2.2.2 Контроль і регулювання розробки нафтового покладу

Ідеальне переміщення водонафтового контакту можливе тільки в пласті геометрично правильної форми і однорідному за фізичними властивостями. У більшості випадків ці умови не витримуються, і переміщення контурів нафтоносності і водоносності відбувається нерівномірно.

Для спостереження за просуванням контуру води призначені контрольні або наглядові свердловини. Збільшення обводнення нафти, сигналізує про підхід води до ділянки пласта.

Нерівномірне просування води досягається обмеженням відбору рідини зі свердловин, які обводнюються, і свердловин, близько розташованих до контуру водоносності; ізоляцією нижніх частин, які обводнювалися, або прошарків покладу; обмеженням об’єму води, яку подають найближче розташованими свердловинами до ділянки, яка обводнюється, з одночасним збільшенням подачі води в зони, в яких просування контурних вод сповільнене.

У процесі розробки постійно контролюється зміна тиску пласта за площею. Щоб отримати чітку картину про значення пластового тиску в різних частинах покладу, треба заміряти цей параметр у можливо більшій кількості свердловин. За отриманими даними будують так звану карту ізобар (кривих, які сполучають точки з рівним тиском).

Для дослідження зміни пластового тиску карти ізобар будують за певні проміжки часу. Вивчення і аналіз цих карт дозволяє визначати темпи падіння пластового тиску на окремих ділянках площі, шукати причини різких їх знижень на цих ділянках і намічати заходи щодо вирівнювання.

Для аналізу і регулювання процесів розробки нафтових покладів окрім карт ізобар складають також карти рівних коефіцієнтів проникності і продуктивності на 1 м потужності пласта, карти відборів нафти в зонах і свердловинах, карти обводнення і просування контурів нафтоносності.

Графічним методом можна побудувати також ряд похідних графіків, наприклад, графіки співвідношення між відбором рідини і пластовим тиском, між сумарним відбором рідини і зміною газового чинника тощо.

Графіки розробки, карти ізобар і карти обводнення дозволяють правильно оцінювати стан розробки і намічати правильні шляхи регулювання процесу експлуатації окремих свердловин і пласта в цілому.

2.2.3 Розробка газового покладу

Особливості розробки газового покладу зумовлені несхожістю фізичних властивостей газу від відповідних властивостей нафти, набагато меншою в’язкістю і густиною і значною стисливістю.

Видобуту з надр нафту перед переробкою її на заводах можна у разі потреби тривалий час зберігати в резервуарах, розташованих у районах видобування нафти, на трасах нафтопроводів і на самих заводах. Видобутий газ треба відразу спрямовувати в магістральний газопровід або місцевим споживачам.

Отже, в більшості випадків основна особливість розробки великих газових покладів полягає в нерозривному зв’язку всіх елементів у системі пласт – свердловина – газозбірні мережі на промислі – магістральний газопровід – споживачі.

Як і для нафтових покладів, в основі раціональної розробки газового покладу закладений принцип видобування газу при оптимальних техніко-економічних показниках і при дотриманні умов охорони надр. Згідно з цим принципом, при проектуванні визначають темп розробки покладу в часі, загальний термін розробки, кількість свердловин і схему розміщення їх на площі.

На вибір числа свердловин для кожного конкретного газового покладу істотно впливає діаметр свердловин. Чим більший діаметр її, тим більший може бути дебіт, менші втрати енергії на тертя в стовбурі свердловини. Підвищення дебіту свердловин зумовлює зменшення їх числа, необхідного для видобутку газу. Разом з тим збільшення діаметру свердловин призводить до ускладнення і уповільнення буріння, великої витрати металу. Тому при проектуванні розробки газових покладів дуже важливо вибрати оптимальний діаметр свердловин.

Схему розміщення свердловин вибирають залежно від форми газового покладу. У разі смугоподібного покладу свердловини розташовують у вигляді одного, двох або трьох прямолінійних ланцюжків, паралельних поздовжній осі покладу. У випадку кругового покладу – кільцевими батареями або ж рівномірно на всій площі покладу.

Коефіцієнт газовіддачі газових пластів, зазвичай, вищий за коефіцієнт нафтовіддачі. На відміну від нафти, газ слабо взаємодіє з поверхнею пористого середовища, має незначну в’язкість (понад сто раз меншу, ніж в’язкість легкої нафти).

Внаслідок великої пружності стиснений газ завжди має запас енергії, необхідний для фільтрації в пористому середовищі. При цьому пластовий тиск може зменшитися до величин, близьких до атмосферного тиску. Тому віддача газових покладів може теоретично досягати високих величин – 90...95 % і більше. Проте, треба враховувати, що на віддачу газу впливає безліч чинників і величина її практично нижча.

Основний чинник, який впливає на величину газовіддачі – залишковий тиск в покладі на кінцевій стадії його розробки. Природно, що найбільша віддача газового пласта може бути досягнута при зниженні тиску пласта до можливого мінімального значення, при якому устьовий тиск в свердловинах буде близький або навіть нижчим від атмосферного тиску (відбір газу зі свердловин під вакуумом). Проте, за цих умов, дебіт свердловин стає вкрай низьким внаслідок невеликих перепадів тиску (р_пл - р_виб).

Тому, згідно з техніко-економічними вимогами, розробку газового покладу практично припиняють при тиску на устях свердловин, ледь більшому від атмосферного.

Кінцевий коефіцієнт газовіддачі при розрахунках, зазвичай, беруть 0,7...0,8.