1) добывающие, (ДС), имеющие фонтанное, насосное или газлифтное оборудование и предназначенные для добывания нефти, нефтяного газа и попутной воды;

2) нагнетательные (НС), имеющие оборудование для централизованного или индивидуального обслуживания и предназначенные для нагнетания в пласт воды, пара, газа или различных растворов;

3) специальные для выполнения особых работ и исследований.

В настоящее время используют три основных способа добычи нефти: фонтанный, газлифтный и насосный.

При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Поэтому фонтанный способ наиболее экономичный и обычно как естественный способ характерен для вновь открытых, энергетически не истощенных месторождений. При поддержании пластового давления путем закачки воды или газа в залежь в отдельных случаях удается существенно продлить период фонтанирования скважин.

Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на механизированные способы добычи нефти: газлифтный или насосный с расходованием

дополнительной, искусственно вводимой в

скважину энергии.

При газлифтном способе добычи нефти в скважину для подъема нефти на поверхность подают (или закачивают с помощью компрессоров) сжатый газ (углеводородный газ), т. е. подают энергию расширения сжатого газа.

В насосных скважинах подъем жидкости на поверхность осуществляется с помощью спускаемых в скважину штанговых скважинных

насосов (ШСН) и погружных центробежных электронасосов (ЭЦН). На промыслах испытываются также другие способы эксплуатации скважин с

Добываемую нефть — нефть, извлекаемую из нефтяной залежи и содержащую в различных соотношениях нефтяной газ, попутную воду, соли и механические примеси — собирают из каждой добывающей скважины по системе промысловых нефтетрубопроводов. Из добывающих скважин добываемая нефть по промысловым нефтетрубопроводам (ПНТП) поступает на групповые замерные газосепарационные установки (ГЗСУ). При большом количестве отсепарированный газ подается под собственным давлением через дожимную компрессорную станцию (ДКС) дальним потребителям — газотранспортному предприятию (ГТП)

или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), либо на собственные нужды нефтегазодобывающего предприятия. После ГЗСУ жидкость подают дальше на установку подготовки нефти (УПН). При значительной площади месторождения используют дожимные насосные станции (ДНС) для перекачки добываемой нефти. На этих станциях при большой обводненности продукции осуществляют предварительное отделение (сброс) попутной воды, которую по отдельному трубопроводу подают сразу на установку комплексной подготовки воды (УКПВ). В установках комплексной подготовки нефти от нефти отделяют нефтяной газ и попутную воду,

доводят нефть до товарных кондиций, т. е. осуществляют глубокое обезвоживание продукции, удаление солей (обессоливание) и стабилизацию нефти (отделение испаряющихся компонентов при давлении, меньшем атмосферного).

Товарная нефть должна соответствовать СТБ ГОСТ Р 51858-2003, «Нефть», которая направляется нефтетранспортным предприятиям (НТП) для реализации нефтеперерабатывающим заводам (НПЗ) и другим потребителям продукции. Нефтяной газ подается под собственным давлением на ГПЗ, где осуществляется его подготовка перед подачей потребителям.

На ГПЗ из него выделяют тяжелые углеводородные фракции (процесс отбензинивания), очищают от механических и вредных примесей (углекислого газа, сероводорода, азота и др.) и осушают. Отделенную от нефти воду подают на УКПВ и вместе с водами других источников из водозабора (ВЗ) с помощью блочных кустовых насосных станций (БКНС и МКНС) закачивают по системе промысловых водотрубопроводов (ПВТП) в нагнетательные скважины (НС) и дальше в залежь для вытеснения нефти. В зависимости от конкретных условий месторождения отдельные элементы рассмотренной структурной схемы

отсутствовать или изменяться. Например, при естественном водонапорном режиме попутную воду очищают и закачивают в глубинные пласты для захоронения с целью охраны окружающей среды. Для повышения нефтеотдачи в закачиваемую воду могут добавлять различные вещества (полимеры, поверхностно-активные вещества и т. п.). С этой целью в схему дополнительно вводят дозаторные и другие установки. При создании искусственного газонапорного режима вместо воды в залежь закачивают газ. Процесс аналогичный, только дополнительно в схему включают установки подготовки и закачки газа.

5. Характеристика динамики добычи нефти и стадийность в разработки нефтяных месторождений.

При водонапорном режиме процесс добычи нефти продолжается более 30—50 лет и проходит через ряд стадий, отличающихся новым качественным состоянием залежи. Стадия — это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей.

Под технологическими и технико- экономическими показателями процесса разработки залежи понимают:

текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти;

текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды);

обводненность добываемой жидкости (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости);

текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти);

текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях);

коэффициент нефтеотдачи;