Основы нефтегазопромыслового дела

Насосные скважины так же, как фонтанные и компрессорные, исследуют методом пробных откачек или методом установившихся отборов. Для этого строят графики зависимости дебита скважины от депрессии, забойного давления или динамического уровня жидкости в скважине. По полученным точкам строят индикаторную линию работы скважины, на основании которой устанавливают режим эксплуатации. Чем больше будет сделано замеров на разных режимах работы скважины, тем полнее исследование. Отбор жидкости при исследовании скважины регулируют изменением длины хода сальникового штока или числа качаний балансира станка-качалки, или же того и другого вместе. Иногда для изменения режима откачки изменяют диаметр насоса или глубину погружения его под уровень.

Перед исследованиями забой скважины должен быть очищен от пробки.

В процессе исследования скважины при каждом изменении того или другого параметра работы насосной установки замеряют добычу жидкости и газа и определяют процентное содержание воды, а также процентное (или весовое) содержание песка в откачиваемой жидкости. При каждом новом режиме откачки следует делать не менее трех замеров жидкости и динамического уровня.

Каждой величине отбора жидкости из данной скважины соответствует определенное забойное давление или динамический уровень или, наоборот, каждому значению забойного давления в данной скважине соответствует определенная величина притока жидкости из пласта. Забойное давление замеряют спускаемым в скважину глубинным регистрирующим манометром или определяют на основании замера динамического уровня при помощи эхолота. Глубинный манометр спускают в скважину вместе с глубинным насосом.

Для исследования насосных скважин пользуются глубинными самопишущими геликсными манометрами МГЛ-5. Отличительной особенностью манометра МГЛ-5 является возможность длительной (до 10 суток) работы в скважине при снятии записи давления. Манометр укрепляют на трубах под приемом насоса и спускают в скважину до фильтра. В процессе работы насосной установки при различных параметрах манометр непрерывно записывает на специальной бумаге величину давления. После окончания исследований во избежание излишнего подъема и спуска насосных труб манометр оставляют в скважине до очередного ремонта его. Таким образом, исследование насосной скважины с непосредственным замером забойного давления глубинным манометром связано с остановками скважин и с потерей добычи нефти. Поэтому такие исследования насосных скважин проводят в исключительных случаях: при необходимости определения пластового давления в различных частях залежи для построения карт равных давлений (карт изобар) или для проверки данных, полученных при исследовании скважин другими методами.

В большинстве случаев при исследовании насосных скважин находят зависимость «дебит -- динамический уровень». Забойное давление при этом определяют косвенным путем: замеряют высоту столба жидкости до динамического уровня, определяют приблизительную плотность газированной жидкости, заполняющей скважину, и по этим величинам находят забойное давление.

При нахождении зависимости «дебит -- динамический уровень» требуется замерять динамические уровни в процессе работы скважины. Динамический уровень иногда замеряют маленькой желонкой, спускаемой на стальной проволоке в затрубное пространство при помощи аппарата Яковлева, для чего в планшайбе делается отверстие диаметром 40--50 мм, через которое и пропускают желонку. Однако такие замеры допускаются только для скважин с высоким уровнем (400--500 м от устья) и при большом зазоре между эксплуатационной колонной и насосными трубами; при малом диаметре эксплуатационной колонны такой замер невозможен, так как в затрубное пространство подобных скважин желонка не проходит.

Вообще этот способ замера динамического уровня нерационален, так как проволока часто закручивается за насосные трубы и обрывается, к тому же на замер уровня в затрубном пространстве желонкой затрачивается значительное время.

Широкое распространение получили различные эхометрические установки для измерения динамического уровня, основанные на принципе отражения звуковой волны от уровня жидкости в затрубном пространстве скважин. Если у устья скважины создать выстрелом или воздушной хлопушкой звуковую волну, то эта волна, распространяясь по стволу скважины, дойдет до уровня жидкости, отразится от него и в виде эха снова возвратится к устью скважины. Момент возбуждения и возвращения звуковой волны отмечается пером прибора на ленте, движущейся с постоянной скоростью. Умножив время, прошедшее от момента возбуждения до возвращения волны, на скорость звука, получают расстояние, которое прошла звуковая волна, равное удвоенной глубине до уровня, т. е.

S = н t, где S -- путь, проходимый звуком, в м; S =2h (h -- глубина до уровня); v -- скорость звука в м/сек; t -- время прохождения звуковой волны от устья до уровня и обратно в сек.

Из элементарной физики известно, что звуковые волны распространяются в различных газах со скоростью 250--400 м/сек в зависимости от природы газа, его плотности и температуры.

Приборы для определения уровней в скважинах, построенные на принципе отражения звуковой волны от уровня жидкости, называются эхолотами или эхометрами.

23. Увеличение производительности добывающей скважины

Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность нагнетательных зависят главным образом от проницаемости пород, складывающих продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем больше производительность или приемистость ее, и наоборот.

Проницаемость пород одного и того же пласта может резко изменяться в различных его зонах или участках. Иногда при общей хорошей проницаемости пород пласта отдельные скважины вскрывают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего ухудшается приток нефти и газа к ним.

Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных причин также может с течением времени ухудшаться. Так, при закачивании скважин бурением призабойные зоны их часто загрязняются отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению естественной проницаемости пород.

При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне может резко ухудшиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глинистыми частицами-

Призабойная зона нагнетательных скважин загрязняется различными механическими примесями, имеющимися в закачиваемой воде (ил, глина, окислы железа и т. п.).

Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов.

Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества.

Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости.

Тепловые методы воздействия применяются для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон.

Физические методы предназначаются для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород для нефти.

Солянокислотная обработка забоев скважин

Солянокислотная обработка забоев скважин основана на способности соляной кислоты вступать в химическую реакцию с породами, сложенными известняками и доломитами, и растворять их. В результате реакции образуются хорошо растворимые в воде хлористый кальций или хлористый магний и углекислый газ. Эти продукты легко удаляются из пласта на поверхность.

Соляная кислота, проникая по трещинам в глубь пласта, реагирует с породой и создает сеть расширенных каналов, простирающихся на значительное расстояние от ствола скважин. Такая сеть каналов увеличивает фильтрующую способность пласта, что приводит к повышению продуктивности скважин.

Обрабатывать известняки и доломиты другими кислотами, например серной кислотой, нельзя, так как при этом в результате реакции образуются не растворимые в воде соли, осаждающиеся на забое скважины и закупоривающие поры.

Эффективность солянокислотных обработок зависит от многих причин: концентрации кислоты, ее количества, давления при обработке, температуры на забое, характера породы и т. п.

Многолетней практикой выработаны определенные нормативы по каждому из этих показателей для различных геологических условий в скважине. Наиболее пригодным для обработок является 8--15%-ный раствор соляной кислоты, в котором на 100 весовых частей водного раствора приходится от 8 до 15 частей чистой соляной кислоты. Применение кислоты с большей концентрацией недопустимо, так как при прокачке в скважину концентрированная кислота очень быстро вступает в реакцию с металлической арматурой скважины и в короткий срок разрушает ее. Кроме того, концентрированная кислота, вступая в реакцию с известняком и доломитом, частично растворяет гипс, который легко выпадает из раствора в осадок, закупоривая поры пласта. Применение же кислотного раствора слабой концентрации требует нагнетания большого количества ее, что может осложнить обратное извлечение продуктов реакции.

Количество кислоты для обработки скважины выбирают в зависимости от мощности пласта, намеченного к обработке, химического состава породы, физических свойств пласта (пористость, проницаемость), числа предыдущих обработок. В среднем берут от 0,4 до 1,5 м3 раствора кислоты на 1 л обрабатываемого интервала. Наименьшие объемы раствора кислоты в 0,4--0,6 м3 на 1 м мощности пласта применяют для скважин с малопроницаемыми коллекторами и с малыми начальными дебитами. Малый объем кислотного раствора для скважин с такими коллекторами может быть частично компенсирован применением повышенной концентрации раствора. Для скважин с более высокой проницаемостью пород, со средним пластовым давлением для первичной обработки назначают несколько большие объемы кислотного раствора -- в пределах 0,8--1,0 м3 на 1 м мощности обрабатываемого интервала. Наконец, для скважин с высокими начальными дебитами, с породами большой проницаемости принимают объем кислотного раствора 1,0--1,5 м3 на 1 м мощности пласта.

При повторных обработках во всех случаях увеличивают объем кислотного раствора на 20--40% по сравнению с предыдущей обработкой.

Для предохранения металлических емкостей, насосов и трубопроводов от разрушающего действия соляной кислоты к ней добавляют специальные вещества, называемые ингибиторами, которые уменьшают или сводят до минимума коррозионное действие кислоты на металл.

Защитное действие ингибиторов заключается в том, что вследствие адсорбции их молекул и ионов или коллоидальных частиц на катодных участках металла образуется положительно заряженный слой, препятствующий соприкосновению молекул водорода с металлом и разряду иона водорода электролита, поэтому растворения железа кислотой не происходит.

Широкое распространение в качестве ингибитора нашел формалин, представляющий собой 40%-ный раствор формальдегида в воде. Формалин добавляют в количестве около 6 кг на 1 м3 раствора соляной кислоты.

При перевозке и хранении больших количеств соляной кислоты в металлических емкостях обычно в качестве ингибитора применяют различные униколы -- продукты отхода лесохимической промышленности. Кроме формалина и уникода для ингибирования кислотного раствора при закачке его в скважины применяются также препараты ДС (детергент советский), представляющие собой соли сульфокислот, получаемые из керосино-газойлевых фракций при переработке нефти. Препарат ДС является не только ингибитором, но и активным замедлителем реакции между породой и кислотой. Добавка реагента ДС снижает скорость реакции кислоты с известняком в 2--4 раза, что способствует ее глубокому проникновению в пласт при обработке скважин. Расход реагента ДС для соляно-кислотных обработок составляет 1--1,5% на объем закачиваемого в скважину раствора кислоты.

Продукты взаимодействия кислоты с породой в процессе освоения скважины должны быть удалены из пласта. Для облегчения этого в кислоту при ее подготовке добавляют вещества, называемые интенсификаторами. Они представляют собой поверхностно-активные вещества, снижающие поверхностное натяжение продуктов реакции. Адсорбируясь на стенках поровых каналов, поверхностно-активные вещества облегчают отделение от породы воды и улучшают условия смачивания для нефти, что способствует лучшему удалению продуктов реакции из пласта.

В качестве интенсификаторов применяют нейтрализованный черный контакт (НЧК), сульфонол, препараты ДС и другие поверхностно-активные вещества.

В соляной кислоте иногда содержится значительное количество окислов железа, которые при обработках скважин могут выпадать из раствора в виде хлепьев и закупоривать поры пласта. Для удержания окислов железа в кислоте в растворенном состоянии применяются стабилизаторы. В качестве стабилизатора служит уксусная кислота. В зависимости от содержания в соляной кислоте окислов железа добавка уксусной кислоты должна составлять 0,8-- 1,6% объема разведенной соляной кислоты.

Солянокислотный раствор приготовляют или на центральной кислотной базе, или же непосредственно у обрабатываемой скважины. Для приготовления раствора необходимо рассчитать, какое количество воды и кислоты требуется смешать, чтобы получить раствор заданных концентрации и объема. При таких расчетах за стандартную принимается 27%-ная концентрация соляной кислоты в воде).

Процесс солянокислотной обработки забоя скважины заключается в нагнетании в пласт раствора соляной кислоты насосом или самотеком, если пластовое давление низкое. Порядок проведения работ при этом следующий. Проверяют забой скважины и очищают его от грязи; до обрабатываемого интервала спускают промывочные трубы, в качестве которых применяют обычные насосно-компрессорные трубы. У устья скважины устанавливают необходимое для обработки оборудование и опрессовывают все трубопроводы на полуторакратное рабочее давление. При закачке раствора кислоты самотеком оборудование не опрессовывают.

Применяют также серийную солянокислотную обработку, заключающуюся в том, что скважину последовательно 3--4 раза обрабатывают кислотой с интервалом между обработками 5--10 дней. Серийная обработка дает хорошие результаты в скважинах, эксплуатирующих малопроницаемые пласты.

Эффект, получаемый от солянокислотной обработки, определяется разностью в величине коэффициента продуктивности скважины до и после обработки, а также суммарным количеством дополнительной нефти, добытой из скважины после обработки.

Кислотную обработку газовой скважины проводят так же, как и нефтяной. При этом газовый фонтан глушат нагнетанием в скважину нефти, воды или глинистого раствора. Наряду с этим применяется также метод кислотной обработки под давлением без глушения скважины. Тогда после закачки кислоты в скважину ее продавливают в пласт воздухом или газом при помощи компрессора.

Обработка скважин грязевой кислотой

Грязевыми кислотами, или глинокислотами, называют смесь соляной кислоты НС1 и фтористо-водородной (плавиковой) кислоты Н F.

Грязевую кислоту применяют для увеличения проницаемости призабойных зон скважин, продуктивные горизонты которых сложены песчаниками или песчано-глинистыми породами, а также для удаления глинистой корки со стенок скважины.

Обрабатывают скважины грязевой кислотой в следующей последовательности. Вначале в скважине против обрабатываемого интервала продуктивного горизонта делают солянокислотную ванну. При наличии на стенках колонны цементной корки в соляную кислоту добавляют 1--1,5%-ный раствор плавиковой кислоты. Далее в пласт закачивают 10--15%-ный раствор соляной кислоты для растворения в призабойной зоне карбонатов. После этих операций продукты реакции должны быть удалены для расчистки поровых каналов в призабойной зоне пласта. На третьем этапе обработки в пласт закачивают грязевую кислоту -- смесь 3--6% -ной плавиковой кислоты с 10--12%-ной соляной кислотой.

В результате действия грязевой кислоты растворяются глинистые фракции и частично кварцевый песок. Кроме того, при воздействии грязевой кислоты глины утрачивают пластичность и способность к разбуханию, а взвесь их в воде теряет свойства коллоидного раствора; все это способствует очистке порового пространства призабойной зоны скважины.

Грязевую кислоту выдерживают в скважине не менее 12 ч, после чего забой скважины тщательно очищают от продуктов реакции.

Термокислотная обработка скважин

В скважинах, где возможно запарафинивание забоя отлагающимся парафином или смолами, кислотная обработка будет более эффективной, если забой скважины предварительно подогреть и тем самым расплавить парафин. Для этого скважину предварительно промывают горячей нефтью или вместо обычной обработки делают термокислотную обработку.

Термокислотная обработка заключается в том, что на забой скважины опускают вещество, которое при соприкосновении с соляной кислотой вступает в химическую реакцию с ней, сопровождающуюся большим выделением тепла. В качестве таких веществ применяют каустическую соду, магний или какие-либо другие металлы. После опускания этих веществ на забой приступают к прокачке кислоты обычными способами.

Особо активным материалом, выделяющим при реакции с кислотой большое количество тепла, является металлический магний.Магний может применяться в чистом виде или в виде сплавов его с другими металлами, например с алюминием. Такие сплавы называются электронами.

Магний и электрон можно применять или в виде стружек-отходов, или в виде прутков. Более удобными для термокислотных обработок являются магниевые прутки диаметром 2--4 см, длиной до 60 см.

Для загрузки прутков магния применяются специальные реакционные наконечники, которые на насосных трубах опускают в скважину. После проведения всех подготовительных работ в трубы подкачивают нефть при максимальной производительности насосов. Тотчас за нефтью без всякого перерыва в скважину закачивают солянокислотный раствор, регулируя скорость закачки в соответствии с расчетным режимом.

После закачки порции кислоты, предназначенной для первой фазы обработки, немедленно закачивают кислотный раствор для заключительной стадии обработки. По завершении закачки всего объема кислотного раствора в скважину прокачивают продавочную жидкость и продавливают кислоту в пласт.

Пенокислотная обработка скважин

Сущность этого способа заключается в том, что в призабойную зону пласта вводится не обычная кислота, а аэрированный раствор ПАВ в соляной кислоте, т.е. смесь кислоты, ПАВ и воздуха. Поверхностное оборудование для закачки в скважину кислотных пен состоит из кислотного агрегата, передвижного компрессора и смесителя-аэратора

Степень аэрации, или объем воздуха в ж3 на 1 м3 кислотного раствора, принимается в пределах 1-5--25.

При пенокислотных обработках обычно применяют следующие ПАВ: сульфонол, ДС-РАС, ОП-10, ОП-7, катапин А, дисольван и др. Оптимальные по замедлению реакции добавки ПАВ к раствору кислоты составляют от 0,1 до 0,5% объема раствора.

Гидравлический разрыв пласта

Сущность гидравлического разрыва пласта состоит в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлении на забое скважины жидкостью, закачиваемой в скважину с поверхности. В образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупнозернистый песок, роль которого состоит в том, чтобы не дать трещине сомкнуться после снятия давления.

Образованные в пласте новые трещины или открывшиеся и расширившиеся имеющиеся, соединяясь с другими, становятся проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Радиус трещин может достигать нескольких десятков метров.

Образовавшиеся в породе трещины шириной 1--2 мм, заполненные крупнозернистым песком, обладают огромной проницаемостью; фильтрационные сопротивления в призабойной зоне скважины, имеющей такие трещины, приближаются к нулю, что обусловливает увеличение производительности скважины после гидроразрыва пласта в несколько раз.

Гидропескоструйная перфорация скважин

Этот метод перфорации основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок специального перфоратора и направленной в стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие или прорезь в обсадной колонне и канал или щель в цементном камне и породе пласта без других нарушений обсадных труб и цементного камня. Жидкость с песком подается к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб насосами, установленными у скважины.

Этот способ вскрытия пласта применяется как в новых скважинах, вышедших из бурения, так и в эксплуатирующихся скважинах с целью увеличения их производительности.

Кроме перфорации, гидропескоструйный метод может применяться для выполнения ряда других работ в скважинах:

· создания глубоких кольцевых и вертикальных щелей, облегчающих образование трещин в заданном интервале пласта при осуществлении гидроразрывов, гидрокислотных операций или для создания водоизолирующего экрана в пласте;

· срезания обсадных, насосно-компрессорных и бурильных труб в скважинах;

· разрушения металла, цементного стакана и твердых песчано-глинистых пробок в скважине;

· расширения призабойной зоны в необсаженной части скважины.

Использование ударной волны для воздействия на призабойную зону скважин

Суть этого метода заключается в следующем. Стеклянный вакуумированный баллон (или два баллона) спускают в скважину на проволоке при помощи лебедки для глубинных измерений и устанавливают в интервале, намеченном для обработки.

Насосным агрегатом создают давление жидкости в скважине, при котором баллон разрушается, вследствие чего жидкость из пласта и колонны стремится заполнить вакуум. В результате большого перепада давления между вакуумом, образовавшимся от разрушения баллона, и давлением в пласте получается как бы резкий «хлопок», который способствует очищению призабойной зоны от глинистых частиц. Вслед за этим действует гидродинамический удар всего столба жидкости в колонне. Под действием этих сил создается давление разрыва пласта, превышающее примерно в два раза давление столба жидкости в колонне плюс давление на выкиде агрегата.

Стеклянные вакуумированные баллоны (длиной 600 мм, диаметром 92 мм) изготовляют из стандартных труб, сделанных из боро-силикатного стекла. Концы стеклянной трубы перекрывают стеклянными полусферическими заглушками, приклеивая их эпоксидной смолой. В одной заглушке просверливают отверстие, через которое в баллоне создают вакуум 3--5 мм рт. cm- (400--660 н/мг).

При толщине стенки стеклянного баллона 6 мм давление, при котором он разрушается, составляет 35--50 Мн/м2.

Для разрушения стеклянных баллонов в скважину нагнетают жидкость одним или двумя насосными агрегатами 4АН-700. Момент разрушения баллонов хорошо отмечается по падению давления на манометре на 3--4 Мн/м2.

Торпедирование скважин

Процесс торпедирования для улучшения притока нефти и газа в скважины состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве торпеды образуются каверна, увеличивающая диаметр скважины, и сеть трещин, расходящихся от скважины в радиальном направлении.

Взрывные методы воздействия применяют также при освобождении прихваченных бурильных и обсадных труб, для разрушения и отбрасывания с забоя бурящихся скважин металлических предметов, которые не удается извлечь, для разрушения плотных песчаных пробок, чистки фильтров и т. п.

Обработка поверхностно- активными веществами.

Восстановление проницаемости призабойной зоны до естественного значения путем удаления из нее посторонней воды и твердых тонко- и мелкодисперсных частиц может быть достигнуто обработкой ПАВ. Добавка ПАВ в воду, применяемую при промывке песчаных пробок, глушении скважин и других ремонтных работах, также может предотвратить снижение естественной проницаемости призабойной зоны пласта. Концентрация ПАВ в поверхностном слое в десятки тысяч раз превышает концентрацию его в объеме раствора. Благодаря этому процессами, происходящими в поверхностных слоях, можно управлять при ничтожно малых концентрациях ПАВ в растворе.

ПАВ представляет собой органическое вещество, получаемое обычно из углеводородов, входящих, например, в состав нефти. Механизм действия ПАВ в пористой среде состоит в том, что благодаря снижению поверхностного натяжения на границе раздела фаз размер капель воды в среде нефти (в поровом пространстве) уменьшается в несколько раз, а мелкие капли воды вытесняются из пласта в скважину значительно быстрее и при меньшей затрате внешней энергии, чем крупные капли. Следовательно, при снижении межфазового натяжения на границе нефть -- вода увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из призабойной зоны. Некоторые ПАВ, кроме уменьшения поверхностного натяжения, содействуют еще и гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, т. е. ухудшают их способность смачиваться водой: при гидрофобизации твердые частицы породы избирательно лучше смачиваются нефтью, чем водой. При этом нефть легко расплывается по поверхности поровых каналов, вытесняя оттуда пленочную воду. Пленочная вода, отрываясь от твердой поверхности, превращается в мелкие капельки, уносимые в последующем фильтрационным потоком нефти из призабойной зоны в скважину. Таким образом, гидрофобизация стенок поровых каналов пород пласта также способствует повышению водоотдачи и снижению водонасыщенности призабойной зоны. Снижение водонасыщенности приводит к повышению нефтепроницаемости призабойной зоны и восстановлению дебита скважины по нефти.

ПАВ влияют на удаление из поровых каналов твердых тонко- и мелкодисперсных частиц.

Технология обработки призабойной зоны скважины поверхностно-активными веществами аналогична технологии солянокислотной обработки. В призабойную зону через НКТ передвижным насосным агрегатом закачивают концентрированный раствор ПАВ, вслед за которым закачивают слабоконцентрированный раствор в таком количестве, чтобы все поровое пространство намечаемой зоны обработки было заполнено активным раствором ПАВ. В качестве растворителя обычно берется нефть.

Радиус зоны обработки принимается от 0,5 до 2,0 м в зависимости от характеристики пород пласта и типа ПАВ. Исходя из этого, объем раствора исчисляют из расчета от 0,8 до 2 ж3 на 1 it мощности обрабатываемого пласта.

Концентрация рабочего раствора ПАВ принимается: для сульфо-нола 10--20 кг/м3, для других ПАВ -- от 40 до 80 кг/м3.

Эксплуатация скважины возобновляется через 2--3 суток после закачки в пласт раствора ПАВ.

Тепловое воздействие на призабойную зону скважин

Тепловые методы воздействия на призабойную зону применяются при эксплуатации скважин, дающих парафинистые и смолистые нефти. В процессе эксплуатации таких скважин при понижении температуры нефти изменяется фазовое равновесие составляющих ее компонентов, уменьшается растворимость парафина и смол и последние осаждаются в призабойной зоне, на стенках скважины и в подъемных трубах. В результате закупорки пор ухудшается фильтрационная способность пласта, и продуктивность скважины снижается.

При прогреве тем или иным способом скважины и призабойной зоны парафин и смолистые вещества расплавляются и при возобновлении эксплуатации скважины выносятся вместе с нефтью на поверхность.

Скважины, снизившие свой дебит из-за отложений в призабойной зоне парафино-смолистых веществ, обычно восстанавливают его после тепловой обработки.

Призабойную зону прогревают горячей нефтью, нефтепродуктами и водой, паром, при помощи глубинных электронагревателей и газонагревателей, а также путем термохимического способа обработки скважин.

Закачка в скважину горячей нефти и нефтепродуктов

Обычно для прогрева запарафиненных подъемных труб и призабойной зоны скважины применяют сырую нефть, конденсат (газолин), керосин, дизельное топливо. Для успешной обработки достаточно иметь 15--30 м3 этих продуктов. Жидкость нагревают до 90--95° С при помощи паровой передвижной установки или спускают в мерник с жидкостью электронагреватель. Нагретый продукт закачивают насосом в скважину.