Як видно з таблиці штанговий спосіб експлуатації до 1950 року забезпечував до 45% загальносоюзного видобутку нафти, тоді як фонд свердловин досягав 85%. Згодом роль і значення цього способу скоротилися внаслідок високої трудомісткості і малою продуктивністю до 13,23% загальносоюзного видобутку. Однак широке застосування цього способу (63% фонду свердловин) пояснюється великим числом малогабаритних свердловин.
З 1955 року набувають поширення ПЕЦН. Видобуток нафти цим способом з року в рік зростала і в 1975 року досягла 34% від загальносоюзного при 14,4% Фрьолі свердловин. Цей спосіб експлуатації забезпечує отримання великих дебітів (> 40 м 3 / добу) з свердловин в порівнянні з ШГН.
Геологофізіческая характеристика родовищ.
Технологія видобутку нафти - це гідравлічний процес руху нафти з її фазовими перетвореннями від забою свердловини до її гирла.
Свердловиною називається гірнича виробка в земній діаметр якої багато менше її довжини.
- формула припливу нафти до забою свердловини. Де, - коефіцієнт продуктивності. Нафта, газ і вода залягають в земній корі на глибині від декількох десятків метрів до декількох десятків кілометрів, накопичуючись в пустотах і тріщинах, званих порами. В основному в геологічному відношенні ці флюїди скупчуються в осадових породах на відміну від вивержених. Осадові породи - це глини, піски, пісковики, вапняки і доломіт, які осідали в різні геологічні епохи в різних басейнах. У наступні епохи і далі ці пласти в результаті тектонічних процесів (це зміна структури пласта: згинання або зсув) набували сприятливі форми для скупчення в них зазначених флюїдів у вигляді антиклінальних складок.
Динамічний рівень в свердловині - це відстань відраховується від гирла свердловини до рівня рідини при її відборі зі свердловини. Статичний рівень - це відстань від поверхні до рідини при зупинці свердловини. Він визначає собою через щільність рідини пластовий тиск, а динамічний рівень - забійній тиск.
- для фонтанує свердловини.
Обсяг куба породи Vобр. см 3. Обсяг зерен кубаVзерен. см 3. Тоді обсяг породи зразка дорівнює :, см 3. Коефіцієнтом пористості називається відношення обсягу породи в зразку до його геометричному обсягом який виражається у відсотках.
У природному піщаному грунті форма і розміри піщинок неоднакові. У природних умовах піски складаються із зерен неправильної форми і найрізноманітніших розмірів. Ущільнення піщинок в грунті також може бути різним. Все це веде до того, що пористість природного піщаного ґрунту значно менше пористості фіктивного грунту, тобто грунту складеного з кулястих частинок однакового розміру. У піщаних вапняках та інших зцементованих гірських породах пористість ще менше ніж в піщаних грунтах через заповнення пір різними цементують речовинами. Пористість збільшується зі зменшенням зерен складових породу. Це збільшення пористості викликається тим, що форма зерен зі зменшенням їх розміру стає зазвичай більш неправильною, тому укладання зерен менш щільна. Найбільшою пористістю в природних умовах мають осадові незцементовані або слабо зцементовані породи-піски і глини.
-Сверхкапілярние канали мають діаметр більше 0,5 мм. Рідина рухається в них, підкоряючись загальним законам гідравліки. Ці канали є в гірських породах з круглою формою зерен, наприклад в гравійних породах.
-Капілярна канали мають діаметр від 0,5 до 0,0002мм. При русі в них рідини виявляються поверхневі сили, що виникають на поверхні тіл: поверхневий натяг, сили прімінанія і зчеплення і т.д. Ці сили створюють додаткові опору руху рідини в пласті, тому безперервний рух можливо при наявності перепаду тиску.
-субкапілярние канали мають діаметр менше 0,0002мм. Поверхневі сили в таких мікроскопічних каналах настільки великі, що наявні в пластових умовах перепади тиску не в змозі подолати їх.
Породи нафтових і газових покладів в основному мають капілярні канали, це в основному піски, пісковики, доломіт. Непроникні перекриття нафтових і газових пластів зазвичай складаються з глинистих порід, мають субкапілярние пори і канали, і руху рідини в них не відбувається. Зазвичай фільтрація рідини і газів в покладах підкоряються закону Дарсі, згідно з яким швидкість фільтрації рідини в пористому середовищі пропорційна перепаду тиску і обернено пропорційна її в'язкості:
Де - швидкість лінійної фільтрації; - об'ємна витрата рідини через породу за одиницю часу; - площа фільтрації; - коефіцієнт проникності: - динамічна в'язкість; -перепад тисків на довжині зразка; - довжина шляху фільтрації (довжина зразка). За формулою (1) в лабораторії на зразках нафтовмісних порід визначають коефіцієнт проникності.