Техника и технология искусственного заводнения нефтяной залежи. Особенности эксплуатации нагнетательных скважин (подземное и наземное оборудование, режим эксплуатации, исследование скважины).

Повышение эффективности естественных режимов работы залежей нефти и газа достигается применением различных искусственных методов воздействия на призабойную зону.

Искусственные методы воздействия на пласт можно разделить на три группы:

-методы поддержания пластового давления нагнетанием воды или газа,

- методы повышения нефте и газоотдачи пластов,

- методы повышения проницаемости призабойной зоны.

Нагнетание воды в пласт осуществляют путем законтурного и внутриконтурного заводнения или их модификаций. Газ нагнетают в газовую шапку продуктивного пласта. Для нагнетания воды используют специально пробуренные нагнетательные скважины.

Рис.5.2 Схема законтурного заводнения: 1 – нефтяные скважины; 2 – нагнетательные скважины; 3 – контрольные скважины; 4 – внутренний контур нефтеносности; 5 – внешний контур нефтеносности.

Законтурное заводнение характерно тем, что нагнетательные скважины расположены за пределами залежи вблизи внешнего контура нефтеносности. Добывающие скважины расположены рядами (батареями) параллельно внутреннему контуру нефтеносности. Наиболее благоприятным объектом законтурного заводнения – пласты сложенные однородными породами с хорошей проницаемостью, не осложненными нарушениями. Расстояние нагнетательного ряда до внешнего ряда добывающих скважин принимают для однородных пластов в пределах 1000 – 1200 м. для пластов неоднородных и с низкой проницаемостью 600 – 700 м.

Извлекаемые запасы нефти и коэффициент нефтеотдачи пласта наиболее тесно связан с охватом пласта вытесняющим агентом и определяется особенностями геологического строения, проницаемости коллектора, свойствами нефти и вытесняющего агента, системой разработки. Наибольшему увеличению охвата пластов воздействием способствуют технологии, основанные на нестационарном режиме заводнения, избирательном и очаговом заводнении, применением повышенных давлений на линии нагнетания, выбором оптимальной сетки скважин.

Повышенное давление, создаваемое на линии нагнетательных скважин, активно воздействует только на 2-3 ближайшие ряда добывающих скважин. При разработке залежей значительных по площади применяют внутриконтурное заводнение. Особенностью этой системы является размещение нагнетательных скважин рядами в нефтяной залежи, которыми вся ее площадь разрезается на отдельные участки

Различают осевое заводнение с расположением нагнетательных скважин по оси структуры и кольцевое – с расположением внутри залежи в виде кольца, разделяющего ее на центральную и кольцевую площади (рис. 5.3 и 5.4.).

 

Рис.5.3 Схема внутриконтурного заводнения: 1 – нагнетательные скважины; 2- эксплуатационные скважины

 

 

Рис.5.4 Схемы центрального заводнения: а – осевое заводнение; б – кольцевое заводнение; 1 – нагнетательные скважины; 2 – эксплуатационные скважины

 

Блоковая система заводнения предусматривает расположение нагнетательных скважин параллельными прямолинейными рядами с размещением между ними рядов добывающих скважин. Залежь разрабатывается по блокам, независимым друг от друга. Такие системы разделяют по числу рядов добывающих скважин в блоке на однорядные, трехрядные и пятирядные. В зависимости от свойств пласта практикуют различную рядность на одной залежи, при необходимости легко переходят с одной системы на другую.

Площадное заводнение характерно расположением добывающих и нагнетательных скважин на площади равномерно по правильной геометрической сетке – квадратной или треугольной. Различают пяти, семи и девяти точечные системы.

Избирательное заводнение характерно выбором скважин под нагнетание воды после разбуривания части площади по равномерной сетке на основании данных геофизических и гидродинамических исследований.

При этом учитывается соотношение скважин нагнетательных и добывающих, вязкость нефти и воды, степень неоднородности пласта.

Очаговое заводнение предусматривает нагнетание воды через нагнетательные скважины, выбираемые среди добывающих или пробуренных специально. Применяют для вовлечения в разработку отдельных частей пласта, не охваченных вытеснением.

При всех системах заводнения для поддержания пластового давления на одном уровне объем нагнетаемой воды должен быть не менее объема извлекаемой из пласта жидкости и газа. Практикой установлено, что при системах заводнения в пласт следует нагнетать от 1.6 до 2 м3 на одну тонну извлекаемой нефти без учета объема пластовой воды, добываемой с нефтью

Число нагнетательных скважин зависит от поглотительной способности каждой скважины при данном давлении нагнетания. Максимальное давление нагнетания определяется типом насосного оборудования.

Забойное давление Рзаб = Рнас + Рст + Ртр (5.1), т.е. сумме давлений на выкиде насоса, столба воды в скважине и потерь на трение.

К числу основных требований, предъявляемых к нагнетаемой в пласт воде, относятся: 1) высокое ее качество, характеризующееся небольшим содержанием механических примесей, эмульгированной нефти и железа; 2) инертность коррозии трубопроводов, отстойников и насосного оборудования; 3) отсутствие в воде сероводорода, углекислоты, водорослей и микроорганизмов, способствующих интенсивному развитию коррозии оборудования и существенному снижению приемистости нагнетательных скважиа.

Пригодность воды, подлежащей нагнетанию в пласты, обычно вначале определяют в лабораторных условиях при фильтрации ее через естественные керны.

Для этой пели используются воды рек, озер, водохранилищ, морей и океанов, пластовые и подрусловые воды.

Если имеется несколько источников вод (реки, озера и подземные воды), то предпочтение должно отдаваться подземным водам. Применение последних обычно возможно без химической обработки и очистки, поэтому отпадает необходимость в строительстве специальных дорогостоящих соору-жений. например установок подготовки воды УПВ.

Пластовые минерализованные воды обычно обладают более высокой нефтевытесняющей способностью, чем пресные.

Водозаборные сооружения должны строиться по возможности вблизи районов заводнения и отличаться простотой и экономичностью. Этим требованиям наиболее полно удовлетворяют водозаборы, использующие подрусловые воды. В зависимости от местности и применяемого оборудования подрусловые водозаборы могут быть сифонные и с индивидуальными насосными агрегатами.

В состав БКНС входят следующие технологические объекты: насосная, состоящая из насосных и аппаратурных блоков; камера переключения, состоящая из одного или двух блоков напорного коллектора (гребенки), распределительного устройства РУ-6кв н металлического резервуара объемом 400 м³.

Оборудование нагнетательных скважин

Для закачки воды в один или несколько пластов через одну скважину применяют, как правило, одноканальные системы нагнетания, а для распределения жидкости по пластам используют скважинные регуляторы расхода или дроссели. Выпускаемые установки позволяют закачивать в пласт речную, морскую, пластовую или сточную воды.

Оборудование скважины состоит из наземной и подземной части. К наземной относится арматура устья, включающая регулятор расхода и предназначенная для герметизации устья скважины н удержания колонны подъемных труб. Регулятор служит для автоматического поддержания необходимого расхода жидкости при колебаниях давления в нагнетательном трубопроводе. На арматуре также предусмотрены обратные клапаны для предотвращения обратного тока жидкости при временном прекращении подачи или аварии водовода.

Задвижки арматуры позволяют соединять внутреннюю полость НКТ или затрубное пространство с напорным трубопроводом или с помощью быстросъемных соединений подключить их к агрегатам при ремонтных или профилактических работах.

В отличие от арматуры эксплуатационных скважин корпуса задвижек нагнетательной арматуры во избежание размораживания заполняются солидолом-или иной смазкой.

В подземное внутрискважинное оборудование входят колонна труб, пакер и циркуляционный клапан. Пакер предназначен для защиты эксплуатационной колонны от действия закачиваемой жидкости, а клапан обеспечивает создание в трубах избыточного давления, необходимого для посадки пакера.

Для закачки воды в два или более пласта на колонне НКТ устанавливают несколько пакеров таким образом, чтобы изолировать один пласт от другого, а также эксплуатационную колонну от воздействия закачиваемой жидкости. Напротив перфорационных отверстий каждого пласта устанавливают скважинные камеры (аналогичные применяемым при газлифтной эксплуатации

скважин), в которых размещают регуляторы расхода жидкости.

Установку или съем регуляторов жидкости осуществляют без подъема колонны на поверхность, спуском регуляторов на проволоке и установкой их с помощью отклонителей в соответствующие гнезда.

В нижней части колонн устанавливают клапаны для промывки скважины потоком жидкости, подаваемой в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной н подъемными трубами.

 

⇐ Предыдущая18192021222324252627Следующая ⇒

Поделиться: