Тулеш. Месторождение Каламкас введено в опытнопромышленную разработку в 1979 г
 Скачать 0.69 Mb.
|
|
2.4 Нагнетательная скважина Нагнетательная скважина предназначена для закачки в продуктивные пласты воды с целью поддержания пластового давления. Оборудование нагнетательных скважин включает наземное оборудование и подземное оборудование. Наземное оборудование: Нагнетательная арматура; Обвязка устья скважины. Расшифровка маркировки нагнетательной арматуры: АНК1 65х21 – АН – арматура нагнетательная; К – с подвешиванием скважинного трубопровода в переводнике к трубной головке; 1 – выполненное по типовой схеме, с ручным управлением; 65 – условный проход ствола и боковых отводов, мм; 21 – рабочее давление в МПа. Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максимальное ожидаемое давление при закачке рабочего агента. Арматура предназначена для герметизации устья нагнетательных скважин в процессе нагнетания в скважину воды, для выполнения ремонтных работ, проведения мероприятий по увеличению приемистости пласта и исследовательских работ, осуществляемых без прекращения закачки. Для исключения замерзания воды в арматуре скважины и системе нагнетания при остановках необходимо предусматривать полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента и заполнение указанного оборудования незамерзающей жидкостью. Подземное оборудование: Насосно-компрессорные трубы; Пакер. Нагнетательные скважины оборудуются колонной НКТ, пакерующим устройством, обеспечивающими колонны от воздействия на нее закачиваемого агента. Загрязнение рабочего агента, закачиваемого в продуктивные пласты для поддержания пластового давления (ППД), Как правило, приводит к постепенному снижению приемистости нагнетательных скважин и в дальнейшем к неизбежным потерям в добыче нефти. При закачке в пласт сточных вод, содержащих различное количество нефтепродуктов и твердых взвешенных частиц (ТВЧ), происходит загрязнение как перфорационных отверстий, так и пористой среды, увеличивается нефтенасыщенность призабойной зоны пласта (ПЗП) нагнетательной скважины, которую необходимо снижать для улучшения фазовых проницаемостей для воды. Для разработки и повышения эффективности технологий восстановления приемистости нагнетательных скважин требуется оценка периода времени, в течение которого происходила кольматация ПЗП, влияния на СКИН-фактор содержания ТВЧ и нефтепродуктов, а также степени восстановления приемистости при использовании различных технологий. Кроме того, необходимо изучить динамику снижения приемистости во времени после проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ), а также влияние сокращения объемов закачки воды на добычу нефти из окружающих скважин. Основными причинами снижения приемистости нагнетательных скважин являются: засорение призабойной зоны асфальтосмолистыми веществами и ТВЧ механических примесей; отложение твердых осадков солей, образующихся в результате химических процессов при смешении вод различных горизонтов в процессе их добычи и подготовки. Для оценки технического состояния и работы ПЗП нагнетательной скважины регулярно проводятся ГИС, которые позволяют: определить герметичность эксплуатационной колонны, колонны НКТ и посадки пакера; установить наличие или отсутствие заколонной циркуляции (ЗКЦ) жидкости в процессе закачки воды; построить текущий профиль приемистости ПЗП; оценить приемистость, забойное давление, построить КПД на забое скважины после ее остановки, что дает возможность определить фактический «текущий» скин-фактор по скважине .Кроме того, необходимо предусматривать: предварительное извлечение загрязнений из призабойной зоны пласта механизированным или свободным изливом; после обработки призабойной зоны повторение операций по извлечению шламов, продуктов их утилизаций; осуществление гидроразрыва после первых двух операций; закачку очень чистой воды на завершающем этапе ОПЗ с помощью передвижного блока очистки или в соответствии с каскадным регламентом и последующим переводом НС на промышленный режим эксплуатации; создание новых каналов и трещин путем извлечения шлама и создания новых каналов с помощью гидроразрыва и других аналогичных приемов; гидрофилизация пор с помощью ПАВ; гидропескоструйную очистку забоя; применение растворителей; периодические изливы; промывки трубопроводов и призабойной зоны; переход на закачку более чистой воды; очистку воды в каскадном варианте с использованием КДФ метода утилизации шлама путем его закачки в скважины, принимающие воду с повышенным содержанием ТВЧ. Особое значение имеют данные, полученные в ходе построения профиля приемистости, позволяющие определить интервалы перфорации и прослои с наименьшей и наибольшей проницаемостью. В результате неравномерной работы перфорированного интервала пласта образуются промытые каналы и трещины, которые вызывают рост обводненности продукции добывающих скважин. При наличии таких интервалов проводятся работы по выравниванию профиля приемистости путем механического и химического воздействия на Методы механического воздействия подразумевают кумулятивную реперфорацию ПЗП нагнетательной скважины плотностью 10-15 отв/м, что позволяет не только восстановить гидродинамическую связь пласта со скважиной, но и приобщить ранее не задействованные участки пласта [11]. Химическими методами выравнивания профиля приемистости ПЗП нагнетательных скважин является применение композиций, основными компонентами которых является высокодисперсный материал и углеводородная дисперсная среду, например «Полисил». |