Способ - подъем - нефть
Cтраница 1
Способ подъема нефти под воздействием забойного давления, которое превышает давление столба смеси, заполняющей скважину; бьющая вверх струя нефти. [1]
НЕФТЯНОЙ ФОНТАН - способ подъема нефти и газа из скважины под воздействием забойного давления, к-рое превышает давление столба смеси, заполняющей скважину. Последние - аварийное явление, опасное в пожарном отношении, отрицательно сказывающееся на разработке залежи и качестве добытой нефти. [2]
Организация работ по эксплуатации нефтяных скважин во многом зависит от способов подъема нефти из пласта на поверхность и систем сбора нефти и нефтяного газа. Нефтяные месторождения эксплуатируются фонтанным и механизированным ( компрессорным или насосным) способами. Из насосных установок подавляющая часть приходится на глубинные штанговые насосы, хотя в последнее время все более широко применяют центробежные электронасосы для эксплуатации высокодебитных скважин. [3]
Когда пластовой энергии недостаточно для фонтанного метода добычи нефти, прибегают к искусственным способам подъема нефти, например к компрессорной добыче нефти, добыче при помощи глубинных штанговых насосов, погружных электроцентробежных насосов, погружных гидропоршневых насосов. [4]
Для того, чтобы предотвратить многие трудности и опасные моменты при эксплуатации скважин, способ подъема нефти должен быть предопределен до разбуривания месторождения проектом разработки. При этом диаметры скважин должны быть определены в зависимости от дебитов при их механизированной эксплуатации. Но производство оборудования накладывает определенные ограничения на выбор способа подъема нефти из скважин. [5]
Все же за этот период необходимо отметить: 1) применение на грозненских промыслах более производительного по сравнению с желоночным способа подъема нефти при помощи поршня; 2) первые шаги по закрытию фонтанных скважин специальной арматурой; 3) частичную замену паровых машин электромоторами; 4) опытное применение новых образцов оборудования, в частности глубинных насосов, предложенных еще в 1865 г. русским инженером Иваницким. [6]
ВыборГспособа подъема нефти на разбуренном месторождении зависит от условий эксплуатации скважин: вязкости добываемой жидкости, глубины залегания продуктивного пласта, расположения скважин на месторождении, диаметра ствола скважин и др. При выборе способа подъема нефти из скважин необходимо знать их продуктивность, свойства откачиваемой жидкости, характеристику скважин, поверхностные условия ( географические и климатические), источники энергии, предполагаемые осложнения, степень автоматизации, возможности обслуживания и ремонта ( трудовые ресурсы и материальная база), а также конечные экономические показатели. [7]
В процессе разработки местоскоплений нефти и газа проводятся промысловые исследования скважин, в том числе замеряются дебиты жидкости ( нефти и воды) и газа ( в т / сут или м3 / сут), пластовые и забойные давления и др. При этом для каждого периода разработки устанавливаются: рациональный способ эксплуатации, предусматривающий применение такого способа подъема нефти и газа, при котором обеспечивается заданное количество отобранной жидкости и газа; нормальные условия работы установки; минимальные энергетические затраты и минимальная себестоимость добываемой нефти. [8]
Организация работ по эксплуатации нефтяных скважин во многом зависит от способов подъема нефти из пласта на поверхность и систем сбора нефти и нефтяного газа. Нефтяные месторождения эксплуатируются фонтанным и механизированным ( компрессорным или насосным) способами. Из насосных установок подавляющая часть приходится на глубинные штанговые насосы, хотя в последнее время все более широко применяют центробежные погружные электронасосы для эксплуатации вы-сокодебитных скважин. [9]
Скважины, пробуренные на нефтяных промыслах, в большинстве случаев фонтанировали. Если фонтан истощался или скважина вообще не давала фонтана, то нефть вычерпывали желонкой, представляющей собой ту же бадью, но приспособленную к узким поперечным размерам скважины. Такой способ подъема нефти - тартание, доставшийся в наследство от ее кустарной колодезной добычи, тяжелый, дорогой, малоэффективный, не использовал преимущества, обеспечиваемые применением бурения. Необходимо было совершенствовать способы извлечения нефти из скважин. [10]
Высокая вязкость нефти ( 3600 - 4800 мПа - с) пермокарбо-новой залежи УСИНСКОГО месторождения ставит перед промысловиками и проектировщиками сложные задачи, связанные с обезвоживанием данной нефти. Трудность решения этих задач обусловлена отсутствием технологии подготовки нефтей со столь высокими значениями вязкости. Большое влияние на технологию разрушения водонефтяной эмульсии оказывает способ подъема нефти на дневную поверхность. В связи с внедрением паротеплового воздействия на пласт возможно получение устойчивых водонефтяных эмульсий с большим содержанием воды. [11]
Для того, чтобы предотвратить многие трудности и опасные моменты при эксплуатации скважин, способ подъема нефти должен быть предопределен до разбуривания месторождения проектом разработки. При этом диаметры скважин должны быть определены в зависимости от дебитов при их механизированной эксплуатации. Но производство оборудования накладывает определенные ограничения на выбор способа подъема нефти из скважин. [12]
 |
Профиль и термогидродинамические условия отложения парафина в скв. 74. [13] |
Обобщая в целом представленный краткий анализ особенностей фильтрации неньютоновских нефтей в пористых средах, установленных на основании теоретических изысканий, лабораторных и промысловых экспериментов, в результате обобщения опыта разработки месторождений, необходимо отметить, что наличие у нефтей структурно-механических свойств в пластовых условиях и при определенных граничных условиях разработки приводит к снижению уровня добычи нефти из залежи, уменьшению конечного коэффициента нефтеизвлечения. Характерной особенностью при фильтрации неньютоновских нефтей являются отрицательные последствия влияния структурно-механических свойств пластовых нефтей на скорость фильтрации, образование застойных зон, что приводит к увеличению фильтрационных сопротивлений в пласте, а следовательно, и к снижению уровня добычи нефти. Образование и ргамеры застойных зон зависят от целого ряда факторов, начиная от свойств нефти и пласта и его неоднородности, плотности сетки скважин и взаимного расположения добывающих и нагнетательных, скважин, начального ( предельного) градиента давления GO, после превышения которого начинается движение среды, и кончая граничными условиями разработки и способами подъема нефти на поверхность. [14]
Страницы: 1