Нагнетательные скважины для заводнения пластов

Изложенные в указанных работах материалы свидетельствуют о том, что несмотря на положительное в основном проявление джоуля-томсоновского эффекта на Ромашкинском месторождении, охлаждение нефтяных пластов в результате внутриконтурного заводнения имеет локальный характер. При четырех-пятилетней продолжительности нагнетания воды радиус зоны охлаждения вокруг нагнетательных скважин не достигает 250 м. Теоретические расчеты [48] показывают что в пласте фронт охлаждения значительно отстает от фронта закачанной воды, благодаря чему на фронте нагнетания воды процесс вытеснения нефти протекает при начальной пластовой температуре. [c.9]

Длительные наблюдения за различными процессами заводнения нефтяных пластов позволили отметить капиллярные явления в различных реальных условиях при вскрытии и бурении пласта раствором на водной основе выносе керна из пластов простое и консервации обводненных добывающих и нагнетательных скважин консервации послойно заводненных залежей обычном заводнении неоднородно-слоистых или трещиноватых пластов. Рассмот- [c.47]

Зеленогорская площадь Ромашкинского месторождения. Раствор ОП-Ю закачивали через Ю нагнетательных скважин в продуктивный пласт а горизонта Дг со средней накопленной за период испытаний концентрацией 0,0247 %. В объекте были выделены три участка (табл. 24), отличающиеся сроками разработки к моменту начала испытаний. На первых двух участках осуществлено очаговое заводнение, причем на одном из них (П) раствор ПАВ подавали в нагнетательные скважины с начала их освоения под закачку. Результаты промысловых опытов с ПАВ (см. табл. 24 и рис. 37) свидетельствуют о том, что закачка раствора ОП-Ю способствует увеличению средних дебитов, снижению темпов роста их обводненности и повышению темпов отбора нефти. Причем наиболее резко возрастает темп отбора нефти на П участке, который ранее не охватывался заводнением вообще. Но наибольший эффект достигнут на П1 уча- [c.90]

Наиболее распространенным объектом, подвергаемым биоповреждениям при добыче нефти, являются призабойные зоны нагнетательных скважин и продуктивный пласт. Как ранее упоминалось, при бурении скважин и разработке месторождений заводнением в нефтяной пласт вносится огромное количество микроорганизмов. Так, при ежегодной закачке в пласты дпя поддержания пластового давления на месторождениях Республики Башкортостан 150 млн. м сточных вод в пласт попадает около 150-10 -10 -10 =150- Ю клеток микроорганизмов. К сожалению, возможным отрицательным экологическим и биогеохимическим последствиям жизнедеятельности такого огромного количества микроорганизмов в настоящее время уделяется недостаточное внимание. [c.40]

В связи с этим в нефтегазодобывающем управлении (НГДУ) создаются новые структурные единицы — цехи законтурного заводнения, поддержания пластового давления и др. Эта же особенность влияет на структуру, уровень и планирование себестоимости нефти и газа. Так, при фонтанном способе энергетические затраты отсутствуют, при воздействии на пластовое давление в себестоимости нефти появляется новая статья затрат — расходы по увеличению отдачи пластов. В структуре капитальных вложений появляются затраты на бурение нагнетательных скважин и другие капитальные затраты, связанные с воздействием на пластовое давление. [c.27]

Большое количество нагнетательных скважин, вышедших из бурения, осваивается с применением высокого давления, что нередко приводит к гидроразрыву пласта и как следствие этого с самого начала к неравномерному продвижению воды к скважинам. В результате охват пласта заводнением уменьшается, вода преждевременно прорывается к добывающим скважинам. Таким образом, уже на ранней стадии разработки нефтяных месторождений состояние призабойной зоны скважин значительно ухудшено и снижение проницаемости ПЗП по сравнению с естественной достигает 50% и более [4]. [c.101]

При закачке воды в нагнетательные скважины (при внутриконтурном заводнении) и в скважины, переведенные в нагнетательные из добывающих, а также при обводнении добывающих скважин в призабойной зоне пласта происходит двухфазная фильтрация нефти и вытесняющей ее воды, которые движутся в пористой среде в виде капель, столбиков и [c.106]

Более 90% отечественных нефтяных месторождений разрабатываются с поддержанием пластового давления путем заводнения нефтесодержащих пластов. Эффективность разработки таких месторождений во многом определяется бесперебойной и качественной работой нагнетательных скважин с высокими значениями приемистости и коэффициентами охвата пласта заводнением по толщине. Однако многочисленными исследованиями, проведенными учеными нашей страны и других нефтедобывающих стран, показано, что в неко"орых случаях возникают значительные трудности в освоении нагнетательных скважин при давлениях ниже давления разрыва пласта, ухудшается их приемистость в процессе разработки месторождений, а коэффициент охвата пласта заводнением в большинстве случаев не превышает 60% и колеблется в пределах 20-60% от перфорированной толщины пласта. [c.145]

В настояшее время существует множество методов обработки ПЗП нагнетательных скважин, направленных на увеличение приемистости и охвата пласта заводнением по толщине с использованием химических реагентов. [c.145]

Требования к скважинам и опытным участкам, выбранным для закачки гелеобразующих составов, можно сформулировать исходя из геолого-физических, технологических и технических соображений, учитывающих механизм увеличения охвата пласта воздействием, а также из состояния и особенностей выработки неоднородного пласта при заводнении и технического состояния нагнетательных скважин. [c.245]

Основной причиной слабого охвата заводнением малопродуктивных коллекторов является низкая приемистость в большинстве нагнетательных скважин, не компенсирующая отбор жидкости из добывающих скважин при совместной закачке воды в скважины, в которых перфорированы и малопродуктивные и высокопродуктивные интервалы в большинстве случаев низкопроницаемые пропластки не принимают воду даже при повышенном давлении при раздельном нагнетании воды малопродуктивные пласты осваиваются под закачку, повышенных давлениях наиболее оптимальным давлением нагнетания считается 20...25 МПа. [c.10]

По мнению авторов этого способа увеличения добычи нефти и ограничения притока воды, эффект следует ожидать за счет осаждения глинистых частиц или древесной муки в призабойной зоне пласта, а в случае наличия трещин - за счет кольматации примыкающей к ним пористой среды. Однако многочисленные лабораторные эксперименты и промысловая практика показывают, что закачка в нагнетательные скважины кольматирующей суспензии во многих случаях не только не улучшает процесс заводнения, но и может привести к негативным последствиям. [c.87]

Нами рассматриваются только физико-химические методы, применяемые достаточно широко. Большинство технологий ориентированы на повышение коэффициента охвата пласта заводнением и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Перечень применяемых технологий и компонентный состав закачиваемых композиций представлен в таблице 5.12. В главе 2 подробно описаны технологии, их преимущества и недостатки. [c.273]

Залежь разбурена по неравномерной сетке скважин с расстояниями 200-300 м. Добыча нефти осуществляется с 1972 года, заводнение - с 1981 года через приконтурные и внутриконтурные нагнетательные скважины разрезающего ряда, делящего купол примерно поровну на две части. Залежь осложнена зоной размыва пласта. [c.289]

Процесс поддержания пластового давления путем заводнения предусматривает закачку огромных количеств воды через призабойные зоны нагнетательных скважин в пористые пласты. Для осуществления этого процесса необходимо, чтобы эти огромные количества воды фильтровались в пористой среде, не создавая больших фильт- [c.220]

Промышленные эксперименты заводнения с применением ПАВ были проведены в Башкирии на Арланском месторождении, в Татарии, в Азербайджане. В пласт закачивали 0,05%-ные растворы неионогенных ПАВ типа ОП-Ю (оксиэтилированный алкилфенол). Во всех случаях отмечали рост приемистости нагнетательных скважин, увеличение работающей мощности продуктивного интервала, рост темпов отбора нефти и снижение расхода воды на единицу массы добытой нефти. В ближайшее время следует ожидать значительного расширения объема применения этого метода. [c.230]

Полимеры используются для формирования водных, обычно слабоконцентрированных растворов, которые закачиваются в нагнетательные скважины. При этом улучшение метода заводнения и системы разработки в целом выражается, главным образом, в повышении коэффициента нефтеотдачи. Полимерные реагенты в процессе вытеснения нефти в первую очередь способствуют увеличению коэффициента охвата т)охэ пласта в результате снижения соотношения подвижностей воды и нефти АаМ н/(М а н). Из выражения для соотношения подвижностей вытесняющего агента и вытесняемой нефти видно, что в принципе этот параметр может быть снижен уменьшением фазовой проницаемости для воды а и вязкости нефти Цн. либо увеличением фазовой проницаемости для нефти и вязкости воды Иа. Использование полимера направлено на увеличение вязкости воды. Если учесть, что, за исключением тепловых методов, возможностей для изменения фильтрационных характеристик [c.99]

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ. Диссертационная работа посвящена анализу причин ухудшения приемистости нагнетательных скважин, низкого охвата заводнением при различных геолого-физических условиях и разработкой и усовершенствованию методов обработки призабойной зоны пласта (в дальнейшем ПЗП). Работа выполнена на основе аналитических, численных промысловых данных и экспериментальных исследований модифицированных технологий для восстановления и регулирования приемистости нагнетательных скважин. [c.3]

Обобщение опыта и результатов обработки нагнетательных скважин Республики Башкортостан технологиями для выравнивания профиля вытеснения и увеличения охвата пластов заводнением для выбора, обоснования и реализации метода воздействия на пласт 4П месторождения Алеф Йеменской Республики с применением статистических методов. [c.4]

В первом разделе рассмотрены основные причины ухудшения приемистости нагнетательных скважин и снижения охвата объекта закачиваемой водой. При всем многообразии осложняющими условиями, затрудняющими охват пластов по всей толщине заводнением и снижающими приемистость скважин после ввода их под закачку, являются геологические, технологические факторы и факторы, связанные со свойствами нагнетаемой воды и процессом фильтрации (рис.1). [c.6]

Промысловыми испытаниями метода на месторождениях ТатАССР отмечено увеличение приемистости и охвата толщины пласта заводнением в нагнетательных скважинах соответственно на 10—15 и на 40 %. [c.143]

Для того чтобы обеспечить перемещение нефти в пласте к забою эксплуатационной скважины, в настоящее время, как правило, в пласт нагнетают воду, Для небольших залежей применяется законтурное, а для средних и крупных — внутриконтур-ное заводнение. При внутриконтурном заводнении на территории залежи через три—пять рядов эксплуатационных скважин располагают нагнетательные скважины для подачи в пласт воды. Увеличением соотношения между числом нагнетательных и эксплуатационных скважин, а также повышением давления воды можно интенсифицировать воздействие на пласт. [c.12]

Создана методика оценки эффективности организации внут-риконтурного заводнения в различных геолого-промысловых условиях в основе предложенных комплексных параметров эффективности заводнения. Разработаны методики выбора добывающих скважин для перевода их в нагнетательные выбора расстояний между добывающими и нагнетательными скважинами на стадии составления первых проектных документов по разработке для условий различных групп объектов турнейского и башкирского ярусов. Установлены параметры, оказывающие превалирующее влияние на эффективность внутриконтурного заводнения. Предложены модели для прогноза конечной нефтеотдачи и прироста ее за счет организации заводнения охвата пластов закачкой по толщине и вариации профилей приемистости по косвенным данным. Установлено существенное влияние их на конечную нефтеотдачу залежей при разработке с заводнением. [c.29]

Нефтяники страны не имели еще опыта заводнения пластов в промышленных масштабах, поэтому Туймазинское месторождение стало своеобразной ижолой, где испытывались все новинки в области разработки, заводнения и исследования скважин и пластов. По мере накопления опыта в проекты разработки вносили существенные коррективы. Например, было установлено, что при обширных водонефтяных зонах законтурное заводнение слабо воздействует на эксплуатационные ряды. Поэтому возникла необходимость отрезать водонефтяные зоны рядами нагнетательных скважин. В последующем законтурное и приконтурное заводнение было дополнено внутриконтурным с выделением отдельных блоков в самостоятельные объекты разработки. Для усиления воздействия на отдельные участки пластов было применено избирательное (очаговое) заводнение. [c.63]

Первые промысловые эксперименты по применению водных растворов ПАВ для обработки призабойных зон нагнетательных скважин были проведены на Арланском нефтяном месторождении. К настоящему времени уже накоплен достаточный промысловый материал и по другим месторождениям СССР, позволяющий сделать вьшод, что применение водных растворов ПАВ для освоения скважин, вЬшедпгих из бурения и обработки ПЗП, сокращает сроки освоения в 2—3 раза при давлении значительно ниже давления гидроразрьша пласта, способствует увеличению приемистости в 1,5-2 раза и росту охвата пласта заводнением на 15—25% [10, 15, 39, 67 и др. . Однако высокая стоимость, ограниченный ассортимент ПАВ, выпускаемых отечественной промышленностью, чувствительность многих ПАВ к повышенной температуре, химическому составу нефти и солевому составу пластовой воды, а также биологическая жесткость многих ПАВ сдерживают широкое применение этого метода как самостоятельно, так и в комплексе с другими методами для процессов интенсификации добьии нефти 4, 46]. [c.20]

Высокая температура пласта и повышенная минерализация пластовых вод (особенно содержание ионов Са и Mg) приводят к изменению свойств и даже к разрушению мицеллярных растворов [21, 48, 731 Ограниченное применение мицеллярного раствора в карбонатных коллекторах и коллекторах, содержащих большое количество глины, объясняется высокой адсорбцией содержащихся в нем ПАВ и как следствие — изменением его свойств [13]. Опытно-промышленные эксперименты по обработке нагнетательных сквансин, проведенные на месторождениях США и описанные в работе [431. показывают, что на всех обработанных скважинах увеличилась приемистость, однако увеличение происходило крайне неравномерно. В результате опытных обработок мицеллярными растворами нагнетательных скважин, проведенных в нашей стране на Ромашкинском месторождении (Южно-Ромашкинская площадь) и на месторождении Широкая Балка получено увеличение как приемистости, так и охвата пластов заводнением по разрезу. Эффект, как показали исследования скважины до и после обработки, был получен по наиболее проницаемому пласту, а не принимавший воду пласт так и остался неработающим. При этом эффект от обработок наблюдался в течение 1-1,5 лет [731 [c.21]

Поэтому в последние годы много исследований посвящено возможности использования водных растворов полимеров для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин [5-7, И, 15, 24, 30, 42, 57, 63, 64, 67, 78]. В лабораторных условиях была показана высокая эффективность применения загущенной воды при вытеснении нефти из однородных и неоднородных моделей пластов, причем в неоднородных пластах., как считают авторы [39, 57], эффективность определялась главным образом за счет увеличения охвата пласта заводнением по толщине. Опытно-промышлен-ные эксперименты по закачке водных растворов ПАА, проводимые на Ор-лянском месторождении Куйбышевской области [60] и Арланском месторождении Башкирии [15], показали перспективность этого метода. Так, при закачке растворов ПАА в нагнетательные скважины Арланского месторождения отмечено уменьшение приемистости в 1,5-2 раза (в дальнейшем приемистость восстанавливалась) и увеличение охвата пласта заводнением по толщине на 10-15%. [c.22]

Все факторы, влияющие на приемистость и охват пласта заводнением по толщине нагнетательных скважин и на продуктивность добьшающих скважин, можно условно подразделить на две группы 1) геологические и 2) технологические. Одним из основных геологических факторов, резко снижающих коэффициент охвата (отношение работающей толщины пласта к общей перфорированной толщине), как отмечают авторы [11, 19, 35, 59 и др.], является слоистая неоднородность пластов по толщине пропласт-ков и их проницаемости и как следствие неравномерное поглощение воды различными пропластками. Нагнетаемая вода поглощается прежде всего, наиболее проницаемыми интервалами пласта, что приводит к опережающему продвижению по этим пластам больших объемов воды и к преждевременному обводнению добывающих скважин. В то же время большая часть нефтеносного пласта остается не охваченной заводнением, что снижает продуктивность добывающих скважин и ведет к снижению нефтеотдачи пластов. Согласно исследованиям [8, 9, 11] охват продуктивного пласта отбо- [c.101]

Из анализа промысловых данных, приведенных авторами [1, 34, 46, 56, 59 и др.], большое влияние на приемистость нагнетательных скважин оказывает содержание в составе пласта-коллектора глинистых пропласт-ков различной толщины и протяженности, наличие глинистого цемента. Содержание глины в породах продуктивного пласта колеблется в пределах от нескольких процентов до 25% [34]. При закачке в нефтяной пласт воды, отличающейся по химическому составу от высокоминерализованных пластовых вод, происходит ее взаимодействие с глинистыми составляющими пласта, что вызьшает набухание и разрущение последних. Это приводит к закупорке фильтрационных каналов, к снижению проницаемости ПЗП и уменьшению коэффициента охвата пласта заводнением по толщине. Такое же явление наблюдается и при закачке пресных (подрусло-вых и речных) вод. Наибольшей гидратирующей способностью обладают монтмориллонитовые глины, которые при полном диспергировании могут впитать в себя обьем воды, во много раз превышающий ее собственный объем, наименьшей — каолинитовые и гидрослюдистые глины [1, 21]. Исследования, проведенные авторами [1, 21, 37, 40 и др.], показали, что набухание глин наблюдается в разных водах, однако большее увеличение объема глины отмечено в пресных и щелочных водах, меньшее — в высокоминерализованных пластовых водах. [c.102]

При закачке в пласт сточных вод нефтяных промыслов, содержащих различное количество нефти и нефтепродуктов, происходит загрязнение как перфорационных отверстий, так и пористой среды призабойной зоны скважин, т.е. увеличивается нефтенасыщенность ПЗП нагнетательной скважины, которую необходимо снижать для улучшения фазовых проницаемостей для воды. Это приводит не только к ухудшению фильтрационных свойств пласта, но и к потерям нефтепродуктов. Так, на месторождениях ПО Башнефть (НГДУ Арланнефть , Южарланнефть ) содержание нефтепродуктов в сточных водах не должно превышать 30-40 мг/л. Однако, как правило, эти нормы не вьщерживаются, а в некоторых периоды содержание нефтепродуктов достигает 500-1000 мг/л. По данным БашНИПИнефть, при закачке сточной воды с содержанием нефтепродуктов 300 мг/л только в НГДУ Южарланнефть в пласт возвращается до 200 т нефти в год. При закачке сточных вод с повышенным содержанием нефтяных остатков резко снижается приемистость и охват пласта заводнением по толщине. На Арланском нефтяном месторождении скв. № 6034, переведенная в нагнетательную, из добьшающего фонда скважин за 3 года, в течение которых проводилась закачка сточной воды, снизила приемистость с 531 до 43 м /сут. Одновременно снизился и коэффициент охвата пласта заводнением по толщине до 0,18. Исследования, проведенные на скважине, показали, что основной причиной такого резкого сннження приемистости явилось загрязнение призабойной зоны нефтепродуктами, солержашимИ., ч в закачиваемой воде. Причем отложение нефтепродуктов отмечено и в ство ле скважины, что явилось препятствием для спуска глубинных приборов в скважину. [c.103]

Выпадение кристаллов парафина в ПЗП и стволе добывающих скважин обусловлено изменением термодинамического равновесия в результате эксплуатации скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения, обводненности скважин, охлаждения ПЗП в процессе бурения, перфорации, проведения капитальных ремонтов и т.д. Так, уменьщение газосодер-жания нефти при снижении давления ниже давления насыщения в процессе разработки залежи вызывает увеличение температуры насыщения нефти парафином, вьвделение из нефти кристаллов парафина, что существенно ухудщает условия фильтрации [62]. Кристаллы парафина могут образовывать в поровых каналах скопления (агрегаты), вызьшая дополнительные увеличения фильтрационных сопротивлений для нефти [41]. Исследованиями авторов [12, 43, 53] установлено, что парафинистые нефти при температурах, близких к температуре насыщения нефти парафином или ниже ее, ведут себя как неньютоновские жидкости - возрастает предельное напряжение сдвига и начальный градиент давления сдвига. Таким образом, снижение температуры пласта из-за закачки холодной воды и нарущения термодинамического равновесия пластовой системы приводит к выпадению кристаллов парафина в пористой среде и как следствие к снижению продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, уменьщению коэффициента охвата пласта заводнением по толщине и в некоторых случаях может вызвать полное отключение некоторых пропластков из активной выработки [41]. [c.106]

При заводнении нефтяных пластов поверхностными водами возможно заражение призабойной зоны нагнетательных скважин сульфатвосста-навливающими бактериями (СВБ). При зтом происходит снижение проницаемости ПЗП за счет закупорки пор продуктами жизнедеятельности бактерий, ухудшается качество нефти, резко усиливается коррозия оборудования из-за появления в добываемой продукции осложняется переработка нефти и т.д. [28, 65, 71]. Длительный простой скважин в ожидании освоения, значительные репрессии на забое скважин при проведении капитальных ремонтов способствуют проникновению глинистых частиц бурового раствора в трещины и фильтрационные каналы ПЗП [47, 58]. Глубина проникновения глинистых частиц, как и механических примесей, зависит от размеров пор и каналов фильтрации, размера частиц, давления и т.д. к изменяется от нескольких сантиметров до сотен метров [57]. [c.107]

Известно, что при разработке нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления путем закачки воды, температура которой обычно ниже начальной температуры пласта, происходит постепенное охлаждение и выравнивание температуры пласта и закачиваемой воды [19, 26, 27, 28]. Охлаждение продуктивного пласта за счет изменения термодинамического режима может при разработке месторождений с высокопарафинистыми нефтями вызвать кристаллизацию и выпадение парафина в поровом пространстве, что приведет к ухудшению условий фильтрации и снижению выработки нефтесодержащих пластов [25]. При температуре пласта, близкой к начальной температуре кристаллизации парафина, большие осложнения могут возникнуть в призабойной зоне нагнетательных скважин, которая наиболее подвержена изменениям температуры. Изменение температуры насыщения нефти парафином зависит от многих факторов количественного содержания смол и асфальтенов, разгазирования нефти, температуры закачиваемой воды, добавок различных химических веществ в закачиваемую воду и т.д. [27, 42]. При изменении термобарических условий и состава закачиваемых вод в призабойной зоне нагнетательных скважин уже в начальный период эксплуатации могут возникнуть условия для образования кристаллов и выпадения парафина, что резко ухудшит приемистость пласта заводнением по толщине. Предотвращение отрицательных последствий охлаждения пласта возможно путем применения химических реагентов. В связи с этим химические реагенты, применяемые для обработок призабойной зоны на месторождениях с высоким содержанием парафина в нефти, должны обладать способностью снижать температур) насыщения нефти парафином (Г ас) или по крайней мере не увеличивать ее. В этой связи было изучено действие ацеталей I и II на температуру насыщения нефти парафином. Для опыта были выбраны две нефти с различными физико-химическими характеристиками (табл. 23). Из полученных ре- [c.155]

В качестве примера расчета влияния форсировки на эффективность заводнения нами рассчитаны показатели разработки пласта БВ, Вать-Еганского и участка 10-4 этого же месторождения. На этом месторождении осушествлялась закачка СПС практически по всему пласту БВ,,. Обработка нагнетательных скважин СПС проводилась с начала 1996 г. Отбор жидкости по этому пласту возрос с 10,09 млн. т в 1995 г. до 14,21 млн. т в 1999 г. За это же время отбор нефти снизился с 4,86 млн. т до 4,30 млн. т в результате роста обводненности скважин с 51,8% до 69,9% (см. таблицу 5.3). Падение добычи нефти было бы еще более значительным, если бы не проводились мероприятия по повышению нефтеотдачи. Расчеты показывают, что в целом по в результате закачки СПС за указанный период дополнительно добыто 760 тыс. т нефти. Если же учесть увеличенный отбор жидкости, то в общей сложности с 1996 по 1999 г. включительно дополнительно добыто 1600 тыс. т нефти. На рис. 3.7 и 3.8 представлена динамика показателей разработки пласта БВ, [c.209]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология