Обслуживание нагнетательных скважин реферат

Обновлено: 05.07.2024

Исследования скважин и пластов с помощью гидродинамических, термодинамических и геофизических методов по данным о величинах дебитов (приемистости) жидкостей и газа, о давлениях на забоях или об изменении этих показателей, а также о пластовой температуре во времени позволяют определять параметры пластов и скважин. Определение параметров пластов по данным указанных исследований относятся к так называемым обратным задачам гидродинамики, при решении которых по измеряемым величинам на скважинах (дебиты (приемистость), давления, температура) устанавливаются параметры пластов и скважин (проницаемость, пористость, пъезопроводность пласта, несовершенство скважин и др.).

В настоящее время разработаны и в разной степени внедрены промышленностью следующие методы исследования скважин и пластов.

Гидродинамические методы: а) исследования скважин при установившихся режима работы (исследования на приток);

б) исследования скважин при неустановившихся режимах или со снятием кривых изменения давления на забое (после закрытия скважин на устье, смены режимов их работы или после изменения статического уровня в скважине);

в) исследование скважин на взаимодействие (одна или несколько скважин являются возмущающими, а другие – реагирующими), этот способ иногда называется гидропрослушиванием;

г) определение профиля притока (расхода) и параметров по разрезу пласта;

д) контроль за текущей нефтенасыщенностью пласта при вытеснении нефти водой.

Термодинамические методы: определение профиля притока (поглощения) нефти (воды) и газа по разрезу пласта с помощью калориметрического эффекта.

В НГДУ “Лениногорскнефть” проводятся следующие виды исследовательских работ нагнетательных скважин:

1) Контроль за техническим состоянием эксплуатационных колонн,

применением в комплексе или в отдельности методов расходометрии, термометрии.

2) Учет суточных объемов закачки по приборам установленных на КНС.

3) Замер устьевых давлений.

4) Определение забойных давлений.

5) Определение пластового давления.

6) Исследования профиля приемистости глубинным расходомером.

Контроль за техническим состоянием эксплуатационной колонны осуществляется одним из методов ГИС не реже 1 раза в 4 года. ГИС включает в себя: термометрию, расходометрию, резистивометрию, АКЦ, СГДТ, каверномер, профилемер, локатор муфт и др.

Определение герметичности эксплуатационной колонны проводится при обнаружении резкого снижения устьевого давления или увеличения приемистости одним из методов: опрессовка колонны избыточным давлением, термометрия, расходометрия, радоновым индикаторным методом.

Учет суточных объемов закачки воды производится на КНС с помощью счетчиков типа СВУ и др. типов. Данные о расходе воды на КНС передаются в диспетчерско-технологическую службу цеха ППД через каждые 2 или 4 часа. Данные о расходах воды по каждой КНС передаются в центральную инженерно-технологическую службу НГДУ с периодичностью 1 раз в сутки. Замер расхода воды в нагнетательных скважинах осуществляется с помощью как стационарных, так и переносных накладных счетчиков воды, не реже 1 раза в месяц. При отклонениях показаний расходов воды по регистрирующим расходомерам на КНС от установленного технологического режима производится проверка водоводов, арматур и колонны, устанавливается место нарушения их герметичности и объем утечек воды, вносится поправка в объемы закачиваемой воды, устраняется выявленный дефект.

Рабочее давление на устье нагнетательной скважины замеряется 1 раз в квартал.

Пластовое давление (статический уровень) определяется 1 раз в полугодие, забойное давление(динамический уровень) – 1 раз в квартал.

Коэффициент продуктивности нагнетательных скважин определяется 1 раз в два года исследованием на установившихся (индикаторные диаграммы) или неустановившихся (КВД или кривые восстановления уровня) режимах отборов или закачки.

Определение коэффициента приемистости нагнетательных скважин производится путем построения индикаторных диаграмм не менее чем на 3-х режимах закачки лил по кривым восстановления (падения) давления. При наличии в скважине 2-х или более перфорированных пластов исследования проводятся одновременно с замерами профиля приемистости глубинным расходомером.

Исследования скважин глубинным расходомером производится 1раз в год (на скважине с двумя или более перфорированными пластами) и 1 раз в 2 года на скважинах с одним пластом толщиной более 5 м.

При исследовании профиля поглощения, шаг измерений в интервале пластов должен быть не более 0,5 м. Одновременно должны проводится замеры приемистости.

Наибольший объем исследований в производстве выполняется для решения задач, связанных с диагностикой пластов и скважин. Задачи диагностики решаются при установившихся и неустановившихся режимах работы скважины. В общем случае диагностика скважин и пластов осуществляется методами термометрии, расходометрии, влагометрии, резистивиметрии, плотнометрии, барометрии и шумометрии. Опыт показывает, что наиболее информативным методом при решении задач диагностики является термометрия. Однако, термометрия (по сравнению с другими геофизическими методами) является и наиболее сложным (в методическом плане) методом.

Термометрия. Выделение работающих (отдающих и принимающих) пластов; выявление заколонных перетоков снизу и сверху ; выявление внутриколонных перетоков между пластами; определение мест негерметичности обсадной колонны, НКТ и забоя скважины; определение нефте, -газо, -водопритоков; выявление обводненных пластов; определение динамического уровня жидкости и нефте-, водораздела в межтрубном пространстве; контроль работы и местоположения глубинного насоса; определение местоположения мандрелей и низа НКТ; оценка расхода жидкости в скважине, оценка Рпл и Рнас ;определение Тзаб и Тпл ; контроль за перфорацией колонны, контроль за гидроразрывом пласта.

Обслуживание нагнетательных скважин осуществляют операторы по поддержанию рабочего давления. Нагнетательные скважины обслуживаются ежедневно. При обслуживании нагнетательных скважин контролируются:

- рабочее (линейное) и устьевое давление;

- работа контрольно - измерительных приборов и аппаратуры;

- состояние запорной арматуры и фланцевых соединений;

- состояние защитных устройств;

Нефтяная компания ЮКОС

Справочник инженера по добыче нефти

- состояние (наличие) штуцера или регулирующего устройства.

Ремонт нагнетательных скважин

Необходимость проведения ремонта нагнетательной скважины определяется геологической и технологической службами цеха ППД по результатам исследований. Необходимость ремонта наземного оборудования определяется мастером ЦППД и подтверждается начальником цеха. Ремонт нагнетательных скважин выполняется бригадами ПРС и КРС. Бригада подземного (текущего) ремонта скважин производит смену запорной арматуры, а бригада капитального ремонта производит ремонтно - изоляционные работы,

устранение негерметичности эксплуатационной колонны, устранение различного рода аварий, ввод скважин в эксплуатацию и работы по увеличению приемистости скважин.

Ремонт нагнетательных скважин производится на основании плана работ, где указывается вид ремонта, порядок глушения скважины и выполнения работ, спускаемое оборудование и т.д. Предварительно скважина должна быть подготовлена к ремонту. Подготовка скважин к ремонту входит в обязанности оператора по поддержанию пластового давления, при этом должен быть выполнен следующий объем работ:

- проверяются подъездные пути к скважине, при необходимости производится отсыпка дороги;

- подготавливается (планируется) площадка для ремонтной бригады, в зимнее время очищается с помощью спецтехники от снега. Размер площадки должен быть не менее 40х40м.

- подготавливается нагнетательная арматура скважины. Фланцевые соединения на нагнетательной арматуре должны иметь полный комплект крепежа, задвижки и вентили высокого давления должны быть исправными, не допускаются пропуски рабочего агента через фланцевые соединения.

- закрывается секущая и трубная задвижки нагнетательной арматуры, давление в нагнетательной линии скважины стравливается до атмосферного.

Вывод на режим и исследование нагнетательных скважин

Целью вывода нагнетательной скважины на режим является приведение рабочего давления и расхода жидкости в соответствие с режимными параметрами. Вывод скважины на режим осуществляется исходя из технологического режима работы нагнетательных скважин, утверждаемого главным инженером предприятия.

Нефтяная компания ЮКОС

Справочник инженера по добыче нефти

Задачей оператора по поддержанию пластового давления при выводе скважины на режим является контроль за рабочим давлением и количеством закачиваемого рабочего агента. Вывод на режим осуществляется следующим образом:

- оператор ППД ежедневно производит замеры давления и расхода рабочего агента. После запуска скважины, в течение первых 2 - 3 дней при относительно низком давлении закачки

наблюдается большой расход рабочего агента, это связано со снижением давления в призабойной зоне скважины после ремонта;

- после стабилизации рабочего давления осуществляется регулирование режима работы скважины. Путем подбора диаметра штуцера или проходного сечения регулирующего устройства рабочее давление и расход по скважине приводятся

в соответствие с режимными показателями.

Скважина считается выведенной на режим, если три замера расхода рабочего агента по скважине в течение суток соответствуют режимным показателям при неизменном давлении закачки.

В процессе эксплуатации скважин при помощи забойных и поверхностных приборов должен проводиться постоянный контроль за приемистостью, давлением нагнетания и охватом пластов заводнением по толщине. Пластовое давление, фильтрационные параметры пласта и коэффициенты приемистости скважин определяются путем исследования скважин методами падения забойного давления и установившихся пробных закачек.

Взаимодействие скважин и пути перемещения по пласту закачиваемой воды изучаются по динамике давления на различных участках пласта, результатам исследований методом гидропрослушивания, геофизическими методами, добавкой в закачиваемую воду индикаторов. Оценка эффективности мероприятий по регулированию закачки воды по разрезу производится с помощью глубинных расходомеров, метода радиоактивных изотопов или высокочувствительных термометров.

геофизических и гидродинамических исследований, с учетом требований технологического проектного документа на разработку.

проверяются подъездные пути к скважине, при необходимости производится отсыпка дороги;
подготавливается (планируется) площадка для ремонтной бригады, в зимнее время очищается с помощью спецтехники от снега. Размер площадки должен быть не менее 40х40м.
подготавливается нагнетательная арматура скважины. Фланцевые соединения на нагнетательной арматуре должны иметь полный комплект крепежа, задвижки и вентили высокого давления должны быть исправными, не допускаются пропуски рабочего агента через фланцевые соединения.
закрывается секущая и трубная задвижки нагнетательной арматуры, давление в нагнетательной линии скважины стравливается до атмосферного.

оператор ППД ежедневно производит замеры давления и расхода рабочего агента. После запуска скважины, в течение первых 2-3 дней при относительно низком давлении закачки наблюдается большой расход рабочего агента, это связано со снижением давления в призабойной зоне скважины после ремонта;
после стабилизации рабочего давления осуществляется регулирование режима работы скважины. Путем подбора диаметра штуцера или проходного сечения регулирующего устройства рабочее давление и расход по скважине приводятся в соответствие с режимными показателями.

Периодичность и объем исследовательских работ в нагнетательных скважинах устанавливается предприятием в соответствии с утвержденным обязательным комплексом промыслово-геофизических и гидродинамических исследований, с учетом требований технологического проектного документа на разработку.

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.

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.

Основной технический параметр и рабочая характеристика – приемистость нефтяной скважины. Контроль работы оборудования нагнетательного типа, а также его техническое состояние выполняется согласно методикам шумометрии, термометрии, расходометрии и прочих.

Конструкция нагнетательной нефтяной скважин и ее особенности

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

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.

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

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).

Эксплуатация нагнетательных скважин проходит в условиях непрерывного изменения состава, свойств рабочего агента, фильтраци-онно-емкостных параметров пород ПЗП, технического состояния скважины и условий сбора и обработки воды на промысле. Сложность учета влияния отдельных факторов на показатели работы нагнетательных скважин обусловлена одновременностью действия большинства определяющих факторов. Поэтому для определения причин ухудшения приемистости скважин требуется классифицировать действующие факторы по группам. На сегодня известно несколько видов классификаций, оказывающих влияние на приемистость нагнетательных скважин. [3]

Эксплуатация нагнетательных скважин , как правило, происходит при одновременной закачке воды во все вскрытые интервалы нефтяного пласта. Отличие фильтрационных параметров отдельных пропла-стков ( пористость, проницаемость, насыщенность по нефти и воде и др.) приводит к неравномерному охвату толщины пласта воздействием заводнения. Оценка уровня участия отдельных пропластков в приемистости скважин проводится при помощи стандартных гидродинамических и геофизических методов исследований скважин. По результатам этих исследований получают количественные значения проницаемости отдельных пропластков. Эти сведения позволяют выполнить оценку участия каждого пропластка в суммарной приемистости скважины. Однако для определения уровня влияния отдельных факторов на эффективность процессов вытеснения нефти водой из объекта этих данных недостаточно. Решение подобной задачи возможно путем применения статистических методов анализа совместной работы пластов для выбранной схемы системы заводнения. В работе [46] приведен пример статистического анализа эффективности эксплуатации нагнетательных скважин, вскрывших несколько продуктивных пропластков различной проницаемости, с использованием непараметрических критериев и диагностических коэффициентов. [4]

При эксплуатации обычных нагнетательных скважин , когда вода закачивается от одного водовода одновременно и по колонне НКТ и по затрубному пространству, основная доля воды движется по затрубному пространству, так как его гидравлические сопротивления, как правило, значительно меньше, чем сопротивление колонны НКТ. Таким образом, происходит самопроизвольное перераспределение объемов воды в соответствии с гидравлическими сопротивлениями затрубного пространства и колонны труб. В связи с этим очень важно обеспечить высокую пропускную способность колонны труб. [5]

При эксплуатации газовых, газлифтных и нагнетательных скважин следует соблюдать особую осторожность и не находиться без необходимости вблизи коммуникаций высокого давления. [6]

Практикой эксплуатации нагнетательных скважин установлено значительное несоответствие фактических и расчетных значений их приемистости. [8]

Режим эксплуатации нагнетательных скважин изменяют с помощью регулирующих устройств на насосной станции, а забойное давление определяют по манометру, установленному на устье. [9]

Эффективность эксплуатации нагнетательных скважин во многом зависит от диапазонов изменения температуры воды в скважинах и пласте. Температура воды на входе в нефтяной пласт в значительной степени определяет тепловое состояние последнего и, в конечном счете, его нефтеотдачу. Поэтому для условий каждого нефтяного месторождения необходимо знать диапазоны изменения температуры воды на устье скважины, на забое при входе в нефтяной пласт. При движении воды по стволу скважины ее температура изменяется в соответствии с интенсивностью теплообмена с окружающими горными породами. Учитывая большие значения объемных расходов воды через НКТ, температура воды на входе в нефтяной пласт обычно бывает ниже пластовой. Поступление холодной воды в пласт приводит к изменениям температурного поля в ПЗП и физико-химических свойств пластовых флюидов. Важным вопросом регулирования процесса закачки воды в пласт является определение местоположения принимающих интервалов вскрытой толщины пласта. Наряду с применением различных расходомеров отбивка поглощающих пластов и оценка их приемистости с успехом могут быть выполнены методами термометрии. Этими методами могут быть определены также места утечек воды через негерметичную обсадную колонну. Изучение тепловых процессов в нагнетательных скважинах оказывает большую помощь при решении большого числа технических задач. [10]

Осложнения при эксплуатации нагнетательных скважин ластолько существенны ( FeS, Fe2O3, РезО4), что перебуривание лх обходится дешевле, чем восстановление приемистости. [12]

В процессе эксплуатации нагнетательных скважин отмечено, что они работали без заметного снижения приемистости. [13]

Технологический режим эксплуатации нагнетательных скважин составляется цехом поддержания пластового давления совместно с технологическими группами нефтепромысловых управлений и утверждается главным инженером и главным геологом нефтепромыслового управления. [14]

В процессе эксплуатации нагнетательных скважин должен производиться постоянный контроль за их приемистостью с помощью расходомеров, установленных на кустовых насосных станциях, а также за давлением нагнетания. При наличии в скважине оборудования для раздельной закачки воды в пласты и при подключении к одному водоводу нескольких нагнетательных скважин приемистость следует контролировать путем замера расхода воды у устья скважины переносными дифференциальными манометрами. Картограммы расходомеров должны обрабатываться с помощью корневых планиметров специально выделенными работниками. [15]

Читайте также: