2. Схема предварительного разгазирования нефти. Понятие сепарации и ступеней 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. Классификация месторождений по величине извлекаемых запасов.
В настоящее время в нефтегазовой промышленности России применяется «Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», утвержденная приказом № 298 МПР РФ от 1 ноября 2005 г.
По величине извлекаемых запасов:
уникальные — более 300 млн т нефти или 500 млрд м³ газа;
крупные — от 30 до 300 млн т нефти или от 30 до 500 млрд м³ газа;
средние — от 3 до 30 млн т нефти или от 3 до 30 млрд м³ газа;
мелкие — от 1 до 3 млн т нефти или от 1 до 3 млрд м³ газа;
очень мелкие — менее 1 млн т нефти, менее 1 млрд м³ газа
Билет №27.
1. Назначение и технология проведения гди.
Гидродинамические исследования скважин (ГДИС) — совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию во времени.
Методы ГДИС предназначены для изучения продуктивных пластов при их испытании, освоении и эксплуатации в добывающих и нагнетательных скважинах с целью получения данных об их продуктивности и приемистости, фильтрационных параметрах и скин‑факторе, трассировки границ пласта и особенностях зон дренирования, типа пласта коллектора, анизотропии пласта по проницаемости, режима залежи и др.
Методы ГДИС позволяют непосредственно определить гидропроводность и пьезопроводность пласта, продуктивность скважины, оценить качество вскрытия пласта и технологическую эффективность внедрения методов увеличения дебитов скважин. Кроме того, методами ГДИС можно определить тип коллектора, наличие границ неоднородности гидродинамической связи между скважинами и между пластами и т.д.
По технологии исследования различают:
методы ГДИС на установившихся режимах фильтрации;
методы ГДИС на неустановившихся режимах фильтрации;
К методам неустановившихся режимов фильтрации можно отнести и метод гидропрослушивания.
При этих исследованиях решается обратная задача теории фильтрации, т.е. при известных дебитах и забойных давлениях определяются параметры пласта.
Метод исследования на установившихся режимах фильтрации предназначен для определения коэффициента продуктивности скважины и характера фильтрации жидкости в пласте.
К методам исследования скважин на неустановившихся режимах фильтрации относятся:
снятие КВД и КПД в эксплуатационных и нагнетательных скважинах;
снятие КВУ в эксплуатационных скважинах механизированного фонда, снятие кривой стабилизации давления (КСД) «метод суммарной добычи»;
экспресс-методы, прослеживание изменения забойного давления (КПЗД).