Способы эксплуатации нагнетательных скважин

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.

Исследования нагнетательных нефтяных скважин показали их выгодные стороны относительно других типов скважин:

• 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.

Конструкция нагнетательной нефтяной скважин и ее особенности

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

В зависимости от характеристик горных пород определяется необходимое оборудование нагнетательных скважин:

• 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.

Приемистость нефтяной скважины будет напрямую зависеть от таких характеристик:

• 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

Процедура освоения нефтяных источников реализуется двумя методиками в зависимости от степени сложности:

• 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).

Источник

СПОСОБ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2009 года по МПК E21B43/14

Описание патента на изобретение RU2354810C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при одновременно-раздельной эксплуатации скважины.

Известен способ одновременно-раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины, согласно которому используют нижний объект в качестве нагнетательного, а верхний объект скважины — в качестве добывающего, причем пакер устанавливают либо только между объектами, либо один пакер устанавливают над, а другой между объектами, при этом проектный расход рабочего агента в нижний объект закачивают с устья скважины через проходную полость, образующуюся между колоннами труб большего и меньшего диаметра, а дебит флюида измеряют и регулируют на устье скважины, отбирая его из верхнего объекта через проходную полость колонны труб меньшего диаметра (Номер публикации 2006137251, опублик. 2008.04.27).

Известный способ не позволяет однозначно использовать каждый пласт по своему назначению вследствие отсутствия информации о герметичности пакеров и возможных сообщениях пластов внутри скважины.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ одновременно-раздельной эксплуатации и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной нагнетательной скважиной, согласно которому ниже верхнего пласта вскрывают несколько пластов, а соответственно, между ними спускают и устанавливают одновременно или последовательно нескольких пакеров гидравлического и/или механического действия без или с разъединителем колонны, причем при опрессовке каждого пакера снизу и/или сверху определяют минимальное давление поглощения и/или приемистости каждого из пластов (Патент РФ №2253009, опублик. 2005.05.27 — прототип).

Способ не позволяет надежно определить по минимальному давлению опрессовки пакеров герметичность пакеров и приемистость каждого пласта в отдельности.

В предложенном изобретении решается задача определения герметичности пакера в условиях закачки жидкости в каждый пласт с разной приемистостью.

Задача решается тем, что в способе одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины, включающем разделение пластов в скважине пакером, закачку жидкости в каждый пласт по своей колонне труб, согласно изобретению устанавливают манометры на устье скважины на обвязках обеих колонн труб, останавливают одновременно закачку в оба пласта, дожидаются падения давления в пласте с меньшей приемистостью до величины ниже рабочего давления для пласта с большей приемистостью. После снижения давления возобновляют закачку в пласт с большей приемистостью, одновременно контролируя давление в колоне труб для другого пласта. При увеличении давления в колонне, где закачку не возобновили, или при скачкообразном снижении темпа падения давления делают заключение о негерметичности пакера, а при монотонном продолжении снижения давления или при отсутствии влияния увеличения давления в колонне труб для пласта с хорошей приемистостью на давление в колонне труб для пласта с меньшей приемистостью делают заключение о герметичности пакера, при этом при эксплуатации скважины создают перепад давления между нагнетательными колоннами труб скважины, необходимый для обеспечения закачки в пласт с меньшей приемистостью.

В нагнетательных скважинах, в которых используют одновременно-раздельную закачку рабочего агента в пласты с разной приемистостью, разделение работающих пластов осуществляется пакером. При данном способе закачки создается разное давление как выше, так и ниже пакера и стандартная методика определения негерметичности системы труба-пакер не пригодна. В предложенном изобретении решается задача определения герметичности пакера в условиях закачки жидкости в каждый пласт с разной приемистостью.

Задача решается следующим образом.

При одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины проводят разделение пластов в скважине пакером. Закачку жидкости в каждый пласт ведут по своей колонне труб. Устанавливают манометры на устье скважины на обвязках обеих колонн труб. Останавливают одновременно закачку в оба пласта. Дожидаются падения давления в пласте с меньшей приемистостью до величины ниже рабочего давления для пласта с большей приемистостью. После снижения давления возобновляют закачку в пласт с большей приемистостью, одновременно контролируя давление в колоне труб для другого пласта. При увеличении давления в колонне, где закачку не возобновили, или при скачкообразном снижении темпа падения давления делают заключение о негерметичности пакера, а при монотонном продолжении снижения давления или при отсутствии влияния увеличения давления в колонне труб для пласта с хорошей приемистостью на давление в колонне труб для пласта с меньшей приемистостью делают заключение о герметичности пакера. При этом при эксплуатации скважины создают перепад давления между нагнетательными колоннами труб скважины, необходимый для обеспечения закачки в пласт с меньшей приемистостью.

Пример конкретного выполнения

Эксплуатируют нагнетательную скважину, вскрывшую 2 продуктивных пласта. Нижний пласт а на глубине 1668-1671.2 м имеет приемистость 110 м/сут. Верхний пласт Г1, Г2+3 на глубине 1689.2-1693.2 м имеет приемистость 96 м 3 /сут. В скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб. Первую колонну с пакером спускают до глубины 1678.4 м с постановкой пакера на глубине 1674.3 -1676,6 м. Вторую колонну спускают на глубину 1647.84 м. По обеим колоннам закачивают в продуктивные пласты рабочий агент — пластовую воду. В верхний пласт закачивают с давлением на устье 11,7 МПа, в нижний пласт с давлением на устье 9,3 МПа. Устанавливают манометры на устье скважины на обвязках обеих колонн труб. Останавливают одновременно закачку в оба пласта. Дожидаются падения давления в пласте с меньшей приемистостью, т.е. в пласте а до величины 8,5 МПа, т.е. ниже рабочего давления для пласта Г1, Г2+3 с большей приемистостью, составляющего 9,5 МПа. После снижения давления возобновляют закачку в пласт с большей приемистостью, одновременно контролируя давление в колоне труб для другого пласта. Увеличения давления в колонне, где закачку не возобновили, или скачкообразного снижения темпа падения давления не отмечают. Давление монотонно продолжает снижаться. Отсутствует влияние увеличения давления в колонне труб для пласта с хорошей приемистостью на давление в колонне труб для пласта с меньшей приемистостью. Делают заключение о герметичности пакера. При эксплуатации скважины создают перепад давления между нагнетательными колоннами труб скважины, необходимый для обеспечения закачки в пласт с меньшей приемистостью, т.е. назначают перепад давления 0,24 МПа.

Применение предложенного изобретения позволит решить задачу определения герметичности пакера в условиях закачки жидкости в каждый пласт с разной приемистостью.

Похожие патенты RU2354810C1

название	год	авторы	номер документа
СПОСОБ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ	2013	Ибрагимов Наиль Габдулбариевич Рахманов Айрат Рафкатович Закиев Булат Флусович Маликов Марат Мазитович Галиев Марсель Рамильевич	RU2524087C1
Способ эксплуатации нагнетательной скважины при одновременно-раздельной закачке жидкости	2018	Вахитова Римма Медерисовна Маликов Марат Мазитович	RU2695910C1
СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ ПРИ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЗАКАЧКЕ РАБОЧЕГО АГЕНТА	2012	Ибрагимов Наиль Габдулбариевич Рахманов Айрат Рафкатович Ожередов Евгений Витальевич Закиев Булат Флусович Маликов Марат Мазитович	RU2481464C1
СПОСОБ КОНТРОЛЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ	2013	Саетгараев Рустем Халитович Мавлеев Ильдар Алисович Ахметзянов Руслан Робертович Маликов Марат Мазитович	RU2551038C2
СПОСОБ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОГО ИССЛЕДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ВАРИАНТЫ)	2008	Шарифов Махир Зафар Оглы Маркин Александр Иванович Комаров Владимир Семенович Слабецкий Андрей Анатольевич Асмандияров Рустам Наилевич Гарипов Олег Марсович Азизов Фатали Хубали Оглы	RU2371576C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ДОБЫЧЕ ЖИДКОСТЕЙ ИЗ СКВАЖИНЫ ШТАНГОВЫМ И ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫМ НАСОСОМ	2015	Ибрагимов Наиль Габдулбариевич Рахманов Айрат Рафкатович Джафаров Мирзахан Атакиши Оглы Матвеев Дмитрий Валерьевич Хазипов Фарид Раисович	RU2589016C1
СПОСОБ ШАРИФОВА ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ И ПООЧЕРЕДНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕСКОЛЬКИХ ПЛАСТОВ ОДНОЙ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНОЙ	2003	Шарифов Махир Зафар Оглы Леонов В.А. Кудряшов С.И. Шашель В.А. Хамракулов А.А. Гарипов О.М. Прытков Д.В.	RU2253009C1
Способ эксплуатации нагнетательной скважины с однолифтовой многопакерной компоновкой	2017	Маликов Марат Мазитович Вахитова Римма Медерисовна Абсалямов Руслан Шамилевич	RU2655547C1
СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИНЫ	2013	Хисамов Раис Салихович Рахманов Айрат Рафкатович Хусаинов Руслан Фаргатович Туктаров Тагир Асгатович Загрутдинов Булат Ниязович Бадретдинов Дамир Мухаматшарипович	RU2527960C1
СПОСОБ ОПРЕССОВКИ КОЛОННЫ НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБ	2011	Ибрагимов Наиль Габдулбариевич Габдрахманов Ринат Анварович Любецкий Сергей Владимирович Стерлядев Юрий Рафаилович Зотов Александр Максимович Шайдуллин Тимур Фаритович	RU2455479C1

Реферат патента 2009 года СПОСОБ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при одновременно-раздельной эксплуатации скважины. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет возможности определения герметичности пакера в условиях закачки жидкости в каждый пласт с разной приемистостью. Сущность изобретения: способ включает разделение пластов в скважине пакером, закачку жидкости в каждый пласт по своей колонне труб. Согласно изобретению устанавливают манометры на устье скважины на обвязках обеих колонн труб. Останавливают одновременно закачку в оба пласта. Дожидаются падения давления в пласте с меньшей приемистостью до величины ниже рабочего давления для пласта с большей приемистостью. После снижения давления возобновляют закачку в пласт с большей приемистостью. Одновременно контролируют давление в колонне труб для другого пласта. При увеличении давления в колонне, где закачку не возобновили, или при скачкообразном снижении темпа падения давления делают заключение о негерметичности пакера, а при монотонном продолжении снижения давления или при отсутствии влияния увеличения давления в колонне труб для пласта с большей приемистостью на давление в колонне труб для пласта с меньшей приемистостью делают заключение о герметичности пакера. При этом при эксплуатации скважины создают перепад давления между нагнетательными колоннами труб скважины, необходимый для обеспечения закачки в пласт с меньшей приемистостью.

Формула изобретения RU 2 354 810 C1

Способ одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины, включающий разделение пластов в скважине пакером, закачку жидкости в каждый пласт по своей колонне труб, отличающийся тем, что устанавливают манометры на устье скважины на обвязках обеих колонн труб, останавливают одновременно закачку в оба пласта, дожидаются падения давления в пласте с меньшей приемистостью до величины ниже рабочего давления для пласта с большей приемистостью, после снижения давления возобновляют закачку в пласт с большей приемистостью, одновременно контролируя давление в колонне труб для другого пласта, при увеличении давления в колонне, где закачку не возобновили, или при скачкообразном снижении темпа падения давления делают заключение о негерметичности пакера, а при монотонном продолжении снижения давления или при отсутствии влияния увеличения давления в колонне труб для пласта с большей приемистостью на давление в колонне труб для пласта с меньшей приемистостью делают заключение о герметичности пакера, при этом при эксплуатации скважины создают перепад давления между нагнетательными колоннами труб скважины, необходимый для обеспечения закачки в пласт с меньшей приемистостью.

Источник