52. Методика расчета количества газа, выделившегося по ступеням сепарации.

Существенное количество газа свободного и растворенного в нефти определяется по формуле:

, где - кол-во нефти м³/сут, Г- газовый фактор м³/ м³

Кол-во растворенного газа

, где - коэф. Растворимости газа в нефти, при данной t и Р сепарации.

Кол-во отведенного газа на первой ступени сепарации:

, где Р₁,Р₂ - давление на ступенях сепарации

52. Основные технико-технологические ограничения, накладываемые на гидродинамические модели пластов при проектировании разработки нефтяных месторождений.

Прежде всего распространяются на давления и дебиты (приемистость) добывающих (нагнетательных) скважин, и соответственно они касаются технических характеристик применяемого на промысле оборудования. Для того чтобы оборудование функционировало без сбоев и как можно большее время необходимо контролировать постоянно изменяющиеся характеристики залежей углеводородов.

Основные виды этих ограничений контролируются геологическими условиями залегания УВ в недрах:

1.Глубина залегания продуктивных пластов минимальная 1,5км, макс. до 3км.Глубина будет определяться технической доступностью запасов. Н-р, Юрские комплексы от 2400-2900м создавали проблемы в начале 90-х из-за низкой продуктивности их в выборе способа эксплуатации (ШСНУ не удовлетворяли)В 90-е были созданы малопроизводительные, но высоконапорные и рентабельные ЭЦНУ. Следовательно ограничения распространяются на давления и дебиты (приемистость) добывающих (нагнетательных) скважин, и соответственно они касаются технических характеристик применяемого на промысле оборудования. Для того чтобы оборудование функционировало без сбоев и как можно большее время необходимо контролировать постоянно изменяющиеся характеристики залежей углеводородов.

2.Условия нефтеизвлечения. Зависят от вязкости пластовой нефти, определяют условие фонтанирования и выбор способа эксплуатации. Для ЗС 1-5сПз

3.Газосодержание в нефти. Газосодержание на приеме подъемника определяет параметры его и выбор способа эксплуатации.. В НГЗ 200-400м3/т

4.Начальное насыщение коллекторов будет определять ограничение по дебитам и давлениям,выбор мех способа эксплуатации и технологических показателй работы СКВ будет зависеть от обвоводненности, которая контролируется степенью недонасыщенности коллетора.

5.Наличие газовых шапок в залежи вносит ограничения по дебитам и давлению. Касается условий вскрытия пластов объектов перфорации,т е при заданном интервале могут быть заданы предельные безгазовые дебиты и депрессии.

6.При проектировании ППД вносятся огр по приемистости и по давлениям закачки, которые контролируются общими требованиями по коэф компенсации за основной период. (αкомп=1,1-1,15 для НЗ,1,15-1,25 для НГЗ). Для систем ППД вводят ограничения для насосных агрегатов, в зависимости от типа коллекторов. Вводятся также ограничения на физико-химические свойства закачиваемой воды, наличие механических примесей и

7.Огр по уровню отбора при заданном фонде скв. Обосновываются моделированием, могут быть откорректированы и пересмотрены на ТКР, контрольные цифры определяют на послед.1-2года. Максимально допустимый отбор который скважина может дать, чаще всего недопустим, так как это влечет за собой нерациональный расход пластовой энергии, неполное извлечение нефти и может вывести скважину из строя вследствие смятия колонны или разрушения пласта. Поэтому для каждой скважины устанавливается своя норма отбора – максимальный дебит, допускаемый условиями рациональной эксплуатации. Для газовых залежей норму отбора устанавливают по началу выноса песка струей газа или устанавливают такой отбор, при котором не подтягивается вода.

Например, при фонтанной эксплуатации скважины возможно накопление газа в затрубном пространстве и как следствие возможен периодический прорыв газа к башмаку фонтанных труб, соответственно работа скважины нарушается. Такое явление называют пульсацией. А если в добываемой продукции содержится песок, то изменение забойного давления способствует пробкообразованию.

Для обеспечения нормальной работы такой скважины необходимо контролировать рост давления в межтрубном пространстве.

Также при любом способе эксплуатации, применяемом на месторождении, необходимо контролировать забойные давления и динамические уровни работы скважины для того, чтобы недопустить выход из строя и обеспечить нормальную работу добывающего оборудования (УШГН, ЭЦН и т.п.).

Для систем ППД вводят ограничения для насосных агрегатов, в зависимости от типа коллекторов. Вводятся также ограничения на физико-химические свойства закачиваемой воды, наличие механических примесей и т.д.

Билет 53