Паротепловая обработка - скважина
Cтраница 1
Паротепловая обработка скважин осложнялась низкой приемистостью некоторых скважин. Это объясняется закупориванием высокопроницаемых макропоровых каналов тампонирующими материалами во время вскрытия пласта бурением с целью предотвращения поглощения глинистого раствора. Для очистки приза-бойной зоны и восстановления первоначальной проницаемости пласта до проведения ПТОС применяют кислотную обработку. [1]
Паротепловая обработка скважин ( ПТОС), обладая рядом технологических особенностей, обеспечивающих этому способу широкое и эффективное применение, нуждается в дальнейшем совершенствовании. Требуется повысить коэффициент использования тепла, ускорить процесс обработки, найти дополнительные средства активизации процесса. [2]
Результаты паротепловых обработок скважин показали, что с их помощью увеличивается количество фактически извлекаемой нефти. Дополнительная добыча нефти частично достигается за счет удержания конденсата в пласте и температурного расширения жидкости. Но главным образом она обусловлена восстановлением активности механизма первичной добычи и благоприятным изменением относительных проницаемостей с увеличением температуры. Конечный коэффициент извлечения нефти увеличивается более чем в 2 раза. [3]
 |
Компенсатор скважинный телескопического типа. [4] |
При паротепловой обработке скважин паропередвижную установку ( одну или несколько) соединяют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар, поступаемый из парогенератор-ной установки под давлением, вытесняет нефть из насосно-компрес-сорных труб и проникает в пласт. [5]
Для выявления эффективности паротепловых обработок скважин ( ПТОС) в условиях одновременного наличия макро - и микропорового коллекторов в зависимости от физико-геологических особенностей пласта, обводненности продукции, вскрытой толщины пласта, дебитов нефти сгруппировали скважины с одинаковой характеристикой. [6]
Циклическое заводнение без паротепловой обработки скважин при низком уровне цен дает 2 млн. рублей ежегодно в течение вторых 5-ти лет. [7]
Экспериментально-промысловые работы по паротепловой обработке скважин и блочно-циклическому паротепловому воздействию на пласт, осуществленные на месторождении Зыбза Краснодарского края, дали возможность добыть здесь дополнительно около 200 тыс. т нефти т.о. со значительным экономическим эффектом. Вблизи очага горения нефть, содержащаяся в пористой среде, переходит в газообразное состояние, что приводит к локальному повышению пластового давления. Этому способствует также испарение связанной воды и переход ее в парообразное состояние. На некотором расстоянии от очага горения часть углеводородных газов конденсируется, снижая вязкость нефти в этой зоне. Снижение вязкости нефти происходит и вследствие повышения температуры пласта. В результате нефть интенсивно вытесняется из коллектора к забоям эксплуатационных скважин. [8]
Для условий Ишимбайского месторождения паротепловая обработка скважин является наиболее эффективным методом интенсификации добычи нефти. Недостатком его является то, что с увеличением глубины залегания пласта тепловые потери при-закачке пара значительно возростают. Поэтому для месторождений Введеновского, Старо-Казанковского, Тереклинского, Гра-чевского, Кумертауского, с глубиной залегания продуктивного пласта 1200 - 1800 метров, наиболее приемлемы обработки огневыми забойными нагревателями. [9]
Как видно из таблицы, продолжительность паротепловой обработки скважин и количество вводимого в пласт пара различны. Наилучшие результаты получены в тех случаях, когда в пласт ( при прочих равных условиях) нагнетали 1000 - 1200 т пара и призабойную зону скважин прогревали до 100 С и выше. [10]
На основе исследования коллекторских свойств и осуществления многочисленных паротепловых обработок скважин, а также весьма крупных и продолжительных по времени экспериментов по изучению эффективности различных технологических схем был сделан вывод о необходимости создания такого термогидродинамического процесса, при котором на конкретно заданных ограниченных по размерам площадях ( блоках) нефтяного месторождения будут созданы относительно стабильные границы фронта теплового поля. Такие термогидродинамические условия ( условия замкнутого высокотемпературного поля) могут гарантировать максимальный охват пласта теплоносителем и вытеснение нефти с высокой нефтеотдачей из макропористых коллекторов. [11]
На основе исследования коллекторских свойств и результатов многочисленных паротепловых обработок скважин, а также проведения лабораторных экспериментов по изучению эффективности различных технологических воздействий на пласт сделан вывод о необходимости осуществления такого термогидродинамического процесса, при котором на конкретно заданных ограниченных по размерам площадях ( блоках) нефтяного месторождения будут получены относительно стабильные границы фронта теплового поля. Такие термогидродинамические условия ( условия замкнутого высокотемпературного поля) могут гарантировать максимальный охват пласта теплоносителем и высокую нефтеотдачу из микропористых коллекторов. [12]
 |
Схема опытного участка по внутрипластовому горению на месторождении Ист-Тиа - Хуана. [13] |
До осуществления процесса внутрипластового горения на месторождении испытаны паротепловая обработка скважин и вытеснение нефти паром. [14]
С этой целью значительно расширены промысловые испытания с переходом от локальных паротепловых обработок скважин к большим участкам ( блокам) залежи. [15]
Страницы: 1 2 3