1. Параметры, контролируемые при выводе скважин на режим:

-Рпл;

-Рзаб;

-Т;

-Рнас;

-ВНФ;

-ГФ;

-обводненность;

-дебит по нефти, газу, воде;

-КИН;

-Кисп;

-Кэксп;

-Квыт;

-Кзав;

-Кохв.выт.

2. Зоны, разделы фаз в нефтегазовых залежах с краевыми водами:

В газовой части залежи пластовое давление одинаково по всей площади или изменяется незначительно, а в нефтяной при значительных углах падения пластов р_пл в различных частях залежи неодинаково: на крыльях — максимальное, в сводо­вой части — минимальное.

Линии пересечения ВНК, ГВК или ГНК с поверхностями пласта-коллектора являются контурами нефтеносности (газоносности), ограничивающими по площади размеры залежи и ее зон с равным характером нефтегазоводонасыщения.

Применительно к каждому контакту различают внешний и внутренний контуры. Внешний контур — линия пересечения контакта с верхней поверхностью пласта, внутренний — с нижней поверхностью. Во внутреннем контуре находится чисто нефтяная (газовая) часть пласта. Внешний контур является границей залежи. Между внешним и внутренним контурами располагается водонефтяная (водогазовая, газонефтяная) часть.

При подсчете запасов, выборе методов испытания скважин, подборе оптимальной системы разработки залежи УВ (особенно нефти) принципиально важное значение имеют характер и степень нефтегазонасыщения продуктивного пласта. Известно, что всякая залежь имеет зональное нефтегазонасышение как в плане, так и в разрезе , где снизу вверх выделяются: 1) водоносная зона, 2) переходная зона с нефтенасыщенностью в подошве залежи до 20–21 %, 30–40 или 45–55 %– в кровельной части, 3) зона недонасыщения, в которой наряду с нефтью и связанной водой присутствует свободная вода, и величина нефтенасыщения меняется от 20–55 % до максимально возможной для данной залежи величины , 4) зона максимального (предельного) нефтенасыщения (80–90 %); 5) переходная зона с газонасыщенностью до 20-55%; 6) зона недонасыщения с преобладанием газа; 7) зона максимального (предельного) газонасыщения (80–90 %).

Мощность перечисленных зон меняется как по месторождениям, так и в пределах единой залежи. Переходная зона имеет мощность от нескольких десятков сантиметров до первых десятков метров. Мощность недонасыщенных и предельно насыщенных зон также не является постоянной.

Зоны насыщения в нефтегазовых залежах:

Основные зоны:

ЧВЗ; ЧНЗ; ЧГЗ.

Переходные зоны: ВНЗ; ГНЗ (Нэф. н., Кн,Кг, ρ, Р, кол-во легких и тяжелых УВ меняются).

Билет №17

1. Особенности насосной добычи нефтей с большим газосодержанием.

Необходимое давление на приеме насоса зависит в первую очередь от содержания свободного газа в потоке откачиваемой газожидкостной смеси.

П ри значительном содержании свободного газа в откачиваемой смеси оказывается весьма сложно заранее обосновать оптимальное давление на приеме насоса. На основании опыта эксплуатации ШСНУ в различных условиях оптимальное давление на приеме насоса составляет 2,0 - 2,5 МПа. В среднем оно должно составлять примерно 30 % от давления насыщения нефти газом, т.е.

Вследствие сепарации части свободного газа у приема насоса изменяется газовый фактор жидкости, поступающей в насос и НКТ («трубный» газовый фактор), который определяется по формуле

Применяется система разработки с ППД (Рпл>Рнас).

Для скважин с повышенным газосодержанием подбирается оптимальная компоновка УЭЦН, включающая конический насос, диспергатор, газосепаратор и их комбинации. Вычисляется оптимальное положение струйного насоса.

В нефтяной отрасли, в разные годы, применялись три типа газосепараторов: гравитационные, вихревые и центробежные. Для

отделения газа от жидкости используется разность их плотностей, приводящая к разделению фракций под действием гравитационных или инерционных сил.

Гравитационный газосепаратор имеет наименьший коэффициент сепарации, центробежный – наибольший. Вихревой занимает промежуточное положение.

Насосно-эжекторная установка. Если применение самых эффективных

газосепараторов-диспергаторов не позволяет снизить содержание свободного газа менее

65% (чаще всего это происходит при отношении забойного давления к давлению насыщения менее 0.7), рекомендуется использовать погружные насосно-эжекторные системы, состоящие из погружного насоса, газосепаратора и струйного насоса. Насосно-эжекторные установки также можно использовать в условиях, когда напор ЭЦН, необходимый для освоения скважины после ее глушения тяжелой жидкостью, в несколько раз больше, чем требуемый при эксплуатации.