Нагнетательная скважина

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.

 Нагнетательная скважина

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:

  • забой на уровне разрабатываемого пласта с фильтрационным оборудованием;
  • устье на поверхности с герметичным уплотнением, обвязкой из специальной нагнетательной арматуры;
  • ствол скважины из обсадных колонн с расположенными внутри него НКТ колоннами.

Отличительными чертами нагнетательной скважины являются:

  • направление потока – сверху вниз, от устья к забою;
  • рабочее давление – 14 – 35 МПа;
  • номинальный диаметр ствола и боковых парубков – 50 – 80 мм;
  • наличие обратных клапанов;
  • цементация обсадной колонны по всей высоте от устья до забоя.

 Назначение скважины

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.

 Схема расположения добывающих 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.

 Назначение нагнетательной скважины

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:

  • стабилизация давления внутри разрабатываемого пласта;
  • регулировка режимов отбора и темпов добычи;
  • подача в законтурное/внутриконтурное пространство пласта технической жидкости, газа;
  • закачка газа в пласт для хранения;
  • газификация угольных месторождений.

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:

  • мощность месторождения;
  • проницаемость пород;
  • технология вскрытия пласта по степени эффективности;
  • репрессии на забойном уровне.

 Характеристики нагнетательной скважины

Степень расхода реагентов рассчитывается эмпирически, для каждого месторождения в отдельности с учетом общего количества добывающих и нагнетательных скважин. Остальными характеристиками нагнетательной скважины являются:

  • коэффициент продуктивности;
  • энергозатраты;
  • удельный расход энергии для сжатия 1 куба воды на давление 1 МПа;
  • средний ресурс скважины;
  • КПД насосной установки;
  • стоимость изготовления скважины;
  • радиус ствола скважины приведенный;
  • степень загрязнения зоны на забое;
  • вязкость реагента.

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:

  • устьевое – наземное и подземное;
  • нагнетательное – водозабор, водоподготовка, насосные установки, коммуникации.

К подземному оборудованию относятся элементы, расположенные внутри скважины:

  • фильтры, обеспечивающие долговременную закачку жидкостей в пласт;
  • пакеры, необходимые для физической отсечки отдельных зон внутри ствола, труб НКТ, обсадной колонны или затрубном пространстве;
  • колонны НКТ, являющиеся основным трубопроводом внутри скважины;
  • якорь – разгружает колонну НКТ, предотвращает боковое смещение пакера.

Наземное устьевое оборудование включает в себя следующие сборочные единицы:

  • головка колонная – крепит все имеющиеся обсадные колонны к поверхности;
  • обвязка трубная – удерживает НКТ колонну, создает герметичные контуры затрубного пространства;
  • елка нагнетательная – герметизирует устье, обеспечивает переключение режимов подачи технических газов, жидкостей в скважину, применяется для промывки, исследований забоя.

 Наземное и поземное оборудование СН

По степени взаимодействия с нефтью все закачиваемые технологические жидкости делятся на две категории:

  • не смешивающиеся – обычно вода, бюджетный и доступный вариант с низкой стоимостью, применяется чаще всего;
  • смешивающиеся – растворители, стоят дорого, поэтому используются реже.

Вода должна соответствовать следующим условиям:
  • минимальное количество кислорода для снижения коррозии;
  • количество железа менее 0,2 мг/л;
  • содержание механических взвесей 5 – 25 мг/л.

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:

  • заводнение законтурное – расстояние 400 – 800 мм, применяется для мелких месторождений с высокими коллекторскими характеристиками;
  • заводнение приконтурное – скважины находятся внутри контура в его водоносной зоне, технология используется при низких гидродинамических связях внешней области с пластом для небольших по габаритам залежей;
  • заводнение внутриконтурное – скважины пробурены внутри контура нефтеносности, методика применяется для больших пластов.

 Принципиальные схемы заводнения

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.

Возврат к списку