Компрессорная добыча нефти, системы подъемников

При компрессорном способе в скважину опускают две насосные трубы. Внутреннюю 2, по которой смесь извлекается наверх, называют подъемной, а наружную 3, по затрубному пространству между которой и трубой 2 в скважину под давлением подается газ, -воздушной. Подъемная труба короче воздушной.

Механизм компрессорной добычи нефти следующий (рис. 7.14). При закачке газа в скважину нефть сначала полностью вытесняется в подъемную трубу. После этого в подъемную трубу проникает закачиваемый газ. Он смешивается с нефтью, в результате чего плотность смеси в подъемной трубе становится значительно меньше плотности нефти. Вследствие этого чтобы уравновесить давление, создаваемое столбом нефти между трубами 1 и 3, столб смеси в подъемной трубе 2 удлиняется, достигает поверхности земли и поступает в выкидную линию скважины.

В зависимости от того какой газ под давлением закачивается в скважину различают два способа компрессорной добычи нефти: газлифт (рабочий агент - природный газ) и эрлифт (рабочий агент -воздух). Применение эрлифта менее распространено, т.к. при контакте с воздухом нефть окисляется.

Для закачки газа в скважину сооружают специальные газлифтные компрессорные станции.

Достоинствами компрессорного способа эксплуатации нефтяных скважин являются:

1) отсутствие подвижных и быстроизнашивающихся деталей (что позволяет эксплуатировать скважины с высоким содержанием песка);

2) доступность оборудования для обслуживания и ремонта (поскольку все оно размещается на поверхности земли);

3) простота регулирования дебита скважин.

Однако у способа имеются и недостатки:

1) высокие капитальные вложения на строительство мощных компрессорных станций и разветвленной сети газопроводов;

2) низкий к.п.д. газлифтного подъемника и системы «компрессор-скважина».

В зависимости от конкретных условий месторождений и геолого-технических характеристик скважин применяют непрерывный и периодический газлифтные способы эксплуатации. При периодическом газлифте подача газа в скважину периодически прерывается с тем, чтобы в ней накопилось необходимое количество жидкости. Таким образом, эксплуатируют скважины с низкими забойным давлением и коэффициентом продуктивности. При низком забойном давлении, но высоком коэффициенте продуктивности применяют тот из двух способов, который имеет лучшие показатели (например, меньший расход нагнетаемого газа).

22.Разработка отдельного продуктивного пласта: темп разработки, порядок разбуривания, методы воздействия на пласт.

Темп разработки месторождений z(t), изменяющийся во времени t, равный отношению текущей добычи нефти qn(t) к извлекаемым запасам месторождения:

Если извлекаемые запасы нефти месторождения остаются неизменными в процессе его разработки, то изменение во вре- мени темпа разработки месторождения происходит аналогично изменению добычи нефти и проходит те

же стадии, что и добы- ча нефти. Разработка месторождения, начавшись в момент времени £ = 0, заканчивается в момент £ю к которому из пласта будут до- быты все извлекаемые запасы нефти N.

Темп разработки нефтяного месторождения можно предста- вить также в виде отношения текущей добычи нефти q«(t) к. геологическим запасам нефти G месторождения. Имеется сле- дующая связь между извлекаемыми и геологическими запаса- ми нефти:

Темп разработки z(t) – отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах: Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования.