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 кислотына 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 6кг на 1м³ 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 припереработке 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 способствуетлучшему 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 илисамотеком, 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 темсамым 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 являютсямагниевые 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 кислотныхпен 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 обусловливаетувеличение 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/м^г).

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 наманометре 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 этомупроцессами, 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 снижениимежфазового 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 зависимостиот 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 скважиныснижается.

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.

Закачкавскважинугорячейнефтии 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.

Применяют два варианта закачки: 1) создание циркуляции горячей жидкости без остановки работы глубинного насоса и 2) продавливание жидкости в призабойную зону.

При первом варианте глубинный насос доспускают до середины интервала перфорации. Горячую жидкость закачивают через затрубное пространство. В процессе закачки работа глубинного насоса непрекращается. Горячий нефтепродукт вытесняет холодную жидкость в затрубном пространстве и доходит до приема насоса. По пути онрасплавляет парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны, и, проникая в призабойную зону, растворяет и вымывает парафино-смолистые отложения в непосредственной близости от стенок скважины.

Второй вариант закачки горячего нефтепродукта в скважину осуществляется по следующей схеме. Из скважины извлекают под­земное оборудование (насос, трубы) и спускают в нее на трубах пакер, который устанавливают в кровле обрабатываемого пласта. Горячий нефтепродукт или нефть закачивают по трубам в пласт. После этого пакер извлекают на поверхность, в скважину спускают глубинный насос и пускают ее в эксплуатацию. Горячий продукт растворяет парафино-смолистые отложения в призабойной зоне и приоткачке эти вещества выносятся вместе с нефтью на поверхность.

Из сравнения этих двух вариантов закачки горячего нефтепро­дукта в скважину следует, что первый вариант более прост по своемуосуществлению, так как не требует остановки скважины. Однако при этом варианте парафин растворяется лишь в подъемных трубах и выкидной линии; призабойная зона скважины практически не прогревается.

Закачка горячего нефтепродукта в скважину по второму варианту более эффективна по сравнению с первым. Недостатком этого ва­рианта является необходимость остановки скважины для подъема и спуска насоса и установки пакера.

Прогревпризабойнойзоныгорячейводой. Во многих нефтедобывающих районах для прогрева призабойной зоны скважин используют в качестве теплоносителя пластовую воду.Воду нагревают до 90—95° С, добавляют в нее определенное количе­ство поверхностно-активного вещества (0,5—0,1% объема воды) и закачивают в пласт. Технология закачки воды аналогична закачке горячих нефтепродуктов.

Паротепловаяобработкапризабойной зоныскважин.При этом способе обработки призабойнойзоны теплоносителем служит перегретый водяной пар. Пар нагне­тают в скважину в течение определенного времени, после чего устье скважины закрывают для передачи тепла в глубь пласта. После некоторого промежутка времени эксплуатацию скважины возоб­новляют.

Электротепловаяобработкапри-забойныхзон.Этот способ прогревания при-забойных зон скважин осуществляется при помощи глубинных электронагревателей, спускаемых в сква­жину на кабель-тросе.

При достижении электронагревателем заданной глубины ка­бель-трос на устье скважины закрепляют устьевым зажимом, сматы­вают остаток его с лебедки и присоединяют конец к автотрансформа­тору. Включают рубильник на блоке управления станка-качалки и автомат на пульте управления. С этого момента начинается прогрев призабойной зоны.

Радиус прогрева пласта выбирают, исходя из возможного рас­стояния, в пределах которого происходит интенсивное образованиепарафино-смолистых отложений. Ориентировочно это расстояние принимают равным от 0,3 до 1,5 м. Расчетным путем определяют время прогрева. Обычно прогрев производится в течение 3—7 суток.

После прогрева электронагреватель извлекают из скважины, спускают глубинный насос и пускают скважину в эксплуатацию.