Способ прогрева призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления



Способ прогрева призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления
Способ прогрева призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления
Способ прогрева призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления
Способ прогрева призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления
Способ прогрева призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления
Способ прогрева призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления
Способ прогрева призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления
Способ прогрева призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления
Способ прогрева призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления

 


Владельцы патента RU 2559975:

КУЗНЕЦОВ Владимир Александрович (RU)
ЧЕСНОКОВ Игорь Святославович (RU)

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для теплового воздействия на призабойную зону, снижения вязкости скважинной жидкости перед приемом погружного насоса и для предупреждения образования асфальтено-парафино-гидратных отложений. Способ прогрева призабойной зоны скважины характеризуется тем, что в призабойную зону скважины в интервал перфорации на хвостовике из НКТ ниже скважинного погружного оборудования в зависимости от необходимой длины и мощности нагрева опускают один или несколько соединенных между собой скважинных электрических резистивных нагревателей. Производят управляемый прогрев околоскважинного пространства призабойной зоны и поступающей в скважину пластовой жидкости. Устройство для осуществления способа составлено из взаимосвязанных между собой скважинного нагревателя в виде регулируемых с поверхности нагревательных элементов и воздушной компрессионной камеры или узла гидрозащиты, с возможностью компенсации компрессионного воздействия нагретого теплоносителя. В устройство включены также внутренний датчик температуры и регулятор мощности, подаваемой на скважинный нагреватель, выполненный в виде тиристорного выпрямительного блока, управляемого соединенным с ним программируемым контроллером станции управления нагревом с основным показателем в виде температурных характеристик работы устройства. Техническим результатом является повышение эффективности теплового воздействия на околоскважинное пространство в районе установки скважинного нагревателя, увеличения притока жидкости из пласта и снижения вязкости скважинной жидкости перед приемным фильтром скважинного насоса. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для теплового воздействия на призабойную зону, снижения вязкости скважинной жидкости перед приемом погружного насоса и для предупреждения образования асфальтено-парафино-гидратных отложений.

Известен способ воздействия на нефтяной пласт (патент RU №2379495), включающий спуск скважинного электронагревателя на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в интервал нефтяного пласта с последующим разогревом и добычей разогретой продукции из скважины. Добычу разогретой продукции скважины ведут с периодической закачкой разогретой продукции скважины обратно в нефтяной пласт. Объем и давление закачки разогретой продукции и, соответственно, глубину проникновения разогретой продукции в нефтяной пласт с каждым периодом увеличивают до достижения максимально допустимого давления закачки продукции в нефтяной пласт. В каждом из периодов объем закачки разогретой продукции обратно в нефтяной пласт в несколько раз меньше объема добытой разогретой продукции из скважины. Устройство включает скважинный электронагреватель с токопроводом, размещенные на колонне НКТ. Колонна НКТ выше скважинного электронагревателя, но ниже динамического уровня продукции в скважине снабжена пакером, герметично разделяющим межколонные пространства скважины. Ниже пакера в колонне НКТ выполнены радиальные отверстия, а выше пакера в колонне НКТ установлен вставной штанговый глубинный насос. Колонна НКТ снизу заглушена, что увеличивает площадь теплопередачи на участке колонны НКТ от заглушки до радиальных отверстий.

Недостатком данного способа является то, что добычу разогретой продукции скважины ведут с периодической закачкой разогретой продукции скважины обратно в нефтяной пласт, соответственно, на время закачки добыча прекращается, что приводит к скважинному простою. Учитывая, что способ предназначен для скважин, оборудованных штанговыми насосами, характеризующимися малыми дебитами, практической эффективности он не имеет.

Известен скважинный электронагреватель (патент RU №2198284), содержащий токоподвод с установленным под ним трубчатым корпусом с размещенным на его поверхности длинномерным нагревательным элементом в виде кабеля с возможностью подачи в него через токоподвод питающего напряжения от источника. Отличается это нагреватель тем, что имеет заземление к трубчатому корпусу и в нем использован кабель с малым электрическим сопротивлением, установленный в ферромагнитной трубке вдоль трубчатого корпуса с возможностью образования замкнутого контура и подачи от источника питающего переменного напряжения. При этом кабель с малым электрическим сопротивлением установлен в ферромагнитной трубке вдоль трубчатого корпуса по его периметру в виде многоходовой последовательности параллельных длинномерных нагревательных элементов. Причем ферромагнитная трубка выполнена разделенной на секции, количество которых определено расчетом в зависимости от интенсивности искривления эксплуатационной колонны и габаритных размеров. Способ его применения включает спуск скважинного электронагревателя на колонне НКТ в интервал нефтяного пласта с последующим разогревом и добычей разогретой продукции из скважины.

Недостатком данного способа является его низкая эффективность из-за незначительного увеличения нефтеоотдачи нефтяного пласта, так как радиус прогрева невелик, а это не обеспечивает приток нефти к скважине с удаленной от скважины зоны. Более того, в результате практического применения данного способа выявлено, что наибольшее увеличение дебита по нефти достигнуто в низкодебитных (до 2,0 тонн/сутки) добывающих скважинах. В добывающих скважинах с начальным дебитом 3-5 тонн/сутки относительное увеличение дебита за счет применения данного электронагревателя значительно ниже. Отсюда следует, что использование данного электронагревателя с целью интенсификации добычи нефти целесообразно только в низкодебитных добывающих скважинах (с дебитом до 2,0 тонн/сутки).

Недостатками обоих аналогов являются:

- сложное их конструктивное устройство;

- большинство нагревателей имеет высокое электрическое сопротивление нагревательного элемента, что требует приложения большой электрической мощности, поэтому они не работают на более глубокозалегающих пластах;

- при малых потоках выделяют большое количество нерегулируемого тепла на малую единицу длины и потому работают недолговечно и недостаточно надежно;

- недостаточная эффективность для тепловой обработки мощных пластов, а также для предупреждения образования асфальтено-парафино-гидратных отложений;

- низкая эффективность для прогрева и снижения вязкости продукции скважин на приеме глубинных насосов;

- отсутствие оперативного контроля за температурой нагревателя и автоматического управления нагревом.

Задачей изобретения является создание и применение эффективного способа прогрева призабойной зоны скважины на интервале перфорации, непосредственного нагрева скважинной жидкости в районе установки скважинного нагревателя, снижения вязкости скважинной жидкости, а также предупреждения образования асфальтено-парафино-гидратных отложений. Достигаемым техническим результатом применения нагревателя является повышение эффективности теплового воздействия на околоскважинное пространство в районе установки скважинного нагревателя, увеличения притока жидкости из пласта и снижения вязкости скважинной жидкости перед приемным фильтром скважинного насоса.

Поставленная задача и достигаемый технический результат обеспечиваются в заявленном способе прогрева призабойной зоны скважины, характеризуемом тем, что в призабойную зону скважины в интервал перфорации на хвостовике из НКТ ниже скважинного погружного оборудования в зависимости от необходимой длины и мощности нагрева опускают один или несколько соединенных между собой скважинных электрических резистивных нагревателей и производят управляемый прогрев околоскважинного пространства призабойной зоны и поступающей в скважину пластовой жидкости. При этом в нижней трубе, на которой укрепляют нагреватель, изготавливают щелевые отверстия, через которые осуществляют свободное перемещение нагретой скважинной жидкости из затрубного пространства во внутреннее пространство НКТ и обратно, а сам скважинный нагреватель используют как со штанговыми глубинными насосами, так и с электрическими центробежными и винтовыми насосами и в фонтанных и газлифтных скважинах.

Одновременно с помощью станции управления поддерживают в автоматическом режиме заданную температуру нагревателя и контролируют температуру отходящего от нагревателя потока и температуру выходящего потока жидкости на устье скважины, а подачу необходимой мощности на нагреватель с учетом контрольных измерений автоматически регулируют программируемым контроллером станции управления заданной температурой нагревателя. Тем самым на призабойную зону скважины оказывают необходимое тепловое воздействие. Разновидностью выполнения операции необходимого теплового воздействия в заявленном способе является то, что в призабойную зону скважины в интервал перфорации одновременно с скважинным нагревателем в силовом кабеле опускают капиллярную трубку и подают химические реагенты. В результате при этом на призабойную зону скважины оказывают одновременное комплексное тепловое и химическое воздействие.

Поставленная задача и достигаемый технический результат обеспечиваются также с помощью заявленного устройства для осуществления способа прогрева призабойной зоны скважины, составленного из взаимосвязанных между собой скважинного нагревателя в виде регулируемых с поверхности нагревательных элементов и, воздушной компрессионной камеры или узла гидрозащиты, с возможностью компенсации компрессионного воздействия нагретого теплоносителя. В устройство включены также внутренний датчик температуры и регулятор мощности, подаваемой на скважинный нагреватель, выполненный в виде тиристорного выпрямительного блока, управляемого соединенным с ним программируемым контроллером станции управления нагревом с основным показателем в виде температурных характеристик работы устройства. Введенный в устройство силовой кабель, соединяющий станцию управления и скважинный нагреватель, составлен из измерительных датчиков, силовых жил для передачи электрической мощности, измерительных жил для передачи контрольных сигналов и капиллярного канала для подачи химических ингибиторов и поверхностно-активных веществ в призабойную зону скважины.

В заявленном устройстве нагреватель может быть смонтирован из идентичных друг другу секций одинаковой или различной мощности с количеством секций нагревателя, выбранном в пределах от 2 до 12.

Заявленные способ и устройство целесообразно схематически проиллюстрировать с помощью следующих фигур чертежей

На фиг. 1 отображена принципиальная схема погружной части устройства: 1а) для электрического и 1б) для механического погружного оборудования.

На фиг. 2 отображена принципиальная схема погружной части устройства: 2а) для электрического и 2б) для механического способа добычи.

На фиг. 3 отображена принципиальная схема наземной части устройства: 3а) схема наземного оборудования и 3б) схема наземного оборудования с дозаторной установкой.

На фиг. 4 изображено поперечное сечение силового погружного электрического кабеля: 4а) с измерительными жилами и 4б) с измерительными жилами и с встроенным внутрь капиллярным каналом.

На фиг. 5 изображены принципиальные схемы секционного скважинного нагревателя: 5а) верхней нагревательной секции, 5б) промежуточной нагревательной секции, 5в) нижней нагревательной секции.

Перечень элементов, пронумерованных на фигурах чертежей:

1 Скважинный нагреватель (фиг. 2),

2 Корпус нагревателя,

3 Верхняя головка,

4 Нижняя головка,

5 Колодка токоввода,

6 Нагревательные элементы,

7 Внутренняя труба (фиг. 1),

8 Верхняя заливная пробка,

9 Пробка контрольного уровня,

10 Нижняя сливная пробка,

11 Теплоноситель,

12 Внутренний термодатчик нагревателя,

13 Воздушная компенсационная полость,,

14 Нижняя труба хвостовика (фиг. 2),

15 Щелевые отверстия нижней трубы (фиг. 2),

16 Хвостовик,

17 Муфта скважинного нагревателя,

18 Двигатель погружного насосного оборудования,

19 Скважинный погружной насос (фиг. 2),

20 Муфта погружного оборудования,

21 Колонна насосно-компрессорных труб,

22 Силовой кабель скважинного нагревателя (фиг. 2),

23 Силовой кабель погружного насосного оборудования,

24 Пояса крепления (клямсы),

25 Эксплуатационная колонна,

26 Интервал перфорации,

27 Нефтяной пласт (фиг. 2),

28 Кабельный ввод силового кабеля (фиг. 3),

29 Устьевой термодатчик,

30 Выкидной манифольд (фиг. 3),

31 Фонтанная арматура (фиг. 3),

32 Клеммная (газоотделительная) коробка,

33 Силовой кабель обвязки наружного оборудования (фиг. 3),

34 Станция управления,

35 Повышающий трансформатор,

36 Дозирующее устройство (фиг. 3),

37 Токоподводящая жила (фиг. 4),

38 Изоляционная оболочка,

39 Изополимерная защитная ткань,

40 Защитная металлическая броня,

41 Измерительная жила (фиг. 4)

42 Капиллярная трубка,

43 Соединительный фланец для секционной сборки.

Более детально предлагаемые способ и устройство целесообразно описать с использованием указанных иллюстраций следующим образом. Сначала изучают технологические данные по скважине (практический дебит, геологический прогноз, возможности пласта или нескольких пластов, мощность насосного оборудования, устанавливаемого в скважине, режим работы скважины, пластовые температуры и т.д.), на основе которых подбирают нагреватель 1 (фиг. 1, 2) или сборку нагревателей нужной длины и необходимой расчетной мощности. После чего монтируют один или несколько нагревателей 1 на хвостовике 16 из насосно-компрессорных труб, причем в зависимости от способа добычи нижняя труба 14 может содержать щелевые отверстия 15, общая площадь которых позволяет скважинной жидкости свободно перемещаться из внутреннего пространства НКТ в затрубное и обратно, а верхняя труба 16 закрепляется на нижней муфте 17 погружного насосного оборудования 18.

Силовой кабель скважинного нагревателя 22 подключается к колодке токоввода скважинного нагревателя 5 через специальный штекер, причем для удобства обслуживающего персонала и колодка нагревателя 5, и кабельный штекер выполнены аналогично штекеру токоввода погружного оборудования. При этом и колодка 5, и штекер, в зависимости от конструкции скважины, нагревателя и скважинного оборудования, могут выполняться в различных вариантах, наиболее подходящих в каждом конкретном случае. Затем проводят монтаж погружного насосного оборудования 18-19 через муфту 20 на колонну НКТ 21 и спуск колонны НКТ 21 в скважину таким образом, чтобы верхняя часть скважинного нагревателя 1 располагалась на одном уровне с верхней границей зоны перфорации 26. Габарит погружного насосного оборудования 18 подбирают таким образом, чтобы обеспечить свободный пропуск силового кабеля 22 питания скважинного нагревателя между корпусом насоса 19 (двигателя 18) и эксплуатационной (обсадной) колонной 25. Силовые кабели скважинного нагревателя 22 и погружного насосного оборудования 23 могут крепиться к НКТ различными вариантами, в зависимости от комплектации оборудования, оснащенности и квалификации бригад подземного ремонта: только поясами крепления 24 (клямсами), с применением защитных протекторов, протекторов-центраторов, выполненных из различных материалов, от пластмассы до нержавеющей стали.

Вывод силовых кабелей 22 и 23 из затрубного пространства скважины осуществляется через стандартные кабельные вводы 28 (фиг. 3) погружного оборудования, установленные в планшайбе фонтанной арматуры 31. Во время монтажа устьевого оборудования скважины на выкидном манифольде 30 фонтанной арматуры 31 (желательно до штуцера) монтируется устьевой термодатчик 29 контроля температуры выходящего потока. Затем силовой кабель нагревателя 22 через газоотделительную (клеммную) коробку 32 и силовой кабель обвязки наземного оборудования 33 подключают к станции управления нагревом 34. При этом в некоторых случаях могут использовать повышающий трансформатор 35. Капиллярный канал 42 выводят из силового кабеля 22 и подключают к дозирующему устройству 36.

Непосредственно сам комбинированный силовой кабель питания скважинного нагревателя 22 (фиг. 4) представляет из себя набор из трех токоподводящих жил (две из которых являются силовыми 37, а третья - измерительная 41), покрытых изоляционной оболочкой 38. Дополнительно силовой кабель может включать в себя капиллярную трубку 42. Жилы 37, 41 и капилляр 42 в оболочке 38 обвиваются изополимерной защитной тканью 39, а затем покрываются металлической броней 40. Вывод кабеля с капилляром из скважины осуществляется через стандартный кабельный ввод 28 фонтанной арматуры 31.

После окончания спуска колонны НКТ и монтажа устьевого оборудования перед запуском скважины в работу включают скважинный нагреватель для прогрева окружающей и вышестоящей скважинной жидкости. Температура скважинного нагревателя при этом поддерживается станцией управления в пределах 30-95% от максимально допустимой. За счет тепловой конвекции прогретая жидкость поднимается к насосу, что обеспечивает уменьшение нагрузки на погружное насосное оборудование в момент запуска. Контроль за увеличением температуры скважинной жидкости осуществляют с помощью контрольно-измерительной аппаратуры (ТМС) на входе погружного оборудования. При этом одновременно происходит прогрев перфорационного интервала скважины.

После прогрева скважинной жидкости до необходимой температуры (обычно на 5-50°C превышающей первичную, в зависимости от условий скважины, времени работы нагревателя, длины хвостовика и т.п.) запускают скважину в работу. Одновременно с разгоном скважины и выводом скважины на оптимальный режим насосного оборудования проводят настройку параметров скважинного нагревателя с учетом постепенного прогрева околоскважинного пространства. Для этого мощность, подаваемую на скважинный нагреватель, первоначально устанавливают таким образом, чтобы температура скважинного нагревателя в первые дни работы составляла в пределах 50-90% от максимально допустимой. В дальнейшем, одновременно с постепенным прогревом призабойной зоны и околоскважинного пространства, температура скважинного нагревателя постепенно поднимается до установленных 80-95% от максимально допустимой.

Устройство для осуществления данного способа состоит из электрического резистивного скважинного нагревателя 1, закрепленного на хвостовике из насосно-компрессорных труб (НКТ) 16, закрепленных на нижней муфте 17 скважинного оборудования 18, причем нижняя труба хвостовика 14 которого может содержать щелевые отверстия 15, силового кабеля 22, предназначенного для передачи электрической мощности от станции управления к нагревателю, и который может содержать капиллярный канал 42 для подачи химических ингибиторов. Через кабельный ввод 28 фонтанной арматуры 31 силовой кабель 22 через газоотделительную (клеммную) коробку 32 и кабель обвязки 33 соединяется со станцией управления нагревом 34.

Регулировка мощности, подаваемой на скважинный нагреватель 1, осуществляется тиристорным выпрямительным блоком, управляемым программируемым контроллером станции управления нагревом 34. Так как при использовании скважинных нагревателей на больших глубинах происходит большая потеря мощности по напряжению, подаваемому на нагреватель, в схему электропитания устройства может быть включен повышающий трансформатор 35.

Устройство для осуществления прогрева призабойной зоны скважины работает следующим образом.

Принцип работы скважинного электрического резистивного нагревателя заключается в передаче тепла от нагревательных элементов через теплоноситель в призабойную зону скважины и нагреве скважинной жидкости, проходящей снаружи нагревателя и через внутренний гидравлический канал нагревателя.

При запуске скважинного нагревателя в сборе (фиг. 1) в работу одновременно с прогревом скважинной жидкости в интервале перфорации происходит передача тепла на внутренние стенки эксплуатационной колонны и далее на призабойную зону. В результате прогревается скважинная жидкость, находящаяся не только внутри эксплуатационной колонны, но и в околоскважинном пространстве, а на интервале перфорации образуется застойная зона разогретой продукции. Тепловая конвекция жидкости позволяет увеличить зону прогрева скважины не только в пределах нагревателя, но и выше, включая приемную зону насосного оборудования, что позволяет значительно снизить нагрузку при запуске насосного оборудования в работу.

После запуска скважины в работу скважинная жидкость, поступающая из пласта в скважину, частично проходит вдоль стенок эксплуатационной колонны, соприкасаясь с наружной поверхностью нагревателя, а другая часть проходит через внутреннюю трубку скважинного нагревателя. При этом происходит максимальная передача тепловой мощности от нагревателя скважинной жидкости, а через нее и в околоскважинное пространство.

Прогретая скважинная жидкость поступает в насос, затем по насосно-компрессорным трубам выходит на поверхность. Повышение температуры скважинной жидкости на 10-30°C перед приемом погружного насоса позволяет снизить вязкость поступающей в насос жидкости от 2-х до 8-ми раз, что оказывает существенное влияние на скорость и условия прохождения скважинной жидкости по насосно-компрессорным трубам. Комплексное использование скважинного нагревателя и химических ингибиторов, поданных по капиллярной трубке силового кабеля, позволяет существенно снизить нагрузку на погружное насосное оборудование, что приводит к значительному увеличению срока службы погружного оборудования, увеличению межремонтного периода работы скважины и, как основной показатель работы устройства, значительному увеличению дебита скважины.

Скважинный электрический резистивный нагреватель 1 содержит:

- корпус нагревателя 2 с внутренней резьбой в верхней головке 3 для навинчивания на нижнюю НКТ хвостовика 14 с щелевыми отверстиями 15 и отверстием для колодки токоввода 5;

- блок нагревательных элементов 6, установленный в наружном корпусе 2 из высокопрочной или нержавеющей стали (для исключения корродирования материала поверхности в агрессивных условиях при повышенных температурах) и закрепленном на верхней головке 3;

- внутри корпуса нагревательные элементы 4 заливаются специальным теплоносителем 11, обеспечивающим максимальную передачу тепла на поверхности нагревателя;

- в верхней части корпуса скважинного нагревателя 1 установлен датчик температуры (терморезистор) 12. Один конец датчика подключен к контакту кабельного ввода, а другой конец - к корпусу нагревателя. Таким образом, наземная аппаратура использует две жилы 37 подводящего кабеля для питания нагревательных элементов, а третья жила 41 силового кабеля используется для измерения температуры теплоносителя. При этом показания датчика используются для изменения подводимой к нагревателям мощности, обеспечивая заданный температурный режим работы.

В зависимости от необходимости скважинный нагреватель комплектуется:

- при одинарной установке - нижней головкой 4 с наружной резьбой для присоединения фильтров и других приспособлений;

- при установке нескольких нагревателей - фланцевыми соединениями 43 для секционной сборки и колодками и штекерами 5 токоввода.

Силовой кабель 22, содержащий дополнительный капиллярный канал 42, визуально представляет собой стандартный 3-жильный кабель для электропитания двигателя погружного насоса, с установленной внутрь защитной брони трубкой, причем материал изготовления капиллярной трубки может различаться, в зависимости от скважинных условий и подающихся ингибиторов и химически активных веществ.

В числе достоинств заявленных объектов целесообразно обратить внимание, что новым, предопределяющим достижение указанного технического результата, является то, что способ предопределяет управляемое тепловое воздействие на призабойную зону скважины и прогрев скважинной жидкости применением скважинного нагревателя с регулируемой мощностью нагрева, достигаемой с помощью:

- увеличения общей длины нагревательной части с помощью стыковки нескольких нагревателей 1, что позволяет перекрыть необходимую длину зоны перфорации 26;

- увеличения общей мощности скважинного нагревателя 1 путем сложения мощности каждого секционного нагревателя;

- применения автоматической программируемой станции управления нагревом 34.

Новым является также то, что в силовой кабель, осуществляющий подачу электрической мощности на скважинный нагреватель, может быть введен дополнительный капиллярный канал, предназначенный для подачи в призабойную зону скважины химических активных ингибиторов и ПАВ, применение которых из интервала перфорации в комплексе с повышенной температуры скважинной жидкости позволяет значительно снизить количество применяемого ингибитора при более раннем воздействии ингибитора на скважинную жидкость. Новым является и то, что скважинный нагреватель может использоваться не только с штанговыми глубинными насосами, но и с электрическими центробежными и винтовыми насосами, при этом контроль за температурой скважинной жидкости позволяет избежать перегрева погружного электродвигателя насоса.

Достигаемый технический результат, как показали данные экспериментов, может быть реализован только взаимосвязанной совокупностью всех существенных признаков заявленных объектов, отраженных в формуле изобретения. Указанные в ней отличия дают основание сделать вывод о новизне данного технического решения, а совокупность испрашиваемых притязаний в связи с их неочевидностью - о его изобретательском уровне, что доказывается также вышеприведенным их детальным описанием. Соответствие критерию «промышленная применимость» предложенных способа и устройства доказывается как реализацией его опытных образцов, так и отсутствием в заявленных притязаниях каких-либо практически трудно реализуемых в промышленных масштабах признаков. Особенности существенных признаков заявленного технического решения были исследованы и сформулированы на основе обработки результатов экспериментальных исследований, анализа и обобщения их, а также с использованием изобретательской интуиции, исходя из условия достижения указанного технического результата.

В заключение целесообразно также отметить, что наряду с указанным достигаемым техническим результатом применение нескольких соединенных между собой скважинных нагревателей позволяет использовать данный способ на скважинах с большими дебитами, особенно на месторождениях с высоковязкой и тяжелой, битуминозной нефтью, одновременно снижает тепловые потери за счет увеличения поверхности нагрева жидкости. Кроме того, данный способ позволяет совместить тепловое воздействие с химическим, подавая ингибиторы и ПАВ непосредственно в зону нагрева, что позволяет существенно снизить расход химреагентов при более выраженном эффекте их применения.

1. Способ прогрева призабойной зоны скважины, характеризуемый тем, что в призабойную зону скважины в интервал перфорации на хвостовике из насосно-компрессорных труб (НКТ) ниже скважинного погружного оборудования в зависимости от необходимой длины и мощности нагрева опускают один или несколько соединенных между собой скважинных электрических резистивных нагревателей, производят управляемый прогрев околоскважинного пространства призабойной зоны и поступающей в скважину пластовой жидкости, при этом в нижней трубе, на которой укрепляют нагреватель, изготавливают щелевые отверстия, через которые осуществляют свободное перемещение нагретой скважинной жидкости из затрубного пространства во внутреннее пространство НКТ и обратно, а сам скважинный нагреватель используют как со штанговыми глубинными насосами, так и с электрическими центробежными и винтовыми насосами и в фонтанных и газлифтных скважинах, одновременно с помощью станции управления поддерживают в автоматическом режиме заданную температуру нагревателя, одновременно контролируют температуру отходящего от нагревателя потока и температуру выходящего потока жидкости на устье скважины, а подачу необходимой мощности на нагреватель с учетом контрольных измерений автоматически регулируют программируемым контроллером станции управления заданной температурой нагревателя, тем самым на призабойную зону скважины оказывают необходимое тепловое воздействие.

2. Способ по п. 1, характеризуемый тем, что в призабойную зону скважины в интервал перфорации одновременно с скважинным нагревателем в силовом кабеле опускают капиллярную трубку и подают химические реагенты, и тем самым на призабойную зону скважины оказывают одновременное комплексное тепловое и химическое воздействие.

3. Устройство для осуществления способа прогрева призабойной зоны скважины, составленное из взаимосвязанных между собой скважинного нагревателя в виде регулируемых с поверхности нагревательных элементов, воздушной компрессионной камеры или узла гидрозащиты, с возможностью компенсации компрессионного воздействия нагретого теплоносителя, внутреннего датчика температуры, регулятора мощности, подаваемой на скважинный нагреватель, выполненного в виде тиристорного выпрямительного блока, управляемого соединенным с ним программируемым контроллером станции управления нагревом с основным показателем в виде температурных характеристик работы устройства, а также силового кабеля, соединяющего станцию управления и скважинный нагреватель, который составлен из измерительных датчиков, силовых жил для передачи электрической мощности, измерительных жил для передачи контрольных сигналов и капиллярного канала для подачи химических ингибиторов и поверхностно-активных веществ в призабойную зону скважины.

4. Устройство по п. 2, в котором нагреватель смонтирован из идентичных друг другу секций одинаковой или различной мощности с количеством секций, выбранном в пределах от 2 до 12.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при расчетах технологических процессов, происходящих в наклонно-направленных скважинах.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при разведке нефти и природного газа. Электромагнитная расстановка содержит множество размещенных по оси электромагнитов, расположенных в немагнитном корпусе.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использована на газовом промысле для автоматического управления и регулирования технологическими процессами сбора и подготовки газа к дальнему транспорту.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к добыче нефти из скважин механизированным способом, и может быть использовано в любых типах электроприводов насосов. Технический результат - поддержание дебита на заданном уровне при снижении затрат на электроэнергию.

Изобретение относится к измерению перфорационных каналов в нефтяных скважинах. Техническим результатом является уменьшение реверберационного шума.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при разведке месторождений нефти и природного газа. Заявлена электромагнитная расстановка, сконфигурированная для использования в подземной буровой скважине.

Изобретение относится к механизированной добыче жидкости из нефтяных скважин и может быть использовано для оптимизации технологии периодической эксплуатации скважин, дебит которых меньше минимальной допустимой подачи электроцентробежного насоса.

Изобретение относится к области приборов, перемещающихся в стволах скважин, пробуренных через подземные пласты горных пород. Техническим результатом является передача данных рабочего состояния прибора и/или данных, запомненных в приборе, и/или передача сигналов управления и рабочих инструкций на такие приборы во время нахождения приборов на земной поверхности.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу контроля герметичности обсаженной нагнетательной скважины. Техническим результатом является сокращение количества исследований на герметичность системы на скважинах, эксплуатируемых по технологии одновременно-раздельная закачка (ОРЗ).

Изобретение относится к оборудованию для контроля рабочих параметров при бурении и может быть использовано для выполнения электрокаротажных работ как в горизонтально, так и в вертикально направленном бурении, а также в наклонно-направленных и разветвленно-горизонтальных скважинах в процессе бурения.

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами с применением гидравлического разрыва пласта. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в продуктивном пласте с цементированием обсадной колонны, спуск в горизонтальный ствол скважины на колонне труб перфоратора и выполнение перфорационных отверстий в горизонтальном стволе скважины, направленных азимутально вверх, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку по колонне труб жидкости разрыва и формирование трещин гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к способам обработки призабойной зоны скважин. Технический результат - увеличение эффективности обработки за счет создания структурированного адсорбционного слоя поверхностно-активных веществ в пласте.

Изобретение относится к составам для обработки скважин для применения в нефтедобывающей области. Состав для обработки скважины, содержащий реагент для обработки скважины, адсорбированный на водонерастворимом адсорбенте, где состав получают осаждением реагента для обработки скважины из жидкости, при этом реагент для обработки скважины адсорбируют на водонерастворимом адсорбенте, и где реагент для обработки скважины осаждают в присутствии металлической соли.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение проницаемости осушенной призабойной зоны пласта, повышение степени разглинизации призабойной зоны и повышение производительности скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - выравнивание профиля притока добывающих скважин в неоднородных по проницаемости карбонатных пластах, создание новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной толщине пласта, восстановление коллекторских свойств призабойной зоны за счет ее очистки от кольматирующих твердых частиц.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - интенсификация добычи нефти из горизонтальной скважины, увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза, снижение обводненности добываемой продукции на 30-50%.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке карбонатных нефтяных пластов с естественной трещиноватостью горизонтальными скважинами с применением большеобъемной кислотной обработки при наличии вблизи горизонтальных стволов водонасыщенных пропластков.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи.

Изобретение относится к технологии повышения продуктивности скважины. Технический результат - повышение эффективности большеобъемной селективной кислотной обработки (БСКО) карбонатных коллекторов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидроразрыва пласта в карбонатных породах. Способ включает спуск в скважину в зону гидроразрыва колонны насосно-компрессорных труб, герметизацию заколонного пространства скважины пакером, осуществление гидроразрыва породы с образованием трещины закачкой газированной жидкости разрыва под давлением по колонне насосно-компрессорных труб с расклиниванием трещины, технологическую выдержку и последующее освоение скважины.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для добычи природных битумов, сверхтяжелых, тяжелых, высоковязких и вязких нефтей. Устройство для осуществления теплового воздействия на пласты, содержащие углеводороды (УВ) и твердые органические вещества (ТОВ), характеризуется тем, что оно представляет из себя забойную каталитическую сборку (ЗКС).
Наверх