2.Графоаналитический метод определения диаметра трубопровода.

Рядом задается диаметр di, рассчитывается скорость патока (wi=Qi/S=Qi/0,785d*dтр), рассчитае м критерии ренольса Re=wdр/М, определяем коэффициент гидравлического сопротивления (λ=64/Re при Re=2320; λ=0,3164/Re^0,25, при Re>2320). Затем для каждого расхода находим ∆Н и строим график зависимости ∆Н(d).

3.Эксплуатация залежи в режиме растворенного газа.

Режим растворенного газа - режим работы залежи, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т.е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть. Изменение равновесия в пласте при этом режиме зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является газовый фактор, или объем газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2-0,4.

Снижение давления ниже значения Рн сопровождается выделением из нефти ранее растворенного в ней газа. Пузырьки этого газа, расширяясь, продвигают нефть и сами перемещаются по пласту к забоям скважин. Часть пузырьков газа сегрегирует (всплывает), накапливаясь в своде структуры и образуя газовую шапку. Режим растворенного газа в чистом виде может проявиться в пласте, содержащем нефть, полностью насыщенную газом (начальное давление Рпл=Рн). Этот режим протекает в две фазы. В течение первой фазы депрессионная воронка каждой скважины расширяется до слияния с воронками других скважин или до естественной границы пласта (контура нефтеносности). Во второй фазе происходит общее снижение давления в залежи и на линиях слияния депрессионных воронок или на границе пласта. Для него характерны высокий темп снижения пластового давления (отборов нефти) и непрерывное изменение газового фактора (отношение расхода добываемого газа, приведенного к стандартным условиям, к расходу дегазированной нефти): вначале увеличение до максимального значения, затем уменьшение. Если залежь характеризуется некоторым превышением начального давления Рпл над давлением Рн, то в начальный период при снижении давления до значения Рн она работает за счет энергии упругости либо за счет энергий упругости и напора вод. Если Р3<Рн, то энергия расширения газа сочетается с этими энергиями.

ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 9

1.Область применения винтовых установок уэвн и ушвн.

В силу конструктивных особенностей ЭВН наиболее эффек­тив­ны при добыче вязкой нефти, а также при наличии в неф­ти песка и попутного газа.

УЭВН применяют:

1) в горизонтальных скважинах и при больших темпах на­бора кривизны (малая длина насосов и их роторов), 2)при тем­пературе откачиваемой жид. до 70 °С ,

3) с большим содержанием мех. примесей до 400 мг/л, 4)при вязкости до 0,1Па*с

5)для подач 10 - 200 м³/сут. с на­пором, не превышающем 1500 м (УЭВН дорого стоит и при малых подачах экономически не эффективны).

6) содержание свободного газа на приеме насоса до 50%

УЭВН следует внедрять преи­мущественно в таких районах, где экспл. другого оборудования ма­лоэф­фективна или совсем невозможна.

Для винтовых насосах увеличение частоты вращения приводит к износу, нагреву, снижается к.п.д. и другие показатели.

Рациональной областью применения УШВН являются:

1) вертикаль­ные скв. или скв. с малыми темпами набора кри­визны,

2) скв. с пластовыми жидкостями высокой вязкости,

3) скв. с повышен­ным содержанием газа и мех. примесей,

4) Дебиты от 3 до 50 - 100 м³/сутки с напором до 1000 - 1500 м.

Некото­рые типоразмеры УШВН могут иметь гораздо большие добыч­ные