19.Эксплуатационные объекты, их выделение в разрезе месторождения.32юля

20.Вскрытие и освоение продуктивных пластов.Алмаз

21. Компрессорная добыча нефти, системы подъемников.

При компрессорном способе в скважину опускают две насосные трубы. Внутреннюю 2, по которой смесь извлекается наверх, называют подъемной, а наружную 3, по затрубному пространству между которой и трубой 2 в скважину под давлением подается газ, -воздушной. Подъемная труба короче воздушной.

Механизм компрессорной добычи нефти следующий (рис. 7.14). При закачке газа в скважину нефть сначала полностью вытесняется в подъемную трубу. После этого в подъемную трубу проникает закачиваемый газ. Он смешивается с нефтью, в результате чего плотность смеси в подъемной трубе становится значительно меньше плотности нефти. Вследствие этого чтобы уравновесить давление, создаваемое столбом нефти между трубами 1 и 3, столб смеси в подъемной трубе 2 удлиняется, достигает поверхности земли и поступает в выкидную линию скважины.

В зависимости от того какой газ под давлением закачивается в скважину различают два способа компрессорной добычи нефти: газлифт (рабочий агент - природный газ) и эрлифт (рабочий агент -воздух). Применение эрлифта менее распространено, т.к. при контакте с воздухом нефть окисляется.

Для закачки газа в скважину сооружают специальные газлифтные компрессорные станции.

Достоинствами компрессорного способа эксплуатации нефтяных скважин являются:

1) отсутствие подвижных и быстроизнашивающихся деталей (что позволяет эксплуатировать скважины с высоким содержанием песка);

2) доступность оборудования для обслуживания и ремонта (поскольку все оно размещается на поверхности земли);

3) простота регулирования дебита скважин.

Однако у способа имеются и недостатки:

1) высокие капитальные вложения на строительство мощных компрессорных станций и разветвленной сети газопроводов;

2) низкий к.п.д. газлифтного подъемника и системы «компрессор-скважина».

В зависимости от конкретных условий месторождений и геолого-технических характеристик скважин применяют непрерывный и периодический газлифтные способы эксплуатации. При периодическом газлифте подача газа в скважину периодически прерывается с тем, чтобы в ней накопилось необходимое количество жидкости. Таким образом, эксплуатируют скважины с низкими забойным давлением и коэффициентом продуктивности. При низком забойном давлении, но высоком коэффициенте продуктивности применяют тот из двух способов, который имеет лучшие показатели (например, меньший расход нагнетаемого газа).

22.Разработка отдельного продуктивного пласта: темп разработки, порядок разбуривания, методы воздействия на пласт.Алмаз

23.Методы подсчета запасов нефти.

1) объемный метод

2) статистический

3) метод материального баланса

Объемный метод: Q = E*h*Кm* Кп*Кн*( плотность нефти)*(пересчетный коэф.)

Е-площадь месторождения

h- нефтяная толща

Кm-коэф.нефтенасыщенности

Кп-коэф. пористости

Кн- коэф. нефтеотдачи

Статистический метод: метод основан на изучении кривых падения дебитов в скважине.

Используется при естественной энергии отдачи пласта.

Строятся кривые по дебитам для каждого квартала, сравнивают, выводятся коэф.

Метод материального баланса: основан на том, что сумма Н+Г+В в порах постоянна.