Системы очистки нефтяных скважин

Устройство для очистки нефтяных скважин

Полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи нефти в скважинах оснащенных штанговыми глубинными насосами при добыче нефти из нефтяных скважин со сложными геолого-техническими условиями; интенсивной кривизне, значительных асфальтопарафиноотложениях, обводненности и пересечении скважинами интервала глубин вечномерзлых пород.

Технический результат достигается тем, что корпус, выполнен в виде перфорированной трубки надеваемой на броню геофизического кабеля и скрепляемых, например, пайкой, причем броня кабеля на устье скважины соединяется с минусовым полюсом (катод) источника постоянного тока, размещенного на земной поверхности, положительный плюс которого (анод) соединен с центральной (медной) жилой кабеля.

Полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использована для интенсификации добычи нефти в скважинах, оснащенных штанговыми глубинными насосами при добыче нефти из нефтяных скважин со сложными геолого-техническими условиями; интенсивной кривизне, значительных асфальтопарафиноотложениях, обводненности и пересечении скважинами интервала глубин вечномерзлых пород.

Известен скважинный электронагреватель (см. а.с. СССР 1627671 (1), содержащий трубчатый корпус с размещенным по спирали на его поверхности длинномерным нагревательным элементом, спускаемый в колонну насосно-компрессорных труб до глубины образования парафино-гидратных пробок. Недостатком устройства является низкая эффективность воздействия из-за низкой концентрации тепловой мощности в нижней (рабочей) части прибора и не превышающей 15% от общей потребляемой мощности.

Известно устройство для очистки затрубного пространства добывающих скважин, подключенного к источнику постоянного напряжения, положительный полюс которого подключен к электроду, а отрицательный к устью скважины, а в качестве электролита используется скважинная минерализованная вода эмульгированная в нефти, (см. ПМ RU 28372, кл. Е21В 37/00, 36/04 (2), прототип.

Недостатком устройства является недостаточная рассеиваемая мощность и низкая эффективность предупреждения отложений, обусловленная закрытым исполнение электрода в корпусе, в условиях повышенной обводненности и значительной кривизны скважин способствующих образованию и накоплению парафиногидратных и асфальтосмолистых отложений, особенно, на поздней стадии эксплуатации месторождений и в условиях повышенной минерализации пластовых вод.

Цель полезной модели - эффективная очистка нефтяных скважин, оснащенных погружными центробежными насосами от парафиногидратных и асфальтосмолистых отложений и глухих пробок.

Поставленная цель достигается тем, что устройство для очистки нефтяных скважин, содержащее корпус, выполненный в виде перфорированной трубки надеваемой на броню геофизического кабеля и скрепляемых, например, пайкой, причем броня на устье скважины соединяется с минусовым полюсом (катод) источника постоянного тока, размещенного на земной поверхности, положительный плюс которого (анод) соединен с центральной (медной) жилой кабеля.

В результате, под воздействием электрического тока в пластовой жидкости и в следствие коаксиальности конструкции и высоких диэлектрических характеристик изоляции кабеля, между броней (корпусом) и центральной жилой кабеля будут происходить химические и ионно-плазменные процессы, в результате которых на корпусе устройства, обсадной трубе скважины и наружной поверхности насосно-компрессорных труб, являющихся катодом, будет выделяться водород (H₂) с образованием щелочи, способствующей снижению поверхностного натяжения нефтяной пленки и растворению асфальтосмолистых отложений, а вокруг центрального электрода (анода) образуется активный кислород О₂ и создается кислая среда, причем температура в реакционной зоне скважинного генератора составляет 95-130°С, способствующая растеплению затрубного пространства от парафиногидратных отложений, одновременно, очищающий эффект будет проявляться и в трубном скважинном пространстве.

На фиг.1 изображено скважинное устройство для очистки нефтяных скважин. Устройство содержит корпус, в виде перфорированной металлической трубки 1 и закрепленного в ней нижнего конца геофизического кабеля 2.

Очистка нефтяных скважин от отложений осуществляется следующим образом.

Устройство для очистки нефтяных скважин через сальниковое устройство спускают с помощью геофизического подъемника на геофизическом кабеле в колонну насосно-компрессорных труб добывающей скважины до контакта с пробкой и подают напряжение постоянного тока с блока питания, расположенного на земной поверхности. Под действием электрического тока, протекающего через скважинную минерализованную жидкость происходит электролиз воды эмульгированой в нефти, разогрев пластовой жидкости, электрода и корпуса. Одновременно, происходит улучшение реологических характеристик пластовой жидкости за счет образования газожидкостной структуры и снижения жидкостного трения (вязкости). С целью повышения условий проходимости устройства в затрубном пространстве скважин и повышения объемности воздействия на парафиногидратные отложения торцевая часть устройства выполнена под углом. Длина корпуса определяет жесткость конструкции и возможность восстановления эксплуатационных свойств.

Устройство для очистки нефтяных скважин позволяет осуществлять эффективный ремонт скважин, оснащенных штанговыми глубинными установками, вывод их из бездействующего фонда и снизить толщину отложений, и как следствие повысить межремонтный период работы добывающих скважин.

Источники информации:

1. Авторское свидетельству СССР 1627671.

2. Полезная модель 28372, кл. В21В 37/00, 36/04 (2), прототип

Устройство для очистки нефтяных скважин, содержащее корпус, электронагревательный элемент, выполненный в виде токоподводящего и изолированного от корпуса центрального электрода - анода, погруженного в электролит - скважинную минерализованною жидкость в виде воды, эмульгированой в нефти, отличающееся тем, что корпус выполнен в виде перфорированной трубки, надеваемой на броню геофизического кабеля и скрепляемой с ней, например, пайкой, причем броня кабеля на устье скважины соединяется с минусовым полюсом (катод) источника постоянного тока, размещенного на земной поверхности, положительный плюс которого (анод) соединен с центральной (медной) жилой кабеля.

poleznayamodel.ru

Основы нефтедобычи, очистка нефти: переработка нефтепродуктов

Время на чтение: 5 минут

АА

9648

Отправим материал вам на:

Основные технологии добычи нефти

Технология добычи нефти подразумевает использование нефтяных скважин, из которых получают смесь углеводородов, состоящую из самой нефти, попутного газа, минерализованной воды и примесей механического характера. Полученное сырье собирается с разбросанных по всей территории промыла скважин для последующей подготовки нефти к переработке, которая подразумевает разделение (очистку) углеводородного сырья на товарную нефть, нефтяной газ и пластовую воду, которую впоследствии можно снова закачивать в продуктивный пласт. Основы нефтедобычи подразумевают предварительную очистку получаемого сырья перед закачкой его в магистральную трубопроводную транспортную систему.

Сбор и подготовка нефти представляет собой единую систему технологических процессов, в котором задействованы сложные трубопроводные комплексы. Блочные системы автоматизированного оборудования и технологически связанные друг с другом аппараты. аппаратов, технологически связанных между собой.
Загрузка ...

Глубокое бурение

Во время выполнения сбора и подготовки нефтяного сырья необходимо обеспечить:

минимизацию потерь легкоиспаряющихся нефтяных фракций и попутного газа от испарительных процессов на всем пути транспортировки получаемой продукции от промысла до магистрального трубопровода;
недопущение загрязнения экологии окружающей среды посредством аварийных разливов нефти и подтоварной воды;
надежное функционирование каждого отдельного звена и всей технологической системы в целом;
высокий уровень технико-экономических показателей.

Сбор и подготовка нефти к переработке

Применяемые системы сбора сырья со скважин

Сбор нефти на разрабатываемых промыслах представляет собой процесс транспортировки с помощью трубопроводной системы самой нефти, подтоварной воды и попутного газа на центральный сборный пункт (ЦПС).

Такая транспортировка обеспечивается созданием в системе трубопроводов напора, который создается либо давлением на устье самой скважины, либо (в случае возникновения необходимости) – создаваемым искусственно, при помощи насосных установок, давлением.

Нефтепроводы, посредством которых нефть от скважин собирается на сборный пункт, называют сборными коллекторами, а давление в них – линейным давлением.

Конкретная схема внутрипромыслового сбора выбирается в зависимости от следующих факторов:

природно-климатические условия месторождения;
применяемая на промысле система разработки;
физические и химические свойства получаемых из пласта флюидов;
используемые методы и объемы получаемых пластовых жидкостей.

Выбранная схема должна предусматривать возможность:

проведения замеров дебита каждой скважины;
транспортировки получаемой продукции с помощью давления в устье скважины на максимально возможное расстояние;
обеспечения максимальной герметизации системы, чтобы предотварить возможные потери легкоиспаряющихся фракций;
смешивания нефтей, получаемых с разных продуктивных горизонтов;
осуществить подогрев нефти, если она обладает высоким уровнем вязкости и высоким содержанием парафиновых углеводородных соединений.

На нефтяных промыслах, как правило, применяют однотрубные сборные системы, по которым получаемая пластовая продукция поступает через выкидные линии на ГЗУ (групповую замерную установку). На ГЗУ замеряются значения производительности (дебита) каждой конкретнойдобывающей скважины, а после этого по трубопроводной системе нефть, находящаяся в газонасыщенном состоянии транспортируется на ЦПС.

Кроме однотрубных, на практике используются и двухтрубные систе

neftok.ru

Сущность промывки скважины горячей нефтью — Студопедия

При прогреве призабойной зоны парафиносмолистые 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 скважинных электронагревателей, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия.

ЗАКАЧКА В СКВАЖИНУ ГОРЯЧИХ ЖИДКОСТЕЙ (нефти, газового конденсата, керосина, дизельного топлива или же воды с добавками ПАВ «поверхностно активными веществами»), обычно проводят для прогрева запарафиненных подъемных труб и призабойной зоны. Жидкость в объеме до 15 – 30 кубометров нагревают до температуры 90 – 95^оС паром от ППУ , а затем с помощью насоса закачивают в скважину.

Кроме того , имеется специальные агрегаты АДП-4-150 для нагрева и нагнетания нефти или других рабочих агентов в скважины с целью удаления отложений парафина. Эти агрегаты также можно использовать и для депарафинизации трубопроводов, трапов, манифольдов и другого нефтепромыслового оборудования.

Применяют два варианта закачки: создание циркуляции горячей жидкости без остановки работы скважинного насоса и продавливание жидкости в призабойную зону.

При первом варианте скважинный насос доспускают до нижнего интервала перфорации и, не прекращая работы насосной установки, горячую жидкость закачивают через межтрубное пространство. По пути она нагревает НКТ, расплавляет парафин с их внутренних стенок и, проникая в призабойную зону, расплавляет и вымывает парафиносмолистые отложения в непосредственной близости от скважины.

Для осуществления второго варианта 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 скважинный насос и пускают скважину в эксплуатацию. Горячая жидкость растворяет парафиносмолистые 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 установке пакера.

studopedia.ru

Способ глубокой очистки призабойных зон нефтяных скважин

Изобретение относится к нефтяной промышленности в области интенсификации добычи нефти и может быть использовано для восстановления коллекторских свойств призабойной зоны пласта (ПЗП) добывающих и нагнетательных скважин путем продавки газожидкостной смеси (ГЖС) в ПЗП и ее последующего извлечения с дезинтегрированным кольматирующим материалом из перфорационных каналов и пористой среды. Обеспечивает создание глубокой очистки призабойной зоны пласта за счет повышения депрессии и, соответственно, эффективности выноса кольматанта. Сущность изобретения: способ включает возбуждение циркуляции в скважине мелкодисперсной газожидкостной смеси, получаемой прокачкой ее фаз через устьевой диспергатор, с поэтапным увеличением в ней содержания газа, до прекращения выноса кольматирующего материала. Согласно изобретению возбуждение циркуляции в скважине осуществляют подачей мелкодисперсной газожидкостной смеси в насосно-компрессорные трубы при открытой задвижке на выкидной линии. После достижения устойчивой циркуляции мелкодисперсной ГЖС перекрывают задвижку на выкидной линии. Продавливают мелкодисперсную газожидкостную смесь в призабойную зону пласта. Открывают задвижку на выкидной линии. Восстанавливают циркуляцию в скважине мелкодисперсной газожидкостной смеси и поддерживают ее до прекращения выноса кольматирующего материала из ПЗП. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Известен способ обработки призабойных зон нефтяных скважин /1/, включающий возбуждение циркуляции жидкости в скважине насосным агрегатом, подачу газа в поток жидкости для создания газожидкостной смеси, уменьшение значения забойного давления воздействием газожидкостной смесью и вынос кольматирующего материала из перфорационных каналов, причем возбуждение циркуляции жидкости в скважине осуществляют подачей ее насосным агрегатом в межтрубное пространство, используют мелкодисперсную газожидкостную смесь, получаемую прокачкой ее фаз через диспергатор, при этом воздействие мелкодисперсной газожидкостной смесью осуществляют до прекращения выноса кольматирующего материала, с поэтапным увеличением в ней содержания газа. Дополнительно проводят продувку скважины газом и разрядку скважины в атмосферу. Используют мелкодисперсную газожидкостную смесь, жидкостная фаза которой содержит поверхностно-активные вещества (ПАВ).

Недостатком способа является то, что очистка ПЗП осуществляется только притекающим из пласта флюидом и потому недостаточно глубока.

Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в создании способа глубокой очистки призабойной зоны пласта за счет повышения депрессии и, соответственно, эффективности выноса кольматанта.

Поставленная задача решается тем, что в предлагаемом способе, включающем возбуждение циркуляции в скважине мелкодисперсной газожидкостной смеси, получаемой прокачкой ее фаз через устьевой диспергатор, с поэтапным увеличением в ней содержания газа, до прекращения выноса кальматирующего материала, возбуждение циркуляции в скважине осуществляют подачей мелкодисперсной газожидкостной смеси в насосно-компрессорные трубы при открытой задвижке на выкидной линии и после достижения устойчивой циркуляции мелкодисперсной ГЖС перекрывают задвижку на выкидной линии и продавливают мелкодисперсную газожидкостную смесь в призабойную зону, открывают задвижку на выкидной линии, восстанавливают циркуляцию в скважине мелкодисперсной газожидкостной смеси и поддерживают ее до прекращения выноса кольматирующего материала из ПЗП.

Возбуждение циркуляции в скважине и продавку в ПЗП осуществляют подачей мелкодисперсной газожидкостной смеси в насосно-компрессорные трубы дополнительно через забойный диспергатор.

Используют мелкодисперсную газожидкостную смесь, жидкостная фаза которой содержит поверхностно-активное вещество типа ОП-10, МЛ-80 или их аналоги.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Заполнение насосно-компрессорных труб (НКТ) и межтрубного пространства мелкодисперсной ГЖС и возбуждение циркуляции мелкодисперсной ГЖС при открытой задвижке на выкидной линии. Вынос кольматанта.

2. Поэтапное увеличение в мелкодисперсной ГЖС содержания газа, возможно до 75% по объему в устьевых условиях, при открытой задвижке на выкидной линии, до прекращения выноса кольматанта на каждом этапе.

3. Достижение устойчивой циркуляции мелкодисперсной ГЖС с оптимальным содержанием газа без выноса кольматанта.

4. Перекрытие задвижки на выкидной линии и продавка мелкодисперсной ГЖС в ПЗП.

5. Открывание задвижки на выкидной линии, снижение забойного давления, восстановление циркуляции в скважине мелкодисперсной ГЖС и поддержание ее до прекращения выноса кольматирующего материала из ПЗП.

Изобретательский уровень заявленного технического решения определяется новым техническим результатом - неожиданно высокой степенью достигаемой депрессии за счет истечения из ПЗП с высокой скоростью мелкодисперсной ГЖС, а не пластовым флюидом.

Если по прототипу (где очистка ПЗП осуществляется только притекающим из пласта флюидом) максимально возможная депрессия близка к пластовому давлению, то по заявленному способу она может превышать пластовое давление до 1,5 раза, что в свою очередь влечет за собой более глубокую степень очистки ПЗП.

Известны способы обработки призабойных зон (ОПЗ) нефтяных скважин с закачкой ГЖС для восстановления коллекторских свойств ПЗП /2, 3/, но они не обеспечивают эффективного извлечения дезинтегрированного кольматанта. Только заявляемая совокупность признаков обеспечивает депрессию, необходимую для эффективного выноса кольматанта.

Истечение мелкодисперсной ГЖС по поровым каналам влечет за собой периодическое (циклическое) воздействие на кольматант средами различной плотности: газа и жидкости - с частотой, зависящей от скорости истечения и количества пузырьков в объеме мелкодисперсной ГЖС.

Эффективность воздействия на кольматант предлагаемым способом математически обоснована авторами, согласно /4/. Физической основой технологии является следующее. Кольматант можно представить как аморфное твердое тело, которое в зависимости от условий ведет себя либо как твердое тело, либо как высоковязкая жидкость (приближение Максвелла). Предположим, что кольматант подвергается воздействию некоторых переменных внешних сил с частотой ω. Если время затухания сдвиговых напряжений в кольматанте ε (максвелловское время релаксации) значительно меньше периода изменения внешних сил, т.е. ωε≪1, то кольматант можно рассматривать как высоковязкую жидкость. При достаточно высоких частотах со (ωε≫1) кольматант ведет себя как аморфное твердое тело. Если μ - динамическая вязкость кольматанта, а τ - напряжение сдвига, то связь между величинами, характеризующими вязко-пластичные свойства кольматанта, имеет вид: μ=τ·ε. Пусть σ_ik - тензор внутренних сдвиговых напряжений кольматанта. Согласно /2/, при периодическом воздействии на кольматант, когда величина смещений u_ik и величина сдвиговых напряжений изменяется по гармоническому закону, закон Гука определяется соотношением:

где . При ωε≫1 эта формула дает σ_ik=2τ·u_ik (твердое тело), при (вязкая жидкость).

Рассмотрим два режима воздействия на кольматант. Представим поровое пространство в виде прямой трубки (капилляра) с площадью сечения S_к. В пространстве капилляра создан поток жидкости с постоянной скоростью. Возможны два случая: 1) на кольматант воздействует постоянный по скорости поток однородной жидкости, 2) на кольматант воздействует постоянный по скорости поток неоднородной жидкости. Во втором случае неоднородность жидкости создается за счет чередования участков жидкости и пузырьков газа.

Предположим, что радиус капилляра и радиус пузырька газа сопоставимы по величине. Концентрация пузырьков газа в объеме жидкости - η Предположим, что скважина имеет приемистость, равную σ_скв. Считая что жидкость поступает равномерно по всему сечению коллектора, определим удельный расход жидкости как где r_скв. - радиус скважины (радиус сечения, для удаленных от скважины зон), h_колл. - мощность коллектора (толща продуктивного горизонта). Количество жидкости, поступающее в единицу времени в единичный капилляр, определится как

В данном объеме находится N_n=η·q_кап пузырьков. Таким образом, в единицу времени через поперечное сечение капилляра проходит N_п пузырьков газа. Тогда период воздействия потока жидкости с пузырьками газа (второй случай) определится как , а соответственно, частота воздействия неоднородной по плотности жидкости как ω=N_n.

Пусть частота чередования пузырьков газа и жидкости (а значит и частота воздействия на кольматант) равна ω_н. В случае однородного потока жидкости частота воздействия ω_о→0. Сравним величины (амплитуды) внутренних напряжений, возникающих в кольматанте в первом и втором случаях. Предположим, что величины (амплитуды) смещений полностью определяются скоростью потока, тогда

Если ω_оε≪1 (т.е. малые частоты изменения однородного потока жидкости при конечных значениях времени релаксации кольматанта), то напряжения сдвига, возникающие в кольматанте при воздействии неоднородного потока жидкости в капилляре многократно превосходят напряжения сдвига при воздействии однородного потока.

Определим технологические критерии эффективности предлагаемого метода. Т.к. граница эффективности определена соотношением ωε≫1, то отсюда следуют и технологические границы эффективности метода.

Для очень вязких нефтей (как частный случай) с вязкостью 250 мПа·с предельное напряжение сдвига составляет 0.0134 Па. Пусть радиус капилляра равен 0.001 мм. Тогда при дебите скважины 100 м³/сут, мощности коллектора (толща продуктивного горизонта)

1 м, радиусе сечения - 1 м, необходимая концентрация пузырьков должна быть

Это вполне достижимая величина.

На чертеже представлена оптимальная схема обвязки скважины.

Здесь:

1 - источник жидкости;

2 - источник газа;

3 - поверхностно-активное вещество типа ОП-10, МЛ-80 или их аналоги;

4 - устьевой диспергатор;

5 - желобная емкость;

6 - задвижка на нагнетательной линии;

7 - задвижка на выкидной линии;

8 - межтрубное пространство;

9 - НКТ;

10 - забойный диспергатор;

11 - скважинный манотермометр.

Для осуществления технологического процесса насосно-компрессорные трубы 9 опускают в ствол скважины на глубину, соответствующую искусственному забою.

От источника жидкости 1 и источника газа 2 путем прокачки компонентов по нагнетательной линии 3 и через устьевой диспергатор 4 заполняют НКТ 9 и межтрубное пространство 8 через забойный диспергатор 10 мелкодисперсной ГЖС при открытых задвижках 6 и 7. По схеме, приведенной на чертеже, устанавливают циркуляцию мелкодисперсной ГЖС на первом этапе с определенным содержанием газа через желобную емкость 5. Завершение первого этапа (и всех последующих) определяют по прекращению выноса кольматанта.

Поэтапное увеличение в мелкодисперсной ГЖС содержания газа, возможно до 75% по объему в устьевых условиях, осуществляют при открытой задвижке на выкидной линии 7, до прекращения выноса кольматанта на каждом этапе. Количество этапов определяется геолого-технической характеристикой скважины (глубина залегания продуктивного горизонта, пластовое давление, толщина пласта, удельный вес пластовой жидкости и т.д.).

Закрывают задвижку на выкидной линии 7 и продавливают мелкодисперсную ГЖС через забойный диспергатор 10 в ПЗП. Объем продавки определяется объемом порового пространства ПЗП. Наличие забойного диспергатора не обязательно, но желательно, так как он увеличивает степень дисперсности ГЖС в забойных условиях.

Открывают задвижку на выкидной линии 7; это приводит к снижению забойного давления и интенсивному притоку продавленной мелкодисперсной ГЖС из порового пространства ПЗП в ствол скважины вместе с дезинтегрированным кольматантом. Происходит восстановление циркуляции в скважине мелкодисперсной газожидкостной смеси и поддержание ее до прекращения выноса кольматирующего материала из ПЗП и ствола скважины в желобную емкость 5.

Весь процесс флуктуаций давления и температуры на забое в процессе очистки ПЗП записывается скважинным манотермометром 11.

Примеры конкретного осуществления

Пример 1. Скважина №3581 Дачного месторождения. Категория - добывающая. Освоение после бурения: работа свабом. Эксплуатационная колонна: 146 мм. Вскрыты три продуктивных пласта Башкирского яруса и Бобриковского горизонта. Общая перфорированная толща продуктивных горизонтов составила 8 м. Глубина скважины до искусственного забоя 1010 м. Пластовое давление составило 9,8 МПа. Продуктивные горизонты вскрывались на буровом растворе с бентонитовыми глинами. После освоения свабом дебит скважины при выводе ее на режим составил 3,5 м³/сут. при предполагаемом дебите 30 м³/сут.

Предлагаемый способ осуществлялся в три этапа. НКТ были спущены до искусственного забоя. В качестве поверхностно-активного вещества использовался МЛ-80.

На первом этапе по замеру скважинного манотермометра была достигнута депрессия 1,2 МПа; по анализу отобранных проб, были извлечены оксиды кремния, алюминия, бариевые соли и бентонитовая глина с инфильтратом бурового раствора. Общее количество извлеченного кольматанта в пересчете на сухой вес составило 102 кг.

На втором этапе были извлечены аналогичные кольматанты общим сухим весом 160 кг; величина депрессии составила 2,6 МПа.

На третьем этапе при депрессии 7,2 МПа дополнительно извлечен сульфид железа; общий сухой вес извлеченного кольматанта составил 65 кг. На третьем этапе вынос кольматанта прекратился. Циркуляция мелкодисперсной ГЖС устойчивая.

Общий вес извлеченного кольматанта за три этапа составил 327 кг.

Для перехода к продавке мелкодисперсной ГЖС в ПЗП при данной депрессии целесообразно перейти предварительно к степени газосодержания в мелкодисперсной ГЖС, соответствующей вышеуказанному второму этапу.

Перекрыв задвижку на выкидной линии, осуществляли продавку мелкодисперсной ГЖС в ПЗП в объеме 20 м³ по жидкости при средней распределенной плотности по стволу продавленной мелкодисперсной ГЖС 0, 90 г/см³ в течение 1 часа 50 минут. Устьевое давление продавки составило 7,6 МПа; по замеру скважинного манотермометра забойное давление составило 15,5 МПа.

Открыли задвижку на выкидной линии и восстановили циркуляцию в скважине мдГЖС. Наблюдали вынос указанных кольматантов третьего этапа и твердых частиц матричной породы; общий вес которых составил 200-250 кг. По замеру скважинного манотермометра депрессия составила 13,2 МПа с учетом «накаченной» пористой среды ПЗП.

Циркуляция мелкодисперсной ГЖС поддерживалась до прекращения выноса кольматанта из ПЗП, после чего технологические операции были прекращены.

После спуска насосного оборудования и вывода скважины на режим ее дебит составил 48 м³/сут.

Пример 2. Скважина №331 Уньвинского месторождения. Категория - нагнетательная. Эксплуатационная колонна: 146 мм. Вскрыт Ясно-Полянинский продуктивный горизонт. Общая перфорированная толща продуктивного горизонта составила 6,3 м. Глубина скважины до искусственного забоя 2223 м. Пластовое давление составило 11,7 МПа. Продуктивный горизонт вскрывался на безглинистом буровом растворе с добавлением полисахаридов. После освоения скважина эксплуатировалась в течение 3,5 лет со средней приемистостью 18 м³/сут. До применения предлагаемого способа приемистость скважины была нулевой.

Предлагаемый способ осуществлялся в три этапа. НКТ были спущены до искусственного забоя. В качестве поверхностно-активного вещества использовался ОП-10.

На первом этапе по замеру скважинного манотермометра была достигнута депрессия 2,3 МПа; по анализу отобранных проб, были извлечены оксиды железа, кремния, полисахариды с инфильтратом бурового раствора. Общее количество извлеченного кольматанта в пересчете на сухой вес составило 70 кг.

На втором этапе были извлечены аналогичные кольматанты общим сухим весом 65 кг; величина депрессии составила 1,8 МПа.

На третьем этапе при депрессии 1,8 МПа дополнительно извлечено 50 кг кольматанта в пересчете на сухой вес. На третьем этапе вынос кольматанта прекратился. Циркуляция мелкодисперсной ГЖС устойчивая.

Общий вес извлеченного кольматанта за три этапа составил 185 кг.

Перекрыв задвижку на выкидной линии, осуществляли продавку мелкодисперсной ГЖС в ПЗП в объеме 12 м³ по жидкости при средней распределенной плотности по стволу продавленной мелкодисперсной ГЖС 0,75 г/см³ в течение 4 часов. Устьевое давление продавки составило 12,5 МПа.

Открыли задвижку на выкидной линии и восстановили циркуляцию в скважине мелкодисперсной ГЖС. Наблюдали вынос указанных кольматантов третьего этапа и твердых частиц матричной породы, общий вес которых составил 150 кг. По замеру скважинного манотермометра депрессия составила 9,2 МПа с учетом «накаченной» пористой среды ПЗП.

После спуска эксплуатационного лифта и вывода скважины на режим ее приемистость составила 56 м³/сут. при давлении закачки 14 МПа.

Снижение величины депрессии от этапа к этапу объясняется увеличением притока из пласта тяжелой жидкости.

Источники информации

1. Патент РФ №2197609, Е 21 В 43/25, БИ №3, 2003 г.

2. В.Л.Амиян, А.В.Амиян, Л.В.Казакевич, Е.Н.Бекиш. Применение пенных систем в нефтегазодобыче. М: Недра, 1987, 229 с. - С.199-208.

3. А.Х.Мирзаджанзаде, И.М., Аметов, А.М.Хасаев, В.И.Гусев. Технология и техника добычи нефти. М: Недра, 1986, 382 с. - С.287.

4. Л.Д.Ландау, Е.М.Лифшиц. Теория упругости. М.: Наука, 1987, 246 с.

1. Способ очистки призабойных зон нефтяных скважин, включающий возбуждение циркуляции в скважине мелкодисперсной газожидкостной смеси, получаемой прокачкой ее фаз через устьевой диспергатор, с поэтапным увеличением в ней содержания газа, до прекращения выноса кольматирующего материала, отличающийся тем, что возбуждение циркуляции в скважине осуществляют подачей мелкодисперсной газожидкостной смеси в насосно-компрессорные трубы при открытой задвижке на выкидной линии и после достижения устойчивой циркуляции мелкодисперсной газожидкостной смеси перекрывают задвижку на выкидной линии и продавливают мелкодисперсную газожидкостную смесь в призабойную зону пласта (ПЗП), открывают задвижку на выкидной линии, восстанавливают циркуляцию в скважине мелкодисперсной газожидкостной смеси и поддерживают ее до прекращения выноса кольматирующего материала из ПЗП.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что возбуждение циркуляции в скважине и продавку в ПЗП осуществляют подачей мелкодисперсной газожидкостной смеси в насосно-компрессорные трубы дополнительно через забойный диспергатор.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что используют мелкодисперсную газожидкостную смесь, жидкостная фаза которой содержит поверхностно-активное вещество.

findpatent.ru