2. Конструкция горизонтального сепаратора с упог.

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.

3. Методы регулирования разработки нефтяных месторождений.

На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей осуществляют мероприятия по приведению в соответствие факт. хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки месторождения.

Это два основных направления:

1. технологии, основанные на геологотехнических мероприятиях без изменений числа скважин на месторождениях;

2. технологии, с изменением числа скважин.

Методы регулирования по первой группе:

1. Методы увеличения гидродинамического совершенства скважин - различные технологии воздействия на ПЗП (ГРП, СКО, вибровоздействие и пр.).

2. Изменение режимов работы скважин (смена штуцеров в фонтанирующих скважинах, смена насосов в скважинах мехфонда, ограничение приемистости нагнетательных скважин).

3. Перевод обводнившегося фонда под закачку (создание поперечных нагнетательных рядов в случаях поблочного разрезания, очаговое заводнение, избирательное заводнение).

4. Приобщение пластов (дострел интервалов).

5. Переход от трехрядных систем разработки на площадные системы заводнения при сохранении фонда скважин.

6. Перевод скважин на вышележащий объект (или добуривание их на нижележащий) без изменения числа скважин на многопластовом месторождении.

Методы регулирования по второй группе:

1. Уплотнение сеток скважин по объектам разработки.

2. Разукрупнение эксплуатационных объектов.

1. Заложение (бурение) дополнительных нагнетательных скважин для создания блочно-замкнутых систем заводнения.

2. Перевод скважины на вышележащий объект разработки (возврат на верхний объект).

3. Добуривание скважин на нижний объект разработки (уменьшение фонда скважин по основному объекту и увеличение фонда по нижележащему объекту разработки).

4. Вывод скважин из эксплуатации при достижении предельной обводненности продукции.

Заложение дополнительных нагнетательных скважин (на краевых зонах блоков разрезания).

Билет №31

1. Методы снижения пускового давления газлифтных скважин.

Все методы основаны на удалении части жидкости из подъемной колонны.

1.Метод продавливания жидкости в пласт заключается в том, что в кольцевое пространство нагнетают рабочий агент до максимального давления компрессора. Затем закрывают задвижку на подводящей линии и останавливают скв на некоторое время под давлением. Т.к. давление поднявшегося столба жидкости будет больше пластового, жидкость будет поступать в пласт. Уровень жидкости в скв упадёт, что даст при повторном пуске возможность выдавить оставшийся столб жидкости и пустить скв в эксплуатацию. Метод может успешно применяться только для скв , имеющих высокий коэффициент продуктивности.(отношение дебита к единице измения давления)

2.Метод поршневания состоит в том, что сначало поршень снижают уровень жидкости до положения, при котором возможно выдавить оставшийся столб жидкости в некоторых случаях сначало пускают сжатый газ, когда же его давление дойдет до предельного, закрывают задвижку на газоподводящей трубе и приступают к поршневанию.

3.Метод постепенного допуска подъемных труб. Подъемные трубы первоначально спускают на такую глубину, при котором давление столба жидкости не превышает максимального давления компрессора. После продавки, когда уровень жидкости в скв понизится, глубину погружения труб увеличивают (путем их наращивания) и производят следующую продавку. Обычно каждое наращивание происходит в пределах 30-50 мин.(рекомендуется с низким коэфф. прод-ти).

4.Метод продавливания по центральной системе с последовательным переключением для работы по кольцевой системе. Метод применяется для подъемников небольшой глубины до 1000м.Указанные выше способы имеют 1 большой недостаток-при продавке создается резкая депрессия на забое величина которая достигает 30-40 атм.

Если пласт сложен песками, то возможно образование песчаной пробки. Для увеличения допустимой глубины погружения труб и более плавного пуска компрессора скв в эксплуатацию, лучше одновременно нагнетать нефть и рабочий агент. Для обеспечения плавного запуска и с целью снижения Р_пуск методом аэрациии жидкости применяют так же муфты с отверстиями, которые уст. на колонне подъемных труб на определенном расстоянии под уровень жидкости. Установкой муфт с отверстиями удается значительно снизить Р_пуск и обеспечить плавный пуск скв. В процессе работы скв. отверстия становятся не нужными и вызывают больший распад агента больше 10%. Для предотвращения этого недостатка применяют пусковые клапана.

На основании формулы пускового давления для однорядного подъемника кольцевой системы расстояние от устья до места уровня продувки (отверст)

h_отв=h_ст+Р_нd²/gD²p, где

Р_п- максимальное располагаемое давление компрессора.

Если уровень скв очень высок, то в процессе продавки жидкости будет переливаться из скв , то при располагаемом давлении компрессора уровень жидкости можно отпустить до h_ст.

h_ст= Р_п /gp