Особенности разработки Мало-Балыкского месторождения

Таблица 2.2. Средние дебиты нефти продуктивных пластов по результатам испытания разведочных скважин

2.3 Свойства и состав нефти, газа и воды

По данным проведенных исследований глубинных и поверхностных проб нефтей Мало-Балыкского месторождения (таблица 2.3) можно сделать следующие выводы:

* В пластовых условиях нефти месторождения имеют низкую вязкость (н < 5 мПас). В то же время, вязкость нефтей пластов группы «А» значительно выше (в среднем 2,9 мПас) по сравнению с вязкостью нефтей ачимовской толщи (в среднем 1,2 мПас).

* Давление насыщения нефтей газом у всех пластов существенно ниже (в среднем на 12 МПа) начального пластового давления. Со стратиграфической глубиной оно возрастает.

* Газовый фактор при условиях сепарации нефти пластов группы «А» (пласты А4, А5-6, А7) небольшой (в среднем 29 м3т). По пачкам ачимовской толщи он значительно выше (около 56 мЭ/т). В то же время, принятое по данным двух разведочных скважин (№№53, 101) при утверждении запасов ГКЗ СССР значение газового фактора по ачимовской толще Мало-Балыкского месторождения (71 м3т) является завышенным, о чем свидетельствует достаточно большое число исследований, проведенных после утверждения запасов.

Газовый фактор по ачимовской толще необходимо пере утвердить.

* Плотность сепарированной нефти уменьшается со стратиграфической глубиной пластов от 877 (пласты А4, А5-6, А7) до 856 кг/м3 (ачимовская толща). Учитывая небольшое расхождение с плотностью нефти, принятой при подсчете запасов (878 и 858 кг/м3 соответственно), при технологических расчетах можно использовать значения плотностей нефти, принятые при подсчете запасов в 1988 г.

* Нефти всех пластов сернистые, однако, с глубиной содержание серы несколько уменьшается в среднем от 1,25 % (пласты А4, А5-6, А7) до 1,08 (ачимовская толща). Со стратиграфической глубиной в нефтях уменьшается также среднее содержание смол (от 11,16 до 6,78 %), асфальтенов (от 4,03 до 0,93 %) и парафинов (от 3,27 до 2,36 %).

* Выход легких фракций, выкипающих при 300 °С, со стратиграфической глубиной возрастает от 31,9 (пласты А4, А5-6, А7) до 42,1 % (ачимовская толща).

* Газ, выделяющийся при ступенчатой сепарации глубинных проб по пластам А4, А5-6, А7 в основном (в среднем на 84,5 %) состоит из метана, плотность газа относительно невелика (в среднем 0,852 кг/м3). Газ, выделившийся при тех же условиях сепарации из нефти ачимовской толщи, более жирный (плотность его составляет в среднем 1,097 кг/м3), доля метана здесь понижается до 60,5 %.

* Сероводород, в растворенном газе пластов обеих групп на Мало-Балыкском месторождении не обнаружен.

* По групповому углеводородному составу нефти Мало-Балыкского месторождения относятся к смешанному метано-нафтено-ароматическому типу. По товарным свойствам они принадлежат к классу сернистых, парафинистых и смолистых нефтей.

Таблица 2.3. Характеристика пластовых нефтей по данным ступенчатого разгазирования глубинных проб

Свойства и состав пластовой воды.

Воды продуктивных пластов Мало-Балыкского месторождения относятся к гидрокарбонатононатриевому типу со средней минерализацией, возрастающий с глубиной от 11,3 до 16 г/л.

Таблица 2.4. Свойства пластовой воды

3. Показатели разработки Мало-Балыкского месторождения

На 1.07.01г. на месторождении отобрано 20,301 млн.т. нефти, или 12,8% начальных извлекаемых запасов категории ВС1, числящихся на балансе Росгеолфонда по введенным в разработку пластам. Накопленная добыча воды составила при этом 11,667 млн.т, накопленная добыча жидкости 31,968 млн.т. Накопленный водонефтяной фактор составляет 0,57.

Из пластов группы «А» отобрано 12,742 млн.т нефти, или 31 % НИЗ, числящихся на балансе Росгеолфонда. По категории ВС1 добыча воды по пластам А4-7 составила 11,290 млн.т, жидкости - 24,032 млн.т. Накопленный водонефтяной фактор равен 0,89.

Из ачимовской толщи с начала разработки добыто 7,559 млн.т нефти, или 6,4% НИЗ категории ВС1, числящихся на балансе Росгеолфонда. Накопленная добыча воды составила 0,376 млн.т, жидкости - 7,935 млн.т. Накопленный ВНФ равен 0,05.

Таким образом, на пласты группы «А» приходится 63% добытой из месторождения нефти и 75% жидкости. На ачимовскую толщу приходится 37% нефти и 25% жидкости.

Выработка запасов нефти, числящихся на балансе Росгеолфонда по категориям ВС1, из разрабатываемых пластов Мало-Балыкского месторождения по состоянию на 1.07.2001г. приведена в таблице 3.1.

Таблица 3.1. Выработка запасов нефти из разрабатываемых пластов (по состоянию на 07.2001 г.)

Из приведенных в таблице 3.1 данных видно, что наиболее полная выработка запасов нефти (36,2 % НИЗ) достигнута по пласту А7, наименьшая - по ачимовской толще (6,4 % от НИЗ).

В целом, до середины 2001 г. относительная выработка запасов нефти из пластов группы «А» проводилась почти в 5 раз интенсивней, чем из ачимовской толщи. Основная добыча нефти на месторождении получена с западного участка, контролируемого границами площадки обустройства ДНС-1. По пластам группы «А» здесь отобрано более 90 % добытой из этих пластов нефти.

Добыча нефти и темпы ее отбора за 2000 г. по отдельным пластам месторождения приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2. Добыча и темпы отбора нефти в 2000 г.

Таблица 3.3. Среднесуточные дебиты нефти и жидкости за 2000 г.

Таблица 3.4. Среднесуточные дебиты нефти и жидкости за 2001 г.

В добывающем фонде пластов группы «А» значительная доля (20%) принадлежит совместным скважинам. В силу этого определенный интерес представляет сравнение результатов работы скважин раздельной и совместной эксплуатации.

За первые 6 месяцев 2001г. пласты А4, А5-6, А7 в разных комбинациях эксплуатировались совместно в 37 скважинах и раздельно в 144 скважинах.

Малодебитный фонд на 1.07.01г. представлен на месторождении 17 скважинами, в т.ч.:

* По пласту А4-7 скважин (10 % действующего фонда добывающих скважин).

* По пласту А5-6 - 6 скважин (16 % действующего добывающего фонда)

* По совмещенным пластам А4 и А5-6 - 2 скважины (6,5 % действующего фонда).

* По пласту А7 -1 скважина (100 % действующего добывающего фонда).

* По ачимовской толще - 1 скважина (0,6 % действующего добывающего фонда).

Выводы:

1. В период разработки Мало-Балыкского месторождения 1984-2001гг по пластам группы «А» после достижения уровня добычи нефти в 1990 г. - 1793 тыс.т с 1991 г. начался ее спад. По ачимовской толще рост добычи нефти перекрывает спад по пластам группы «А», в итоге добыча нефти по месторождению в целом продолжает расти. В 2000г. уровень по нефти достиг - 2788 тыс.т, темп отбора - 1,5 % НИЗ категории ВС1 в 2001 г. ожидается дальнейшее увеличение добычи нефти и жидкости.

2. На начало второго полугодия 2001г. из месторождения добыто 20,3 млн.т нефти. Большая часть нефти (12,7 млн.т - 63 %) добыто из верхних пластов группы «А»: А4, А5-6, А7. Из ачимовской толщи добыто 7,6 млн.т (37 %).

3. Выработка извлекаемых запасов нефти по верхним пластам (А4 - 29%, А5-6 - 34%, А7 - 36%) значительно опережает выработку запасов ачимовской толщи - 6,4 % НИЗ. В целом по месторождению выработано 12,8 % НИЗ.

4. Средние дебиты нефти новых скважин по пластам группы «А» с 1991 г. достаточно резко снизились. Значения их существенно менялись в отдельные годы. Диапазон изменений средних дебитов в эти годы составлял 15,5 - 24,3 т/сут при среднем значении 19,4 т/сут. Для этих пластов характерна высокая обводненность новых скважин (7,7 - 48,9 %).

5. Средние дебиты нефти новых скважин по ачимовской толще с 1991 г., благодаря широкому внедрению ГРП, резко увеличились. Диапазон их изменения в этот период (1991 - 1996гг.) составлял 25,6 - 39,2 т/сут, при среднем значении 31 т/сут. Содержание воды в новых скважинах ачимовской толщи небольшое (0-6 %, в среднем 2,3 %).

6. За 6 месяцев 2001г. из месторождения добыто 1287 тыс.т нефти, в т.ч. из пластов А4-7 - 549 тыс.т (43 %), из ачимовской толщи - 738 тыс.т (57 %). Среднесуточный дебит нефти при этом составил: по пластам группы «А» в целом - 22 т/сут, по ачимовской толще - 31 т/сут. Среднесуточный дебит жидкости по пластам А4-7 - 54,1 т/сут, по ачимовской толще - 32,3 т/сут.

7. В эксплуатации на нефть пластов группы «А» участвовало 315 скважин. Средняя накопленная добыча нефти на одну скважину, побывавшую в эксплуатации, составила по этим пластам на 1.07.01г. - 40,7 тыс.т.

8. В эксплуатации на нефть по ачимовской толще участвовало 468 скважин. Средняя накопленная добыча нефти на одну скважину, на 1.07.01 г. составила 16,5тыс.т.

9. Среднесуточные дебиты нефти и жидкости по пластам А4 и А5-6 в раздельных скважинах за первое полугодие 2001г. практически не отличались, составляя по нефти 22,2 и 20,9 т/сут и по жидкости 49,2 и 48.3 т/сут соответственно.

10. Среднесуточные дебиты нефти и жидкости пластов А4 и А5-6 в совместных скважинах также мало различались, составляя 12 и 11,4 т/сут по нефти и 32,7 - 35,1т/сут по жидкости соответственно. В то же время, по одноименным пластам дебиты нефти и жидкости в совместных скважинах в среднем значительно ниже, чем в раздельных. В целом средний дебит жидкости по совместным скважинам в 1,5 раза выше (71 и 48,5 т/сут соответственно), в то же время средний дебит по нефти в совместных скважинах выше, чем в раздельных всего в 1,14 раз.

11. Малодебитный фонд скважин в июне 2001г. был представлен 17 скважинами (5,5% действующего добывающего фонда). Основная часть малодебитных скважин (16 единиц) относятся к верхним пластам А4-7, одна скважина - из фонда ачимовской толщи. Все малодебитные скважины эксплуатируются механизированным способом (ЭЦН). Основная причина малодебитности - высокая обводненность и частично значительное снижение пластового давления в зоне отбора. Для выработки эффективных мероприятий по увеличению дебитов нефти в малодебитных скважинах необходимо в каждой из них определить интервалы глубин, с которых поступает в скважину вода.

12. В целом месторождение разрабатывается невысокими темпами (в 1996г. добыто 1,5% от НИЗ категории ВС1),что обусловлено огромными запасами нефти, сосредоточенными на большой площади и относительно низкими темпами эксплуатационного бурения.

4. Существующие системы сбора нефти и газа

Известны несколько систем промыслового сбора нефти и газа: самотечная (транспортировка добываемой нефти под действием гидростатического напора, создаваемого разностью вертикальных геодезических отметок начала и конца трубопровода), напорную за счет энергии продуктивного пласта или напора, создаваемого механическими средствами добычи в совокупности с напорно-дожимными установками, однотрубную, двухтрубную, герметизированную, участковую и централизованную. Различают системы с индивидуальными и групповыми замерно-сепарационными установками.

В настоящее время проекты промыслового обустройства разрабатываются, как правило, с применением высоконапорных (до 1,0 Мпа) герметизированных систем, почти полностью исключающих потери легких фракций нефти и легко поддающихся комплексной автоматизации.

Нефть, газ и вода, поступившие на поверхность из скважин, под устьевым давлением по выкидным линиям направляются в автоматизированную замерную установку (АГЗУ).

Продукция замеряемой скважины через замерную линию и многоходовый переключатель поступает в замерный сепаратор, где замеряются дебит жидкости и газ. Продукция остальных скважин в это время смешивается в переключателе и через выходную линию поступает в общий сборный коллектор, куда направляются нефть и газ после замера. Из сборного коллектора (протяженностью иногда в несколько километров) газожидкостная смесь поступает на дожимную насосную станцию (ДНС). На ДНС установлены сепараторы первой ступени, в которых газ отделяется от жидкости. После этого продукция по отдельным трубопроводам транспортируется до газоперерабатывающего завода и сепаратора-делителя (вторая ступень сепарации), расположенного рядом с установкой подготовки нефти (УПН). Основное назначение сепаратора-делителя - регулирование подачи нефтяной эмульсии в сепараторы-подогреватели (УДО-2М, УДО-3 и т.д.). На установке подготовки нефти происходит подогрев нефти, отделение нефти от воды и обессоливание нефти, после чего нефть поступает на автоматизированную установку для сдачи товарной нефти, а пластовая вода - на установку подготовки воды (УПВ).

Если нефть поступающая с УПН, окажется некондиционной по содержанию воды и солей, то она автоматически направляется по трубопроводу в сепаратор-делитель, из которого она снова поступает на УПН для доведения ее качества до нормы. При сильно обводненной продукции скважин предварительный сброс пластовой воды осуществляется на дожимной насосной станции, от которой вода специальными насосами подается в нагнетательные или поглощающие скважины.

Описанная принципиальная схема герметизированной системы сбора и подготовки нефти не стандартная и может существенно изменяться в зависимости от конкретных условий: в первую очередь от размера площади месторождения, физико-химических свойств перекачиваемой жидкости, рельефа местности и т.д.

При использовании системы сбора нефти, не совмещенной с УПН, для сравнительно небольших площадей продукция всех скважин после очередного измерения на автоматизированной замерной установке (АГЗУ) направляется в сепараторы первой ступени, расположенные на той же площадке, что и АГЗУ. Нефтяной газ, выделившийся в этих сепараторах, под собственным давлением подается на местные нужды или дальним потребителям, а нефть и вода вместе с растворенным газом поступают в сепараторы второй ступени - концевую совмещенную сепарационную установку (КССУ), где давление поддерживается 0,1-0,12 МПа. Здесь происходит холодное разгазирование нефти и предварительное отделение ее от пластовой воды. Газ из КССУ направляется на прием компрессоров в КС, а затем на ГПЗ.

Затем нефть с помощью насоса забирается из КССУ и подается через теплообменники сначала в сепаратор, затем в сепаратор-деэмульсатор (подогреватель), где качество ее доводится до товарных норм, т.е. она обезвоживается и обессоливается. Обезвоженная и обессоленная горячая нефть поступает в теплообменники и, отдав свое тепло сырой нефти, направляется в попеременно работающие герметизированные резервуары, откуда забирается подпорным насосом и транспортируется через автоматическое устройство для сдачи товарной нефти (Рубин-2) в насосную внешней перекачки.

Если нефть окажется некондиционной по содержанию солей и воды, устройство Рубин-2 автоматически переключает эту нефть по линии на повторное обезвоживание и обессоливание - сначала в сепаратор-делитель, а затем в сепаратор-подогреватель.

Газ из сепаратора направляется под собственным давлением на ГПЗ, а горячая пластовая вода поступает в КССУ для предварительного разрушения эмульсии. Излишки пластовой воды из сепаратора могут сбрасываться на установку подготовки воды.

Основные преимущества описанных систем сбора и подготовки нефти следующие:

- полностью ликвидируются потери легких фракций нефти, достигающие 2-3% от добытой нефти в негерметизированных системах;

- значительно уменьшается возможность отложения парафина на стенках труб;

- снижается металлоемкость систем;

- уменьшаются эксплуатационные затраты на обслуживание;

- появляется возможность полной автоматизации сбора, подготовки и контроля качества товарной нефти.

Однако указанные системы имеют и некоторые недостатки. Основные из них:

- невысокая точность измерения дебита нефти и воды по отдельным скважинам;

- увеличение утечек жидкости в зазоре между плунжером и цилиндром насоса при глубинно-насосной эксплуатации скважин;

- при поддержании высокого давления на устье происходит преждевременное прекращение фонтанирования скважин, так как потенциальная энергия сжатого газа используется при этом не полностью.

5. Оборудование системы подготовки нефти

Сепараторы.

Нефтегазовые сепараторы служат для отделения газа от жидкой продукции скважин. На нефтяных месторождениях наиболее распространены горизонтальные сепараторы, которые ряд преимуществ по сравнению с вертикальными (повышенная пропускная способность при одном и том же объеме аппарата, лучшее качество сепарации, простота обслуживания и осмотра).

В настоящее время выпускают двухфазные горизонтальные сепараторы типа НГС и блочные сепарационные установки типа УБС.

Сепараторы типа НГС.

Сепараторы типа НГС широко применяются при обустройстве нефтяных месторождений и предназначаются для отделения газа от продукции нефтяных скважин на первой и последней ступенях сепарации нефти, включая горячую сепарацию на последней ступени.

В настоящее время выпускается нормальный ряд сепараторов НГС с пропускной способностью по жидкости 2000-30000 т/сут.

Сепараторы НГС поставляются в комплекте со средствами автоматического регулирования предусматриваются в проектах по привязке установок с конкретным объектом. Комплекс приборов и средств автоматизации должен обеспечивать:

- автоматическое регулирование рабочего уровня нефтегазовой смеси в сепараторе;

- автоматическую защиту установки (прекращение подачи нефтегазовой смеси в сепаратор) при:

а) аварийном повышении давления в сепараторе;

б) аварийно-высоком уровне жидкости в сепараторе.

Сигнализацию в блок управления об аварийных режимах работы установки.

Сепарационные установки типа УБС.

Широкое внедрение однотрубных герметизированных систем сбора и подготовки нефти и газа обусловило создание блочных сепарационных установок высокой пропускной способности, обеспечивающих повышенную единичную пройденную способность и высокое качество разделения нефти и газа в условиях пульсирующих потоков нефтегазоводяной смеси в сборных коллекторах. Для удовлетворения этих требований созданы сепарационные установки с предварительным отбором газа следующих типоразмеров: УБС-1500/6; УБС-1500/16; УБС-3000/6; УБС-3000/16 и др.

В шифре установок приняты следующие обозначения: УБС - установка блочная сепарационная; первая цифра - пропускная способность по жидкости (м3/сут); вторая цифра - допустимое рабочее давление.

Установки предназначены для отделения нефти от газа на первой ступени сепарации.

Сепарации на установке УБС разделяются на следующие стадии:

- предварительное разделение и расслоение газожидкостной смеси в конечном участке системы сбора;

- окончательное разделение жидкости и газа в сепарационной емкости;

- очистка газа от капельной жидкости в сепарационной емкости или в отдельном выносном аппарате - каплеотбойнике.

Продукция скважин по нефтегазосборному коллектору поступает перед сепаратором на конечный участок трубопровода, диаметр которого выбирается из расчета разрушения пробковой структуры, сглаживания пульсаций расхода и давления.

Из конечного участка трубопровода нефтегазовый поток поступает в депульсатор. В депульсаторе происходит предварительное отделение газа от жидкости. Жидкость с остаточным газом поступает в сепарационную емкость, где четко выделяются три секции:

- ввода жидкости и газа;

- осаждения и сбора;

- отвода жидкости и газа.

Секция ввода служит для гашения кинетической энергии и распределения по сечению емкости входящих потоков жидкости и газа. А в этой секции завершается процесс предварительного разделения.

Секция осаждения служит для завершения гравитационного разделения, как в газовой, так и жидкой зоне. Секция осаждения и сбора занимает до 60% объема сепарационной емкости. Третья секция служит для отвода продуктов разделения из сепарационной емкости, а также размещения поплавков регулятора уровня и датчиков предельных уровней.

Каплеотбойник монтируется над сепарационной емкостью, что обеспечивает подачу самотеком уловленной в каплеотбойнике жидкости в секцию осаждения и сбора сепарационной емкости.

Сепарационные установки типа УБС оснащаются минимальным набором средств автоматики и контроля для обеспечения нормальной работы и включают:

- регуляторы уровня пневматические и электрические;

- датчики предельного верхнего и нижнего уровней;

- электроконтактные манометры.

Отстойники.

Для отстоя нефтяных эмульсий после нагрева их в блочных печах применяются отстойники. Наиболее распространены отстойники с нижним распределенным вводом сырья и вертикальным его движением в отстойнике (ОГ-200, ОГ-200С, ОВД-200) и отстойники с радиальным вводом сырья и горизонтальным его движением в отстойнике (ОБН).

Отстойник типа ОГ-200 (ОГ-200С, ОГ-200П) предназначен для отстоя нефтяных эмульсий с целью их разделения на составляющие - нефть и пластовую воду. Допускается применение установки для подготовки легких и средних нефтей, не содержащих сероводород и другие агрессивные в коррозионном отношении компоненты.

В шифре приняты следующие обозначения: ОГ - отстойник горизонтальный; первая цифра - вместимость емкости (м3); С - с сепарационным отсеком.

Отстойник ОГ-200С представляет горизонтальную стальную цилиндрическую емкость диаметром 3400 мм с эллиптическими днищами. При помощи перегородки емкость разделена на два отсека, из которых левый является сепарационным, а правый - отстойным. Левый и правый отсеки емкости сообщаются друг с другом при помощи двух распределителей, представляющих собой стальные трубы с наружным диаметром 426 мм, снабженные отверстиями в верхней части.

В верхней части сепарационного отсека находится сепаратор газа, соединенный при помощи фланцевого угольника со штуцером выхода газа, расположенным в левом днище.

В верхней части правого отсека размещены четыре сборника нефти, соединенные с коллектором и штуцером выхода отстоявшейся нефти. В нижней части этого отсека имеется штуцер для удаления отделившейся воды. Подогретая нефтяная эмульсия через штуцер поступает в распределитель, расположенный в верхней части сепарационного отсека. При этом из обводненной нефти выделяется часть газа, находящаяся в ней как в свободном, так и в растворенном состоянии. Отделившийся газ сбрасывается в сборную сеть. Уровень жидкости в сепарационном отсеке регулируется при помощи регулятора межфазного уровня. Дегазированная нефть из сепарационного отсека поступает в два коллектора, находящиеся в отстойном отсеке. Из коллекторов нефть поступает под коробчатые распределители и через отверстия направляется тонкими струйками под уровень пластовой воды в отсеке. Благодаря наличию коробчатых распределителей нефть приобретает вертикальное движение по значительной площади агрегата. Обезвоженная нефть всплывает вверх и поступает в сборники и выводится из аппарата. Отделившаяся от нефти пластовая вода поступает в правую часть отстойника и сбрасывается в систему подготовки промысловых вод.

Отстойник ОГ-200С поставляется комплектно с контрольно-измерительными приборами, позволяющими осуществлять автоматическое регулирование уровней раздела нефть-газ и нефть-пластовая вода в отсеках, а также местный контроль за давлением среды в аппарате.

Резервуары.

Нефтяные резервуары по назначению подразделяются на сырьевые, технологические и товарные. Сырьевые резервуары служат для приема обводненной нефти. Технологическими считаются резервуары для предварительного сброса воды, а также резервуары, используемые как отстойники. Резервуары, в которые поступает обезвоженная или обессоленная нефть для последующей сдачи в магистральный нефтепровод, называются товарными.

Резервуарный парк - это группа сырьевых и технологических резервуаров, сосредоточенных в одном месте. Если в составе этой группы имеются товарные резервуары, то ее называют товарным парком.

Различают наземные, полуподземные и подземные резервуары. На нефтяных месторождениях наибольшее распространение получили цилиндрические стальные наземные резервуары, реже применяют полузаглубленные или заглубленные железобетонные.

Вертикальные стальные резервуары (РВС) стандартизованы и различаются номинальными объемами. Так резервуар РВС-1000 имеет номинальный объем 1000 м3, РВС-3000 - 3000 м3.

Основные элементы вертикального стального резервуара: днище, корпус и крыша. Днище укладывается на специальное основание - фундамент, вокруг которого для отвода ливневых вод устаивают кювет с уклоном в сторону канализационной сети. Корпус резервуара в зависимости от объема и высоты изготавливают из листовой стали толщиной от 4 до 10 мм.

Оборудование резервуара предназначено обеспечивать правильную и безопасную его эксплуатацию:

- наполнение и опорожнение;

- измерение уровня нефти;

- отбор проб нефти;

- поддержание давления в резервуаре в безопасных пределах;

- удаление подтоварной воды.

Кроме того, резервуары оснащаются лестницами и противопожарными средствами. Технологические резервуары для предварительного сброса воды или отстоя нефти оборудуются нижними маточниками для равномерного распределения нефтяной эмульсии по сечению резервуара и переливными трубами для удаления воды из него.

Нагреватели.

При сборе высокопарафинистых, вязких нефтей, а также нефтей, имеющих высокую температуру застывания с целью обеспечения текучести нефти, необходимо подогревать продукцию скважин вплоть до центрального пункта сбора и подготовки нефти и газа.

Печь трубчатая блочная ПТБ-10 предназначена для подогрева обводненных нефтей перед аппаратами глубокого обезвоживания и обессоливания. Допускается применение установки для нагрева нефтяных эмульсий с повышенной коррозионной активностью и склонностью к отложению солей и механических примесей на установках подготовки нефти пропускной способностью 3; 6 и 9 млн. т в год. В шифре установки приняты следующие обозначения: ПТБ - печь трубчатая блочная; первая цифра - номинальная тепловая производительность; вторая - допустимое рабочее давление.

Блок управления и сигнализации поставляется в утепленном укрытии и служит для автоматического и ручного розжига газовых горелок, сигнализации об отклонении давления и температуры нагрева нефти от значений, заданных технологическим процессом.

Печь ПТБ-10 работает следующим образом. Воздух от вентиляторов по воздуховоду подается в тангенциальный вход камеры сгорания и поступает в кольцевое пространство, образованное внутренней поверхностью корпуса и внешней поверхностью жаровой трубы. По кольцевому пространству воздух спиралеобразно движется вниз к днищу камеры, где смешивается с топливным газом, поступающим в камеру через тройник. Далее топливная смесь поступает во внутреннее пространство камеры, в котором происходит ее сгорание. Продукты сгорания топлива из четырех камер сгорания через сопла-конфузоры в виде плоских струй поступают во внутреннее пространство теплообменной камеры. Скорость струй у устьев сопел-конфузоров составляет 100-120 м/с, а температура 160-1700С. Струи инжектируют уже охлажденные дымовые газы из нижних боковых зон теплообменной камеры, создавая интенсивную рециркуляцию продуктов сгорания, смешиваются с ними и охлаждаются. Кратность рециркуляции продуктов сгорания в теплообменной камере составляет 2,5-3.

Таким образом, трубы змеевиков омываются охлажденными продуктами сгорания с температурой 700-900С, в результате чего теплота нагреваемой среды передается более равномерно без местных перегревов труб змеевиков.

6. Сепарация нефти от газа

Внедрение напорной герметизированной системы сбора нефти и газа связано с необходимостью применения нового сепарационного оборудования и определения оптимальных режимов сепарации (отделения) нефти от газа.

Работу по изучению процесса отделения нефти от газа ведутся в Гипровостокнефти, БашНИПИнефти и ряде других институтов. При рассмотрении влияния различных параметров на сепарацию выделяют два основных показателя: полноту извлечения газа из нефти и унос капелек нефти вмести с газом. Эти показатели зависят от числа ступеней сепарации, давления по ступеням сепарации, температуры и объёма поступающей нефтегазовой смеси, а также от конструкции сепараторов.

Повышение давления в сепараторе приводит к уменьшению рабочего газового фактора, плотности, молекулярного веса и теплоты сгорания выделяющегося газа, а также к уменьшению содержания в нём тяжёлых углеводородов. Нефть при этом становится менее плотной и вязкой, увеличивается в ней содержание лёгких углеводородов, которые улетучиваются при снижении давления до атмосферного.

Состав отсепарированного газа в зависимости от давления меняется следующим образом: при увеличении давления в сепараторе уменьшается содержание пропана, бутанов и пентанов+высшие, увеличивается содержание митана. Так, при повышении давления сепарации от 0,2 до 1,5 кгс/см2 количество прпана и бутанов уменьшилось от 498-572 до 382-446 г/м3, а количество пентанов+высшее-от 104-125 до 52-82 г/м3.

Существенное влияние на количество и состав выделяющегося газа оказывает температура сепарации. С повышением температуры увеличивается количество выделяющегося газа, а также содержание в нём тяжёлых углеводородов. При изменении режима сепарации на практике, как правило, температуру нефтегазовой смеси искусственно не меняют. Поэтому влияние температуры на процесс сепарации связано с изменением температуры окружающей среды и дебита скважины.

Влияние изменения расхода особенно заметно при сепарации в вертикальных гравитационных cепараторах. Увеличение производительности по нефти приводит к редкому возрастанию уноса газа вместе с нефтью. Количество уносимого газа тем больше, чем выше скорость движения нефти. При сепарации больших количеств газонефтяной смеси приходится увеличивать число сепараторов с тем, чтобы добиться оптимальной производительности каждого из них.

Величина газового фактора сепарируемой нефти оказывает такое же влияние на качество сепарации, как и производительность. С увеличением газового фактора повышается унос газа вместе с нефтью при неизменной производительности сепаратора. Поэтому сепарация нефтей с большими газовыми факторами в вертикальных гравитационных сепараторах связана с потерями лёгких углеводородов даже при небольших расходах газонефтяной смеси.

При высоких устьевых давлениях скважин применяется многоступенчатая сепарация нефти и газа, имеющая следующие преимущества перед одноступенчатой сепарацией:

а) увеличивается количество товарной за счет сохранения в ней лёгких углеводородов; нефть становится менее плотной и вязкой;

б) используется энергия пласта при транспорте нефтяного газа первых ступеней сепарации;

в) уменьшается содержание тяжёлых углеводородов в нефтяном газа первых ступеней сепарации, что облегчает его транспорт.

Гипровостокнефтью были проведены исследования многоступенчатой сепарации на передвижной установке, состоящей из моделей газосепараторов промышленного типа. На основании анализа полученных результатов были сделаны следующие выводы:

а) при многоступенчатой сепарации количество жидких углеводородов после сепарации на 2,0-2,5% по весу, причём около 50% этой величины составляют тяжёлые углеводороды;

б) газоперерабатывающие заводы следует строить в две очереди: сначала установки для газа низших ступеней сепарации, а затем вводить вторые очереди переработки газа первой ступени сепарации; это повышает степень утилизации газа в начале эксплуатации месторождения;

в) многоступенчатая сепарация особенно эффективна на новом, еще не обустроенном нефтяном месторождении с достаточно высокими, устойчивыми во времени устьевыми давлениями на скважинах.

Институтом БашНИПИнефть проводились опыты по изучению многоступенчатой сепарацией башкирских месторождений. Режимы сепарации устанавливали практически возможные, исходя из существующего фонда скважин и давлений на их устьях. В результате опытов были отмечены следующие закономерности:

а) количество отсепарированного газа зависит от числа ступеней сепарации и распределения давления: с увеличением числа ступеней сепарации количество газа уменьшается, а при равном числе ступеней сепарации выделение газа уменьшается при повышении давления на первой ступени;

б) весовое количество газа при многоступенчатой сепарации может быть уменьшено на 20-25%, в основном за счет снижения в нём пропан-бутановой фракции;

в) сокращение тяжёлых фракций в отсепарированном газе, достигаемое при многоступенчатой сепарации, не исключает необходимости отбензинивания его на газопереробатывающих заводах.

В зарубежной практике на нефтяных промыслах используются газонефтяные сепараторы двух типов-двухфазные и трехфазные. В трехфазных сепараторах, помимо отделения газа от нефти, производится и отделение воды. Как двухфазные, так и трёхфазные сепараторы выполняются следующих конструкций: вертикальные, горизонтальные и сферические.

По эффективности сепарации, устойчивости сепарированных фаз и производительности лучшие показатели у горизонтальных сепараторов. Вертикальные сепараторы отличаются большей гибкостью регулирования, а сферические-простой конструкции. Для нефтей с большими газовыми факторами применяются, как правило, горизонтальные сепараторы.

Выделение газа из нефти при ступенчатом разгазировании осуществляется только за счёт снижения давления; при этом бесполезно теряется колоссальный запас энергии, заключённый в нефтегазовом потоке, что приводит к необходимости применения для дальнейшего сбора и транспорта нефти и газа дорогостоящих компрессорных и насосных агрегатов. Современные сепараторы не позволяют осуществлять дифференцированную сепарацию, т.е. иметь несколько ступеней сепарации в одном аппарате.

Дальнейший прогресс в области сепарации нефти от газа возможен при обеспечении максимального снижения затрат энергии на процесс сепарации, с тем чтобы заключённую в нефтегазовом потоке энергию использовать главным образом для транспорта нефти и газа. Необходимо также значительное повышение эффективности работы сепарационных аппаратов.

В этих целях могут быть испытаны такие принципы разделения нефти и газа, как воздействие на нефтегазовую смесь ультразвука, тепла, центробежных сил, а также сепарация в тонких слоях и адгезия. Возможно, что эффективное решение проблемы сепарации нефти от газа может быть найдено при комбинации указанных принципов.