Основні поняття і визначення процесу видобутку нафти

У пластових умовах рідина і газ, що насичують поровий простір колекторів, як і самі колектори, знаходяться під тиском, що називається пластовим. Тому що пластовий тиск у різних місцях покладів змінюється, визначають його як середньоарифметичне значення по всіх шпарах даного шару.

Вибійний тиск — це тиск, під яким знаходяться нафта і газ на вибої свердловини.

Для припливу продукції із пласта в свердловину необхідно, щоб вибійний тиск був меншим пластового. Якщо свердловина не експлуатується, ці тиски рівні. Різниця між пластовим і вибійним тисками називається депресією.

В експлуатаційну свердловину спускають насосно-компресорні (піднімальні) труби, діаметр який менший діаметра експлуатаційної колони. У більшості випадків по цих трубах здійснюється підйом рідини з вибою свердловини на поверхню.

Тиск, що вимірюється на гирлі свердловини в підземних трубах, називається гирловим або буферним.

Тиск, що вимірюється на гирлі свердловини в затрубному просторі між насосно-компресорними трубами й експлуатаційною колоною, називається затрубним.

Якщо працюючу свердловину зупинити, то рідина в ній зупиниться на якомусь визначеному рівні, причому висота цього рівня в піднімальних трубах і затрубному просторі буде однаковою. Цей рівень називається статичним.

Рівень рідини, що встановлюється в затрубному просторі при експлуатації свердловини, називається динамічним. Висота його нижча статичного рівня.

Якщо підйом рідини в свердловині здійснюється тільки під дією природної енергії, то така свердловина називається фонтанною, а якщо за рахунок енергії, що вводиться за допомогою компресорів або насосів, установлених на поверхні, — компресорною або насосною.

Кількість продукції, що добувається зі свердловини за одиницю часу, називається дебітом свердловини. Теоретично можливий дебіт свердловини, отриманий при вибійному тиску, рівному нулеві, називається потенційним. Якщо дебіт свердловини вибирають, виходячи з реальних умов експлуатації, то він називається оптимальним. Оптимальний дебіт завжди нижче потенційного.

Температура, яку мають нафта або газ у пластових умовах, називається пластовою. Вона збільшується зі збільшенням глибини свердловини. Кількість метрів поглиблення в надра, що відповідають підвищенню температури на 1° С, називається геотермічним ступенем. Зміна температури на кожні 100 м заглиблення в надра називається геотермічним градієнтом.

Умови припливу нафти до вибою свердловини є наступними.

Для того щоб нафта із пласта могла просуватися до вибою свердловини, необхідно, щоб вибійний тиск був меншим пластового. При відборі продукції свердловини вибійний тиск зменшується, і в результаті виниклої різниці між пластовим і вибійним тисками відбувається приплив її з пласту в свердловину. Якщо пласт однорідний, приплив продукції із пласту в свердловину здійснюється по радіальних напрямках.

Зона пониженого тиску може передаватися в пласті (тобто «відчуватися» пластом) на великі відстані. Якщо експлуатується кілька свердловини на одному шарі, то вони взаємодіють між собою. При зміні параметрів в одній свердловині змінюються параметри й в інших. Тому відстань між свердловини впливає на їхню роботу.

У результаті експлуатації нафтових свердловини на поверхню витягаються не всі запаси нафти, а тільки їх частина. Відношення вилученої з покладу кількості нафти до її первісних запасів називається коефіцієнтом нафтовіддачі.

Коефіцієнт нафтовіддачі залежить від багатьох факторів: фізичних властивостей порід і пластових флюїдів, режиму роботи покладу, системи розробки покладу і т.п.

Нафтові свердловини експлуатуються такими основними способами: фонтанним, газліфтним і штангово-глибинно-насосним.