2. Схема предварительного разгазирования нефти. Понятие сепарации и ступени сепарации.

I –нефтегазовая смесь

II –разгазированная нефть

III –газ с конденсатом

IV –«сухой» газ

1 – Нефтегазовый сепаратор

2 – газовый сепаратор

Разгазирование нефти при определенных Р и Т, называется сепарацией нефти. Сепарация начинается, как только Р в потоке снижается до Рнас нефти газом это может произойти и в стволе, и в пласте, и в трубопроводе.

Выделение газа из нефти будет увеличиваться с уменьшением Р. Объем выделившегося газа по мере снижения Р увеличивается и превышает объем жидкости в несколько десятков раз.

Сепарацию нефти осуществляют, как правило, в несколько ступеней.На промыслах З.С. принята 4х ступ.сепарация.Первые 2 стадии осущ-ся на ДНС,3 и 4 на УПН.

Ступенью сепарации, называют отделение нефти от газа при определенных Р и Т. Нефтегазовую смесь сепарируют сначала при высоких Р на 1-ой ступени сепарации, где выделяется основная масса газа, затем нефть поступает на сепарацию при среднем и низком Р-х, где она окончательно разгазируется.

В технологических режимах, когда перед разгазированием нефть подогревают, такая сепарация называется горячей.

От проведения процессов сепарации зависят потери легких фракций нефти при последующем транспорте и хранении. При однократном, т.е с резким снижением Р, с потоком газа уносится тяжелые углеводороды (С6 и выше).

При ступенчатой сепарации подбором Р на ступенях можно достигнуть выделение только свободного газа, что приводит к минимальным потерям бензиновых фракций нефти, число ступеней сепарации зависит от физико-химической характеристики пластовой нефти, требований предъявляемых к товарной нефти, и в каждом конкретном случае определяется расчетом исходя из условия достижения наилучших технико-экономических показателей.

3. Значения кин для нефтяных и нефтегазовых месторождений (объектов разработки).

Как показал опыт проектирования, анализа разработки нефтяных месторождений, заложенные КИН конечный и текущий по нефтяным и нефтегазовым месторождениям ЗС (и не только) не оправдались.

Это происходит по причинам:

1. Начальные контуры залежи обычно больше, чем после доразведки. Также существуют выклинивания пластов.

2. Многие пропластки не являются коллекторами и поэтому количество извлекаемых запасов снижается.

Т.о. снижается и КИН.

Как показал опыт, каждый проектный документ, уточняющий КИН конечный обычно в этом случае работает на понижение. Если первоначальный КИН был заложен 0,6, в последующем он снижался на 20%. По нефтяным месторождениям КИН конечный может колебаться в диапазоне от 0,25 до 0,5. первоначально заложенный по таким месторождениям составляли 0,35-0,65. По нефтегазовым месторождениям эта цифра на 10-15% ниже. Пример: Самотлор- первоначальный КИН 0,654, то на середину 90-х годов, он составляет менее 0,5.

ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 27

1. Освоение добывающих скважин.

2. Принципиальная схема УПН с совмещенным аппаратом

3. Как обосновываются коэффициенты вытеснения, коэффициенты охвата воздействием и коэффициенты заводнения?