Буровые долота

Долото – буровой инструмент для механического разрушения горных пород на забое скважины в процессе ее проходки.

По характеру воздействия на породу долота можно классифицировать следующим образом.

1. Долота режуще-скалывающее – лопастные долота, предназначенные для разбуривания вязких и пластичных пород небольшой твердости и малой образивности.

2. Долота дробяще – скалывающего действия – шарошечные долота, предназначенные для разбуривания неабразивных и абразивных пород средней твердости, твердых, крепких и очень крепких.

3. Долота режуще-истирающего действия – долота с алмазными и твердосплавными породоразрушающими вставками. Предназначены они для бурения в породах средней твердости, а также при чередовании высокопластичных маловязких пород с породами средней твердости и даже малоабразивными твердыми.

По назначению буровые долота подразделяются на три вида:

1. долота, разрушающие горную породу сплошным забоем;

2. долота, разрушающие горную породу кольцевым забоем (колонковые долота);

3. долота специального назначения;

Долота для сплошного и колонкового бурения предназначены для углубления скважины, а специального назначения – для работы в пробуренной скважине (расширение и выравнивание ствола скважины) и в обсадной колонне (разбуривание цементного камня).

Как для сплошного, так и для колонкового бурения созданы долота, позволяющие разрушать горную породу по любому из перечисленных выше принципов. Это облегчает подбор типа долота в соответствии с физико-механическими свойствами данной горной породы. Выпускаются долота диаметром от 46 до 580 мм.

Лопастные долота

По числу лопастей лопастные долота разделяются на двухлопастные долота (типа 2Л) и трехлопастные (типа 3Л). В верхней части долота имеется муфта с присоединительной резьбой и двумя или тремя лопастями, расположенными по отношению друг к другу под углом соответственно180 или 120 градусов.

Двухлопастные долота изготовляются цельноковаными, а трехлопастные – сварными.

По принципу разрушения породы лопастные долота относятся к долотам режуще – скалывающего действия, так как под влиянием нагрузки на забой их лопасти врезаются в породу, а под влиянием вращающего момента – скалывают ее.

Шарошечные долота

Шарошечные долота успешно применяется при вращательном бурении пород самых разнообразных физико-механических свойств с промывкой забоя любой промывочной жидкостью и продувкой забоя воздухом. Созданы конструкции шарошечных долот с одной, тремя, четырмя и даже с шестью шарошками. Однако наиболее распространены трехшарошечные долота. Из шарошечных долот других в настоящее время применяют одношарошечные.

Алмазные долота

Алмазные долота применяются при бурении неабразивных и малоабразивных пород средней твердости и твердых, а также при бурении нижних интервалов глубоких скважин, где их высокая стоимость компенсируется долговечностью и, следовательно, снижением затрат времени на спуско-подъемные операции. Выпускаются алмазные долота двух типов: спиральные – для турбинного бурения и радиальные – для роторного бурения.

Осн.: 1. [43-63]

Доп.: 7. [30-102]

Контрольные вопросы:

1. Что такое скважина?

2. Для чего нужен керн?

3. Для чего нужны обсадные колонны?

4. Что такое конструкция скважины?

5. В чем преимущество вращательного бурения перед ударным?

6. Какие бывают долота?

7. Для чего предназначены промывочные жидкости?

8. Что такое кондуктор?

9. Чем отличается роторное бурение от бурения с забойным двигателем?

Тема лекции №5. Заканчивание скважин (первые три вида работ)

Лекция №5. Бурение и исследование продуктивного пласта. Выбор конструкции

призабойной зоны.

Рассмотрим вопросы, от правильного решения которых зависит достижение конечной цели бурения скважин: извлечение из вскрытого продуктивного пласта максимального объема нефти или газа. Между бурением и вводом скважины в экс­плуатацию ведется целых ряд работ, объединяемых понятием заканчивание скважины:

1) бурение в продуктивном горизонте;

2) исследование продуктивного горизонта;

3) выбор конструкции призабойной части скважины;

4) оборудование устья скважины.

5) сообщение эксплуатационной колонны с пластом (перфо­рация);

6)вызов притока нефти или газа из пласта и сдача сква­жины в эксплуатацию.

От правильного выполнения перечисленных работ зависят дебит скважины и ее рентабельность, а также продолжитель­ность межремонтного периода при ее эксплуатации.

Бурение в продуктивном горизонте. В целях создания хороших условий для освоения и эксплуатации сква­жины при проходке продуктивных горизонтов необходимо обес­печить минимально возможное нарушение коллекторских свойств нефтеносных или газоносных пластов. Тогда продук­тивные пласты после их разбуривания будут находиться почти в естественных условиях и из них во время эксплуатации можно получить максимально возможное количество нефти или газа. Поэтому перед вскрытием продуктивного горизонта должны быть тщательно изучены причины возможных нарушений коллекторских свойств пласта.

Причин снижения продуктивности пласта много и все они еще недостаточно изучены. Одна из основных причин ­­– проник­новение в пласт инородных жидкостей и частиц породы (чаще всего из промывочного раствора).

При бурении скважин выбирается промывочная жидкость такой характеристики, чтобы гидростатическое давление ее столба было больше пластового. В случае применения промы­вочной жидкости, имеющей в основе воду, последняя всегда будет отфильтровываться в пласт. Количество отфильтровываю­щейся воды будет зависеть от водоотдачи промывочной жидко­сти, продолжительности контакта с ней продуктивных горизонтов, от степени дренированности пластов и от разности гид­ростатического и пластового давлений,

Многочисленными исследованиями установлено вредное влияние воды на проницаемость призабойной зоны и на про­цесс освоения скважины.

Уменьшение проницаемости призабойной зоны вследствие попадания в пласт воды происходит по нескольким причинам.

Одной из причин некоторые исследователи считают вредное влияние капиллярного давления в порах пласта при проникно­вении в них отфильтрованной из промывочной жидкости воды на проницаемость призабойной зоны. Проникшая в пласт вода создает капиллярное давление, которое согласно закону Лап­ласа прямо пропорционально поверхностному натяжению и об­ратно пропорционально радиусу капилляра. В результате в поровых каналах, площадь сечения которых значительно уменьшается за счет отложения на их стенках пленок и капелек воды, создаются значительные капиллярные силы. Учитывая, что та­ких капель в порах пласта много, становится понятным их влияние на ход освоения скважины и на последующую работу пласта.

При вытеснении воды из пласта в скважину чаще всего требуется давление, меньшее пластового, Однако после создания перепада давления сначала освобождаются от воды широкие поровые каналы, а более узкие остаются заполненными водой. Очевидно, нефть, выбирая путь наименьшего сопротивления, будет двигаться по освобожденным от воды широким поровым каналам. По узким же каналам, оставшимся заполненными во­дой, нефть так и не будет двигаться. В результате не происхо­дит полного удаления из пласта отфильтровавшейся воды и каналы небольшого диаметра могут остаться закрытыми для притока нефти. В призабойной зоне вокруг скважины образу­ется своеобразный водяной барьер, препятствующий прохожде­нию нефти по каналам пласта.

Другой причиной снижения проницаемости призабойной зоны вследствие попадания в пласт воды считают набухание глинистых частиц, имеющихся в продуктивном пласте. В ре­зультате происходит частичная закупорка пор и, как следствие, уменьшение проницаемости пласта.

Третьей причиной снижения проницаемости пласта, проис­ходящего в результате проникновения в пласт отфильтрованной из промывочной жидкости воды, является образование осад­ков в призабойной зоне. Это объясняется взаимодействием рас­творимых солей, содержащихся в пластовых водах, с растворимыми солями, всегда имеющимися в отфильтрованной воде. В результате в осадок выпадают твердые частицы, закупори­вающие поры продуктивного пласта и ухудшающие его коллекторские свойства.

Практика показала, что устранить все причины, вызываю­щие ухудшение коллекторских свойств продуктивного гори­зонта, почти невозможно. Однако уменьшить их отрицательное влияние на пласт можно путем применения следующих меро­приятий.

1. При разбуривании продуктивного пласта следует снижать противодавление на пласт до минимально безопасного значения, т. е. до того значения, при котором не может быть открытого фонтанирования.

2. Бурение в продуктивном пласте, исследование пласта,

спуск и цементирование эксплуатационной колонны должны осуществляться быстро, по заранее составленному плану, что позволит сократить время, в течение которого промывочная жидкость контактирует со стенкой скважины в призабойной зоне.

3. При вскрытии продуктивного пласта следует применять высококачественный глинистый раствор, имеющий минималь­ную водоотдачу или промывочные жидкости на углеводородной основе.

4. На месторождениях с благоприятными геологическими условиями можно рекомендовать при разбуривании продуктивного пласта продувку скважины воздухом или газом.

Исследование продуктивного горизонта. Коллекторские свойства, условия залегания и эксплуатационные ка­чества продуктивных горизонтов могут быть установлены после проведения комплекса исследовательских работ, объем ко­торых в эксплуатационных и разведочных скважинах раз­личный.

При бурении в продуктивных горизонтах эксплуатационных скважин чаще всего ограничиваются изучением шлама и ре­зультатами некоторых геофизических исследований в целях оп­ределения угла наклона и азимута ствола скважины, мощности и интервала залегания продуктивного пласта, его пористости, проницаемости.

В разведочных скважинах продуктивные горизонты изуча­ются более детально и поэтому комплекс исследований в дан­ном случае увеличивается.

Разбуривание продуктивного горизонта в разведочных сква­жинах проводится только колонковыми долотами, что позво­ляет по образцам керна получить полное представление об ус­ловиях залегания пласта, его литологической и физической ха­рактеристике.

Выбор конструкции призабойной части сква­жины осуществляется до начала бурения скважины в зави­симости от ее местоположения на залежи, литологического и физического свойств пласта, наличия в кровле и подошве пла­ста водоносных горизонтов и ряда других факторов.

В практике бурения наиболее распростра­нены следующие конструкции призабойной части скважины.

1. Скважину бурят до кровли продуктивного пласта, спус­кают эксплуатационную колонну и цементируют ее с подъемом цементного раствора через башмак. Затем разбуривают цемен­тировочные пробки, упорное кольцо и углубляют скважину до подошвы продуктивного пласта.

Если пласт сложен устойчивыми породами и не содержит пропластков обваливающихся глин, то стол скважины целесо­образно оставить открытым (рис. 1, а).

Если пласт сложен рыхлыми породами, то для предупреж­дения попадания песка в эксплуатационную колонну против продуктивного пласта устанавливают фильтр. На рис. 1,б по­казано применение фильтра-хвостовика с сальниковым закреп­лением в нижней части эксплуатационной колонны. Иногда применяют другой вариант установки фильтра, показанный на рис. 1, в. В этом случае продуктивный пласт разбуривается долотом такого же диаметра, как и вышележащие горизонты, спускается эксплуатационная колонна с оборудованным внизу фильтром и цементируется манжетным методом выше кровли пласта.

Как в том, так и в другом случае возможно применение щелевидных (см. рис. 1, б, в), металло-керамических, песчано-пластмассовых или гравийных фильтров.

Описанные конструкции призабойной части скважины применяются, когда отсутствуют водоносные горизонты в пласте, в его кровле и подошве.

2. Скважину бурят несколько ниже подошвы продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну, цементируют ее одно- или двухступенчатым способом. После твердения цемент­ного раствора против продуктивного пласта перфорируют стенку колонны и цементное кольцо для сообщения эксплуата­ционной колонны с пластом (рис. 2,а). Иногда в целях пред­отвращения попадания песка в эксплуатационную колонну устанавливают фильтр (рис. 2,б).

Конструкция призабойной части скважины с открытым забоем

и с незацементированной эксплуатационной колонной

Рисунок 1.

1 – эксплуатационная колонна; 2 – цементный раствор; 3 – фильтр-хвостовик;

4 – фильтр-продолжение эксплуатационной колонны;

5 – место установки манжет; 6 – сальник

Приведенная конструкция призабойной части скважины при­меняется, когда нефтеносные пески переслаиваются с глинами и водоносными горизонтами, а также когда в кровле и подо­шве продуктивного горизонта имеются водоносные пласты. Эта конструкция наиболее распространена в советской и зарубежной практике бурения, хотя и имеет крупные недостатки: ухудшение коллекторских свойств пласта в связи с отрицательным воздействием на него цементного раствора, уменьшение площади питания пласта и т. д. Распространена эта конструкция призабойной зоны потому, что в практике бурения чаще встречаются неоднородные пласты с водоносными горизонтами, подстилающими и покрывающими их.

Конструкция призабойной части скважины с зацементированной

эксплуатационной колонной

Рисунок 2.

1 – нефтеносный пласт; 2 – газоносный пласт; 3 – водоносный пласт;

4 – эксплуатационная колонна; 5 – фильтр-хвостовик;

6 – пакер; 7 – перфорированные отверстия

Осн.: 1. [116-121]

Доп.: 6. [84-88]

Контрольные вопросы:

1. Какой комплекс работ подразумевается под заканчиванием скважины?

2. Какие основные причины ухудшения коллеторского свойства продуктивного пласта при его бурении?

3. Какие мероприятия необходимо проделать, чтобы максимально не испортить коллекторские свойства пласта?

4. Как исследуют свойства продуктивного пласта?

5. Что такое шлам?

6. В каких случаях используют открытый забой?

7. Для чего нужен фильтр?

8. Какие конструкции забоев используют при однородном продуктивном пласте, т.е. когда отсутствуют в нефтяном пласте водоносные, газовые и глинистые слои?

9. Какие конструкции забоев используют, когда нефтяной пласт переслаивается с водоносными и глинистыми слоями (неоднородный пласт)?

Тема №6. Заканчивание скважин (остальные три вида работ)

Лекция №6. Оборудование устья скважины. Сообщение эксплуатационной колонны с пластом.

Вызов притока нефти или газа из пласта

Оборудование устья скважины. После определе­ния высоты подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной осуществляют подвеску обсадных колонн на устье и обвязку их между собой колонной головкой, герметизирующей затрубное пространство.

На рис. 1 показана схема обвязки устья одноколонной сква­жины. Колонная головка состоит из фланца 2, навинчиваемого на кондуктор 3, и пьедеста­ла /, который навинчивается на верхний конец эксплуата­ционной колонны. Контроль­ный отвод 4 с вентилем 5 слу­жит для отвода газа из затрубного пространства.

Схема обвязки устья одноколонной скважины

Рисунок 1.

Сообщение эксплуа­тационной колонны с пластом. При применении конструкции призабойной ча­сти скважины с зацементиро­ванной эксплуатационной колонной сообщение эксплуата­ционной колонны с пластом осущестрляют после простре­ла отверстий в колонне, окру­жающем ее цементном кольце и в породе пласта при по­мощи специальных аппара­тов — перфораторов.

После освоения скважины нефть и газ поступают из пласта в эксплуатационную колонну через эти отверстия. Диаметр и число отверстий на 1 м (плотность перфорации) рассчитыва­ется таким образом, чтобы приток нефти или газа из пласта был максимальным.

Существует несколько типов перфораторов: кумулятивные торпедные, пулевые. Наиболее распространены кумулятивные перфораторы, позволяющие пробивать отверстия кумулятив­ной струёй в стальных обсадных трубах, цементном камне и создавать каналы в прилегающей к призабойной зоне породе.

Кумулятивная струя образуется вследствие всестороннего сжатия медной облицовки заряда ударными волнами при взрыве заряда. Под действием ударных волн внутренняя по­верхность медной облицовки плавится и формируется в тон­кую металлическую струю высокой плотности, выбрасываемую вместе с газообразными про­дуктами взрыва от центра об­лицовки радиально к обсад­ной колонне со скоростью 8000—10000 м/с. Струя жидкого металла, двигающаяся с та­кой скоростью, оказывает на стенку обсадной колонны дав­ление около 30 ГПа и проби­вает отверстие в ней. При этом образуется канал в по­роде глубиной до 300 мм и более.

Кумулятивный перфоратор состоит из толстостенной стальной герметически скрытой трубы, в которой по спирали просверлены отверстия для прохождения кумулятивных струн. Кумулятивные заряды устанавливаются в корпусе перфоратора против отверстий. Заряды срабатывают через детонирующий шнур от взрывного патрона, соединенного с электрокабелем, на котором перфоратор спускается в скважину.

Для прострела обсадных колонн, цементного кольца и пла­ста, сложенного устойчивыми породами, в нагнетательных скважинах применяют торпедные перфораторы, выстрел из ко­торых проводится разрывными снарядами диаметром 22— 32 мм. После выстрела снаряд входит в породу на глубину 200—250 мм и там разрывается. В результате взрыва в породе образуется каверна диаметром до 300 мм.

Пулевая перфорация пришла на смену механическим сред­ствам перфорации (сверлению). Она применялась в широких масштабах до изобретения кумулятивных перфораторов.

Основной недостаток пулевой перфорации заключается в том, что во время простреливания цементный камень в затрубном пространстве может растрескаться.

В последнее время начали широко применять новый ме­тод — гидропескоструйную перфорацию. При этом методе в насосно-компрессорные трубы, спущенные в эксплуатационную колонну, под большим давлением нагнетают жид­кость с песком. На конце труб устанавливается струйный аппарат, из сопла которого с большой скоростью выбрасыва­ется жидкость с песком. Эта смесь вызывает быстрое абразивное разрушение обсадной колонны, цементного кольца и породы.

При гидропескоструйной перфорации обсадная колонка и цементное кольцо не трескаются. Кроме того, этот метод поз­воляет регулировать глубину и диаметр отверстий.

Вызов притока нефти или газа из пласта. После завершения работ по сообщению эксплуатационной ко­лонны с пластом приступают к вызову притока нефти из пла­ста,

Существует несколько методов вызова притока нефти из пласта, сущность которые сводится к снижению противодавле­ния на пласт, т. е. к проведению определенных мероприятий, в результате которых гидростатическое давление в скважине становится меньше пластового.

Уменьшить давление столба жидкости на пласт можно либо снижением плотности жидкости, находящейся в эксплуатацион­ной колонне, либо понижением уровня жидкости в колонне.

В первом случае в эксплуатационную колонну спускают фонтанные трубы, которые, остаются в ней и при эксплуатации скважины. В пространство между фонтанными трубами и экс­плуатационной колонной нагнетают воду, которая вытесняет в фонтанные трубы тяжелый глинистый раствор. При большом пластовом давлении скважина начинает фонтанировать и при неполной замене глинистого раствора водой.

Если замена глинистого раствора водой не дает эффекта, то воду заменяют нефтью. В случае, когда и это мероприятие не помогает, в затрубное пространство одновременно нагне­тают нефть (или воду) и газ (или воздух), В процессе прокачивания смеси постепенно увеличивают количество нагнетае­мого газа (воздуха), после чего полностью переходят на нагнетание газа (воздуха). Таким образом осуществляют плав­ное (в том преимущество данного способа) снижение давления на забой, что способствует постепенному увеличению притока нефти из пласта в скважину.

В том случае, когда продуктивные пласты сложены устой­чивыми породами, применяют компрессорный метод освоения скважины, при котором в затрубное пространство нагнетают газ (или воздух), вытесняющий промывочную жидкость в фонтанные трубы. При этом методе происходит резкое падение давления в скважине, однако для устойчивых пород продук­тивного горизонта это неопасно.

Вызов притока нефти путем снижения уровня промывоч­ной жидкости в эксплуатационной колонне осуществляют при освоении скважин с низким пластовым давлением. При этом методе в фонтанные трубы на канате спускают поршень (сваб) с длинным патрубком над ним. В верхней части патрубок имеет прямой клапан. При движении поршня вниз жидкость заходит в патрубок, приподнимает клапан и перетекает в фонтанные трубы. При подъеме поршня клапан закрывается и жидкость вытесняется из фонтанных труб. Многократный спуск и подъем поршня приводит к снижению уровня жидкости в эксплуата­ционной колонне и, следовательно, к уменьшению давления на продуктивный пласт.

После вызова притока нефти или газа из пласта скважину исследуют на приток и, установив норму добычи, сдают ее в эксплуатацию.

Осн.: 1. [122-125]

Доп.: 6. [89-95]

Контрольные вопросы:

1. Для герметизации, каких обсадных колонн используется колонная головка?

2. Для чего нужен перфоратор?

3. Какие перфораторы бывают?

4. Что такое освоение скважин?

5. Какие существуют методы вызова притока нефти и газа к скважине?

6. В чём заключается сущность метода вызова притока нефти и газа к скважине?

7. В каком случае применяют компрессорный метод освоения скважин?

8. В каком случае не применяют компрессорный метод освоения скважин?

9. Какой метод освоения применяют при низких пластовых давлениях?

10. Для чего спускают в скважину фонтанные трубы?

Тема №7. Виды пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных и газовых залежей

Лекция №7: Силы, действующие в пласте. Режимы дренирования нефтяных и газовых залежей.

До вскрытия пласта скважинами жидкость и газ находятся в нем без движения в статическом состоянии и располагаются по вертикали соответственно своим плотностям. После вскрытия пласта скважинами и создания на забое скважин давления, меньшего, чем в пласте, равновесие в нем нарушается: жидкость и газ начинают перемещаться к зонам с пониженным давле­нием, т. е. к забоям скважин.

Пластовая энергия расходуется на это перемещение и на преодоление сопротивлений, возника­ющих при движении жидкостей и газа в пористой среде. По мере расходования энергии пластовое давление в большинстве случаев снижается.

Таким образом, залегающие в пластах нефть и газ нахо­дятся под действием сил, совокупность которых обусловливает движение нефти, газа и воды в пластах при их разработке, а также характер и интенсивность этого движения,

Силы, действующие в пласте, можно разделить на две группы: силы движения и силы сопротивления, противодейст­вующие движению жидкостей и газа и удерживающие нефть в пластах.

К силам, обусловливающим движение нефти, газа и воды в пластах, относятся:

1) вызываемые напором пластовых контурных вод;

2) проявляющиеся вследствие упругости пластовых водона­порных систем, т. е. упругости жидкости и самих пород пла­стов;

3) вызываемые напором свободного газа, заключенного в по­вышенных частях пласта (газовой шапке);

4) вызываемые расширением сжатого газа, растворенного в нефти;

5) сила тяжести нефти.

К силам сопротивления движению нефти в пласте относятся:

1) внутреннее трение жидкости и газа, связанное с преодо­лением их вязкости;

2) трение нефти, воды или газа о стенки поровых каналов нефтегазосодержащей породы;

3) межфазное трение при относительном движении жидкости и газа по пласту;

4) капиллярные и молекулярно-поверхностные силы, удер­живающие нефть в пласте благодаря смачиванию ею стенок поровых каналов.

Наличие тех или иных видов пластовой энергии и характер их проявления в процессе разработки нефтяной или газовой залежи определяют режим дренирования залежи (ча­ще его называют режим залежи).

Принято давать название режиму по преобладанию в рас­сматриваемый период времени главной движущей силы.

Большая часть нефтяных залежей обладает так называемым водонапорным режимом, при котором движение нефти в пласте к скважинам осуществляется под действием наступаю­щей краевой (контурной) воды. В идеальном случае при этом режиме нефтяная залежь постоянно пополняется водой из по­верхностных источников, в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой из залежи нефти. Источниками питания такой водонапорной системы могут быть атмосферные осадки, различные водоемы, ледниковые воды.

По мере извлечения нефти из залежи освобождающееся поровое пространство в ней будет заполняться наступающей крае­вой водой и водонефтяной контакт (граница нефти с водой) бу­дет непрерывно передвигаться по направлению к скважине. Если количество поступающей в пласт с поверхности воды бу­дет равно количеству извлекаемой из скважины нефти, произ­водительность скважины и давление в пласте будут оставаться в процессе эксплуатации постоянными. Если же из пласта больше будет извлекаться нефти, чем поступать в него жидкости, то движение в пласте и производительность скважины будут по­степенно снижаться.

Эго также наблюдается, когда нефтяная залежь не имеет сообщения с дневной поверхностью и, следо­вательно, не получает пополнения энергии извне.

При водонапорном режиме эксплуатация залежи прекраща­ется, когда наступающая контурная вода достигает скважин, и вместо нефти из пласта будет извлекаться только вода.

Однако полного вытеснения нефти замещающей ее водой никогда не происходит. Дело в том, что нефть и вытесняющая ее вода движется в пористом пласте одновременно, В процессе замещения нефти вода, имеющая обычно меньшую вязкость, будет неизбежно опережать нефть. По мере эксплуатации ко­личество воды в общем, объеме добываемой пластовой жидкости будет постоянно увеличиваться. Нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струёй воды.

Чем больше вязкость нефти, тем на большее расстояние от начального водонефтяного контакта может распространяться процесс параллельного движения воды и нефти при постепен­ном возрастании содержания воды в потоке. И даже в том слу­чае, если из скважины будет извлекаться чистая вода, в порах породы все же останется неизвлеченным то или иное количество нефти.

Показателем эффективности разработки нефтяной залежи служит так называемый коэффициент нефтеотдачи — отношение извлеченного из залежи количества нефти к началь­ным ее запасам.

Практикой установлено, что коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с водонапорным режимом может быть равным 0,5—0,8, т. е. из залежи возможно извлечь 50-80% общего количества нефти, имевшейся в ней до начала эксплуатации.

При больших размерах системы, питающей нефтяную за­лежь водой, даже в случае, если эта система не сообщается с поверхностью земли, в начальный период эксплуатации пла­стовая энергия выражается в виде упругого расширения пластовой жидкости и вмещающей ее породы при снижении давле­ния и пласте.

Со снижением давления в залежи вода и нефть расширяются в объеме, а поровые каналы сужаются, вода в пласте зани­мает место нефти, вытесняемой в скважины. Несмотря на то, что упругое расширение пластовой водонапорной системы при снижении давления в пласте ничтожно мало, все же это явление играет большую роль при эксплуатации нефтяных месторожде­нии, так как здесь в процессе принимают участие колоссальные объемы воды, окружающей и подпирающей нефтяную залежь. В некоторых случаях за счет упругой энергии из пласта можно извлечь значительное количество нефти.

Тема №8. Режимы разработки нефтяных и газовых залежей

Лекция №8: Упруговодонапорный, жестководонапорный, газонапорный,

газовый и гравитационный режимы

Режим работы нефтяного пласта, при котором основной дви­жущей силой является упругое расширение породы и жидкостей, заключенных в ней, называется упруговодонапорным (упругим) режимом.

В залежи нефти с упругим режимом активного продвижения контурных вод с полным замещением освободившихся от нефти пор не наблюдается, пластовое давление быстро падает и с те­чением времени режим работы залежи может перейти в газо­вый. В таких залежах обычно применяют искусственные меро­приятия по поддержанию пластового давления путем закачки в пласт воды.

Наряду с напором пластовых вод и силами упругости пластовых водонапорных систем все нефтяные и газовые залежи об­ладают тем или иным запасом энергии газа, находящегося в пласте в свободном состоянии в виде газовой шапки или же растворенного в нефти. В нефтяных залежах с газовой шапкой значительного объема действуют силы, вызываемые напором и расширением сжатого газа. Давление газа в газовой шапке передается на зеркало газонефтяного контакта, а следовательно, и на весь объем нефти в залежи. При отборе нефти из залежи пластовое давление снижается, газовая шапка расширяется и, подобно поршню, вытесняет нефть в нижнюю часть залежи.

Режим работы пласта, при котором преобладающим видом энергии является энергия свободного газа, заключенного в газо­вой шапке, называется газонапорным.

Процесс вытеснения нефти газом аналогичен процессу вытес­нения нефти водой с той только разницей, что вода вытесняет нефть в повышенные части залежи, а газ, наоборот, в понижен­ные.

Объем газа, находящегося под давлением в газовой шапке, всегда неизмеримо меньше объема водонапорной системы, окружающей нефтяную залежь, поэтому запас энергии здесь всегда ограничен. Кроме того, вязкость газа весьма мала по сравнению с вязкостью нефти, и в процессе вытеснения нефти и расширения газа в газовой шапке он будет прорываться к сква­жинам, расположенным недалеко от газонефтяного контакта. Прорыв же газа в скважины будет способствовать бесполезному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении при­тока нефти.

Для увеличения коэффициента нефтеотдачи залежи с газона­порным режимом в повышенную ее часть следует нагнетать с поверхности газ, что позволит поддержать, а иногда восстановить пластовую энергию.

Газовый режим (режим растворенного газа) характерен для залежей с пологим падением пластов при отсу­тствии свободного газа и без напора краевой воды.

Высокий темп отбора жидкости даже при наличии в залежи краевых вод или газовой шапки также способствует проявлению газового режима, так как в этом случае вода или газ не успе­вают занять часть освобожденного нефтью объема и уже не играют роли активной напорной силы, оттесняющей нефть к скважинам.

Основной движущей силой при режиме, как уже говорилось, является газ, растворенный в нефти или рассеянный в виде мельчайших пузырьков в пласте вместе с нефтыо. Со сниже­нием давления в пласте газ начинает выделяться из нефти, от­дельные пузырьки его расширяются в объеме и выталкивают нефть из порового пространства в зоны пониженного давления, т. е. к забоям эксплуатационных скважин,

Такой процесс вытеснения нефти при отсутствии других дей­ствующих в пласте сил характеризуется весьма малой эффек­тивностью по следующим причинам: во-первых, количество газа в пласте, растворенного в нефти, ограничено; во-вторых, при снижении давления в залежи большие количества газа вхоло­стую проскальзывают к скважинам, не производя полезной ра­боты по проталкиванию нефти. Это объясняется тем, что вяз­кость газа намного ниже вязкости нефти и пузырьки газа в сво­ем движении к забоям скважин обгоняют капельки нефти,

Эффективность расходования пластовой энергии при газо­вых режимах характеризуется газовым фактором — коли­чеством газа, приведенном к нормальным условиям, приходя­щимся на 1 т извлекаемой нефти.

В процессе эксплуатации нефтяной залежи, характеризую­щейся режимом растворенного газа. наблюдается непрерывное снижение пластового давления и увеличение газового фактора, что указывает на неэкономичное расходование пластовой энергии. Коэффициенты нефтеотдачи при этом режиме наиболее низкие и, как показывают экспериментальные данные, состав­ляют 0,15—0,30. Для восполнения пластовой энергии в нефтяных залежах, разрабатываемых на режиме растворенного газа, необходимо применять методы искусственного поддержания пластового дав­ления путем закачки в залежь воды или газа.

Рассмотрим еще один источник пластовой энергии — силу тяжести.

Все нефтесодержащие породы залегают под некоторым уг­лом к горизонтальной площади. Поэтому находящаяся в них нефть под действием силы тяжести стремится переместиться вниз по падению пластов. Чем больше угол наклона пласта, тем большей энергией силы тяжести обладает заключающаяся в нем нефть.

Энергия напора, возникающего вследствие проявления силы тяжести, оказывается иногда единственным видом энергии, продвигающей нефть к забоям нефтяных скважин. Режим дре­нирования таких залежей называется гравитационным. Энергия силы тяжести имеет практическое значение в позд­ней стадии разработки нефтяных месторождений закрытого типа, когда энергия упругости газа уже израсходована и пре­кратилось продвижение контурных вод.

Нефтяная залежь редко разрабатывается на каком-либо од­ном режиме в течение всего периода ее эксплуатации. Так, на­пример, месторождения с водонапорным режимом, разрабаты­ваемые за счет лишь естественной энергии пласта, при высоких отборах могут перейти на режим растворенного газа.

В некоторых месторождениях различные их участки могут эксплуатироваться на различных режимах: например, нефть в краевые скважины может вытесняться за счет напора контур­ных вод, а внутренние области пласта могут дренироваться за счет энергии газовой шапки или истощения энергии растворен­ного в нефти газа.

Газовые залежи могут эксплуатироваться при водонапор­ном, газовом и смешанном режимах.

Осн.: 1. [130-135], 2. [25-28]

Доп.: 4. [7-14]

Контрольные вопросы:

1. Какие силы обуславливают движение нефти и газа в пласте?

2. Что понимается под режимом разработки?

3. При каком режиме разработки пластовое давление не падает?

4. Сколько имеются режимов разработки?

5. Что такое газовый фактор?

6. При каком режиме разработки максимальный коэффициент нефтеотдачи?

7. При каком режиме разработки надо учитывать упругие свойства пласта?

8. При каком режиме разработки надо применять искуственные методы поддержания давления?

Тема № 9. Разработка нефтяных и газовых месторождений.

Лекций №9: Понятие о системе разработки. Объект, система, технология и показатели разработки

Объект разработки — это искусственно выделенное в пре­делах месторождения геологическое образование (пласт, мас­сив, совокупность пластов), содержащее промышленные за­пасы углеводородов, которые извлекают из недр определенной группой скважин. Если в объект включить все пласты в пределах месторождения, то понятия объекта и месторождения рав­нозначны. Большее число пластов в одном объекте обусловли­вает экономию металла, труб и других материалов. Но с дру­гой стороны, увеличение числа пластов усложняет с технологи­ческой точки зрения процесс извлечения нефти из каждого пласта в отдельности и приводит в ряде случаев к резкому снижению нефтеотдачи в целом.

При выделении объектов следует учитывать следующее.

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов. В один объект разработки можно включать пласты примерно с оди­наковыми средними параметрами, характеризующими их свой­ства и имеющими в плане одну площадь распространения. Пласты, существенно отличающиеся по продуктивности и пластовому давлению, будут отличаться по способам разработки, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции скважин, что неизбежно приведет к снижению нефтеотдачи в целом по объекту.

2. Физико-химические свойства нефти, воды и газа. Пласты, содержащие нефти с неодинаковыми свойствами, нецелесооб­разно объединять в один объект, так как для извлечения про­дукции необходимо применять технологии воздействия на них, требующие различных схем расположения скважин и их числа. Компонентный состав нефтей может послужить причи­ной выделения отдельных пластов в самостоятельные объекты разработки. Существенную роль в решении этого вопроса иг­рают физико-химические свойства пластовых вод. Например, закачка воды в пласт, содержащий пластовую воду определен­ного состава, может вызвать химические реакции, в ре­зультате которых ухудшаются условия фильтрации жидкостей.

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Пусть имеются два пласта со сходными геолого-физическими свойствами, но в одном из них содержится значительная по размерам газовая танка, а в другом развит упруговодонапорный ре­жим. Объединение пластов в один объект нецелесообразно, так как разработка каждого из них требует различных схем расположения скважин и технологий извлечения нефти и газа.

4. Техника и технология эксплуатации скважин. Объедине­ние в один объект разработки нескольких пластов может при­вести к тому, что существующие средства и технология эксп­луатации скважин не обеспечат подъем всей жидкости по скважине.

Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты в отличие от самостоятель­ных предполагается разрабатывать скважинами, эксплуа­тирующими в первую очередь какой-то другой объект.

Система разработки — это совокупность взаимосвя­занных инженерных решений: выбор объектов и установление последовательности их разработки; определение числа, соот­ношения и расположения добывающих и нагнетательных сква­жин основного и резервного фондов; обоснование метода воз­действия на пласты с целью извлечения из недр нефти и газа; определение способов управления и контроля за процессом разработки; охрана недр и окружающей среды.

Технология извлечения нефти из недр определяется меха­низмом, приводящим в движение нефть и газ в пласте. В при­родных условиях—это вытеснение нефти водой или газом, содержащимся в газовой танке или выделяющимся из нефти. Эффективность технологии разработки характеризуется полно­той извлечения запасов нефти. С целью увеличения нефтеотдачи пластов применяют различные методы воздействия на них: закачку воды, газа, различных химических реагентов, те­плоносителей, создание движущегося фронта горения и др.

Процесс разработки месторождения регулируют, изменяя общее число и соотношение добывающих и нагнетательных скважин, их взаимное расположение на площади, устанавливая различные режимы работы скважин в процессе их эксплуатации.

Регулирование разработки нефтяного месторождения — процесс управления движением жидкостей в продуктивном пласте к забоям добывающих скважин. Цель ее заключается в достижении на каждом этапе разработки максимальной добычи нефти по каждому пласту и в целом для всего месторождения.

Практически все технологические операции, осуществляе­мые в добыче нефти, функционально направлены на увеличе­ние отборов нефти и решают задачи регулирования разработки.

Многообразие геолого-физических условий, в которых проте­кает процесс разработки нефтяных месторождений, требует применения различных технологий извлечения нефти и различ­ных систем разработки.

Системы разработки классифицируют по признакам, в основу которых положены характеристики, определяющие отличитель­ные их черты.

1. По геометрии расположения скважин на площади выде­ляют системы с равномерной и неравномерной расстановкой скважин.

Для систем с равномерной расстановкой скважин харак­терно их расположение по правильным геометрическим сеткам: квадратной или треугольной. Каждая из них имеет свои пре­имущества и недостатки. Треугольная сетка обеспечивает вы­сокую степень вскрываемости отдельных линз коллекторов. Однако при последовательном сгущении такой сетки на каж­дом этапе число скважин возрастает в 3 раза. Квадратная сетка, гибкая при сгущении, обеспечивает высокую вскрываемость линз. Так, на каждом этапе число скважин удваивается. Это позволяет предположить, что квадратные сетки будут ши­роко применять на практике.

Для систем с неравномерным расположением скважин пред­полагают разработку залежей цепочками или рядами скважин, параллельными контуру нефтеносности или рядам нагнетательных скважин. Расстояния между скважинами в рядах и между ними неодинаковые. Многие место­рождения проектируют разрабатывать с применением рядных систем.

2. По методу воздействия применяют следующие системы разработки: без воздействия и с воздействием на пласт.

Системы без воздействия на пласт используют в процессе разработки нефтяных месторождений естественную пластовую энергию. Такие системы применяют в ред­ких случаях. Лучшие результаты достигаются в условиях упруговодонапорных и газонапорного режимов, обеспечивающих высокую степень нефтеизвлечения.

Наиболее распространены в нашей стране системы с воз­действием на пласт путем закачки в него воды.

На некоторых месторождениях при разработке пластов с высоковязкими нефтями применяют системы с воздействием путем закачки в них теплоносителей (пара, горячей воды).

Рассмотрим характеристики системы разработки.

Фонд скважин – общее число нагнетательных и добы­вающих скважин, предназначенных для осуществления про­цесса разработки месторождения.

Параметр плотности сетки скважин S_с — пло­щадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину, т. е. эта величина равна частному от деления площади нефте­носности на общее число добывающих и нагнетательных сква­жин.

Удельный извлекаемый запас нефти или пара­метр А. П. Крылова N_с — отношение извлекаемых Запасов нефти по объекту к общему числу скважин.

Параметр ω — отношение числа нагнетательных сква­жин к числу добывающих скважин, т. е. ω=n_н/n_д. Этот пара­метр характеризует интенсивность системы заводнения.

Для характеристики процесса извлечения нефти из недр при­меняют показатели, определяющие во времени как интенсив­ность, так и степень извлечения нефти, воды и газа.

Добыча нефти q_н — основной показатель, сумммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча q_нс, при­ходящаяся на одну скважину.

Добыча жидкости q_ж — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной ча­сти залежи в течение какого-то времени безводного периода. эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По боль­шинству месторождений рано или поздно продукция их начи­нает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.

Добыча газа q_г. Этот показатель зависит от содержа­ния газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы раз­работки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т. е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стан­дартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дега­зированной нефти. Средний газовый фактор как технологиче­ский показатель разработки определяют по отношению теку­щей добычи газа к текущей добыче нефти.

При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным и поэтому характер изменения добычи газа по­вторяет динамику добычи нефти. Если же в процессе разра­ботки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор изменяется следующим образом. Во время разработки на режиме растворенного газа средний газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается и стремится к нулю при пластовом давлении, равном атмосферному. В этот момент режим растворенного газа переходит в режим гравитационный.

Рассмотренные показатели отражают динамическую харак­теристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для харак­теристики процесса разработки за весь прошедший период вре­мени используют интегральный показатель — накопленную добычу. Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, г. е. с момента пуска первой добываю­щей скважины.

В отличие от динамических показателей накопленная до­быча может только увеличиваться. Со снижением текущей до­бычи темп увеличения соответствующего накопленного показа­теля уменьшается. Если текущая добыча равна нулю, то рост накопленного показателя прекращается и он остается посто­янным.

Осн.: 2. [61-71], 1. [138-144]

Доп.: 6. [134-158], 4. [52-91]

Контрольные вопросы:

1. Что такое объект разработки?

2. Критерий выбора пластов в один объект?

3. Что такое технология разработки?

4. Что такое система разработки?

5. Что такое регулирование разработки нефтяного месторождения?

6. По каким основным признакам классифицируют системы разработки?

7. Перечислите основные показатели разработки?

Тема №10: Разработка нефтяных месторождений с воздействием на пласт.

Лекция №10. Анализ системы заводнения.

Законтурное заводнение — одна из первых систем заводнения, освоенная впервые в мировой практике на Туймазинском нефтяном месторождении. Отличается она тем, что на­гнетательные скважины бурили за пределами залежи, вблизи внешнего контура нефтеносности. Добывающие скважины располагали рядами (батареями) параллельно внутреннему кон­туру нефтеносности. Опыт внедрения законтурной системы на ряде месторожде­ний нашей страны показал, что ее применение обеспечивает эффективный процесс разработки, если ширина водонефтяной зоны (ВНЗ) небольшая, пласт обладает хорошими коллекторскими свойствами (пористость 12—17 %, проницаемость >0,5 мкм²), а структуры отличаются простым строением.

Внутриконтурное заводнение. Особенность этой системы — расположение нагнетательных скважин в чисто нефтяной части залежи. Впервые в мировой практике на Ромашкинском месторождении в Татарии была спроектирована и внедрена система внутриконтурного заводнения с разреза­нием пластов батареями нагнетательных скважин на отдель­ные площади, представляющие самостоятельные объекты раз­работки.

Блоковая система — нагнетательные скважины рас­полагают параллельными прямолинейными рядами, как пра­вило, вкрест продольной оси структуры, добывающие скважины бурят рядами между нагнетательными.

Таким образом, залежь может разрабатываться по блокам независимо друг от друга. Такие системы подразделяются по числу рядов добывающих скважин в блоке на однорядные, трехрядные и пятирядные.

При однорядной системе, когда ряды нагнетательных и до­бывающих скважин чередуются, отношение числа добывающих n_д к нагнетательным n_н скважинам ω≈1. Схеме трехрядной системы отвечает элемент, представляю­щий прямоугольник с длиной стороны, равной половине рас­стояния между нагнетательными рядами. Элемент содержит половину одной нагнетательной скважины и 11/2 добывающей. Отношение общего числа добывающих n_д к нагнетательным n_н скважинам ω=1/3.

Пятирядная система предусматривает бурение пяти рядов добывающих скважин между рядами нагнетательными. Отно­шение ω=1/5.

На практике применяют смешанные блоковые системы, когда нагнетательные ряды скважин располагают одновре­менно как вкрест, так и параллельно продольной оси струк­туры.

Блоковые системы широко распространены при разработке нефтяных месторождений в нашей стране по следующим при­чинам.

1. В зависимости от коллекторских свойств пласта проек­тируют различную рядность. Если средняя проницаемость вы­сокая, относительная вязкость μ_о низкая и неоднородность и прерывистость пласта незначительные, применяют пятирядные системы. При низких показателях и вязких нефтях проекти­руют однорядные системы как более интенсивные системы заводнения.

2. Рядные системы обладают достаточной гибкостью. В про­цессе освоения месторождения легко переходить от одной си­стемы к другой.

3. Проектные работы по обустройству месторождений не вызывают затруднений.

Площадное заводнение. Добывающие и нагнета­тельные скважины располагают на площади равномерно по правильной геометрической сетке— квадратной или треуголь­ной. Различают пяти-, семи- и девятиточечную системы.

Элемент пятиточечной системы представляет квадрат, в уг­лах которого расположены добывающие скважины, а в цен­тре — нагнетательная. Для этой системы отношение добываю­щих n_д и нагнетательных n_н скважин ω=1.

Элемент девятиточечной системы представляет квадрат, в углах которого и в середине его сторон расположены добы­вающие (нагнетательные) скважины, а в центре нагнетатель­ная (добывающая). Соотношение добывающих n_д и нагнета­тельных n_н скважин ω=3(1/3).

Элемент семиточечной системы представляет шестиугольник с добывающими (нагнетальными) скважинами в углах и нагнетательной (добывающей) скважиной в центре. Параметр ω=2(1/2).

Интенсивность систем заводнения определяют по параметру ω. Наиболее интенсивная—девятиточечная система, если в цен­тре расположена добывающая скважина. Если в центре распо­ложена нагнетательная скважина, эта система наименее ин­тенсивна.

Важное преимущество площадных систем заполнения перед рядными заключается в рассредоточенности воздействия сква­жин на пласт. Это имеет существенное значение при разра­ботке сильно неоднородных по площади пластов. В то же время рядные системы предпочтительны для разработки пла­стов, сильно неоднородных по разрезу,

Основной недостаток систем площадного заполнения — на­значение скважин и их расположение на площади определяют на стадии проектирования, когда особенности строения пласта не выявлены. В результате часть проектного фонда нагнета­тельных скважин не реализуется, так как приемистость их низкая.

Избирательное заводнение. Эта система харак­теризуется тем, что скважины под нагнетание воды выбирают после разбуривания части площади по равномерной сетке по данным промыслово-геофизических и гидродинамических ис­следований. При этом коэффициент продуктивности их должен быть высоким и вскрыто наибольшее число пластов-коллекто­ров на более низких абсолютных отметках. Также устанавли­вают оптимальное соотношение добывающих и нагнетательных скважин с учетом различия вязкости нефти и воды и степени неоднородности пласта по коэффициентам продуктивности скважин. Это обеспечивает высокую эффективность системы воздействия на пласт при минимальном числе нагнетательных скважин в общем фонде и улучшает экономические показатели системы разработки.

На рис. 1 схематически показан разрез пласта, построен­ный по результатам промыслово-геофизических исследований скважин. Видно, что наибольшее число пропластков вскрыто в скважине 3. Очевидно, при использовании этой скважины в каче­стве нагнетательной будет обеспечена высокая выработка за­пасов нефти.

Схематический разрез пласта

Рисунок 1.

Известно, что вытеснение нефти водой в направлении снизу вверх более эффективно, чем в противоположном направлении. Поэтому под нагнетание воды применяют скважины, вскрыв­шие кровлю пласта на низких абсолютных отметках.

Таким образом, при избирательной системе заводнения скважины на плошади залежи бурят по определенной геомет­рической сетке (лучше по квадратной), а нагнетательные сква­жины располагают среди добывающих неравномерно (местопо­ложение каждой нагнетательной скважины определяют кон­кретными особенностями строения продуктивного пласта.

Опыт внедрения избирательной системы заводнения на ряде месторождений выявил как ее преимущества, так и недостатки. Такая система предпочтительна при разра­ботке сильно неоднородных пластов.

Очаговое заводнение. При такой системе закачи­вают воду в пласт через отдельные нагнетательные скважины, выбираемые среди добывающих или пробуренные специально. Применяют ее в качестве вспомогательного способа для во­влечения в процесс разработки отдельных линз или частей пласта, не охваченных вытеснением.

Осн.: 2. [77-80], 1. [143-144]

Доп.: 6. [191-198]

Контрольные вопросы:

1. В каких месторождениях целесообразно применять законтурное заводнение?

2. В каких случаях применяется внутриконтурное заводнение?

3. В чём преимущества и недостатки блокового заводнения?

4. В чём преимущества и недостатки площадного заводнения?

5. В каких месторождениях целесообразно применять блоковое заводнение?

6. В каких месторождениях целесообразно применять площадное заводнение?

7. В каких месторождениях целесообразно применять избирательное

заводнение?

8. В каких случаях применяют очаговое заводнение?

Тема лекции №11. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Лекция №11. Фонтанная и газлифтная эксплуатации.

При вводе в разработку новых месторождений, как правило, пластовой энергии бывает достаточно для подъема нефти из скважины. Способ эксплуатации, при котором подъем жидко­сти осуществляется только за счет пластовой энергии, называ­ется фонтанным.

По мере падения пластового давления или с ростом обвод­нения скважин переходят на механизированные способы эксплуатации: газлифтный или наносный.

При насосной эксплуа­тации скважин используют установки погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) и штанговые скважинные насосы (ШСН).

После прекращения фонтанирования высокопродуктивные скважины эксплуатируются газлифтным способом или с по­мощью погружных центробежных электронасосов, а низкопродуктивные — штанговых скважинных насосов.

Минерализованную пластовую воду закачи­вают обратно в пласты для поддержания давления и предот­вращения загрязнения окружающей среды

Артезианские скважины. Такие скважины фонтанируют, когда пластовое давление больше гидростатического давления столба жидкости в скважине, т. е.

р_пл > ρ_жgH,

где ρ_ж—плотность жидкости. При установившемся режиме экс­плуатации скважины забойное давление определяют его по уравнению притока в зависимости от де­бита скважины Q. При линейной фильтрации р_з=р_пл–(Q/K), где К — коэффициент продуктивности скважины. Забойное дав­ление компенсирует гидростатическое давление столба жидко­сти, потери на трение при ее движении и давление на устье, необходимое для транспорта продукции, т. е.

р_з=ρ_жgH+р_тр+р_у. (1)

Фонтанные нефтяные скважины. Фонтанирование таких скважин может происходить и при пластовом давлении, меньшем, чем гидростатическое давление столба жидкости и скважине. Это обусловлено большим количеством растворенного в нефти газа. Со снижением давления во время подъ­ема продукции скважины в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) выделяется растворенный газ и образуется газожидкост­ная смесь плотностью ρ_см (ρ_см < ρ_ж).

Условие фонтанирования нефтяной скважины:

р_пл> ρ_смgH. (2)