Анализ промысловых материалов показывает, что перемещение ВНК в высокопроницаемых интервалах происходит очень быстро и скорость резко уменьшается у пропластков с низкой проницаемостью и экранов. Эти экраны представляют собой линзы заглинизированного песчаника и маломощные глинистые пропластки, которые, конечно, не могут прослеживаться на значительной площади. Поэтому, с одной стороны, они эффективно подавляют процесс конусообразования, а с другой, в основном не препятствуют вытеснению нефти водой из нижней нефтенасыщенной, но не перфорированной части залежи.

       Таким образом, характер расчлененности коллектора, обусловливающий степень анизотропности пласта, играет большую роль при разработке нефтяных залежей, подстилающихся подошвенной водой.

3.4 Тепловые методы воздействия на пласт.

 

       Для повышения эффективности эксплуатации месторождений, содержащих тяжелые парафинистые и смолистые нефти применяют тепловые методы: закачку нагретой нефти, нефтепродуктов (конденсата, керосина, дизельного топлива) или воды, обработанной ПАВ; закачку пара посредством передвижных парогенераторов; электротепловую обработку с помощью специальных самоходных установок.

       Нефть или воду нагревают на устье скважины с помощью передвижных установок или электронагревателей. Для эффективного прогрева призабойной зоны пласта необходимо 15-30 м³ горячих нефтепродуктов или сырой нефти, нагретых до 90-95 °С.

       Прогрев осуществляют созданием циркуляции (горячей промывкой) или продавливанием жидкости в пласт.

       При горячей промывке нагретые нефть или нефтепродукты закачивают через затрубное пространство, не останавливая работы скважины по подъемным (насосно-компресорным) трубам. Горячий теплоноситель вытесняет «холодную» жидкость из затрубного пространства до башмака подъемных труб или приема насоса, частично растворяя парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны. При такой обработке тепловое воздействие на призабойную зону пласта весьма незначительно.

       Продавливание горячей жидкости в призабойную  зону пласта эффективнее, но требует извлечения скважинного подземного оборудования и спуска насосно-компресорных труб с пакером. Иногда призабойную зону пласта обрабатывают горячей нефтью с поверхностно-активными веществами (10-12 м³ горячей нефти и 80-100 кг ПАВ). По истечении 6-7 часов после обработки скважину пускают в работу.

       При использовании пластовой воды ее нагревают до 90-95 °С и добавляют ПАВ (0,5-1% объема воды). Приготовленную таким способом воду в количестве 70-80 м³ под давлением закачивают в скважину.

       Одним из наиболее эффективных методов  теплового воздействия на призабойную  зону пласта является прогрев ее паром. Перегретый водяной пар закачивают под давлением 8-15 МПа при следующих  благоприятных условиях:

       -глубина  продуктивного пласта не более  1200 м;

       -толщина  пласта, сложенного песчаниками  и глинами, не менее15 м;

       -вязкость  нефти в пластовых условиях  выше 50 мПа*с;

       -остаточная  нефтенасыщенность пласта не  менее 50 %;

       -плотность  нефти в пластовых условиях  не менее 900-930 кг/м³.

       Не  рекомендуется проведение паротепловой обработки на заводненных участках в связи с большим расходом тепла.

       Перед закачкой пара проводят исследование скважин.

       - замер дебита нефти;

       - замер дебита газа;

       - замер дебита воды;

       - замер пластового давления;

       - замер температуры;

       - замер статического уровня.

       Затем промывают забой, спускают насосно-компресорные трубы с термостойким пакером, который  устанавливают над верхними отверстиями  фильтра. В неглубоких скважинах (до 500-600 м) паротепловую обработку часто  проводят без применения пакера. Для устранения опасных удлинений колонны насосно-компресорных труб при закачке пара в пласт применяют специальное оборудование, состоящее из колонной головки, арматуры устья и скважинного компрессора с телескопическим устройством.

       Пар для теплового прогрева скважин получают от передвижных паровых установок (ППУ), парогенераторных установок (ПТУ), монтируемых на шасси автомобиля высокой проходимости. Имеются установки производительностью до 5,5 т/ч пара с рабочим давлением до 10 МПа и температурой пара до 315 °С. Также применяют мощные автоматизированные передвижные парогенераторные установки типа УПГ -9/120 с подачей пара до 9 т/ч и рабочим давлением 12 МПа. Установки укомплектованы системой КИП и автоматики. Управление работой оборудования осуществляется из кабины оператора.

       Парогенераторную  установку (одну или несколько) соединяют  трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора своим давлением вытесняет нефть из НКТ и поступает в пласт. После закачки пара (не менее 1000 т) устье скважины герметизируют на 2-5 суток для передачи тепла в глубь пласта. Затем извлекают НКТ, спускают насосное оборудование и скважину вводят в эксплуатацию.

       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.

       Прогрев призабойной зоны пласта обычно проводится в течении 5-7 суток, радиус повышенного температурного поля достигает при этом 1-1,2 м.

       Метод применяется обычно на месторождениях с маловязкими нефтями.

 

     ГЛАВА 4. МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИН.

4.1. Гидропескоструйное воздействие.

       Гидропескоструйное вскрытие чаще всего используется в условиях, когда кумулятивное или пулевое перфорирование не дает должного результата. При такой перфорации диаметры отверстий в колонне равны 12—20 мм; глубина каналов в 2,5—4 раза больше, чем при кумулятивной перфорации, и достигает 500 мм, а площадь фильтрации канала выше в 20—30 раз.

       Следует учитывать еще одно преимущество гидропескоструйного перфорирования пластов — получение материнской  породы из вскрываемого пласта в виде шлама, содержащего остатки полезного ископаемого. Причем этот «сопутствующий» эффект иногда оказывается решающим и единственным источником надежной информации о пласте.

       Эффективность гидропескоструйного разрушения определяется энергией струи, которую принято характеризовать перепадом давления в насадках, гидравлической характеристикой, формируемой в насадке струи, и содержанием в ней абразива.

       Гидропескоструйное  воздействие включает:

       -запуск и точную установку перфоратора на колонне НКХ или бурильных труб на заданной глубине;

       -привязку места установки перфоратора по пласту-реперу; обвязку наземного оборудования со скважиной;

       -опрессовку системы манифольдов и труб на 1,5-кратное рабочее давление;

       -вымыв опрессовочного клапана и оценку потерь давления на трение посредством промывки скважины при режиме перфорации;

       -спуск клапана перфоратора и выход на рабочий гидравлический режим обработки без подачи в поток абразива;

       -собственно гидропескоструйное воздействие;

       -переход в вышележащий интервал обработки.

       При проектировании этого процесса прежде всего определяют допустимое устьевое давление, которое обусловлено технической возможностью насосного агрегата или прочностной характеристикой труб из соотношения

       

       (4.1) 
 

       где p_ду — допустимое устьевое давление, МПа; р_стр — страгивающая нагрузка резьбового соединения, Н; H — глубина подвески, м; q_т — вес 1 м труб, Н; F_т — площадь поперечного сечения труб, м²; К — коэффициент безопасности.

       При выборе перепада давления и расхода  жидкости через насадку следует  также учитывать, что с забоя  на дневную поверхность транспортируются песок и шлам, а поэтому суммарный расход жидкости через одновременно работающие насадки должен обеспечивать скорость восходящего потока в межтрубном пространстве не менее 0,5 м/с.

       Глубина гидропескоструйного воздействия  в обсаженной трубой скважине зависит от площади образуемой в трубе прорези. Так как при гидропескоструйном воздействии отработанная жидкость с песком и шламом выходит через создаваемый кацал в ствол скважины, то встречный поток оказывает сопротивление рабочей струе, т. е. гасит ее воздействия предпочтительно в обсадной трубе делать прорезь большего сечения, чем сечение насадки, или перемещать насадку в вертикальном или горизонтальном направлениях и тем самым устранять гашение рабочей струи. Экспериментально установлено, что для насадок диаметром 4,5 и 6 мм эффект гашения струи снижается практически полностью при площади прореза в трубе в 70-1-100 раз больше площади насадки, т. е. при длине щели в обсадной трубе 100—120 мм.

       Глубина гидропескоструйной выработки в  преграде от продолжительности воздействия струй определяется сложной экспоненциальной зависимостью, но для практических целей с достаточной точностью экспериментально определены оптимальные продолжительности воздействия для точечного и щелевого вскрытия, которые соответственно составляют:

       15—20 мин для точечного (без смещения  насадки) вскрытия одного интервала;

       2—3  мин на каждый сантиметр длины  щели для щелевого вскрытия. Основной  материал при гидропескоструйных  обработках—рабочая жидкость и  песок.

       Рабочие жидкости при гидропескоструйных обработках подбирают с учетом физико-химических свойств пластов и насыщающих породу жидкостей, а также видов работ, проводимых в скважинах (дегазированная нефть, растворы соляной кислоты и ПАВ, техническая вода и др.).

       При выборе рабочей жидкости необходимо учитывать следующее:

       а) жидкость не должна ухудшать коллекторские свойства пласта;

       б) вскрытие и обработка пластов не должны сопровождаться неконтролируемыми выбросами нефти или газа, приводящими к открытому фонтанированию;

       в) жидкость не должна быть дефицитной и дорогой.

       Для глушения скважин в процессе их подготовки к перфорации (при наличии вскрытых продуктивных горизонтов) также должны использоваться жидкости, не снижающие  фильтрационную характеристику призабойной  зоны и не вызывающие набухание глин.

       В качестве абразива при гидропескоструйном методе применяют песок с размером зерен от 0,2 до 2 мм и с преимущественным (более 50%) содержанием кварца.

       Необходимое для пескоструйных обработок  оборудование включает подземное, обеспечивающее создание и нужное направление высоконапорных струй, разрушающих преграду, а также наземное, служащее для приготовления песчано-жидкостной смеси и закачки ее к перфоратору.

       Гидропескоструйная  обработка осуществляется с помощью  специальных устройств — гидроперфораторов, позволяющих направлять песчано-жидкостные смеси в преграду через насадки из специальных абразивоустойчивых материалов.

       Перфоратор  предназначен для создания каналов  и щелей в скважинах с открытым забоем и обсаженных эксплуатационными  колоннами диаметром 100 мм и более, вырезки обсадных колонн тех же диаметров, расширения забоев в необсаженных скважинах и установки водоизоляционных экранов

       Применение  гидропескоструйного метода вскрытия пластов необходимо сочетать с обработками других видов с целью восстановления и улучшения проницаемости призабойной зоны пласта.