Комплексная характеристика центробежных насосов с указанием рабочей зоны и оптимальных параметров работы насоса.
КХН - графическая зависимость основных технических показателей насоса от подачи при постоянных значениях частоты вращения, вязкости и плотности перекачиваемой жидкости на входе. Получается она в результате стендовых испытаний насоса на заводе-изготовителе
N- мощность потребляемая насосом, изм-ся только от физ-хим св-в жид-ти.
Hдоп- допустимый кавитационный запас, используется для определения допустимой высоты всасывания и других параметров с помощью которых обеспечивается безкавитационная работа насоса.
Н0 и Q0- оптимальные параметры насоса, соот-е мах КПД. Левую и правую границы рабочей зоны можно получит отложив отрезки от оптим. значения Q влево и вправо примерно на 0,2Qопт. Либо определение отклонений мах КПД на 5-7% и соот-е этим отклонениям значения подач, к-е будут являтся границами рабочей зоны.
Проницаемость горных пород-коллекторов нефти, газа и воды. Категории проницаемости, методы определения их размерности, области применения.
Проницаемость – это св-во горной породы пропускать жидкости и газы при создании перепадов давления.
Проницаемость абсолютная (физическая) – проницаемость пористой среды для газа или однородной жидкости при следующих условиях:
1. Отсутствие физико-химического взаимодействия между пористой средой и этим газом или жидкостью.
2. Полное заполнение всех пор среды этим газом или жидкостью.
Для продуктивных нефтяных пластов эти условия не выполняются.
|
|
|
Проницаемость фазовая (эффективная) – проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при одновременном наличии в порах другой фазы или системы (газ-нефть, газ-нефть-вода).
При фильтрации смесей коэффициент фазовой проницаемости намного меньше абсолютной проницаемости и неодинаков для пласта в целом.
Насыщенность – ещё один важный параметр продуктивных пластов, тесно связанный с фазовой проницаемостью.
Водонасыщенность SВ – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы. Аналогично определение нефте- и газонасыщенности:
. (1.37)
Относительная проницаемость- отношение фазовой проницаемости к абсолютной.
Проницаемость горной породы зависит от степени насыщения породы флюидами, соотношения фаз, физико-химических свойств породы и флюидов.
Фазовая и относительная проницаемости для различных фаз зависят от нефте-, газо- и водонасыщенности порового пространства породы, градиента давления, физико-химических свойств жидкостей и пористых фаз.
Количественно проницаемость определяется согласно закона Дарси коэф-ом проницаемости:
Согласно уравнению Дарси, скорость фильтрации воды в пористой среде пропорциональна градиенту давления: 
, (1.7) где Q – объёмная скорость воды; v – линейная скорость воды; F – площадь сечения, F = pd2/4;
|
|
|
L – длина фильтра; k – коэффициент пропорциональности .
Размерность коэффициента проницаемости (система СИ) вытекает из соотношения:
, (1.9)
В системе СИ коэффициент проницаемости измеряется в м2; в системе СГС [kпр] = см2; в системе НПГ (нефтепромысловой геологии) [kпр] = Д (Дарси). 1 Дарси = 1,02×10-8 см2 = 1,02 · 10-12 м2 » 1 мкм2.Для опред-я прониц-ти исп-ся мнлжество приборов и установок. АКМ, - лабораторные м-ды
Зачем нужна система ППД?
По мере извлечения углеводородов из залежи ее естественная энергия уменьшается, как и дебиты добывающих скважин. Количество добываемой нефти зависит от физических свойств пород и флюидов, от энергетического состояния залежи, от количества скважин и их расположения и т.д.
Если использовать только естественные энергетические источники: -то невысокие коэффициенты нефтеотдачи; - и в значительной степени растянуть сроки раз-ки м-я. => применяются методы искусственного воздействия на залежи углеводородов (методы управления процессом выработки запасов).
Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне. На новых месторождениях обеспечивается заданная динамика отбора нефти и газа, на старых – замедление темпов ее падения.
|
|
|
Законтурное– нагн. скв. располагают за внешним контуром нефтеносности. При небольшом давлении на контуре питания или при большой удаленности контура применив законтурное заводнение можно приблизить контур к залежи и поддерживать в нем достаточное давление, тем самым повысить темп отбора.
Внутриконтурное– разрезание залежи рядами нагн. скважин на отдельные площади, тем самым более полно ввести залежь в разработку, увеличить текущий дебит и сократить срок разработки залежи. Благоприятными условиями для внутриконтурного заводнения является наличие подошвенной воды и монолитность пласта.
Блоковое - на крупных м-ях, создают несколько рядов нагн. скважин, разрезая залежь на блоки, в которых по несколько рядов доб. скв. (до 4-5 рядов). Ширина блоков при плохой проницаемости меньше. Блоковое з. часто применяют совместно с законтурным. В западной Сибири с начала раз-ки применяют в основном блоковое заводнение.
Площадное - на поздних стадиях разработки для вовлечения ранее не затронутых и слаборазрабатываемых участков залежи.
|
|
|
а) Линейное – скважины вшахматном порядке 
; б) Четырехточечное; в) Пятиточечное; г) Семиточечное; д) Девятиточечная
Избирательное. м-е буриться по треугольной или квадратной сеткой, на основе комплексного анализа, ГИС, результатов испытаний выбирают скважины лучше принимающие воду и используют их под ППД.
Очаговое. Когда пробурено много скважин, детально изучено геологическое строение м-я и выявлена прерывистость продуктивных пластов или их выклинивание, наличие линз. нагн. скважины располагают так, чтобы обеспечить выработку незатронутых разработкой участков.
Барьерное. На м-ях с газовой шапкой нагн. скв. располагают по внутреннему контуру газоносности, тем самым отсекая газовую часть от нефтяной, что позволяет одновременно разрабатывать обе части пласта.
Билет № 65
Дата добавления: 2018-11-24; просмотров: 264; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!