3. Способы добычи нефти: фонтанный, компрессорный, глубиннонасосный.

ФОНТАННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ- способ эксплуатации скважин, при котором подъём нефти на поверхность осуществляется за счёт пластовой энергии. Различают естественное (за счёт природной энергии пласта) и искусственное (при поддержании пластового давления путём закачки в пласт жидких и газообразных агентов) фонтанирование. Скважина, эксплуатирующаяся таким способом, называется фонтанной и оборудуется лифтовой колонной труб и фонтанной арматурой, а также в некоторых случаях пакерами и автоматическими или управляемыми клапанами-отсекателями для предотвращения аварийного фонтанирования. Лифтовая колонна может быть оснащена пусковыми муфтами с отверстиями для аэрирования столба жидкости, а также клапанами для освоения скважины, ввода химических реагентов (ингибиторы коррозии, соле- и парафиноотложения и др.), циркуляции жидкости и др. оборудованием. Освоение скважин при фонтанной добыче нефти (вызов притока продукции из пласта после бурения или ремонта) производится путём снижения давления столба жидкости в стволе скважины за счёт уменьшения её уровня или плотности. Снижение уровня столба жидкости производится свабированием или тартанием желонкой. Для снижения плотности последовательно замещают тяжёлый буровой раствор на солёную, пресную воду и нефть, а также газируют (аэрируют) жидкость.

Эксплуатация фонтанной скважины регулируется с помощью поверхностных и глубинных штуцеров (диафрагм с отверстиями). Чтобы получить меньший дебит, увеличивают устьевое давление, для чего на устье устанавливают штуцер соответствующего диаметра либо уменьшают диаметр лифта, либо (в редких случаях) устанавливают забойный штуцер. Режим работы фонтанной скважины (дебиты нефти, газа и воды, давления забойное и устьевое) зависит от характеристик самой скважины, лифта, штуцера и давления в нефтесборной системе. Для определения характеристики скважины и обоснования режима её эксплуатации при фонтанной добыче нефти проводятся специальные исследования скважин. При этом темп отбора жидкости из скважины изменяется последовательной сменой диаметра штуцера, забойное давление замеряется глубинным манометром. В результате этих исследований определяют параметры установившихся технологических режимов при разных диаметрах штуцера (устьевых давлениях) и строят график зависимости дебита скважины и газового фактора от диаметра штуцера (индикаторную кривую). Обводняющиеся и выносящие песок скважины исследуются дополнительно для установления процентов выноса воды и песка при различных штуцерах. Технологический режим эксплуатации фонтанной скважины устанавливается на определённый промежуток времени исходя из её характеристики, принятой системы разработки нефтяного месторождения, а также получения максимального дебита нефти, минимальной обводнённости и газового фактора, выноса песка, опасности повреждения эксплуатационной колонны и др. факторов.

Различают фонтанные скважины с устойчивым постоянным дебитом (свыше 30-50 т/сутки), эксплуатирующиеся постоянно с пульсирующей подачей продукции, и работающие периодически с фазами накопления и подачи продукции

Компрессорная добыча нефти         способ подъёма нефти из пласта на поверхность за счёт энергии сжатого природного газа или воздуха, подаваемого от компрессора в скважину. Отсюда название способа. Установка для осуществления этого способа называется Газлифт (при воздухе — эрлифт). Принцип разгазирования столба жидкости для её подъёма на поверхность впервые был использован в Венгрии в 18 в. для откачки эрлифтом воды из обводнённых шахт. В 60-е гг. 19 в. компрессорная эрлифтная нефтедобыча применялась в небольших масштабах на нефтепромыслах Пенсильвании (США). Впервые промышленное применение в больших масштабах К. д. н. получила в 1894 на бакинских промыслах, по предложению В. Г. Шухова.Основные разновидности газлифта (эрлифта) — непрерывный и периодический. При непрерывном газлифте поступление жидкости из пласта, её движение по подъёмной колонне и выход на поверхность — постоянный по времени процесс. В этом случае работа газлифта основана на уменьшении плотности поднимаемого столба смеси. Для того чтобы обеспечить приток нефти из пласта, надо поддерживать на забое скважины определенное давление. При отсутствии газа столб жидкости, уравновешивающий это давление, не достигает устья скважины; разгазирование столба жидкости повышает уровень до устья и вызывает непрерывную подачу продукции из пласта на поверхность с сохранением требуемого давления на забое.

К. д. н. осуществляется по двум системам непрерывного газлифта — кольцевой и центральной. Ввод газа в подъёмную колонну производится через рабочий газлифтный клапан. При периодическом газлифте процесс добычи состоит из периода накопления жидкости в подъемной колонне (приток из пласта) и периода подачи накопленной жидкости на поверхность за счет поступления сжатого газа в нижнюю часть подъемной колонны. Время накопления и время подачи составляют цикл работы скважины. Применяются две системы газлифта: периодический газлифт с обычной подъёмной колонной труб, в которой попеременно происходит как накопление столба жидкости, так и её подъём и выброс на поверхность, и периодический газлифт с камерой замещения. Камера замещения, диаметр которой больше, чем диаметр подъемных труб, позволяет эксплуатировать скважины при низком давлении в пласте, когда накопленный столб жидкости в подъемной колонне не может иметь значительной высоты. Работа установки, обслуживающей группу скважин, осуществляется по замкнутому циклу. Газожидкостная смесь, поступающая из скважин на поверхность, разделяется в ёмкостях (трапах) на жидкость и газ. Часть газа, требующаяся для подачи в скважину, направляется на приём компрессоров, а избыток газа (газ, поступающий вместе с нефтью из пласта) — к пунктам переработки и потребления. Газ, поступивший в компрессор, после сжатия направляется в скважины для подъема жидкости на поверхность. Таким образом, газ циркулирует в замкнутой системе. Если на нефтяном промысле имеется возможность получить сжатый газ из близкорасположенных нефтяных или газовых скважин, газлифт осуществляется путем подачи газа высокого давления из этих скважин. После совершения работы по подъему жидкости отработанный газ в смеси с добытым (пластовым) газом направляется на переработку и использование. Такой способ эксплуатации называется бескомпрессорным.

Глубиннонасосная добыча нефти является одним из основных способов добычи нефти из скважин малого дебета. Нефть поднимают из скважины на дневную поверхность при помощи штангового глубинного насоса и станка-качалки, который является наземной частью оборудования. Внешний вид оборудования хорошо узнаваем. Насосная установка состоит из следующих компонентов – привод, устьевое оборудование (устьевая арматура для герметизации скважин, самоустанавливающийся сальник, устьевые сальники, запорное устройство и др.), насосные штанги - стержни с круглым поперечным сечением с высаженными концами, на которых расположено квадратное сечение и резьба, сам глубинный насос, который пред назначен для откачивания из нефтяных скважин жидкости, насосно-компрессорные трубы для поднятия жидкости от насоса на дневную поверхность и вспомогательное подземное оборудование. Привод является преобразователем энергии двигателя в движение колонны насосных штанг. В большинстве насосных установок применяют станки-качалки.

№ экз. билета 2 1. Цели и задачи нефтегазопромысловой геологии.

Цель нефтегазопромысловой геологии заключается в геологическом обосновании наиболее эффективной деятельности по добыче нефти и газа и повышению использования недр Основная цель разбивается на ряд компонент, к которым относятся промыслово-геологическое моде лирование залежей, подсчет запасов нефти, газа, конденсата и ценных попутных ком понентов, геологическое обоснование систем разработки нефтяных и газовых месторождений, геологичес-

кое обоснование мероприятий по повышению нефте-, газо- или конденсатоотдачи, обеспечение комплекса наблюдений в процессе разведки и разработки охраны недр месторождений.

Другой вид компонент — сопутствующие цели, которые направлены на более эффективное достижение основной цели. К ним относятся геологическое обслуживание процесса бурения и эксплуатации скважин, а также внутренние цели нефтегазопромысловой геологии, такие, как совершенствование собственной методологии и методической базы. Задачи нефтегазо промысловой геологии состоят в получении информации об объекте исследований, в поисках закономерностей, объединяющих наблюденные разрозненные факты о строении и функционировании залежи в единое целое, в выработке правил рационального проведения исследований, в создании методов обработки, обобщения и анализа результатов наблюдений и исследований, в оценке эффективности этих методов в различных геологических условиях и т.д.

Среди этого множества могут быть выделены задачи трех типов: 1) конкретно-научные, 2) методические, 3) методологические.

Решение конкретно-научных задач направлено на изуче ние конкретного геолого-технического комплекса. Сюда входят следующие задачи:

1. Изучение состава и свойств горных пород, слагающих продуктивные отложения, состава и свойств нефти, газа и воды, геологических и термодинамических условий их залегания и закономерностей их изменчивости в пределах изучаемого объекта. 2. Выявление первичной структуры залежи — выделение слоев, пластов, горизонтов зон замещения коллекторов, изучение пликативных, дизъюнктивных и инъективных дислокаций, зон с разным характером нефтегазонасыщения и т.д. 3. Установление кондиций и других граничных значений естественных геологических тел (например, для разделения высоко-, средне- и низко продуктивных пород). В совокупности с задачами второй группы это позволяет оценить запасы нефти и газа и их размещение в объеме залежи. 4. Построение классификации геологоехнических комплексов по множеству признаков. 5. Изучение особенностей и характера вытеснения нефти

и газа водой или другими агентами в условиях конкретной залежи с ее неоднородностью, свойствами пластовых флюидов и примененной системой разработки, изучение охвата

пластов воздействием, путей перемещения нефти, газа и воды в пластах, характера размещения остаточных запасов нефти или газа на каждом новом этапе и т.д. 6. Изучение влияния строения и свойств залежи на эффективность систем разработки (устойчивость отборов нефти и газа, темпов разработки, себестоимости продукции, проектная нефтеотдача и др.).

Методические задачи — совершенствование известных и создание новых методов решения конкретно-научных задач, в том числе:

1. Совершенствование методов проведения наблюдений, решение вопросов определения необходимого и достаточного числа наблюдений, плотности сети и периодичности наблюдений, организации опробования, построения материальных моделей и их использования для получения и сбора информации на всех стадиях подготовки, проектирования и функционирования ГТК.

2. Развитие методов обобщения информации и описания залежей и месторождений: словесное описание, отображение с помощью различных графических средств (построение схем, профилей, карт, графиков, блок-диаграмм и т.п.), формализованное описание развитие методики построения различных моделей, отображающих отдельные стороны ГТК.

3. Совершенствование методик промыслово-геологического прогнозирования запасов и показателей разработки, геологического обоснования проектов и действующих систем разработки, промыслово-геологических методов оценки текущей и конечной нефтегазоотдачи.

В методологические задачи нефтегазопромысловой геологии входят следующие:

1. Оценка эффективности различных методов решения конкретно-научных задач нефтегазо промысловой геологии; анализ возможности и целесообразности применения новых методов и подходов, например таких, как системно-структурный подход; анализ их связи с традиционными представлениями нефтегазопромысловой геологии. 2. Анализ содержания, сущности исследований промысловой геологии: выяснение, как и с какими науками она связана, как можно использовать опыт других наук.

3. Анализ сущности взаимодействия геологии, техники и экономики; определение роли, значимости каждой из этих компонент прикладного научного знания в решении конкретно-научных, методических и социальных вопросов при проведении промыслово-геологических исследований.