Якщо метою освоєння експлуатаційної свердловини є отримання якомога більшої коефіцієнта продуктивності при даних параметрах пласта, то мета освоєння нагнетательной свердловини - отримання якомога більшої коефіцієнта поглинання або приемистости, який можна визначити як відношення зміни кількості нагнітається води до відповідної зміни тиску нагнітання
,
або в диференціальному вигляді
.
При великих Кп можлива закачування в пласт розрахунковихкількостей води при відносно низькому тиску нагнітання. Це призводить до скорочення енергетичних витрат на підтримку пластового тиску і до деякого скорочення необхідного числа нагнітальних свердловин.
Нагнітальні свердловини буряться в водонасиченому (наприклад, законтурні) і в нефтенасищенной (свердловини розрізають рядів або внутріконтурного) частинах пласта. Методи їх освоєння різні. Якщо перші освоюються відразу під нагнітання води, то другі зазвичай попередньо експлуатуються на нафту для отримання самої нафти, а також для зниження пластового тиску в зоні свердловини. Якщо освоюється під нагнітання внутрпконтурний ряд нагнітальних свердловин, то вони освоюються через одну, т. Е. Одна свердловина ряду використовується під нагнітання води, а сусідня експлуатується як нафтова з максимально можливим відбором рідини. Наступна свердловина також освоюється під нагнітання, а сусідня - як експлуатаційна і т. Д.
Максимально можливий відбір нафти з свердловин нагнетательного ряду проводиться до тих пір, поки в їх продукції з'явиться прісна вода, що нагнітається в сусідні водяні свердловини. Такий порядок освоєння дозволяє сформувати в нефтенасищенной частини пласта лінійний фронт нагнітається води, що витісняє нафту до експлуатаційних рядах свердловин.
За ступенем складності освоєння нагнітальні свердловини можна умовно розділити на три групи.
I група. Свердловини, пробурені в монолітні порівняно однорідні пісковики з хорошою проникністю [(0,5 - 0,7) 10 -12 м 2 з товщиною пласта понад 10 м. Вони освоюються найпростішими способами, наприклад, після ретельного промивання (допустиме КВЧ близько 3 - 5 мг / л) наступним інтенсивним поршневаніем для створення чистих дренажних каналів в привибійної частини пласта. Такі свердловини зазвичай мають високі питомі коефіцієнти приемистости (більше 0,25 м 3 / (сут МПа) на 1 м товщини пласта) і працюють з високими стійкими витратами, що перевищують 700 - 1000 м 3 на добу.
II група. Свердловини, що розкривають пласти з глинистими прошарками, пісковики яких мають знижену проникність. Загальна товщина піщаних прошарків зазвичай становить від 6 до 12м. Середній питомий коефіцієнт приемистости таких свердловин приблизно в 2 рази менше, ніж у свердловин I групи. Свердловини II групи важко освоюються і потребують спеціальних методів освоєння або цілого комплексу таких методів. Характеризуються загасанням поглинальної здатності та періодичними зупинками для заходів по відновленню приемистости.
III група. Свердловини, що розкривають пласти з глинистими прошарками, що чергуються з проникними пісковиками з малою сумарною товщиною і низькою проникністю. Питомі коефіцієнти приемистости складають менше 0,1 м 3 / (сут МПа). Освоєння таких свердловин під нагнітання затягується на кілька місяців і вимагає застосування найефективніших методів впливу на їх привибійну зону, як, наприклад, поінтервального гідророзриву пласта, кислотних обробок і дуже великих тисків нагнітання, порівнянних з гірським. Приемистость свердловин III групи швидко згасає і через 2 - 3 міс в них знову проводяться роботи по її відновленню. Для таких свердловин особливо жорсткими стають вимоги до закачуваної воді, яка не повинна містити суспензію і гідроокис заліза.
При освоєнні нагнітальних свердловин використовують такі технічні прийоми.
2. Інтенсивний дренаж свердловини для очищення привибійної зони. Дренаж здійснюється різними методами.
а) Поршневаніем при максимально можливій глибині спуску поршня, при цьому необхідно встановлювати пакер, ізолюючий кільцевий простір. В останньому випадку вдається отримати великі депресії на пласт (до 12 МПа).
в) насосної способом (ПЦЕН) до стабілізації КВЧ.
г) самовиливом при інтенсивному водо припливом, т. е. скиданням води зі свердловини в каналізацію. Така операція більш ефективна при багаторазових короткочасних виливу, коли свердловина періодично протягом 6 - 15 хв працює на виливши з максимальною продуктивністю. Таку операцію повторюють до стабілізації КВЧ. До такого способу доцільно вдаватися в тих випадках, коли дебіт свердловини перевищує кілька десятків кубометрів на добу. Короткочасними виливу вдається в 4 - 6 разів скоротити витрату води в порівнянні з безперервним самовиливом для досягнення стабільного змісту КВЧ.
3. солянокислотного обробки привибійну зон свердловин, що розкрила карбонатні пласти або пласти, що містять карбонатний цементуючий матеріал, а також для розчинення окалини. Для цього в пласт закачують 0,8 - 1,5 м 3 на 1 м товщини пласта 10 - 15% -ного розчину ингибированной соляної кислоти і залишають свердловину на добу. Потім після дренування і промивання свердловину переводять під нагнітання.
4. Гідравлічний розрив пласта (ГРП). Свердловини III групи зазвичай вдається освоїти тільки після ГРП і ряду наступних операцій (дренаж, промивка). Однак в горизонтах, представлених чергуванням глин і пісковиків, ГРП не ефективний, так як тріщини утворюються в одному найбільш проникному уславитися. Кращі результати виходять при поінтервального ГРП, т. Е. Гідророзриві кожного прошарку. При цьому необхідно застосування двох пакеров, що спускаються на НКТ II встановлюються вище і нижче планованого для обробки інтервалу.
5. Промивання свердловини НКТ і водоводів водопесчаной сумішшю. Часто малоефективність освоєння нагнітальних свердловин або малі приемистости є результатом швидкого забруднення поверхні пласта окалиною і твердими частинками, які приносить водою з водогонів.
6. Нагнітання в свердловину води протягом декількох годин під високим тиском, що перевищує нормальний тиск нагнітання, в тих випадках, якщо колектор має деяку природну тріщинуватість. Для цього до свердловини підключають три-чотири насосних агрегати і створюють додатковий тиск, при якому природні тріщини в пласті розширюються і поглинальна здатність свердловини різко зростає. Така операція являє собою спрощений варіант ГРП »після якого в пласті відбувається незворотний процес розкриття тріщин, через які глибоко в пласт прогоняются зваж і глинисті опади.
7. Попередня обробка гарячою водою або нафтою нафтових свердловин, призначених під нагнітання, для видалення парафінових і смолистих накопичень в привибійну зонах. Підігрів здійснюють від парових пересувних установок, змонтованих на автомобільному ходу (ППУ).
Витрата нагнітається води зазвичай збільшується швидше, ніж зростає тиск нагнітання. Іншими словами, коефіцієнт поглинальної здатності збільшується зі зростанням тиску нагнітання. Глибинні дослідження витратомірами показали, що при цьому зростає і інтервал поглинання, а отже, і охоплення пласта процесом витіснення по товщині в результаті збільшення розкритості природних тріщин і приєднання додаткових прошарків пласта до процесу поглинання рідини.
Для розширення інтервалу поглинання іноді закачують в свердловину 2 - 5 м 3 вапняної суспензії концентрації 15 кг СаО на 1 м 3 води з подальшим додаванням сульфит-спиртової барди (ССБ) в'язкістю приблизно 500 · 10 - 3 Па-с для ущільнення поглинає прослоя. При подальшому збільшенні тиску нагнітання таким прийомом вдається розширити інтервал поглинання і вирівняти або розширити профіль прийомистості. При отриманні негативних результатів закачана вапняна суспензія розчиняється слабким розчином НСL і наступним промиванням свердловини.