Cтраница 3
Примером высокой эффективности эксплуатации залежи описанным методом служит опыт разработки девонских продуктивных пластов Мухановского нефтяного месторождения. В связи с падением пластового давления в пластах Дн и Дш здесь в начале 60 - х годов скважины переводили с фонтанного на насосный способ эксплуатации, в результате чего резко сокращались отборы нефти. Все попытки применения насосов большой производительности п высокого напора оказались безрезультатными, так как девонские пласты залегают на большой глубине ( около 3000 м), содержат нефть с большим газовым фактором ( до 160 м3 / т и выше) и давлением насыщения до 140 кгс / см2 при температуре 70 С. В таких условиях насосы всех типов работали плохо, и на практике перевод скважины на насосную эксплуатацию приводил к снижению ее дебитов в 7 - 40 раз. [31]
На участках залежи со стабильным или - растущим пластовым давлением воздействие достаточное, и наоборот, на участках со снижающимся пластовым давлением, уменьшающимися дебитами и устьевыми давлениями скважин, где приходится переходить на насосный способ эксплуатации скважин, влияние закачки оказывается недостаточным. [32]
Производительность труда в нефтяных районах зависит от продуктивности нефтяных месторождений и способов добычи. Так, в 1975 г. средняя добыча нефти на одного работника в Главтюменнефтегазе, где фонтанный способ эксплуатации абсолютно преобладал, была в 8 6 раза выше, чем в объединении Башнефть, где добыча велась на менее продуктивных месторождениях насосным способом эксплуатации. Особенности нефтеотдачи находят отражение и на уровне удельной фондоемкости. Нефтедобывающая промышленность характеризуется высокой фондоемкостью, по уровню которой она находится на втором месте после угольной промышленности. [33]
Такой характер изменения текущей добычи нефти неблагоприятен не только с точки зрения сроков разработки месторождений. Дополнительная потребность в капитальных вложениях на начальной стадии разработки связана с необходимостью двукратного переоборудования скважин при переходе с одного способа эксплуатации на другой. Наименее эффективный и наиболее трудоемкий насосный способ эксплуатации при такой технологии наиболее продолжителен. Поэтому для тех условий был характерен высокий и постоянно возрастающий уровень себестоимости добычи нефти. [34]
По мере уменьшения е ( соответственно уменьшения РЗ или то же pi) удельный расход закачиваемого газа Ro зак существенно возрастает и при е - - 0 стремится к бесконечности. Поэтому при малых pi газлифтная эксплуатация становится энергетически и экономически невыгодной. В таких условиях необходим перевод работы скважины на насосный способ эксплуатации или при развитом газлифтном хозяйстве на периодический газлифт И. Г. Белов рекомендует перевод с непрерывного газлифта на периодический осуществлять при общем удельном расходе газа не менее 200 м3 / м3 на 1000 м глубины спуска 73-мм подъемных труб и дебите менее 50 т / сут. Выбор способа эксплуатации или перевод с одного способа на другой следует обосновывать технико-экономическими расчетами. Известно несколько разновидностей периодического газлифта. Принципиально их можно разделить на две группы по наличию камеры замещения. [35]
Процесс подъема нефти или газа от забоя скважины на дневную поверхность может происходить как за счет природной энергии жидкости и газа, поступающих к забою, так и за счет энергии, вводимой в скважину с дневной поверхности. Если нефть и газ на дневную поверхность подаются за счет природной энергии или заводнения, то эксплуатация называется фонтанной. Если же скважина совсем не фонтанирует или дебит ее недостаточный, применяют механическую откачку нефти из скважины. Это осуществляется компрессорным или насосным способом эксплуатации. При компрессорной эксплуатации в скважину нагнетают сжатый газ или воздух, который поступает к башмаку спущенных в скважину подъемных труб, смешивается с нефтью и выносит эту смесь на поверхность. Насосная эксплуатация применяется обычно в скважинах с небольшим дебитом. [36]
Так, например, в скважинах со 146-мм обсадной колонной применяют насосы диаметром не более 68 мм. Эти крайние цифры ограничивают технически возможную, а не целесообразную область применения этого способа эксплуатации скважин. Как правило, штанговые глубиннонасосные установки целесообразно применять на скважинах с низкой продуктивностью. В специальной литературе, например [4], приводится диаграмма технически возможной области применения штангового насосного способа эксплуатации. Пользуясь диаграммой, можно быстро ориентировочно выбрать глубиннонасосное оборудование. Иногда оказывается, что необходимый отбор жидкости из скважины могут обеспечить различные способы эксплуатации. Предпочтение тому или другому способу ( например, электроцентробежному или штанговому насосу) может быть отдано после оценки себестоимости добычи нефти. [37]
Обычно разработка нефтяного месторождения сопровождается снижением пластового давления. При падении пластового давления приходится опускать башмак насосно-компрессорных труб до самого забоя скважины. Относительное погружение при этом уменьшается, что влечет за собой необходимость увеличения удельных расходов нагнетаемого газа. В конце концов эксплуатация скважин газлифтом из-за больших RH становится невыгодной и возникает вопрос либо о переводе такой скважины на насосный способ эксплуатации, либо на периодический газлифт. Перевод на насосную эксплуатацию не всегда возможен из-за большого пластового газового фактора в условиях приема насоса, даже если его приходится устанавливать на забое, либо из-за обильного поступления песка. Такие скважины целесообразно перевести на периодический газлифт, при котором нагнетаемый в скважину газ подается периодически. [38]
В этот период забойные давления были близки к давлению насыщения. В таких случаях уже в призабойной зоне проявляются вязкоупругие свойства нефти; приток газожидкостной смеси происходит не только под действием прямого перепада давлений пласт - скважина, но и за счет упругого запаса вязкоупругой системы нефть - пласт. Период фонтанирования продолжается в среднем от 6 до 8 мес и редко больше, в то время как общая продолжительность эксплуатации скважин составляет 10 - 12 лет. К началу заключительного периода газовые факторы снижаются до 2 - 3 м3 / м3, и продукции появляется пластовая вода. Фонтанирование полностью прекращается, когда содержание воды достигает 30 %, и скважины переводятся на насосный способ эксплуатации. [39]
Нефтегазовая залежь пласта АС8 разрабатывается с применением площадной 9-точечной системы разработки ( 16 га / скв. Формирование системы начато с раэбуривания краевых вод о нефтяных и чисто нефтяных зон. Технологической схамо й разработки для залежи АС8 предусмотрен газлифтный способ эксплуатации. Накопленный опыт разработки позволяет отказаться от этого способа и рекомендовать массовое внедрение насосных способов эксплуатации ( ЭЦН, ШГН, УВИТ) при условии формирования барьерного ряда. С начала разработки добыто 2 413 млн т ( 8 3 % от НИЗ нефти) и 3 378 млн т жидкости. [40]