госы_1 / 17

БИЛЕТ №17

1)Особенности насосной добычи нефтей с большим газосодержанием.

Влияние газа в откачиваемой жидкости учитывается коэффициентом наполнения цилиндра насоса. Он равен отношению объема жидкости V_ж, поступившей в насос, ко всему объему смеси V_см , состоящему из объема жидкости V_ж и объема свободного газа V_г:h₁^¢=V_ж /V_см=V_ж/_{_}V_г+V_ж=_{_}1/V_г+V_ж.

Все известные методы и способы борьбы с вредным влиянием газа могут быть разделены на две группы:

1.Методы, применяемые для предотвращения попадания сво­бодного газа в насос (отделение газа от жидкости на приеме насоса или ниже его).

2. Методы, применяемые для снижения вредного влияния по­павшего в насос свободного газа.

Для снижения вредного влияния свободного газа на работу скважинного штангового насоса в настоящее время используются сле­дующие способы:

— увеличение давления на приеме насоса за счет его большего погружения под динамический уровень, что снижает количество свободного газа на приеме насоса;

— снижение коэффициента мертвого пространства за счет ис­пользования насосов специальной конструкции (например, с дву­мя нагнетательными клапанами), а также за счет правильной по­садки плунжера в цилиндре насоса (за счет точной подгонки дли­ны штанговой колонны с учетом упругих деформаций штанг и труб);

— увеличение длины хода плунжера; при этом снижается доля объема мертвого пространства в объеме, описываемом плунжером;

— увеличение коэффициента сепарации свободного газа у при­ема насоса.

Методы для предотвращения попадания свободного газа в насос основаны на применении гравитационных газосепараторов (газовых якорей). Большинство якорей сконструировано, таким образом, чтобы направить поток жидкости на прием насоса сверху вниз, и при этом максимально снизить скорость потока. В результате, определенная доля газа будет всплывать вверх и уходить в затрубное пространство.

2) Методы удаления солеотложений в системе сбора скважинной продукции.

Подразделяется на механические и химические. К механическим относятся: проведение очисток скважин путем разбуривания солевых пробок или путем проработки колонны расширителями скребками. Эти методы обеспечивают положительные эффекты в том случае, если интервал перфорации не перекрыт солевыми осадками.

Механическая очистка является дорогостоящим мероприятием и в наст. Время распространение получили хим. Методы. Сущность хим метода заключается в обработке скваж-н реагентами, кот-е растворяют неорганич соли. Самыми простейшими являются обработка соляной кис-ой, кот-е растворяют карбонатные соли.

Для удаления сульфатных солей используют метод конверсии осадка (сульфаты переводят в другие соли), а затем обрабатывают соляной кислотой.

Обработка скважин комплексообразующими реагентами. На отечественныхместор-х скважины обрабатываются с использованием 10% р-ром трилона Б. Хорошие результаты получены с помощью термогазохимического воздействия. Сущность этого метода: в интервал перфорации спускают скважинный аккумулятор давления содержащий медленно горящий порох. При сгорании которого в забое создается большое давление и увеличивается температура. В продуктах сгорания содержатся СО2 и НCl, но многократные проведения ТГХВ может привести к разрушению эксплуатационной колонны цементного кольца.

3) Методы определения КИН

Коэффициент извлечения нефти (КИН) является конечным критерием оценки качества проекта, объемов оставляемого в объекте продукта. Чем выше КИН, тем выше качество проекта.

ηн = ηн.чнз * (Qчнз / Qзал) + ηн.внз * (Qвнз / Qзал), ηн.чнз - коэффициент извлечения нефти в чисто нефтяных зонах (ЧНЗ)

ηн.внз - коэффициент извлечения нефти в обширных водонефтяных зонах (ВНЗ)

( Qчнз / Qзал ) - доля балансовых запасов нефти в ЧНЗ

( Qвнз / Qзал ) - доля балансовых запасов нефти в ВНЗ

Под текущим коэффициентом извлечения нефти понимают отношение накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к подсчитанным запасам на момент утверждения проектного документа на разработку. Текущуюнефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов — количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объему пор пласта, отношения количества извлеченной из пласта жидкости к объему пор пласта, обводненности продукции и просто от времени.

На рис. 23 показан типичный вид зависимости нефтеотдачиη от времени t. Если tк — момент окончания разработки пласта,то η к — конечная нефтеотдача.

Текущую нефтеотдачу при разработке заводняемых месторождений выражают обычно в виде зависимости η от ΣQв/V_пили η от ΣQ_вз/Vn (Vn — поровый объем пласта;Q^ор — геологические запасы нефти,Q_вз-вода закаченная в пласт ). Извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении в целом N определяют, естественно, следующей формулой:

Зависимость текущей нефтеотдачи от отношения ΣQ_вз/Vnт в том случае, когда заводнение применяют с начала разработки месторождения, имеет вид, показанный на рис. 70.

Текущаяобводненность v продукции, добываемой из пласта или месторождения, составит

На рис. 70 показана типичная для месторождений маловязких нефтей зависимость текущей обводненности от Q_вз/Vn.

Коэффициент текущей нефтеотдачиη равен произведению коэффициента извлечения нефти из недр или, в случае заводнения, коэффициента вытеснения нефти водой η₁ на коэффициент η₂ охвата пласта процессом вытеснения.

Коэффициентом вытеснения нефти водой η₁ при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением. Соответственно коэффициентом охвата пласта воздействием η₂ называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

Рис. 70. Зависимость текущей нефтеотдачи и обводненности продукции от пласта

1 — текущая нефтеотдачаη, 2 — текущая

обводненность v