Cтраница 1
Высокие отборы жидкости характерны для месторождений малых размеров с повышенной вязкостью нефтп и превышают отборы нефти в 3 - 4 раза. [1]
В последнее время для обеспечения высоких отборов жидкости из скважин, прекративших естественное фонтанирование, с успехом стали применяться погружные электроцентробежные насосы. Это многоступенчатые насосы небольшого диаметра, вал которых соединен с валом двигателя. Такой агрегат спускается в скважину под уровень жидкости на 2 - 3 трубах. Электроэнергия подается с поверхности по бронированному кабелю. [2]
Важным и эффективным условием обеспечения высоких отборов жидкости следует считать повышение технологических параметров оборудования в скважинах обычного диаметра - 146 - 168 мм. Анализ показывает, что в этом отношении наиболее перспективны два способа добычи нефти - газлифтный и погружными центробежными насосами. Приведенные на рис. 12 границы добыв-ных возможностей газлифтного способа характерны для оптимальных дебита и режима и наиболее эффективны экономически. Однако в тех случаях, когда задача обеспечения более высоких дебитов выдвигается как главное требование к способу эксплуатации, можно использовать кольцевой лифт и максимальный режим работы подъемника. В этом случае добывные возможности пособа возрастают, хотя экономические показатели его значительно снизятся из-за роста удельного расхода газа. [3]
Газлифтный способ добычи нефти позволяет: получать высокие отборы жидкости из скважины, а также осуществлять форсированный отбор жидкости из сильно обводненных скважин; при больших газовых факторах и высоком давлении насыщения снижать забойное давление до необходимого; избегать дополнительных осложнений, которые происходят при других способах эксплуатации и вызываются повышенной температурой жидкости, наличием в ней песка и парафина, коррозионной активностью среды, искривлением ствола скважин; проводить исследования и разного рода обработки призабойной зоны пласта без подъема оборудования; системе газлифтной эксплуатации быть более устойчивой к внешним воздействиям, что уменьшает простой скважин, объем ремонтных работ и количество заменяемого оборудования; добиться наименьшей трудоемкости обслуживания; создать условия для организации на промысле централизованного автоматического контроля и управления и тем самым понизить эксплуатационные затраты; уменьшить потери нефти, а следовательно, загрязненность и загазованность территории; повысить степень утилизации нефтяного газа; эффективно решать вопрос одновременной раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной; обеспечить высокую надежность наземного оборудования; организовать контроль и регулирование противодавления на пласт в процессе эксплуатации. [4]
Как отмечалось, важным преимуществом газлифтного способа добычи нефти является возможность обеспечения высоких отборов жидкости из скважин диаметром 146 - 168 мм. По данным А. А. Брискмана и др., при работе скважин диаметром 168 мм по центральной системе ее дебит может достигать 2 - 3 тыс. м3 / сут. [5]
Таким образом, опыт совместной эксплуатации VIII3 4 и IX пластов в скважинах месторождений Величаевское и Колодезное показал, что в результате значительной разницы в контурах их нефтеносности VIII3 4 пласты разрабатываются большим числом эксплуатационных скважин и с более высокими отборами жидкости. Вследствие того, что VIII3 4 пласты имеют менее активную область питания и более высокие отборы жидкости, темпы падения пластового давления в них значительно опережают темпы падения давления в IX пласте. При этом в скважинах, вскрывших совместно два пласта, активно дренируется только IX пласт. Этот недостаток теоретически можно устранить применением соответствующих темпов поддержания пластового давления в VIII3 4 пластах. При значительной неоднородности пластов в условиях, когда пластовое давление чрезвычайно медленно реагирует на изменение уровня закачки, поддерживать одинаковое давление в обоих пластах с такой большой точностью практически оказалось невозможным. Кроме того, опережающее обводнение IX пласта приводит к заводнению VIII3 4 пластов и снижению их продуктивности. Освоить скважину после проведения изоляционных работ не всегда удается. Учитывая эти результаты, были сделаны выводы о нецелесообразности объединения VIII3 4 и IX пластов в один объект. [6]
В работе [101] указывалось, что поскольку, как показывают экономические расчеты, с увеличением отбора из скважин себестоимость добычи нефти уменьшается, при более высоком темпе добычи имеется возможность эксплуатировать скважину до более высокой обводненности, чем это было бы экономически целесообразно при менее высоком отборе жидкости из скважин. [7]
Еще одним способом механизированной добычи нефти является газлифт. Этот способ обеспечивает высокие отборы жидкости. К достоинствам газлифта относится гибкость регулирования подачи с помощью соотношения объемов газа и жидкости, а также легкость перехода от непрерывного газлифта к периодическому или плунжерному по мере истощения скважины. [8]
Особое значение приобретает газлифтный способ эксплуатации в районах Западной Сибири, где наряду с вертикальными скважинами имеется немало наклонных. Тяжелые климатические условия, высокий отбор жидкости способствуют широкому приме - нению газлифтной эксплуатации. [9]
Особое значение приобретает газлифтный способ эксплуатации в районах Западной Сибири, где наряду с вертикальными скважинами имеется немало наклонных. Тяжелые климатические условия, высокий отбор жидкости способствуют широкому применению бескомпрессорной газлифтной эксплуатации. [10]
Особое значение приобретает газлифтный способ эксплуатации в районах Западной Сибири, где наряду с вертикальными скважинами имеется немало наклонных. Тяжелые климатические условия, высокий отбор жидкости способствуют широкому применению бескомпрессорной газлифтной эксплуатации. [11]
Вместе с тем, большое значение уделяется созданию надежного оборудования для работы в осложненных условиях. Применение оборудования, обеспечивающего высокие отборы жидкости ( газлифт и ЭЦН), позволяет значительно продлевать срок рентабельной эксплуатации на поздней стадии разработки. [12]
Как отмечалось, значительная часть фонда скважин при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов оборудовалась по технологической схеме с глубиннонасосными установками типа насос - фонтан, фонтан - насос, насос - насос. При этом около 80 % установок должны обеспечивать сравнительно высокие отборы жидкости из объектов - 100 м3 / сут и более. Так, на Западно-Сургутском месторождении необходимы установки, обеспечивающие механизированную добычу жидкости из пласта БС10 с дебитом 50 м3 / сут, из верхней пачки БС1 3 - с дебитом 250 - 500 м3 / сут. [13]
Таким образом, опыт совместной эксплуатации VIII3 4 и IX пластов в скважинах месторождений Величаевское и Колодезное показал, что в результате значительной разницы в контурах их нефтеносности VIII3 4 пласты разрабатываются большим числом эксплуатационных скважин и с более высокими отборами жидкости. Вследствие того, что VIII3 4 пласты имеют менее активную область питания и более высокие отборы жидкости, темпы падения пластового давления в них значительно опережают темпы падения давления в IX пласте. При этом в скважинах, вскрывших совместно два пласта, активно дренируется только IX пласт. Этот недостаток теоретически можно устранить применением соответствующих темпов поддержания пластового давления в VIII3 4 пластах. При значительной неоднородности пластов в условиях, когда пластовое давление чрезвычайно медленно реагирует на изменение уровня закачки, поддерживать одинаковое давление в обоих пластах с такой большой точностью практически оказалось невозможным. Кроме того, опережающее обводнение IX пласта приводит к заводнению VIII3 4 пластов и снижению их продуктивности. Освоить скважину после проведения изоляционных работ не всегда удается. Учитывая эти результаты, были сделаны выводы о нецелесообразности объединения VIII3 4 и IX пластов в один объект. [14]
Применение интенсивных методов освоения месторождений с внутри-контурным разрезанием залежей способствовало росту фонда обводненных скважин и переводу их на механизированную эксплуатацию; число механизированных скважин достигло почти трети эксплуатационно-ного фонда. Наличие в районах Западной Сибири нефтегазовых и нефтяных с газовыми шапками месторождений и необходимость обеспечения высоких отборов жидкости из скважин обусловили применение газлифтного способа эксплуатации как одного из наиболее перспективных для данных условий. Этот способ освоен на Правдинском месторождении. Полученные результаты подтверждают высокую эффективность метода. [15]