Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Горные породы, нефть и вода имеют сравнительно небольшие коэффициенты сжимаемости. Так, для воды β = 0,5-10-3 Мпа-1, для нефтей β = 10-3 Мпа-1, для горных пород - на порядок ниже. Поэтому даже при полном снижении давления от начального пластового до атмосферного за счет упругой энергии можно извлечь всего несколько процентов от начальных запасов месторождения (не более 3 - 5%). Однако если объем водоносного бассейна значительно превышает объем нефтяной залежи, то ситуация меняется. В этом случае при снижении давления прирост объема воды за счет расширения может стать соизмеримым с объемом нефтяной части, что приведет к увеличению вытесненной из пласта нефти.

Реализация такого режима в сильной степени зависит от темпов отбора нефти из залежи. При высоких темпах водоносный бассейн не успевает реагировать на изменение давления в нефтяной части, вследствие чего пластовое давление не будет поддерживаться за счет вторжения воды в нефтяную зону. Существенным недостатком водонапорного режима является неконтролируемое вторжение воды в нефтяную залежь. Это приводит к преждевременному обводнению добывающих скважин, неравномерному обводнению различных зон пласта как по толщине, так и по простиранию.

Подсчет упругого запаса пластовой энергии залежей, содержащих тяжелые нефти с повышенным содержанием асфальтено-смолистых фракций, имеет свои особенности. При изменении давления увеличение объема таких нефтей происходит с некоторым запаздыванием. Поэтому изменение пластового давления в залежи будет зависеть не только от отобранного объема нефти, но и от времени отбора т. е. от его темпа. Однако эффект будет ощущаться лишь при реализации естественного режима в «чистом» виде. При внедрении в залежь воды, влиянии свободного газа или действии других факторов эта особенность будет малоощутимой.

Напор пластовых вод может оказать влияние на показатели разработки и эксплуатации нефтяного месторождения в случае крутопадающего водоносного пласта. Систему водоносный пласт - нефтеносный пласт можно рассматривать как два сообщающихся сосуда. Снижение давления в нефтяной части за счет отбора нефти из скважин компенсируется подпором воды из «сообщающегося сосуда» - водоносного пласта. Таким образом формируется водонапорный режим.

Поддержание пластового давления при эксплуатации месторождения может происходить за счет энергии расширения свободного газа, находящегося в купольной части залежи. Такое скопление газа называется «газовой шапкой», а соответствующий режим разработки - режимом газовой шапки.


Рис. 1.1. Относительное изменения пластового давления (Р, Рн пл - текущее и начальное пластовое давление) и газового фактора (Г, Гр - текущий и растворенный в нефти газовый фактор) в зависимости от текущего коэффициента нефтеотдачи η при различных режимах работы залежи. I, II, III - пластовое давление соответственно при режимах водонапорном, газонапорном и растворенного газа;

1, 2, 3 - газовый фактор при режимах водонапорном, газонапорном и растворенного газа

При разработке месторождения на таком режиме стараются не отбирать газ из газовой шапки, поскольку это приведет к уменьшению запаса пластовой энергии. При этом начинается выделение газа из нефти в нефтяной части и развивается режим растворенного газа. Кроме того, при больших отборах газа из газовой шапки может произойти сильное падение давления в газовой части, в результате уровень газонефтяного контакта начнет повышаться - произойдет вторжение нефти в газовую зону. Часть нефти смочит породу и будет потеряна для добычи.




шток гидроцилиндра