СПРАВОЧНИК ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2) определяют коэффициент продуктивности скважины

K =	Q2	− Q1	3	.
			, [м	/(сутМПа].	(7.5.1.)
	P	− P
	2	1
3) определяют коэффициент проницаемости пласта в
призабойной его зоне

μ ln

R п

r

k =

сп

, [м2].

(7.5.2.)

2

π h

4) определяют коэффициент подвижности жидкости (нефти) в

пласте

R п

ln

k

r

=

сп

, [м2/Па.с].

(7.5.3.)

μ

2 π h

5) определяют коэффициент гидропроводности пласта

ln

R п

k h

r

=

сп

, [м3/Па.с].

(7.5.4.)

μ

2

π h

Индикаторная диаграмма криволинейная - двухфазная фильтрация жидкости в однородном пласте (линия 1)

Уравнение индикаторной линии записывают в виде

Рпл – Рзаб = А.Q +В.Q2, (7.5.5.)

где А и В – постоянные численные коэффициенты.

Для спрямления индикаторной линии ее строят в координатах

" Р/Q – f(Q)", где

A =		μ	ln	R к	,	B = tgα .
	2	π k h
				r
				сп

Коэффициент гидропроводности пласта

k h	=	1	ln	R к	.	(7.5.6.)
μ		2 π A
				r
				c

Коэффициент подвижности нефти в пласте

k	=	1	ln	R к	.	(7.5.7.)
μ		2 π h A
				r
				c

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Коэффициент проницаемости пласта в призабойной зоне

k =		μ	ln	R к	.	(7.5.8.)
	2	π h A
				r
				c

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УГНТУ

Нефтяная компания ЮКОС

IX. СБОР И ПОДГОТОВКА СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

9.1. Системы сбора и подготовки продукции скважин

Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами. В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная

При самотечной двухтрубной системе сбора продукция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Нефть с водой самотеком (за счет разности высот) поступает в резервуары сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП).

Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на ЦСП. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Напорная система сбора предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и более. Обычно на месторождениях применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов. На рис.9.1.1 изображена типовая схема сбора и подготовки нефти, газа и воды.

Со скважин жидкость (нефть, газ и вода) поступает на замерные установки, где производится учет количества нефти и газа с каждой скважины. С АГЗУ жидкость поступает на дожимные насосные станции (ДНС) или установки предварительного сброса воды (УПСВ). На ДНС осуществляется первая ступень сепарации, газ отводится по отдельному коллектору потребителю или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Частично дегазированная жидкость подается центробежными насосами ЦНС на УПСВ или центральный пункт сбора (ЦПС).

Справочник инженера по добыче нефти Стр.234

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УГНТУ

Нефтяная компания ЮКОС

На УПСВ жидкость проходит последовательно две ступени сепарации. Перед первой ступенью сепарации в жидкость подается реагент – деэмульгатор. Газ с обеих ступеней сепарации подается на узел осушки газа, а затем потребителю или на ГПЗ. Жидкость со второй ступени сепарации поступает в резервуарный парк, где происходит частичное отделение механических примесей и предварительный сброс воды с подачей ее на блочную кустовую насосную станцию (БКНС) для закачки в пласт. На БКНС производится подготовка, учет и закачка воды по направлениям на водораспределительные батареи (ВРБ). С ВРБ вода подается на нагнетательные скважины. После ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку.

Технологические процессы подготовки нефти проводятся на установке подготовки нефти (УПН) или центральном пункте подготовки нефти (ЦППН), и включают в себя следующие процессы:

-сепарация (1,2 ступень) и разделение фаз;

-обезвоживание продукции;

-обессоливание;

-стабилизация нефти.

На УПН (ЦППН) жидкость поступает на узел сепарации. После сепарации жидкость направляется в печи для подогрева эмульсии с реагентом. Нагревается до 500С и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Вода сбрасывается в очистные резервуары и далее направляется на БКНС. Нефть из отстойников направляется в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды.

Нефть с содержанием воды более 10% с установок предварительного сброса воды насосами ЦНС подается на установки подготовки нефти (УПН – 1, 2) в печи-нагреватели ПТБ-10 . В поток нефти, на прием насосов подается дозируемый расход реагента - деэмульгатора в количестве > 20 г/т. Нагрев в печах производится до 45-50оС, после чего нефть поступает в электродегидраторы, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти. Нефть, с содержанием воды до 1% и температурой 44-49оС поступает в сепараторы «горячей сепарации» для дальнейшего разгазирования (стабилизации), оттуда следует в товарные резервуары РВС. Нефтяные резервуары представляют собой емкости, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти. Резервуары типа РВС (резервуар вертикальный стальной). Товарная нефть проходит проверку качества с помощью лабораторных методов и подается насосами ЦНС через узел учета нефти (УУН) на центральный товарный парк (ЦТП) или в

Справочник инженера по добыче нефти Стр.235

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УГНТУ

Нефтяная компания ЮКОС

магистральный нефтепровод. С ЦТП нефть подается для окончательной переработки на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

Для подготовки нефти используют следующее оборудование:

-сепарационные установки – двухфазные сепараторы-отделители газа от жидкости типа НГС, сепараторы 2 ступени. Для более глубокой сепарации нефти на УПСВ применяют двухступенчатую сепарацию – смесь последовательно проходит через два сепаратора. Отсепарированный газ направляется через счетчики в газопровод на ГПЗ и ГРЭС как товарный продукт;

-печи – ПТБ – 10 (печь трубная блочная) – предназначены для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками обезвоживания и обессоливания, для улучшения процесса разделения эмульсии на нефть и воду;

-блок нагрева БН - предназначен для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками обезвоживания и обессоливания.

Кроме сепарации, процесс подготовки нефти включает очистку нефти от свободной воды, механических примесей и солей. Этот процесс осуществляется в отстойниках, аппаратах ОВД–200. Отстойники предназначены для отстоя нефтяных эмульсий с целью разделения ее на нефть и пластовую воду после нагрева и подачи реагента – деэмульгатора, способствующего облегчению разделения нефтяной эмульсии на нефть и воду.

Используются следующие деэмульгаторы: Дисольван 28/30, Дисольван 34/08, Сепарол WF-41, Сепарол ES-3344, Прошинор DN15, Дипроксамин, СНПХ. Деэмульгаторы – химические вещества, обладающие поверхностно-активными свойствами, уменьшающие поверхностное натяжение раздела фаз нефть-вода, тем самым способствующие расслоению эмульсии. Для глубокого обезвоживания и обессоливания на установках подготовки нефти применяются электродегидраторы ЭГ – 200 – 10 (объем 200 м3, рабочее давление 1,0 МПа.) Электродегидратор отличается от отстойника ОВД–200 наличием двух горизонтальных электродов, на которые подается напряжение до 44 КВ.

Справочник инженера по добыче нефти Стр.236

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УГНТУ

Нефтяная компания ЮКОС

ВРБ	АГЗУ	ДНС	АГЗ
			У

БКНС

УПСВ

Потребитель

или ГПЗ

ЦППН

или

УПН

НПЗ

ЦТП

Магистральный

нефтепровод

Нефтяные скважины Скважины ППД Нефтепровод

Газопровод

Рис. 9.1.1. - Схема сбора и подготовки продукции скважин

Водовод

Справочник инженера по добыче нефти Стр.237

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УГНТУ

Нефтяная компания ЮКОС

9.2. Нормы качества товарной продукции нефтегазодобывающих предприятий

Качество нефти, поставляемое потребителю, нормируется двумя основными документами:

-«Нефть для транспортировки потребителям» по ТУ 39-1435-89, действия которых распространяется на нефть, сдаваемую организациям нефтепроводного транспорта, а также на нефти, сдаваемые и принимаемыми между управлениями магистральных нефтепроводов;

-«Нефть. Степень подготовки для нефтеперерабатывающих предприятий» по ГОСТ 9965-76, действия которого распространяются на нефть, поставляемую нефтеперерабатывающим предприятиям и предназначенную для переработки.

Согласно указанным нормативным документам поставляемые нефти должны удовлетворять основным требованиям, которые приведены в табл. 9.2.1 и 9.2.2.

Таблица 9.2.1 Основные требования степени подготовки нефти по группам

Наименование показателя

Норма для группы

IАI

I

II

III

Концентрация хлористых солей,

мг/л, не более

40

100

300

400

Массовое содержание воды, %,

не более

0,50

0,50

1,00

1,00

Массовое

содержание механи-

ческих примесей, %, не более

0,05

0,05

0,05

0,05

Давление

насыщенных

паров

66,7

66,7

66,7

66,7

нефти при температуре в пункте

(500 мм

(500 мм

(500мм

(500мм

сдачи, кПа

рт.ст.)

рт.ст.)

рт.ст.)

рт.ст.)

Таблица 9.2.2

Требования к нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающие

заводы

Наименование показателя

Норма для группы

Метод

I

II

III

испытания

Содержание воды, % масс.,

ГОСТ

не более

0,50

1,00

1,00

2477-65

Содержание

хлористых

со-

ГОСТ

лей, мг/л, не более

100

300

1800

21534-76

Содержание

механических

ГОСТ

примесей, %масс., не более

0,05

0,05

0,05

21534-76

Давление насыщенных паров

ГОСТ

нефти, кПа

66,7

66,7

66,7

1756-52

Справочник инженера по добыче нефти Стр.238

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УГНТУ

Нефтяная компания ЮКОС

Требования к качеству природного и попутного нефтяного газа, поставляемого потребителю, подразделяются на группы:

-для газов, поступающих во внутри промысловые газопроводы, после их первичной обработки на промысле;

-для газов, подаваемых в магистральные газопроводы;

-для газов, предназначенных в качестве сырья и топлива в промышленном и коммунально-бытовом применении (включая газ как топливо для газобаллонных автомобилей);

-для чистых газообразных компонентов, получаемых из природных газов;

-для газовых смесей определенного состава, используемых для специальных целей

Газы, поступающие во внутри промысловые коммуникации и оборудование, не регламентируются специальными нормативными документами, поскольку требования к ним заложены в проектах разработки и обустройства месторождений, в технологических регламентах для установок промысловой подготовки газа.

Качество природного газа, поставляемого потребителям, регламентируется тремя стандартами:

-отраслевой стандарт на газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам по ОСТ 51.40-93 (табл. 9.2.3);

-государственный стандарт ГОСТ 5542-87 на газы природные для промышленного и коммунально-бытового назначения (табл. 9.2.4); государственный стандарт ГОСТ 27577-82 на газ природный

сжатый для газобаллонных автомобилей (табл. 9.2.5).

Таблица 9.2.3 Физико-химические показатели природных газов, поставляемых и транспортируемых по магистральным газопроводам по ОСТ 51.40-93

				Значения для
			макроклиматических районов
	Показатели		умеренный		холодный
			01.05	01.10	01.05	01.10
			–	–	–	–
			30.09	30.04	30.09	30.04
	1		2	3	4	5
	Точка росы по влаге, 0С, не выше		-3	-5	-10	-20
	Точка росы по	углеводородам,
	0С, не выше		0	0	0	0
	Концентрация	сероводорода,
	г/м3, не более		0,007	0,007	0,007	0,007

Справочник инженера по добыче нефти Стр.239

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УГНТУ					Нефтяная компания ЮКОС
					Продолжение табл. 9.2.3
		1		2	3	4	5
Концентрация		меркаптановой
серы, г/м3, не более				0,016	0,016	0,016	0,016
Концентрация кислорода в газе,
% объем.				0,5	0,5	1,0	1,0
Теплота	сгорания,		низшая,
МДж/м3				32,5	32,5	32,5	32,5
Содержание		механических при-		Оговаривается		отдельно		в
месей и труднолетучих жидкостей				соглашениях на поставку газа с
				ПХГ, ГПЗ и промыслов

Примечание. Климатические районы по ГОСТ 16350-80 «Климат, районирование и статистические параметры климатических факторов для технических целей». 2. Для газов, в которых содержание углеводородов С5+выс не превышает 1,0 г/м3, точка росы по углеводородам этим ГОСТ не нормируется. Допускается поставка в отдельные газопроводы с более высоким содержанием сероводорода и меркаптанов.

Таблица 9.2.4 Физико-химические показатели горючих природных газов для

промышленного и коммунально-бытового назначения по ГОСТ 5542-87

	Показатели	Норматив
1.	Теплота сгорания низшая, МДж/м3, не менее
(при температуре 20 0С и давлении 0,1 МПа		31,8
2.	Область значений числа Воббе, высшего,
МДж/м3		41,2 – 54,5
3.	Допустимое отклонение числа Воббе от
номинального значения, %, не более		±5,0
4.	Концентрация сероводорода, г/м3, не более	0,020
5.	Концентрация меркаптановой серы, г/м3, не	0,036
более
6.	Доля кислорода в газе, % объем., не более	1,000
7.	Масса механических примесей в 1 м3, г, не
более		0,001
8.	Интенсивность запаха газа при объемной доле
1,0%, балл, не менее		3,0

Примечание. Пункты данного ГОСТ 2,3,8 действуют только на газ коммунально-бытового назначения. Для потребителей промышленного назначения по п. 8 производят согласование с потребителем. Номинальное значение числа Воббе устанавливают в пределах нормы показателя п. 2 по согласованию с потребителем для отдельных газораспределительных систем.

Справочник инженера по добыче нефти Стр.240

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

УГНТУ		Нефтяная компания ЮКОС
			Таблица 9.2.5
	Требования и нормы на сжатый природный газ, применяемый как
	топливо для двигателей внутреннего сгорания по ГОСТ 27577-87
	(при стандартных условиях)
	Показатели		Значение
1.	Теплота сгорания, низшая, кДж/м3, не менее		32600-36000
2.	Относительная плотность (по воздуху), не менее		0,560-0,620
3.	Расчетное октановое число газа, не менее		105
4.	Концентрация сероводорода, г/м3, не более		0,02
5.	Концентрация меркаптановой серы, г/м3, не более		0,036
6.	Содержание механических примесей, мг/м3, не
более			1,0
7.	Суммарная концентрация негорючих компо-
нентов, включая кислород, % объем., не более			7,0
8.	Содержание воды, мг/м3, не более		9,0

Контроль качества поставляемой продукции производится в соответствии со стандартами на природный газ периодически или непрерывно (табл. 9.2.3 – 9.2.5). Определение данных показателей осуществляют обычно на выходном коллекторе или на начальном участке магистрального газопровода с периодичностью, которая приведена в табл. 9.2.6.

Таблица 9.2.6 Периодичность проведения исследований газа, поступающего в

магистральный газопровод

Показатели		Сроки проведения испытаний на газы
		не содержащие	содержащие
		соединений	сероводород	сероводород
		серы		и меркаптаны
Содержание	парообраз-	Не реже 1 раза	Не реже 1	Не реже 1
ной влаги		в сутки	раза в сутки	раза в сутки
Температура	конденса-	Не реже 1 раза	Не реже 1	Не реже 1
ции углеводородов		в неделю	раза в неделю	раза в неделю
Содержание			1 раз в	2 раза в
сероводорода		1 раз в год	неделю	неделю
Содержание		Не реже 1 раза	По	Не реже 1
меркаптановой серы		в неделю	требованию	раза в неделю
Содержание механичес-		По	По	По
ких примесей		требованию	требованию	требованию
Содержание кислорода		По	По	По
		требованию	требованию	требованию
Компонентный состав		Не реже 1 раза	Не реже 1	Не реже 1
		в месяц	раза в месяц	раза в месяц

Справочник инженера по добыче нефти Стр.241