Что понимают под приемистость нагнетательной 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:

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

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.

Конструкция нагнетательной нефтяной скважин и ее особенности

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

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.

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

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).

Источник

Приёмистость скважины

Т. А. Султанов.

Полезное

Смотреть что такое «Приёмистость скважины» в других словарях:

приёмистость (скважины) — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN injection capacityresponse … Справочник технического переводчика

приёмистость (нагнетательной скважины) — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN injectability … Справочник технического переводчика

испытания на приёмистость (нагнетательной скважины) — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN injectivity testing … Справочник технического переводчика

поглощающая способность скважины — приёмистость скважины — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы приёмистость скважины EN water intake capacity of a wellwater intake capacity of well … Справочник технического переводчика

Поддержание пластового давления — (a. maintenance of reservoir pressure, repressuring; н. Lagerdruckunterhaltung; ф. maintien de la pression de gisement; и. mantenimiento de presion en las capas) процесс естественного или искусственного сохранения давления в продуктивных… … Геологическая энциклопедия

Многозабойное бурение — (a. multihole drilling; н. Mehrsohlenbohren, Zweigbohren; ф. Forage а deviations multiples; и. perforacion de tajos multiples, sondeo de tajos multiples) вид наклонно направленного бурения, включающий проходку основного ствола c… … Геологическая энциклопедия

Гидравлический разрыв пласта — создание трещин в горных породах, прилегающих к буровой скважине, за счёт давления на забое скважины в результате закачки в породы вязкой жидкости. Г. р. п. применяется для увеличения продуктивности нефтяных, газовых и нагнетательных… … Большая советская энциклопедия

Сайклинг-процесс — (a. cycling process; н. Cyklingprozeβ; ф. procede par recirculation; и. recirculacion de gas) способ разработки газоконденсатных м ний c поддержанием пластового давления посредством обратной закачки газа в продуктивный горизонт. При этом… … Геологическая энциклопедия

Водоподготовка — (a. water treatment; н. Wasseraufbereitung; ф. preparation de l eau, traitement de l eau; и. tratamiento del agua) стабилизация и очистка поверхностных и сточных вод от механич. примесей, соединений железа, нефти на водоочистных станциях… … Геологическая энциклопедия

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Высокая приемистость нагнетательной скважины ( более 700 м3 / сут) только через узкий участок объясняется наличием развитых систем трещин в центре нижнего пронластка. [1]

При высокой приемистости нагнетательных скважин ( более 1000 м3 / сут) эта температура практически не отличается от температуры на устье. [2]

Для поддержания высокой приемистости нагнетательных скважин следует увеличить избыточное давление нагнетания. При окончательном выборе давления нагнетания, кроме технологических условий нагнетания, нужно учитывать также экономические факторы. [3]

Между тем вследствие высокой приемистости нагнетательных скважин и в результате кустового их размещения схема размещения напорных водоводов существенно влияет на показатели системы поддержания пластового давления. [4]

В работе [124] установлено, что в ряде случаев сохранение в течение длительного времени высокой приемистости нагнетательных скважин не зависит от трещиноватости коллекторов, а определяется в основном размерами дисперсных частиц механических примесей, находящихся в закачиваемой нефтепромысловой сточной воде. [5]

Байкова и др. [7] установлено, что в ряде случаев сохранение в течение длительного времени высокой приемистости нагнетательных скважин не зависит от трещинова-тости коллекторов, а определяется в основном размерами дисперсных частиц механических примесей, находящихся в закачиваемой нефтепромысловой сточной воде. [6]

Данные результаты сгруппированы и также приведены в табл. 3.6. Для первой группы залежей высокие темпы отборов были обеспечены за счет: высокой приемистости нагнетательных скважин ; высокой продуктивности добывающих скважин; высоких коэффициентов проницаемости пластов и низких значений динамической вязкости нефти. И наоборот, для второй группы залежей характерны низкие значения коэффициентов продуктивности пластов и высокие значения динамической вязкости нефти. [7]

При этом создаются благоприятные анаэробные условия для жизнедеятельности СВБ с поглощением окисленных углеводородов нефти. Установившаяся скорость коррозии трубных сталей в жестких пресных поверхностных водах не превышает ОД мм / год, и поэтому регламентация содержания растворенного кислорода в указанных водах зависит от необходимости сохранения их стабильности и совместимости с пластовыми водами, обеспечения высокой приемистости нагнетательных скважин и, самое важное, предотвращения метаболизма бактерий. [11]

Следует отметить, что приемистость нагнетательных скважин, вводимых на поздней стадии разработки, в силу избирательного воздействия преимущественно на малопродуктивные зоны и интервалы эксплуатационного объекта значительно меньше приемистости нагнетательных скважин первичной системы заводнения. Поэтому развитие системы заводнения нефтяной залежи в поздней стадии разработки целесообразно сочетать с комплексом воздействия на приза Сю иную зону нагнетательных скважин с целью увеличения их приемистости, используя в некоторых случаях повышение давления нагнетания по дополнительным нагнетательным скважинам. На поздней стадии разработки высокая приемистость нагнетательной скважины второй очереди часто служит показателем того, что основной объем закачиваемой воды поступает в уже выработанные высокопроницаемые пласты и не совершает полезной работы. [12]

Высокая степень неоднородности коллекторских свойств продуктивных горизонтов на Вишанском месторождении уже на этапе внедрения принятой технологической схемой системы разработки обусловливает опережающую выработку запасов нефти наиболее продуктивного среднего в разрезе семилукско-бурег-ского горизонта. В разработку практически не вовлечены запасы нефти залегающего ниже по разрезу саргаевского горизонта. Необходимость осуществления закачки воды при высокой приемистости нагнетательных скважин и эксплуатации нефтяных скважин механизированным способом сводит к минимуму возможности регулирования процесса заводнения и равномерной выработки запасов нефти всех продуктивных горизонтов. [13]

Объект II ( пласт А4) Пласт сложен карбонатными отложениями. Комбинация блоковой и очаговой системы заводнения при высоких приемистостях нагнетательных скважин позволяет обеспечить годовую и суммарную ( 130 %) компенсацию отбора нефти закачкой воды. [14]

Источник

Приемистость скважины

Под термином приемистость скважины понимается ее способность к восприятию объема флюида за единицу времени. Данная характеристика применяется для описания нагнетательных скважин, то есть скважин, предназначенных для закачивания в продуктивный пласт рабочего агента. В качестве рабочего агента могут применяться различные газы или жидкости: вода, воздушные смеси, газы, нефть и другие. Такие действия направлены на поддержание показателя пластового давления и управления темпами отбора добываемых ресурсов.

Информация о приемистости скважины активно используется специалистами добывающей отрасли на этапах создания проекта будущего объекта, контроля и управления разработкой нефтяных месторождений методами вытеснения нефти закачиваемым флюидом. Кроме того, нагнетательные скважины используются при разработке газоконденсатных месторождений, при эксплуатации подземных газовых хранилищ, разработке месторождений угля с помощью подземной газификации, а также при осушении обводненных месторождений твердых полезных ископаемых. Конструкция таких скважин зависит от их назначения, глубины, устойчивости горных пород и других факторов. Так, в неустойчивых породах требуется применение обсадных труб, в то время как в устойчивых обсадка применяется редко.

Показатель приемистости скважины находится в зависимости от показателя репрессии, гидродинамического совершенства скважины, а также от показателей мощности и проницаемости пласта для используемого флюида. Для обозначения показателя приемистости в ходе проведения технологических расчетов применяется специальный коэффициент, представляющий собой отношение объема закачиваемого за некоторую единицу времени флюида к показателю репрессии на забое в ходе закачки.

Показатель расхода используемого для подачи в скважину жидкости или газа замеряется как на поверхности, так и внутри скважины. Измерение показателя расхода рабочего агента в интервале перфорации пласта-коллектора позволяет построить так называемый интегральный профиль или профиль приемистости скважины – зависимость расхода закачиваемого вещества от глубины расположения датчика, обеспечивающего контроль объема расходуемого агента.

Проведение замеров показателя приемистости необходимо производить на всем протяжении эксплуатации скважины, поскольку его значения могут значительно меняться в короткие промежутки времени и кратковременные замеры не позволяют точно охарактеризовать его. Особенно важны замеры приемистости при проведении ремонтных работ.

Чтобы задать вопрос или сделать заявку,
нажмите на кнопку ниже:

Источник

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.

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;

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 АФ_{9 – 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.

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.

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:

Кислота соляная концентрированная – 47,3%

Вода техническая – остальное.

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

Процесс реагентной обработки осуществляли по следующей схеме:

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.

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.).

5. Афанасьев С.В., Волков В.А., Турапин А.Н. Полимерные гелевые композиции для очистки магистральных трубопроводов сложной конфигурации и переменного диаметра от отложений // Neftegaz.ru. Деловой журнал. 2019. №12. С.64 – 67.

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.

Источник