lign="justify">) поточним коефіцієнтом нафтовіддачі, складовим до кінця стадії 30-50%, а для родовищ з піком видобутку - 10-15%.
Спільно першу, другу і третю стадії називають основним періодом розробки. За основний період відбирають з покладів 80-90% видобутих запасів нафти.
Третя стадія - значне зниження видобутку нафти - характеризується:
) зниженням видобутку нафти (у середньому на 10-20% на рік при маловязкіхнефтях і на 3-10% при нафтах підвищеної в'язкості);
) темпом відбору нафти на кінець стадії 12,5%;
) зменшенням фонду свердловин через відключення внаслідок обводнення продукції, переведенням практично всього фонду свердловин на механізований спосіб видобутку;
) прогресуючим обводненням продукції до 80-85% при середньому зростанні обводнення 78% на рік, причому з більшою інтенсивністю для родовищ із нефтями підвищеної в'язкості;
) підвищенням поточних коефіцієнтів нафтовіддачі на кінець стадії до 50-60% для родовищ з в'язкістю нафти не більше 5 мПас і до 20-30% для родовищ із нефтями підвищеної в'язкості;
) сумарним відбором рідини 0,5-1 об'єму від балансових запасів нафти.
Ця стадія найбільш важка і складна для всього процесу розробки, її головне завдання - уповільнення темпу зниження видобутку нафти. Тривалість стадії залежить від тривалості попередніх стадій і становить 5-10 і більше років. Визначити кордон між третьою і четвертою стадіями по зміні середньорічного темпу видобутку нафти зазвичай важко. Найбільш чітко її можна визначити по точці перегину кривої обводнення.
Четверта стадія - завершальна - характеризується:
) малими, повільно снижающимися темпами відбору нафти (в середньому близько 1%);
) більшими темпами відбору рідини (водонефтяние фактори досягають 0,7-7 м 3/м 3);
) високою повільно зростаючої обводненностью продукції (щорічне зростання становить близько 1%);
) різкішим, ніж на третій стадії, зменшенням діючого фонду свердловин через обводнення (фонд свердловин складає приблизно 0,4-0,7 від максимального, знижуючись іноді до 0,1);
) відбором за період стадії 10-20% балансових запасів нафти.
Тривалість четвертій стадії порівнянна з тривалістю всього попереднього періоду розробки покладу, становить 15-20 років і більше, визначається межею економічної рентабельності, т. е. мінімальним дебітом, при якому ще рентабельна експлуатація свердловин. Межа рентабельності звичайно настає при обводненості продукції приблизно на 98%.
5. Експлуатація нафтових і газових свердловин
Спосіб експлуатації свердловин - це спосіб підйому рідини в стовбурі свердловини.
У нафтових свердловинах існують наступні способи:
) Фонтанний;
) Газліфтний;
) глубіннонасосной.
. 1 Фонтанний спосіб експлуатації
Спосіб експлуатації свердловин, при якому підйом нафти або суміші нафти з газом від забою на поверхню здійснюється за рахунок природної енергії, називається фонтанним.
Малюнок 5 - Приклад фонтанної свердловини
Малюнок 6 - Гирлова арматура фонтанної свердловини
Якщо тиск стовпа рідини, що заповнює свердловину, менше пластового тиску і Привибійна зона незагрязнена (стовбур свердловини повідомляється з пластом), то рідина буде переливатися через гирло свердловини, т. е. свердловина буде фонтанувати. Фонтанування може відбуватися під впливом:
) гідростатичного напору;
) енергії розширюється газу;
) або того й іншого разом.
Фонтанування тільки за рахунок гідростатичного тиску пласта - явище досить рідкісне в практиці експлуатації нафтових свердловин. Це відбувається тоді, коли в пластової нафти міститься невелика кількість газу. При цьому пластовий тиск вище тиску стовпа нафти, що заповнює свердловину. Такий вид фонтанування називається артезіанським.
У більшості випадків головну роль у фонтанування свердловин грає газ, що міститься разом з нафтою в пласті. При експлуатації свердловини, пробуреної на пласт, вільний газ з нафти починає виділятися в підйомних трубах на такій глибині, де тиск нижче тиску насичення нафти газом. У цьому випадку підйом нафти в свердловині буде відбуватися за рахунок гідростатичного напору та енергії стисненого газу, що виявляється у верхній частині свердловини. Такий вид фонтанування буд...
