2. Графоаналитический метод определения пропускной способности трубопроводов.

Задается рядом произвольные значения q, затем находим среднюю скорость патока (wi=Qi/S=Qi/0,785d*dтр), рассчитаем критерии Re=wdр/М, опре деляем 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. В зависимости от Н зад находим Qзад.

3. Режимы эксплуатации залежей.

Режимом называется характер проявления преобладающего вида пластовой энергии, продвигающей нефть и газ по пласту к забоям скважин и зависящей от природных условий.

Наиболее распространенные в практике разработки нефтяных месторождений режимы пластов - упругий, растворенного газа и газонапорный или газовой шапки.

При упругом режиме нефть вытесняется из пористой сре­ды за счет упругого расширения жидкостей (нефти и воды), а также за счет уменьшения порового объема со снижением пластового давления вследствие деформации горных пород.

Если законтурная область нефтяного пласта имеет выход на дневную поверхность в горах, где пласт постоянно пополняется водой, или водоносная область нефтяной залежи весьма обширна, а пласт в ней высоко проницаем, то режим такого пласта будет естественным упруговодонапорным.

С уменьшением пластового давления до значения, меньшего, чем давление насыщения, из нефти начинает выделятся растворенный в ней газ, и режим пласта изменится, упругий режим сменится режимом растворенного газа.

В большинстве же случаев выделяющийся из нефти газ всплывает под действием гравитационных сил, образуя газовую шапку (вторичную). В результате этого в пласте создается газонапорный режим или режим газовой шапки.

Когда же оказываются истощенными и упругая энергия, и энергия выделяющегося из нефти газа, нефть из пласта под действием гравитации стекает на забой, такой режим пласта называют гравитационным.

Билет №13

1. Виды несовершенства скважин и его учет.

Гидродинамическое несовершенство скважины проявляется в том, что в призабойной зоне пласта с конечной мощностью отсутствует радиальность потока по причине, обусловленной конструкцией забоя или фильтра.

Р азличают два вида несовершенства скважин - несовершенство по степени вскрытия и несовершенство по характеру вскрытия.

Несовершенная скважина по степени вскрытия - это скважина с открытым забоем, вскрывшая пласт не на всю мощность, а частично (рис. б).

Скважина, хотя и доведённая до подошвы пласта, но сообщающаяся с пластом только через отверстия в колонне труб, в цементном кольце или в специальном фильтре, называется несовершенной по характеру вскрытия пласта (рис. в).

На практике чаще всего встречаются скважины несовершенны как по степени, так и по характеру вскрытия пласта (рис. г)

При расчете дебита скв их гидродинамическое несовершенство учитывается введением в ф-лу Дюпюи коэф-та дополнительных фильтрационных сопротивлений С: Величина коэф-та дополнительных фильтрационных сопротивлений зависит от степени вскрытия пласта, плотности перфорации, длины и диаметра перфорационных каналов. Обычно ее определяют, используя графики И. В. Щурова. Ф-лу можно представить с использованием понятия приведенного радиуса скважины r_с.пр.: Q_нс=2πkh(P_к-Р_с)/μ(lnR_к/r_c+С₁+С₂), k – коэф. проницаемости, μ - вязкость, h - толщина пласта, C₁-доб.филтр.сопр. за счет несов.скв. по степени вскрытия. C₂- по хар-ру вскрытия. С₁ и С₂ определяются по графикам Щурова.

С₁=f(hD; d/D; l₁/D), где D – диаметр скважины по долоту, h – число перфорационных отверстий на 1 м, d – диаметр перф. отверстий, l₁ – глубина проникновения пуль в породу.

C₂=f(относительного вскрытия пласта; отношения эффективной мощности пласта к диаметру по долоту)

Если гидродинамическое несовершенство скв хар-ризовать отношением ее дебита к дебиту гидродинамически совершенной скв в равных условиях, то η=Q_нс/Q_c=ln(R_к/r_c)/ln(R_к/r_c.пр.), где η- коэф-т гидродинамического несовершенства скв.