3)Влияние анизотропии коллектора на образование конусов подошвенной воды.

Конусообразование происходит за счет подтягивая подошвенной воды к забоям добывающих скважин по мере ее эксплуатации. При повышение дебита скважины над предельным путем создания повышенной депрессии вероятность подтягивая конуса подошвенных под увеличивается.

С уменьшением вертикальной проницаемости k_в или параметра анизотропии n Q_пр уменьшается. Это означает, что уменьшение доли дебита за счет подтока из невскрытой части пласта происходит в результате ухудшения вертикальной проницаемости пласта.

Горные породы необходимо разделять по ориентированности изменения их характеристик в пространстве. С этой позиции выделяют изотропные и анизотропные тела. Изотропия - это независимость изменения физических параметров от направления, анизотропия - это различные изменения по отдельным направлениямОднородный изотропный пласт – равенство проницаемости по трем взаимно перпендикулярным направлениям: Кх=Ку=Кz. Для однородного анизотропного Кх=Ку=Кг; Кz=Кв не равно Кг.

c*=Ö(Кг\Кв) – коэффициент анизотропии.

Для большинства поровых коллекторов коэффициент анизотропии больше 1 (c^¯>1), т.к. проницаемость по горизонтали К_г больше, чем проницаемость по вертикали К_в т.е. К_г> К_в. Следовательно, наличие непроницаемых или малопроницаемых пропластков затрудняет вертикальное движение воды и газа, и тем самым можно сделать вывод - чем больше анизотропия пласта, тем меньше конусообразование.

Билет 5

1)Причины снижения загрузки погружного электродвигателя уэцн.

Погружной ЭЦН чувствителен к наличию в откачиваемой ж-ти свободного газа. В зависимости от свободного газа фактические хар-ки ЭЦН деформируются. При определенном газосодержании происходит срыв подачи. Выделяют 3 обл работы насоса, откачивающего газожидкостную смесь.

В 1-ой области – характеризуется небольшим содержанием свободного газа фактические характеристики насоса не отличаются от стендовых, а КПД насоса максимален. Давление на приеме насоса, откачивающего газожидкостную смесь с небольшим содержанием газа называют оптимальным.

2-ая область УЭЦН- характеризуется увеличением количества газа на приеме насоса. В следствии чего фактич. х-ки отклоняются от стендовых, но насос сохраняет устойчивую работу при допустимом КПД. Это давление называется допустимым.

3-я область – хар-ся значительным содерж. газа на приеме, вследствие чего нарушается устойчивая работа насоса, вплоть до срыва подачи. Давление соотв-щее этой области называют предельным.

Значения данных давлений могут быть рассчитаны по эмпирическим зависимостям от обводненности продукции скв., давления насыщения, вязкости дегазированной нефти при пластовой температуре и вязкости нефти в пластовых условиях.

b<,6 то Р_опт=Р_нас (0,325-0,316b)· m_нд/m_пл,

где b- обводненность, m_нд-вязкость дегазир. нефти, m_пл-в-ть в пласт. усл.

b>0,6, то Р_опт= Р_нас (6,97b-4,5b²-2,43) ·m_нд/m_пл ,

b<,6, то Р_доп=Р_нас (0,128-0,18b)· m_нд/m_пл,

b>0,6, то Р_доп=Р_нас (2,62b-1,75b²-0,85) · m_нд/m_пл,

<b<1 , то Р_доп=Р_нас (0,125-0,115b)· m_нд/m_пл,

т. к. вязкость дегазированной нефти m_нд дается при t=20ºC, а при её вычислении она должна быть при пластовой t.