Характеристика геологічних умов та флюїду. Розробка покладів. Теоретичні основи експлуатації свердловин. Збирання, транспорт і підготовка продукції свердловин, страница 13

 Режими експлуатації нафтових родовищ

Водонапірний режим пов'язаний з витісненням нафти і переміщенням її по капілярах у пласті за рахунок підпору води, що з нею контактує. Розрізняють жорсткий та пружний водонапірний режими. При жорсткому водонапірному режимі нафта до свердловин переміщується за рахунок підпору крайніх і підошовних пластових вод. При цьому в процесі експлуатації покладу кількість води в пласті поновлюється за рахунок атмосферних опадів та поверхневих водойм. У такому режимі експлуатації вода витісняє нафту з капілярів у пласті. При жорсткому водонапірному режимі експлуатації досягають найвищого коефіцієнта нафтовіддачі пласта 0,5 – 0,8, який характеризує собою повноту виймання нафти з покладу і є відношенням об'єму видобутої з покладу нафти до її початкового об'єму в пластах покладу. Чим вищий коефіцієнт нафтовіддачі, тим більша ефективність розробки нафтового родовища. Пружний водонапірний режим експлуатації базується на пружному стисненні рідини (води) та гірських порід пласта в природному стані й накопиченні ними пружної енергії. При відборі рідини (нафти) із пласта відбувається пружне розширення гірської породи і самої рідини, що зумовлює її переміщення капілярами пласта до вибою свердловини. Хоч пружне розширення гірських порід та рідини щодо одиниці їх об'єму не значне, але, враховуючи величезні об'єми гірських порід і рідини, їх пружна енергія досягає значних величин. При пружному водонапірному режимі коефіцієнт нафтовіддачі пласта приблизно однаковий з коефіцієнтом при жорсткому водонапірному режимі.

Стан пружної рідини та пористості пласта залежно від тиску представимо такими рівняннями:

                                         (2.7)

                                                             (2.8)

де β_р, β_с – коефіцієнти об'ємної пружності рідини й породи;

m_o, p_o – пористість і густина породи за початкового тиску.

Газонапірний режим експлуатації пов'язаний з переміщенням нафти в капілярах пласта під тиском газу, що з нею контактує. Газ, на відміну від води, розміщується у верхній частині пласта, утворюючи так звану газову шапку. Природно, що газ у газовій шапці перебуває під високим тиском. Під час видобутку нафти зі свердловин тиск у пласті буде знижуватись, газ розширюватись і за нафтою буде проникати в пори пласта, витісняючи при цьому нафту із пласта в свердловину. В'язкість газу набагато менша, ніж нафти, і тому газ через капіляри пласта може прориватися через шари нафти. Якщо вибій свердловини знаходиться недалеко від границі газової шапки, то газ проривається в свердловину. Це спричиняє даремну витрату пластової енергії (енергії стисненого газу) і зниження припливу нафти до вибою свердловини. В цьому випадку важко підтримувати оптимальні режими експлуатації свердловин з метою збереження пластової енергії. Тому коефіцієнт нафтовіддачі при газонапірному режимі менший, ніж при водонапірному, і становить 0,4 − 0,7.

Режим розчиненого газу характерний для нафтових родовищ, в яких вільний газ у покладі відсутній, а у нафтову частину пласта практично не надходить пластова вода. Рушійною силою, що переміщує нафту в пласті до вибою свердловини, є розчинений газ. При видобутку нафти зі свердловини і зниженні тиску в пласті розчинений газ виділяється з нафти й розширюється у вільному стані. Вільний газ випереджає рух нафти по капілярах пласта та тільки частково виносить її за собою.

Ефект дії цього механізму не значний через інтенсивну дію сил тертя. Тому до вибою свердловини надходить тільки частина нафти з пласта, а енергія газу швидко знижується. Коефіцієнт нафтовіддачі при режимі розчиненого газу дуже низький і становить 0,15 − 0,3.

Наведені на рисунку 2.4 графіки показників розробки розраховані для умови експлуатації покладу однією свердловиною. У дійсних умовах режим розчиненого газу, як правило, розвивається і функціонує в покладах на самому початку їх розробки, коли проходить розбурювання покладу свердловинами, а тому загальні показники розробки для покладу в цілому визначаються сумуванням дебітів окремих свердловин з урахуванням різночасності введення їх в експлуатацію.