304. Рисунок 2.19 – Приклади гідродинамічних і електричних

305. Схем для різних пластових систем

306. , (2.90)

307. де: , , – електричні опори відповідних ділянок ланцюга.

308. Згідно з методом електрогідродинамічної аналогії, враховуючи, що , , , , , можна записати

309. , (2.91)

310. де: і – тиски , відповідно, на контурі живлення та вибої свердловини; Q – відбір рідини рядом свердловин; , – зовнішні фільтраційні опори, – внутрішній фільтраційний опір.

Фільтраційні опори визначаються з формул:

(2.92)

311. де – половина відстані між свердловинами; n – кількість видобувних свердловин. Решта позначень зрозумілі з рис.2.19 або загальноприйняті.

312. Оскільки розрахунки показників розробки виконують з припущенням, що параметри пласта і пластової рідини вивчені попередніми дослідженнями, то безпосередньо з (2.91) встановлюють зв’язок між дебітом ряду свердловин і вибійним тиском у них . Якщо умовою експлуатації свердловини обгрунтовується вибійний тиск, то за (2.91) визначають відбір рідини.

13. (2.93)

313. За (2.93) можна простежити взаємозв’язок між відбором рідини і кількістю свердловин, яка входить у формулу для внутрішніх фільтраційних опорів. Підставляючи значину фільтраційних опорів у формулу (2.93) і враховуючи, що , отримаємо

. (2.94)

Безпосередньо з (2.94) встановлюється зв’язок між Q і n, графік якої має вигляд, показаний на рис. 2.20.

З рис. 2.20 випливає, що зв’язок між кількістю свердловин і відбором рідини нелінійний. Мало того, як це видно з рис. 2.20, чим більша кількість свердловин є на покладі і чим більше в подальшому вона буде зростати, тим менша кількість рідини буде відбиратися знову введеними свердловинами. Це дуже важливий висновок для нафтопромислової практики, тому що він вказує на те, що на певній стадії розробки родовища неможливо вирішити задачу істотного збільшення відбору тільки за рахунок зростання кількості видобувних свердловин.

Рисунок 2.20 – Залежність між відбором і числом видобувних свердловин на водонапірному режимі

задача 2. У круговому покладі нафти розташовані дві колові батареї видобувних свердловин (принципову схему покладу зображено на рис. 2.19, б). Необхідно встановити зв’язок між відбором і вибійним тиском у свердловинах.

314. Розв’язування. Для наведеної на рис. 2.19,б електричної схеми розв’язування згідно із законом Кірхгофа, запишемо

315. ;(2.95)

316. 

317. ; (2.96)

318. де: , – тиск на вибої свердловини, відповідно першого і другого рядів свердловин; Q₁ i Q₂ – дебіт першого і другого рядів; , , , , – фільтраційні опори, що визначаються за формулами

319. 

320. (2.97)

321. , (2.98)

322. Тут і – відстань між свердловинами в рядах; n₁ i n₂ – кількість свердловин в рядах; – зведений радіус свердловини. Решта позначень зрозумілі з рис.2.19.

14. Розв’язуючи (2.95) і (2.96) разом, отримуємо

323. . (2.99)

Безпосередньо для розв’язків використовуються рівняння (2.95) і (2.99).

У виконанні розрахунків часто приймається, що умова експлуатації свердловин в рядах однакова, тобто , тоді з (2.99) випливає

(2.100)

Якщо виникає необхідність у розв’язуванні задачі з визначення видобутку рідини для трьох рядів свердловин (див. рис.2.19), то система рівнянь записується таким чином:

324. ,

325. , (2.101)

326. .

327. В порівнянні з попереднім розв’язуванням з’явилися два додаткових фільтраційних опори і , які розраховуються за формулами:

15. ; (2.102)

16. (2.103)

328. Базуючись на показаних вище розв’язках, можна записати загальну формулу для розрахунку дебітів чи вибійних тисків для смугових чи кругових покладів:

329. , (2.104)

330. де – зовнішній фільтраційний опір між j=1 і j=k рядами.

331. Зовнішній фільтраційний опір між рядами для смугового покладу виражається формулою

(2.105)

332. для кругового покладу –

(2.106)

333. Внутрішній фільтраційний опір для смугових і кругових покладів описаний однаково:

(2.107)

де – кількість свердловин у ряду чи на коловій батареї; – відстань між свердловинами в ряду (в коловій батареї).

334. Найскладнішим питанням для визначення показників розробки покладу нафти у випадку жорстководонапірного режиму є обчислення проценту води в рідині, що видобувається, і встановлення терміну розробки. Ця задача істотно спрощується, якщо за результатами розробки конкретного родовища чи родовищ з аналогічними геолого-промисловими умовами є залежності, які встановлюють зв’язок між нафтовіддачею, процентом води в продукції свердловин і кратністю промивання. Кратністю промиваня називається відношення об’єму води, що зайшла в поклад, до початкового об’єму пор пласта в межах початкової нафтонасиченої його частини. Відмітимо, що таку залежність можна отримати розрахунком на основі фазових проникностей і неоднорідності пласта, наприклад, за методиками розрахунку показників розробки ВНДІнафта, ВАТ ,,Український нафтогазовий інститут” та ін.

335. На рис. 2.21 показано характер цієї залежності для вигодського покладу Долинського родовища. Подальший розв’язування задачі з визначення терміну розробки і проценту води в продукції свердловин виконується для двох умов: 1) задавання постійного відбору; 2) задавання сталого вибійного тиску у свердловинах.

336. Якщо задача розв’язується для умови сталого в часі відбору рідини свердловин, то розрахунок досить простий. За попередньо розрахованими за формулами (2.91), (2.95-2.96) чи (2.101) миттєвими дебітами рядів свердловин, які приймаються сталими, визначається накопичений видобуток нафти для ряду значин терміну розробки:

337. , (2.108)

338. де – миттєвий дебіт рядів свердловин. Потім підраховуються значини порового об’єму V_i від початкового положення ВНК до першого ряду і між рядами:

339. , (2.109)

340. де В – довжина покладу нафти; – відстань від початкового положення ВНК до лінії першого ряду; h – товщина пласта; m – пористість.

Для ряду виділених значень терміну розробки t, визначається кратність промивання :

341. (2.110)

342. За розрахованими значинами і рис. 2.21 визначають процент води в продукції ряду свердловин. Задачу вирішують по етапах. Після досягнення в першому ряду досить високої обводненості ряд може відключатися. Для моменту відхилення рядів повинна виконуватись умова

343. 

344. , (2.111)

345. де зліва дебіти рядів по нафті в кінці і-го етапу, справа – на початку і+1-го етапу.

346. Виконання умови (2.111) забезпечує отримання мінімального загального терміну розробки.

347. Якщо задачу розв’язують для змінного в часі відбору рідини рядами свердловин за умови , то для розрахунку терміну розробки попередньо обґрунтовують процент води в продукції видобувних свердловин для моменту відключення рядів. При обґрунтуванні процента води в продукції свердловин для відключення рядів керуються умовою (2.111). Обґрунтувавши процент води на лінії ряду свердловин, за рис. 2.21 встановлюють кратність промивання , за якою, користуючись формулою (2.110), за попередньо розрахованим (об’ємом порового простору між початковим положенням ВНК і лінією ряду свердловин) визначають накопичений відбір рідини, що пройшла через ряд свердловин (включаючи кількість рідини, яка відібрана рядом до його відключення). Для отримання повнішої характеристики зміни дебіту нафти і води за час переміщення ВНК від початкового положення до лінії першого ряду визначають середні дебіти і процент води в проміжних положеннях ВНК. Взявши одне, два чи декілька проміжних положень ВНК, за допомогою (2.91), (2.95), (2.96), (2.101)чи (2.104) розраховують миттєві дебіти для заданих положень ВНК, а за формулою (2.112) середні дебіти:

348. (2.112)

Рисунок 2.21 – Нафтовіддача і відсоток води в продукції свердловини залежно від кратності промивання покладу водою

349. Сумарні накопичені відбори рідини для проміжних положень ВНК визначають за попередньо розрахованим сумарним накопиченим відбором рідини для моменту відключення ряду свердловин пропорційно об’ємам пласта, які знаходяться між початковим і поточним (проміжним) положенням ВНК. Процент води в продукції ряду свердловин для проміжних положень ВНК визначають за попередньо розрахованими сумарними відборами рідини формулою (2.110) і графіком на рис. 2.21.

Термін розробки знаходять за формулою

(2.113)

350. де – середній дебіт рядів свердловин за етап переміщення ВНК від початкового до проміжного його положення. Загальний термін розробки

17. (2.114)

351. У результаті розрахунків отримують дані для побудови кривих зміни дебіту нафти і води в часі. На рис. 2.22 показано графік, який характеризує зміну видобутку нафти і води в часі для трьох рядів свердловин. Зростання дебіту другого і третього рядів свердловин після відключення обводнених рядів зумовлено зняттям екранного ефекту, як результат взаємодії свердловин, у результаті зупинки рядів, що прилягають до ВНК. Водонапірний режим забезпечує найвищу нафтовіддачу в порівнянні з іншими природними режимами розробки, тому зрозуміле прагнення до створення в пластах штучного водонапірного режиму там, де природне його проявлення виражене слабо чи зовсім відсутнє.

Рисунок 2.22 – Зміна видобутку нафти і води в часі для трирядної системи розробки

352. Це досягається запомповуванням у нафтопродуктивні пласти води з поверхні через спеціальні водонагнітальні свердловини.

353. Підтримання пластового тиску нагнітанням води, крім підвищення нафтовіддачі, забезпечує інтенсифікацію процесу розробки.

Заводнення – один із основних видів впливу на нафтопродуктивні пласти. Приймаючи рішення на підтримання пластового тиску нагнітанням води для конкретного покладу нафти, необхідно послідовно зробити таке:

354. 1) визначити місцезнаходження водонагнітальних свердловин;

2) визначити сумарний об’єм нагнітання;

3) розрахувати кількість водонагнітальних свердловин;

4) встановити основні вимоги до води, що нагнітається.

Місцезнаходження водонагнітальних свердловин визначається особливостями геологічної будови покладу нафти. Задача зводиться до того, щоб підібрати таке розташування водонагнітальних свердловин, яке б забезпечувало найефективніший зв’язок між зонами нагнітання води і зонами відбору з рівномірним витісненням нафти водою.

Залежно від місцезнаходження водонагнітальних свердловин у практиці розробки нафтових родовищ застосовуються такі системи заводнення.

Законтурне заводнення застосовується для розробки покладів з невеликими запасами нафти. При використанні системи розробки потрібно бути впевненим, що водонафтовий контакт за досягнутих перепадів тиску може переміщатися. Практикою розробки нафтових родовищ виявлено випадки, коли безпосередньо біля поверхні ВНК поклад нафти «запечатаний» продуктами окислення нафти (асфальтенами, смолами, парафіном і т. д.) чи продуктами життєдіяльності бактерій. Крім того, проектування і реалізація цієї системи потребує детального вивчення законтурної частини пласта. Можуть мати місце випадки, коли характеристики законтурної частини пласта за пористістю, проникністю, піскуватістю і т. д. істотно відрізняються від характеристик центральної частини пласта.

Приконтурне заводнення застосовується тоді, коли є ускладнений гідродинамічний зв’язок нафтової зони пласта із законтурною ділянкою. Ряд нагнітальних свердловин у цьому випадку розміщається у водонафтовій зоні чи у внутрішньому контурі нафтоносності.

Внутрішньоконтурне заводнення застосовується, в основному, для розробки нафтових покладів з дуже великими розмірами площ. Внутрішньоконтурне заводнення не заперечує законтурного і приконтурного заводнень, а в необхідних випадках вони поєднуються.

Розчленування нафтоносної площі на ряд площ шляхом внутрішньоконтурного заводнення дозволяє одночасно ввести всю нафтоносну площу в ефективну розробку.

Для повноцінного розрізання нафтоносної площі нагнітальні свердловини розміщують рядами. Під час запомповування в них води по лініях рядів нагнітальних свердловин утворюється зона підвищеного тиску, яка перешкоджає перетіканню нафти з однієї площі на іншу. Осередки води, що сформувалися навколо кожної нагнітальної свердловини, із запомповуванням збільшуються в розмірах і, згодом, зливаються, утворюючи єдиний фронт води, просування якого можна регулювати так само, як і у випадку законтурного заводнення. З метою прискорення формування єдиного фронту води по лінії ряду нагнітальних свердловин, освоєння свердловин під нагнітання в ряді здійснюють «через одну». У проміжках проектні водонагнітальні свердловини вводять в експлуатацію як нафтовидобувні, здійснюючи в них форсований відбір. З появою в «проміжних» свердловинах запомповуваної води, вони переводяться під нагнітання води.

Експлуатаційні свердловини розміщують рядами паралельно до рядів водонагнітальних свердловин. Відстань між рядами нафтовидобувних свердловин і між свердловинами в ряді вибирається на основі гідродинамічних розрахунків із урахуванням особливостей геологічної будови і фізичної характеристики колекторів на даній площі розроблення. Розробку кожної площі здійснюють за своєю системою розміщення експлуатаційних свердловин з максимальним урахуванням геологічної характеристики площі.

Великою перевагою описуваної системи є можливість починати розробку з будь-якої площі і, зокрема, вводити в розробку, в першу чергу, площі з кращими геолого-експлуатаційними характеристиками, з найбільшою густотою запасів, з високими дебітами свердловин.

Різновидом системи внутрішньоконтурного заводнення є блокові системи розробки.

Блокові системи розробки застосовуються на родовищах видовженої форми з розміщенням рядів водонагнітальних свердловин частіше в поперечному напрямі. Принципова відмінність блокових систем розробки від системи внутрішньоконтурного заводнення в тому, що блокові системи передбачають відмову від законтурного заводнення. На рисунку 2.23 показано принципову схему розробки пласта А₄ Кулешівського нафтового родовища (Росія).

Рисунок 2.23 – Принципова схема реалізації блокової системи розробки нафтового родовища: 1 – видобувні свердловини; 2 – водонагнітальні свердловини

Як видно зі схеми, ряди водонагнітальних свердловин розрізають єдиний поклад на окремі ділянки (блоки) розробки.

Перевага блокових систем у наступному.

1. Відмова від розміщення водонагнітальних свердловин у законтурній зоні усуває ризик буріння свердловин у слабовивченій на стадії розвідки родовища частині пласта.

2. Повніше використовується проявлення природних сил гідродинамічної області законтурної частини пласта.

3. Істотно скорочується площа, що підлягає впорядкуванню об’єктами підтримання пластового тиску.

4. Спрощується обслуговування системи підтримання пластового тиску (свердловини, кущові насосні станції тощо).

5. Компактне, близьке розташування видобувних і водонагнітальних свердловин дозволяє оперативно вирішувати питання регулювання розробки перерозподілом нагнітання води по рядах і свердловинах та відбору рідини в нафтовидобувних свердловинах.

Найширшого застосування блокові системи отримали на родовищах Самарської області і Західного Сибіру.

Площове заводнення застосовується для розробки пластів з дуже низькою проникністю. За цією системою експлуатаційні і нагнітальні свердловини розміщаються за правильними схемами чотири-, пяти-, семи- і дев’ятиточковими системами.

На рисунку 2.24 показано основні схеми площового заводнення, які відрізняються не тільки розташуванням свердловин, але й співвідношенням між кількістю нафтовидобувних і нагнітальних свердловин. Так, у чотириточковій системі співвідношення між нафтовидобувними і нагнітальними свердловинами 2:1, у пятиточковій 1:1, у семиточковій – 1:2, у дев’ятиточковій – 1:3. Отже, найінтенсивнішими серед розглянутих є семи- і дев’ятиточкові системи.

355. Рисунок 2.24 – Площові системи розробки:

356. 1 – видобувні свердловини ; 11 – водонагнітальні свердловини. Чотириточкова (1); п^, ятиточкова (2); семиточкова (3); дев^’ятиточкова (4) системи

357. Великий вплив на ефективність площового заводнення чинять однорідність пласта і запаси нафти, що припадають на одну свердловину, а також глибина залягання об’єкта розробки.

358. В умовах неоднорідного пласта як по розрізу, так і по площі проходить передчасний прорив води до експлуатаційних свердловин по більш проникній частині пласта, що сильно знижує видобуток нафти за безводний період і підвищує водонафтовий фактор, тому площове заводнення бажано застосовувати при розробці більш однорідних пластів.

359. Осередкове заводнення застосовується у вигляді доповнення до вже виконаної системи законтурного чи внутрішньоконтурного заводнень і має за мету підсилення виконаної системи розробки. За цієї системи заводнення групи нагнітальних свердловин розміщуються на ділянках пласта, що відстають за інтенсивністю використання запасів нафти. В окремих випадках із добре вивченою геологічною будовою продуктивного пласта осередкове заводнення можна застосовувати як самостійну систему розробки родовища.

360. Вибіркова система заводнення є різновидом площового заводнення і застосовується на покладах нафти зі значною неоднорідністю.

361. За системи вибіркового заводнення розробка покладу здійснюється в такому порядку. Розбурювання покладу проводиться за рівномірною трикутною або чотирикутною сіткою, і потім усі свердловини вводять в експлуатацію як нафтовидобувні. Будь-яка з конструкцій свердловин повинна відповідати вимогам, що ставляться до нафтовидобувних і нагнітальних свердловин. Площа покладу нафти (родовища) впорядковується об^’єктами збору нафти і газу та об’єктами підтримання пластового тиску так, щоб була можливість освоїти будь-яку свердловину не тільки як нафтовидобувну, але і як водонагнітальну.

362. Свердловини під нагнітання води з числа нафтовидобувних вибирають шляхом детального вивчення розрізу у свердловинах за каротажними матеріалами і проведенням у свердловинах гідропрослуховування. Такими повинні бути свердловини, в яких нафтопродуктивний розріз розкривається найповніше. Прослідковується гідродинамічний зв’язок вибраної свердловини із сусідніми. Вибіркова система з успіхом застосована на родовищах Татарстану.

363. Бар’єрне заводнення. У процесі розробки газонафтових родовищ з великим об’ємом газової шапки може ставитися задача одночасного відбору нафти з газової облямівки і газу з газової шапки. У зв’язку з тим, що регулювання відбору нафти і газу, а також пластового тиску за роздільного відбору нафти і газу, що не приводить до взаємних перетікань нафти у газоносну частину пласта, а газу у нафтоносну частину, вельми ускладнене, застосовують розрізання єдиного нафтогазового покладу на окремі ділянки самостійної розробки. Водонагнітальні свердловини при цьому розташовують у зоні газонафтового контакту, а запомповування води і відбір газу та нафти регулюють таким чином, щоб проходило витіснення нафти і газу водою у разі виключення взаємних перетікань нафти у газову частину покладу, а газу в нафтову частину.

364. Вперше бар’єрне заводнення впроваджувалось на газонафтовому родовищі Карадаг Азербайджанської республіки.

365. Визначення сумарного об’єму запомповування води. Сумарний об’єм запомповування води залежить від запроектованого відбору рідини із покладу, від тиску на лінії нагнітання, а здебільшого також від колекторських і пружних властивостей пластів і насичуючих рідин у законтурній області.

366. Якщо задача вирішується для умов внутрішньоконтурного заводнення на усталеному жорстководонапірному режимі, то у цьому випадку сумарна кількість води, що нагнітається, дорівнює кількості вилучених нафти і води.

367. Дещо складніше вирішується ця задача під час законтурного заводнення. У цьому випадку кількість води, що нагнітається, в найзагальнішому вигляді описується формулою

368. , (2.115)

369. де – кількість рідини, що відбирається (нафта+вода); – кількість води, що витікає за контур.

370. Кількість рідини, що відбирається, визначається, грунтуючись на розрахунках, як показано вище.

371. Кількість води, що витікає в законтурну область, залежить від тиску на лінії водонагнітальних свердловин ( ) і середнього пластового тиску в законтурній зоні пласта ( ). Якщо , то частина води, що нагнітається, витікає в законтурну область.

372. Якщо ж , то об’єм води, що нагнітається, буде меншим за об^’єм рідини, що відбирається з пласта, на об’єм води, що припливає в поклад нафти із законтурної області, тобто за ,

373. . (2.116)

За витік води відсутній, тобто

374. . (2.117)

375. Для умов сталого тиску на лінії нагнітання витік води визначається за формулою

376. (2.118)

377. де – довжина лінії нагнітання; – п’єзопровідність; – час.

378. Якщо в законтурній водоносній області пласта є «стік», то для умов усталеного режиму нагнітання води витік її за контур можна розрахувати за формулою

379. , (2.119)

380. звідки

381. (2.120)

382. де – фільтраційний опір в законтурній частині пласта; – відстань від лінії нагнітання до точки пласта (свердловини) в законтурній зоні пласта, в якій пластовий тиск дорівнює середньому тиску

383. Для внутрішньоконтурного заводнення і площових систем кількість води, що нагнітається, дорівнює кількості рідини, що відбирається із покладу, приведена до нормальних умов.

384. Розрахунок кількості водонагнітальних свердловин. Для розрахунку кількості водонагнітальних свердловин потрібно попередньо визначити кількість води, що нагнітається. Виходячи з цього, кількість нагнітальних свердловин буде

385. (2.121)

386. (2.122)

387. де – кількість води, що нагнітається в одну свердловину; – фазова проникність для води в привибійній зоні нагнітальної свердловини;

388. – (2.123)

389. половина відстані між водонагнітальними свердловинами;

390. _– (2.124)

391. коефіцієнт забруднення водонагнітальних свердловин, який визначається за досвідом нагнітання води і є відношенням початкового поглинання нагнітальної свердловини до середнього поглинання води за міжремонтний період;

392. , (2.125)

393. де – тиск на вибої нагнітальної свердловини; – глибина нагнітальної свердловини; – тиск на насосі; – втрати тиску на тертя.

394. З підставлення (2.122) і (2.123) в (2.121) можна отримати

395. (2.126)

396. Рівняння (2.126) розв’язується поєднанням графічного методу і методу пробних підстановок.

Вимоги, що ставляться до води, яку нагнітають. Для забезпечення належної приймальності водонагнітальних свердловин, виконання задач підтримання пластового тиску і підвищення нафтовилучення до води, яку нагнітають, ставляться такі основні вимоги.

1. Вода не повинна вступати в хімічну реакцію з пластовими водами, тому що при цьому можливі випадання осаду і закупорювання пор пласта.

2. Кількість механічних домішок у воді повинна бути невеликою, тому що це може призвести до забруднення привибійної зони пласта і втрати приймальності води свердловинами. Припустимий вміст механічних домішок у воді в кожному конкретному випадку визначається за досвідом нагнітання води.

3. Вода не повинна містити домішок сірководню і вуглекислоти, що викликають корозію наземного і підземного устатковання.

4. Вода поверхневих джерел, використана для нагнітання, повинна піддаватися обробленню на біологічне очищення від мікроорганізмів і спор водоростей. Потрапляючи з водою, що нагнітається, у пори пласта, мікроорганізми і спори водоростей можуть виявитися в сприятливих температурних умовах для розмноження, що зумовить закупорювання пор пласта.

Особливу небезпеку представляє попадання в пори пласта анаеробних бактерій, здатних відновити сірку з її сполук у мінералах, що складають пласт. Це призводить до появи в пластових водах сірководню з усіма несприятливими наслідками – сірководнева корозія підземного устатковання, засмічення нафти і газу сірководнем і т.д.

5. Вода, яку нагнітають, не повинна викликати розбухання глинистих пропластків усередині об'єкта розробки і глинистих часток цементуючого матеріалу пласта, тому що це може призвести до закупорювання пор і руйнування привибійної зони свердловини з порушенням цілісності експлуатаційної колони.

Питання про взаємодію води з глинами пласта вивчається на стадії підготовки геолого-промислових матеріалів по родовищу до проектування розробки. Тоді ж відпрацьовуються заходи щодо підготовки води, що не спричиняють розбухання глин.

Вода, яку нагнітають, повинна мати добру здатність відмивати нафту від породи. З цією метою проводять оброблення води з використанням хімічних препаратів.

На стадії проектування розробки родовища в системі підтримання пластового тиску повинні передбачатися заходи щодо забезпечення якісних характеристик води.

Про оптимізацію роботи водонагнітальних свердловин. Для забезпечення належної експлуатації водонапірних свердловин потрібно вести контроль за якістю води, яку нагнітають, і дотриманням режимних параметрів по тиску нагнітання. Недотримання цих параметрів може призводити до втрати приймальності води свердловиною. Найчастішою причиною втрати приймальності свердловин є недостатнє очищення води від механічних домішок у вигляді мулу або твердих корозійних частин, які змиваються з внутрішньої поверхні шлейфів і НКТ. І хоч на нафтопромислах проводиться багато робіт з покращення якості очищення води і попередження корозії металу труб, проте цей вид ускладнень у свердловинах є основним.

Практикою експлуатації водонапірних свердловин відпрацьовано багато технологічних прийомів відновлення і підтримання приймальності свердловин. Найпростіше це питання вирішується шляхом підвищення тиску нагнітання до створення на вибої свердловини тиску близького до пластового. У цьому випадку в пласті розкриваються тріщини і приймальність свердловини може багаторазово зростати. Механічні домішки, що потрапляють при цьому в тріщини, сприяють, певною мірою, вирівнюванню охоплення заводнення пласта по площі і розрізу.

Таким чином, якщо на нафтопромислі є можливість підвищення тиску нагнітання, наявні насоси на високий тиск, а характеристика свердловин і шлейфів дозволяє здійснити їхню експлуатацію за високих тисків, то для збереження приймальності свердловин доцільно використати технологію підвищення тиску нагнітання.

Іншим, найчастіше застосовуваним методом відновлення приймальності свердловин є їх дренаж. Під час дренажу досягається очищення привибійної зони свердловини від кольматуючих речовин. Виконується дренаж за різної зміни тиску на гирлі свердловини і напрямку води, яку нагнітають у затрубний простір свердловини з відведенням рідини через НКТ¹ у спеціальний резервуар для відстоювання або, якщо для заводнення використовується вода без додавання хімреагентів, то скидання відпрацьованої дренажної води можна провести безпосередньо в амбар чи у море². Багаторазовим переведенням роботи свердловини на запомповування води і її скиданням через НКТ досягається очищення привибійної зони. Причиною тому є те, що зі зміною тиску на гирлі відбувається активний приплив рідини із пласта, що і зумовлює декольматацію пор. Приплив рідини із пласта в свердловину в даному випадку відбувається за рахунок різниці тисків у «конусі репресії» і на вибої свердловини.

Для відновлення приймальності водонагнітальних свердловин можуть застосовуватись солянокислотні або глинокислотні оброблення, які часто виконуються в комплексі з дренажем свердловини. При цьому нерідко використовується технологія, коли після кислотного оброблення продукти реакції на поверхню не витягуються, а заганяються у віддалену зону пласта.

Досвід проведення подібних робіт показує, що в проведенні повторних і наступних кислотних оброблень на одній і тій же свердловині необхідно робити збільшення об’ємів кислотного розчину в два і більше рази. І запомпування продуктів реакції в глибину пласта варто робити за великих об’ємів рідини і більш високого тиску.

Зі сказаного вище випливає, що періодичне проведення у водонапірних свердловинах робіт з відновлення їх приймальності є невід’ємним елементом технології їх нормальної експлуатації. На рис 2.25 показано типовий графік зміни приймальності водонагнітальної свердловини в часі.

Рисунок 2.25 – Графік зміни приймальності водонагнітальної свердловини в часі

Проаналізувавши графік, показаний на рис. 2.25, приходимо до таких висновків. Якщо тривалість ремонту свердловини – і кількість рідини, що відпомповується з пласта , то можна визначити, ґрунтуючись на практиці здійснення цих робіт на конкретному родовищі, тривалість міжремонтного періоду – і мінімальну приймальність, за досягнення якої необхідно проводити ремонт, а також через яку кількість ремонтів за плановий час необхідно виконати додаткові дослідження.

Безпосередньо з графіка отримаємо, що

, (2.17)

де – кількість ремонтів.

З 2.127 випливає

(2.128)

математичним описуванням спадних кривих, характерних для випадку нагнітання води, є залежності виду

(2.129)

(2.130)

де a, b, c – коефіцієнти, зумовлені обробленням фактичних результатів. Коефіцієнти і визначаються із системи рівнянь

, (2.131)

де n – кількість рядків у вибірці по t. Для рішення системи рівнянь (2.131) з фактичних даних зміни закачування води в часі зручніше представити в таблиці 2.1.

Визначивши значини коефіцієнтів а і b за формулами (2.131), можна підрахувати теоретичну значину запомповування, а порівнянням теоретичного і фактичного закачування води встановлюється збіжність результатів.

Ступінь точності складеного рівняння визначають за коефіцієнтом кореляції, знайденим за формулою:

, (2.132)

де і – середнє квадратичне відхилення

(2.133)

, (2.134)

де і – середнє арифметичне з усіх значин логарифмів і . Чим ближче коефіцієнт кореляції до одиниці, тим точніше теоретична формула відповідає фактичній зміні запомповування води в часі. Варто відмітити, що для спадних кривих коефіцієнт кореляції має знак (-).

Таблиця 2.1 – Приклад таблиці для розрахункового очікування запомповування води в часі

t, місяці	Нагнітання води, q(t)	lg q(t)	lg t	lg q(t) × lg t	(lg t)2	Нагнітання води за формулою (2.129)
1	q(t1)					...
2	q(t2)					...
3	q(t3)					...
...	…	…	...	...	...	...
N	…

З формули (2.132) випливає, що чим більше n, тим більший коефіцієнт кореляції, тому вибирається безпосередньо в процесі розрахунку. Якщо коефіцієнт кореляції виявився низьким, то варто збільшити кількість рядків статистичної таблиці.

Якщо для математичного описування фактичної кривої зміни запомповування в часі використовується формула (2.130), то стала може бути визначена в такий спосіб: помноживши обидві частини формули (2.130) на і зробивши інтегрування, одержимо

. (2.135)

З формули (2.135) випливає, що між накопиченим і поточним запомповуванням повинна існувати лінійна залежність. Побудувавши в системі координат криву (див. рис. 2.26), за кутом нахилу графіка до осі визначимо коефіцієнт с.

З рис. 2.26 випливає, що

(2.136)

звідки

. (2.137)

Рисунок 2.26 – Залежність поточного запомповування води від сумарного запомповування у свердловину за міжремонтний період

Показавши спосіб підбору теоретичної кривої до фактичних результатів зміни запомповування в часі, ми можемо повернутися до встановлення оптимального режиму експлуатації водонапірної свердловини.

Умовою оптимізації для одиночної свердловини може стати досягнення максимального запомповування за плановий період – Т.

Так, якщо для оброблення фактичних результатів використовують формулу (2.129), то кількість запомповуваної води за плановий час визначається з залежності

. (2.138)

Після інтегрування одержимо

. (2.139)

Безпосередньо з (2.139) одержати максимальну значину накопиченого запомповування за плановий період неможливо, тому що є функцією двох змінних t_i і n_i. Використовуючи формули (2.128) і (2.139) одержимо

. (2.140)

У розглядуванні формул (2.139) і (2.140) передбачалося, що приймальність водонагнітальних свердловин після ремонту від ремонту до ремонту не змінюється.

За формулою (2.140) і фактичними результатами по тривалості ремонту ( ) і кількості води, що відпомповується з покладу ( )за час ремонту, а також попередньо розрахувавши а і b, можемо, використовуючи метод послідовних наближень, визначити зміну сумарного запомповування води від кількості ремонтів ( ). Ця задача легко і наочно вирішується побудовою графіка, на якому чітко простежується проявлення максимуму. Максимуму накопиченого запомповування відповідає оптимальна кількість ремонтів. Позначимо цю кількість – .

На рис. 2.27 показано графік такої залежності для свердловин родовища Піщане море, запозиченої з роботи Ю.А.Балакірєва [18]. Визначивши з використанням графіка на рис. 2.27 оптимальну кількість ремонтів, можемо за формулою 2.128 розрахувати міжремонтний період роботи свердловини

Знаючи з рис. 2.27 або формули (2.129), можна визначити максимальне запомповування води, після якого у свердловині необхідне проведення ремонтних робіт з відновлення приймальності.

Якщо для поставлення задачі прогнозу в роботі водонагнітальної свердловини використовується формула (2.130), то накопичене запомповування води з урахуванням добирання рідини у ході проведення ремонтних робіт (дренаж), визначиться з формули (2.141), що отримана на основі формули (2.135)

. (2.141)

Рисунок 2.27 – Залежність накопиченого запомповування води у свердловину залежно від числа ремонтів

Зазначимо, що формула (2.141) точно збігається з формулою (VII.35, роботи [18]).

Показавши метод встановлення оптимального режиму окремої свердловини, можна поширити його на всі свердловини покладу нафти. Сумарне запомповування води для покладу нафти буде визначатися за формулою

, (2.142)

де N – кількість нагнітальних свердловин на покладі нафти.

Для використання формули (2.142) можуть встановлюватися обмеження [10], що виникають з економіко-організаційних умов функціонування нафтопромислу. Так, може виявитися, що кількість бригад підземного ремонту, що здійснюють роботи з відновлення приймальності свердловин, недостатня для забезпечення планових робіт, а тому кількість ремонтів може регламентуватися, тобто

, (2.143)

де М – кількість ремонтів, що можуть бути здійснені промислом у плановому періоді.

Якщо на нафтопромислі є обмеження для використання коштів, то це є причиною скорочення кількості ремонтів, а тому для користування формулою (2.142) варто виходити з виконання умови:

, (2.144)

де – собівартість проведення одного ремонту в свердловині; – сума коштів, що виділяються на проведення ремонтних робіт у нагнітальних свердловинах у плановій калькуляції собівартості води, що нагнітається.

Варто відзначити, що ґрунтуючись на показаній методиці, можна ставити задачу встановлення мінімуму витрат на здійснення запомповування води за умови, що плановий обсяг запомпованої води, встановлений проектом розробки або поточними аналізами стану розробки покладу нафти, виконується.

За всієї привабливості показаної методики встановлення режимів експлуатації водонапірних свердловин вона дає тільки загальні положення у встановленні технологічних режимів експлуатації водонапірних свердловин. Ця методика не дає відповіді на питання, у яких свердловинах варто здійснювати заходи в першу чергу. Свердловини на покладі нафти, як правило, характеризуються нерівномірною приймальністю. Якщо ж за основу рішення поставленої задачі взяти формулу (2.142), тобто виходити з умови досягнення максимального запомповування, то може виникнути судження про корисність здійснення заходів підвищення приймальності свердловин, яка характеризується високими показниками запомповування води, тому що на ці свердловини припадає найбільший приріст запомповування води.

Такий підхід до вибору свердловин, не підкріплений оцінкою геологічних особливостей витіснення нафти із пласта на конкретній ділянці розробки покладу нафти, може виявитися помилковим і призведе до погіршення стану розробки пласта.

З викладеного випливає, що, керуючись загальною концепцією встановлення режимів експлуатації водонапірних свердловин, що випливають з формул (2.143) і (2.142), і обмежень (2.133) і (2.144), не слід забувати про необхідність обґрунтування першочергових ремонтів у свердловинах через детальне вивчення геолого-технічних передумов необхідності інтенсифікації процесу розробки конкретної ділянки покладу нафти.