12. Способы добычи добычи нефти и критерии эффективности их применения

Извлечение нефти из недр земли осуществляется за счет энергии двух видов — естественной энергии пласта и энергии, подаваемой в скважину тем или иным способом. Способ эксплуатации нефтяной скважины, при котором используется энергия пласта, называется фонтанным.

Фонтанный способ применяется в начальный период эксплуатации. Фонтанный способ наиболее экономичен. Скважины оборудуют специальной арматурой, которая позволяет герметизировать устье скважины, регулировать и контролировать режим работы скважины, надежно обеспечивать полное закрытие скважины под давлением. Способы, при которых нефть поднимается на земную поверхность за счет внешней энергии, называют механизированными. Существуют два вида механизированного способа — компрессорный и насосный. При компрессорном, или газлифтном, методе в скважину компрессором закачивают газ, который смешивается с нефтью. Плотность нефти снижается, забойное давление становится ниже пластового, что вызывает движение жидкости к поверхности земли. Иногда в скважину подают газ под давлением из близко расположенных газовых пластов (метод бескомпрессорного газлифта).

При насосном способе эксплуатации на определенную глубину спускают насосы, которые приводятся в действие за счет энергии, передаваемой различными способами. На большинстве нефтедобывающих месторождений мира получили распространение штанговые насосы.

Производительность штанговых глубинных насосов при глубине скважины 200—400 м достигает 500 м³/сут, а при глубине до 3200 м составляет не более 20 м³/сут.

Существуют также способы извлечения    нефти с применением бесштанговых насосов. В этих случаях к насосу подводят через ствол скважины электрическую энергию (по специальному кабелю) или другой поток энергонесущей жидкости (сжатый газ, теплоноситель). Наиболее распространены установки с центробежными электронасосами.

13. Системы разработки и их классификации. Параметры характеризующие системы разработки.

Системой разработки нефтяного месторождения считается совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласт с целью извлечения нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды.

Важнейшим этапом создания систем разработки является выделение объектов разработки. Создание многопластовых объектов резко сокращает капитальные затраты на разработку месторождения, но объединение нескольких пластов в один объект может привести к значительному уменьшению коэффициента нефте-извлечения.

При выделении эксплуатационных объектов необходимо учитывать следующие факторы:

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Недопустимо объединять в один объект пласты, резко различающиеся по проницаемости, составу пород, толщине и степени неоднородности.

2. Физико-химические свойства нефти и газа. Недопустимо объединять в один объект пласты с существующей различной вязкостью нефти, резким отличием в содержании сероводорода и парафина, различным фазовым состоянием углеводородов в пласте и с разным режимом пластов.

3. Условия управления процессом разработки нефтяного месторождения. Чем больше пластов и пропластков объединено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль и раздельное воздействие на участки объекта.

4. Техника и технология эксплуатации скважин и закачки воды, технология воздействия на призабойную зону скважин. Усложняется обслуживание при создании многопластовых объектов.

Системы разработки нефтяного месторождения различают по двум наиболее характерным признакам:

1. Наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр.

2. Расположено скважин на месторождении.

Наиболее применимыми параметрами характеризующими системы разработки считаются:

1. Параметр плотности сетки скважин Sс, равный площади нефтеносности приходящейся на одну скважину Sс = S/n, где S – площадь. нефтеносности залежи,м, n - число скважин добывающих + нагнетательных, скв.

2. Параметр А. П. Крылова Nкр, равный отношению извлекаемых запасов нефти, тонн к общему числу скважин на месторождении,скв.: Nкр=N/n

3. Параметр ω, равный отношению числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин: ω = nн / nд. Параметр ω безразмерный.

4. Параметр ωр, равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении к общему числу скважин.

ωр = nр/n. Параметр ωр безразмерный.