разруше­нию и выносу из пласта парафина, глинистого раствора и его филь­трата, попавших в призабойную зону во время бурения и ремонта скважин, гидратов газа и солей.

Циклическое термоакустическое воздействие рекомендуют при­менять на месторождениях, содержащих тяжелые высоковязкие (50 мПа-с и более) парафинистые и асфальто-смолистые нефти. Ра­диус загрязненной зоны должен достигать 3—8 м. Толщина обраба­тываемых пластов должна быть не менее 3 м; пластовое давление и температура соответственно до 25 МПа и 60 °С; обводненность продукции до 60%; призабойная зона должна быть устойчивой; глу­бина скважины до 2500 м; расстояние до нагнетательной скважины не менее 50 м для исключения возможности прорыва воды в обраба­тываемую скважину.

В комплекс аппаратуры для термоакустического воздействия входят: наземный ультразвуковой генератор с блоком автоматиче­ской подстройки частоты в пределах от 10 до 20 кГц; кабель КПБК; секционный термоакустический излучатель. Блок-схема этого ком­плекса приведена на рис. 9.22.

Рис. 9.22. Блок-схема комплекса аппаратуры термоакустического воздействия:

1-блок управления и включения;

2-блок выпрямления и питания;

3-наземный генератор высокой частоты;

4-система охлаждения (жидкостного или воздушного типов);

5-согласующее устройство;

6-кабель;

7-акустический излучатель

Ультразвуковой генератор служит для создания упругих волн определенной частоты. Существующие генераторы создают вол­ны частотой около 20 кГц. При прохождении волн (акустического поля) через горную породу часть их энергии переходит в тепло, то есть происходит тепловое воздействие на пласт. Поэтому интенсив­ность акустического поля непрерывно уменьшается в процессе его распространения. Такое затухание волны, связанное с переходом ча­сти энергии в тепло, называется поглощением.

Процесс обработки включает в себя следующие операции. Око­ло устья скважины устанавливают наземное термоакустическое обо­рудование. Излучатель спускают на колонне НКТ. Кабель по мере спуска НКТ прикрепляют к трубам. После спуска глубинной аппа­ратуры в интервал перфорации включают в сеть наземное термоаку­стическое оборудование и начинают обработку ПЗП в соответствии с расчетными параметрами. Во время обработки периодически кон­тролируют ее режим. По истечении расчетного времени обработки отключают наземное оборудование и скважину вводят в эксплуата­цию. Темп падения температуры после отключения наземного обо­рудования составляет 5—8 °С/ч. Поэтому после обработки скважину надо быстро вводить в эксплуатацию.