Від перепаду тиску:

1, 4 – прямолінійно-криволінійна; 2 – випукла до осі дебіту;

3 – увігнута до осі дебіту

Випуклими індикаторні криві отримують, коли разом з нафтою з пласта видобувається газ, а також за великих перепадів тиску. Максимальний дебіт свердловини можливий при р_виб = 0, його називають потенційним дебітом

Відбір рідини зі свердловини, рівний потенційному дебіту, практично неможливий, оскільки при будь-яких способах експлуатації у свердловині зберігається якийсь стовп рідини, що чинить тиск на вибій. При дослідженні свердловини дебіт рідини (нафти, води) заміряють на поверхні за допомогою витратомірів різної конструкції або об’ємним методом – за приростом об’єму за одиницю часу. Дебіт газу визначають газовими лічильниками – витратомірами. Пластовий і вибійний тиск заміряють глибинними манометрами, що спускають в свердловину на високоміцному сталевому дроті. Глибинні манометри випускають для різних границь вимірювання, причому найвища границя для окремих типів їх дорівнює 100 МПа. Максимальна вимірювана температура від 100 до 160 °С. Габаритні розміри манометрів: довжина – до 1800 мм, діаметр 25, 32 і 36 мм. Для спуску в свердловину манометрів та інших приладів застосовують механізовані лебідки, змонтовані на автомобілях високої прохідності, гусеничних тракторах або плаваючих гусеничних транспортерах. За допомогою таких механізованих лебідок можна спускати прилади на глибину до 6000 м.

2.2 Розробка покладів

2.2.1 Системи розробки

Розробка нафтового, газового, газоконденсатного, сланцевого, гідратного покладу – це комплекс заходів, спрямованих на видобування з покладу на поверхню нафти, газу, конденсату при певному порядку розміщення свердловин на площі, черговості їх буріння і введення в експлуатацію, встановлення і підтримування режиму їх роботи і регулювання балансу пластової енергії.

Більшість нафтових і газових родовищ світу складаються з декількох покладів або пластів, розташованих один поверх іншого. У таких багатопластових покладах кожен експлуатаційний об’єкт (поклад, пласт) розробляється самостійно, причому черговість введення того або іншого об’єкту визначається, згідно з техніко-економічними міркуваннями.

Іноді однією мережею свердловин спільно розробляються декілька об’єктів. Так розробляються поклади, в яких експлуатаційні об’єкти розташовані недалеко один від одного, геологофізичні властивості пластів (склад порід, проникність, пластовий тиск, розміри покладів, режими дренування) і якісні характеристики нафти приблизно однакові.

Може здійснюватися також роздільна експлуатація декількох об’єктів однією мережею свердловин. У цьому випадку всі продуктивні пласти покладу (або основні з них) розбурюються однією мережею свердловини. Свердловини оснащуються обладнанням, яке забезпечує видобування нафти або газу з кожного пласта на поверхню самостійними каналами: наприклад, нафта з одного пласта видобувається підйомними трубами, а з іншого – простором між трубами.

Високопродуктивні пласти одного і того ж покладу, в основному, об’єкти самостійної розробки. Кожен такий пласт розробляється своєю мережею розміщення свердловин, які можна бурити як одночасно, так і послідовно. При застосуванні такої системи розбурювання багатопластового покладу забезпечується швидке зростання видобутку флюїду. Проте при цьому витрачається велика кількість металу і засобів, оскільки свердловини буряться на одній площі. При цьому використовують декілька мереж розміщення свердловин.

Якщо над високопродуктивним нафтовим або газовим пластом залягають малопродуктивні пласти, то, зазвичай, свердловини бурять на основний пласт тільки однією мережею; пласти, які залягають вище основного, розробляються тими ж свердловинами після закінчення експлуатації нижнього основного пласта. Для цього нижню частину свердловини, в якій проти виробленого пласта була проведена перфорація, заливають цементним розчином і перфорують обсадну колону в інтервалі верхніх об’єктів.

При такій системі значно заощаджуються засоби на буріння свердловин, але сповільнюється розробка всього покладу в цілому.

У всіх випадках порядок розбурювання і розробки багатопластових покладів обґрунтовується техніко-економічними показниками з врахуванням можливості і необхідності зростання видобутку нафти або газу і з врахуванням витрат матеріально-технічних засобів, потрібних на виконання того або іншого варіанту розробки окремих пластів покладу.

Тепер при розробці багатопластових покладів у більшості випадків застосовується комбінована система. При такій системі в розрізі покладу вибирається не один опорний горизонт, а два або навіть три, кожен з яких розбурюється самостійною мережею свердловин. Проміжні горизонти з меншою насиченістю нафтою або газом і меншою продуктивністю розробляються після виснаження опорних горизонтів.

Основними елементами в системі розробки кожного нафтового або газового покладу є схема розміщення на площі експлуатаційних і допоміжних свердловин і їх кількість.

При розробці нафтових покладів з нерухомим контуром нафтоносності (поклади, ізольовані від напору вод, масивні “водоплавні” поклади з напором підошовних вод) свердловини розміщують рівномірно суцільною мережею (квадратною або трикутною) по всій площі, тобто по кутах квадратів або рівносторонніх трикутників, на які розбивається вся площа покладу.

На нафтових покладах з напірним режимом свердловини розміщують паралельно контурам: при газонапірному режимі – паралельно контуру газоносності, при водонапірному – паралельно контуру водоносності.

Відстань між свердловинами, а також між рядами свердловин у всіх випадках вибирають залежно від геологічних і технічних умов (проникність порід, в’язкість нафти тощо) і економічних міркувань.

Від прийнятої сітки розміщення свердловин на площі, яка розробляється, і числа свердловин за інших рівних умов залежить темп відбору нафти з покладу і термін його розробки. Оптимальну відстань між свердловинами визначають за допомогою гідродинамічних розрахунків на підставі даних про геологічну будову покладу, в’язкість нафти, вміст газу, режим розробки покладу. При цьому враховується застосування методів штучної дії на пласти.

Нафтові поклади експлуатуються, в основному, із застосуванням методів штучної дії на пласти (законтурного або внутрішньоконтурного заводнення); розрідженими сітками свердловин.

Важливим чинником, що характеризує раціональність системи розробки нафтового покладу, є темп відбору нафти (сумарний видобуток нафти з пластів за певний проміжок часу). При заданому числі свердловин, середній дебіт їх і поточний видобуток можуть бути різними залежно від встановленого режиму експлуатації свердловин.

Отже, система розробки кожного нафтового покладу може бути різною як за мережею розміщення свердловин, порядку і темпу розбурювання площі, так і за темпами відбору. Якщо врахувати, що в природі трапляються різні поклади нафти за розмірами і потужністю, глибиною залягання, геологічними і фізичними властивостями порід та характеристикою нафти, вмістом у пласті газу і води, то загальних рекомендацій для вибору системи розробки дати важко. До кожного покладу має застосовуватись індивідуальний підхід з тим, щоб розробка його була раціональною і ефективною при дотриманні правил охорони надр.

Під раціональною системою розробки нафтових покладів розуміють таку систему, за якої поклад розбурюється мінімально допустимим числом свердловин, які забезпечують задані темпи видобутку нафти, високу кінцеву нафтовіддачу при можливо мінімальних капітальних вкладеннях і мінімальній собівартості нафти.

Проектування системи розробки нафтового покладу полягає в підборі такого варіанту, який задовольняв би пред’явлені вище вимоги.

Темп відбору нафти з покладу в активний період його експлуатації досягає понад 8...10 % у рік від початкових запасів. Забезпечення заданих темпів відбору нафти здійснюється шляхом встановлення відповідного дебіту експлуатаційних свердловин.