- Более 4 лет безупречной работы
- Высокое качество продукции
- Доступные цены
- Более 800 наименований
Приемистость нагнетательных скважин
Стабильная приемистость нагнетательных скважин является основным условием работоспособности добывающих скважин. При различных способах заводнения пласта приемистость нагнетательной скважины составляет 1 – 1,5 м3/т (законтурное) или 8 – 10 м3/т (площадное).
При проектировании этой характеристики учитывается мощность и проницаемость пласта, технология его вскрытия и репрессия. Существуют нефтеотмывающие, силикатные, осадкообразующие, термотропные, дисперсные, полимерные и эмульсионные методы выравнивания профиля приемистости.
Значение характеристики
Термин приемистость нагнетательных скважин обозначает количество кубов технической жидкости, газа, закачиваемое в пласт ежесекундно. Характеристика показывает способность пласта вместить в себя определенное количество реагента, заменяющего откачиваемый из него флюид.
Вычисляется приемистость в несколько этапов следующим образом:
При закачке в пласт через нагнетательную скважину вода вытесняет из пласта нефть в сторону добывающих скважин. Увеличивается дебит, компенсируется затраченная пластовая энергия.
Причины снижения
Проблемы начинаются в момент снижения проницаемости пласта или при заиливании отверстий фильтров, перфорации труб обсадной колонны. Вода не может двигаться дальше по закупоренным трещинам в породе. Снижается приемистость нагнетательных скважин при сохранении объемов добычи.
Помимо тщательной фильтрации воды и очистки призабойной зоны от отложений АСПО, глины производятся мероприятия по выравниванию профиля приемистости. Основными факторами снижения данной характеристики, являются:
Например, пропластки с высоким содержанием глины изначально склонны к снижению проницаемости. Поскольку глина при набухании увеличивается в объеме, закупоривает отверстия. В воде могут содержаться следующие примеси:
Холодная вода при закачке в пласты с повышенной температурой может способствовать химическим реакциям разложения бикарбонатов на более простые соединения – карбонаты кальция. В пористой среде это вызывает пробки. Бактерии СВБ восстанавливают в процессе своей жизнедеятельности воду до сероводорода, что так же отрицательно влияет на приемистость.
Поэтому по мере необходимости производится удаление продуктов бикарбонатного разложения, очистка от коррозии, металлических примесей, воздействие на призабойную зону.
Методы выравнивания
В настоящее время приемистость нагнетательных скважин выравнивается по профилю следующими методами:
Принята классификация реагентов, добавляемых в воду при закачке, по химическому составу:
Если отклоняющий барьер внутри пласта создается в призабойной зоне, технология называется ВПП, если в межскважинном пространстве, именуется ПОТ. Основными задачами выравнивания профиля приемистости (ВПП) являются:
Высокопроницаемые существующие каналы при этом методе частично блокируются щитом для создания новых маршрутов. Технология применяется к нагнетательным скважинам из первого ряда сетки, на которые реагирует добывающая скважина.
Эмульсии
В данной методике приемистость нагнетательных скважин повышается за счет обратной эмульсии – воды в масле – с дисперсной фазой из глины или мела. Жидкость имеет высокую вязкость, не тампонирует фильтрационные каналы. Состав постепенно разрушается при удалении от ствола скважины поэтому технология считается «мягкой».
Срок жизни эмульсии напрямую зависит от температуры. В пластах с температурой +90 – 105°С она разлагается гораздо быстрее, чем при +60 – 80°С.
Полимеры
Из существующих 60 с лишним полимеров наиболее востребованными в ВПП технологии увеличения приемистости нагнетательных скважин являются:
Сшивателем обычно выступает бихромат натрия, калия или ацетат хрома. Сшитые полимеры позволяют снизить вязкость раствора, который и доставляет их в зоны с высокой проницаемостью. Методика так же относится к «мягкой», поскольку ППА самопроизвольно распадаются под воздействием высоких температур с течением времени. Обработки пласта хватает в среднем на 4 – 6 месяцев.
ПДВ технология
При добавлении к полимерам наполнителя – глины, и волокна – древесной муки, можно полностью и надолго закупорить каналы с высоким показателем проницаемости. При воздействии высоких пластовых температур связи, не распадаются, как в предыдущих случаях, а, наоборот, становятся прочнее.
Поэтому метод увеличения приемистости нагнетательных скважин полимерно диспесно волокнистыми растворами относится к «жестким» технологиям. Кроме набухания в воде глины и древесной муки последнее вещество еще и вступает в реакцию с полимерами. Образуется дисперсия с армированными макромолекулами целлюлозы.
Термотропные
Данный способ изготовления непроницаемого экрана в зоне с высокой проницаемостью основан на превращении закачиваемого реагента в гель при нагреве пластовыми температурами +70°С … +120°С. Методика по классификации внутри своей категории считается «жесткой». Реагенты имеют высокую стоимость.
Осадкообразующие
Данная технология увеличения приемистости нагнетательных скважин обладает высокой селективностью, и в то же время, является достаточно простой в исполнении:
Методика «жесткая», соли не размываются со временем, обеспечивая высокую надежность экрана. Применяются осадкообразующие растворы в низкопроницаемых коллекторах, где невозможно использование полимерных дисперсий.
Силикатные
Жидкое стекло – силикат натрия – используется в двух подгруппах указанной технологии:
Вместо силиката натрия может использоваться алюмосиликат в сочетании с соляной кислотой. Реакция этих двух продуктов так же происходит с образованием геля.
Таким образом, эффект от применения силикатных растворов в первом случае схожий с осадкообразующей технологией, во втором варианте это аналог полимерных сшитых систем, устойчивых к разрушению до температур +200°С.
Нефтеотмывающие
При введении в закачиваемую воду поверхностно-активных веществ можно так же изменить приемистость нагнетательных скважин в большую сторону. Однако в этой методике используется, совершенно другой, принцип.
При контакте с нефтью на границе раздела с водой ПАВ снижают поверхностное натяжение полезного ископаемого. В радиусе 6 м от ствола нагнетательной скважины происходит доотмывание нефти, которая откачивается добывающей скважиной.
В освободившиеся поры под давлением нагнетается вода. Нефтенасыщенная зона превращается в водонасыщенную.
Полнота выработки нефтяного пласта зависит от следующих его геологических особенностей:
Неправильный выбор ВПП технологии повышения приемистости нагнетательных скважин чаще всего носит необратимый характер. Приводит к неоправданному расходу средств, увеличению себестоимости нефти.
Заявка в один клик