При законтурному заводнении воду закачують в пласт через спеціальні нагнітальні свердловини, що розміщуються за зовнішнім контуром нафтоносності по периметру поклади. Експлуатаційні нафтові свердловини розташовуються усередині контуру нафтоносності рядами, паралельними контуру.
Рис.1.2.1. Схема розробки нафтового родовища із застосуванням законтурного заводнення:
1-зовнішній контур нафтоносності; 2 - внутрішній контур нафтоносності; 3 - видобувні свердловини; 4 -нагнетательние свердловини; 5 - контур нагнітальних свердловин
Найбільш сприятливі об'єкти для здійснення законтурного заводненія- пласти, складені однорідними пісками і пісковиками з хорошою проникністю і не ускладнені порушеннями. +
Пласти, складені вапняками не завжди можуть дати позитивні результати при законтурному заводнении, т. К. В них окремі ділянки можуть не єднатися з іншою площею системою каналів і тріщин.
При видобутку високов'язкої нафти процес закачування води в пласт також може бути малоефективним, тому що менш в'язка вода при русі в пласті буде обганяти нафту. прориваючись до окремих свердловинах.
Надмірне наближення нагнітальних свердловин до експлуатаційних може викликати швидке і нерівномірне обводнення поклади, внаслідок чого в ній залишається великий обсяг нафти. Надмірне видалення нагнітальних свердловин від експлуатаційних може зробити штучний контур харчування малоефективним. Для однорідних пластів відстань від ряду нагнітальних свердловин до зовнішнього ряду експлуатаційних приймають не більше 1000-1200 м, а для неоднорідних пластів з низькою проникністю - 600 - 700 метрів. При поганій проникності порід нагнітальні свердловини розташовують в водонефтяной зоні пласта всередині контуру в більш проникних частинах поклади. Такий варіант носить назву приконтурного заводнення.
Підвищений тиск, що створюється на лінії нагнітальних свердловин, активно впливає тільки на 2-3 прилеглих ряду експлуатаційних свердловин. Тому законтурне і приконтурної заводнення можна з найбільшим ефектом застосовувати при розробці родовищ відносно невеликих розмірів, які дозволяють розмістити на площі відразу всі запроектовані ряди свердловин, але не більше двох-трьох рядів свердловин на кожну лінію нагнітання. При вживаних в даний час відстанях між рядами експлуатаційних свердловин (500-800м) для одночасного разбуривания всій площі поклади потрібно, щоб її ширина в межах внутрішнього контуру нафтоносності була не більша 4-5 км.
При розробці значних по площі нафтових покладів застосовують внутріконтурное заводнення, сутність якого полягає в тому, що площа поклади розрізається на окремі ділянки рядами нагнітальних свердловин.
Ріс.1.2.2. Схема внутріконтурного заводнення.
При закачуванні води в пласті по лінії розміщення нагнітальних свердловин утворюється зона підвищеного тиску, яка перешкоджає перетокам нафти з однієї площі в іншу. У міру закачування окремі осередки води, що сформувалися навколо кожної нагнетательной свердловини збільшуються в розмірах і, нарешті, зливаються, утворюючи єдиний фронт, просування якого можна регулювати.
Експлуатаційні свердловини розташовують рядами так, щоб фронту наступаючої води протистояв фронт її відбору. Відстань між рядами експлуатаційних свердловин і між свердловинами в рядах встановлюють з урахуванням особливості геологічної будови і фізичної характеристики колекторів на даній площі.
Внутріконтурное заводнення вперше було здійснено на Ромашкінська родовищі в Татарії, розробка якого почалася в 1952 р Девонська поклад цього родовища була розчленована рядами нагнітальних свердловин більш ніж на 20 відокремлених експлуатаційних площ.
В процесі розробки Ромашкинского родовища збільшення тиску нагнітання на деяких площах дозволило використовувати більш рідкісні сітки свердловин, ніж це було передбачено проектом, і разбурена дане родовище з меншим числом експлуатаційних свердловин.
У Куйбишевської області на Мухановське і Покровському родовищах законтурне заводнення виявилося малоефективним. Тому було здійснено перехід на внутріконтурное заводнення з розрізанням поклади на окремі блоки. Цей спосіб на додаток до законтурному здійснений на Туймазінському, Серафимовском, Шкаповское і Арланском родовищах в Башкирії і практично на всіх впроваджуються в розробку родовищах у Західному Сибіру і Західному Казахстані. Серед систем центрального заводнення, що застосовуються для інтенсифікації розробки менших площ, розрізняють осьовий і кільцеве заводнення.
Ріс.1.2.3. Схема внутріконтурного заводнення:
а - Осередкове заводнення; б -внутріконтурное кільцеве заводнення; в - осьовий заводнення.
Осередкове заводнення характеризується розташуванням нагнітальних свердловин на ділянках з лінзоподібними пропластками, в яких є не витягуванні запаси нафти.
Кільцевий заводнення характеризується розташуванням нагнітальних свердловин по кільцю, причому поклад нафти розчленовується на дві нерівні площі: меншу - центральну і велику - кільцеву.
Осьове заводнення характеризується розташуванням нагнітальних свердловин по осі структури.
Для підтримки пластового тиску в поклади на одному рівні обсяг закачується в пласт води повинен бути не менше обсягу видобутих з пласта рідини і газу.
При розрахунку обсягу води. необхідної для закачування, враховують її обсяг, що перетікає в законтурний частина пласта.
Практикою встановлено, що для більшості нафтових родовищ в пласт слід нагнітати від 1,6 до 2 м 3 води на кожну тонну витягується нафти.
Число нагнітальних свердловин як при законтурному, так і при внутріконтурного заводнении при відомому обсязі закачується води залежить від поглинальної здатності кожної свердловини при даному тиску нагнітання.
Загальна кількість нагнітальних свердловин при законтурному заводнении визначається зі співвідношення (1.1)
де L- загальна довжина контуру нагнітання, м;
R - середня відстань між свердловинами, м.
Приемистость нагнетательной свердловини може бути визначена з формули Дюпюї, м 3 / сут.
де k -Ефективна проникність пласта для води, Дарсі :;
h - потужність пласта, м;
- перепад тиску на вибої, МПа;
- коефіцієнт гідродинамічного досконалості забою свердловини;
-в'язкість води, СПЗ;
RK - радіус контуру дії нагнетательной свердловини, м;
r - радіус свердловини, м.
Максимальний тиск нагнітання визначається типом наявного насосного обладнання
де PЗАБ - тиск на вибої свердловини;
РНАг - тиск на викиді насоса;
РСТ - тиск стовпа води в свердловині;
РТР - втрати тиску на тертя від насоса до забою.
Нафтові поклади при законтурному і внутріконтурного заводнении стали розробляти розрідженими сітками свердловин. Якщо на старих бакинських, грозненських та інших родовищах на одну свердловину доводилося від 1 до 4 (200х200м.), Рідко до 8 га нафтової площі, то зараз на більшості нових родовищ ступінь ущільнення становить від 12 до 60 га на одну свердловину (400х400м).