Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

Глава XI
СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ,
НЕФТЯНОГО ГАЗА
И НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ СТОЧНЫХ ВОД
§ 1. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ДОБЫЧИ
и подготовки ПРОДУКЦИИ
НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИМ ПРЕДПРИЯТИЕМ
Обеспечение плановой разработки нефтяных залежей и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин месторождения осуществляется нефтегазодобывающим управлением (НГДУ), В состав НГДУ входит сложный комплекс подземных и наземных объектов, сооружений и коммуникаций, технологически связанных единой задачей обеспечения рациональной выработки запасов нефтяного месторождения.
Укрупненная принципиальная схема производственных объектов НГДУ показана на рис. XI.1. Продукция добывающей скважины 1 по индивидуальному трубопроводу поступает на автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ) 2. В продукцию, как правило, добавляют реагент 3, а если нефть высоковязкая или теряет текучесть при сравнительно высокой температуре (сопоставимой с температурой окружающей среды), то ее подогревают в печи 4. Затем она направляется в газожидкостную сепарационную установку первой ступени дегазации 5 и на установку подготовки нефти (УПН) в сепарационную установку второй ступени 6. После этого водонефтя-ная смесь поступает в деэмульсационную установку 7, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти, а затем в стабилизационную установку 8. В технологическом блоке 9 определяют количество и качество товарной нефти перед сдачей ее в товарный парк. Если по каким-либо причинам готовая нефть не удовлетворяет заданным параметрам, то она автоматически направляется на повторную обработку.
Выделившийся из нефти газ в установках 5, б и 8 после соответствующей обработки подается на компрессорную станцию 10 и далее на газоперерабатывающий завод.
Дренажная вода после деэмульсационной установки 7 поступает на установку очистки нефтепромысловых сточных вод 11, где подготавливается для использования ее в системе поддержания пластового давления (ППД) и направляется на кустовые насосные станции (КНС) 14, откуда в нагнетательные скважины 15 месторождения. На КНС подается также прес-
250
Рис. XI.1. Принципиальная технологическая схема добычи и подготовки добываемой продукции нефтегазодобывающим предприятием (НГДУ)
ная вода с водозаборных устройств 12 через очистные сооружения 13.
Существенные особенности в обустройстве нефтяных месторождений и соответственно эксплуатации промысловых сооружений определяются наличием или отсутствием на месторождении наземных объектов другого назначения (жилые постройки, промышленные объекты и др.), орогидрографией района, ценностью земель для сельского и лесного хозяйства, климатом и другими условиями.
Большое влияние на специфику развития НГДУ, осуществляющего разработку нефтяного месторождения, оказывает состояние изученности залежей нефти, уточнение или пересмотр технологических схем разработки и др.
Проект обустройства нефтяного месторождения
Наряду с проектом разработки нефтяного месторождения составляют проект его обустройства — важнейший документ планомерного развития мощностей НГДУ не только в начальный период разработки залежей, но и в дальнейшем.
Проект обустройства нефтяного месторождения — это совокупность проектов отдельных взаимосвязанных технологических систем, включающих: 1) группирование скважин; 2) сбор, подготовку и транспорт нефти и нефтяного газа; 3) поддержание пластового давления; 4) электроснабжение; 5) автомобильные дороги.
Для обеспечения нормальной деятельности НГДУ важная роль принадлежит и другим (вспомогательным) системам: контроля и автоматизации процессов, водоснабжения, промканали-зации, связи и др. Однако они не оказывают существенного
251
влияния на основные технико-экономические показатели проекта обустройства: капиталоемкость, металлоемкость, число объектов, протяженность коммуникаций и др.
Группирование скважин осуществляется в соответствии с сеткой размещения устьев скважин, способами и возможностями бурения, неоднородностью и категорией территории предприятия.
В зависимости от устьевых давлений, схемы группирования скважин, взаимодействия с системами воздействия на нефтяную залежь и расположения центрального пункта подготовки добываемой продукции организуется система сбора нефти, нефтяного газа и воды, обеспечивающая наилучшие технико-экономические показатели разработки месторождения.
Требования к системам сбора и подготовки продукции добывающих скважин
Разработка нефтяной залежи длится 30—40 лет и более. За время эксплуатации месторождения изменяются число и расположение добывающих скважин, их дебиты, обводненность. Однако в любой момент существующая система сбора и подготовки продукции должна обеспечивать:
1) герметизированный сбор продукции всех добывающих скважин с изменяющимися во времени нормами отбора;
2) измерение дебитов отдельных скважин и групп скважин; 3} подготовку ежесуточной продукции добывающих скважин;
4) требуемое качество товарной продукции: нефти, газа, воды, возвращаемой в пласт через систему подготовки;
5) подключение новых и отключение нерентабельных скважин;
6} рациональное использование избыточной энергии потока, поступающего из недр на поверхность через добывающие скважины;
7) возможность совмещения технологических операций сбора и подготовки нефти, газа и воды в трубопроводах, товарных парках и другом оборудовании;
8) укрупнение и централизацию технологических объектов, а при необходимости раздельный сбор продукции скважин, смешение которых по каким-либо причинам нежелательно;
9) учет и использование особенностей рельефа местности и климатических условий;
10) автоматизацию и телемеханизацию основных технологических процессов;
И) возможный минимум капитальных затрат и эксплуатационных расходов;
12) охрану окружающей среды и предотвращение вредного влияния на недра.
252
На промыслах Советского Союза и за рубежом широко применяют совмещение технологических операций по подготовке нефти в системах сбора, что обусловило изменение функций и целей отдельных традиционных объектов подготовки нефти.
Устьевые давления на различных месторождениях различны, но в основном находятся в пределах 1—2 МПа. Извлекаемые из скважин вода и нефть и выделившийся газ при низких давлениях в системе сбора занимают большой объем и для совместного их транспорта необходимо было бы сооружать на месторождении разветвленную сеть трубопроводов большого диаметра, что очень дорого. Поэтому на месторождениях осуществляют совместный сбор продукции и транспортируют ее на определенные экономически целесообразные расстояния до групповых установок или дожимных насосных станций, где она частично разделяется на отдельные потоки.
Цель совместного сбора нефти, газа и воды — максимальное использование энергии потока для доставки продукции скважин до пунктов сбора.
§ 2. СИСТЕМЫ СБОРА ПРОДУКЦИИ
Специфика технологии разработки залежи и эксплуатации добывающих скважин каждого нефтяного месторождения, большое разнообразие природно-климатических и почвенных условий, социальные и экологические аспекты приводят к тому, что единой универсальной системы сбора продукции добывающих скважин не существует.
- В нефтедобывающей отрасли практически завершен переход от открытых систем сбора к различным вариантам герметизированных систем. Несмотря на их большое разнообразие, можно выделить достаточно общий структурный элемент герметизированной системы сбора (рис. XI.2).
Рис. XI.2. Структурный элемент герметизированной системы сбора:
I — добывающие скважины; 2 — внутрнпромысловый трубопровод (выкидная линия); 3 —групповая замерная установка (ГЗУ); 4 — групповой сборный коллектор; 5 — до-жимная насосная станция (ДНС); 6 — сборный коллектор; 7 —пункт сбора и подготовки
253
Таблица XI.1
Допустимые предельные расстояния трубопроводов, используемых для транспорта продукции добывающих скважин
Эффективная вязкость продукции, мм* с
ар ктер стика 10 200
Относительная длина подъемов трассы, м/км
Расход, т/сут Давление в начале, МП а Внутренний диаметр. 15 | 30 15 30
*
Допустимое расстояние» км
275 1,5 0,255 21,6 11,8 17,3 10,3
2750 1,5 0,509 19,7 11,3 16,3 10,0
275 2,0 0,255 36,7 19,6 29,1 17,0
2750 2,0 0,509 33,7 18,9 27,8 16,7
275 3,0 0,255 70,0 38,1 54,6 31,7
2750 3,0 0,509 65,5 37,2 53,5 31,5
Продукция группы скважин (до 14) поступает на групповую замерную установку (ГЗУ). Если месторождение значительное по размерам и, как следствие, ГЗУ разбросаны и удалены от сборного пункта, сооружают ряд дожимных насосных станций (ДНС). Например, длина трубопроводов Акташской площади, связывающих только ГЗУ, ДНС и пункт сбора и подготовки нефти (без трубопроводов от скважин до ГЗУ), составляет более 250 км.
В герметизированных системах максимально используют однотрубный сбор нефти и газа в пределах месторождения. При этом ступенчатую газосепарацию организуют таким образом, чтобы можно было осуществлять последующий бескомпрессорный транспорт нефтяного газа после первой ступени сепарации до потребителя (например, на газоперерабатывающий завод).
По данным института Гипровостокнефть, примерные расстояния, на которые можно транспортировать многофазную продукцию добывающих скважин по трубопроводу в зависимости от рельефа трасс, давления на устье, эффективной вязкости и расхода продукции, приведены в табл. XI.1.
Как видно из табл. XI.1, на месторождениях можно реализовать высокую степень централизации технологических объектов и, как следствие, ликвидировать многочисленные промежуточные мелкие объекты, а избыточную энергию потока использовать для подготовки нефти и газа.
§ 3. ИЗМЕРЕНИЕ ДЕБИТОВ СКВАЖИН НА ПРОМЫСЛАХ
Для контроля за выработкой отдельных зон залежей, управления разработкой месторождения в целом, подбора оборудования добывающих скважин, организации оптимальных условий
254
сбора и подготовки добываемой продукции необходимо периодическое измерение дебитов скважин месторождения.
Как правило, давление на устье добывающих скважин значительно меньше давления насыщения нефти газом. Поэтому продукция их представляет собой газожидкостную смесь.
При температуре на устье или в системе сбора ниже температуры насыщения нефти парафином в продукции кристаллизуется парафин.
Таким образом, в групповые сборные пункты поступает (см. рис. XI. 2) газожидкостная смесь с примесью в общем случае твердой фазы, представленной парафином, механическими частицами (песок, зерна породы, продукты коррозии трубопроводов и т. д.).
Содержание газовой фазы в продукции приближенно можно оценить по формуле
О -4-0 -Чж1 ~\- Vr/ -
\ — n-s раГ
где prj — объемная доля газовой фазы в продукции /-и скважины; OPJ; QH(J — дебит /-и скважины соответственно по газовой и жидкой фазам при данных давлении и температуре на устье, м3/с; л; — обводненность добываемой жидкости из /-и скважины («j = QBJ/QJKJ) ; QBJ — дебит /-и скважины по воде, м3/с; Руз — давление на устье /-и скважины, Па; Г — газонасыщенность пластовой нефти (r = Qrj*/Qnj)', QrA QHJ — дебит /-и скважины соответственно по нефтяному газу и дегазированной нефти, если контактное равновесное разгазирование пластовой нефти доведено до атмосферного при 20 °С (стандартное раз-газирование в лабораторных условиях), м3/с; ро — стандартное (атмосферное) давление (р0— 105 Па).
Как видно из рис. XI. 3, кривые которого построены по уравнению (XI.1), при газонасыщенности пластовой нефти 50 ма/м3 и более и обводненности до 50 % объемная доля газа в продукции добывающих скважин превышает 50%. С увеличением устьевого давления в два раза существенно уменьшается доля газовой фазы в продукции скважин.
Дебит скважин (как правило, по жидкости) измеряют на групповых замерных установках. Техническая характеристика наиболее распространенных из них приведена в табл. XI. 2.
Максимальное содержание газовой фазы в продукции, поступающей на замер (при давлении и температуре измерения) составляет не более 200 м3/т, температура окружающей среды от — 50 до +50 °С, вязкость замеряемой жидкости — до 80 мм*/с.
Групповые замерные установки обеспечивают: 1) автоматическое переключение скважины на замер; 2) автоматическое измерение и регистрацию дебитов скважин; 3) контроль за
255
WO Г,м3/м3
Рис. XI.3. Кривые расходного газосодержакня в продукции добывающих
скважин в зависимости от газонасышенностн пластовой нефти и устьевого
давления:
а — Ру = 1 МШ; 6 — р„ = 2 МПэ. Обводненность добываемой продукции, %: /—О, 2 —
20, 3 — 50, 4 — 70, 5 — 85
режимом эксплуатации скважин по поступлению продукции; 4) автоматическую блокировку скважин при аварийном состоянии установки.
Установка типа «Спутник А», аналогичная установке ЗУГ-5,—базовая из серии блочных автоматизированных установок для измерения дебитов скважин. Она отвечает требова-
Т а блица XI.2
Характеристика групповых замерных установок
Шифр Рабочее давление Число подключаемых Максимальный дебит одной Ошибка измерения,
установки1 (не выше), МПа скважнн (не более) скважины. т/сут жидкости (дебит) воды газа
ЗУГ-1 1,0 14 250 ±2,5
АГУ-3 2,5 12 250 + 2,5
ЗУГ-2 6,4 14 400 ±2,5
ЗУГ-5 2,0 }
ЗУГ-5 2,5 14 400 ±2,0
ЗУГ-5 4,0 )
АГЗУ-1 1,0 6 400 ±3,0
А 16- 14-400 1,6 14 400 ±2,5
А40- 14-400 4,0 14 400 ±2,5
A25-IO-1500 2,5 10 1500 ±2,5
А25-14-1500 2,5 14 1500 ±2.5
Б 40- 14-500 4,0 14 500 -(-2,5 ±4,0 ±8,0
Б40-24-400 4,0 24 400 ±2,5 ±4,0 ±8,0
1 ЗУГ — замерные установки групповые, АГУ — автоматизированные групповые установки, АГЗУ — автоматизированные групповые замерные установки, блочные автоматизированные групповые замерные установки «Спутник» (А 16-14-400, А40-14-400, A35-IO-1500, А25-14-1500, Б40-14-500, Б40-24-400).
256
Рис. Х1.4. Принципиальная технологическая схема групповой автоматизированной замерной установки типа «Спутник А»:
/ — трубопровод от скважины, 2—3, II, 17, 18 — задвижки. 4- многоходовое переключатель ПСМ, 4" — полый патрубок переключателя, 5 — гидроцнклон. 6 — сепаратор. 7 — накопитель жидкости, «--поплавковый регулятор уровня. 9 — кран на газовой лн-нин, 10 — турбинный счетчик жидкости ТОР-1-50, 12 — общий коллектор, 13 -- трубопровод от одной из тринадцати скважин, продукция которых не измеряется и направляется сразу в общий коллектор; 14 — цилиндр управления, 15 — гидропривод, 16 — блок местной автоматики. 19, 20 — аварийные отсекатели. 21 — будка, 22 — вентиляция
ниям комплектной поставки заводами оборудования в блочном исполнении для максимальной индустриализации работ при обустройстве нефтяных месторождений в различных климатических условиях.
Принципиальная технологическая схема базовой групповой замерной установки типа «Спутник А» показана на рис. XI.4. Она состоит из переключателя скважин на замер, измерительного блока, отсекателей скважин при аварийном состоянии установки.
Принцип действия этой установки следующий. Нефть из всех подключенных к ГЗУ скважин поступает в многоходовой переключатель 4 типа ПСМ, который приводится в действие гидроприводом 15 через цилиндр управления 14. Полый патрубок 4* переключателя 4, поворачиваясь на определенный угол по заранее заданной программе, последовательно соединяется с одним из трубопроводов от устьев подключенных к ГЗУ скважин. Продукция одной из таких скважин направляется в измерительный блок на вход гидроциклона 5, а остальных — в сборный трубопровод 12, минуя ГЗУ, на установку подготовки нефти. Продукция, предусмотренная для замера, разделяется на два потока последовательно в гидроциклоне 5, затем в газосепараторе 6, откуда газовый поток направляется в тру-
17 Заказ ,\э 3597 257
бопровод газовой линии, а жидкость — в накопитель 7. Трубопроводы жидкостного потока, подключенные к турбинному счетчику-расходомеру 10, образуют гидравлический затвор для накапливаемой жидкости в накопителе 7.
Накопление жидкости до заданного уровня и выпуск ее до начального осуществляются с помощью поплавкового регулятора 8, связанного через блок местной автоматики 16 с крапом 9 на газовой линии. Всплывающий поплавок 8 перекрывает при достижении заданного уровня кран 9 на газовой линии. Давление в накопительной емкости 7, возрастая, превышает давление гидрозатвора и выдавливает жидкость через турбинный счетчик 10 типа ТОР в общий коллектор 12.
Как только уровень жидкости в накопителе 7 понижается до минимально заданного значения, кран 9 на газовой линии открывается, давление в накопителе снижается и снова начинается цикл накопления жидкости. Время накопления жидкости и число циклов продавливания ее через счетчик 10 за период измерения зависят от дебита скважины.
Дебит скважины определяется отношением суммарного накопленного объема жидкости, прошедшего через расходомер и преобразованного в электромагнитные импульсы, суммарное количество которых регистрируется в счетчике, ко времени измерения дебита скважины, установленного программой.
Программа измерения дебитов скважин задается в блоке управления 16. Через заданные промежутки реле времени включает гидропривод 15. На схеме {см. рис. XI.4} изображен момент, когда полый патрубок 4* переключателя 4 соединен с трубопроводом / от устья измеряемой скважины.
Аварийное отключение скважин происходит в случае повышения или резкого снижения давления в сборном трубопроводе 12 или при отключении электроэнергии. По сигналу датчика электроконтактного манометра через блок местной автоматики 16 отсекатели 19 и 20 перекрывают трубопроводы.
Автоматизированные групповые установки типа «Спутник Б» в отличие от установок «Спутник А» обеспечивают возможность раздельного сбора обводненной и безводной продукции скважин и, помимо измерения дебитов скважин, с их помощью определяют содержание воды и газа в измеряемой продукции. Количество нефтяного газа измеряют расходомерами типа «Агат», которые регистрируют расход, давление и температуру газа и приводят измеренный объем к объему при стандартных условиях.
В установках «Спутник Б» предусмотрены устройства для подачи деэмульгаторов в газожидкостную смесь.
Система автоматики ГЗУ осуществляет подачу сигнала на диспетчерский пункт при остановке скважин, отключении электроэнергии и неисправности в системе измерения дебитов скважин. 258
§ 4. ПРОМЫСЛОВЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ
Важная роль в обеспечении нормальной деятельности НГДУ отводится промысловой системе трубопроводов.
Нефтегазопровод —сложное инженерное сооружение, неотъемлемыми частями которого являются: 1) -запорная, регулирующая и предохранительная арматура; 2) устройства для ввода химических реагентов; 3) контрольно-измерительные приборы и средства автоматики; 4} устройства для защиты от коррозии, деформации трубопровода, периодической очистки внутренней поверхности и другие объекты.
В нефтепромысловой практике по назначению выделяют: нефтепроводы, газопроводы, нефтегазопроводы, в том числе выкидные линии (от устьев скважин до ГЗУ} и коллекторы (от ГЗУ до сборных пунктов) и водопроводы. По рабочему давлению выделяют трубопроводы низкого (до 1,6 МПа), среднего (от 1,6 до 2,5 МПа) и высокого (выше 2,5 МПа) дав-' ления.
В зависимости от обвязки (соединения) в системе сбора добываемой продукции различают простую или сложную сеть трубопроводов. Простая сеть характеризуется постоянством диаметра и массового расхода продукции по всей длине трубопровода. Сложная сеть представляет простые трубопроводы, образующие единую гидравлическую систему с ответвлениями различных в общем случае диаметров и расходов.
Трубопроводы, сооружаемые в НГДУ, бывают подземные, наземные, подводные и подвесные.
На промыслах для сооружения трубопроводов используют трубы из малоуглеродистых и низколегированных сталей. Размеры их характеризуются условным внутренним диаметром Dy, наружным диаметром D, толщиной стенки б и длиной. В нефтепромысловом обустройстве применяют трубы Dy от 50 до 530 мм с толщиной стенки от 4 до 8 мм и длиной от 4 до 12 м. Примерные капитальные вложения на сооружение нефтегазопроводов и эксплуатационные расходы приведены в табл. XI.3.
Как следует из сопоставления данных табл. XI.3 и XI.4, затраты на сооружение и эксплуатацию I км трубопровода сопоставимы с затратами на строительство и эксплуатацию замерных групповых установок.
На современном этапе развития нефтедобывающей отрасли возникла необходимость ввода в разработку нефтяных месторождений в'зонах вечной мерзлоты. Для предотвращения растепления грунта и связанных с этим осложнений при эксплуатации трубопроводов актуальной проблемой становится надежная теплоизоляция трубопроводов, что существенно увеличивает стоимость сооружения 1 км трубопроводной трассы.
Экологические, технологические и социальные проблемы об-
17* 259
Таблица XI.3
Затраты на сооружение
и эксплуатацию промысловых
нефтегазопроводов
Таблица XI.4
Затраты на сооружение и эксплуатацию групповых замерных установок
Наруж- Капитальные вложения, ж
ный руб/ км о ^
диаметр я =t
и толщина стенки Строи- 1з
трубо- тельно- Обо- •*S.t?
провода. монтаж- рудо- Всего с -ti
О X 6, ные вание cj ало а; 3 х
мм Работы (Г) Е U.
89X4 5530 6010 420
114X4 6610 — 7 130 460
168X6 7670 — 8390 500
219X6 12330 — 13360 710
273X7 И 500 440 16070 830
325X7 16 130 980 18440 920
377X7 22 410 980 25020 1180
426X7 24840 1220 27870 1340
530X7 29960 2150 31 120 1440
Замерная уста-
новка «Спутник»
Затраты с ^ О Ю
-я- чГ
о 5г
Капитальные вло- 24210 26420
жения на строи-
тельство одной
установки, руб.
В том числе:
строительно- 2640 2710
монтажные ра-
боты
оборудование 21 420 23560
Эксплуатацион- 2330 2500
ные расходы,
р у б/год
устройства и надежной разработки месторождений с высоковязкой и застывающей нефтью в сложных климатических условиях Крайнего Севера, шельфа, пустынь и других районов находятся в стадии поисков оптимального решения.
§ 5 ДВИЖЕНИЕ НЕФТЕГАЗОВОДЯНЫХ СМЕСЕЙ ПО ТРУБОПРОВОДАМ
Движение'однофазных сред. При движении однофазных сред по трубам (воды, безводной нефти, газа) различают ламинарное и турбулентное течения.
Ламинарное течение — упорядоченное течение вязкой жидкости (газа), характеризующееся отсутствием перемешивания между слоями жидкости. Результирующая скорость движения элементарного объема жидкости (газа) в ламинарном потоке соответствует струйному течению и параллельна оси потока (в прямой трубе). В поперечном сечении векторы скорости элементарных объемов образуют параболоид вращения с максимальной скоростью по оси потока. Схема формирования профиля скоростей по длине входного участка и превращение его в параболический при ламинарном течении показана на рис. XI.5,
Обычно принимается, что длину входного (граничного) участка Lr определяют по соотношению
Lr/D = 0,0575Re, 260
Рис. XI.5. Распределение скоростей у входа в трубу при ламинарном течении:
v — скорость потока на входе в трубу; D — внутренний диаметр трубы; /^—длина начального (граничного) участка формирования постоянного профиля скоростей
где D — внутренний диаметр трубы, м; Re — критерий Рей-нольдса.
(XI.3)
Здесь v — средняя скорость потока, м/с; р — плотность перекачиваемой жидкости (газа), кг/м3; ц—вязкость продукции, Па-с.
Средняя скорость потока
u = G/(Fp)( (XI.4)
где G — массовый расход продукции, кг/с; F — площадь поперечного сечения потока в трубе, м2.
Длина граничного (входного) участка может быть весьма большой. Например, при Re = 2000 и ?> = 370 мм она равна 42,55м (115 диаметров).
Ламинарное течение переходит в турбулентное при значении числа Re = 2320, называемом критическим.
Турбулентное течение — течение жидкости (газа), при котором частицы жидкости совершают неустановившиеся беспорядочные движения по сложным траекториям, что вызывает, по сравнению с ламинарным течением, большую диссипацию энергии и, как следствие, большие потери давления при прочих равных условиях. Скорость движения элементарных объемов в большей части поперечного сечения потока примерно одинакова и близка к средней. У стенки трубы образуется тонкий пограничный слой, толщина которого уменьшается с увеличением средней скорости потока вдоль оси трубы. Обычно считается, что длина входного участка Lr, на котором формируется пограничный слой, составляет десять диаметров трубы, а при отношении длины трубы к ее диаметру более 60 входные эффекты можно не учитывать.
Действительное значение числа Рейнольдса, при котором ламинарное течение переходит в турбулентное, зависит от многих трудно учитываемых факторов (возмущение потока местными сопротивлениями и шероховатость поверхности труб, дисперсность фазы в потоке и т. д.).
Гидравлическое сопротивление однофазному горизонтальному потоку слагается из потерь давления на трение ДрТр- Р<чо
261
пределенных по всей длине трубопровода, и местных сопротивлений Дрм, локализованных на небольших участках (задвижки, сужения, повороты и т. д.).
Потери давления на трение однофазного потока при любом режиме течения определяют по формуле Дарен — Вейсбаха:
АртР = Ь~ ур.
где и2р/2 — динамическое давление потока в трубопроводе, Па; А — коэффициент трения, зависящий в общем случае от диаметра и шероховатости трубопровода; L — длина трубопровода, м.
При ламинарном течении коэффициент трения Я практически не зависит от шероховатости (гладкие трубы), находят его по теоретической формуле
Я = 64/Не, (XI.6)
результаты 'по которой хорошо согласуются с экспериментальными данными.
При турбулентном течении коэффициент трения гладких труб рассчитывают по формуле Блазиуса
A = 0,3164/Re°'25.
Для установления границ гладкого и шероховатого трений используют эмпирическое соотношение, определяющее область смешанного трения:
(23/e) где е— относительная шероховатость (е~Л/?>); А — средняя высота выступов шероховатости (Д»0,01— 0,85 мм).
При Re<23/e получаем область гладкого трения (справедлива формула (XI. 7), а при Re> (220/9/8) — шероховатого трения. В области смешанного и шероховатого трения коэффициент К можно рассчитать по зависимости
Х = 0,02 (1+75е). (XI.9)
Различают два вида шероховатости труб, влияющие на коэффициент трения А:
первого рода — острые коротковолновые неровности (ржавые трубы), характеризующиеся относительной шероховатостью е;
второго рода — волнистая шероховатость с большой длиной волны (окрашенные, остеклованные, покрытые пленкой трубы).
Шероховатость второго рода повышает значение коэффициента трения А, рассчитанное по формулам для гладких труб, на 20—50%.
Движение нефтеводогазовых смесей. Рассмотренные закономерности отражают характер течения однофаз-
262
ных, ньютоновских, несжимаемых сред (р —const), например в водопроводах, нефтепроводах товарной нефти и т. д. При движении двух- или трехфазных сред, что типично для нефтегазопроводов, на характер течения существенно влияют гравитационное разделение фаз, развитые поверхности раздела, межфазный массообмен. Поэтому в реальных трубопроводах, которые прокладывают по пересеченной местности, характер течения газожидкостной смеси значительно более сложный. Например, перед подъемными участками скапливается жидкая фаза, а перед спусковыми — газовая (рис. XI.6).
В зависимости от скорости смеси, газосодержания, свойств жидкости и газа, диаметра и угла наклона трубопровода формируется распределение насыщенностей жидкостью и газом в потоке по трубопроводу вдоль всей его трассы. Некоторые типичные структурные формы такого распределения насыщенностей в газожидкостном потоке горизонтального трубопровода показаны на рис. XI.7. Под структурной формой потока понимается форма и положение поверхности раздела между газовой и жидкой фазами, определяемые характером взаимодействия газа и жидкости со стенками трубопровода и между собой.
Рис. Х1.6. Схема динамического распределения насыщенностей фаз в нефтегазопроводе при движении в нем трехфазной смеси (нефть, газ, вода): / — нефтеводогазовая смесь: 2 — газовое скопление; 3 — скопление воды
I________,_______I
№ —О—О—О— О— -О- -о-О— О— О—оН
------о__о—о__о_
— ^f>~ ~ 51 ~°^. Г?"^~±Г ~
Рис. XI.7- Структурные формы
газонефтяного потока в горизонтальном трубопроводе:
/ — расслоенная; 2 — пробковая; 3 — пробково-днспергированная; 4 — эмульсионная; 5 — пленочно-диспергированная
263
Структурные формы (см. рис. XI.7) можно представить как комбинации трех основных форм:
эмульсионной (жидкая фаза- непрерывна, а газовая раздроблена в виде пузырьков);
диспергированной (газовая фаза непрерывна, а жидкая раздроблена в виде капель);
расслоенной (непрерывны обе фазы — жидкая и газовая с непрерывной границей раздела между ними).
Газонефтяной поток от скважин до установок подготовки нефти является системой с непрерывным массообменом и, как следствие, с постепенным вдоль трубопровода увеличением расходного газосодержания. Выделяющийся из нефти газ в результате уменьшения давления (кипение нефти) распределен в жидкой фазе в виде мелких пузырьков при любой структуре потока.
Существенным фактором, обуславливающим структуру потока, является пенистость нефти. На границах раздела фаз нефтегазового потока образуется пена, особенно при пробковой и пробково-диспергированной структурах. В тяжелых нефтях с большим содержанием асфальтосмолистых веществ пена устойчива и пенная структура газонефтяной смеси может иметь даже преобладающее значение.
С повышением давления в трубопроводе уменьшается устойчивость газовых пробок (пробковая, пробково-диспергиро-ванная структура, см. рис. XI.7) и структура потока по всему сечению становится более однородной.
На рис. XI.8 приведены диаграммы структурных форм газонефтяных потоков в трубах. На структуру потока существенно влияют расходное газосодержание рг, средняя скорость течения смеси исм и угол наклона трубопровода. В восходящем трубопроводе отсутствует расслоенная структура и преобладающее значение имеют пробковая и пробково-диспергированная структуры, а в горизонтальных и нисходящих трубопроводах —
IT, м/с
Рис. Х1.8. Диаграммы структурных форм газонефтяных потоков в трубах.
Потоки: / — горизонтальный; //— восходящий; III — нисходящий. Структуры: /- расслоенная; 2 — пробковая; 3 — пробково-диспергированная; 4 — эмульсионная; 5 — пле-ночно-диспергированная
264
расслоенные и пробковые структуры. Расходные газосодержания, характерные для пленочно-диспергированной структуры газожидкостного потока, реализуются только для продукции со сравнительно большой газонасыщенностью пластовой нефти (см. рис. XI.3).
§ 6. ОПТИМАЛЬНАЯ СКОРОСТЬ ДВИЖЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В ТРУБОПРОВОДАХ
На потери давления в трубопроводе при движении многофазных сред существенно влияет относительная скорость фаз. Например, типичная зависимость градиента давления и его составляющих в восходящем трубопроводе от скорости смеси показана на рис. XI.9. Как видим, с ростом скорости смеси потери давления (кривая 1} вначале резко уменьшаются (исм~ ~1,5 м/с), стабилизируются (осм~2—6 м/с), затем увеличиваются (исм>6 м/с). Это объясняется тем, что в восходящем трубопроводе с ростом скорости смеси существенно увеличивается газонасыщенность смеси и, как следствие, резко уменьшается ее плотность. Поэтому характер гравитационной составляющей потерь давления Дрст (кривая 3) также резко изменяется. При этом потери на трение Артр растут, но не столь стремительно. С дальнейшим ростом скорости смеси характер гравитационной составляющей потерь давления (при 'рг = const) практически не меняется, а потери давления на трение резко возрастают (кривая 2). Как следствие, эти потери с увеличением скорости смеси сначала уменьшаются, достигают минимума, а затем увеличиваются. Точка минимума потерь давления в восходящих трубопроводах с увеличением расходного газосодержания и диаметра трубы смещается в сторону больших скоростей. При прочих равных условиях они с ростом диаметра труб понижаются вследствие уменьшения потерь на трение.
В реальных промысловых трубопроводах, как правило, имеются участки восходящие и нисходящие. Кривые изменения градиентов суммарных потерь давления для реальных трубопроводов подобны зависимости на рис. XI.9 (кривая 7). Гравитационные потери давления на подъемных участках (при низких скоростях движения) не компенсируются с соответствующим выигрышем на нисходящих участках.
Режим перекачки газожидкостной смеси, характеризующийся минимумом градиента потерь давления, характеризуется как режим перекачки при минимальных потерях, а соответствующая скорость — скоростью с минимальными потерями давления исмпнп (рис. XI.10).
Удельный расход энергии на единицу длины трубопровода минимален, если минимально отношение &p06w,l(Qc*L). Минимальный удельный расход энергии будет в точке касания касательной из начала координат к кривой /, что соответствует
265
8 ir^.M/C
^id.min VCM,OHT
Рис. Х1.9
давления ходящем смеси (
' - a
Зависимость градиента и его составляющих в вое-трубопроводе от скорости скорости смеси:
= 0,1 м; 6=16°; рг = 0,8):
/L; 2_ipTp/L; 3-дрст//.
Рис. XI.10. Изменение градиента по* терь давления н удельной энергии от
оптимальной скорости смеси в трубопроводе VCM опт- Режим перекачки смеси, при котором минимален удельный расход энергии, называется оптимальным режимом скорости смеси.
Трубопроводы желательно эксплуатировать в диапазоне из^ менения среднего градиента потерь давления от оптимального до минимального.
§ 7. ОСНОВНЫЕ ПРОЦЕССЫ ПРОМЫСЛОВОЙ
подготовки НЕФТИ
Требования к качеству товарной нефти приведены в табл. XI.5. Основные процессы промысловой подготовки добываемой из недр продукции следующие:
разгазирование нефти и ее стабилизация,
обезвоживание добываемой продукции,
обессоливание товарной нефти (при необходимости).
На нефтеперерабатывающих заводах, расположенных иногда за тысячи километров от нефтяных месторождений, поступающая с промыслов товарная нефть подвергается дополнительному обессоливанию и обезвоживанию (до 3—4 г/м3 хлористых солей и до 0,1 % воды). Необходимость предварительной подготовки товарной нефти для переработки диктуется требованием уменьшения коррозии технологического оборудования установок по переработке нефти, предотвращения дезактивации катализаторов, улучшения качества получаемых топ-лив и других продуктов переработки.
С целью уменьшения возможных потерь наиболее ценных фракций нефти от испарения и защиты воздушного бассейна
266
Таблица Х1.5
Требования к качеству товарной нефти
Группа нефти
Показатель
I II in
Содержание (не более):
воды, % 0,5 1,0 1,0
хлористых солей, кг/м3 0,1 0,3 Ь8
механических примесей, % 0,05 0,05 0,05
Давление насыщенного пара при темпе- 66,66 66,66 66,66
ратуре в пункте сдачи, кПа
нефть на промыслах подвергается глубокому разгазированию {стабилизации) для доведения давления насыщенного пара не более 66,66 кПа.
Разгазированне и газосепарация продукции
В процессе движения нефти от забоя добывающих скважин до нефтегазовых сепараторов в результате снижения давления ниже давления насыщения нефти газом происходит частичное разгазирование нефти. Газожидкостная смесь на газовый и жидкостный потоки разделяются (сепарация) в концевых делителях фаз — депульсаторах (рис. XI.11) и газонефтяных сепараторах типа УБС и НГС (рис. XI.12).
Газосепарационный узел, составленный из депульсатора и сепаратора (рис. XI.13), позволяет сформировать на нисходящем участке трубопровода большого диаметра в депульсаторе расслоенную структуру потока (см, рис. XI.7) и, как следствие, разделить газожидкостный поток на два: газовый с включениями капельной жидкости и жидкостный с включениями пузырьков газа. Газовый поток направляется в каплеотбойник для улавливания капельной жидкости, а жидкостный — в гравитационный газожидкостный отстойник, время задержки жидкости в котором определяется временем всплывания основной массы пузырьков газа.
Рис. XI.П. Схема узла предварительного отбора газа (де-иульсатор):
/— гязоводонефтяная смесь от подводящего коллектора; 2 — газосборный коллектор; 3— газоотво-дящие патрубки; 4 — разделительный трубопровод; 5 — газопровод; в — отвод газа в газосепаратор; 7 — нефтегазовый сепаратор; 8 — патрубок сброса воды
Рис. ХЫ2. Технологические схемы нефтегазовых сепараторов:
а — типа УБС; б — типа НГС; / — выравнивающие перегородки; 2 — выносной газосепаратор; 3 — сетчатые каплеуловителн; 4 — рефлектор; / — газ из депульсатора; // — жидкость из депульсатора; /// — очищенный поток газа; IV — отсепарнрованная жидкость
Рис. XI. 13. Принципиальная технологическая схема газосепарацион-ного узла:
/ — депульсатор; 2 — кап-леотбойник; 3 — отстойник-сепаратор
ЖиОкость
Жидкость
Компоновка сепарационных узлов из депульсаторов и сепараторов предусматривает возможность;
перераспределения продукции скважин по аппаратам в любых сочетаниях,
перераспределения потоков газа из депульсаторов между нефтегазовыми сепараторами и выносными газосепараторами для обеспечения качественной очистки газа от капельной нефти и воды,
ввода реагентов-деэмульгаторов, пеногасителей, для рециркуляции горячей воды или нефти через сепарационный узел.
В табл. XI.6 и XI.7 приведены основные параметры автоматизированных блочных сепараторов.
Таблица XI.6
Основные параметры нефтегазосепараторов типа УБС1
Условная производительность сепаратора по жидкости, м3/сут
1 luUa-4C I p 1500 зооо 6300 10000 16000
Нагрузка по газу, м3/с,
при давлении, МПа:
1,6 2 2 2 2 2
0,6 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5
Вместимость аппарата, м3 25 32 32 50 100
Каплеуловитель выносного типа.
268
Таблица XI.7
Основные параметры нефтегазосепараторов .типа НГС1
Параметр Условная производительность сепаратора по жидкости, ма/сут
2000 5000 10 000 20000 30000
Нагрузка по газу, м3/с, при давлении, МПа: 1,6 2 2 1,67 1,5 1,5
0,6 1,25 1,42 1,0 0,83 0,83
Вместимость аппарата, м3 8 14 28 56 80
Каилеуловитель встроенный.
На эффективность работы нефтегазовых сепараторов влияют свойства нефти. Например, в зависимости от пенистости нефти время пребывания газонефтяной смеси для обеспечения разделения газовой и жидкой фаз колеблется от 1,5 до 25 мин и более. С другой стороны, эффективность работы сепа-рационного узла определяется допустимым коэффициентом уноса капельной жидкости газовым потоком и, как следствие, допустимой скоростью набегания газа на сетчатый каплеот-бойник.
Обезвоживание продукции
Процесс обезвоживания добываемой из недр продукции скважин включает следующие стадии:
разрушение бронирующих оболочек на каплях воды с применением поверхностно-активных веществ (ПАВ) и тепловой обработки,
укрупнение капель за счет их слияния,
разделение (отстаивание) фаз.
Обезвоживание нефти завершается, как правило, в гравитационных отстойниках. Одна из принципиальных схем осуществления такого процесса показана на рис. XI. 14.
--------1.
Рис. XI.14. Технологическая схема обезвоживания нефгн:
7 — га зосеп а рационный узел; 2 — отстойник предварительного сброса воды; 3 — печь подогрева; 4 — узел обезвоживания нефти; 5 — каплеобразователь; 6 — гравитационный сепаратор-отстойник водонефтяной эмульсин
269
Т Т Т Т Т Т Т Т
Рис. XI. 15. Принципиальные технологические схемы отстойных аппаратов (направление потоков показано стрелками). Потоки:
а — горизонтальный (вдоль аппарата); б — вертикальный с промывкой эмульсии сквозь слой дренажной воды; в — горизонтальный с вводом эмульсии под слой воды; г — горизонтальный с предварительными разделением на два в первой изолированной секции и организацией встречного движения во второй для увеличения вероятности коалесцен-ции капель воды и последующего перехода их в дренажную воду в отстойной секции
До газосепарационного узла в поток вводят ПАВ (реа-гент-деэмульгатор) для разрушения прочности оболочек на каплях воды в нефти и облегчения их последующего слияния в га-зосепарационном узле и отстойнике предварительного сброса воды. При сравнительно большой обводненности газожидкостный поток в частично расслоенном виде попадает из газосепарационного узла в отстойник 2, откуда сбрасывается дренажная вода в систему водоподготовки. На выходе из этого отстойника обводненность водонефтяной эмульсии, как правило, не превышает 15—25%. В печах 3 она нагревается до температуры 60—70 °С и поступает в каплеобразователь (укрупни-тель капель) 5, например трубчатого типа.
Каплеобразователь (гидродинамический коалесцетор) предназначен для завершения разрушения бронирующих оболочек на глобулах пластовой воды, слияния их и частичного расслаивания потока на нефть и воду перед поступлением в гравитационный отстойник 6. Технологические схемы гравитационных отстойников различного типа показаны на рис. XI.15.
Обессоливание нефти
Во многих случаях технология подготовки добываемой продукции на промыслах такова, что после ступени обезвоживания нефть удовлетворяет нормам группы I по содержанию остаточной воды (см. табл. XI.5). Однако иногда минерализация и состав попутной пластовой воды таковы, что содержание
270
хлористых солей превышает допустимые нормы. Поэтому требуется дополнительная технологическая операция — обессоли-вание, т. е. удаление избыточного количества хлористых солей из товарной продукции, например промывкой ее пресной водой. Технологическая схема ступени обессоливания показана на рис. XI.16.
Нефть после ступени обезвоживания I нагревается в теплообменнике / и смешивается с промывочной пресной водой IV в количестве 5—10 % от массы обрабатываемой продукции. Перед _этим в ее поток вводят поверхностно-активное вещество— деэмульгатор // и (если в нефти содержатся неорганические кислоты) щелочь или соду ///. Пресная вода диспергируется в нагретой нефти до поступления в электродеги-дратор 2, в котором под действием электрического поля происходит слияние капель соленой и пресной воды. В результате укрупнения капли быстро оседают и переходят в водную фазу, которая направляется затем в нефтеотделитель 3 для дополнительного отстоя. Уловленная в нефтеотделителе нефть с оборотной водой VII возвращается на прием электродегидратора, а дренажная вода VI сбрасывается в систему подготовки для поддержания пластового давления (ППД). Обессоленная нефть из электродегидратора V направляется на следующую ступень — стабилизацию.
Схема обессоливания нефти показана на рис. XI.17. При пониженной минерализации дренажных вод можно сэкономить расход Qw* пресной промывочной воды:
0]' (XI.10)
/
где Q — расход промываемой продукции, м3/сут; В — обвод-" ценность промываемой продукции; Лт — обводненность промытой товарной нефти; S, S^ — содержание хлористых солей соответственно в промываемой и промытой продукции, кг/м3.
i!"
L б Q / ц/ Y -^-| ьв\ /
ct
Гра6итационныи\ _( отстойник Г*1
>s \ f
>. i
И
Рис. XI.16. Принципиальная технологическая схема ступени обессоли-ваиия иефти
Рис. XI.17. Схема обессоливания
нефти:
а — без использования дренажных вод;' б — с использованием циркуляции дренажных вод для предварительного обес-солнвання
271
Экономия расхода пресной воды &QK при обессоливай ни по схеме на рис. XI. 17, б составит
U— ~' (Xl.li)
где Qw — расход пресной воды для промывки Q продукции с циркуляцией части дренажных вод после электродегидра-тора, мэ/сут; S^c — содержание хлористых солей в дренажной воде, сбрасываемой на ступень водоподготовки, кг/м3.
Стабилизация нефти и подготовка нефтяного газа
Один из завершающих этапов в подготовке нефти — стабилизация ее, т. е. снижение давления насыщенного пара на концевой ступени сепарации до нормы (см. табл. XI. 5) для предотвращения потерь легких фракций нефти в результате испарения. i
Как показывает теория и практика, разгазирование пластовой нефти в процессе ее подготовки до товарных кондиций наиболее целесообразно осуществлять в несколько ступеней.
По данным Н. С. Маринина и Г. С. Савватеева, в табл. XI.8 приведены результаты расчетов потенциального увеличения выхода товарной нефти при ступенчатом разгазировании по сравнению с однократным.
На рис. XI. 18 показаны типичные зависимости массовой доли выхода нефти от числа ступеней сепарации и плотности нефти. Технико-экономический анализ показывает, что оптимальное число ступеней разгазирования пластовой нефти, как правило, не превышает трех.
Ограничение на минимальное давление насыщенных паров товарной нефти обусловливает необходимость применения на некоторых месторождениях вакуумной или горячей сепарации на последней стабилизационной ступени. Отсутствие оборудования по утилизации газа низкого давления приводит к большим потерям газообразных продуктов сепарации последней ступени.
Технология подготовки и утилизации нефтяного газа в принципе не отличается от подготовки газа газоконденсат-ных месторождении и подробно изложена в гл. XII. Рекомендации по выбору схем подготовки газ к транспорту без потерь жидких углеводородов даны в табл. XI. 9.
Связь физико-хим-ических свойств нефтей с параметрами и схемами подготовки нефтяного газа выражается через параметр Ка:
*" " "сТ^ТТ ' (Х1Л2)
*-! ~Г W "Т Л2
где d, C2, C3, N2 — массовые доли в пластовой нефти соответственно метана, этана, пропана и азота.
272
Таблица XI.8
Расчетные данные потенциального увеличения выхода товарной нефти
Я ' Выход товар-
& S. ной нефти из 5
со 1 т пластовой, о
П ? X 0 кг/т ч
1L ^ о m

сф о
—• ^ г— ' ? ? ^ fj "я
Месторождение 3 о^ 3 х * 2 = * §S 5 •
о Ч . ? S >» Л S
3 ^ X S (П Н 5 m QJ U
" X S Я* я ^ ч ш S-&
S с М х ^~ 0 Н & X и Hi X
* S s с s 3 fq
^t L^ 2 ?•«
™ -Э1 ^ 3 S п S, *
е^х 2 &? с S a Ея1
Федоровское 39 871,0 916,1 5,2
Самотлорское 45 896,5 940,0 4,8
Мамонтовское 38 938,0 972,7 3,7
Усть-Балыкское 36 947,9 980,8 3,5
«8
7 2 3 *
Число ступеней сепарации
Рис. XI.18. Типичные зависимости массовой доли выхода товарной нефти из пластовой от числа ступеней сепарации и плотности нефти (чем меньше плотность, тем ниже график)
При /Сп = 0,8 и выше рекомендуется низкотемпературная конденсация газов всех ступеней сепарации с возвратом конденсата в товарную нефть.
Таблица XI.9
Рекомендации по выбору схем подготовки газа с воздушным охлаждением газов концевых ступеней до 30 °С
Значение параметра, «п Выпадение конденсата в газопроводе
допускается не допускается
Газ первой ступени сепарации
не подготавливается охлаждается до температуры — 5 СС
Возврат конденсата газов концевых .ступеней в нефть
перед I ступенью товарную перед I ступенью товарную
0,2 0,4 0,6 0,7 Возможен Рекомендуется Рекомендуется Не рекомендуется Возможен Рекомендуется Рекомендуется Не рекомендуется
18 Заказ № 3597
273
§8. ПОДГОТОВКА НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ СТОЧНЫХ ВОД НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Вместе с нефтью на поверхность извлекается огромное количество минерализованных пластовых вод, которые отделяются в процессе деэмульсации нефти и образуют основную долю нефтепромысловых сточных вод. Эти воды, как правило, после соответствующей подготовки используются при заводнении нефтяных залежей для поддержания пластового давления.
Физико-химические свойства нефтепромысловых сточных вод отличаются большим разнообразием, обусловленным различием свойств месторождений, технологий воздействия на залежи, процессов подготовки нефти и воды. Требования к качеству дренажных вод для системы ППД определяются фильтрационными свойствами продуктивных пластов (табл. XI.10).
Как правило, во время подготовки нефтепромысловых сточных вод применяют отстойный принцип с помощью отстойников, эксплуатирующихся под давлением. Если добыча воды более 10000 м3/сут, используют вертикальные стальные резервуары. Для повышения качества очистки сточных вод применяют различные аппараты и устройства (коалесцирующие фильтры, мультигидроциклоны и др.), а для интенсификации очистки и повышения качества очищенных дренажных вод — флотацию с помощью нефтяного газа.
При подготовке нефтепромысловых сточных вод необходимо учитывать химическую и микробиологическую совместимость закачиваемой и пластовой вод, химическую стабильность и коррозионную активность нагнетаемой воды.
Таблица XI.10
Требования к качеству нефтепромысловых сточных вод, используемых в системе ППД
Содержание в закачивае-
Тип коллектора Коэффициент проницае-мостн. Коэффициент трещи но- мой воде {не более), г/ма

мкм2 ватости механических
нефти примесей
Поровотрещшшый <0,35 2 ч-6,5 15 15
>0,35 <2 30 30
Трещи н н опоровы и <0,60 3,5-3,6 40 40
>0,60 <3,6 50 50
На главную страницу