госы_1 / 5
.docxБилет 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 Ропт=Рнас (0,325-0,316b)· mнд/mпл,
где b- обводненность, mнд-вязкость дегазир. нефти, mпл-в-ть в пласт. усл.
b>0,6, то Ропт= Рнас (6,97b-4,5b2-2,43) ·mнд/mпл ,
b<,6, то Рдоп=Рнас (0,128-0,18b)· mнд/mпл,
b>0,6, то Рдоп=Рнас (2,62b-1,75b2-0,85) · mнд/mпл,
<b<1 , то Рдоп=Рнас (0,125-0,115b)· mнд/mпл,
т. к. вязкость дегазированной нефти mнд дается при t=20ºC, а при её вычислении она должна быть при пластовой t.
2)Система сбора и транспорта нефти в горной местности.
)в зависимости от рельефа местности
В горной местности в высших точках трубопровода образуется газовая шапка. Для предотвращения образования г.ш. в трубопроводе исп-ся сл. Приемы:
А)прокладываются 2 параллельные трубопровода меньшего диаметра,поперечное сечение которых=сборному коллектору
Б)установка инжектора после максимальной точки трубопровода
3)Область применения нефтедобывающих скважин с горизонтальными окончаниями.
В последнее время большое внимание уделяется совершенствованию бурения горизонтальных скважин. Увеличение длины горизонтального ствола и снижение стоимости бурения этих скважин сделало реальным эффективное их использование при разработке нефтяных месторождений, имеющих пласты с низкими коллекторскими свойствами. Самостоятельное применение горизонтальных скважин не является методом повышения нефтеотдачи, а способом интенсификации добычи нефти. Основной целью бурения горизонтальных добывающих скважин является увеличение контакта с пластом и коэффициента продуктивности скважин. В нагнетательных горизонтальных скважинах большая площадь контакта с объектом воздействия позволяет повысить приемистость. Проектирование конструкции горизонтальной скважины отличается от вертикальной, поскольку продуктивность скважины определяется длиной забоя L в первом случае и толщиной пласта h – во втором.
Область применения. Горизонтальные скважины могут быть эффективно использованы в следующих условиях:
1. В естественных трещиноватых коллекторах для сообщения и вовлечения в единую дренажную систему имеющихся в пласте трещин.
2. В пластах, в которых существует возможность конусообразования воды и газа.
3. При эксплуатации газовых залежей в низкопроницаемых и высопроницаемых коллекторах.
Основными особенностями разработки месторождений горизонтальными скважинами являются:
1. кратное увеличение площади дренирования для горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными;
2. приращение площади контакта скважины L/h для пласта меньшей толщины намного больше, чем для пласта большей толщины;
3. снижение проницаемости пласта в вертикальном направлении значительно уменьшает продуктивность горизонтальной скважины;
4. при малых L/h расположение скважины вне центра пласта уменьшает ее продуктивность, причем потери продуктивности снижаются с увеличением отношения L/h;
5. для достижения наибольшего охвата запасов (при равных условиях) сетка горизонтальных скважин должна быть разреженной по сравнению с сеткой вертикальных скважин;
6. величина снижения давления в скин-зоне для горизонтальных скважин меньше, чем для вертикальных.