2.2. Конструкция скважин

Конструкция нагнетательных скважин не отличается от добывающих. Некоторое количество добывающих скважин, оказавшихся в зоне контура водоносности или за ним, переводятся в разряд нагнетательных. 

Большинство нагнетательных скважин по конструкции не отличаются от добывающих. Более того, некотороеколичество добывающих скважин, оказавшихся в зоне контура водоносности или за ним, переводятся в разряд нагнетательных. При внутриконтурном и площадном заводнении перевод добывающих скважин под закачку воды считается нормальным. 

Обобщение опыта разработки газовых залежей, свидетельствует о том, что для небольших залежей с запасами до 3 млрд. мЗ основные показатели динамики добычи газа ( продолжительность стадий, степень использования запасов за стадию и др.) изменяются в широком диапазоне значений. Это обусловлено различиями в их продуктивности, в количестве добывающих скважин, в темпах освоения залежей. С увеличением размеров залежей диапазон значений показателей сужается, особенно для крупных по запасам залежей, служащих источниками снабжения газом удаленных потребителей, заинтересованных в продолжительных устойчивых поставках газа. Задачи газоснабжения обусловливают необходимость продления II стадии разработки и, следовательно, некоторого ограничения темпов разработки в этом периоде. 

В результате статистического анализа выявлена закономерность в реакции добывающих скважин на воздействие О ГОТ через нагнетательную - скважину. Так, оказалось, что при снижении приемистости нагнетательной скважины после воздействия до 20 - 25 % количество добывающих скважин, снизивших обводненность, возрастает, при этом темп добычи нефти не снижается. 

В результате статистического анализа выявлена закономерность в реакции добывающих скважин на воздействие ОГОТ через Hai метательную - скважину. Так, оказалось, что при снижении приемистости нагнетательной скважины после воздействия до 20 - 25 % количество добывающих скважин, снизивших обводненность, возрастает, при этом темп добычи нефти не снижается. 

Дебит нефти по скважинам колеблется от практически бесприточных до 52 т / сут при среднем дебите около 9 т / сут. Более 40 % всего фонда скважин залежи имеет дебит менее 3 т / сут, эксплуатация которых является экономически нерентабельной. Количество добывающих скважин, эксплуатация которых рентабельна при проведении только текущего ремонта, составляет 13 % от всех добывающих скважин. В 30 % скважин затраты на проведение капитального ремонта скважин окупятся в течение 1 - 1 5 лет их эксплуатации. 

По карте разработки объекта следует найти более или менее гидродинамически обособленные участки, состоящие из одной или нескольких нагнетательных и окружающих их добывающих скважин. Эти скважины в дальнейшем будут именоваться реагирующими. Количество добывающих скважин, расположенных по разным направлениям от нагнетательной скважины должно быть достаточным. Приемистость нагнетательных скважин должна быть не менее 200 м3 / сут. На предварительном этапе таких очагов или участков выбирается несколько, так как некоторые из них по различным критериям будут отброшены. Следует отметить, что при массовом применении технологии наличие гидродинамической обособленности опытного участка не является обязательным. 

По карте разработки объекта следует найти более или менее гидродинамически обособленные участки, состоящие из одной или нескольких нагнетательных и окружающих их добывающих скважин. Эти скважины в дальнейшем будут именоваться реагирующими. Количество добывающих скважин, расположенных по разным направлениям от нагнетательной скважины, должно быть достаточным. Приемистость нагнетательных скважин должна быть не менее 200 м3 / сут. На предварительном этапе таких очагов или участков выбирается несколько, так как некоторые из них по различным критериям будут отброшены. Следует отметить, что при массовом применении технологии наличие гидродинамической обособленности опытного участка не является обязательным. 

По карте разработки объекта следует найти более или менее гидродинамически обособленные участки, состоящие из одной или нескольких нагнетательных и окружающих их добывающих скважин. Эти скважины в дальнейшем будут рассматриваться как реагирующие. Количество добывающих скважин, расположенных по разным направлениям от нагнетательной скважины, должно быть достаточным. Приемистость нагнетательных скважин должна быть не менее 200 м3 / сут. 

По карте разработки объекта следует найти более или менее гидродинамически обособленные участки, состоящие из одной или нескольких нагнетательных и окружающих их добывающих скважин. Эти скважины в дальнейшем будут именоваться реагирующими. Количество добывающих скважин, расположенных по разным направлениям от нагнетательной скважины, должно быть достаточным. 

Динамика дебитов повторяет динамику отборов жидкости, тогда как количество добывающих скважин в этот период продолжало интенсивно наращиваться. 

Рекомендуемая методика может быть использована для всех направлений нефтепромыслового строительства, кроме автоматизации и телемеханизации. Система автоматизации и телемеханизации обслуживает в основном добывающие скважины, поскольку подавляющий поток информации поступает именно с них. Следовательно, затраты в данное направление нефтепромыслового строительства зависят главным образом от количества добывающих скважин и не корректируются. 

В настоящее время отчетливо наметился разрыв между требованиями к степени изученности геологического строения залежей в период разведки - первого подсчета запасов и в период их разработки - пересчета запасов. Фактически отсутствуют требования к количеству ( объему) и качеству дополнительной информации, получаемой в процессе эксплуатационного бурения. До сих пор еще считается, что степень изученности залежи автоматически возрастает с увеличением количества добывающих скважин, что в свою очередь дает возможность формального повышения категорийности запасов. Такой подход иногда приводит к ошибочным выводам, которые исправляются в ГКЗ СССР при утверждении пересчетов запасов нефти и газа. 

Первый пик добычи жидкости приходится на третий год разработки. Снижение добычи жидкости в последующие два года, очевидно, связано как с отключением скважины, так и с недокомпенсацией закачки. Последующий период ( 1996 - 99 гг.) характеризовался резким снижением добычи жидкости, что связано со снижением количества добывающих скважин. 

С началом промышленного внедрения режимов ИДТВ и ИДТВ ( П) в 1988 году температура в добывающих скважинах показывает четкую зависимость тепловых полей от импульсов горячей и холодной воды. В 1990 и 1991 годах введено значительное количество ПНС на участках залежи, разрабатывающихся на естественном режиме при пониженных пластовых давлениях. Поэтому в этих зонах не наблюдается заметного увеличения пластовых температур. В то же время в 1994 году наблюдается значительное увеличение количества добывающих скважин с высокими температурами на участках ввода новых паронагнетательных скважин, поскольку они вводились в ранее прогретых зонах. Из приведенной табл. 7.3 видно, что наибольшее количество скважин с температурой, выше первоначальной, приходится на 1994 год. 

Во избежание значительных потерь нефти в центральных частях блоков ( на участках стягивания контуров нефтеносности) в пределах блока располагают обычно нечетное количество рядов добывающих скважин, при этом внутренний ряд обычно играет роль стягивающего. При повышенной ширине блоков ( 3 5 - 4 км) принято располагать пять рядов добывающих скважин, при меньшей ширине ( 1 6 - 3 км) - три ряда. В зависимости от количества рядов добывающих скважин блоковое заводнение называют пятирядным или трехрядным. Уменьшение количества добывающих рядов в сочетании с сужением блока также повышает активность системы за счет увеличения горизонтального градиента давления и уменьшения количества добывающих скважин, приходящихся на одну нагнетательную. 

Кольская сверхглубокая скважина (СГ-3) — параметрическая (т.е. пробуренная для изучения глубинного строения)скважина; самая глубокая скважина в мире. Пробурена Научно-производственным центром «Недра»^[1]. Находится вМурманской области, в 10 километрах к западу от города Заполярный. Скважина заложена в северо-восточной частиБалтийского щита, в области сочленения рудоносных докембрийских структур, типичных для фундаментов древнихплатформ. Её глубина составляет 12 262 метра; диаметр верхней части — 92 см, диаметр нижней части — 21,5 см^[2]. В отличие от других сверхглубоких скважин, которые бурились для добычи нефти или геологоразведочных работ, СГ-3 была пробурена исключительно с научно-исследовательскими целями в том месте, где граница Мохоровичичаподходит близко к поверхности Земли.

Ен-Яхинская сверхглубокая скважина (СГ-7) — одна из самых глубоких буровых скважин в мире. Находится в Ямало-Ненецком автономном округе, в 150 километрах к северу от города Новый Уренгой, между Песцовым и Ен-Яхинским газоконденсатными месторождениями (в пределах группы месторождений Большого Уренгоя). Целью бурения скважины было изучение глубинного геологического строения северной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции и оценка перспектив нефтегазоносности триасовых и палеозойских отложений.

Бурение Ен-Яхинской сверхглубокой параметрической скважины на Ен-Яхинском поднятии Центрально-Уренгойского вала предприятием ФГУП НПЦ «Недра» началось в декабре 2000 года. На глубине 3930 метров забойная температура достигла +125 °С, вместо проектных +105 °С. При прохождении скважины на глубине 7075 метров, температура в забое достигла +210 °С. Давление при бурении достигало 1600 атмосфер.

Бурение было завершено 22 октября 2006 года на отметке 8250 метров. Скважина была ликвидирована, территория рекультивирована, а земля возвращена государству. Анализ данных, полученных в результате бурения, позволил улучшить существующие представления о глубинном строении недр севера Западно-Сибирской НГП, и подтвердил перспективность промышленного освоения глубоко залегающих запасов газа.

Берта Роджерс (англ. Bertha Rogers) — сверхглубокая нефтяная скважина, пробуренная в округе Уошито (Оклахома, США) в 1973—1974 годы. Была глубочайшей скважиной в мире, пока 6 июня 1979 года её не обогнала Кольская сверхглубокая скважина, пробуренная в СССР. В 1994 году её, также, обогнала германская скважинаКТБ-Оберпфальц.

За 502 дня бурения (ведшегося без отбора керна) была достигнута глубина в 9583 метра. Во время бурения в скважине наблюдалось давление в 172 369 кПа. Коммерческих углеводородов найдено не было. В итоге, буровое долото достигло слоя жидкой серы (который его расплавил), после чего скважина была опечатана и заброшена.

Бурение вела компания GHK, специализирующаяся на исследовании и добыче природного газа.