Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
ответы на экзаменационные вопросы НГД.docx
Скачиваний:
203
Добавлен:
13.05.2015
Размер:
125.52 Кб
Скачать

13 Стадии разработки залежей нефти и газа и их характеристики.

Разработка нефтяных залежей характеризуется четырьмя стадиями:

I стадия - нарастающая добыча нефти;

II стадия - выход на максимальный уровень добычи нефти и ее стабилизация;

III стадия - падающая добыча нефти;

IV стадия - поздняя (завершающая) добыча нефти.

На I стадии идет рост добычи нефти за счет ввода в разработку новых скважин из бурения. Этот период характеризуется безводной добычей нефти. В конце I стадии в отдельных скважинах появляется вода. Ведутся подготовительные работы, а иногда начинается закачка воды или иного агента воздействия с целью поддержания пластового давления. После завершения бурения и ввода в эксплуатацию всего фонда скважин наступает стабилизация, т.е. выход на максимальный уровень добычи нефти и удержание его. Этот период может быть 4—5 лет. Разработчики недр принимают меры, чтобы как можно дольше удержать максимальный уровень добычи нефти. Достигается это за счет выхода на проектный уровень закачки воды (или иного агента воздействия) для поддержания пластового давления, проведения раз-личных геолого-технических мероприятий как в нефтяных, так и в нагнетательных скважинах, внедрения насосов большей производительности (при механизированном способе добычи нефти), проведения ремонтно-изоляционных работ. Ш стадия - падающая добыча нефти. В этот период снижение дебитов в нефтяных скважинах происходит за счет роста обводненности, снижения пластового давления, выхода скважин в ремонт и т.д. Промысловиками принимаются меры, по снижению темпов падения добычи нефти. Достигается это теми же мерами что и на II стадии. С учетом большой изученности и проведения детальных исследований внедряются более эффективные геолого-технические мероприятия. На основе анализа полученных промысловых исследований большое внимание уделяется приобщению в работу неработающих продуктивных пропластков за счет бурения боковых горизонтальных стволов, проведения поинтервальных кислотных обработок, направленных гидравлических разрывов, щелевой резке, обработке скважин оксидатом и т.д. IV стадия разработки месторождения является завершающей. На IV стадии отмечаются низкие дебиты и отборы нефти, но большие отборы пластовой воды. Этот период длится сравнительно долго - до рентабельности разработки месторождения.

В конце Ш и IV стадий разработки возможна форсированная эксплуатация скважин с извлечением из пласта больших объемов воды (8-12 м3 пластовой воды на 1 т добываемой нефти). Сроки и объемы добычи каждой стадии определяются в технологической схеме разработки месторождения.

14 Область применения газлифтного способа добычи нефти. Преимущества и недостатки.

когда пластовой энергии недостаточно для подъема нефти с забоя на поверхность, скважины прекращают фонтанировать. Но фонтанирование можно искусственно продлить за счет подачи в скважину по НКТ сжатого газа или воздуха. Для сжатия газа до необходимого давления применяются компрессоры. В этом случае эксплуатация скважин называется компрессорным газлифтом. Если в качестве рабочего агента для газового подъемника применяется газ из газовых пластов высокого давления, то в этом случае эксплуатация скважин называется бескомпрессорным газлифтом Газовый подъёмник состоит из 2-х трубопроводов. Один из которых служит для подачи газа а другой для подъёма жидкости с забоя на поверхность. В неработающей скважине жидкость будет находиться н одном уровне, который называется статистическим. Нагнетая газ по трубам, он вытеснит вначале всю находящуюся в них жидкость, затем, продолжая поступать в подъёмные трубы, будет перемешиваться с жидкостью. Плотность этой жидкости становиться меньше первоначальной, за счет чего уровень жидкости в подъёмных трубах начнет повышаться. Преимуществами газлифтного способа является: 1.все оборудование располагается на поверхности, что упрощает его ремонт и обслуживание; 2.простота конструкций оборудования; 3.возможность отбора больших объемов жидкости (до 1800 т/сут) независимо от глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны;4.простое регулирование дебита нефти скважины (увеличивая или уменьшая подачу газа в скважину); 5.возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводненных скважин; 6.простота исследования скважин. недостатки:1.большой расход НКТ 2.большая стоимость затрат на строительство компрессорных станций, газораспределительных будок и сети газопроводов в начале обустройства месторождений; 3.большой расход электроэнергии. Но большие капитальные вложения на строительство быстро окупаются, себестоимость добычи нефти из газлифтных скважин быстро снижается и в итоге становится значительно меньше, чем при добыче нефти механизированными способами.