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.Технологии 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 (по характеру и по степени вскрытия)- 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.

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

6. Добуривание ГС, многоствольных скважин, оформление резервногофонда(для однородных коолекторов 10-12%)