Нагнетательная скважина
Используется нагнетательная скважина в комплексе мер по поддержанию пластового давления. Через нее в контур пласта или его законтурное пространство закачивается воздух, вода, газ, техническая жидкость. Таким образом, этими реагентами нефть вытесняется в направлении добывающих скважин. Снижается нагрузка на насосное скважинное оборудование, увеличивается дебит добычи.
В отдельных случаях скважина может одновременно быть и добывающей, и нагнетательной на разных горизонтах, участках пласта, изолированных друг от друга пакерами. Основным показателем скважины нагнетательного типа является приемистость. Устьевая арматура для них описана в ГОСТ 13846, комплектация выбирается в зависимости от технологии в добывающих скважинах и характеристик пласта.
Конструкция
В своей категории нагнетательная скважина имеет, как характерные для нее признаки, так и специфические особенности. Конструкция скважины стандартная:
Отличительными чертами нагнетательной скважины являются:
Назначение скважины может изменяться с эксплуатационной на нагнетательную, обратная трансформация невозможна. Однако в стволе может находиться оборудование для одновременной закачки в один пласт воды/газа, откачки из другого горизонта нефти, газоконденсата. Либо для поддержания пластового давления сразу в нескольких пластах (технология раздельного нагнетания).
Принцип действия
При любом способе добычи неизбежно расходуется пластовое давление, так как с уменьшением количества флюида падает уровень его энергии. Для снижения себестоимости нефти откачать ее из пласта следует, как можно быстрее, с минимальными затратами. Оптимальным вариантом является метод фонтанирования и газлифт.
При проектировании разработки месторождения нефтяной залежи составляется схема расположения добывающих скважин. С учетом суточного дебита и характеристик пласта для площадного заводнения применяется 4 – 7 точечная рядная схема нагнетательных скважин.
Нефть должна равномерно вытесняться водой по всему фронту от нагнетательных к эксплуатационным скважинам. Для этого вычисляется общий объем закачки, количество нагнетательных скважин, давление приемистость каждой из них.
Назначение
Разработана нагнетательная скважина для замещения в разрабатываемом пласте флюида специальными газами, жидкостями. Ежегодный объем закачиваемой в пласт жидкости составляет для условий РФ около 1 000 000 кубометров. Кроме нагнетания воды используется пар и растворители.
Самым целесообразным методом считается подача воды в пласт под давлением одновременно с началом откачивания из него нефти фонтанным, газлифтыми или насосным способом. Это позволит сохранить давление или выйти на его проектное значение с первых минут освоения, и поддерживать его в дальнейшем.
Область использования
Применяется нагнетательная скважина для решения в нефтегазодобывающей отрасли для решения следующих задач:
Дополнительно методом закачки технических газов, жидкостей в разрабатываемый пласт может осуществляться снижение уровня обводненности породы.
Рабочие характеристики
Основным признаком, по которому подразделяются нагнетательные скважины в нефтегазодобывающей отрасли, является приемистость. Ее величина зависит от ряда объективных факторов:
Степень расхода реагентов рассчитывается эмпирически, для каждого месторождения в отдельности с учетом общего количества добывающих и нагнетательных скважин. Остальными характеристиками нагнетательной скважины являются:
Газ нагнетается исключительно в шапку пласта, и только при углах падения породы от 10 градусов. В остальных случаях используется вода и растворители.
Используемое оборудование
Эксплуатируемое в нагнетательных скважинах оборудование условно классифицируется по технологическому признаку:
К подземному оборудованию относятся элементы, расположенные внутри скважины:
Наземное устьевое оборудование включает в себя следующие сборочные единицы:
По степени взаимодействия с нефтью все закачиваемые технологические жидкости делятся на две категории:
Вода должна соответствовать следующим условиям:
Для получения более качественной дисперсии в воду обычно добавляются поверхностно-активые вещества. В этом случае обеспечивается 50 – 70% коэффициент извлечения по добывающим скважинам нефти. Однако максимальное значение этого коэффициента 95% возможно лишь при использовании растворителей.
Вода в насосные установки может отбираться из артезианских и наземных открытых источников. Кустовые НС обеспечивают давление 14 – 20 МПа, жидкость предварительно очищается от крупных механических примесей.
Вместо нагнетательной устьевой арматуры может использоваться фонтанная при условии одновременной добычи и поддержания пластового давления на разных горизонтах. Для гидравлического разрыв пласта, основной целью которого является повышение приемистости породы, применяются насосные установки высокого давления 100 МПа с подачей до 40 л/с.
Кислотная обработка пласта так же является одним из способов повышения проницаемости карбонатных пород. Для этого в воде растворяется 8 – 20% кислоты с 40% формалина, нейтрализующего вредное воздействие раствора на стальные трубы. Раствор соляной кислоты закачивается в пласт специальными установками.
При использовании пара колонна НКТ оснащается специальным компенсатором, нейтрализующим линейное расширение труб при интенсивном нагревании.
Режимы нагнетательных скважин
По умолчанию нагнетательная скважина может устанавливаться внутри контура или за его пределами:
В первых двух случаях насыщение породы водой достигает 100%, что в значительной мере упрощает освоение скважины, и делает себестоимость продукции из нее ниже. При закачке воды внутри контура освоение происходит по более сложной схеме. В одну нагнетательную скважину закачивают техническую жидкость. Осваиваются две рядом стоящие с ней добывающие скважины в режиме максимально возможного отбора.
То есть, внутри пласта создается линейный фронт, постепенно вытесняющий нефть к добывающим скважинам от нагнетательных. При выборе метода воздействия на пласт учитывается фактор максимального высвобождения призабойной зоны от твердых отложений.
Приемистость нагнетательных законтурных скважин составляет 1 – 1,5 куба на 1 т откачиваемой нефти, внутриплощадных 8 – 10 кубов на 1 т добываемого флюида.
Дополнительно производится плановая промывка, поскольку при обратном направлении потока из скважины в пласт резко повышается вероятность заиливания боковых поверхностей перфорированных труб или забойных фильтров.