Билет 56.

1.Коэффициент вытеснения. Методы определения K_выт. Влияние на КИН.

Коэффициент вытеснения -это отношение кол-ва нефти вытесненной из пласта при длительной интенсивной промывке к начальному кол-ву нефти в этом же объеме пласта, зависит от св-в вытесняющего агента и характеризует долю подвижных запасов в пласте.

Квыт=Vвыт/ Vнач.о.

Коэффициент вытеснения, в процессе разработки с применением заводнения, зависит от:

1) Минералогического состава и микроструктуры гор.пород.

2) Отношения вязкости нефти к вязкости воды.

3) Структурно-механических свойств нефти, их зависимостей от температуры пластов

4) Смачиваемости пород и характера проявления капиллярных сил

5) Скорости вытеснения нефти водой

Коэффициент вытеснения нефти водой из пористой среды определяет степень замещения нефти водой в пористой среде и выражается отношением

где начальная насышенность пористой среды водой,

остаточная нефтенасыщенность пористой среды в зоне, занятой водой.

На показатели эффективности заводнения влияют следующие факторы:

1. Микронеоднородность пористой среды по размеру пор и каналов (средняя проницаемость).

2. Смачиваемость поверхности пор, степень гидрофильности и гидрофобности среды.

3. Межфазное натяжение между нефтью и вытесняющей водой.

Определение коэффициента вытеснения на образцах керна в лабораторных условиях проводится путем вытеснения из них нефти водой. Суть метода заключается в применении в качестве модели пористой среды естественных составных образцов породы коллектора, создании в этих образцах водонефтенасыщения, соответствующего пластовым условиям, и вытеснении нефти водой, применяемой для закачки в данный эксплуатационный объект.

2. Метод подбора УЭЦН для нефтяных скважин.

Под подбором УЭЦН понимается определение типоразмера установки, обеспечивающей заданную добычу пластовой жидкости из скважин при оптимальных рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ, КПД и пр.)

При этом максимальное содержание свободного газа у приема насоса не должно превышать 25 % для установок без газосепараторов, максимально допустимое давление в зоне подвески УЭЦН – не более 25 МПа, температура не более 90 ⁰С. Темп набора кривизны скважины в зоне подвески насоса не более 3 мин. на 10 м.

Методика подбора основывается на законах фильтрации пластового флюида в пласте и ПЗП, движения водо-газо-нефтяной смеси по обсадной колонне и НКТ, на зависимостях гидродинамики ЭЦН, точечные значения температуры перекачиваемой жидкости и элементов ЭЦН. Общая методика подбора выглядит след.образом:

По ГИС, ГДИ и термодинамике пласта и ПЗП, по планируемому дебиту скв. определяют забойные величины – давление, температуру, обводненность и газосодержание пластового флюида.

По законам разгазирования (тек.давления и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжимаемости газа, нефти, воды) потока пластовой жид-ти и по законам относительного движения отдельных составляющих этого потока по обсадной колонне на участке «забой - прием насоса» определ-ся необходимая глубина спуска насоса и давление на приеме ЭЦН, обеспечивающие нормальную работу УЭЦН. При подборе глубины спуска учитываются предельно допустимые отклонения оси скважины от вертикали и темп набора кривизны (инклинометрия).

По глубине подвески, типоразмеру обсадных колонн, НКТ и по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пласт.жид-ти и устьевым условиям определяют необходимый напор ЭЦН.

По план.дебиту и напору делается подбор ЭЦН, рабочие харак-ки которых близки к расчетным, с учетом перевода «водяных» напорных хар-к на реальные данные пластовой жид-ти.

По характеристикам ЭЦН подбирается соответствующий ПЭД, кабель, наземное оборудование (СУ и трансформатор).

3.Защита трубопроводов от внешней коррозии.

Способы защиты трубопроводов от наружной коррозии подразделяются на пассивные и активные.

Пассивные способы защиты предусматривают изоляцию наружной поверхности трубы от контакта с грунтовыми водами и от блуждающих электрических токов, которая осуществляется с помощью противокоррозионных диэлектрических покрытий, обладающих водонепроницаемостью, прочным сцеплением с металлом, механической прочностью. Для изоляции промысловых трубопроводов применяют покрытие на битумной основе и на основе полимеров.

Активные способы защиты трубопроводов от наружной коррозии предусматривают создание такого электрического тока, в котором весь металл трубопровода, несмотря на неоднородность его включений, становится катодом, а анодом является дополнительно размещенный в грунте металл. Существуют два вида активной защиты трубопроводов от наружной коррозии — протекторная и катодная.

Схеиа катодной защиты трубопровода.

1-трубопровод; 2-источник постоянного тока; 3-анод;

При протекторной защите рядом с трубопроводом размещают более активный металл (протектор), который соединяют с трубопроводом изолированным проводником. Протекторы изготовляют из цинка, алюминия или магниевых сплавов. При катодной защите с помощью источника постоянного тока (катодной станции) (рис.35). создают разность потенциалов между трубопроводом и размещенными рядом с трубопроводом кусками металла (обычно обрезки старых труб, металлолом) так, что на трубопровод подается отрицательный заряд, а на куски металла -— положительный. Таким образом, дополнительно размещаемый в грунте металл как в протекторной, так и в катодной защите, является анодом и подвергается разрушению, а наружная коррозия трубопровода не происходит.