Pytanie 1. Zdefiniuj pojęcie „ropa naftowa oraz pola naftowo-gazowe”.
Odpowiedź. Pola naftowe i naftowe i gazowe- są to przemysłowe nagromadzenia węglowodorów w skorupie ziemskiej, ograniczone do jednej lub większej liczby zlokalizowanych struktur geologicznych, tj. struktury zlokalizowane w pobliżu tego samego położenia geograficznego. Złoża węglowodorów wchodzące w skład złóż są zwykle zlokalizowane w warstwach lub masach skalnych o różnym rozmieszczeniu pod ziemią i często o różnych właściwościach geologicznych i fizycznych. W wielu przypadkach poszczególne formacje roponośne i gazonośne są oddzielone znaczną miąższością skał nieprzepuszczalnych lub występują tylko w niektórych obszarach złoża.
Słownik terminów związanych z ropą i gazem.

Pytanie 2. Zdefiniuj pojęcie „obiektu zagospodarowania terenu”.
Odpowiedź. Obiekt deweloperski- jest to sztucznie wyodrębniona formacja geologiczna (warstwa, masyw, struktura, zespół warstw) w obrębie zagospodarowanego złoża, zawierająca przemysłowe zasoby węglowodorów, której wydobycie z podłoża odbywa się za pomocą określonej grupy odwiertów.

Pytanie 3. Jakie są główne cechy witryny programistycznej?
Odpowiedź. Główne cechy obiektu deweloperskiego- obecność w nim przemysłowych złóż ropy naftowej i pewnej grupy odwiertów właściwych dla tego obiektu, za pomocą których jest on zagospodarowywany.

Pytanie 4. Na jakie typy dzielimy obiekty deweloperskie?
Odpowiedź. Obiekty deweloperskie czasami dzieli się na następujące typy: niezależny, tj. obecnie opracowywane oraz zwrotne, tj. taki, który w tym okresie zostanie zagospodarowany przez odwierty obsługujące inny obiekt.

Pytanie 5. Co oznacza system zagospodarowania pola?
Odpowiedź. Przez system zagospodarowania złoża rozumie się zespół środków technologiczno-technicznych mających na celu wydobycie ropy, gazu, kondensatu i towarzyszących im składników ze złoża oraz zarządzanie tym procesem.
W zależności od liczby, grubości, typów i właściwości filtracyjnych zbiorników, głębokości każdej z formacji produkcyjnych, stopnia ich łączności hydrodynamicznej itp. System zagospodarowania złoża przewiduje identyfikację jednego, dwóch lub większej liczby obiektów zagospodarowania (obiektów eksploatacyjnych) w jego przekroju geologicznym. W przypadku zidentyfikowania w danej dziedzinie dwóch lub więcej obiektów, każdy z nich ma uzasadniony własny system racjonalnego zagospodarowania.

Pytanie 6. Jaki system zagospodarowania pola nazywa się racjonalnym?
Odpowiedź. System rozwoju zapewniający najpełniejsze wydobycie płynów z formacji przy najniższych kosztach nazywa się racjonalnym. Zapewnia przestrzeganie zasad ochrony podłoża gruntowego i środowiska oraz uwzględnia specyfikę przyrodniczą, przemysłową i gospodarczą obszaru.

Pytanie 7. Co obejmuje system zagospodarowania pola?
Odpowiedź. System zagospodarowania obejmuje schemat i plan wiercenia złóż, uwzględniający działania mające wpływ na formację.
Schemat wiercenia– jest to układ studni w złożu oraz odległość pomiędzy studniami. Plan wierceń przewiduje objętość, lokalizację i kolejność wierceń studni. Środki oddziaływania na złożach określają system stymulacji (lokalizacja odwiertów ciśnieniowych złóż) oraz metody zwiększania wydobycia ropy.
Skróty nazw w przemyśle naftowym.

Pytanie 8. Jakie rodzaje zalewów są obecnie stosowane?
Odpowiedź. Obecnie stosowane są następujące rodzaje zalewów:
Zakonturno– studnie zatłaczające zlokalizowane są poza obrysem roponośnym. Stosowany do małych złóż o dobrych właściwościach zbiornikowych.
Prikontur– odwierty zatłaczające zlokalizowane są w pewnej odległości od konturu roponośnego w obrębie wodno-naftowej części złoża. Warunki stosowania są takie same jak w przypadku zalewu granicznego, jednak przy znacznej szerokości strefy olejowo-wodnej.
Zalanie obwodu– ma wiele odmian:
zablokować powódź— złoże ropy naftowej jest cięte na paski (bloki) przez rzędy odwiertów zatłaczających, w obrębie których umieszczone są rzędy odwiertów zatłaczających, w obrębie których rozmieszczone są rzędy odwiertów produkcyjnych o tym samym kierunku.
Szerokość bloków dobiera się od 4 do 1,5 km zgodnie z właściwościami zbiornikowymi formacji. Liczba rzędów studni produkcyjnych w bloku 3 (trzyrzędowym) i 5 (pięciorzędowym zalewowym).
Rodzaje zalań blokowych to:
zalanie osiowe– do wąskich, wydłużonych osadów;
powódź centralna– do małych okrągłych osadów;
zalanie pierścieniowe– do dużych okrągłych osadów;
zalanie ogniskowe i selektywne– wzmocnienie oddziaływania na słabo zagospodarowane obszary złoża;
zalanie bariery– służą do odizolowania korka gazowego od części naftowej złoża;
powódź obszarowa– rodzaj zalewania wewnątrzobiegowego, w którym w warunkach ogólnie jednolitego układu odwiertów odwierty zatłaczające i produkcyjne występują naprzemiennie według ścisłego schematu ustalonego w dokumencie projektowym zagospodarowania przestrzennego. Ten system rozwoju jest bardziej aktywny niż powyższe systemy. Stosuje się kilka opcji kształtu siatek oraz względnego położenia odwiertów zatłaczających i produkcyjnych, w których systemy zagospodarowywania charakteryzują się różną aktywnością, tj. różne stosunki liczby odwiertów zatłaczających i produkcyjnych. Najpopularniejsze są systemy 5-punktowe, 7-punktowe i 9-punktowe, odległość między studniami wynosi 300, 400, 500, 600 i 700 metrów.

Podstawowe pojęcia i charakterystyka systemów deweloperskich

System zagospodarowania terenu rozumiany jest jako zespół środków na wydobyciu węglowodorów z podłoża i zarządzaniu tym procesem. System zagospodarowania określa liczbę obiektów wydobywczych, sposoby oddziaływania na złoża i szybkość wydobycia z nich węglowodorów, rozmieszczenie i gęstość sieci odwiertów wydobywczych i zatłaczających, kolejność wprowadzania do bloków zagospodarowania i odcinków złoża , metody i sposoby eksploatacji odwiertów, środki kontroli i regulacji procesu zagospodarowania, ochrona podłoża i środowiska.

Systemy rozwojowe są uzasadnione w dokumentach projektów technologicznych.

Obiekt operacyjny oznacza formacja produkcyjna, część formacji lub grupa formacji przeznaczona do zagospodarowania przez niezależną sieć studni. Warstwy połączone w jeden obiekt zagospodarowania muszą posiadać podobne cechy litologiczne i zbiornikowe skał formacji produkcyjnej, właściwości fizykochemiczne i skład płynów je nasycających oraz wartości początkowych obniżonych ciśnień złożowych.

Na podstawie kolejności wprowadzania poszczególnych obiektów do wierceń eksploatacyjnych można wyróżnić następujące systemy zagospodarowania złóż.

Odgórny system rozwoju. System ten polega na tym, że każda warstwa danego złoża jest najpierw wprowadzana do poszukiwań, a następnie do wierceń masowych, jednak dopiero po przewierceniu w większości warstwy nad nią (rys. 10).

Odgórny system zagospodarowania został organicznie powiązany z wierceniem udarowym, w którym oddzielenie jednej formacji od drugiej podczas procesu wiercenia osiąga się nie poprzez cyrkulację roztworu iłu, jak w przypadku wiercenia obrotowego, ale poprzez uruchomienie specjalnego sznura osłonowego w celu odizolowania każdej tworzenie. Dzięki technice wiercenia udarowego ten system rozwoju był najbardziej ekonomiczny i odpowiednio najbardziej rozpowszechniony. Biorąc pod uwagę obecny stan nauki i technologii, nie pozwala to na efektywne wykorzystanie istniejących technik wiertniczych oraz danych z badań elektrometrycznych studni. Ponadto znacznie opóźnia tempo zagospodarowania i eksploracji złóż i obecnie nie jest wykorzystywana.

Ryż. 10. Schemat zagospodarowania złóż ropy.

A– w systemie „od góry do dołu”, B– według systemu „od dołu do góry”.

Oddolny system rozwoju. System ten polega na tym, że w pierwszej kolejności wiercone są najniższe z wysokowydajnych poziomów (warstw). Horyzont, od którego rozpoczyna się rozwój, nazywany jest horyzontem odniesienia (ryc. 10).

Główne zalety tego systemu są następujące:

1) równolegle z poszukiwaniem i wierceniem horyzontu referencyjnego badane są wszystkie warstwy nad nim położone poprzez pozyskiwanie drewna i pobieranie próbek rdzeniowych, co znacznie ogranicza liczbę otworów poszukiwawczych i pozwala na natychmiastowe oświetlenie struktury całego złoża;

2) zmniejsza się odsetek odwiertów uszkodzonych, gdyż odwierty wykraczające poza obrys złoża w horyzoncie referencyjnym mogą zostać operacyjnie zawrócone do poziomów leżących nad nimi;

3) tempo zagospodarowania pól naftowych znacznie wzrasta;

4) zmniejsza się liczba wypadków wiertniczych związanych z wyciekiem krążącego roztworu do warstw zbiornikowych, a także znacznie zmniejsza się zawartość iłu w warstwach.

System zabudowy pięter. System warstwowy jest zwykle stosowany w zagospodarowaniu pól wielowarstwowych, w których przekroju znajdują się dwie, trzy lub więcej warstw produkcyjnych, które są spójne wzdłuż uderzenia i odległe na odcinku.

W zależności od kolejności zagospodarowania złóż w rzędach i uruchomienia studni, systemy zagospodarowania dzielimy na etapowe i jednoczesne (ciągłe).

W systemie etapowego zagospodarowania złóż najpierw wiercone są dwa lub trzy rzędy odwiertów znajdujące się najbliżej rzędu odwiertów zatłaczających, pozostawiając znaczną część złoża nieodwierconą. Obliczenia i doświadczenia w zagospodarowaniu złóż w podobny sposób pokazują, że wykonanie czwartego rzędu odwiertów nie powoduje zwiększenia całkowitego wydobycia ropy naftowej na skutek ingerencji odwiertów. Dlatego wiercenie czwartego rzędu rozpoczyna się, gdy pierwszy rząd studni zostanie zalany wodą i przestanie działać. Wiercenie piątego rzędu odbywa się jednocześnie z likwidacją drugiego rzędu studni itp.

Każde zastąpienie zewnętrznego rzędu studni wewnętrznym nazywa się etapem rozwoju. Taki system wiercenia w rzędach w przypadku rozwoju od konturu do łuku przypomina pełzający system ciągłego wiercenia wzdłuż wzniesienia i różni się od niego tym, że nie wszystkie studnie działają w tym samym czasie, ale nie więcej niż trzy wydziwianie.

Przy systemie jednoczesnej zagospodarowania złoże jest zalewane jednocześnie na całym obszarze.

Klasyfikacja zagospodarowania złóż zbiornikowych na podstawie oddziaływania na zbiornik

Obecny stan technologii odpowiada następującemu podziałowi metod zagospodarowania złóż ropy naftowej ze względu na wpływ na złoża:

1) metoda zagospodarowania bez utrzymywania ciśnienia w zbiorniku;

2) sposób utrzymywania ciśnienia poprzez pompowanie wody;

3) sposób utrzymywania ciśnienia poprzez pompowanie gazu lub powietrza;

4) proces próżniowy;

5) metoda kompresorowo-cyrkulacyjna do zagospodarowania pól kondensatu;

6) metoda spalania na miejscu;

7) metoda cyklicznego wtrysku pary.

Zagospodarowanie bez utrzymywania ciśnienia złożowego stosuje się w przypadkach, gdy ciśnienie wód regionalnych zapewnia reżim sprężysto-ciśnieniowego wody w złożu przez cały okres eksploatacji lub gdy z tego czy innego powodu organizowanie zatłaczania gazu jest nieopłacalne ekonomicznie lub wodę do zbiornika.

W przypadkach, gdy ciśnienie wody w złożach nie jest w stanie zapewnić reżimu sprężysto-wodnego, rozwój złoża bez utrzymania ciśnienia złożowego nieuchronnie doprowadzi do pojawienia się reżimu rozpuszczonego gazu, a tym samym do niskiego stopnia wykorzystania rezerw. W takich przypadkach konieczne jest sztuczne utrzymywanie ciśnienia w zbiorniku.

Jeżeli przyjąć, że w głównym okresie eksploatacja pola naftowego będzie przebiegać w reżimie gazu rozpuszczonego, który charakteryzuje się niewielkim ruchem sekcji ropa-woda, czyli przy słabej aktywności wód brzegowych, to wówczas będzie on jednolity, geometrycznie poprawna lokalizacja studni na kwadratowej lub trójkątnej siatce. W przypadkach, w których spodziewany jest pewien ruch sekcji olej-woda i olej napędowy, lokalizuje się studnie, biorąc pod uwagę położenie tych sekcji.

Metoda utrzymywania ciśnienia poprzez zatłaczanie wody ma na celu utrzymanie ciśnienia złożowego powyżej ciśnienia nasycenia. Zapewni to zagospodarowanie złoża w warunkach ścisłego ciśnienia wody. To ostatnie pozwala na zagospodarowanie złoża do momentu wydobycia 40-50% zasobów, głównie metodą fontannową, przy wysokich wskaźnikach poboru cieczy, a docelowo uzyskanie wysokiego stopnia wykorzystania zasobów na poziomie 60-70%.

Systemy rozwojowe z utrzymaniem ciśnienia złożowego dzielą się z kolei na systemy o oddziaływaniu obwodowym, przyobwodowym i wewnątrzobiegowym.

Sposób utrzymywania ciśnienia, w którym woda jest pompowana do granicznego obszaru formacji, nazywa się zalewaniem granicznym. Racjonalne jest stosowanie zalewania konturowego przy zagospodarowywaniu stosunkowo wąskich złóż (o szerokości nie większej niż 3-4 km), które zawierają od trzech do pięciu rzędów studni produkcyjnych.

W przypadku zagospodarowania dużych złóż, gdy zatłaczanie wody w rejon przygraniczny nie jest w stanie zapewnić wymaganej wydajności wydobycia i oddziałuje na studnie znajdujące się wewnątrz złoża, zaleca się stosowanie zalewania wewnątrzkonturowego. Wcześniej, u zarania rozwoju metod utrzymywania ciśnienia poprzez wstrzykiwanie wody, stosowano system rozwoju etap po etapie, który był systemem rozwoju pełzającego wznoszenia lub opadania. W obu przypadkach powstała zachowana część złoża, co jest wyjątkowo niepożądane. Dlatego przy zagospodarowywaniu dużych złóż obecnie stosuje się zalewanie w obwodzie.

Systemy z wpływem wewnątrz obwodu są podzielone na rzędowe, obszarowe, ogniskowe, selektywne, centralne.

Zalanie obwodu wykorzystywane także do zagospodarowania złóż litologicznych, których granice wyznacza zastąpienie piaskowców iłami. W takich przypadkach woda pompowana jest wzdłuż osi złoża. Takie zalanie nazywa się wewnątrzobwodowym wzdłuż osi. Jeżeli zatłaczanie odbywa się w środku zbiornika o ograniczonym litologii przez jeden odwiert, wówczas zalanie nazywa się ogniskowym. Praktyka wykazała skuteczność takiego zalewania obiektów litologicznych składających się z dużej liczby osadów soczewkowatych.

Z biegiem czasu, w czasie podtopień ogniskowych, sąsiadujące ze sobą studnie produkcyjne zaczynają być zalewane, a po całkowitym zalaniu przekazywane są do zatłaczania wody. Stopniowo powodzie ogniskowe zamieniają się w powodzie centralne.

Powódź centralna nazywana jest powodzią wodną, ​​która odbywa się przez trzy do czterech studni znajdujących się pośrodku zbiornika.

Z reguły centralne zalewanie wodą przez kilka studni jednocześnie na początku zagospodarowania nigdy nie jest przeprowadzane w praktyce.

W praktyce zagospodarowania dużych złóż stosuje się jednocześnie zalewanie peryferyjne, wewnątrzblokowe i ogniskowe.

Przy zagospodarowywaniu dużych platformowych złóż ropy naftowej w zachodniej Syberii stosuje się systemy zagospodarowania in-line. Różnorodne z nich to systemy blokowe. W systemach tych rzędy studni produkcyjnych i zatłaczających usytuowane są na polach, zazwyczaj w kierunku poprzecznym do ich uderzenia. W praktyce stosuje się układy odwiertów trzyrzędowych i pięciorzędowych, które reprezentują odpowiednio naprzemiennie trzy rzędy studni produkcyjnych i jeden rząd studni zatłaczających, pięć rzędów studni produkcyjnych i jeden rząd studni zatłaczających. Przy większej liczbie rzędów (od siedmiu do dziewięciu) rzędy środkowe studni nie zostaną objęte oddziaływaniem zatłaczania ze względu na ich kolizję ze studniami rzędów zewnętrznych.

Liczba rzędów w układach rzędowych jest nieparzysta ze względu na konieczność wykonania centralnego rzędu studni, do których ma być doprowadzona sekcja ropa-woda w trakcie jej przemieszczania się w trakcie zagospodarowania złoża. Dlatego centralny rząd studni w tych systemach jest często nazywany rzędem skurczu.

Odległość między rzędami studni waha się zwykle w granicach 400 - 600 m (rzadziej do 800 m), między studniami w rzędach - w granicach 300 - 600 m.

W układzie trójrzędowym zbiornik jest cięty rzędami studni zatłaczających na szereg poprzecznych pasów o szerokości równej czterokrotności odległości pomiędzy rzędami studni. W systemie pięciorzędowym szerokość pasków jest równa sześciokrotności odległości między rzędami. Te systemy zagospodarowywania zapewniają bardzo szybkie wiercenie złóż. W przypadku tych systemów na początku rozwoju zbiornika nie uwzględnia się cech litologicznych formacji.

Systemy z powierzchniowym układem studni. Rozważmy najczęściej stosowane w praktyce systemy zagospodarowania pól naftowych za pomocą odwiertów obszarowych: pięciopunktowe, siedmiopunktowe i dziewięciopunktowe.

Układ odwrócony pięciopunktowy (ryc. 11). Elementem systemu jest kwadrat, w którego narożnikach znajdują się studnie produkcyjne, a pośrodku szyb zatłaczający. W tym systemie stosunek odwiertów zatłaczających i produkcyjnych wynosi 1/1.

Ryż. 11. Lokalizacja studni dla pięciopunktowego odwróconego systemu zabudowy

Siedmiopunktowy układ odwrócony (ryc. 12). Elementem systemu jest sześciokąt ze studniami produkcyjnymi w narożach i studniami zatłaczającymi pośrodku. W narożach sześciokąta zlokalizowane są studnie produkcyjne, a w środku odwierty zatłaczające. Stosunek ten wynosi 1/2, czyli na jeden odwiert zatłaczający przypadają dwa odwierty produkcyjne.

Ryż. 12. Lokalizacja studni dla siedmiopunktowego odwróconego systemu zagospodarowania przestrzennego

1 – warunkowy kontur roponośny, 2 i 3 – odpowiednio odwierty zatłaczające i produkcyjne

Układ odwrócony dziewięciopunktowy (ryc. 13). Stosunek studni zatłaczających i produkcyjnych wynosi 1/3.

Ryż. 13. Lokalizacja studni dla dziewięciopunktowego odwróconego systemu zagospodarowania przestrzennego

1 – warunkowy kontur roponośny, 2 i 3 – odpowiednio odwierty zatłaczające i produkcyjne

Najbardziej intensywny z rozważanych systemów z powierzchniowym układem studni jest pięciopunktowy, najmniej intensywny jest dziewięciopunktowy. Uważa się, że wszystkie systemy powierzchniowe są „sztywne”, gdyż niedopuszczalne jest, bez naruszenia porządku geometrycznego rozmieszczenia odwiertów i przepływu substancji przemieszczających się w złożu, wykorzystywanie innych odwiertów zatłaczających w celu wyparcia ropy z danego pierwiastka , jeżeli odwiert zatłaczający należący do tego elementu nie może być eksploatowany z tych lub innych powodów.

Tak naprawdę, jeśli np. w układach zabudowy blokowej (szczególnie trzyrzędowej i pięciorzędowej) nie da się uruchomić żadnego odwiertu zatłaczającego, to można go zastąpić sąsiednim w rzędzie. Jeżeli odwiert zatłaczający jednego z elementów systemu o powierzchniowym układzie odwiertów nie przyjmie się lub nie przyjmie czynnika wpompowanego do złoża, to należy albo w którymś miejscu elementu odwiercić kolejny taki odwiert (źródło), lub przeprowadzić proces wypierania ropy ze złoża w wyniku intensywniejszego zatłaczania czynnika roboczego do otworów zatłaczających sąsiadujących elementów. W tym przypadku porządek przepływów w elementach jest znacznie zakłócony.

Jednocześnie przy zastosowaniu układu z powierzchniowym układem studni w porównaniu z rzędowym uzyskuje się istotną zaletę polegającą na możliwości bardziej rozproszonego oddziaływania na formację. Jest to szczególnie istotne w procesie kształtowania się formacji wysoce niejednorodnych. W przypadku stosowania systemów rzędowych do tworzenia wysoce niejednorodnych formacji, wtryskiwanie wody lub innych środków do formacji koncentruje się w poszczególnych rzędach. W przypadku systemów ze studniami powierzchniowymi, odwierty zatłaczające są bardziej rozproszone w terenie, co pozwala na większe oddziaływanie poszczególnych obszarów formacji. Jednocześnie, jak już zauważono, systemy in-line, ze względu na większą elastyczność w porównaniu z systemami ze studniami powierzchniowymi, mają tę zaletę, że zwiększają pionowe pokrycie formacji. Dlatego przy tworzeniu formacji, które są bardzo niejednorodne w przekroju pionowym, preferowane są systemy rzędowe.

W późnej fazie rozwoju okazuje się, że formacja jest w dużej mierze zajęta przez substancję wypierającą ropę (na przykład wodę). Jednakże woda przepływając z odwiertów zatłaczających do odwiertów produkcyjnych pozostawia w formacji strefy o dużym nasyceniu ropą, zbliżone do początkowego nasycenia ropą złoża, czyli tzw. filary naftowe. Na ryc. Rysunek 14 przedstawia filary naftowe w elemencie pięciopunktowego systemu rozwoju. Aby wydobyć z nich ropę, w zasadzie można wiercić studnie spośród rezerwowych, co daje system dziewięciopunktowy.

Oprócz wymienionych znane są następujące systemy zagospodarowania: system z akumulatorowym (pierścieniowym) układem studni (ryc. 15), który w rzadkich przypadkach może być stosowany w złożach o planie kołowym; system zalewania barierowego stosowany przy zagospodarowaniu złóż ropy i gazu; systemy mieszane - kombinacja opisanych systemów zagospodarowania, czasami ze specjalnym układem odwiertów, stosowana jest przy zagospodarowaniu dużych złóż naftowych oraz złóż o złożonych właściwościach geologicznych i fizycznych.

Ryż. 14. Element systemu pięciopunktowego z możliwością przekształcenia w element dziewięciopunktowego systemu lokalizacji otworów wiertniczych

1 – „jedna czwarta” głównych studni produkcyjnych elementu pięciopunktowego (studnie kątowe), 2 – filary naftowe (strefy stagnacji), 3 – dodatkowo wiercone studnie produkcyjne (studnie boczne), 4 - zalany obszar elementu, 5 - dobrze wstrzyknąć

Ryż. 15. Schemat układu studni

1 – studnie wtryskowe, 2 – warunkowy kontur zawartości oleju, 3 I 4 – studnie produkcyjne odpowiadające pierwszej baterii o promieniu R 1 i druga bateria o promieniu R2

Ponadto systemy selektywnego oddziaływania służą do regulacji zagospodarowania pól naftowych z częściowymi zmianami w stosunku do wcześniej istniejącego systemu.

Kiedy do zagospodarowania wyczerpanych złóż stosuje się metody udarowe, nazywa się je wtórnymi. Jeżeli są stosowane od samego początku zagospodarowania złóż, nazywane są pierwotnymi. Proces próżniowy jest typową metodą wtórną i nigdy nie jest stosowany od samego początku operacji.

Metoda utrzymywania ciśnienia poprzez wtłaczanie gazu stosowana jest najczęściej w złożach posiadających korek gazowy. Utrzymywanie ciśnienia poprzez wtryskiwanie gazu ma na celu utrzymanie zasobów energetycznych złoża podczas eksploatacji. W tym celu od samego początku eksploatacji gaz wtłaczany jest na strop obiektu poprzez studnie zatłaczające zlokalizowane wzdłuż długiej osi obiektu. Ponadto czasami do powierzchniowego wypierania ropy naftowej przez gaz stosuje się wtrysk gazu (metoda Marietty).

Oddziaływanie termiczne na złoże odbywa się poprzez pompowanie gorącej wody do złoża poprzez studnie zatłaczające. Zatłaczanie gorącej wody stosuje się przy zalewaniu formacji zawierających wysokoparafinowy olej i mających temperaturę około 100°C. Wtłaczanie zimnej wody do takiej formacji prowadzi do ochłodzenia formacji i wytrącenia się parafiny, która zatyka pory formacji .

W przypadku, gdy oddziaływanie na formację poprzez zatłaczanie wody przeprowadza się po rozwinięciu się złoża w reżimie gazu rozpuszczonego, można wyróżnić dwa główne etapy: a) okres produkcji bezwodnej, kiedy zatłaczana woda jest wykorzystywana do wypełnienia opróżnionych pustych przestrzeni zajmowanych przez gaz pod niskim ciśnieniem i zastąpienia wypartego oleju resztkowego; b) okres stopniowego podlewania studni produkcyjnych.

Do czasu przedostania się wody do studni wydobywczych cała przestrzeń porów w formacji zostanie zajęta przez fazę ciekłą, dzięki czemu dalszy proces zalewania będzie równomierny: dzienna ilość produkowanej cieczy będzie równa dziennej objętości zatłaczanej woda.

Uogólnienie przeprowadzonych materiałów badacze amerykańscy, wykazało, że współczynnik wydobycia ropy w reżimie gazu rozpuszczonego wynosi średnio 20% złóż geologicznych. Wykorzystanie zalewania obszarowego na ostatnim etapie zagospodarowania zwiększa go do 40%. Jednocześnie zastosowanie zalewania wodą już na samym początku zagospodarowania zwiększa współczynnik odzysku z 60 do 85%. Według obliczeń amerykańskich specjalistów, ostateczne wydobycie ropy ze złoża East Texas ma wynieść około 80% zasobów geologicznych.

Można określić jeszcze cztery parametry charakteryzujące konkretny system deweloperski.

1. Parametr gęstości sieci odwiertów S c równy powierzchni roponośnej na odwiert, niezależnie od tego, czy odwiert jest odwiertem produkcyjnym, czy zatłaczającym.
Jeśli obszar nośny złoża wynosi S, a liczba odwiertów na złożu wynosi n, wówczas S c = S/n. Wymiar - m 2 /studzienka. W niektórych przypadkach stosuje się parametr Sd równy powierzchni roponośnej przypadającej na jeden odwiert wydobywczy.

2. Parametr A.B. Krylov Ncr, równy stosunkowi wydobywalnych zasobów ropy naftowej N do całkowitej liczby odwiertów na złożu Ncr = N/n. Parametr wymiar =t/studzienka.

3. Parametr równy stosunkowi liczby odwiertów zatłaczających n n do liczby odwiertów produkcyjnych n d = n n / n d Parametr jest bezwymiarowy. Parametr dla układu trzyrzędowego wynosi około 1/3, a dla układu pięciorzędowego ~1/5.

4. Parametr p równy stosunkowi liczby odwiertów rezerwowych wykonanych poza zapasem głównym na złożu do całkowitej liczby odwiertów. Odwierty rezerwowe wiercone są w celu zagospodarowania części formacji, które nie są objęte zagospodarowaniem ze względu na nieznane wcześniej cechy budowy geologicznej tej formacji, a także właściwości fizyczne.
właściwości ropy naftowej i zawierających ją skał (niejednorodność litologiczna, zaburzenia tektoniczne, nienewtonowskie właściwości ropy itp.).

Jeżeli liczba odwiertów głównych na złożu wynosi n, a liczba odwiertów rezerwowych wynosi n p, to p = n p /n. Parametr p jest bezwymiarowy.

Ogólnie rzecz biorąc, parametr gęstości układu odwiertów Sc może zmieniać się w bardzo szerokich granicach dla systemów zagospodarowywania, bez wpływu na formację. Zatem przy zagospodarowywaniu złóż bardzo lepkich olejów (o lepkości kilku tysięcy 10 -3 Pa*s) może wynosić 1 - 2 * 10 4 m 2 /studzienkę. Pola naftowe ze zbiornikami o niskiej przepuszczalności (setne mikrona 2) są zagospodarowywane przy S c = 10 - 20*10 4 m 2 /odwiert. Z pewnością,
zagospodarowanie zarówno pól naftowych o wysokiej lepkości, jak i złóż o niskiej przepuszczalności przy wskazanych wartościach Sc może być ekonomicznie wykonalne przy znacznych grubościach warstw, tj. przy wysokich wartościach parametru A.I. Kryłowa lub przy małych głębokościach opracowanych warstw, tj. . przy niskim koszcie studni. Do zagospodarowania konwencjonalnych zbiorników S c = 25 - 64*10 4 m 2 /studnia.

Przy zagospodarowywaniu pól z wysoce produktywnymi złożami szczelinowymi S c może wynosić 70 - 100*10 4 m 2 /studzienkę lub więcej. Parametr Ncr również zmienia się w dość szerokim zakresie. W niektórych przypadkach może wynosić kilkadziesiąt tysięcy ton ropy na odwiert, w innych może sięgać nawet miliona ton ropy na odwiert.

Dla systemów zagospodarowania złóż ropy naftowej bez oddziaływania na złoże parametr jest oczywiście równy zeru, a parametr p może w zasadzie wynosić 0,1 - 0,2, chociaż odwierty rezerwowe są przeznaczone głównie dla systemów oddziałujących na złoża ropy.

Systemy zagospodarowania pól naftowych z utrzymaniem ciśnienia w złożach

Utrzymanie ciśnienia złożowego poprzez zatłaczanie wody, oprócz zwiększania wydobycia ropy, zapewnia intensyfikację procesu zagospodarowania. Dzieje się tak na skutek zbliżania się strefy wysokiego ciśnienia powstałej w wyniku pompowania wody do studni zatłaczania wody do studni produkcyjnych.

Aby podjąć decyzję o utrzymaniu ciśnienia złożowego poprzez zatłaczanie wody do konkretnego złoża ropy naftowej, uwzględnia się kolejno następujące kwestie:

określić lokalizację studni zatłaczania wody;

określić całkowitą objętość wtłoczonej wody;

obliczyć liczbę studni zatłaczających wodę;

ustalić podstawowe wymagania dotyczące wody zatłaczanej.

Lokalizacja studni zatłaczania wody zależy głównie od cech budowy geologicznej złoża ropy naftowej. Zadanie sprowadza się do dobrania takiego układu studni zatłaczania wody, który zapewni najbardziej efektywne połączenie stref zatłaczania wody ze strefami wydobycia przy równomiernym wypieraniu ropy przez wodę.

W zależności od lokalizacji studni zatłaczania wody, w praktyce zagospodarowania złóż ropy naftowej stosuje się obecnie następujące systemy zalewania.

Zalanie konturu wykorzystywane do zagospodarowania złóż o niewielkich złożach ropy. Studnie zlokalizowane są w wodonośnej części formacji (ryc. 1). Zastosowanie systemu rozwoju konturu jest możliwe, gdy kontakt olej-woda może poruszać się pod osiągalnymi spadkami ciśnienia. Praktyka zagospodarowania pól naftowych ujawniła przypadki, w których bezpośrednio na powierzchni złoża ropy naftowej są „zamykane” przez produkty utleniania ropy (asfalteny, żywice, parafinę i inne) lub produkty przemiany materii bakteryjnej. Ponadto zaprojektowanie i wykonanie tego systemu wymaga szczegółowego zbadania części granicznej zbiornika. Czasami charakterystyka części granicznej formacji pod względem porowatości, przepuszczalności i zawartości piasku znacznie różni się od charakterystyki części środkowej formacji.

Zalanie krawędzi stosowane, gdy hydrodynamiczne połączenie strefy naftowej złoża z obszarem przygranicznym jest utrudnione. W tym przypadku pewna liczba odwiertów zatłaczających zlokalizowana jest w strefie ropno-wodnej lub w pobliżu wewnętrznego konturu roponośnego.

Zalanie obwodu Wykorzystuje się je głównie do zagospodarowania złóż ropy naftowej o bardzo dużej powierzchni. Zalanie w obwodzie nie neguje zalania obwodowego, a w niezbędnych przypadkach zalanie wewnątrz obwodu łączy się z zalaniem obwodowym. W przypadku dużych złóż ropy zalewanie krawędziowe nie jest wystarczająco skuteczne, ponieważ przy nim najskuteczniej działają 3-4 rzędy szybów wydobywczych zlokalizowanych bliżej odwiertów zatłaczających wodę.

Podział obszaru roponośnego na kilka obszarów za pomocą zalewania wewnątrzobiegowego pozwala na jednoczesne doprowadzenie do efektywnego zagospodarowania całego obszaru roponośnego. Aby całkowicie wyciąć obszar roponośny, studnie zatłaczające są rozmieszczone w rzędach. Kiedy woda jest pompowana do nich wzdłuż linii rzędów studni zatłaczających, tworzy się strefa wysokiego ciśnienia, która uniemożliwia przepływ ropy z jednego obszaru do drugiego. W miarę postępu zatłaczania, kieszenie wody utworzone wokół każdego odwiertu zatłaczającego powiększają się i ostatecznie łączą, tworząc pojedynczy front wody, którego przepływ można regulować w taki sam sposób, jak podczas zalewania obwodowego. W celu przyspieszenia powstania jednolitego frontu wodnego na linii kilku odwiertów zatłaczających, zabudowę odwiertów do zatłaczania w rzędzie prowadzi się „co drugi”. W przerwach oddawane są do eksploatacji projektowe studnie zatłaczania wody, pełniące funkcję odwiertów wydobywczych ropy naftowej, w których prowadzona jest wymuszona ekstrakcja. W miarę pojawiania się zatłaczanej wody w studniach „pośrednich” kierowana jest ona do zatłaczania wody.

Studnie produkcyjne zlokalizowane są w rzędach równoległych do rzędów studni zatłaczających wodę. Odległość między rzędami odwiertów wydobywających ropę naftową oraz między odwiertami w rzędzie dobierana jest na podstawie obliczeń hydrodynamicznych, biorąc pod uwagę cechy budowy geologicznej i cechy fizyczne zbiorników na danym obszarze zabudowy.

Ryż. 3. Schematyczny diagram zagospodarowania zbiornika z wykorzystaniem układów blokowych.

Aby zapoznać się z symbolami, patrz rys. 1.

Zagospodarowanie każdego obszaru może odbywać się według własnego systemu umieszczania odwiertów produkcyjnych, przy maksymalnym uwzględnieniu cech geologicznych obszaru.

Wielką zaletą opisywanego systemu jest możliwość rozpoczęcia zagospodarowania z dowolnego obszaru, a w szczególności zagospodarowania przede wszystkim obszarów o najlepszych cechach geologiczno-eksploatacyjnych, o największym zagęszczeniu złóż i dużych przepływach odwiertów.

Na ryc. Na rycinie 2 przedstawiono schemat zagospodarowania pola Romaszkinskoje w Tatarskiej Autonomicznej Socjalistycznej Republice Radzieckiej z zalaniem obwodu.

Zgodnie ze wstępnym projektem zagospodarowania opracowanym przez Ogólnorosyjski Instytut Badań Naukowych pole Romaszkinskoje zostało podzielone na 23 niezależne obszary zagospodarowania za pomocą rzędów studni zatłaczających wodę. Następnie poszczególne obszary pocięto na mniejsze sekcje.

Rodzajem systemu zalewowego w obwodzie są systemy zabudowy blokowej.

Systemy blokowe Zabudowa stosowana jest na wydłużonych polach z rzędami studni zatłaczających wodę, często rozmieszczonych w kierunku poprzecznym. Zasadnicza różnica pomiędzy systemami zabudowy blokowej a systemami zalewania wewnątrzobiegowego polega na tym, że w systemach blokowych wymagana jest rezygnacja z zalewania peryferyjnego. Na ryc. Rycina 3 przedstawia schematyczny diagram rozwoju formacji A4 pola naftowego Kulishovskoye (obwód kujbyszewski). Jak widać na schemacie, rzędy studni zatłaczających wodę rozcinają pojedyncze złoże na odrębne sekcje (bloki) zabudowy.

Zaleta systemów blokowych jest następująca.

1. Odmowa lokalizacji studni zatłaczających wodę w strefie przygranicznej eliminuje ryzyko wykonania studni w części zbiornika, która jest słabo zbadana na etapie eksploracji złoża.

2. W pełni wykorzystano przejaw sił naturalnych obszaru hydrodynamicznego granicznej części zbiornika.

3. Znacząco zmniejszono obszar przeznaczony do wyposażenia w urządzenia do utrzymywania ciśnienia w złożach.

4. Uproszczono obsługę systemu utrzymania ciśnienia w złożach (studnie, przepompownie klastrowe itp.).

5. Zwarta, bliska lokalizacja studni wydobywczych i zatłaczania wody pozwala na szybkie rozwiązanie problemów związanych z regulacją zagospodarowania przestrzennego poprzez redystrybucję zatłaczania wody pomiędzy rzędami i studniami oraz pobór płynu w odwiertach wydobywczych.

Systemy blokowe stały się powszechne na polach regionu Kujbyszewa i zachodniej Syberii.

Układy zabudowy blokowej polegają na lokalizacji studni zatłaczających wodę w kierunku prostopadłym do linii uderzenia fałdy. Jednocześnie w przypadku spokojnych, łagodnie nachylonych fałdów, zaleca się lokalizowanie studni zatłaczających wodę wzdłuż osi fałdu. W takim przypadku możliwe staje się posiadanie jednej zamiast kilku linii wtrysku.

Zalewanie utworów nazywa się występowaniem studni zatłaczających wodę w pobliżu osi fałdu zalanie osiowe.

Wszystkie zalety systemów zabudowy blokowej są również charakterystyczne dla zalewania osiowego.

Zalanie terenu stosowany przy zagospodarowaniu formacji o bardzo małej przepuszczalności.

W systemie tym odwierty produkcyjne i zatłaczające rozmieszczone są według regularnych schematów układów cztero-, pięcio-, siedmio- i dziewięciopunktowych.

Na ryc. Rycina 4 przedstawia główne schematy powodzi obszarowych. Schematy różnią się nie tylko lokalizacją odwiertów, ale także stosunkiem liczby odwiertów produkcyjnych do zatłaczających.

Ryż. 4. Podstawowe schematy zalania terenu: a - czteropunktowy; b - pięciopunktowy; c - siedem punktów; g - dziewięć punktów; 1 – studnie produkcyjne; 2 - studnie wtryskowe.

Zatem w układzie czteropunktowym (patrz rys. 4) stosunek odwiertów wydobywczych do zatłaczających wynosi 2:1, w układzie pięciopunktowym – 1:1, w układzie siedmiopunktowym – 1:2, system dziewięciopunktowy – 1:3. Zatem najbardziej intensywne spośród rozważanych są systemy siedmio- i dziewięciopunktowe.

Na skuteczność zalewania obszaru duży wpływ ma jednorodność formacji i wielkość zasobów ropy naftowej na odwiert, a także głębokość obiektu zagospodarowanego.

W warunkach niejednorodnej formacji, zarówno przekrojowej, jak i powierzchniowej, w bardziej przepuszczalnej części formacji występują przedwczesne przebicia wody do odwiertów produkcyjnych, co znacznie ogranicza wydobycie ropy w okresie suchym i zwiększa współczynnik ropa-woda, dlatego wskazane jest wykorzystanie zalewania obszarowego przy opracowywaniu bardziej jednorodnych formacji.

Lokalna powódź- jest to dodatek do już wdrożonego systemu zalewania konturowego lub wewnątrztorowego. W przypadku tego systemu zalewowego grupy odwiertów zatłaczających zlokalizowane są w obszarach złożowych opóźnionych pod względem intensywności wykorzystania złóż ropy. W niektórych przypadkach, przy dobrze zbadanej strukturze geologicznej formacji produkcyjnej, powodzie ogniskowe można wykorzystać jako niezależny system zagospodarowania pola.

Przez zagospodarowanie złóż ropy naftowej rozumie się kontrolę przemieszczania się ropy ze złóż do odwiertów wydobywczych poprzez odpowiednie rozmieszczenie i sekwencyjne uruchamianie całego określonego zapasu odwiertów wydobywczych i zatłaczania wody i gazu w celu utrzymania zamierzonej wydajności operacyjnej tryby pracy z równomiernym i oszczędnym zużyciem energii zbiornika.

Racjonalny system zagospodarowania terenu przewiduje podjęcie decyzji i realizację następujących działań.

· Identyfikacja obiektów produkcyjnych w zakresie wielowarstwowym i ustalenie kolejności ich uruchamiania. Operacyjny obiekt – formacja wydobywcza lub grupa formacji zagospodarowana przez niezależną sieć odwiertów przy jednoczesnym zapewnieniu kontroli i regulacji ich procesu działanie. Zakłady produkcyjne na polu wielowarstwowym są podzielone na

podstawowy (główny) - bardziej zbadany, wysoce produktywny i stosunkowo duży w rezerwach olej warstwy.

Zwrotne - mniej produktywne formacje z mniejszymi zasobami, których zagospodarowanie planuje się poprzez zwrot studni z obiektu bazowego.

· Wyznaczanie sieci studni, umieszczanie ich operacyjny obiektu oraz sposób oddania studni do eksploatacji. Rozmieszczenie studni w miejscach może być jednolite w złożach o ustalonych konturach roponośnych, w obecności wód dennych lub w ogóle przy braku wód złożowych. Na polach o ruchomych konturach roponośnych studnie na obiektach umieszcza się w rzędach równoległych do konturów roponośnych.

Odległości pomiędzy studniami i rzędami studni dobierane są z uwzględnieniem budowy geologicznej obiektu wydobywczego w celu uwzględnienia wszystkich obszarów formacji produkcyjnych, a także ze względów ekonomicznych. Należy dążyć do wiercenia obiektów o rzadkiej siatce, tak aby nie było zakłóceń pomiędzy odwiertami wydobywającymi ropę naftową. Zapewni to wysoką produktywność każdego odwiertu. Jednakże ze względu na niejednorodność litologiczną warstw produkcyjnych możliwe jest pozostawienie niezagospodarowanych filarów olej.

· Ustalenie trybu pracy odwiertów wydobywczych i zatłaczania wody sprowadza się do zaplanowania szybkości wydobycia ropy i zatłaczania wody do złoża w celu utrzymania ciśnienia złożowego przez określony czas. Natężenia przepływu i zatłaczalność odwiertów mogą być bardzo zróżnicowane i zależą od budowy geologicznej formacji produkcyjnych oraz przyjętych sposobów eksploatacji złóż. Tryby pracy studni zmieniają się w czasie w zależności od stanu zagospodarowania złoża (położenie konturu roponośnego, wcięcie wody w studniach, przełom gaz do nich stan techniczny operacyjny używane kolumny sprzęt do podnoszenia płynu ze złoża na powierzchnię, pompowania do złoża czynnika roboczego (woda, gaz) w celu utrzymania ciśnienia w zbiorniku itp.).

· Regulacja bilansu energii złożowej w złożach ropy naftowej odbywa się poprzez oddziaływanie na złoże jako całość. Obecnie główna metoda intensyfikacji produkcja ropa naftowa - utrzymywanie ciśnienia złożowego poprzez sztuczne zalewanie formacji. Na niektórych polach również wstrzykują gaz V gaz kapelusz.

Zalanie zbiornika następuje:

· kontur,

· peryferyjny,

· wewnątrz obwodu.

Zalewanie konturowe stosuje się przy zagospodarowywaniu stosunkowo niewielkich złóż. Studnie iniekcyjne znajdują się poza obrysem roponośnym w odległości 200–100 m lub większej.

Zalewanie obwodowe stosuje się na polach o małej przepuszczalności utworów produkcyjnych w wodnej części zbiornika. Odległość odwiertów zatłaczających do konturu roponośnego jest bardzo mała lub znajdują się one bezpośrednio na obrysie roponośnym.

Na dużym polu stosuje się zalewanie liniowe, dzieląc je na osobne rzędy studni zatłaczających. operacyjny obiektów, które następnie są eksploatowane jako samodzielne złoża. Odwierty zatłaczające lokalizowane są z uwzględnieniem budowy geologicznej złóż, głównie na terenach silnie przepuszczalnych. Źródłami zasilania marginalnych odcinków pól są w tym przypadku ciśnienie wód marginalnych oraz ciśnienie wody na sztucznej linii zalewowej przez rzędy studni zatłaczających wodę zlokalizowanych w pobliżu obrysu. zawartość oleju lub kilka odsuniętych od niego, a także wywierconych rzędów studni zatłaczających wodę olej części formacji. Te studnie do zatłaczania wody w obwodzie są także źródłami energii dla innych osób olej obszary depozytowe.

System zagospodarowania złoża to zespół środków technologiczno-technicznych mających na celu wydobycie ropy, gazu, kondensatu i towarzyszących im składników ze złoża oraz zarządzanie tym procesem.

W zależności od liczby, miąższości, typów i właściwości filtracyjnych zbiorników, głębokości występowania każdej z formacji produkcyjnych, stopnia ich powiązania hydrodynamicznego, system zagospodarowania pola przewiduje identyfikację jednego, dwóch lub więcej obiektów do zagospodarowania obiektów eksploatacyjnych w jego przekroju geologicznym. W przypadku zidentyfikowania w danej dziedzinie dwóch lub więcej obiektów, każdy z nich ma uzasadniony własny system racjonalnego zagospodarowania.

System rozwoju zapewniający najpełniejsze wydobycie płynów z formacji przy najniższych kosztach nazywa się racjonalnym. Zapewnia przestrzeganie zasad ochrony podłoża gruntowego i środowiska oraz uwzględnia specyfikę przyrodniczą, przemysłową i gospodarczą obszaru.

System zagospodarowania obejmuje schemat i plan wiercenia złóż, uwzględniający działania mające wpływ na formację. Schemat wierceń to rozmieszczenie odwiertów w złożu i odległość między odwiertami. Plan wierceń przewiduje objętość, lokalizację i kolejność wierceń odwiertów. Środki oddziaływania na złoże określają system oddziaływania i metody zwiększania wydobycia ropy.

Istnieją systemy zagospodarowania złóż z wykorzystaniem naturalnych (naturalnych) reżimów i utrzymywania ciśnienia złożowego. Obecnie stosowane są następujące rodzaje zalewów:

• a) kontur - studnie zatłaczające znajdują się poza obrysem roponośnym. Ten rodzaj zalewu stosowany jest w przypadku małych osadów o dobrych właściwościach zbiornikowych.
• b) peryferyjne – odwierty zatłaczające zlokalizowane są w pewnej odległości od konturu roponośnego w obrębie wodno-naftowej części złoża. Warunki stosowania są takie same jak w przypadku zalewu granicznego, jednak przy znacznej szerokości strefy olejowo-wodnej.
• c) zalewanie wewnątrzobiegowe – ma kilka odmian, a mianowicie: zalewanie blokowe – złoże ropy naftowej jest rozcinane na paski (bloki) przez rzędy studni zatłaczających, w obrębie których rozmieszczone są rzędy szybów produkcyjnych o tym samym kierunku. Szerokość bloków dobiera się od 4 do 1,5 km zgodnie z właściwościami zbiornikowymi formacji. Liczba rzędów studni produkcyjnych w bloku wynosi 3 (trzyrzędowe) i 5 (pięciorzędowe zalewowe).

Rodzaje zalań blokowych to:

• 1. Zalanie osiowe - dla wąskich, wydłużonych osadów;
• 2. Zalanie centralne - dla małych osadów okrągłych;
• 3. Zalanie okrężne – dla dużych osadów okrągłych;

4. Zalanie ogniskowe i selektywne – w celu wzmocnienia oddziaływania na słabo zagospodarowane obszary złoża;

• 5. Zapora zaporowa - służy do odizolowania korka gazowego od części olejowej zbiornika.
• 6. Zalanie obszarowe to rodzaj zalania wewnątrzobiegowego, w którym w warunkach ogólnie jednolitego układu odwiertów odwierty zatłaczające i produkcyjne występują naprzemiennie według ścisłego schematu ustalonego w dokumencie projektu zagospodarowania przestrzennego. Ten system rozwoju jest bardziej aktywny niż powyższe systemy.
• 3. Rozmieszczenie studni w zależności od obszaru złoża

Przy zagospodarowywaniu złóż gazu i kondensatu gazowego powszechnie stosuje się następujące systemy rozmieszczenia odwiertów produkcyjnych według obszaru gazonośnego:

• 1) jednolite na siatce kwadratowej lub trójkątnej;
• 2) bateria;
• 3) liniowy wzdłuż „łańcucha”;
• 4) w dachu złoża;
• 5) nierówny.
• 1) W przypadku równomiernego ułożenia studnie wierci się w wierzchołkach regularnych trójkątów lub w narożnikach kwadratów. W trakcie eksploatacji złoża specyficzne obszary odwadniania studni w złożach nasyconych gazem, jednorodnych pod względem parametrów geologicznych i fizycznych, są takie same przy tych samych natężeniach przepływu w odwiertach. Jednolity wzór odwiertu zapewnia równomierny spadek ciśnienia w złożu. W tym przypadku natężenie przepływu studni zależy od średniego ciśnienia złożowego dla całego złoża. Spełnienie tego warunku jest wskazane w przypadku, gdy formacja jest dostatecznie jednorodna pod względem właściwości zbiornikowych. W zbiornikach niejednorodnych pod względem parametrów geologiczno-fizycznych, przy równomiernym rozmieszczeniu odwiertów, zachowany jest stały stosunek wydajności odwiertów do zasobów gazu w określonej objętości drenażu, tj. przy równomiernym rozmieszczeniu studni tempo spadku średniego ważonego objętościowo ciśnienia obniżonego w przestrzeni porów w określonej objętości drenażu jest równe szybkości spadku ciśnienia obniżonego w zbiorniku jako całości.

Wadą jednolitego systemu rozstawu odwiertów jest wzrost długości terenowych sieci komunikacyjnych i odbiorczych gazu.

2) Systemy umieszczania odwiertów wzdłuż obszarów gazonośnych w postaci baterii pierścieniowych lub liniowych znajdują szerokie zastosowanie w zagospodarowaniu złóż kondensatu gazowego z utrzymaniem ciśnienia złożowego poprzez zatłaczanie gazu lub zatłaczanie wody do złoża. Na złożach gazu ziemnego o znacznej powierzchni gazonośnej rozmieszczenie akumulatorów odwiertów wydobywczych może wynikać z chęci zapewnienia określonego reżimu temperaturowego układu sieci odbioru gazu złożowo-odwiertowego, np. w związku z możliwymi powstawanie hydratów gazu ziemnego.

Podczas umieszczania studni w baterii tworzy się lokalny lejek podciśnieniowy, co znacznie skraca okres bezsprężarkowej pracy pola i okres wykorzystania energii naturalnej złoża do niskotemperaturowej separacji gazów.

• 3) Liniowy układ odwiertów wzdłuż obszaru gazonośnego zdeterminowany jest geometrią złoża. Ma te same zalety i wady, co akumulator.
• 4) Umieszczenie studni w stropie złoża może być zalecane w przypadku, gdy złoże gazu charakteryzuje się ciśnieniem wody i jest ograniczone do formacji jednorodnej pod względem właściwości złożowych.

W praktyce złoża gazu i kondensatu gazowego powstają z reguły przy nierównomiernym rozmieszczeniu odwiertów na obszarze gazonośnym. Okoliczność ta wynika z szeregu względów organizacyjnych, technicznych i ekonomicznych.

5) Jeżeli odwierty są nierównomiernie rozmieszczone na obszarze gazonośnym, tempo zmian średniego ważonego ciśnienia obniżonego w poszczególnych objętościach drenażu odwiertów i całego złoża jest różne. W tym przypadku możliwe jest powstawanie głębokich kraterów ciśnieniowych w poszczególnych objętościach złoża.

Jednolite rozmieszczenie odwiertów na obszarze gazonośnym skutkuje lepszą znajomością geologii złoża, mniejszą ingerencją odwiertów przy ich współpracy, szybszym wydobyciem gazu ze złoża przy tej samej liczbie odwiertów i takich samych warunkach wydobycia gazu na dnie studni.

Zaletą nierównomiernego rozmieszczenia studni na obszarze gazonośnym w porównaniu z jednolitym jest zmniejszenie inwestycji kapitałowych w budowę studni, czasu budowy studni, całkowitej długości dróg polnych itp.

Studnie obserwacyjne (około 10% studni produkcyjnych) wiercone są z reguły w miejscach o najmniejszej znajomości geologicznej złoża, w pobliżu miejsc zaburzeń tektonicznych w strefie wodonośnej w pobliżu początkowego kontaktu gazowo-wodnego, na obszarach, gdzie studnie zlokalizowane są jednocześnie eksploatujących kilka formacji, w centrum skupisk z umiejscowieniem studni akumulatorowo-klastrowych. Pozwalają uzyskać różnorodne informacje na temat specyficznych właściwości złoża, zmian ciśnienia, temperatury i składu gazu, ruchu kontaktu gaz-woda, nasycenia złoża gazem, wodą i kondensatem, a także kierunku i kierunku prędkość ruchu gazu w formacji.

Przy zagospodarowaniu złóż kondensatu gazowego przy utrzymaniu ciśnienia złożowego rozmieszczenie odwiertów zatłaczających i produkcyjnych na konstrukcji i obszarze gazonośnym zależy od czynnika roboczego wtłaczanego do złoża w celu utrzymania ciśnienia, kształtu geometrycznego obszaru gazonośnego w planie i właściwości zbiornikowe złoża.

Przy zatłaczaniu do złoża gazowego czynnika roboczego, głównie gazu suchego, odwierty zatłaczające umieszcza się w formie baterii w podwyższonej, kopułowej części złoża, odwierty wydobywcze również umieszcza się w formie baterii, ale w dolnej części , na zanurzeniu fałdu. W przypadku tłoczenia wody do zbiornika, w dolnej części złoża umieszcza się studnie zatłaczające, a w wyższej, kopułowej, produkcyjnej.

Przy takim rozmieszczeniu odwiertów na konstrukcji współczynnik wypierania gazu złożowego przez czynnik roboczy wzrasta ze względu na różnicę lepkości i gęstości gazu złożowego i wtryskiwanego czynnika roboczego.

Przy zagospodarowaniu złóż przy zachowaniu ciśnienia odwierty zatłaczające i produkcyjne umieszczane są na obszarze gazonośnym w formie pierścieniowych lub liliowych łańcuchów odwiertów.

Typowo odległość pomiędzy studniami zatłaczającymi wynosi 800 – 1200 m, a pomiędzy studniami produkcyjnymi 400 – 800 m.

Zagospodarowanie złóż kondensatu gazowego powinno odbywać się przy stałej liczbie otworów zatłaczających i produkcyjnych.