При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой (или подошвенной) воды, которая внедряется в залежь и вытесняет нефть к забоям добывающих скважин. Нефть движется в пласте к забоям добывающих скважин под напором краевых (или подошвенных) вод. В процессе эксплуатации залежи в ее пределах происходит движение всей массы нефти. Объем залежи постепенно сокращается за счет подъема ВНК. Эксплуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды достигают забоя. Пласт-коллектор должен иметь достаточную проницаемость на всем протяжении от залежи до мест поглощения поверхностных вод. При водонапорном режиме нефть в пласте находится в однофазном состоянии. Это искусственный режим, когда преобладающим видом энергии является энергия закачиваемого с поверхности земли воды или отбор из водоносного пласта. При водонапорном режиме достигается наиболее высокий коэффициент извлечения нефти до 0.6 - 0.7. Это обусловлено способностью воды, особенно пластовой минерализованной, хорошо отмывать нефть и вытеснять ее из пустот породы-коллектора, а также сочетанием исключительно благоприятных геолого-физических условий, в которых действует рассматриваемый режим.

• 
  Упруго-водонапорный режим [4, 8, 12]:
  

Это режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов, сжатых в недрах под действием горного давления и насыщающей их жидкости. Главное условие упругого режима – превышение пластового давления, точнее давления во всех точках пласта, над давлением насыщения нефти газом Р_н. При этом забойное давление Р_з не ниже Р_н, нефть находится в однофазном состоянии. Упруговодонапорный режим может проявляться в различных геологических условиях. Им могут обладать залежи, имеющие слабую гидродинамическую связь или вообще не имеющие с областью питания вследствие большой удаленности от нее, пониженной проницаемости и значительной неоднородности пласта, повышенной вязкости нефти. Так же, как и при водонапорном режиме, обязательным условием является превышение начального пластового давления над давлением насыщения.

• 
  Газонапорный режим [4, 11]:
  

Это режим нефтяной части газонефтяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. Чем больше ее размер, тем медленнее снижается давление в ней. Под газовой шапкой понимают скопление свободного газа над нефтяной залежью, тогда саму залежь называют нефтегазовой (или нефтегазоконденсатной). Эффективность разработки залежи при газонапорном режиме зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне, газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть к забоям скважин.

---

Геологические условия, способствующие проявлению газонапорного режима следующие:

– наличие большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом – энергии для вытеснения нефти;

– значительная высота нефтяной части залежи;

– высокая проницаемость пласта по вертикали;

– малая вязкость пластовой нефти (не более 2-3 мПа·с).

• 
  Гравитационный режим [11, 3]:
  

Гравитационный режим начинает проявляться тогда, когда действует только потенциальная энергия напора нефти. Этот вид энергии может действовать в тех случаях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается механизированным способом. Силы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за их счет в течении длительного времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти – с учетом коэффициента извлечения, полученного при предшествующем режиме растворенного газа.

• 
  Газовый режим [3, 4, 8]:
  

При газовом режиме приток газа к забоям скважин обеспечивается за счет потенциальной энергии давления, под которым находится газ в продуктивном пласте. Основным источником энергии, способствующим движению газа в системе пласт, является давление, создаваемого расширяющимся газом. Этот режим проявляется в том случае, если отсутствуют пластовые воды или если они практически не продвигаются в газовую залежь при снижении давления в процессе разработки.

Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа – по крупным залежам в период максимальной добычи до 8-10 % начальных запасов в год и более. Значения коэффициента извлечения газа при газовом режиме обычно высокие 0,9-0,97. Газовый режим характерен для многих крупных газовых месторождений нашей страны.

• 
  Режим растворенного газа [11,4, 9]:
  

Это режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из нефти и пузырьки газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Это приводит к образованию в пласте газированной жидкости и возникновению в пласте двухфазной фильтрации (газ и нефть). Режим характерен для залежей с пологим падением пластов при отсутствии газовой шапки в залежи и слабом поступлении в ее нефтяную часть контурной воды. Основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или рассеянный в виде мельчайших пузырьков в пласте вместе с нефтью. Газ в пористой среде, двигаясь в сторону более низкого давления, действуют на нефть виде поршней, а также увлекают ее за счет сил трения. Пластовое и забойные давления остаются ниже давления насыщения нефти газом.

---

Для режима растворенного газа характерен высокий темп падения давления и увеличение газового фактора.

• 
  Смешанный режим [12]:
  

Это режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное проявление разных видов энергий в пласте возникают нескольких режимов, которые действуют одновременно.  Различные режимы могут либо одновременно проявляться в разных частях залежи, либо постепенно сменять друг друга во времени. Например, при разработке нефтяной части нефтегазовой залежи, подстилаемой активной подошвенной водой. Работают режимы газонапорный и упруговодонапорный. Ввиду того что нефть в такой залежи полностью насыщена газом, начальный период эксплуатации будет сопровождаться проявлением режима растворённого газа. В дальнейшем ближайшие к контуру водоносности скважины начнут работать за счёт напора контурных вод, а расположенные вблизи контура газоносности — под действием расширения газовой шапки. Если практическое значение указанных действующих сил будет сопоставимо, то режим разработки залежи можно считать смешанным.

3. 
   Конструкция нефтяных и газовых скважин
   

Скважина – это цилиндрическая горная выработка, которая строится без доступа в неё человека, у которой длина превышает во много раз ее диаметра.

Классификация скважин по назначению [5]:

• 
  Разведочные – для выявления продуктивных пластов, изучения размеров и строения залежи.
  
• 
  Эксплуатационные – для добычи нефти, газа и газового конденсата.
  
• 
  Нагнетательные – для закачки в продуктивные горизонты воды (реже воздуха, газа) с целью поддержания пластового давления.
  
• 
  Наблюдательные – для контроля за разработкой залежей.
  
• 
  Поисковые – для открытия новых промышленных залежей нефти и газа.
  
• 
  Опорные скважины закладываются в районах, не исследованных бурением, служат для изучения состава и возраста слагающих пород.
  
• 
  Параметрические – для изучения геологического строения малоизвестного района и перспектив его нефтегазоносности.
  
• 
  Структурные – для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению.
  

Конструкция скважины – это расположение обсадных колонн с указанием их диаметра, глубины установки, высоты цемента и диаметра долот.

---

Рисунок 2 – Конструкция нефтяных и газовых скважин
Обсадные колонны и их назначения:

1. 
   Направление – спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород со стенок скважины. Диаметр 630 мм.
   
2. 
   Кондуктор – перекрывают верхнюю часть геологического разреза неустойчивых пород, пласты, насыщенные водой (пресные воды) и другими флюидами, поглощающие буровой раствор. Диаметр 426 мм.
   
3. 
   Промежуточная колонна – спускаются в том случае, если невозможно бурение без предварительного разобщения зон осложнений (проявления, поглощения, обвалы). Диаметр от 244 мм до 324 мм.
   
4. 
   Эксплуатационная колонна – спускается в скважину для извлечения нефти, газа или для нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Диаметр 146 и 168 мм.
   

Зумпф – это место, представляющий собой колодец, предназначенный для отстаивания и накопления мехпримесей промывочной жидкости для последующей обработки.

Шурф – это скважина, предназначенная для опускания ведущей трубы при наращиваниях колонны бурильных труб. Расположена рядом с ротором буровой вышки.
Конструкции забоев скважин [2]:



Рисунок 2 – Схемы конструкции забоев при закачивании скважин

Где 1- обсадная колонна, 2 – фильтр, 3 – цементный камень, 4 – пакер, 5 – перфорационные отверстия, 6 – продуктивный пласт, 7 – хвостовик.

Открытый забой - предназначены для однородных устойчивых коллекторов (рисунок 2, а). Нижняя часть скважины (до поверхности продуктивного горизонта) не отличается для скважин с забойным фильтром. Продуктивный горизонт разбуривается также долотом меньшего сечения до подошвы, при этом ствол скважины против продуктивного пласта остается открытым. Конструкция обладает наилучшим гидродинамическим совершенством, но имеет ограниченное распространение в силу ряда недостатков, основными из которых являются:

• 
  ограниченность или даже невозможность эксплуатации продуктивных горизонтов сложного строения;
  
• 
  небольшая толщина продуктивного горизонта;
  
• 
  невозможность эксплуатации скважины с достаточно большими депрессиями вследствие разрушения продуктивного горизонта (обвалы призабойной зоны ствола).
  

Скважины с забойным фильтром

---

 – предназначены для слабосцементированных (рыхлых) коллекторов (рисунок 2, б и в). До отметки продуктивного горизонта скважина бурится с диаметром, соответствующим проходному сечению эксплуатационной колонны, затем в скважину спускаются обсадные трубы и производится цементирование. Далее продуктивный горизонт разбуривается долотом меньшего сечения до подошвы. Перекрытие продуктивного горизонта осуществляется фильтром, закрепляемым в нижней части обсадной колонны на специальном сальнике. Фильтр предназначен для предотвращения поступления песка в скважину.

Скважины с перфорированным забоем - наиболее распространённые (рисунок 2, г).

Преимущества:

• 
  надежная изоляция пройденных горных пород;
  
• 
  возможность дополнительного вскрытия перфорацией временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов в разрезе скважины;
  
• 
  простота поинтервального воздействия на призабойную зону в случае ее сложного строения;
  

После разбуривания ствола до проектной отметки в скважину спускается обсадная колонна, которая цементируется, а затем перфорируется. В условиях крепких коллекторов такая конструкция забоя является длительно устойчивой.

Скважины с забойным хвостовиком – предназначены для продуктивных горизонтов с очень крепкими коллекторами (рисунок 2, д). Скважина бурится до проектной отметки, затем в нее спускается обсадная колонна, нижняя часть которой на толщину продуктивного горизонта имеет насверленные отверстия. После спуска обсадной колонны проводится ее цементирование выше кровли продуктивного горизонта. При этом пространство между стенкой и обсадной колонной на толщину продуктивного горизонта остается свободным.

Требования к забою скважины:

• 
  Максимальный коэффициент гидродинамического совершенства скважины;
  
• 
  Возможность проведения вторичного вскрытия при условии, что имеются некое количество продуктивных горизонтов в пробуренной скважине;
  
• 
  Забой должен иметь максимально возможную прочность.
  

4. 
   Что вы понимаете под системой разработки нефтяных и газовых месторождений?
   

Система разработки месторождений – это комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на организацию движения нефти и газа к добывающим скважинам [4, 5, 12, 13].

---

Смотрите также файлы

• Акушерлік стационар жадайында эклампсия кезінде дрігерге дейінгі шыл кмекті крсету. Масаты.docx

• Правила проведения непрямого (наружного) массажа сердца и икусственного дыхания.docx

• Практическая работа Планирование сценариев противодействия кибербуллингу в образовательной организации с.pdf

• Для себя я выделила следующие плюсы данного ресурса.doc

• Тестовая часть (проверка знаний).pdf