Розміщення свердловин при внутрішньоконтурному заводненні

Вплив на пласт в цьому випадку здійснюється через систему нагнітальних свердловин, розміщених по будь-якій схемі всередині контура нафтоносності. Це найінтенсивніша система впливу на поклад нафти, при якій можна скоротити строки виробки запасів і швидко нарощувати видобуток нафти. Розрізняють декілька різновидів внутрішньоконтурного заводнення: розрізання покладу лініями нагнітальних свердловин на полоси, кільця, створення центрального розрізаючого ряду з декількома поперечними рядами в поєднанні з приконтурним заводненням. Вибір схеми розміщення нагнітальних свердловин визначається конкретними геологічними умовами, економічно доцільними строками виробки запасів і величиною необхідних капіталовкладень.

Перераховані системи заводнення, як правило, використовуються на великих оконтурених родовищах із встановленими межами і достатньо достовірними даними, які характеризують пласт. Блочне заводнення доцільне на великих неоконтурених родовищах, коли за даними розвідувальних свердловин очевидна промислова нафтоносність в районі їхнього розміщення. Осередкове заводнення використовують в поєднанні з будь-якою іншою системою заводнення для покращення охоплюваності пласта витісненням, а також для виробки запасів з окремих лінз або ділянок пласта (застійних зон), на які не розповсюджується вплив закачування від найближчих нагнітальних рядів. Вибіркову систему заводнення використовують, як і осередкову, при виробці запасів нафти із дуже неоднорідних переривчастих як по простяганню, так і по товщині колекторів. При цій системі точки буріння нагнітальних свердловин визначають враховуючи детальне вивчення геологічних умов поширення продуктивного пласта, його зв’язків з вибоями найближчих видобувних свердловин, а також, щоб забезпечити максимально можливу інтенсивність витіснення нафти водою і звести до мінімуму вплив неонорідності і лінзовидності пласта на повноту виробки і кінцевого коефіцієнта нафтовіддачі. Площове заводнення – найінтенсивніша система впливу на пласт, яка забезпечує найвищі темпи розробки родовища. Видобувні і нагнітальні свердловини при цій системі розміщені правильними геометричними блоками у вигляді п’яти-, семи- або дев’ятиточкових сіток, в яких нагнітальні і видобувні свердловини чергуються.

38. Підтримання пластового тиску закачуванням газу

У продуктивних колекторах, у складі яких присутньо багато глинистого матеріалу, який розбухає при його змочуванні прісною водою, закачування води для ППТ, як правило, неефективна. Нагнітальні свердловини мають дуже низьку поглинаючу здатність, вимагає спеціальної обробки води та високих тисків нагнітання. Однак у цих же умовах закачування сухого вуглеводневого газу, що не взаємодіє з породами колектора, може виявитися досить ефективною, тому що при цьому забезпечуються технічно прийнятні параметри процесу, такі як приймальність і тиск.

З енергетичної точки зору ППТ закачуванням газу - процес більш енергоємний порівняно із закачуванням води. Іншими словами, на витіснення одиниці об'єму нафти при закачуванні газу витрачається енергії більше, ніж при витісненні нафти водою. Це пояснюється двома головними причинами: 1. При закачуванні води необхідний забійний тиск створюється як тиском води на гирлі нагнітальної свердловини, так і великим гідростатичним тиском водяного стовпа в свердловині. При закачуванні газу, щільність якого значно менше щільності води, гідростатичний тиск газового стовпа малий (приблизно в 7 - 15 разів менше, ніж водяного). Тому необхідний забійний тиск доводиться створювати за рахунок збільшення тиску на гирлі (тиск нагнітання), внаслідок чого зростають витрати енергії на закачування газу в пласт.

2. При закачуванні газу, внаслідок його великої стисливості, необхідний обсяг газу потрібно попередньо стиснути до забійного тиску, на що витрачається велика кількість енергії. Тоді як при закачуванні води, внаслідок її «жорсткості», енергія на стиск практично дорівнює нулю.

Крім того, деяка кількість нагнітального вуглеводневого газу розчиняється в пластовій нафті, від чого загальна кількість закачуваного газу збільшується.

Тому ППТ закачуванням газу не знайшло широкого розповсюдження і застосовується головним чином на виснажених нафтових родовищах, пластовий тиск яких малий, або на неглибоких родовищах.

Кількість газу, необхідна для нагнітання в пласт тільки для підтримки пластового тиску на існуючому рівні, очевидно, дорівнює сумі обсягів видобутої нафти, води і газу, приведених до пластових умов (Р, Т).

Компресори, необхідні для здійснення ППТ, обираються відповідно до тиску на гирлі і загальної витрати нагнітального газу.

За наявності на даному родовищі або поблизу потужного джерела природного газу достатньо високого тиску його можна ефективно використовувати для ППТ. Це призводить до великого скорочення капітальних вкладень, так як відпадає необхідність у будівництві компресорних станцій, і до скорочення енергетичних витрат на закачування газу. В якості робочого агента може бути використаний не тільки сухий вуглеводневий газ, а й повітря, а також і вуглекислий газ , якщо є його джерела.

Використання вуглеводневого і вуглекислого газів є більш доцільним, оскільки їх висока розчинність в нафті призводить до зниження в'язкості нафти на контакті з газом в пласті і збільшення коефіцієнта витіснення. Крім того, закачування чистого вуглеводневого газу, а тим більше вуглекислоти більш безпечне, ніж закачування повітря, при якому можливе утворення вибухонебезпечних сумішей з вуглеводнями.