Основы нефтегазопромыслового дела

Отбор газа на данной стадии разработки компенсируется продвижением в продуктивную часть воды. Масштабы внедрения пластовой воды в залежь характеризуется коэффициентом возмещения, который равен отношению объёма воды, внедрившейся в залежь за определённый период времени к объёму газа в пластовых условиях отобранному за этот же период. [4]Динамика показателей разработкиPпл – в залежи уменьшается, но медленнее, чем пригазовом режиме. Интенсивность падения давления зависит от активности законтурных вод, проницаемости коллекторов и др.Рис.8. Динамика основных показателей разработки газовой залежи при упруговодонапорном режимеQг – изменяется по стадиям. КИГ режима от 0,5 до 0,95 (зависит от сложности геологического строения коллекторов). Qж и В% – из-за внедрения в залежь пластовой воды в процессе отбора газа, продукция обводняется еще на ранних стадиях разработки. [3]4. Подготовка скважин к эксплуатацииЧем лучше конструкция скважин соответствует разнообразным условиям их работы в будущем, тем проще выбрать оборудование для оптимальных условий эксплуатации как отдельных скважин, так и месторождений в целом на разных стадиях его разработки. В связи с этим особое значение приобретает диаметр эксплуатационной колонны. Часто именно он ограничивает подачу насосного оборудования для откачки больших объемов жидкости или специального оборудования для раздельной эксплуатации пластов. [5]5. Выбор способа эксплуатации нефтедобывающих скважинПри разработке залежейвозможнотри способаэксплуатации скважин:1) пластовой энергии достаточно для перемещения требуемого количества нефти к забоям добывающих скважин и для извлеченияфлюида на поверхность. В данном случае скважины эксплуатируются фонтанным способом – наиболее эффективным и менее затратным.2) при заданном Pзаб обеспечивается приток жидкости в скважину и извлечение ее на поверхность, но это давление незначительно отличается от пластового давления, поэтому при низких коэффициентах продуктивности приток нефти в скважину небольшой. В этом случае это давление будет недостаточным для подъема жидкости на поверхность.В данном случае скважины могут эксплуатироваться газлифтным способом и с помощью скважинных насосов, применение которых обеспечивает ввод в скважины с поверхности дополнительной энергии, это позволяет снижать Pзаб, увеличивать разность давлений на пласт и приток флюида. 3) Pпл равно или ниже давления, которое нужно для подъема флюидовиз скважине. В этом случае применяется механизированная эксплуатация скважин с помощью глубинных насосов за счет ввода в скважину дополнительной энергии. Механизированная эксплуатация производится штанговыми насосными установками, погружными установками электроцентробежных насосов (ЭЦН), винтовыми и струйными насосами. Наиболее часто в настоящее время применяются ЭЦН и штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ), кроме того, газлифтная эксплуатация применяется ограничено. [5]5.1 Фонтанная эксплуатацияПри данном способе эксплуатации нефть извлекается на поверхность за счет энергии продуктивного пласта, т.е. пластовой энергии достаточно для перемещения необходимогообъема нефти к забоям добывающих скважин и для подъема ее на поверхность. При решении вопроса о выборе способа эксплуатации скважины сначала определяются условия ее фонтанирования, т.е. рассчитываетсяминимальное забойное давление фонтанированияскважины (Рз.ф.мин). В случае так называемого артезианского фонтанирования:Рз.ф.мин = ρжgНскв + ΔРтрж + Ру;где Рз.ф.мин – минимальное забойное давление фонтанирования скважины; ρж – плотность жидкости в интервале до забоя (Нскв)ΔРтрж – потери давления на трение на участках движения жидкости; Ру – давление на устье скважины;В случае, если Рпл > Рз.ф.мин, скважина может фонтанировать. [5]5.2 Газлифтная эксплуатацияОбласть применения газлифтной эксплуатации – скважины с высоким дебитом и большими забойными давлениями, а также с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, скважины, содержащие в продукции песок, а также эксплуатируемые в труднодоступных условиях (затопляемость, паводки, болота и др.). Способ эксплуатации называется газлифтным, если притекающую пластовую энергию, характеризуемую газовым фактором, дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с поверхности, в результате чего происходит искусственное фонтанирование. Данный способ применяется очень ограниченно ввиду большого количества недостатков, таких как большие капитальные затраты;низкий КПД; повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников; быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации. 5.3 Эксплуатация штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ)Прекращение фонтанирования скважин обусловливает применение других способов подъема жидкости на поверхность, к которым относится эксплуатация ШСНУ. Установка состоит изназемного и подземного оборудования. В наземноесходит станок-качалка, установленное на устье устьевое оборудование, редуктор, электродвигатель, пульт управления и др. В подземноевходят насосно-компрессорные трубы, штанги насосные, штанговый скважинный насос и различные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях (газовые и песочные якоря, штанговые скребки, центраторы и др.). 5.4 Эксплуатация установками электроцентробежных насосов (УЭЦН)На заключительной стадии эксплуатации обводненность продукции достигает 90% и более, в данном случае применение штанговых насосов становится малоэффективным. Тогда на смену ШСНУ приходят установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН). Погружные насосы - это малогабаритные (по диаметру) центробежные, секционные, многоступенчатые насосы с приводом от электродвигателя. Обеспечивают подачу 10–1300 м3/сут и более, напором 450–2000 м водного столба. УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НКТ.Погружной агрегат представляет собой комплекс, состоящий из электроцентробежного насоса, нидрозащиты и электродвигателя.ЗаключениеТак как в настоящее время открыто огромное количество месторождений нефти и газа в районе материков, а строительство скважин на шельфе и набольших глубинах акваторий потребует как разработки новых технологий, так и больших денежных вложений, необходимо вкладывать все новые и новые силы и средства на более тщательное изучение всего цикла нефтегазодобычи на различных территориях, в результате которого становится более ясно, какое из направлений всего цикла нуждается в больших вложениях. Кроме того, нефтегазодобывающим компаниям, научно-исследовательским институтам, учебным университетам предстоит работать над проблемой увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН).Список литературы1. Гимaтудинов Ш. К. Физикa нефтянoго и газoвого плaста. Учeбник. Изд. 2, перерaб. и дoп. М., «Нeдра», 1971, стр. 312. 2. Грeбнев В. Д., Мартюшeв Д. А. Хижняк Г. П. Оснoвы нефтегазoпромыслового дeла. Учeбное пособиe.: Пeрм. нац. иссл. полит. ун-т. Пермь, 2013. 185с.3. Кoзлова И.А. Учебнoе пoсобие по теме: Прирoдные режимы нефтяных и газoвых залежей, Перм. нац. иссл. полит. ун-т. Пермь, 2010.4. Пoкрепин Б.В. Рaзработка нeфтяных и гaзовых местoрождений : учeбник для срeднего профeссионального образoвания / Б.В. Пoкрепин. - Волгоград: Ин-Фолио, 2008.5. Юшкoв И.Р., Хижняк Г.П., Илюшин П.Ю. Рaзработка и эксплуaтация нeфтяных и гaзовых месторождений : учеб.-метод. пособие / – Пермь : Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2013. – 177 с.