Как выглядит нагнетательная скважина

Обновлено: 07.07.2024

Нефть, Газ и Энергетика

Понятие конструкции скважины. Конструкция скважины - это состав и взаимное расположение ее частей.

В процессе углубления скважины возникает необходимость закрепления ее стенок в интервалах неустойчивых пород, предотвращения межпластовых перетоков пластовых флюидов, разделения интервалов с несовместимыми условиями бурения (например, существенно отличающихся плотностью промывочной жидкости), разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от водоносных пластов, образовании надежного канала в скважине для извлечения углеводородов или подачи закачиваемых в пласт жидкостей или газов, создании надежного основания для установки устьевого оборудования. Эти задачи решаются путем формирования внутреннего устройства скважины основной частью которого является крепь скважины, представляющая собой систему из ряда последовательно спущенных в скважину и зацементированных ОК.

В понятие конструкции скважины включают следующие ее характеристики:

Обсадные колонны различаются по назначению, глубине спуска и имеют свое название (рис. 1.2).

Первая труба или колонна труб называется направлением. Она служит для предотвращения размыва устья скважины промывочной жидкостью, соединения его с циркуляционной системой БУ, создания направления стволу скважины. Длина направления, как правило, составляет 3-10 м. В некоторых случаях используют удлиненное направление, спускаемое на глубину 50-80 м;

Самая внутренняя колонна обсадных труб носит название эксплуатационной. Она служит, прежде всего, для извлечения или закачки в пласта различных агентов. Глубина ее спуска определяется положением эксплуатируемого пласта.

Все колонны обсадных труб между кондуктором и эксплуатационной называют промежуточными. Их спускают для перекрытия сравнительно глубоко залегающих неустойчивых пород и зон поглощения промывочной жидкости (зоны риска).

Обычно верхний конец колонны обсадных труб устанавливают на устье скважины. Нередко, однако, верхний конец колонны располагают в скважине на значительной глубине от устья. Такую колонну называют потайной (хвостовиком).

Если потайная колонна не имеет связи с предыдущей колонной, то она называется "летучкой".

Спущенную обсадную колонну цементируют в стволе скважины по всей длине или в некотором интервале, начинающемся от нижнего конца колонны.

Промежуточная колонна в отдельных случаях, когда имеется опасность чрезмерного ее износа при бурении нижерасположенного интервала, может быть съемной или проворачиваемой. В этом случае ее не цементируют.

Эксплуатационная колонна, если необходимо, может оставаться незацементированной против продуктивного пласта.

Графическое изображение конструкции скважины. Конструкцию скважины условно изображают следующим образом:

При подсчете количества колонн, входящих в конструкцию скважин, направление и кондуктор не учитывают. Конструкцию скважины, состоящую из эксплуатационной и одной промежуточной колонн, называют двухколонной, а из эксплуатационной и двух промежуточных - трехколонной и т. д.

С целью экономии материалов, расходуемых на крепление скважин, обсадные колонны стремятся собирать из труб уменьшенного диаметра с меньшей толщиной стенки. Облегченные таким образом колонны позволяют, кроме экономии металла, цемента, реагентов и других материалов, сократить срок проходки скважины, так как ствол под каждую такую колонну бурят долотом соответственно уменьшенного диаметра. Таким образом, появились термины - облегченные и упрощенные конструкции. К облегченным относят такие конструкции, в которых число колонн сохраняется без изменения, но уменьшается их диаметр и соответственно масса.

В зависимости от геолого-технических условий проходки скважин первоначально разработанная и применяемая конструкция может быть упрощена путем:

а) сокращения количества промежуточных колонн;

б) уменьшения длины спуска кондуктора или промежуточных колонн;

в) частичного крепления ствола скважин;

г) спуска колонн двумя секциями (частями) и др.

Возможность упрощения конструкции скважины появляется после приобретения опыта их проходки в различных геологических условиях. Например, применение высококачественной ПЖ позволяет бурить без спуска промежуточной колонны. Существовавшая ранее четырехколонная конструкция скважины превращается в трехколонную, трехколонная - в двухколонную.

Частичное крепление ствола возможно в тех случаях, когда часть разреза скважины состоит из прочных пород, обеспечивающих устойчивость стенок в течение длительного периода существования скважины. Например, на Туймазинских промыслах (Татария) частично закрепляли только верхнюю часть ствола кондуктором и призабойную часть с нефтяными пластами коротким хвостовиком, спускаемым на бурильных трубах с левым переводником. Средняя часть ствола, сложенная из устойчивых пород, не закреплялась трубами.

Добывающие нефтяные скважины: что это, история, особенности, характер конструкции

Для эффективной разработки и разведки месторождений нефти современными компаниями используются разнообразные технические решения и добывающие нефтяные скважины представляют собой их неотъемлемый элемент. Она выглядит как цилиндрический стол, выбуренный в пластах земли и горной породы, что позволяет человеку получить доступ внутрь. Главная задача добывающей нефтяной скважины – это:

открытие доступа к месторождению нефти;
подача нефти в хранилища;
ликвидация остатков горных пород.

Что такое добывающая нефтяная скважина?

Классическая нефтяная скважина представляет собой горную выработку круглого сечения, диаметр которой может достигать 4 метров. Ее предназначение – это нефтедобыча; это обуславливает расположение устьев добывающих скважин – как правило, их бурят в

ертикально. В редких случаях возможно бурение под заданным углом.

История добывающих нефтяных скважин насчитывает более ста пятидесяти лет:

впервые разработка и создания скважины для последующей нефтедобычи было осуществлено в 1846 году. Поставленные задачи были реализованы в поселке близ города Баку, который на тот момент территориально относился к Российской Империи. Рабочие создали скважину глубиной 21 метр;
первая эксплуатационная добывающая скважина в России была разработана чуть позже – в 1864 году. Пробурили ее на Кубани;
в Америке скважина для добычи нефти была пробурена в 1857 году в Эннискилене. Ее глубина составила всего 15 метров. Однако, согласно данным, добыча нефти началась чуть позже – в 1859 году.
В 1930 году в Баку был разработан с последующим успешным использованием способ наклонно-направленного бурения, который активно используется и по сегодняшний день.

Сооружаются добывающие нефтяные установки посредством последовательного бурения земляных и горных пород с использованием долот и станков, а также прочих вспомогательных механизмов. Разбуренный материал и остатки земли и горных пластов при этом удаляются, а стенки укрепляются от размытия и разрушения. Степень укрепления будет зависеть от характера горной породы. Процедура добычи нефти может реализовываться несколькими способами, наиболее распространенные из которых – фонтанирование (при избыточном давлении в скважине) либо посредством нагнетательных установок.

Добывающие нагнетательные скважины

Оборудование добывающих скважин, функционирующих по принципу нагнетания, используется для того, чтобы получить возможность управления процессами, происходящими в пласте месторождения. Это хороший метод для всестороннего исследования месторождения, получения данных, необходимых для эксплуатации скважин, параметрах пласта, активности бассейна и прочих характеристиках.

Добывающие нагнетательные скважины функционируют, в основном, стационарно. Это необходимо для того, чтоб было возможно объективно выявить технологическую эффективность посредством аналитики базовых и фактических показателей, а также их сравнения с отраслевыми данными по методологии. Еще одна задача нагнетательного оборудования – это управление процессами, имеющими место в месторождении при его разработке для добычи нефти.

Конструкция нефтяной скважины и технология ее бурения

В строении конструкции добывающей скважины стандартного типа учитывают:

устье добывающей скважины;
ствол скважины;
конец или забой.

Устье считается верхним элементом конструкции: его функциональна задача – это снижение к минимуму рисков обвалов и разрушения пород верхних слоев. Также устье помогает защитить оборудование и саму скважину от размытия буровым раствором. Следующий функциональный элемент – это ствол. Важная задача элемента состоит в определении направления буровых работ по месторождению и ликвидации остатков горных пород. Забой необходим для укрепления глубинны колонн, кроме того, именно он отвечает за добычу нефти из пласта.

Оборудование добывающих скважин для работы с нефтью выполняет следующие операции:

Использование буровых установок, станков и долот позволяет осуществить заглубление ствола на необходимую для месторождения глубину.
Разрушенные горные породы и земля удаляются из скважины.
Первое погружение в скважину позволяет выполнить ключевую задачу по укреплению забоя – устанавливаются специализированные обсадные колонны.
После установки всего необходимого оборудования можно приступать к следующему этапу – аналитике нефтяного слоя. Происходит изучение химических, геофизических, а также геологически характеристик.
После тщательного анализа принятия решения по разработке и эксплуатации месторождения выполняется спуск завершающей колонны на рабочую глубину. Это – завершающий этап, конструкция нефтяной скважины готова.

Первоначальный этап бурения – это создания ствола, глубина которого будет совсем небольшой. Максимальное число – 30 метров, диаметр при этом не превышает 40 сантиметров. В последствии буры погружаются на глубины и процесс усложняется. Для закрепления пород в скважину помещаются колонны, дополнительно осуществляется обработка посредством специализированных растворов, как правило – цементирующих. Для снижения степени износа используются металлические защитные кольца для труб ствола.

Не стоит забывать и о других важных этапах разработки нефтяного месторождения. Например, значимое место занимает совокупность работ и мер по выявлению наиболее эффективного добывания нефти. Специалистами выполняются разведывательные действия, которые в дальнейшем послужат основой для проектной документации и технологических характеристик бурения. Проект определяет количество объектов, последовательность забора нефти, методики воздействий, помогающие получить максимальный результат выработки.

Конструкция нефтяной скважины

Нагнетательные нефтяные скважины

Нагнетательная нефтяная скважина – специализированная скважина, предназначенная для выполнения функции закачки любого рода газа, жидкости, воздуха или теплоносителя в продуктивный для поддержки производительности пластов. Ключевая задача подобного типа скважин – это замена коллекторного флюида. Исследование нагнетательных скважин позволило активно использовать их в нефтедобывающей промышленности.

Что такое нефтяная нагнетательная скважина?

Устройство нагнетательной скважины для добычи нефти разработано таким образом, чтобы нагнетать воду или газ в:

газовую шапку, то есть законтурные области залежей нефти посредством использования методологий поддержания нужного уровня давления;
по всей площади месторождения. Обычно этому способу отдают предпочтение при вторичных методах нефтедобычи.

Эксплуатация нагнетательных скважин осуществляется в большей степени при разработке нефтяных месторождений, в меньшей – нефтегазовых и газоконденсатных.

возможность поддержания нужного уровня пластового давления;
возможность регулировать и самостоятельно задавать темп отбора полезных ископаемых;
подача рабочих агентов в пласты нефтяных месторождений, что позволяет более качественно и полно вытеснять нефть, а также обеспечивающих внутрипластовое горение.

Нагнетательные скважины нашли свое применение не только в сфере нефтедобычи, но и в сегменте хранения полезных ископаемых, а также осушении обводненных месторождений. Конструкция нагнетательной скважины нефтяной подбирается исходя из предназначения, задач, которые ставятся перед оборудованием, прогнозируемой глубины и прочих технических параметров.

Основной технический параметр и рабочая характеристика – приемистость нефтяной скважины. Контроль работы оборудования нагнетательного типа, а также его техническое состояние выполняется согласно методикам шумометрии, термометрии, расходометрии и прочих.

Конструкция нагнетательной нефтяной скважин и ее особенности

Конструкция нагнетательных скважин, как уже упоминалось ранее, напрямую зависит от характера работ оборудования и характера месторождения.

в случае, если горные породы, где производится добыча полезных ископаемых, устойчивы, забой остается не обсаженным;
в случае, если горные породы неустойчивы осуществляют спуск обсадной колонны в зону забоя. При этом необходимо перфорировать призабойную область.

Схема нагнетательной скважины для добычи нефти, также, как и любая другая, предусматривает наличие устья. В данном случае оно оборудуется с помощью манометров и задвижек, а в глубокую область при этом помещают специализированные насосно-компрессорные трубы. Трубы размещают до уровня кровли поглощающего пласта.

Оборудование нагнетательных скважин также обязано обеспечивать герметичность. Для того, чтобы уровень герметичности был допустимым, требуется процементировать пространство за колоннами на всем протяжении ствола нефтяной скважины от устья до забоя. В случае, если почва и горне породы особенно неустойчивы, рекомендуется дополнительно использовать пакеры. Схемы оборудования нагнетательных скважин предусматривают наличие перегородок, манометров и компрессоров.

Приемистость нагнетательной скважины: основной технический параметр

При работе с представленном типом скважин необходимо учитывать такой технический параметр, как приемистость нагнетательной скважины. Этак характеристика демонстрирует возможности закачки рабочего агента в пласт месторождения. Специалисты определяют эту величину как объем смеси, который закачивается в пласт за определенную временную единицу.

репрессия, которая получается в результате разницы между пластовым и забойным давлением. Репрессия создается на уровне забоя;
уровня качества процесса вскрытия нефтяного пласта при разработке месторождений;
проницаемости и мощности.

Как утверждают специалисты, для проведения технологических расчетов в учет берется коэффициент приемистости. Его рассчитывают, как отношение количества агента, который закачивается пласт в установленную единицу времени к репрессии, которая создается на заборе в момент закачки. Важно понимать, что степень расхода агента рассчитывается на поверхности.

Способы освоения нефтяных источников при использовании нагнетательных скважин

одна из конструкций предназначена для того, чтобы нагнетать воду;
вторая конструкция необходима для того, чтобы работать с нефтью (актуально в том случае, если в процедуре нагнетания участвует внутриконтурная скважинная конструкция.

Освоение осуществляется посредством одного ряда, то есть одну из шахт применяют для воды, а вторую для нефти. Наибольшее количество полезного ископаемого при заборе реализуется до момента возникновения пресного источника в ресурсе. Обычно он попадает в соседние шахты для жидкости. Согласно правилам работы с оборудованием, есть возможность группирования в пласте с большим количеством нефти накопление воды линейного типа. Это позволяет вытеснить нефтяной ресурс в используемые скважины.

Нагнетательные источники квалифицируются по уровню сложности освоения, которых, в свою очередь, три – шахты на песчаных почвах, шахты на суглинистых почвах с низкими показателями поглощения жидкости, шахты на комбинированных почвах (где в составе песка и глины приблизительно равные части).

Нагнетательная, водонагнетательная скважина

В отличие от добывающих скважин, в которых производится отбор пластового флюида, в нагнетательные скважины закачивается жидкость (вода), таким образом обеспечивая замещение пластового флюида в коллекторе.

На большинстве месторождений поддержание пластового давления обеспечивается путем нагнетания воды в скважины с законтурным или внутриконтурным их расположением.

Если водонагнетательная скважина находится за пределами контура нефтеносности, то порода на 100 % насыщена водой, и осваивать скважину легче.

Если скважина находится внутри контура нефтеносности, то величина коэффициента нефтенасыщенности породы существенно больше коэффициента водонасыщенности, что усложняет освоение скважины из-за необходимости проведения работ по уменьшению нефтенасыщенности породы призабойной зоны пласта.

Внутриконтурный ряд нагнетательных скважин обычно осваивают через одну, т.е. когда в 1 скважину уже закачивают воду, 2 соседние (с обеих сторон в ряду) эксплуатируются как нефтяные с максимально возможным отбором жидкости.

Отбор из скважин нагнетательного ряда, предназначенных к освоению, осуществляется до тех пор, пока они не будут обводняться пресной водой, нагнетаемой в соседние, уже освоенные под закачку и работающие как нагнетательные скважины.

Такая последовательность освоения скважин позволяет сформировать в нефтенасыщенной части пласта линейный фронт нагнетаемой воды, вытесняющий нефть к рядам эксплуатационных скважин.

Нагнетательные скважины используются:

- при разработке нефтяных, газоконденсатных и др месторождений с целью поддержания пластового давления и регулирования темпов отбора полезных ископаемых;

- для подачи в нефтяные пласты рабочих агентов, способствующих более полному вытеснению нефти, обеспечивающих внутрипластовое горение и др.

- при подземном хранении газа,

- разработке угольных месторождений способом подземной газификации и др.

Конструкция нагнетательных скважин выбирается в зависимости от назначения скважины, глубины и др.

Выбор методов воздействия на породу призабойной зоны пласта должен быть нацелен на то, чтобы освободить ПЗП от твердых отложений нефти и от самой нефти.

В устойчивых горных породах забой скважины оставляют необсаженным, в неустойчивых - спускают обсадную колонну (ПЗП перфорируют, особенно в низкопроницаемых интервалах вскрываемого пласта).

Начало скважины называется её устьем, дно - забоем, внутренняя боковая поверхность - стенками.

Устье скважины оборудуют задвижками и манометром, в скважину опускают насосно-компрессорные трубы (до кровли поглощающего пласта).

Герметичность нагнетательных скважин обеспечивается цементацией заколонного пространства от забоя до устья, а в случае необходимости - применением пакеров.

Основная рабочая характеристика нагнетательных скважин - приемистость скважины.

Контроль работы, а также техническое состояние нагнетательных скважин осуществляют термометрами, расходомерами и тд.

Нагнетательные скважины нужно регулярно промывать для предотвращения заиливание взвешенными частицами боковой поверхности скважины, поскольку эта поверхность в нагнетательной скважине выполняет роль фильтра.

Регулирование приемистости нагнетательных скважин нефтяных месторождений

В статье рассмотрены методы регулирования приемистости нагнетательных скважин нефтяных месторождений. Авторы показывают, что подавляющее большинство из них основывается на использовании химических реагентов. За счет правильного рецептуростроения удается добиться изоляции водопритока в нефтяные скважины, регулирования профиля их приемистости, ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и заколонного пространства, а также подавления соле- и пескопроявления.

Основным способом разработки нефтяных месторождений, как в России, так и в других странах является поддержание необходимого пластового давления с помощью закачки воды. При этом, достижение максимальных показателей нефтедобычи во многих случаях определяется эффективностью работы нагнетательных скважинных агрегатов.

В процессе разработки нефтяных месторождений важно знать характер и динамику приемистости скважин, возможность максимального охвата пластов закачиваемой водой [1]. К сожалению, на практике зачастую отсутствуют не только широкомасштабные промысловые исследования, но и описания реальной геологической модели.

Несмотря на это, в результате широкого развития очагового заводнения доля нагнетательных скважин в эксплуатационном фонде постоянно растет.

В процессе нагнетания в скважины пресных вод открытых водоемов, стоков с нефтепромыслов наблюдается заиливание поверхности фильтрации привнесенными взвешенными твердыми фракциями, смолами, нефтепродуктами и солями. В результате этого происходит снижение и зачастую полная потеря приемистости пластов и как результат – снижение нефтедобычи.

Важнейшим фактором, влияющим на данный показатель, является качество подготовки призабойной зоны нагнетательных скважин, вводимых под закачку после бурения или из эксплуатационного фонда. Эта важная задача решается путем очистки призабойной зоны от глинистого раствора, твердых и дисперсных фракций, асфальтеновых и смолопарафинистых отложений, образующихся в процессе эксплуатации скважин.

На заключительных этапах разработки месторождений с использованием закачки воды может возникнуть проблема недостаточного охвата продуктивного пласта. Это связано с особенностями геологического строения залежи, неоднородностью, коллекторскими свойствами пород, а именно: пористостью, проницаемостью, остаточной нефтенасыщенностью, податливостью системы заводнения.

В результате основной объем закачиваемой воды фильтруется по промытым каналам, оставляя невыработанными менее проницаемые объемы продуктивного пласта.

Основные факторы, влияющие на приемистость, хорошо известны и описаны в технической и патентной литературе. Они подразделяются на три основные группы.

Геологические факторы:

размеры поровых каналов, виды пористости и характер распределения пор по размерам;

наличие глинистых пропластков и реальная площадь фильтрации;

количество связанной воды;

Качество закачиваемой воды:

плотность, температура, вязкость;

совместимость с пластовой водой;

содержание нефтяной пленки, ароматических углеводородов;

наличие твердых частиц и их фракционный состав;

Технологические факторы:

режим нагнетания, скорость закачки и давление нагнетания;

согласованность отбора и закачки;

ремонтные работы в призабойной зоне, применение химических реагентов;

кольматация из-за набухания глин, выпадение солей при фронтальной кольматации пористой среды.

С целью предупреждения потерь приемистости сегодня разработаны многочисленные методы регулирования фильтрационно-емкостных характеристик в призабойной зоне, которые призваны качественно и количественно восстановить ее и увеличить охват пластов заводнением. Подавляющее большинство основываются на использовании химических реагентов (кислот, ПАВ, полимерных гелей и т.д.) [2–4].

Состав композиций подбирают таким образом, чтобы решить несколько проблем.

Это изоляция водопритока в нефтяные скважины, регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн и заколонного пространства, а также подавление соле- и пескопроявления.

В частности, решение ряда проблем на некоторых месторождениях удалось достичь включением в состав реагентной композиции гелеобразующих компонентов [5].

Подобный инновационный прием был использован авторами [6 – 8], которые для обработки призабойного пласта использовали комбинацию следующих химреагентов: препарат моющий «МЛ-Супер», ТУ-2383-002-51881692-2000,; высокодисперсный порошок «Полисил» ТУ 2169-001-05793979-00, неионогенное ПАВ марки «Неонол АФ₉–₁₂» ТУ 2483-077-05766801-98; соляную кислоту ингибированную (24%-ную) ТУ 6-01-04689381-85-92, техническую воду.

При рецептуростроении композиций было принято во внимание, что высокое межфазное натяжение углеводородных сред в призабойной зоне пласта затрудняет их извлечение из капиллярных каналов пористой среды, снижая рабочие дебиты, а наличие в порах газообразной фазы делает это явление более резко выраженным. Для снижения поверхностного и межфазного натяжений при обработке нагнетательных скважин весьма удачным оказалось применение подкисленных растворов поверхностно-активного вещества, например,«Неонола АФ₉ _{– 12}». Его закачка в нагнетательную скважину дает возможность кислоте более полно проникать в пустоты пористой среды и в тонкие каналы продуктивного пласта, удаляя нефть с поверхности породы. Такой вид обработки изменяет также смачиваемость пород-коллекторов, предотвращает образование или разрушение эмульсии кислота – нефть, благоприятствует удалению из призабойной зоны отработанного кислотного раствора и продуктов реакции, включая твердые взвеси, предупреждая образование твердых компонентов или увеличение вязкости при контакте кислоты с нефтью.

Увеличение приемистости нагнетательных скважин объясняется тем, что при попадании «Полисила» в поровое пространство происходит сильная гидрофобизация поверхности. Это изменяет энергетику поверхностного слоя коллектора, обусловливая удаление рыхлосвязанной пластовой воды из ранее недренируемых или слабо дренируемых интервалов и зон пласта, что не позволяет воде в течение длительного времени блокировать коллектор в призабойной зоне. Кроме того, гидрофобизация породы препятствует диспергированию и набуханию содержащихся в пласте глинистых частиц в присутствии водного фильтрата. Это увеличивает эффективное сечение поровых каналов за счет снижения толщины гидратных оболочек физически связанной воды с гидратированной поверхностью глинистых частиц. С другой стороны, при обработке породы «Полисилом» ее поровое пространство приобретает органофильные свойства, что снижает межфазное натяжение на границе нефть – порода – вода. В результате этого повышаются фазовые проницаемости для нефти и воды. Указанные факторы способствуют улучшению капиллярной пропитки и, в конечном счете, увеличивают скорость фильтрации закачиваемой воды [6].

В ходе проведенного исследования было показано, что неионогенные поверхностно активные вещества являются не только активными эмульгаторами, но и в значительной степени снижают адгезию глинистых частиц к породе продуктивного пласта.

Данный практический вывод позволил создать реагент «МЛ-Супер», способный снизить стабильность водонефтяной эмульсии и обеспечить эффект «вымывания» нефти из горных пород. К достоинствам данного ПАВ можно отнести и то обстоятельство, что в его присутствии меняется характер протекания процессов, происходящих на границах нефть – газ – вода – порода, улучшаются реологические свойства нефти.

С целью проверки влияния новых реагентов на увеличение приемистости пластов были приготовлены и экспериментально апробированы две композиции.

Экспериментальная часть

Экспериментальное изучение процесса фильтрации пресной воды в глинизированных коллекторах проводилось на модели элемента пласта, представляющей собой трубку тока длиной 22 см и диаметром 3,2 см, которая заполнялась смесью из 95% кварцевого песка и 5% монтмориллонитовой глины. Из трех основных типов глин - каолинит, гидрослюды и монтмориллонит – различных по степени набухания, в качестве глинистого компонента модели был выбран монтмориллонит, как обладающий наибольшей способностью к набуханию.

Модель элемента пласта вакуумировалась и насыщалась пластовой водой (принципиальная схема узла вакуумирования и имитации насыщения породы пластовой водой для определения пористости и объема пор представлена на рис.1).

Рис.1. Принципиальная схема узла вакуумирования и насыщения пластовой водой модели элемента пласта для определения пористости и объема пор

Водопроницаемость керна находилась на фильтрационной установке фирмы «Gilson» (принципиальная схема узла фильтрации представлена на (рис.2).

Рис.2. Принципиальная схема узла фильтрации по определению реологических и нефтевытесняющих свойств закачиваемых флюидов

Первоначально пластовая вода вытеснялась из трубки керосином (создание остаточной водонасыщенности), а затем керосин – пластовой водой (создание остаточной нефтенасыщенности).

Так как степень набухания глинистых частиц зависит от минерализации закачиваемой воды, то в проводимых экспериментах для получения наибольшего эффекта в модель элемента пласта после создания остаточной нефтенасыщенности, закачивалась пресная вода, по которой определялась водопроницаемость. Полученная до закачки исследуемого состава водопроницаемость (К₁) сопоставлялась с водопроницаемостью после закачки химсоставов (К₂ и К₃). По отношению данных показателей (θ₁= К₂/К₁ и θ₂= К₃/К₁) делали заключение об эффективности того или иного химсостава или технологии его применения. В проведенных экспериментах объем закачиваемой оторочки химсостава составлял – 0,1 объема пор модели элемента пласта; линейная скорость фильтрации – 7 м/сут.

Полученные экспериментальные данные приведены в таблице. Из нее следует, что наилучшие результаты получены в опытах №7 и №9. Так, например, после прокачки кислотного «МЛ-Супер» было достигнуто увеличение исходной проницаемости в 2,17 раза, а при добавлении в этот же состав небольшого количества реагента «Полисил» - увеличение проницаемости составило 2,43 раза. Подобный позитивный результат может быть объяснен наличием в используемой композиции гидрофобных добавок в виде кремнийсодержащих соединений, а также соляной кислоты. При взаимодействии последней с карбонатными породами образуется углекислый газ, разжижающий нефть и снижающий ее поверхностное натяжение [9].

ТАБЛИЦА 1. Результаты исследований химреагентов с целью повышения проницаемости коллектора

Промысловые испытания

В соответствии с полученными лабораторными результатами с целью увеличения приемистости были обработаны 7 нагнетательных скважин НГДУ «Сергиевскнефть» и «Первомайскнефть» АО «Самаранефтегаз». Данные промысловых испытаний представлены на рис. 3.

РИС. 3. Результаты промысловых испытаний поверхностно‑активных композиций на основе материалов «МЛ‑Супер» и «Полисил»

Для увеличения приемистости были исследованы следующие составы:

Композиция 1 - Кислотная поверхностно-активная композиция (КПАК)

Кислота соляная концентрированная – 47,3%

Вода техническая – остальное.

Композиция 2 - Поверхностно-активная композиция (ПАК):

Расход каждой композиции составлял не менее 1м 3 на один погонный метр перфорированной толщины пласта.

Процесс реагентной обработки осуществляли по следующей схеме:

На первой стадии - подача кислотным агрегатом расчетного количества КПАК в насосно-компрессионные трубы (НКТ) и вслед за этим дозирование требуемого объема ПАК при максимально возможном давлении, не превышающем уровня опрессовки эксплутационной колонны. Перемещение компонентов композиции к забою пласта проводили технической водой с помощью агрегата ЦА – 320 в объеме НКТ. По окончании работы скважину оставляли на двухчасовую выдержку и подключали затем к водоводу.

Предложенная технология активно используется в России и республиках СНГ, так как позволяет в широких пределах регулировать приемистость нагнетательных скважин, активно растворять осадки выпавших солей, подавлять разбухание глинистой составляющей продуктивных пластов и высокоэффективно отмывать породу от адсорбированных на ней нефтепродуктов. Благодаря этому существенно повышается эффективность воздействие на грунт соляной кислоты, присутствующей в поверхностно-активной композиции.

Список литературы

1. Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З., Кобяков Н.И., Муслимов Р.Х., Телин А.Г., Ким М.Б., Хазипов Р.Х. Опыт восстановления и регулирования производительности добывающих и нагнетательных скважин. – М.: ВНИИОЭНГ, 1990. – 50с.

2.Патент RU№2112873. Способ обработки пласта нефтяных месторождений. (опубл. 1998 г.).

3. Патент RU №2279463. Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, снижения обводненности и повышения нефтеотдачи и способ его приготовления (опубл. 2006 г.).

4. Патент RU №2307860. Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений и гидрофобизации призабойной зоны пласта (опубл. 2007 г.).

6. Грайфер В.И., Колесников А.И., Котельников В.А. и др. Возможность повышения конечного нефтеизвлечения за счет обработок нагнетательных скважин материалом «Полисил» // Нефтяное хозяйство. 1999. №5. С.44 – 46.

7. Калинин Е.С., Кирьянова Е.В., Степаненко В.Ф. К вопросу о применении моющего препарата «МЛ-СУПЕР» в технологиях по реагентной разглинизации продуктивных коллекторов // Интервал. 2002. №1. С.14– 16.

8. Акташев С.П., Волков В.А., Калинин Е.С. и др. Увеличение приемистости нагнетательных скважин месторождений Самарской области с применением многофункционального реагента «МЛ-СУПЕР» и «Полисил» // Интервал. 2003. №2. С.12– 14.

Конструкция скважин нагнетательного типа

Нагнетательная скважина выполняет функции закачки любого рода жидкости, газа, теплоносителя, воздуха в продуктивный ресурс для поддержки производительнос ти этих пластов. Задача нагнетательной скважины состоит в замене коллекторного флюида.

Где используется?

Скважина нагнетательного типа незаменима в добывающем нефть процессе, газоконденсатных проектах с целью добычи ценных земляных пород. Подавая в нефтяное содержание рабочую структуру, можно добиться процесса замещения и выталкивания нефти, которая обеспечивает процесс горения внутри пласта.

Подобные скважины обеспечивают сохранность газового вакуума под землей. Также помогают сделать качественное газифицирование, способствующее добыче угля.

Конструктивные данные

Нагнетательная скважина и ее конструктивные особенности зависят от сферы использования и глубины прокопки. При добыче полезных ценных пород земли скважина может пробиваться без обсадной трубы: в рыхлых суспензиях устанавливают обсадную колонну, после чего участок перфорируют.

Нагнетательная конструкция забивается цементным раствором от дна к устью за периметром колонн. Функция контроля в процессе работ, а также техническая характеристика надежности скважины, измеряется термометром и расходомером.

Способы освоения

Наибольшее количество нефти при отборе производится до появления в ресурсе пресного источника, попадающего в соседние шахты для воды. Правила освоения позволяют сгруппировать в пласте с высоким уровнем нефти линейное накопление воды, вытесняющей нефть в эксплуатируемые скважины.

Классификация нагнетательных источников

Уровень сложности при освоении нагнетательных скважин классифицируется по таким группам:

Шахта, воспроизведенная в песчаном грунте с хорошим усвоением жидкости.

Шахтная конструкция возводится на суглинистой почве с наименьшим показателем водопоглощения.

Нагнетательная скважина, возведенная на комбинированной почве с одинаковым соотношением песка и глины.

В первой группе освоение происходит на более простом уровне. После промывки нормированные частицы во взвешенном состоянии проходят через поршневой дренажный канал и оседают в призабойной части пласта. Скважинный источник имеет удельный коэффициент пластового состояния, составляющего 1 м по толщине.

Во второй группе толщина поверхностного слоя составляет 12 м. Приемистость таких скважинных источников ниже в несколько раз, чем у первой группы. Данный тип конструкции имеет сложное проектирование, влияющее на осваиваемость. В данном случае потребуется комплексный подход и особая методика освоения.

В третьей группе грунт имеет низкий коэффициент поглощения воды, который не обладает прочными пластами.

Освоение таких установок требует времени, что останавливает процесс на неопределенный период. Освоение состоит из разработки эффективных способов влияния на призабойный участок, в основу которого входит поинтервальный гидроразрыв пласта, кислотная обработка и высокое давление нагнетания. Приемистость такой скважины, входящей в последнюю группу, быстро снижается, и по истечению 3 месяцев работы восстанавливаютс я. Установка должна соответствовать нормам закачивающей жидкости, в которой не должны находиться взвеси гидроксида железа.

Уплотнение почвы

В процессе обустройства добывающих шахт для быстрого поглощения внутрь скважины вливают 2,5 куб. м. известкового раствора в равном соотношении с сульфитной бардой. Такая смесь вязкой консистенции уплотнит поглощающий пласт.

При максимальной подаче давления в процессе нагнетания увеличивают интервал поглощения и уравнивают приемистый профиль. Если недостаточно суспензии для поглощения или получены отрицательные результаты в ходе рабочего действия, залитая известь с бардом разбавляется слабой суспензией HCL с последующим промыванием шахты.

Нагнетательная скважина

НАГНЕТАТЕЛЬНАЯ СКВАЖИНА (а. injection well; н. Injektionsloch; ф. puits d'injection, puits d'alimentation; и. pozo de inyeccion, sondeo de inyeccion, abertura de inyeccion) — предназначается для закачки в продуктивные пласты воды, газа, теплоносителей, а также воздушной или парокислородно-воздушной смеси и др.

Используются нагнетательные скважины при разработке нефтяных (нефтегазовых) месторождений (см. Заводнение) и газоконденсатных (см. Сайклинг-процесс) с целью поддержания пластового давления и регулирования темпов отбора полезных ископаемых; посредством нагнетательных скважин осуществляется подача в нефтяные пласты рабочих агентов, способствующих более полному вытеснению нефти, обеспечивающих внутрипластовое горение и др.

Нагнетательные скважины применяются также при подземном хранении газа (см. Газовое хранилище), разработке угольных месторождений способом подземной газификации (см. Газификация углей), осушении обводнённых месторождений твёрдых полезных ископаемых с целью интенсификации дренажа водоносных пород (см. Дренаж, Осушение), определении фильтрационных свойств горных пород. Конструкция нагнетательных скважин выбирается в зависимости от назначения скважины, глубины и др. В устойчивых горных породах забой скважины оставляют необсаженным, в неустойчивых — спускают обсадную колонну (призабойную зону перфорируют). Устье скважины оборудуют задвижками и манометром, в скважину опускают насосно-компрессорные трубы (до кровли поглощающего пласта). Герметичность нагнетательных скважин обеспечивается цементацией заколонного пространства от забоя до устья, а в случае необходимости — применением пакеров. Основная рабочая характеристика нагнетательных скважин — приемистость скважины. Контроль работы, а также техническое состояния нагнетательных скважин осуществляется методами термометрии, расходометрии, шумометрии и др.

Нефть, Газ и Энергетика

Трубная головка пред-назначена для герметизации затрубного пространства, подвески колонны НКТ и проведения некоторых технологических операций, исследовательских и ремонтных работ. Она состоит из крестовины, задвижек и быстросборного соединения.

Елка служит для закачки жидкости через колонну НКТ и состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана.

Технические характеристики устьевой арматуры для нагнетательных скважин приведены в табл.1

Нефть, Газ и Энергетика

Вода от ВРБ (ВРГ) подаётся через нагнетательную линию скважины и тройник устьевой арматуры в НКТ, а по ним поступает в пласт. Выбор параметров НКТ нагнетательных скважин осуществляют исходя из условий механической прочности и допустимых потерь напора при закачке ТЖ.

Расход закачиваемой в нагнетательную скважину технологической жидкости регулируется штуцером (5) или регулятором расхода (см. рис.10.6.2). Для контроля процесса нагнетания воды арматура скважины оборудуется вентилями высокого давления (9 и 12).

Читайте также: