16.3. Газо- і конденсатовіддача газових і газоконденсатних покладів
У зв'язку з малою в'язкістю газ легше, ніж нафта, витягується з пористого середовища і тому газовіддача деяких покладів досягає 95 – 98 %. Проте з різних причин у пласті може залишатися не витягнутими до 50 % газу і газоконденсату. Значною мірою газовіддача залежить від режиму покладу.
При газовому режимі, коли поровий об’єм пластів у процесі розробки залишається постійним, коефіцієнт газовіддачі визначається кінцевим тиском у покладі і дебітом свердловин. Вміст конденсату у газі, що випадає в пласті зі зниженням тиску, сприяє скороченню газовіддачі покладу внаслідок збільшення фільтраційних опорів.
При водонапірному режимі газовіддача знижується за рахунок защемлення значних обсягів газу в зоні витіснення ним води. Навіть зі зниженням пластового тиску наприкінці розробки покладу не весь затиснений газ вдається витягти із пласта.
Газовіддача в основному залежить від неоднорідності колекторських властивостей порід, будови пласта і впливу капілярних сил. Для порід з низькою проникністю дебіти газових свердловин будуть рентабельними лише при підвищених пластових тисках. Встановлено, що швидкість витіснення газу водою (у практично можливих межах її зміни) незначно впливає на газовіддачу. На відміну від нафтовіддачі газовіддача мало залежить від співвідношення в'язкості води і газу, від тиску і температури. Із збільшенням пористості і початкової газонасиченості газовіддача зростає, при водонапірному режимі вона досягає 80 – 85 %. Значно нижчі коефіцієнти конденсатовіддачі – 20 – 80 %. З пониженням пластового тиску конденсат (важкі фракції) випадає із газової фази, змочує поверхню порових каналів і при незначній насиченості пор виявляється нерухомим.
Кількість конденсату, що випадає при зниженні пластового тиску визначається експериментально і за формулами, що враховують вплив різних чинників на процес конденсації у пласті. Для врахування впливу пористого середовища на коефіцієнт конденсатовіддачі βк застосовується формула
,
де βPVT – коефіцієнт конденсатовіддачі, отриманий експериментально на РVТ установці; Sпит – питома поверхня пористого середовища, см2/см3:
,
де m – пористість; k – проникність.
Вихід конденсату значно збільшується при розробці газоконденсатних родовищ з підтриманням пластового тиску (сайклінг-процес, заводнення та інші методи).
17. Способи експлуатації нафтових і газових свердловин
17.1. Фонтанна і газліфтна експлуатація свердловин
17.1.1. Способи підйому нафти на поверхню
При введенні в розробку нових родовищ, як правило, пластової енергії достатньо для підйому нафти із свердловини. Спосіб експлуатації, при якому підйом рідини здійснюється лише за рахунок пластової енергії, називається фонтанним.
У міру падіння пластового тиску або із зростанням обводнення свердловин переходять на механізовані способи експлуатації: газліфтний або насосний. При насосній експлуатації свердловин використовують установки занурених відцентрових електронасосів (УПЭЦН) і штангові свердловинні насоси (ШСН).
Після припинення фонтанування високопродуктивні свердловини експлуатуються газліфтним способом або за допомогою занурених відцентрових електронасосів, а низькопродуктивні – штангових свердловинних насосів. Більшість видобувних свердловин (60 %) обладнані ШСН, хоча штанговими насосами видобувається лише 16,1 % нафти. Середня обводненість продукції свердловин складає 71,3 %, тобто на 1 т нафти припадає 2 т пластової води. Мінералізовану пластову воду закачують назад у пласти для підтримки тиску і запобігання забруднення навколишнього середовища.