Совершенствование системы сбора и подготовки нефти на месторождении Набиль

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Месторождение Набиль является одним из самых первых, вступивших в разработку месторождений севера Сахалина. В настоящее время оно находится на стадии падающей добычи. Добываемая продукция имеет большую обводненность, до 92%. Структурная карта месторождений о. Сахалина приведена на рисунке 1.

Целью моей выпускной квалификационной работы является совершенствование системы сбора и подготовки на данном месторождении. Для этого мной будет предложена технология внедрения концевых делителей фаз (КДФ), с целью снижения энергозатрат при перекачке нефтепродуктов и коррозии оборудования. Для этого необходимо подобрать технологические параметры КДФ. Для этого будет рассмотрено несколько скважин, просчитаны основные параметры и сделаны соответствующий анализ системы сбора.

Рисунок 1. Обзорная карта размещения месторождений северного Сахалина и шельфа

1. Геолого-физическая характеристика месторождения Набиль

1.1 Стратиграфия

Вскрытый бурением разрез месторождения, толщиной более 3000 м, представлен терригенными отложениями неогеновой системы, которые подразделяются на 4 свиты (снизу-вверх): уйнинскую, дагинскую, окобыкайскую и нутовскую.

Уйнинская свита - средний миоцен (N1un) вскрыта скважинами № 3, 27, 28, 32, 34, 282, 283, 284, 285, 287 и 288. Скважинами 282 и 284 установлена газоносность I горизонта.

Разрез свиты, представлен в основном аргиллитами с подчиненными прослоями песчаников. Аргиллиты темно-серые, песчанистые с раковистым изломом. Песчаники светло-серые, мелкозернистые, алевритовые. Вскрытая толщина отложений 270 м.

Дагинская свита - средний миоцен (N1dg) - основная продуктивная толща в разрезе месторождения. Отложения свиты на площади развиты повсеместно и вскрыты всеми пробуренными скважинами (кроме скважины 17).

Литологические породы свиты, представлены песками, песчаниками, алевролитами и глинами.

В разрезе свиты, выделены горизонты I, II, III, IV, IVa, V, Va, VI, VIa, VII, VIII, IX, X, XI, XII, XIII-XIV, XV-XVI, XVII-XVIII, XIX, XIXa, XX, XXa. Весь разрез дагинской свиты разделяется (снизу вверх) на подугленосную, угленосную и надугленосную подсвиты. Общая толщина свиты 2100 м.

Пески, песчаники серые, мелкозернистые, реже среднезернистые, алевритовые, слюдистые с обуглившимися растительными остатками.

Алевролиты светло-коричневые, песчаные и песчанистые с прослоями угля. Надугленосная подсвита объединяет с I по IV горизонты. Вскрытая толщина 400 м.

Песчаники серые от тонкозернистых до среднезернистых, слабосцементированные, трещиноватые. Трещины заполнены кальцитом.

Встречаются прослои алевролита серого, песчаного. Глины темно-серые, плотные, перемятые с включением гальки и растительных остатков.

Окобыкайская свита - верхний миоцен (N1ok) вскрыта всеми пробуренными скважинами (кроме 1, 2 и 28). Наибольшая толщина ее составляет 1400 м.

1.2 Тектоника

В тектоническом плане набильская структура представляет собой брахиантиклиналь субмеридионального простирания ассиметричного строения. Размеры складки: длина - 18 км, ширина - 2 км. Вся структура осложнена 20 сбросами и одним взбросом. Амплитуда сбросов изменяется в пределах 20 - 300 м. Практически все сбросы оказывают влияние на распределение залежей углеводородов.

Основное простирание сбросов близкое к широтному. Плоскости сбросов, за исключением южных (№ I, Iа, II, IIе) наклонены в северо-западном направлении.

На крыльях с глубиной увеличиваются углы падения, и уменьшается ширина складки.

Углы падения на восточном крыле от 8-10 (по I горизонту) увеличиваются до 15-20 (по XX горизонту), на западном крыле от 28-30 до 50-60 соответственно. Самый северный блок XIа представляет собой самостоятельную структуру типа структурного носа, ограниченную с севера крупным сбросом. Севернее сброса продолжение складки не прослеживается.

1.3 Нефтегазоносность

В 1907 году на площади Набиль были зафиксированы поверхностные выходы, промышленная нефтеносность была установлена в 1961 году поисковой скважиной № 5.

В результате поисково-разведочного бурения было выявлено 2 газовые залежи в уйнинской свите и 67 залежей углеводородов в дагинской свите, из которых 34 нефтяных, 4 - газонефтяных и 29 газовых.

Большинство залежей неполнопластовые, водоплавающие, тектонически-экранированные. По фазовому состоянию углеводородов залежи делятся на газовые, нефтяные и газонефтяные.

Размеры залежей варьируют в пределах от 120 до 1960 м в длину и 140-1100 м в ширину. Высоты нефтяных залежей изменяются от 5 до 211, газовых от 4 до 40 м.

Отметки контактов в залежах определены по данным опробования и результатам интерпретации материалов ГИС. Для всех залежей категорий запасов В и С1 контакты подсечены в скважинах и подтверждены опробованием. На структурных картах по кровле продуктивных пластов проведены границы нефтегазоносности в блоках по принятым отметкам ГНК и ВНК по скважинам. Все поверхности контактов нефти и воды, газа и воды приняты горизонтальными, кроме нефтяной залежи I горизонта в I блоке. Здесь установлена нефтяная водоплавающая залежь с наклонным ВНК, отметки которого изменяются от 20 м до 49,9 м. Глубина залегания залежи составляет 20 м.

Средняя нефтенасыщенная толщина коллектора 7,8 м, пористость 35%, нефтенасыщенность 75%. Пласт насыщен тяжелой, вязкой нефтью, плотность которой в поверхностных условиях 927 кг/м3. На картах эффективных и эффективных нефте- и газонасыщенных толщин приведены границы залежей, значения общих эффективных и насыщенных толщин горизонтов по скважинам, положенные в основу определения объемов залежей.

1.4 Физико-гидродинамическая характеристика коллекторов

Разрез продуктивных дагинских отложений месторождения Набиль представлен преимущественно песчано-алевритовыми разностями пород, существенно рыхлыми в верхней части разреза (I-VIII горизонты). Верхние пласты слабее охарактеризованы керном, чем нижние. Освещенность керном для верхних I-VIII горизонтов составляет единицы процентов, а нижних XIXa -XX горизонтов достигает 28-30%. Продуктивные интервалы освещены керном более полно (10-24%) для горизонтов II-VII и XV-XX, менее освещены (6%) для I горизонта и полностью отсутствуют данные по продуктивной части VIII, XIII, XIXa горизонтов.

При отборе керна из горизонтов, сложенных рыхлыми породами, их естественная структура обычно нарушалась. В рыхлых образцах визуально отмечалась примесь постороннего глинистого материала (влияние глинистого раствора), а соответственно по гранулометрическому анализу таких образцов можно ожидать завышение содержания глинистой фракции. Вследствие выноса наиболее уплотненных разностей занижены параметры коллекторских свойств пород. В большинстве рыхлых образцов нельзя было определить проницаемость (по стандартной методике).

В целом по разрезу вещественный состав пород коллекторов мало изменяется. Повсеместно развиты полимиктовые песчаники и алевролиты. Их минеральный состав весьма разнообразный. В песчаных и алевролитовых фракциях преобладает кварц и разнообразные полевые шпаты, всегда присутствуют минералы группы слюд. В составе глинистой фракции преимущественное развитие получили монтмориллонит и гидрослюды. Цемент в основном смешанный - глинистый и частично карбонатный.

На фоне общего закономерного уменьшения пористости пород коллекторов XX горизонта с глубиной встречаются частые случайные отклонения, например, для резервуара залежи в IV блоке, где наряду с коллекторами, характеризующимися нормальной для данной глубины пористостью 20-22%, локально развиты породы с аномально высокой пористостью (до 24-26%).

На формирование емкостных свойств пород коллекторов I горизонта существенное влияние оказал предокобыкайский размыв дагинских отложений. В зонах размыва с зафиксированным уменьшением мощности I горизонта (район скважин 39, 106, 115) пористость снижается до 28%, а на преобладающей площади превышает 30%, достигая 36% на участке современного раскрытого залегания.

Значения пористости изменяются от 0,21 до 0,32%. Из-за рыхлости образцов проницаемость определялась только по уплотненным частям, что значительно снизило истинные значения. По изученным образцам проницаемость изменяется от 0,01 до 0,510 мкм2.

Пористость пород коллекторов по блокам изменяется незначительно и в среднем составляет 20-21%, проницаемость 0,003-0,502 мкм2.

Песчаники мелкозернистые, алеврито-глинистые, карбонатистые, плохо отсортированные, сцементированные глинисто-карбонатным цементом. Алевролиты глинисто-песчаные, карбонатные, разнозернистые. Пористость пород коллекторов изменяется от 20 до 25%, проницаемость 0,001-0,067 мкм2.

По петрографическому составу обломочный материал в песчаниках месторождения Набиль представлен в основном зернами кварца, полевого шпата, в меньшем количестве встречаются обломки кремнистых, кремнисто-слюдистых, кварцитовидных пород и единичных обломков эффузивов. Полевые шпаты слабо пелитизированы. Пластинки слюды иногда значительно изменены, хлоритизированы, расщеплены на концах на тонкие волокна, реже они гидратизированы и замещаются хлоритом или железистым карбонатом. По петрографическому составу основная масса глин и аргиллитов представлена тонкочешуйчатым глинистым материалом с примесью хлорита. Обломочный материал алевритовый, мелкопесчаный, распределен неравномерно, составляя от 10 до 60%. Состоит из кварца, полевого шпата, обломков кремнистых кварцитовидных пород. Отмечаются углефицированные обрывки растительной ткани, часто пиритизированы.

1.5 Свойства и состав нефти, газа и воды

Наиболее плотные и вязкие нефти на месторождении встречены в верхних горизонтах. Скачкообразное уменьшение плотности и вязкости нефти отмечается в VIII горизонте. Ниже по разрезу плотность нефти незначительно возрастает и остается почти постоянной в XIXa, XX пластах.

Растворенный в нефти газ сухой, метановый, с низким содержанием не углеводородных компонентов (азота 0,1-3%, углекислого газа 0,1-1,5%). Близкими свойствами и составом характеризуется и свободный газ газовых шапок. Пластовые нефти месторождения изучены по 11 глубинным пробам, отобранным из 11 скважин. Подземные воды месторождения относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу с общей минерализацией 2,5-18,5 г/л. Геотермическая ступень 32-34 м/ С.

Нефти месторождения Набиль характеризуются резкой изменчивостью физико-химических свойств по разрезу месторождения и значительным постоянством их по площади залежей. Нефти верхних горизонтов тяжелые, высокосмолистые, высоковязкие. Они содержат незначительное количество парафина и светлых фракций, выкипающих до 300?С; содержание серы в них составляет 0,27-0,39%.

Сепарированная нефть I горизонта охарактеризована пробами из 19 скважин. Плотность нефтей изменяется по площади залежей незначительно - от 0,943 до 0,917 г/см3 и в среднем по горизонту составляет 0,938 г/см3, средняя вязкость нефти при 20°С равна 0,29·10-3 м2/с.

С увеличением глубины залегания плотность нефти уменьшается до 0,786 г/см3, снижается содержание смол до 2,4%, увеличивается содержание парафина до 3-7% и выход светлых фракций. Различия свойств нефти в пределах залежи XX горизонта более значительны. Плотность нефти изменяется от 0,813 до 0,847 г/см3, соответственно и другие параметры, а нефть из скважины 51 по своим свойствам граничит с конденсатом.

В целом сепарированные нефти нижних горизонтов относятся к легким, малосмолистым, высокопарафинистым нефтям с незначительным содержанием серы и высоким выходом светлых фракций. Нефти нижних горизонтов застывают в пределах температур от +5 до +15°С, что обусловлено высоким содержанием в них парафина. Температура насыщения нефти парафином изменяется по площади залежи ХХ горизонта в пределах +13 - +16°С.

Пластовые нефти XIXа горизонта охарактеризованы по результатам исследования глубинной пробы нефти из скважины 25, вскрыв XIXа горизонт в интервале 1577-1593 м.

Глубинная проба отобрана в первый месяц эксплуатации скважины 2.11.1976 г. Скважина во время отбора пробы работала на 5 мм. штуцере с дебитом нефти 14,3 м3/сутки и газовым фактором 630 м3/т. Забойное давление в момент отбора пробы составило 7,6 МПа, температура пласта 51° С. Пробоотборники содержали нефть с избытком газа, давление насыщения значительно превышали начальное пластовое давление (19, 15; 22; 23 МПа).

Судя по результатам отбора глубинных проб и по величине газового фактора, залежь работает с начала разработки на режиме растворенного газа. Поэтому давление насыщения нефти принято равным начальному пластовому давлению 16,0 МПа.

Нефть I горизонта охарактеризована по результатам исследования глубинной пробы скважины 102, отобранной 28 мая 1977 года в первый месяц работы скважины с глубины 600 м. В момент отбора скважина работала на 6 мм, штуцере с забойным давлением 5,4 МПа, пластовое давление составило 6 МПа. Отбор производился в условиях двухфазного потока на забое скважины - давление насыщения превышает пластовое. Скважина работает с газовыми факторами, превышающими начальную газонасыщенность. Поэтому давление насыщения нефти принято равным пластовому давлению. Обобщая изложенный материал о свойствах пластовых и сепарированных нефтей месторождения Набиль, можно отметить следующее:

- в начальных пластовых условиях нефти полностью насыщены газом, т. е. имеют давления насыщения, соответствующие начальным пластовым давлениям;

- в распределении свойств сепарированных нефтей по разрезу месторождения отмечается уменьшение плотности от 0,93 до 0,876 г/см3 . Изменяются и остальные параметры: увеличивается выход светлых фракций до 300°С от 24 до 84%, снижается содержание “акцизных” смол от 28 до 2%, увеличивается содержание парафина от 0,16 до 4%. В соответствии с содержанием парафина изменяется температура застывания нефти от ниже -20°С до +15°С;

- у пластовых нефтей по разрезу месторождения происходит улучшение растворяющей способности, заметно снижается плотность и вязкость пластовых нефтей.

2. Анализ разработки месторождения Набиль

Главной особенностью месторождения Набиль является наличие основного объекта разработки. Залежь I пласта в VII блоке, которая в силу благоприятных геологических и гидродинамических обстоятельств оказывает довлеющее влияние на ход разработки месторождения. В целом доля в добыче нефти по залежи I пласта в VII блока составляет 78,6% (текущая). Доминирует, хотя не столь впечатляюще, эта залежь и в распределении запасов нефти - 43,5% от балансовых запасов, 67,1% от начальных извлекаемых запасов.

Рисунок 1. Добыча нефти по месторождению Набиль

С начала разработки по месторождению извлечено 3585,942 тыс. т нефти, 5058,226 тыс.т воды, 294,98 млн.м3 попутного газа и 9681,9 тыс.м3 жидкости в пластовых условиях. Текущий коэффициент нефтеотдачи составляет - 0,22, извлекаемые запасы использованы на 67,6%. В 2005 году прирост извлекаемых запасов нефти по I пласту VII блока составил 1130,0 тыс. т, по XIII пласту - 34,0 тыс. т (Рисунок 1).

Месторождение Набиль имеет ряд особенностей геологического строения и разработки, географических факторов, которые обуславливают уникальность этого объекта:

- активное проявление водонапорного режима по залежам верхних горизонтов;

- отсутствие четкой "полки", т. е. вторая стадия за счет разновременности подключения новых объектов к разработке имеет 2 максимума (1982-1984 гг. и 1988-1989 гг.);

- удаленность от основных коммуникаций НГДУ "Катанглинефтегаз", автономность, обусловленная этой удаленностью.

В 2006 году было запланировано извлечь 92,606 тыс. т нефти. Фактически добыто за год 92,606 тыс. т нефти, 371,756 тыс. т воды, 3 млн. м3 попутного газа. Добыто 7,79 млн. м3 природного газа.

В 2006 году темп отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) составляет - 1,75%, от текущих запасов (ТИЗ) - 5,4%.

С середины 1989 по 1995 годы добыча нефти по месторождению падала примерно на 10-15 тыс. т ежегодно.

Основной причиной, обуславливающей подобное снижение, являлся рост процента обводненности продукции. В 1992-1995 гг. этот процесс стабилизировался на уровне 65-66%, в последующем обводненность вновь начала расти с темпом 2-3 % в год (Рисунок 2).

Здесь сказались особенности разработки I пласта VII блока:

во-первых, динамика обводнения в целом по месторождению могла быть более стремительной, если бы не остановился рост процента обводненности по залежи в 1989-1991 гг. (влияние ППД - закачка воды в нагнетательные скважины);

во-вторых, ввод горизонтальных скважин - № 73 (1992 г.), № 188 (1993 г.) и № 192, 193 (1995 г.), № 189, 194 (1996 г.) значительно "смазал" график обводненности в последующие годы.



Рисунок 2. Рост обводненности по месторождению Набиль

В 1996 году в связи с переводом более десятка скважин на совершенно иной способ добычи - электро-винтовыми насосами (ЭВН) обводненность, как ни странно, уменьшилась, что повлекло за собой рост дебитов нефти.

Перевод скважин ХХ пласта на XIXa пласт и приобщение XIXa пласта привело к снижению процента обводненности в 2001 году на не продолжительный период.

Падение уровней добычи в первые годы 90-х могло быть не столь значительным, особенно в 1993-1995 гг. Резкое ухудшение состояния эксплуатационного фонда в связи с сильным пескопроявлением сказалось самым отрицательным образом. Ввод новых скважин (горизонтальных), возобновление ППД и перевод на ЭВН способствовали стабилизации и даже незначительному росту нефтедобычи - это притом, что бездействующий фонд на месторождении оставался и остается самым большим (по отношению к числу эксплуатационных скважин) (Таблица 1).

Дебит жидкости за предыдущие 6 лет оставался на уровне 20-20,9 т/сут., без признаков закономерного и резкого изменения в ту или иную сторону. Однако в 2004 году дебит жидкости снизился до 18,6 т/сут., снижение дебита жидкости обусловлено работой фонтанных скважин, находящихся на побережье Набильского залива (в работе одна скважина № 78, скважина № 85 находится в бездействии - ОКР), снижением дебита жидкости скважин XIXa пласта, в связи с падением пластового давления.

Таблица 1 - Фонд скважин месторождения Набиль

Показатели / Год	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006
Эксплутационный фонд скважин	86	76	83	84	78	75	80	80
Действующий фонд скважин	69	55	67	69	69	68	74	72
Средний дебит 1 скважины нефть, т/сут.	5,2	5,7	5,6	4,8	4,6	4,4	3,9	3,7
Средний дебит 1 скважины жидкость, т/сут.	17,9	21,3	20,2	20,9	18,3	20	20,2	18,6
% обводненности	71	73,2	72,5	77,2	74,8	78	80,9	80,1

Следующим важным фактором, определяющим процесс нефтедобычи, является состояние фонда скважин. На месторождении Набиль в действующем фонде 46 скважин эксплуатируются ШГН, 24 скважины винтовыми насосами, 2 скважины фонтанным способом (№ 78, 202) (Рисунок 3).

На месторождении Набиль нефтяной фонд скважин находится не в лучшем состоянии. Это сказывается не только из-за удаленности промысла, сложных геологических условий разработки, а также из-за роста простоев скважин, сильного пескопроявления и низких МПР, роста процента обводненности, простоя скважин в ожидании проведения сложных капитальных работ по ликвидации аварии и ожидания крепления призабойной зоны пласта.

Рисунок 3. Добыча нефти по способам эксплуатации по месторождению Набиль в 2006 году

В 2006 году основные геолого-технические мероприятия были направлены на крепление призабойной зоны пласта крепителем «М», работы выполнены на 19 скважинах. Произведены переводы на другой пласт по шести скважинам, произведен дострел I пласта по скважине № 176, по скважине № 52 (ХХ пласт) проведены работы по приобщению XIXa пласта. Проведены ловильные работы на трёх скважинах, обработка призабойной зоны ХХ пласта по двум скважинам. В связи с низкой приемистостью по нагнетательной скважине № 183 проведена глинокислотная обработка.

Эксплуатационный фонд на конец года включает 80 скважин, действующий фонд включает 72 скважин, бездействующий - 8. В консервации 12 скважин, в наблюдательном фонде 32. Уменьшение действующего фонда произошло за счет вывода скважин № 25, 110 в наблюдательный фонд. Увеличение бездействующего фонда на две скважины связано с выводом скважины № 194 в ожидание капитального ремонта по ликвидации аварии, переводом из консервации в бездействие скважины № 106, увеличение наблюдательного фонда на 4 скважины связано с выводом обводненных скважин (№ 136, 150, 113, 213) (Таблица 2).

В 2006 году в действующий фонд из бездействия были введены скважины № 52 (после КРС - приобщение XIXa пласта), № 72 (ликвидация прихвата НКТ), № 148 (крепление ПЗП).

На 01.01.2007 года в нагнетательном фонде находятся 3 скважины (в бездействии), закачка воды производилась периодически в связи с плохой приемистостью скважин и быстрым ростом процента обводненности по нефтяным скважинам. Всего за 2006 год закачано 12,4 тыс. м3. воды, при плане 58,8 тыс. м3, прирост нефти от закачки составил 1,5 тыс. т нефти.

С начала процесса закачано 1236,04 тыс. м3 воды. Прирост в добыче составляет 48,72 тыс. т дополнительной нефти.

Таблица 2 - Добыча нефти по видам эксплуатации на месторождении Набиль

Добыча нефти, тонн	1998 г.	1999 г.	2000 г.	2001 г.	2002 г.	2003 г.	2004 г.	2005 г.	2006 г.
Всего:	120387	120570	115002	108566	110002	109062	104105	89582	92606
ШГН	104695	81567	81637	80784	77241	85849	67184	42590	41121
Фонтанный	5116	3866	1049	452	2015	1630	945	1436	1863
Винтовой	10576	35137	32316	27330	30746	21583	35976	45556	49622

Геологическая служба НГДУ "Катанглинефтегаз" в анализе разработки нефтяных и нефтегазовых залежей месторождения обычно оперирует следующим набором эксплуатационных объектов: I, II-III, VIII-ХIII, XIV-ХV, XIX, XIXa, ХХ пласты как отдельные объекты; IV, IVa, V, VII горизонты в VI блоке предлагаем объединить в самостоятельный эксплуатационный объект ввиду максимального совпадения контуров нефтеносности и малых запасов нефти. Но объектами разработки, как и прежде, мы принимаем отдельные залежи.

Ниже рассматриваются практически все скопления УВ, но основной упор делается, конечно, на объекты разработки. В обзор не включены новые залежи самой южной оконечности месторождения. Из газовых залежей анализ ведется по залежам Северного участка.

Промышленные запасы нефти (согласно балансу ООО "Роснефть-Сахалинморнефтегаз") сосредоточены в V и VII тектонических блоках и составляют: начальные балансовые - 7800 тыс. т, начальные извлекаемые - 3964 тыс. т.

Изменение начальных запасов на 01.01.2007 года связано с изменением КИН с 37,8 до 56,7%, прирост НИЗ составил 1130 тыс. т, списание НБЗ составило - 423 тыс. т.

Сравнительно небольшая по размерам залежь нефти I пласта в V блоке разрабатывается периодически (в теплый период), ввиду значительной вязкости нефти и потенциально малых дебитов. В отчетном году кратковременно вступали в эксплуатацию скважины № 4, 19, 21. За 2006 год добыто нефти 0,129 тыс. т, воды 0,140 тыс. т, жидкости в пластовых условиях 0,282 тыс. т.

Максимальными темпами разрабатывается самая значительная по запасам и добычным возможностям - залежь VII блока, которая, является основным объектом, остаточные извлекаемые запасы на 01.01.2007 года составляют - 1086,7 тыс. т, использование извлекаемых запасов составляет - 72,2%, коэффициент нефтеотдачи - 0,412.

Залежь характеризуется наибольшей площадью нефтеносности и значительной мощностью, а значит и максимальными запасами - начальные извлекаемые составляют 3173 тыс. т, балансовые - 7411 тыс. т показатели разработки данного пласта рассмотрим на рисунке 5.

Рисунок 4. Показатели разработки I пласта месторождения Набиль

В VII тектоническом блоке I пласт имеет переменную толщину: максимальные значения на юге, а на севере отмечается размыв в районе скважин № 37, 114, 115, 126, 130, о чем свидетельствует не только закономерное уменьшение мощности горизонта, но и образцы керна из скважины № 114. Пески и песчаники, из которых сложен пласт, обладают высокими коллекторскими свойствами: пористость в среднем составляет 32% (на большей площади залежи превышает 30%, в районе размыва снижается до 28%), проницаемость 1 - 2,6 мкм2 (гидродинамические исследования). В пластовых условиях плотность нефти составляет 927,4 кг/м3, вязкость - 50 , газонасыщенность - 24 м3/т. Сепарированная нефть в стандартных условиях имеет плотность 940 кг/м3.

Объект находится в разработке с 1977 года (скважина № 102). На первоначальном этапе скважины работали фонтаном, к 1980 году по мере падения Рпл и газового фактора, в добыче нефти стал доминировать механизированный способ эксплуатации - ШГН и ЭВН.

С начала разработки по залежи извлечено 2822,3 тыс. т нефти, 3499 тыс. т пластовой воды, 164,13 млн. м3 попутного газа и 6811,3 тыс. м3 жидкости в пластовых условиях. Текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 0,381 при конечном - 0,567 (изменение КИН в 2006 году). Темпы отбора от НИЗ в течение ряда последних лет сохраняются на достаточно удовлетворительном уровне, за отчетный период - 2,3%. По объекту максимальный уровень добычи был, достигнут в 1982-1984 годах. Это заняло 5,5 лет с начала разработки.

Максимальная добыча нефти в 1986 году составила по залежи 134,62 тыс. т, среднесуточная - 368,8 т/сут. Начиная с 1987 года отмечается постепенное падение, т. е. осуществился переход в третью стадию разработки, причем за это время темп отбора нефти от НИЗ уменьшился с 6 до 2%.

За 2006 год по залежи добыто нефти: 73,997 (70,25) тыс. т нефти, 274,31 (293,77) тыс. т воды, 1,98 (2,1) млн. м3 попутного газа и 363,18 (381,66) тыс. м3 жидкости в ПУ (пластовых условиях). Среднегодовая суточная добыча нефти из залежи составила 202,2 (192,5) т. Текущая обводненность - 78,8 (80,7)%.

Основополагающим фактором обводнения, по-прежнему, осталось конусообразование и прорыв воды в скважины. В последнем случае, свое влияние оказывает закачка воды в нагнетательные скважины в северо-восточной части залежи (№ 183, 184).

Среднегодовой дебит нефти 1 скважины остался на уровне 4,2 (4,4) т/сут., жидкости уменьшился до 19,9 (22,7) т/сут. В 2004 году увеличилась добыча нефти, добываемая способом ЭВН 49,62 (45,56) тыс. т. вследствие увеличения фонда действующих скважин и увеличения межремонтного периода.

В 2004 году по ряду скважин наблюдается рост процента обводненности (№ 73, 102, 103, 113, 114, 129, 134, 141, 151, 158, 164, 169, 174, 176, 186), по горизонтальным скважинам № 189, 192 рост процента обводненности в пределах от 2,0% до 7,0% в год. Из-за обводнения продукции, по скважинам наблюдается снижение дебитов нефти. На рост процента обводненности, в 2006 году оказала периодическая закачка воды в нагнетательные скважины № 183, 184 I пласта VII блока, в остальных случаях, сыграли свою роль естественные факторы в сочетании с технологическими, т.е. подъем конуса при увеличении дебита жидкости.

В 2006 году на скважинах (№ 164, 140, 139, 120, 148, 195, 179, 123, 143, 128, 174), с сильным пескопроявлением и низким МРП, были проведены работы по креплению призабойной зоны пласта крепителем «М». По скважине № 176 произвели дострел кровли пласта в интервале 584 - 592 м. В октябре месяце горизонтальная скважина № 194 была выведена в бездействие из-за прихвата НКТ, проведение КР скважин по ликвидации аварии до конца года не увенчались успехом. КР скважин по скважине будет окончен в 2007 году.

Коэффициент эксплуатации по скважинам залежи I пласта VII блока за отчетный период составил 0,912 (0,889), в том числе по способам эксплуатации: ШГН - 0,870 (0,870), ЭВН - 0,961 (0,914).

Рост добычи жидкости по залежи с 1996 года связан с вводом в эксплуатацию 6 горизонтальных скважин. Первоначальный рост процента обводненности составлял от 4% до 6%, в последние годы эксплуатации рост составляет в пределах 2%.

В 1995 году пробурены и были введены в нагнетание скважины: № 183, 184, а в 1999 году после перевода на I пласт, начата закачка воды в скважину № 182. Интервал перфорации в скважинах выбирался с учетом опыта закачки предыдущего периода ниже отметки ВНК. Местоположение скважин было выбрано с учетом ускорения разработки слабодренированных зон.

В 2006 году закачка воды осуществлялась периодически, май-июнь в скважину № 183 закачано 4,3 тыс. м3 воды с суточной приемистостью 150 м3/сут., в октябре - ноябре месяце в две скважины (№ 183, 184) закачано 8,1 тыс. м3 воды. Всего за год закачано для ППД 12,4 тыс. м3 воды. Коэффициент эксплуатации составил 0,8. Нагнетательные скважины в течение года находились в простое из-за слабой приемистости в связи с обильным пескопроявлением и глинизацией призабойной зоны (в ожидании проведения ГКО).

Таблица 3 - Динамика добычи жидкости и нефти за последние 8 лет

Добыча за год	1999 г.	2000 г.	2001 г.	2002 г.	2003 г.	2004 г.	2005 г.	2006 г.
Нефти, тыс. т	95,553	97,593	97,150	90,315	75,400	79,613	70,257	73,997
Воды, тыс. т	169,92	233,00	213,67	249,66	236,57	291,12	293,8	274,31
Жидкости, тыс. т	265,47	330,6	310,82	339,97	311,97	370,73	364,02	348,31
Qн 1 скважины, т/сут.	5,5	6,1	6,2	5,2	4,4	4,8	3,9	4,2
Qж 1 скважины, т/сут.	15,3	20,7	19,9	19,5	18,2	22,3	20,2	19,9
% обводненности	64,0	70,5	68,7	73,4	75,8	78,5	80,7	78,8

В октябре месяце по скважине была проведена глинокислотная обработка призабойной зоны пласта, среднесуточная приемистость составила от 160 м3/сут. до 200 м3/сут. По скважине № 184 в октябре месяце был проведен КР скважин по ликвидации аварии (прихват НКТ). В конце ноября месяца обе нагнетательные скважины были остановлены в связи с быстрым обводнением нефтяного фонда скважин (в северо-восточной) части залежи. Быстрый рост процента обводненности привел к падению среднесуточной добычи нефти по месторождению Набиль с 262 т/сут. (май) до 240 т/сут. (декабрь).

Всего с начала второго этапа закачано 647,88 тыс. м3 воды, прирост добычи нефти с начала процесса составил 48,72 т нефти.

Прирост нефти от закачки воды по годам составил: в 1997 г. - 1600 т, 1998 г. - 5800 т, 1999 г. - 4400 т, 2000 г. - 8700 т, 2001 г. - 8500 т.

2002 г. - 5880 т, 2003 г. - 4500 т, 2004 г. - 5000 т, 2005 г. - 2840 т, 2006 г. - 1500 т. (Таблица 3). Всего за весь период закачано воды - 165,63 тыс. м3. С начала процесса удельный расход воды на дополнительно добытую нефть составил 23,9 м3/т. Характер реагирования скважин на закачку воды и динамика изменения % воды примерно такая же, как и в годы первого этапа.

С целью выявления прироста от ППД и других особенностей процесса нагнетания наблюдение велось за работой 18 эксплуатационных скважин, расположенных в этой зоне нагнетания воды - № 102, 114, 115, 122, 124, 126, 133, 134, 137, 157, 161, 162, 167, 139, 140, 168, 164, 112. Работа затруднялась наложением ряда факторов, особенно влиянием изменения способа добычи ШГН на ЭВН, поэтому в случае явно выраженного эффекта от данного мероприятия, прирост этот нами не учитывался.

По нескольким скважинам (№ 102, 124, 133, 134, 139, 168) влияние закачки пока не заметно, по некоторым другим это влияние (в смысле роста дебита нефти) длится в течение ограниченного периода, в дальнейшем наблюдается рост процента обводненности - скважины № 126, 164, 137, 157, 161, 167. По скважинам № 112, 114, 115 рост дебита жидкости и нефти произошел за счет смены режима работы с ШГН на ЭВН.

Следует отметить: в работе нагнетательных скважин наблюдаются негативные моменты, из-за образования песчаных пробок, под нагнетанием находится лишь верхняя часть интервала перфорации (это подтверждают результаты ГДИ). В результате частого образования песчаных пробок нагнетательные скважины работают нестабильно и с низким межремонтным периодом.

Средневзвешенное Р пластовое по залежи, рассчитанное в пределах первоначального контура нефтеносности, за 1999 г. равнялось 8,92 МПа (8,87 МПа - 1996 г., 8,5 МПа - 1995 г.) в 2003 году в пределах 8,3 МПа, в 2005 году - 8,0 МПа, в 2006 году - 7,82 МПа.

Небольшой рост пластового давления был обусловлен началом нагнетанием воды пластовой воды в пласт нагнетательными скважинами № 182, 183, 184.

Однако наблюдения за давлениями, в процессе разработки, в целом позволяют сделать вывод о прекращении дальнейшего роста Рпл., имеющиеся данные отмечают снижение пластового давления по залежи на 2,0-3,0 МПа в год.

На месторождении Набиль пробурено 6 горизонтальных скважин, 5 скважин на I пласт в VII блоке, 1 (№ 193) на ХХ пласт в IV блоке. Всего за период эксплуатации добыто 178,83 тыс. т нефти, среднесуточная добыча за 2006 год составила 19,0 т/сут. Результат разработки горизонтальных скважин отражен на рисунке 6.

Максимальная добыча нефти приходится на 1997-1998 годы, с 1999 года идет падение добычи нефти. С 1996 года наблюдается резкий рост процента обводненности по скважинам № 188, 192, до 2002 года процент обводненности держался на уровне 63 - 65%.

В 1999 году из-за обводнения была остановлена скважина № 189, в результате быстрого роста обводненности в 2005 году до 83,1% была остановлена скважина № 188, в 2006 году процент обводненности снизился до 80,3%.



Рисунок 6. Добыча нефти по горизонтальным скважинам месторождения Набиль

Ввод горизонтальных скважин на начальном этапе позволил стабилизировать добычу нефти по месторождению, динамику обводненности, которая на протяжении 1992-2000 гг. оставалась на уровне 65%.

Рост добычи нефти по горизонтальным скважинам наблюдался до 1999 года, максимальная годовая добыча составила - 20,16 тыс. т. За последние годы идет снижение добычи нефти на 2,0-4,0 тыс. т нефти в год. Рост процента обводненности прослеживается по всем горизонтальным скважинам (Таблица 4).

Таблица 4 - Обводненность горизонтальных скважин на месторождении Набиль

№ скважины	1998 г.	1999 г.	2000 г.	2001 г.	2002 г.	2003 г.	2004 г.	2005 г.	2006 г.
73	26,1	37,4	45,4	43,8	53,1	54,8	60,8	71,2	72,0
188	64,3	73,5	75,0	67,9	73,2	83,8	93,2	98,1
193	23,0	27,9	58,6	43,7	39,6	37,0	28,4	50,0	38,3
192	75,0	70,3	80,5	73,0	76,0	79,9	83,7	84,3	87,4
189	13,5	18,3	91,0	--	94,8	91,9	89,4	90,1	90,8
194	13,5	10,7	23,2	42,7	41,7	50,0	41,0	48,2	49,3
всего	52,7	52,6	65,5	59,0	65,1	73,0	81,5	83,1	80,3

Анализ динамики обводнения горизонтальных скважин не выявил каких-то особенностей, отличающихся от развития процессов обводнения вертикальных скважин. Главным фактором по-прежнему остается величина раздела "ВНК - интервал перфорации". Однако сравнение динамики обводнения новых скважин, введенных в разработку за последние семь лет, позволяет заключить, что рост обводненности по горизонтальным скважинам на нынешнем этапе происходит меньшими темпами.

3. Анализ существующей системы сбора и подготовки на месторождении Набиль

На основании показателей разработки можно сделать вывод о том, что обводненность добываемой продукции в скором времени будет достигать 95% и более, и необходимо предпринимать какие-то мероприятия. В связи с этим существующие производственные мощности не смогут эффективно работать, и процесс сепарации ухудшится. Также будут увеличиваться затраты и при перекачке продукции до УКПН Катангли. Рассмотрим и проанализируем работу существующей системы сбора и подготовки на месторождении.

УСН Набиль, предназначен для сепарации газожидкостной смеси поступающей с нефтяных скважин, подачи попутного газа низкого давления на собственные нужды (на путевые подогреватели типа ПП-0,63), сброса подтоварной воды на цели ППД, а также перекачки нефти на УКПН Катангли (Рисунок 5).

Общий принцип работы УСН Набиль представляет следующие циклы. Газожидкостная смесь с добывающих скважин поступает по четырем отдельным коллекторам (с разных АГЗУ) на УСН «Набиль». Четыре отдельных коллектора объединяются в центральный коллектор, и жидкость со всего фонда добывающих скважин поступает на прием сепаратора первой ступени типа БН-2000.

В технологической емкости БН-2000, оборудованной гидроциклонным сепаратором, происходит первичное отделение газа от пластовой жидкости за счет резкого снижения давления потока. Регулирование работы технологической емкости БН-2000 осуществляется в автоматическом режиме при помощи механического регулятора уровня (на линии выхода газа установлен регулировочный клапан, связанный системой тяг с поплавковым уровнемером).

Дегазированная жидкость четырьмя параллельными потоками поступает на ПП-0,63 № 1,2,3,4. Перед поступлением на путевые подогреватели в пластовую жидкость вводится раствор деэмульгатора из блока реагентов БР.

Подогретая жидкость поступает на КСУ. В КСУ происходит конечное отделение газа от пластовой жидкости. Из КСУ жидкость самотеком поступает через распределительную гребенку (маточник) в РВС-2000. В РВС-2000 под действием гравитационных сил происходит расслоение жидкости на нефтяную и водяную фазу.

Из РВС-2000 нефть через переливную ванну (высота перелива 8,2 м) поступает самотеком на нефтяной буллит. Из нефтяного буллита, нефть самотеком поступает на две шурф - скважины, оборудованные погружными электроцентробежными насосами типа ЭЦНА 5А-250-750. Управление работой насосными агрегатами может осуществляться как в ручном, так и автоматическом режиме. В работе непрерывно должен находиться один насос, а второй запускается в работу лишь в случае превышения объема поступления нефти в буллит над объемом продукции откачиваемой одним насосом. Такой режим работы нефтяных насосов достигается при помощи регулирования их подачи (на выкидной линии насосов устанавливаются специальная штуцерная колодка) и регулирования поступления потока нефти в буллит, т.е. нефть должна поступать в буллит постоянно и равномерно в течение времени. В буллите установлены 4 датчика уровня: «нижний», «средний», «верхний» и «аварийный». Запуск в работу основного насоса производится автоматически при «загорании» «среднего» уровня, а остановка при «погасании» «нижнего» уровня. Второй насос запускается в случае «загорания» «верхнего» уровня и откачка нефти осуществляется двумя насосами одновременно. При погасании «среднего» уровня второй насос останавливается, и откачка продолжается одним основным насосом. С датчика «аварийного» уровня наполнения буллита выведена звуковая и световая сигнализация на операторский пульт.

Подтоварная вода из РВС-2000 отводится через сифон, замерные счетчики (ВТ №1 и ВТ №2) и самотеком поступает в РВС-700. Из РВС-700 вода также самотеком, за счет высоты уровня взлива резервуара, поступает в водяной буллит. Из водяного буллита подтоварная вода поступает в 3 шурф - скважины, оборудованные насосами типа ЭЦНА 5А-500-1200, и закачивается в нагнетательные скважины. Управление работой водяных насосов также как и нефтяных может осуществляться как в ручном, так и в автоматическом режиме. Вода в буллит также должна поступать постоянно и равномерно в течение времени. В работе постоянно должны находиться два насоса (при достаточной приемистости нагнетательного фонда скважин, то есть потреблении воды не менее 1000 м3/сут. при суточном потреблении воды менее 600 м3/сут. работа второго насоса нецелесообразна, то есть в работе должен находиться 1 насос), третий насос находится в резерве. Автоматическое управление водяными насосами осуществляется аналогично нефтяным по командам с датчиков уровня установленным в буллите. Скопившаяся в водяном резервуаре нефть периодически сливается через переливную трубу, прием которой находится на высотной отметке 4,5 м от днища РВС-700. Для этого открывается задвижка и при помощи регулирования поступления воды в резервуар осуществляется сброс нефти в нефтяной буллит. Избыток подтоварной воды во время этих работ подается в водяной буллит, минуя РВС-700, т.е. приоткрывается задвижка.

Газ из БН-2000 попадает на ГС-1200, где происходит отделение жидкости от газа. Жидкость из сепаратора сбрасывается через задвижку № 88 на емкость. Газ из сепаратора под своим давлением поступает частично на горелки ПП-0,63 № 1, 2, 3, 4 и на факел.

Таким образом, из расчета сепаратора мы видим, что технологический режим работы с такими объемами жидкости загружают аппарат и уменьшается качество и эффективность подготовки скважинной продукции.

Внедрение КДФ позволит решить вопрос с предварительным сбросом воды на месторождении, тем самым в сепаратор жидкость будет поступать с меньшим содержанием воды.

4. Внедрение КДФ на месторождении Набиль

4.1 Теоретические основы применения КДФ

Развитие новых теоретических представлений об оптимальных условиях сепарации нефтяного газа и разработка технологии и аппаратов новых конструкций неизбежно связаны со следующими основными тенденциями:

- отходом от традиционных принципов осуществления операций по сбору нефти и сепарации газа как технологически автономных процессов;

- штуцированием потока на дальних подступах к сепараторам;

- увеличением единичной производительности сепараторов за счет совмещения различных элементов этих операций в промысловых системах сбора и значительной завершенностью процессов сепарации и расслоения потока на нефть, газ и воду перед поступлением продукции скважин в аппараты окончательной обработки на концевых участках трубопроводов расчетных параметров;

- разрушением пены в ТГК и раздельным отбором из них и концевых делителей фаз многопоточным отведением хорошо отсепарированных нефти, газа и воды в функциональные аппараты или их секции без значительных перепадов давления и перевод сепараторов нефть - газ на режим работы сепараторов газ - нефть;

- использованием элементов и конструкций, исключающих повторное взаимное диспергирование нефти, газа и воды в сепараторах;

- применением принципа линейности и формированием объектов сепарации такими элементами, как трехфазные концевые делители фаз (конечные участки подводящих трубопроводов расчетных параметров), блоки буферных емкостей для отбора разделенных флюидов в промышленных объемах, автономные блоки тонкой очистки выделившегося газа, блоки регулирования уровней, КИП и А;

- значительным увеличением на этой основе удельной производительности сепараторов, уменьшением их числа, созданием сборных пунктов высокой производительности на технологических площадках небольших размеров и резким улучшением технико-экономических показателей сбора продукции скважин и сепарации газа.

Исследования показали, что применение метода дифференцирования процессов на отдельные операции и осуществление каждой из них при оптимальных гидродинамических режимных параметрах позволяют повысить производительность сепараторов в 3-4 , а отстойной аппаратуры в 5-10 раз против сложившейся. В частности, эффективная технология сепарации предусматривает необходимость расчленения процесса сепарации на следующие стадии, осуществляемые при автономно-оптимальных режимных параметрах: возникновение газовых зародышей; коалесценция газовых пузырьков. Подъем пузырьков в зону границы раздела фаз жидкость - газ; образование, разрушение пены; улавливание капель жидкости, увлекаемой газом; сначала потоком нефти и только затем с помощью специальных устройств.

Наиболее резкое увеличение производительности сепараторов достигается в тех случаях, когда первые шесть операций завершаются еще до поступления газонефтяной смеси в сепаратор. В этом случае сепаратор выполняет функции буферной емкости или устройства по очистке газа. Конструкции сепараторов должны отвечать этим требованиям, имея в виду, что указанные выше операции могут быть завершены в промысловой системе сбора и концевых делителях фаз расчетных параметров. Ввод жидкости в аппараты необходимо осуществлять при минимально возможных перепадах давления. Конструкции сепараторов, работающие в блоке с промысловой системой сбора, с предварительным отбором выделившегося в трубопроводах газа непосредственно в газовое пространство сепаратора и вводом жидкости в аппарат при минимальном давлении, широко применяются на месторождениях.

Однако проблема резкого увеличения производительности сепараторов не может быть решена, если при этом ограничиться только отбором самопроизвольно выделившегося в промысловых трубопроводах газа. Для успешного решения этой проблемы необходимо рассчитывать длину и диаметр концевых участков трубопроводов с целевым назначением таким образом, чтобы на этих участках выделялось заданное количество газа, и успели произойти все перечисленные выше стадии сепарации нефти.

Расчет концевых участков трубопроводов (концевые делители фаз) и ТГК, выполняющих одновременно функции деэмульсаторов и делителей потока, осуществляется по специально разработанным номограммам. Использование концевых делителей фаз (КДФ) намного упрощает объекты первой ступени сепарации, и полностью отвечают перспективной технологии обработки продукции скважин под давлением, создаваемым погружными насосами, устанавливаемыми на ДНС. В ряде случаев применение КДФ исключает и необходимость строительства первой ступени сепарации.

Впервые в промышленных условиях при производительности объекта 5 - 8 тыс. м3/сут. по жидкости в КДФ были получены чистый газ, пригодный для транспорта потребителю без дополнительной очистки, нефть с содержанием воды 30% и чистая пластовая вода с содержанием примесей около 60 мг/л.

Процесс характеризуется высоким качеством сепарации и отсутствием окклюдированного газа в нефти уже на длине КДФ всего лишь 50 м.

Многофункциональность и эффективность работы КДФ ставят под сомнение целесообразность использования дорогостоящих установок предварительного сброса пластовых вод (УПС) традиционного типа, делителей потока. Сепаратора первой ступени в традиционном исполнении и установок очистки пластовых вод, которые могут быть заменены КДФ и буферной емкостью для отбора нефти, газа и воды в промышленных объемах, контролируемых КИП и А.

При работе с КДФ в блоке с сепараторами традиционного типа их производительность может быть повышена в 5-6 раз и существенно улучшено качество сепарации, исключается необходимость в использовании депульсаторов известных конструкций.

Для повышения эффективности процесса сепарации и уменьшения количества окклюдированного газа в нефти целесообразно также использование различного рода гидродинамических турбулизаторов, устанавливаемых на пути движения потока до его поступления в сепараторы всех ступеней, особенно второй и третьей.

При установке этих элементов внутри аппарата наибольший эффект создает распределение потока нефти в секции, заполненной элементами с развитой поверхностью типа колец Рашига. Перспективным также является ввод отсепарированной в КДФ нефти под ее слой в одной из секций аппарата для создания эффекта «кипения» и выноса к поверхности потоками жидкости мельчайших пузырьков газа.

Так как длина сепаратора в меньшей степени влияет на качество отсепарированного в нем газа, чем его сечение и площадь осаждения. Целесообразно отказаться от традиционной системы ввода в сепаратор продукции скважин с одного торца и перейти на систему центрального ввода с двумя отводами отсепарированного газа от каждого из его торцов или на систему двухторцевого ввода с центральным отбором.

В конструкции сепараторов и системы их обвязки не должны включаться никакие элементы или отдельные узлы, сводящие не нет технологические эффекты, достигнутые на предыдущих участках или секциях, а связывающие их коммуникации должны выполнять технологические функции по улучшению процесса сепарации.

Рассмотрим, что же собой представляет КДФ, предлагаемый мной для внедрения на месторождении Набиль.

КДФ (Рисунок 6) включает трубопровод 1, где эмульсия расслаивается на газ, нефть и воду, расширяющуюся головку 2, в которой смонтирован лоток 4. Нефть с оставшейся в ней водой из лотка подается по трубопроводу 6 на дальнейшую подготовку. Для предотвращения образования воронки трубопровод 6 снабжен диском 5. Отделившаяся вода по трубопроводу 8, имеющему отстойный диск 7, подается на очистные сооружения. Остаточный газ поступает в газовый коллектор по газопроводу через отсекатель 3 и регулирующий клапан, работающий от датчика. Имеется также система запорной и регулирующей арматуры.

Рисунок 6. Концевой делитель фаз (КДФ)

1 - трубопровод; 2 - расширяющая головка; 3 - отсекатель; 4 - лоток; 5 - диск; 6 - трубопровод; 7 - отстойный диск; 8 - трубопровод.

4.2 Методика расчета КДФ

Транспортирование газоводонефтяной смеси по классической схеме всегда предусматривало ее сепарацию от газа на ДНС или на центральной площадке промысловых сооружений. Крупным недостатком такой схемы является не использование в технологических целях эффекта разделения газожидкостной смеси на жидкую и газовую фазы в процессе ее транспортирования. И, кроме того, разделения эмульсии на ее составляющие компоненты. В связи с этим для осуществления сепарации газожидкостной смеси, разрушения и разделения водонефтяной эмульсии использовалось громоздкое дорогостоящее технологическое оборудование, отличающееся большой металлоемкостью и требующее значительных капитальных вложений и эксплуатационных затрат.

Для повышения производительности традиционных сепараторов и снижения затрат на операции по обезвоживанию и очистке воды по новой технологии скорость движения потока газоводонефтяной смеси на конечном участке сборного трубопровода необходимо снизить до уровня, обеспечивающего расслоение смеси на нефть, газ и воду, а отбор каждого из продуктов осуществлять отдельными потоками. При этом поступающую с групповых установок водонефтяную эмульсию транспортируют по сборному коллектору непосредственно на пункты подготовки нефти. Режим транспортирования можно поддерживать турбулентным. Процессы разделения газоводонефтяного потока на отдельные фазы успешно осуществляются в концевом делителе фаз (КДФ), представляющем конечный участок сборного трубопровода увеличенного диаметра.

Широкое применение КДФ позволяет исключить использование аппаратов предварительного сброса воды, выполненных в виде дорогостоящих многочисленных булитов и отстойных резервуаров, в которых при отсутствии системы улавливания легких фракций (УЛФ) теряется часть легких углеводородных фракций, массовая доля которых составляет около 0,7%, что, в свою очередь, загрязняет окружающую среду. Особенно важно внедрение КДФ при сборе вязких сероводородсодержащих нефтей, когда резервуары вообще не применяются. Элементы типа КДФ необходимы для предварительного сброса отделившейся воды в условиях сборных пунктов. На групповых установках и дожимных насосных станциях с целью снижения энергетических затрат на перекачку и уменьшения коррозии трубопроводов.

В некоторых случаях КДФ выбирают с учетом границы существования расслоенной структуры течения при максимальной скорости смеси 1-2 м/с. При этом рассчитывают диаметры для различных расходных газосодержаний

,

где: Qг и Qж - соответственно расход газа и жидкости и расходов жидкости Qж.

Необходимая площадь сечения занятая газом Fr, иногда рассчитывается из условия седиментации большей части взвешенных в газе капель нефти по методике, аналогичной методике расчета пропускной способности сепаратора по газу.

Необходимую площадь сечения КДФ F можно вычислить через истинное газосодержание:

.

Для расслоенной структуры течения, причем, поскольку диаметр входит в формулу для определения Fr, процесс вычисления диаметра будет итерационным.

Переход от одной структуры течения к другой определяется характером поверхности раздела газа и жидкости. Структура такой поверхности связана с гравитационными волнами, математической и физической характеристиками которых является безразмерный критерий Фруда Fr, см, показывающий соотношение сил - инерционных и тяжести. Структурная диаграмма газожидкостного потока разделена в этом случае на зоны в координатах в, Fr, см, являющихся основными определяющими параметрами пробковой и расслоенной структур течения газожидкостного потока. Граница между ними в горизонтальной трубе со свободным концом определена по эмпирической формуле:

...