1. Величина пластового давления:

• с нормальным пластовым давлением (давление равно гидростатическому, вычисленному при плотности воды рв= 1000 кг/м3);

• с пониженным пластовым давлением (давление ниже гидростатического) или с аномально низким пластовым давлением (АНПД);

• с повышенным пластовым давлением (давление выше гидростатического) или с аномально высоким пластовым давлением

(АВПД).

При выборе метода вызова притока скважин, вскрывших залежи с АНПД или АВПД, указанный критерий следует рассматривать как определяющий.

2. Коэффициент

• крепкие, хорошосцементированные породы.

4. Фильтрационные характеристики призабойной зоны (коэффициенты подвижности и гидропроводности).

5. Имеющиеся в распоряжении технические средства снижения забойного давления.

Так, например, фонтанирование скважин происходит только в том случае, если пе­репад давления между пластовым и забойным будет достаточ­ным для преодоления противодавления столба жидкости и по­терь давления на трение (т.е. под действием гидростатического давления жидкости или/и энергии расширяющегося газа). Газлифтный метод используют при эксплуатации высокодебитных скважин с высоким газосодержанием. Винтовые насосы применяются для добычи высоковязких нефтей с высоким содержанием мехпримесей и свободного газа, и в скважинах со стволом, значительно отклоненным от вертикали. Струйные насосы также применяются при эксплуатации скважин с ослож­ненными условиями, и т.д. и т.п. Однако наиболее распространенными и универсальными в применении остаются способы эксплуатации скважин с использованием УШСН и УЭЦН.

Учет вышеприведенных основных критериев при выборе метода эксплуатации скважин позволит получить наилучший технико-экономический эффект.

2. Определение эффективности работы сепаратора.

характеризуется степенью убывания нефти за счет разгазирования и увеличения газа.

, где - расходы нефти до разгазирования и после.

,где -массовые расходы газа до и после разгазирования.

К показателем эффективности работы нефтегазового сепаратора относится удельный унос капельной жидкости потоком газа и удельный унос свободного газа потоком нефти.

; , где - объемные расходы жидкости и газа уносимые из сепаратора (см³/ч).

- объемные расходы нефти и газа выходящие из сепаратора (м³/ч).

Рекомендуемый см³/м³

- недолжен превышать 50

3. Технологии интенсификации разработки нефтяных месторождений.

Разработка любого нефтяного месторождения ведется до момента потери рентабельности от дальнейшей добычи нефти. Методы интенсификации добычи нефти направлены на сокращение срока разработки месторождения и как результат на повышение его рентабельности. Многие методы интенсификации разработки одновременно являются и МУН, например ГРП и др.

Первое направление в интенсификации добычи нефти, направлено на уже имеющийся фонд скважин- обработка призабойных зон скважин, с целью повышения проницаемости и как результат необходимых темпов отбора. Как правило при эксплуатации нефтяного месторождения дебит нефтяных скважин и приемистость нагнетательных со временем падают, что связано с ухудшением характеристик призабойной зоны пласта. Для облегчения притока нефти к забоям скважин и поглощения нагнетательными закачиваемой воды. По характеру воздействия на призабойную зону скважин они делятся на следующие группы:

* химические

* механические

*тепловые

* физические

К первой группе относятся кислотные обработки, направленные на растворение породы и асфальтенов в призабойной зоне пласта. Это соляно-, глино-,пенно-,термо- кислотные обработки, кислотные ванны и.т.д.

Ко второй относятся ГРП, торпедирование и гидропескоструйная перфорация.

К тепловым методам относятся горячие закачки, обработка паром, применение глубинных нагревательных приборов- огневых и электрических.

К физическим- обработка ПАВ, вибрационное и акустическое воздействие.

Форсированный отбор жидкости, рассматривается как метод интенсификации и МУН обводненных залежей. Гидродинамические предпосылки заключаются в создании повышенных депрессий на пласт по фонду обводненных скважин, что способствует дововлечение в разработку слабо дренируемых пропластков и зон независимо от различия в строении коллекторов, условий насыщения и вязкостных соотношений по нефти и воде.