16.2. Підготовка свердловин до експлуатації

Після завершення будівництва свердловина залишається заповненою буровою рідиною (найчастіше глинистим розчином), що заважає дренажу нафти чи газу. Перед обладнанням свердловини насосною установкою її промивають, очищують від бруду, осадів та відкладень солей, перевіряють обсадну трубу спеціальним шаблоном, а також перевіряють цілісність насосної установки, електричного обладнання.

Тиск в свердловині можна знизити шляхом зменшення стовпа рідини або зменшенням її густини. Зменшення густини можна зробити шляхом нагнітання води замість розчину, що там знаходиться. Якщо це не допомагає, то воду замінюють нафтою або газорідинною пінистою сумішшю.

Компресорний спосіб освоєння свердловини полягає в нагнітанні в затрубний простір газу від компресорної установки під високим тиском (для фонтанних та ерліфтних свердловин).

Свердловинні насоси для відкачування води застосовують у тих випадках, коли на інші способи експлуатації свердловини не розраховують, а відкачування планують виконувати цими ж насосами.

Для збільшення продуктивності свердловин використовують також попередню соляно-кислотну обробку їх, гідророзрив пласта. Якщо пласт пухкий, нестійкий, то перепад тиску (депресію) нарощують поступово.

Одним з ефективних заходів з освоєння нагнітальних свердловин є дренаж за рахунок промивання привибійної зони.

16.3. Розробка нафтових, газових та газоконденсатних родовищ

Система розробки нафтового, газового чи газоконденсатного родовища включає комплекс технологічних і технічних заходів, які направлені на видобування корисної копалини, і передбачає певний порядок розміщення свердловин по площі, черговість їх буріння і введення в експлуатацію, встановлення режиму їх роботи.

Системою розробки передбачають кількість об’єктів (покладів, пластів), які групують або ж самостійно розробляють; для них визначають метод підвищення продуктивності свердловин, спосіб їх експлуатації. Основний принцип оптимальності системи розробки – мінімум свердловин і максимальна нафто- та газовіддача.

Схему розташування свердловин при розробці газових родовищ вибирають залежно від форми та розміру родовища. Газовіддача газових покладів складає 70…80 % і більше, а нафтовіддача в більшості випадків не перевищує 50…60 %.

При експлуатації газоконденсатних родовищ на великих глибинах (глибше 1500 м ) конденсат знаходиться у фазі газу і при видобуванні тиск його поступово знижується, що може призвести до утворення твердих складових типу парафіну. Якщо тиск конденсату впав ще в породах, то значна частина його може там і залишитись у вигляді парафіну. Щоб цього не трапилось, в свердловинах підтримують тиск, більший за мінімально необхідний тиск конденсату.

При видобуванні нафти підтримання пластового тиску забезпечується найчастіше закачуванням води через водонагнітальні свердловини. Тиск у вибої нагнітальної свердловини визначається за формулою:

,

де: – тиск на виході з насосу; – тиск на вибій стовпа води в свердловині; – втрати тиску на подолання тертя в трубах від насосу до вибою.

Якщо площа нафтового покладу незначна, то доцільно застосовувати законтурне заводнення (рис. 16.1, а). В цьому випадку воду нагнітають через свердловини, розташовані за зовнішнім контуром родовища. У випадку, коли гідродинамічний зв’язок нафтової зони пласта з законтурною зоною слабкий, доцiльно застосувати приконтурне заводнення: частину водонапiрних свердловин розташовують в нафтовій зоні пласта.

Внутрішньоконтурне заводнення застосовують для покладів з великими площами. Варіанти цього способу заводнення наведені на рис. 16.1, б, в, г. По суті родовище поділяють на окремі блоки, для яких застосовують внутрішньоконтурне заводнення.

Рис. 16.1. Схеми заводнення нафтового родовища: а – зовнішньоконтурне; б, в, г – внутрішньоконтурне, 1, 2, 3 – експлуатаційні, нагнітальні та контрольні свердловини; 4, 5 – внутрішній та зовнішній контури нафтононості