2. Методы определения оптимального диаметра трубопровода.

О пределяется на основе технико экономических расчетов.

K-капитальные затраты. С увеличением d они увеличиваются.

K1=m*Cm*Km/n

K2=24*N*nдн*Cэл

m-масса трубопровода d1, Сm-стоимость 1т. Труб, Km-коэф-т учитывающий стоимость монтажа, n-срок эксплуатации в годах, N-мощность суммы электродвигателей насосоной установки, nдн- число рабочих дней в году, Cэл-стоимость 1-го кВт*ч

3. Разработка нефтегазовых залежей с газовой шапкой.

Газонапорный режим (или режим газовой шапки) - режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако, в отличии от водонапорного режима (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима - высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальные, напластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.

По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям скважин. При этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи.

В зависимости от состояния давления в газовой шапке разли­чают газонапорный режим двух видов: упругий и жесткий.

При упругом газонапорном режиме в результате некоторого снижения давления на газонефтяном контакте (ГНК) вслед­ствие отбора нефти начинается расширение объема свободного газа газовой шапки и вытеснение им нефти. По мере отбора нефти из залежи давление газа уменьшается.

Жесткий газонапорный режим отличается от упругого тем, что давление в газовой шапке в процессе отбора нефти остается постоянным. Такой режим в чистом виде возможен только при непрерывной закачке в газовую шапку достаточного количества газа или же в случае значительного превышения запасов газа над запасами нефти (в объемных единицах при пластовых усло­виях), когда давление в газовой шапке уменьшается незначи­тельно по мере отбора нефти.

В условиях проявления газонапорного режима начальное давление Р_пл (на уровне ГНК) равно давлению Рн. Поэтому при создании депрессии давления происходит выделение растворен­ного газа и нефть движется по пласту за счет энергии его рас­ширения. Часть газа сегрегирует (всплывает) в повышенные зоны и попол­няет газовую шапку. Это способствует замедлению темпов сни­жения пластового давления, а также обусловливает малое значение газового фактора для скважин, удаленных от ГНК.

ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 15