4 Организация процесса ппд на промысловом объекте

1. Источники водоснабжения

При заводнении нефтяных пластов в качестве рабочего агента могут быть использованы воды как поверхностных водоёмов (реки, моря, озёра), так и глубинных водоносных горизонтов, а также пластовые воды, извлекаемые из недр вместе с нефтью. Для месторождений, расположенных в районах с хорошо развитой системой рек, для заводнения пластов обычно применяется речная вода, забираемая непосредственно из рек или из артезианских скважин, размещаемых в пойме этих рек.

В первой технологической схеме разработки девонских горизонтов для Ново-Елховской площади основным методом воздействия на продуктивные пласты по площади было внутриконтурное разрезание в сочетании с законтурным: выделение пяти рядов эксплуатационных скважин между законтурным (восточным и западным) и центральным разрезающими рядами, которые размещены параллельно контурам нефтеносности, т е меридионально. Нагнетание закачиваемой воды в скважины центрального ряда оказалась не эффективным, т.к. линзы коллекторов в эксплуатационных рядах, как правило, не имели связи с нагнетательными скважинами.

Для устранения недостатков линейного заводнения стало применяться очаговое заводнение, которое позволило в короткие сроки в результате

целенаправленной закачки воды прекратить снижение пластового давления и начать его восстановление и получить существенный прирост добычи нефти – до 25% в сравнении с предшествующим периодом.

Дальнейшее разукрупнение объекта путем организации индивидуального воздействия на пласты, бурение специальных нагнетательных скважин, применение циклического заводнения с переменой направления потоков.

Размещение нагнетательных скважин и совмещение в них пластов образовались ряды не менее чем из 3-4 скважин для повышения эффекта от смены направления потоков.

Методы циклического воздействия и изменения направления фильтрационных потоков позволяет значительно увеличить охват заводнением запасов нефти, сосредоточенных в тупиковых и застойных зонах.

Эффективность методов заключается в том, что они могут применяться в зонах с высокой остаточной нефтенасыщенностью после стационарного заводнения. [2]

4.2 Оборудование нагнетательных скважин

Гидрогеологические условия разреза нефтяных месторождений ОАО «Татнефть» позволяют бурить скважины с применением одноколонной конструкции. Для обеспечения нормальных условий эксплуатации, охраны недр и предотвращения загрязнения подземных пресных водоносных горизонтов и окружающей среды ствол скважины обсаживают направлением, кондуктором и эксплуатационной колонной (ЭК) или направлением, кондуктором, технической и эксплуатационной колонной.

Строительство новой нагнетательной скважины должно осуществляться согласно утверждённому проекту, разработанному проектной организацией, имеющей лицензию на проектные работы.

Арматура устья нагнетательной скважины должна выбираться в зависимости от максимального ожидаемого давления нагнетания.

Глубина спуска направления колеблется в пределах от 20 до 50 м в зависимости от литологической характеристики, водоносности разреза и абсолютной отметки местности. Направление цементируют с подъёмом цементного раствора в заколонном пространстве до устья.

Верхний разрез ствола скважины, включая кровельную часть артинских отложений, крепится кондуктором, глубина спуска которого определяется абсолютной отметкой местности, осложнённостью разреза и составляет от 170 до 350 м. Кондуктор цементируют с подъёмом цементного раствора в заколонном пространстве до устья.

Весь вскрытый бурением разрез перекрывают эксплуатационной колонной. Цементный раствор за эксплуатационной колонной поднимают до устья или выше башмака кондуктора.

При закачке сточных и пластовых вод контроль герметичности эксплуатационных колонн нагнетательных скважин, не оборудованных пакером, следует проводить не реже одного раза в год, в том числе без подъёма подземного оборудования.

При закачке пресных вод, а также для бездействующих или простаивающих нагнетательных скважин более года, исследование технического состояния нагнетательных скважин, не оборудованных пакером – не реже одного раза в 2 года, в том числе без подъёма подземного оборудования.

При наличии пакера, закачанной антикоррозионной жидкости (АКЖ) в межтрубное пространство и НКТ без антикоррозионного покрытия контроль герметичности эксплуатационных колонн следует проводить с подъёмом подземного оборудования при потере герметичности системы или при проведении ГТМ, но не реже одного раза в 2 года. Исследования без подъёма глубинного оборудования для данного типа скважин осуществлять не реже одного раза в год.

При наличии пакера, закачанной АКЖ и НКТ повышенной надежности, контроль герметичности эксплуатационных колонн следует проводить с подъёмом подземного оборудования при потере герметичности системы или при проведении ГТМ, но не реже одного раза в 5 лет. Исследования без подъёма глубинного оборудования для данного типа скважин осуществлять не реже одного раза в 3 года при наличии одного пласта и не реже одного раза в год при наличии двух и более пластов (для определения работающих интервалов, отбивки забоя и др.).

Требования к устьевому и внутрискважинному оборудованию и эксплуатации нагнетательных скважин

Оборудование нагнетательной скважины должно обеспечивать надёжную герметизацию устья и эксплуатационной колонны, исключение проникновения минерализованных сточных вод в пресные водоносные горизонты и возможность проведения геофизических исследований и работ по восстановлению приемистости скважины и других технологических работ.

Устье нагнетательной скважины должно оборудоваться арматурой, обеспечивающей её герметичность, подвеску колонны НКТ, возможность подсоединения накладного расходомера для контрольных измерений и давления нагнетаемой воды, проведение геофизических исследований и работ по восстановлению приёмистости скважины и других технологических работ.

Устьевая арматура для нагнетательных скважин должна быть оснащена следующими элементами:

– манометром, установленным на центральном или боковом отводе ёлки арматуры, для определения давления нагнетания воды (или гнездом для него);

– манометром, установленным на боковом отводе трубной головки (крестовины) арматуры, для контроля за давлением в межтрубном пространстве скважины (или гнездом для него);

– обратным клапаном, установленным на боковом отводе ёлки арматуры (манифольде) для исключения возможности обратного перетока воды из скважины при временном прекращении нагнетания (например, при циклической закачке или повреждении водовода).

Вновь вводимые нагнетательные скважины независимо от физико-химических свойств закачиваемого агента должны оборудоваться колонной насосно-компрессорных труб в антикоррозионном исполнении, и пакерующим устройством (пакером), обеспечивающим защиту и изоляцию эксплуатационной колонны.

Беспакерная эксплуатация нагнетательных скважин допускается:

• для новых скважин, вышедших из бурения, с цементированием ЭК до устья;

• для эксплуатационных (технически исправных) скважин с УЦК за эксплуатационной колонной выше башмака кондуктора;

• при оборудовании дополнительной 89, 102 или 114 мм колонной труб с защитным антикоррозионным покрытием внутренней поверхности и заливкой цемента затрубного пространства до устья скважины.

Пакерная эксплуатация нагнетательных скважин осуществляется следующим образом:

• при оборудовании 60, 73 или 89 мм колонной НКТ – металлических без антикоррозионного покрытия, стеклопластиковых и полимернопокрытых;

• при оборудовании съемной 89, 102 или 114 мм колонной труб с защитным антикоррозионным покрытием внутренней и наружной поверхности труб и посадочно-пакерующим устройством;

• при оборудовании съемной 73, 89 или 114 мм колонной стеклопластиковых труб с посадочно-пакерующим устройством.

Для обеспечения герметичности резьбовых соединений труб необходимо применять герметики или высокогерметичные муфты (ВГМ).

При любом ремонте скважины производить проверку герметичности колонны НКТ опрессовкой. Колонна НКТ должна быть оборудована седлом для её опрессовки.

Для исключения замерзания воды в арматуре скважины и системе нагнетания при остановках необходимо предусматривать полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента согласно. Для защиты от замерзания при кратковременных остановках рекомендуется теплоизолировать устьевую арматуру нагнетательной скважины согласно «Технологической инструкции по монтажу теплоизоляционных кожухов из пенополиуретана на устьевую арматуру нагнетательных скважин и их демонтажу при проведении работ по обслуживанию и ремонту устьевых арматур». При уменьшении технологической потребности в закачке пресной воды необходимо обеспечить циркуляцию воды в системе.