Закачка растворителей в добывающую скважину проводится либо только в полость скважины по затрубному пространству с целью удалить парафин с насосного оборудования и насосно-компрессорных труб, либо в ПЗП добывающей скважины со спуском пакера и без его спуска.
Периодическая разовая промывка скважины с целью растворить парафин в НКТ предусматривает закачку растворителя в затрубное пространство скважины (рис. 16, а).
 |
Приготовление композиции растворителя проводится в условиях как базы, так и на устье скважины. Добывающая скважина обвязывается по схеме (см. рис. 16, а). Агрегат 6 (4АН-700, ЦА-320) подключается к затрубной линии 9, при этом задвижка 10 прикрывается, а задвижка 11 открывается. Нагнетание растворителя проводится по затрубному пространству через насос 12 в насосно-компрессорные трубы. Расчетный объем растворителя закачивают в затрубное пространство из цистерны 8 в полость насосно-компрессорных труб с помощью продавочной жидкости из цистерны 7. При этом объем растворителя должен быть не менее 1,5 Vнкт (объем насосно-компрессорных труб). Затем скважина останавливается на реагирование растворителя с парафином (10 - 15 ч). По истечении заданного времени скважина или запускается в работу со спущенным насосом, или проводится отмыв растворенного парафина нефтью (водой) по затрубному пространству при рабочем режиме скважины.
Периодическая разовая закачка растворителя в ПЗП применяется, когда растворитель исполняет функции ингибитора парафиноотложений. Механизм действия растворителя на парафин осуществляется за счет растворения или диспергирования частиц парафина, что приводит к образованию тонкодисперсной системы, которая затем легко уносится потоком нефти. Следует различать технологию закачки растворителя по затрубному пространству добывающей скважины со спущенным насосом и с подъемом насосного оборудования при установке пакера по специальному плану. Первый вид закачки растворителя в ПЗП применяется в том случае, когда ожидаемое давление закачки от агрегата не превышает допустимого давления на эксплуатационную колонну, при котором выполняется условно
.
В большинстве случаев это условие может выполняться для добывающих скважин с высокой продуктивностью (проницаемостью) пласта. Второй вид закачки растворителя в ПЗП применяется в случае проведения на скважине ремонтных работ по герметизации эксплуатационных колонн и низкой проницаемости пласта. При этом в скважину спускают пакер на насосно-компрессорных трубах. Скважина спрессовывается на 1,25 Рраб. Агрегат 6 (рис. 16, б) по нагнетательной линии 5 через задвижку 4, насосно-компрессорные трубы 3 и пакер 2 нагнетает растворитель в пласт 1. В качестве продавочной жидкости может быть использована отсепарированная безводная нефть с установки подготовки нефти или дожимной насосной станции с системы сбора. Необходимо при этом учесть то обстоятельство, что при закачке растворителя в пласт в качестве ингибитора парафиноотложений радиус внутренней Rвн зоны проникновения растворителя в пласт должен быть не менее 1,2 - 1,5 м от оси скважины. При закачке непосредственно в ПЗП и забой скважины растворителя в качестве ингибитора парафиноотложений большая часть его выносится из пласта в первые дни эксплуатации скважины, что резко снижает эффективность его применения. В случае Rвн > (1,2 - 1,5) м часть ингибитора адсорбируется в поровом пространстве и за счет десорбции постепенно выносится пластовыми флюидами. Коэффициент использования растворителя увеличивается.
Поможем написать любую работу на аналогичную тему