Cтраница 1
Способ эксплоатации ( компрессорные станции и воздухо-газораспре-делительные будки, эксплоатационное оборудование самих скважин), как и стоимость бурения, рассчитывается самостоятельно по тем принципам, на которых мы уже останавливались выше. [1]
Такой способ эксплоатации скважины, как указывалось, носит название фонтанного способа. [2]
Каждому способу эксплоатации скважин, как мы увидим ниже, отвечают определенные, технически необходимые для работы минимумы противодавлений на забой. Однако допустимость осуществления этих минимальных противодавлений в каждом конкретном случае обусловливается рядом геологических и технических факторов, как-то: устойчивость породы в призабойной зоне скважины, возможность притока воды в скважину, прочность обсадной колонны и пр. [3]
При очень низких статических уровнях способ периодической эксплоатации может быть применен только при чрезвычайно слабом притоке или при наличии зумпфа ниже подошвы эксплоатационного пласта, где может резервироваться вся или часть накопившейся за период простоя нефти. [4]
Указанная последовательность периодов жизни и способов эксплоатации является далеко не обязательной для всех без исключения скважин. При бурении на слабопродуктивные или уже находящиеся в разработке пласты скважины могут начать свою жизнь непосредственно с компрессорного и даже с глубоконасосного периода. Это обстоятельство, а также сравнение продолжительности отдельных периодов указывают на преобладание глубоконасосного способа эксплоатации в подавляющем большинстве действующих скважин; по многим месторождениям почти вся современная добыча получается из глубоконасосных скважин. Так, из общего фонда действующих нефтяных скважин по всем месторождениям СССР около 85 % всего их количества эксплоатируется глубинными насосами, обеспечивая до 40 % всей добычи нефти, до 10 % всего фонда числится в компрессорной эксплоатации, и только около 5 % скважин фонтанирует. [5]
В этой главе, предшествующей изложению фонтанного и компрессорного способов эксплоатации, будет разобрана теория подъема жидкости сжатым газом. Подъем жидкости глубокими насосами будет разобран в соответствующем разделе глубоконасосной эксплоатации. Предварительно, как частный случай, рассмотрен подъем жидкости из скважины, совершающийся только за счет гидростатического напора пласта. [6]
Конечный диаметр эксплоатационной колонны обсадных труб, зависящий от способа эксплоатации. [7]
Обвязка колонн выполняется различно в зависимости от коли-чества колонн, спущенных в скважину, и от ожидаемого способа эксплоатации последней. Особой тщательности требует армировка устья скважин с возможными фонтанными проявлениями, передающими на устье значительное давление нефти и газа; в этом случае малейшая небрежность в сборке арматуры может в последующем вызвать быстрое разъедание последней струей нефти и газа с песком и неурегулированное открытое фонтанирование скважины, бороться с которым бывает очень трудно. [8]
Впервые сжатый воздух для получения нефти из скважин эффективно был применен в 1897 г. на бакинских промыслах по предложению инж. Здесь условия для работы эрлифта были достаточно подходящими, поэтому этот способ эксплоатации дал хорошие результаты и прочно обосновался как один из основных способов эксплоатации скважины. В настоящее время эрлифт или газлифт применяются во всех наших нефтедобывающих районах, в которых условия в скважинах благоприятны для этого способа добычи нефти. [9]
При иной системе разработки, характеризуемой большим уплотнением сетки скважин в связи со значительной интерференцией скважин, близко расположенных друг от друга, переход на механизированные способы добычи осуществляется тем быстрее и тем большая доля промышленного запаса нефти будет отобрана механизированным способом, чем плотнее ( при прочих равных условиях) расставлены скважины. Несомненно, выявление преимуществ систем разработки ( при окончательном выборе) в свете различной эффективности способов эксплоатации - по издержкам производства или по единовременным капитальным вложениям - должно быть определено с исчерпывающей полнотой. [10]
На экономические показатели разработки оказывают влияние затраты, связанные с извлечением нефти из пласта на дневную поверхность. Эти затраты, отнесенные на единицу добытой нефти, зависят от числа скважин в сетке разработки, способа эксплоатации и размера дебита скважин, связанного со сроком разработки. Таким образом, очевидна взаимосвязь между системой разработки и затратами на добычу нефти. [11]
Здесь следует оговорить следующее обстоятельство. Выбор способа добычи нефти и смена его в значительной степени предрешаются принятой системой разработки. Эта зависимость способа эксплоатации от принятой системы разработки ярко выявляется, например, при разрежении сеток скважин на площади, когда с увеличением запаса, приходящегося в среднем на скважину, удлиняется в определенных природных условиях фонтанный период эксплоатации скважин. Преобладание же фонтанного способа эксплоатации позволяет отобрать большую часть промышленного запаса без дополнительных капиталовложений на сооружение компрессорных станций или глубоконасосных установок и с более низкими издержками производства, чем это имело бы место при механизированной добыче нефти. [12]
Указанная последовательность периодов жизни и способов эксплоатации является далеко не обязательной для всех без исключения скважин. При бурении на слабопродуктивные или уже находящиеся в разработке пласты скважины могут начать свою жизнь непосредственно с компрессорного и даже с глубоконасосного периода. Это обстоятельство, а также сравнение продолжительности отдельных периодов указывают на преобладание глубоконасосного способа эксплоатации в подавляющем большинстве действующих скважин; по многим месторождениям почти вся современная добыча получается из глубоконасосных скважин. Так, из общего фонда действующих нефтяных скважин по всем месторождениям СССР около 85 % всего их количества эксплоатируется глубинными насосами, обеспечивая до 40 % всей добычи нефти, до 10 % всего фонда числится в компрессорной эксплоатации, и только около 5 % скважин фонтанирует. [13]