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.

Различают 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).

С кважина, 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. Ф-лу можно представить с использованием понятия приведенного радиуса скважины rс.пр.: Qнс=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=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.

2. Графоаналитический метод определения диаметра трубопровода.

Задается диаметр di, рассчитывается скорость патока (wi=Qi/S=Qi/0,785d*dтр), рассчитае м критерии 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.

ГАЗИРОВАННОЙ ЖИДКОСТИ РЕЖИМ, растворённого газа режим — режим нефтяной залежи, при котором нефть перемещается к забоям добывающих скважин в основном за счёт энергии расширения газа, выделяющегося из нефти при снижении давления в пласте ниже давления насыщения. Самостоятельно проявляется в залежи, содержащей полностью насыщенную газом нефть (т. е. без газовой шапки). При снижении давления на забоях скважин ниже давления насыщения выделяющийся из нефти газ расширяется и, двигаясь с большей скоростью, чем нефть, частично проталкивает её, а частично увлекает за собой. В начале стадии развития газированной жидкости режим вытеснения нефти в добывающие скважины протекает довольно интенсивно (газовый фактор при этом увеличивается). По мере уменьшения газосодержания пластовой нефти вязкость её увеличивается, а подвижность снижается. Газ, двигаясь по пласту, опережает нефть и прорывается к забоям нефтедобывающих скважин. Газовый фактор в этот момент достигает максимума, а затем постепенно уменьшается, пластовое давление падает. Дебиты скважин снижаются до величин, при которых дальнейшая их эксплуатация становится нерентабельной. Конечная нефтеотдача 10-20%, реже 30%. Развитие в нефтяных залежах газированной жидкости режима предотвращают применением на ранней стадии его возникновения одного из методов поддержания пластового давления.