Билет 59.

1.Система разработки нефтяной залежи с приконтурным заводнением. Условная схема. Условия применения.

Приконтурное заводнение применяется для пластов с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части. При нем нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между внутренним и внешним контурами нефтеносности.

Уменьшение проницаемости в законтурной части пласта резко снижает поглотительную способность законтурных нагнетательных скважин и обуславливает слабый эффект воздействия на пласт. Это явление вызывается резким повышением карбонатности пород в этой части залежи, что может быть связано со вторичными процессами химического взаимодействия нефти и краевых вод в зоне ВНК. Последнее зависит от химического состава пластовых вод и нефти и от сложных биохимических процессов, протекающих в недрах на контакте вода --нефть. Располагая нагнетательные скважины в краевой приконтурной зоне залежи, стало возможным исключить зону с резко ухудшенной проницаемостью, являющейся барьером, отделяющим нефтяную залежь от законтурной области, а также оказать эффективное воздействие на залежь со стороны краевых зон и резко сократить отток воды в законтурную область. Преимущества приконтурного заводнения очевидны. Краевые части залежей, вплоть до внешнего контура нефтеносности отличаются малыми мощностями нефтеносных пород, не имеющих для разработки практического значения. На крупных платформенных залежах добывающие скважины не закладываются в зонах малых мощностей (1 - 3 м). Метод приконтурного заводнения, по сравнению с другими, более интенсивными методами не может обеспечить в течение краткого срока достижение максимального уровня добычи, но позволяет за более длительный промежуток времени сохранить достаточно высокий стабильный уровень добычи.

2.Способы регулирования подачи УШСН.

Рассмотрим схему плунжерного насоса. Перемещение плунжера осуществляется между нижней мертвой точкой (НМТ) и верхней мертвой точкой (ВМТ) и характеризуется величиной, называемой длиной хода плунжера S_пл. Наружный диаметр плунжера D_пл принимается равным внутреннему диаметру цилиндра (хотя фактически между этими величинами имеется определенная разница 2δ; δ — зазор между плунжером и цилиндром). При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан 4 закрывается под действием веса столба продукции скважины, находящейся в колонне НКТ 5. В цилиндре насоса 1 давление снижается и в определенный момент всасывающий клапан 3 открывается; продукция скважины поступает в цилиндр насоса (в подплунжерное пространство, которое увеличивается до тех пор, пока плунжер не придет в ВМТ). Ход плунжера из НМТ до ВМТ называется тактом всасывания.

Объем продукции скважины, поступившей в цилиндр насоса при такте всасывания, равен объему, описанному плунжером от НМТ до ВМТ V:

V = S_плF, [м³], где F — площадь поперечного сечения цилиндра (м²), равная: F=π D²_пл/4, D_пл – диаметр плунжера, равный внутреннему диаметру цилиндра, м.

При ходе плунжера вниз (от ВМТ до НМТ) давление в цилиндре насоса повышается, всасывающий клапан 3 закрывается, и в определенный момент времени открывается нагнетательный клапан 4. Продукция из цилиндра насоса 1 перетекает через плунжер 2 в надплунжерное пространство. Ход плунжера из ВМТ до НМТ называется тактом нагнетания. Таким образом, за один насосный цикл «ход вверх–ход вниз» объем продукции, откачиваемый из скважины, составляет:

V = S_пл π D²_пл/4, [м³]

Обозначим число двойных ходов плунжера в мин через n. Тогда теоретическая минутная подача насоса составит Q'_т:

Q'_т= S_пл π D²_пл/4n [м³/мин].

Переходя к суточной подаче установки, умножим последнюю формулу на 1440 (число минут в сутках) и получим суточную теоретическую подачу установки Q_т

Q_т =1440 S_пл π D²_пл/4n = 1440• F• S_пл • n, [м³/сут],

где n — число двойных ходов плунжера в мин (число качаний балансира в мин). Обозначая длину хода полированного штока (на поверхности) через S, введем понятие условно теоретической подачи Q_т.усл.:

Q_т.усл = 1440• F• S • n, [м³/сут]

Введение условно теоретической подачи связано с тем, что длина хода плунжера S_пл в каждом конкретном случае является неизвестной величиной и может существенно отличаться от известной длины хода полированного штока S. Разница в указанных параметрах связана не только с упругими деформациями штанг и труб под действием статических нагрузок, но также и с влиянием на упругие деформации инерционных нагрузок, возникающих в насосной установке при определенных режимах ее работы. Таким образом, условно теоретическая подача установки может быть легко рассчитана в любой момент времени, для чего достаточно измерить (знать) длину хода полированного штока S. Фактическая суточная подача установки, измеряемая на поверхности по жидкости (после процесса сепарации) Q_ф может не совпадать с Q_т.усл по целому ряду причин. Отношение фактической подачи установки Q_ф к условно теоретической подаче ее Q_т.усл назовем коэффициентом подачи установки и обозначим его через η:

η = Q_ф / Q_т.усл

Обобщая вышесказанное получим, что регулирование работы скважины, оборудованной ШСНУ сводится к изменению числа двойных ходов плунжера и длины хода плунжера.

Режим работы насоса можно изменить либо с помощью хар-ки насоса, либо тр-да. К методам регулирования воздействия на насос относятся: 1. изменение диаметра поршня и соответственно цилиндровой втулки. 2. Изменение длины хода поршня (если есть соответствующее приспособ-ление в насосе) 3. Изменение числа оборотов и числа двойных ходов (Чрезмерное увеличение n приводит к тому, что клапаны не будут успевать нормально реагировать на изменение давления в цилиндре. 4. Теор.подачу можно изменить изменением коэф. подачи (a). Данный метод неэкономичен.

3.Назначение сепараторов.

Отделение нефти от газа и воды в различных сепараторах производиться с целью:

1. Получения нефтяного газа, который можно использовать как хим. Сырье или топливо.

2. Уменьшение перемешивания нефтегазового потока и снижение за счет этого гидравлического сопротивления.

3. Уменьшение пенообразования.

4. Уменьшение пульсации Р в трубопроводах при дальнейшей транспортировке нефти к установкам УПН.