Билет 57.

1. Коэффициент заводнения. Методы определения K_зав. Влияние на КИН.

Коэффициент заводнения -это отношение накопленной добычи нефти к дренируемым запасам. Характеризует ту часть дренируемых запасов, которую возможно добыть. Коэффициент заводнения, в соответствии с его определением будет непрерывно возрастать, поскольку по мере закачки в пласт воды объем заводненной области непрерывно увеличивается.

Коэффициент заводнения проще, чем другие коэффициенты-сомножители, определить по фактическим данным по добывающим скважинам, безаварийно достигшим высокой обводненности. По ним по соотношению возможного конечного накопленного отбора нефти и начального безводного накопленного отбора нефти определяют расчетную послойную неоднородность, а по соотношению разностей коэффициентов продуктивности (текущего по жидкости и текущего по нефти, начального и текущего по нефти) определяют коэффициент различия физических свойств. По полученным параметрам и заданным значениям предельной обводненности можно легко рассчитать значения коэффициента заводнения.

Коэффициент заводнения определяется следующим образом:

где Кзt — коэффициент заводнения в момент времени t;

Кзн — начальный коэффициент заводнения за без­водный период разработки;

Кзк — конечный коэффициент заводнения;

Аt — обводненность добываемой нефти в момент времени t.

2.Причины снижения загрузки погружного электродвигателя УЭЦН.

Погружной ЭЦН чувствителен к наличию в откачиваемой ж-ти свободного газа. В зависимости от свободного газа фактические хар-ки ЭЦН деформируются. При определенном газосодержании происходит срыв подачи. Выделяют 3 обл работы насоса, откачивающего газожидкостную смесь.

В 1-ой области – характеризуется небольшим содержанием свободного газа фактические характеристики насоса не отличаются от стендовых, а КПД насоса максимален. Давление на приеме насоса, откачивающего газожидкостную смесь с небольшим содержанием газа называют оптимальным.

2-ая область УЭЦН- характеризуется увеличением количества газа на приеме насоса. В следствии чего фактич. х-ки отклоняются от стендовых, но насос сохраняет устойчивую работу при допустимом КПД. Это давление называется допустимым.

3-я область – хар-ся значительным содерж. газа на приеме, вследствие чего нарушается устойчивая работа насоса, вплоть до срыва подачи. Давление соотв-щее этой области называют предельным.

Значения данных давлений могут быть рассчитаны по эмпирическим зависимостям от обводненности продукции скв., давления насыщения, вязкости дегазированной нефти при пластовой температуре и вязкости нефти в пластовых условиях.

b<, 6 то Р_опт=Р_нас (0, 325-0, 316b)· m_нд/m_пл,

где b- обводненность, m_нд-вязкость дегазир. нефти, m_пл-в-ть в пласт. усл.

b> 0, 6, то Р_опт= Р_нас (6, 97b-4, 5b²-2, 43) ·m_нд/m_пл,

b<, 6, то Р_доп=Р_нас (0, 128-0, 18b)· m_нд/m_пл,

b> 0, 6, то Р_доп=Р_нас (2, 62b-1, 75b²-0, 85) · m_нд/m_пл,

< b< 1, то Р_доп=Р_нас (0, 125-0, 115b)· m_нд/m_пл,

т. к. вязкость дегазированной нефти m_нд дается при t=20º C, а при её вычислении она должна быть при пластовой t.

3.Основные факторы, вызывающие пульсацию и влияющие на их величину и частоту. Конструкция УПОГа.

При одновременном транспорте нефти, газа и воды в однотрубной системе сбора наблюдается значительные пульсации в сборных коллекторах.

Пульсация возникает при движении газожидкостной смеси по рельефным трубопроводам, при этом газовая фаза образующаяся в верхней части трубопровода может изменяться в объеме т.е расширяться или сжиматься, тем самым изменяя Р(перепад Р может достигать 2 МПа).

Основными факторами, вызывающими пульсацию являются:

· Количество и равномерность подачи в трубопровод жидкости и газа.

· Диаметр трубопровода.

· Рельефы местности.

При малых скоростях потока 0, 1-0, 3 м/сек и гористой местности возникают пульсации с большой амплитудой и малой частоты.

Пульсации могут приводить:

· К авариям трубопроводов.

· К уносу в трубопроводы жидкости из сепаратора.

· К нарушению технологических режимов УППВ.

Для ограничения влияния пульсации на работу технологических установок перед первой ступенью сепарации на ДНС или УПН устанавливаются гасители пульсации различной конструкции.

I –входит нефтегазовая смесь.

II –выход газа.

III –разгазированная нефть

IV –сброс шлама.

1 – наклонная труба сборного коллектора.

2 –газоотводная вилка (УПОГ – устройство предварительного отбора газа).

3 – каплеотбойник.

4 –плоский диффузор.

5 – жалюзийные каплеотбойники.

6 – наклонные плоскости или полки.

7 – патрубок слива конденсата из каплеотбойника.