ин.
Стан колектора і умови фільтрації нафти в привибійній зоні визначають найважливіші експлуатаційні показники розробки: поточний дебіт і сумарну видобуток і, в кінцевому рахунку, нефтеотдачу пласта. Тепловий вплив на привибійну зону свердловини знижує в'язкість розташованої там нафти і покращує фільтраційну характеристику колектора.
Сутність паротеплового обробки привибійної зони свердловини полягає в наступному: пара, що має температуру, залежно від пластового тиску 280-300С і вологість від 30 до50%, нагнітається в пласт протягом 10-40 діб. Потім закачування припиняється, свердловина протягом деякого періоду (період просочення ) простоює для перерозподілу флюїдів в привибійній зоні і зниження температури до рівня прийнятного для роботи глибинного насоса. Після чого свердловина переводиться в режим видобутку.
При паротеплового обробці зниження в'язкості нафти викликане не тільки температурним фактором, але і ефектом розрідження нафти конденсатом, що утворюється при дистиляції нафти в парову фазу.
Більш складний характер має явище поліпшення фільтраційної характеристики колектора.
У процесі експлуатації родовищ з важкою, парафінистої нафтою при пластових температурах, близьких до початку кристалізації парафіну і або нижче її, нефтепроніцаемость привибійну зон може погіршиться в радіусі до 3-х метрів. Ці погіршення викликані утворенням на поверхні порових каналів парафінових відкладень і полімолекулярних коллоідірованних адсорбційно-сольватних шарів з активних компонентів нафти (смол, асфальтенів, органічних кислот). Внаслідок цього створюється додаткове фільтраційне опір протіканню рідини і з плином часу частина порових каналів взагалі виключається з процесу фільтрації. Крім цього, в привибійній зоні можуть знаходитися відкладення шламу і водні бар'єри, що залишилися після буріння та освоєння свердловини, які також погіршують нефтепроніцаемость. Паротеплового обробка привибійної зони свердловини сприяє активному розчиненню парафіно-смолистих відкладень, розпушуванню відкладень шламу та усунення водних бар'єрів. У результаті фільтраційна здатність колектора не тільки відновлюється, але і часто стає більш високою, ніж на початку експлуатації свердловини. Після обробки поверхні порових каналів фобізіруются (покриваються плівкою гарячого конденсату, легких фракцій нафти), що в поєднанні з тривалим збереженням в колекторі підвищеної температури сильно уповільнює механізм повторного накопичення парафіно-смолистих відкладень і сприяє збереженню навколо свердловини зони, де в'язкість знижена і зменшено фільтраційне опір породи.
У процесі нагнітання пари відбувається перерозподіл нефтенасищенності в привибійній зоні. Нафта частково відтісняється в глиб пласта і на деякій відстані від свердловини, внаслідок різних фазових проницаемостей для води, газу і нафти і зміни температури, з'являється зона підвищеної нефтенасищенності.
Після припинення нагнітання, відбувається конденсація водяної пари, і його місце займають знаходяться поруч вода і нафта. У результаті відбувається перерозподіл насиченим і температури в околоскважінного зоні.
На початку періоду видобутку в свердловину будуть надходити, в основному, вода і деяку кількість нафти. З плином часу обводненість буде знижуватися, а частка нафти відповідно зростати. На місце видобутої зі свердловини рідини в нагріту частина пласта буде надходити холодна нафту і прогріватися, тим самим, протягом певного часу (цей час визначається як ефективний час видобутку і може становити від декількох місяців до року) свердловина буде працювати з дебітом, що перевищує дебіт до обробки. Пластовий тиск, до якого дренується пласт на природному режимі, визначає ефективність теплових обробок. Якщо почати теплові обробки (так само як і нагнітання пари) на ранньому етапі розробки, то, внаслідок обмеження по устьевой тиску (15-16МПа), темпи нагнітання будуть низькими і, отже, ефективність технології невисока. При значному зниженні пластового тиску, втрати видобутку нафти можуть бути не скомпенсовані теплових обробок. Таким чином, існує оптимальне значення пластового тиску, до якого поклад експлуатується на природному режимі. Оптимум визначається максимумом сумарного видобутку. Однак, розрахунки показують, що, орієнтовно, цей оптимум можна визначити по максимуму підвищення середнього дебіту по нафті з урахуванням ПТОС. Для даного пласта оптимальне пластовий тиск, при якому слід починати ПТОС, становить 8 МПа.
У табліцах№14,15 дані вихідні дані і деякі результати розрахунку технологічних показників ПТОС вертикальної свердловини. Для наочності, малюнку №5 показана динаміка видобутку рідини і нафти після ПТОС.
Слід зазначити, що наведені дані відносяться до середньої свердловині, тому перед реалізацією ПТОС на к...
