Розміщення видобувних і нагнітальних свердловимн на покладі

У залежності від режиму роботи покладу, а точніше, від системи розробки нафтового родовища, розміщають видобувні і нагнітальні свердловини на покладі.

Під системою розробки нафтових родовищ і покладів розуміють форму організації руху нафти в пластах до видобувних свердловин.

Розрізняють системи розробки однопластових і багатопластових родовищ. Розглянемо їх.

Форма організації руху нафти в продуктивному пласті визначається, в першу чергу, сіткою розміщення видобувних свердловин і розміщенням нагнітальних свердловин при створенні штучних напірних режимів роботи покладу. Такі питання вивчаються в технології розробки нафтових родовищ, а тут розглядаємо їх фрагментарно з метою висвітлення умов експлуатації свердловин.

Сітка розміщення свердловин. Під розміщеннням свердловин розуміють сітку розміщення і відстані між свердловинами (густота сітки), темп і порядок введення свердловин в експлуатацію.

Видобувні свердловини розміщають по рівномірній і нерівномірній (переважно рядами) сітках. Сітки за формою бувають квадратними і трикутними (шестикутними). У випадку трикутної сітки на площі розміщується свердловин більше на 15,5%, ніж у випадку квадратної за однакових відстаней між свердловинами.

Під густотою сітки свердловин розуміють, здебільшого, відношення площі нафтоносності до кількості видобувних свердловин.

Раніше густота сітки змінювалась від 10⁴ м²/св. (відстані між свердловинами 100 м) до (4-9)∙10⁴ м²/св., а з кінця 40-х – початку 50-х років минулого століття перейшли до сіток свердловин із густотою (30-60)∙10⁴ м²/св. (відстані між свердловинами 550-750 м).

Свердловини розбурюють і вводять у роботу або швидкими темпами (протягом перших одного-трьох років розробки покладу), або повільно, а тоді сітку згущують чи розширюють поступово на всю площу покладу.

Системи розробки з розміщенням свердловин по рівномірній сітці вважають доцільними за режимів роботи пласта з нерухомими контурами (пружний режим, режим розчиненого газу, гравітаційний режим), тобто за рівномірного розподілу по площі пластової енергії. В основному, за трикутною сіткою розбурено більшість експлуатаційних об’єктів Передкарпаття, Азербайджану, Туркменистану, Північного Кавказу та ін.

Системи розробки з розміщенням свердловин по нерівномірній сітці аналогічно розрізняють: за густотою сітки; за темпом введення свердловин у роботу (введення рядів свердловин – працюють одночасно один ряд, два, три ряди); за порядком введення свердловин у роботу. Додатково їх поділяють: за формою рядів – з незамкнутими рядами і з замкнутими (кільцевими) рядами; за взаємним розташуванням рядів та свердловин – з однаковими відстанями відповідно між рядами і між свердловинами в рядах і з ущільненням центральної частини площі.

Такі системи широко використовували за режимів роботи пласта з рухомими контурами (водо-, газонапірний, напірно-гравітаційний і мішаний режими). При цьому свердловини розміщували рядами, паралельними початковому контуру нафтоносності. Густота сітки свердловин сягяє від 20∙10⁴ м²/св. (якщо відстані між рядами 500 м і між свердловинами у рядах 400 м) до 64∙10⁴ м²/св. У сучасному проектуванні початкове розміщення свердловин майже завжди рівномірне.

Розміщення нагнітальних свердловин залежить від прийнятої системи розробки покладу з підтримуванням пластового тиску, коли застосовують метод регулювання балансу пластової енергії шляхом штучного її поповнення. За методами регулювання балансу пластової енерії виділяють: системи розробки зі штучним заводненням пластів; системи розробки із запомповуванням газу в пласт.

Системи розробки із заводненням. Системи розробки зі штучним заводненням пластів можуть здійснюватися за такими основними варіантами (рис. 1.4):

1. Законтурне заводнення, під час якого воду запомповують у ряд нагнітальних свердловин, розміщених за зовнішнім контуром нафтоносності на відстані від нього 100-1000 м. Таке заводнення не поширено.

2. Приконтурне заводнення, коли нагнітальні свердловини розташовують у водонафтовій зоні в безпосередній близькості від зовнішнього контуру нафтоносності. Його застосовують замість законтурного заводнення на покладах із проявом так званого бар’єрного ефекту на водонафтовому розділі або через зниження проникності пласта в законтурній зоні.

Рис. 1.4 – Заводнення покладів: а – законтурне; б – приконтурне; в – з розрізанням на окремі площі; г – блокове; ґ – осьове; д – кільцеве; е – центральне; є – осередкове

3. Внутрішньоконтурне заводнення, яке застосовують в основному на об’єктах із великими площами нафтоносності (сотні квадратних кілометрів і більше). У разі законтурного заводнення одночасно може працювати не більше трьох рядів свердловин внаслідок екранування роботи внутрішніх рядів зовнiшніми, тому для забезпечення відбирання нафти також із центральної частини експлуатаційного об’єкта великі об’єкти з допомогою розрізаючих рядів нагнітальних свердловин ділять на окремі, самостійно розроблювані ділянки, які називають експлуатаційними полями чи блоками. Внутрішньоконтурне заводнення у разі необхідності поєднується з законтурним або приконтурним заводненням.

Застосовується внутрішньоконтурне заводнення таких видів: ,,розрізання” покладу нафти рядами нагнітальних свердловин на окремі площі, блоки самостійної розробки; склепінне заводнення; осередкове заводнення; площове заводнення.

Система внутрішньоконтурного заводнення з розрізанням покладу на окремі площі застосовується на великих нафтових родовищах платформового типу з широкими водонафтовими зонами. Широкі водонафтові зони “відрізають” від основної частини покладу і розробляють їх за окремим системами. На середніх і невеликих за розміром покладах застосовують поперечне “розрізання” їх рядами нагнітальних свердловин на блоки (блокове заводнення). З початку 60-х років минулого століття почали використовувати системи блокового заводнення, причому так звані активні (інтенсивні) системи з розміщенням між двома нагнітальними рядами не більше 3-5 рядів видобувних свердловин. Удосконаленням блокових систем можуть бути блочно-квадратні системи з періодичною зміною напрямів потоків води.

У випадку склепінного заводнення ряд нагнітальних свердловин розміщують на склепінні структури або поблизу нього. Якщо розміри покладу перевищують оптимальні, це заводнення поєднують із законтурним. Склепінне заводнення поділяється так:

а) осьове (нагнітальні свердловини розміщують по осі структури);

б) кільцеве (кільцевий ряд нагнітальних свердловин із радіусом, що приблизно дорівнює 0,4 радіуса покладу, розрізає поклад на центральну і кільцеву площі);

в) центральне заводнення як різновид кільцевого (вздовж кола радіусом 20-300 м розміщують 4-6 нагнітальних свердловин, а всередині нього є одна або кілька видобувних свердловин).

Осередкове заводнення може застосовуватися як самостійне у випадку розробки покладів нафти в різко неоднорідних і переривчастих пластах, а також як допоміжне заводнення в поєднанні із законтурним, і, особливо, внутрішньоконтурним заводненням для вироблення запасів нафти з ділянок, не охоплених основними системами. Розбурювання покладу здійснюється за рівномірною сіткою з розміщенням бурових верстатів поблизу продуктивних свердловин і подальшим переходом “від відомого до невідомого”. Нагнітальні свердловини вибирають із пробурених так, щоб вони були розміщені на ділянках із найкращою характеристикою пластів і впливали на максимальну кількість навколишніх видобувних свердловин. У зв’язку з тим його називають вибірковим заводненням. Осередкове заводнення є ефективнішим на пізніх стадіях розробки.

Площове заводнення характеризується розосередженим нагнітанням води в поклад по всій площі нафтоносності. Площові системи заводнення за кількістю свердловино-точок кожного елемента покладу з розміщеною в його центрі одною видобувною свердловиною можуть бути чотири-, п’яти-, семи- і дев’ятиточковою та лінійною системами (рис. 1.5).

Лінійна система заводнення – це однорядна система блокового заводнення, причому свердловини розміщують не одна навпроти одної, а в шахматному порядку. Відношення кількості нагнітальних і видобувних свердловин становить 1:1. Елементом цієї системи може бути прямокутник зі сторонами 2L і 2_н = 2_в = 2, де L – відстань між рядами свердловин; 2 – відстань між свердловинами; індекси “в” і “н” позначають видобувні і нагнітальні свердловини. Якщо 2L = 2, то лінійна система переходить у п’ятиточкову з таким же співвідношенням кількості свердловин (1:1).

Рис. 1.5 – Площова чотирьох- (а), п’яти- (б), семи- (в), дев’ятиточкова (г), і лінійна (ґ, д) (з виділеними елементами): 1 – видобувні свердловини; 2 – нагнітальні свердловини

П’ятиточкова система симетрична і за елемент можна вибрати також обернене розміщення свердловин із нагнітальною свердловиною в центрі (обернена п’ятиточкова система).

У дев’ятиточковій системі на одну видобувну свердловину припадає три нагнітальних (співвідношення кількості свердловин 3:1), оскільки з восьми нагнітальних свердловин по чотири свердловини припадає відповідно на два і чотири сусідні елементи. В оберненій дев’ятиточковій системі (з нагнітальною свердловиною в центрі квадрата) співвідношення кількості нагнітальних і видобувних свердловин становить 1:3.

У випадку трикутної сітки розміщення свердловин маємо чотириточкову (обернену семиточкову) і семиточкову (або обернену чотириточкову) системи із співвідношенням кількості нагнітальних і видобувних свердловин відповідно 1:2 і 2:1.

Можливі також інші площові системи. Таким чином, площові системи характеризуються різною активністю діяння на поклад, вираженою спiввідношенням кількості нагнітальних і видобувних свердловин (1:3, 1:2, 1:1, 2:1, 3:1).

Від розміщення і співвідношення кількості видобувних і нагнітальних свердловин залежать умови експлуатації свердловин і піднімання флюїдів у них із вибою на поверхню.

Системи розробки із нагнітанням газу. Системи розробки із нагнітанням газу в пласт можуть застосовуватися за двома основними варіантами: запомповування газу в підвищені частини покладу (в газову шапку); площове запомповування газу.

Успішне запомповування газу можливе лише за значних кутів нахилу однорідних пластів (покращується гравітаційне розділення газу і нафти), невисокого пластового тиску (тиск нагнітання звичайно на 15-20% вищий від пластового), близькості значин пластового тиску і тиску насичення нафти газом або наявності природної газової шапки, малої в’язкості нафти. За економічною ефективністю така система значно поступається заводненню, тому має обмежене застосування, зокрема в Україні знайшла застосування лише на Битківському родовищі.