WWW.DISS.SELUK.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА
(Авторефераты, диссертации, методички, учебные программы, монографии)

 

Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 13 |

«САМАРА 2008г Для ФДО и ЗО Курс Сбор и подготовка нефти, газа и воды Состав курса: 1. Лекции; 2. Практические занятия; 3. Лабораторные работы; 4. Курсовой проект; 5. Экзамен. ЛЕКЦИИ Полный ...»

-- [ Страница 1 ] --

КУРС

СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ

СамГТУ

НТФ

САМАРА

2008г

Для ФДО и ЗО

Курс «Сбор и подготовка нефти, газа и воды»

Состав курса:

1. Лекции;

2. Практические занятия;

3. Лабораторные работы;

4. Курсовой проект;

5. Экзамен.

ЛЕКЦИИ

Полный курс лекций в электронном виде имеется:

- в каждом представительстве;

- в деканате ФДО;

- у преподавателя.

Часть лекционного курса читается во время сессии в г. Самара.

Полный курс лекций можно получить у преподавателя во время сессии в г. Самара при обучении на предыдущем курсе.

Преподаватели:

к.х.н. доцент Борисевич Юрий Павлович сот. т. 8-927-2-04-89- ст. препод. Краснова Галина Зиновьевна сот. т. 8-927-2-66-20-

ПРАКТИЧЕСКИЕ ЗАНЯТИЯ

Полный курс практических занятий в электронном виде имеется:

- в каждом представительстве;

- в деканате ФДО;

- у преподавателя.

Часть практического курса изучается во время сессии в г. Самара.

Полный курс практических занятий можно получить у преподавателя во время сессии в г. Самара при обучении на предыдущем курсе.

Преподаватели:

к.х.н. доцент Борисевич Юрий Павлович сот. т. 8-927-2-04-89- ст. препод. Краснова Галина Зиновьевна сот. т. 8-927-2-66-20-

ЛАБОРАТОРНЫЕ РАБОТЫ

Лабораторные работы выполняются индивидуально (по вариантно) каждым студентом на компьютере.

Полный курс лабораторных работ в электронном виде и в виде методических указаний имеется:





- в каждом представительстве;

- в деканате ФДО;

- у преподавателя.

Полный курс лабораторных работ выполняется во время сессии в г. Самара.

Полный курс лабораторных работ (включая методические указания) можно получить у преподавателя во время сессии в г. Самара при обучении на предыдущем курсе.

Преподаватели:

к.х.н. доцент Борисевич Юрий Павлович сот. т. 8-927-2-04-89- ст. препод. Краснова Галина Зиновьевна сот. т. 8-927-2-66-20-

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Курсовой проект состоит из двух глав:

1. Теоретическая глава 2. Расчетная глава Теоретическая глава состоит из двух частей:

- литературного обзора (тема обзора выдается каждому студенту персонально руководителем – Борисевичем Ю.П. или Красновой Г.З.);

- патентного обзора (тема обзора выдается каждому студенту персонально руководителем – Борисевичем Ю.П. или Красновой Г.З.).

Расчетная глава состоит из трёх частей:

- технологическая глава;

- техническая глава;

- глава по БЖД и ТБ.

Технологическая глава должна содержать:

- схему сбора продукции скважин по любому месторождению, расположенному по месту жительства студента(выбранное месторождение утверждается руководителем);

-схемы и перечень АГЗУ;

- технологическую схему ДНС, УПСВ, СУ, КС (если они имеются);

- технологическую схему УКПН и УКПГ (если она имеется);

-технологическую схему ППД и КНС (если они имеются).

Все схемы приводятся с описанием, регламентом, характеристиками всех применяемых реагентов и трубопроводов.

Работа всех схем должна быть проанализирована и на основании анализа должны быть предложены конкретные мероприятия по их реконструкции.

Порядок анализа берется из соответствующего методического указания (находится у руководителя).

Техническая глава должна содержать:

- сборочные чертежи 2 основных аппаратов (отстойники, сепараторы, теплообменники, печи, электродегидраторы, колонны и т.д.) с описанием, регламентом, механическим и технологическим расчетом. Механический расчет берется из паспорта аппарата, а технологический расчет выполняется студентом либо на РС на кафедре, либо вручную по соответствующему методическому указанию (находится у преподавателя).

- гидравлический расчет любого трубопровода. Методика расчета берется из практических занятий.

Глава БЖД иТБ должна содержать:

- перечень опасностей и вредностей на месторождении и ЦПС;

- перечень действующих инструкций и инструктажей.

Курсовой проект выполняются индивидуально каждым студентом до приезда на сессию в г. Самара (желательно на компьютере).

Полный перечень заданий на курсовые проекты в электронном виде имеется:





- в каждом представительстве;

- в деканате ФДО;

- у преподавателя.

Полный перечень заданий на курсовые проекты можно получить у преподавателя во время сессии в г. Самара при обучении на предыдущем курсе.

Консультации по курсовому проекту осуществляются по электронной почте (адреса преподавателей имеются в деканате ФДО) или во время сессии в г. Самара.

Преподаватели:

к.х.н. доцент Борисевич Юрий Павлович сот. т. 8-927-2-04-89- ст. препод. Краснова Галина Зиновьевна сот. т. 8-927-2-66-20-

ЭКЗАМЕН

К экзамену допускаются студенты, выполнившие лабораторные работы и сдавшие курсовой проект.

Экзамен проводится по экзаменационным билетам.

Каждому студенту при подготовке ответа выдаётся папка, содержащая все формулы, схемы, графики и таблицы курса.

ПРИЛОЖЕНИЕ

ЛЕКЦИИ

Вопрос № 1. Основные понятия и положения.

Система сбора продукции скважин – это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования, предназначенных для размещения добываемых флюидов и их доставки до пунктов подготовки.

Любая система сбора продукции скважин должна обеспечивать осуществление следующих операций:

1. Замер дебита каждой скважины;

2. Максимальное использование пластовой энергии или давления, создаваемого скважинными насосами, для транспортирования продукции скважин до пунктов её подготовки;

3. Сепарацию нефти от газа;

4. Отделение от продукции скважин свободной воды;

5. Раздельный сбор продукции скважин, существенно различающихся по обводнённости или физико – химическим параметрам;

6. Подогрев продукции скважин или её специальная обработка при невозможности транспортирования Универсальной системы сбора продукции скважин, т.е.такой, которую можно было бы эффективно применять на любом углеводородном месторождении в течении всего периода эксплуатации, не существует. Поэтому для каждого месторождения приходится либо создавать индивидуальную систему сбора, либо пользоваться унифицированными технологическими схемами.

В настоящее время, индивидуальные системы сбора разрабатываются, как правило, лишь для уникальных или особо крупных месторождений, имеющих общегосударственное значение. В остальных случаях используют унифицированные схемы, разумеется приспосабливая их к конкретным реальным условиям.

Основными требованиями к подобным схемам являются:

1. Полная герметизация процессов сбора, подготовки и транспорта продукции;

2. Обеспечение достижения ею кондиций, предусмотренных нормативными документами.

Унификация технологических схем с неизбежностью повлекла за собой унификацию технологического оборудования для их реализации, которая вылилась в отраслевые стандарты, действующие с января 1980 года.

Например: ОСТ 39-088-79 «Установки сбора и транспорта нефти и нефтяного газа. Параметрические ряды». ОСТ 39-091 – 79 «Установки подготовки нефтяного газа. Параметрические ряды».

В первом ОСТе в качестве основного параметра принята мощность установки, соответствующая объёму добываемой на нефтяных месторождениях продукции в м3/сутки. В соответствии с ГОСТ 8032-56 установлен следующий параметрический ряд:

400; 500; 630; 800; 1000; 1250; 1600; 2000; 2500; 3150; 4000; 5000; 6300; 8000; 10000; 12500; 16000; 20000 и 25000.

Предпочтительный диапазон мощностей от 3150 до 25000 м3/сутки.

Во втором ОСТе в качестве основного параметра принята пропускная способность установки в тыс.м3/сутки. В соответствии с ГОСТ 2939-63 установлен следующий параметрический ряд:

12,5; 16; 20; 25; 31,5; 40; 50; 63; 80; 100; 125; 160; 200; 250; 315; 400; 500; 630; 800; 1000 и Предпочтительный диапазон от 100 до 500 тыс.м3/сутки.

Унификация технологического оборудования привела к возникновению комплектно-блочного метода (КБМ) обустройства нефтяных и газовых месторождений; ставшего в настоящее время основным. Его суть сводится к следующему: на тыловых опорно-производственных базах из широкого набора унифицированного оборудования, изготовленного на заводах, собирают блоки, из которых непосредственно в нефте – газо- добывающих районах и собирают необходимый технологический комплекс. Собранные блоки называют блочнокомплексным устройством (БКУ). В ближайшем будущем планируется осуществить перенос сборки БКУ непосредственно на машиностроительные заводы, что существенно повысит их качество. При этом, перспективными считаются следующие направления совершенствования БКУ:

1. Укрупнение БКУ вплоть до создания так называемых суперблоков, масса которых уже сейчас перевалила за 100 т., а для морских платформ за 50 тыс.т.;

2. Унификация самих БКУ, что позволит применять одни и те же блоки в различных отраслях народного хозяйства.

В настоящее время принята следующая унификация БКУ:

1. Технологические блоки;

2. Блоки энергоснабжения;

3. Компрессорные блоки;

5. Блоки автоматического управления;

7. Блоки теплоснабжения и вентиляции;

8. Блоки ремонтно-механических мастерских;

9. Блоки бытовых помещений;

10. Блоки очистных сооружений.

Научно-исследовательским институтом по комплексно-блочному строительству (НИПИКБС) Миннефтегазстроя СССР в 1987 г. проведена унификация проектных решений при сооружении любого БКУ. А в Миннеф тегазстрое СССР в 1982 г. введена в действие «Инструкция по разработке ограничительных стандартов на комплектующие изделия, материалы, оборудование для БКУ нефтяной и газовой промышленности» - так называемое РД 102-007-81.

Вопрос № 2. Технологическое оформление систем сбора для нефтяных месторождений.

2.1. Обустройство новых месторождений, вводящихся в эксплуатацию в настоящее время.

Различают основной и дополнительный вариант унифицированной технологической схемы обустройства месторождений.

Основной вариант предусматривает обустройство нефтегазодобывающего района единым центральным пунктом сбора (ЦПС), который представляет собой комплекс сооружений, обеспечивающих подготовку нефти, газа и воды до требований нормативных документов. В этом случае, на месторождении размещаются только:

1. Скважины и выкидные линии от них;

2. Замерные установки;

3. Нефтегазосборные коллектора.

1. Сепарационные блоки первой и последующих ступеней сепарации;

2. Блоки подготовки нефти, газа и воды;

3. Блоки учёта товарной продукции;

4. Инженерные коммуникации и вспомогательное оборудование.

Основной вариант технологической схемы основан на трёх принципах:

Первый принцип означает движение всей добываемой продукции (нефть, газ и вода) вплоть до сепарационных блоков ЦПС по одному трубопроводу.

Второй принцип означает полное отсутствие контакта добываемой продукции с атмосферой от устья скважины до сдачи её потребителю.

Третий принцип означает движение всей продукции или любой её части по системе сбора и подготовки под необходимым для этого давлением (полное отсутствие самотёчных трубопроводов).

Основной вариант унифицированной технологической схемы достаточно гибко подходит к утилизации попутного газа:

1. Если потребитель газа (чаще всего газоперерабатывающий завод – ГПЗ) расположен в непосредственной близости от ЦПС, то предусматривается раздельная подача газа первой ступени сепарации и остального газа низкого давления на завод без компримирования и какой – бы то не было подготовки.

2. Если ГПЗ находится от ЦПС на таком расстоянии, что бескомпрессорный транспорт газа становится невозможным, то предусматривается три подхода:

а) Газ первой ступени сепарации подготавливается отдельно от остального газа низкого давления.

Затем, последний после компримирования (будучи подготовленным) смешивается с подготовленным газом первой ступени сепарации. Полученная смесь дожимается до необходимого давления и направляется на ГПЗ.

б) Газ низкого давления компримируется, смешивается с газом первой ступени сепарации и после совместной подготовки дожимается до необходимого давления и направляется на ГПЗ.

в) На ГПЗ направляется только газ первой ступени сепарации, а газ низкого давления утилизируется на месте.

Дополнительный вариант технологической схемы предусматривает возможность размещения блоков первой ступени сепарации непосредственно на месторождении. При этом, газ первой ступени сепарации транспортируется на ЦПС бескомпрессорным методом по отдельному трубопроводу, а оставшаяся газонасыщенная продукция насосами дожимной насосной станции (ДНС) по отдельному трубопроводу подаётся на ЦПС для дальнейшей подготовки. На ДНС, как правило, осуществляют также предварительный сброс пластовых вод, находящихся, в основном, в самостоятельной фазе. Утилизация отделённых вод чаще всего осуществляется на месте без какой – либо подготовки.

Выбор между основным и дополнительным вариантом унифицированной технологической схемы осуществляется с помощью специальных справочных таблиц в зависимости от объёма годовой добычи продукции на месторождении, давления в начале трубопровода, связывающего месторождение с ЦПС, его диаметра, рельефа местности, физико – химических свойств продукции и т.д.

В качестве примера рассмотрим одну из таких справочных таблиц (Табл.1.) Если расстояние от месторождения до ЦПС превышает указанное в табл.1., то в таких случаях можно предварительно сделать вывод о необходимости использования дополнительного варианта унифицированной схемы сбора.

На рис.1 приведена типичная унифицированная схема сбора продукции скважин с группы нефтяных месторождений, вводящихся в эксплуатацию в настоящее время.

Месторождение «А» обустроено по основному варианту унифицированной технологической схемы, согласно которого продукция добывающих скважин (1/1) по выкидным линиям (2/1) – длиной до 3 км. поступает на групповую замерную установку (ГЗУ) – (3/1), а затем после определения дебита каждой скважины, по сборному коллектору (4/1) - диаметром до 500 мм и длиной до 10 км – под собственным давлением движется на ЦПС – 1, где последовательно проходит три ступени сепарации первой технологической линии в сепараторах (5/1, 6/1 и 7/1).

Справочная таблица для выбора варианта технологической схемы сбора Масса Давле- Условтранс- ние ный Сумма подъёмов трассы трубопровода, м/км тыс.т./го бопр.

Рис.1. Типичная унифицированная схема сбора продукции скважин с группы нефтяных месторождений, вводящихся в эксплуатацию в настоящее время.

На первой ступени сепарации давление обычно понижают до 1,0 – 1,6 МПа; на второй ступени сепарации до 0,6 – 0,8 МПа и на третьей ступени сепарации до 0,1 – 0,2 МПа. При необходимости (большом газовом факторе, высоком устьевом давлении, значительной вязкости продукции и т.п.) количество ступеней сепарации может быть увеличено до 4 и даже более.

Поскольку потребитель попутного газа (ГПЗ) находится далеко от ЦПС-1 на первой технологической линии предусмотрена утилизация отделённого попутного газа по первому варианту, согласно которого газ первой ступени сепарации (газ высокого давления) за счёт собственной энергии поступает на свою отдельную установку комплексной подготовки газа (УКПГ) – (23/1), на которой показатели качества газа доводятся до требований нормативных документов. Подготовленный газ высокого давления самотёком поступает на компрессорную станцию (КС), совмещённую с головными сооружениями магистрального газопровода (ГСМГ) – (27), где дожимается до необходимого давления и потоком II по магистральному газопроводу направляется потребителю.

Газ второй ступени сепарации также за счёт собственной энергии поступает на свою отдельную УКПГ – (24/1), затем с помощью КС – (26) поджимается до необходимого давления и сбрасывается в линию подготовленного газа высокого давления.

Газ последней ступени сепарации (зачастую отсасываемый эжектором) поджимается КС – (25/1) и подаётся на УКПГ – (24/1).

После осуществления разгазирования продукция месторождения «А» самотёком (иногда с помощью насосов) поступает на установку комплексной подготовки нефти (УКПН) – (8/1), где её показатели качества дово дятся до требований нормативных документов. Между последней ступенью сепарации и УКПН (8/1), как правило, монтируется сырьевой резервуарный парк УКПН – (16), обеспечивающий равномерную загрузку УКПН при колебаниях в объёме поступающей продукции. В данном случае, заполнение резервуарного парка осуществляется по одному трубопроводу, а опорожнение по другому трубопроводу.

Вода, отделённая от продукции месторождения «А», сбрасывается на установку комплексной подготовки воды (УКПВ) – (9/1), где осуществляется её подготовка к утилизации. В данном случае, отделённая (сточная) вода используется для целей ППД. Вода, отстоявшаяся при сепарировании продукции и при нахождении её в сырьевом резервуарном парке, также сбрасывается на УКПВ. Подготовленная вода по водоводу низкого давления (11/1) с помощью насосов, размещённых на УКПВ, подаётся на кустовую насосную станцию (КНС) -–(10/1), а оттуда по водоводам высокого давления (12/1) поступает в нагнетательные скважины (13/1).

Подготовленная нефть после УКПН с помощью насосов перекачивается через установку автоматического контроля качества (18/1), например, Рубин-2М, перед которой в качестве буфера также может находиться несколько резервуаров (17/1), заполнение и опорожнение которых в данном случае осуществляется поочерёдно по одному трубопроводу. Если качество товарной нефти соответствует требованиям нормативных документов, то задвижка (20/1) автоматически закрывается и товарная нефть через открытую задвижку (19/1) поступает в резервуарный парк (21) головных сооружений магистрального нефтепровода (ГСМН) – (22), а оттуда потоком I потребителю. Если качество подготовленной нефти перестаёт отвечать требованиям нормативных документов, задвижка 19/1 автоматически закрывается, а задвижка 20/1 автоматически открывается, в результате, нефть возвращается на УКПН (8/1) для повторной подготовки.

На месторождении «Б» добывается продукция совместимая с продукцией месторождения «А», поэтому подготовка её на ЦПС осуществляется на той же первой технологической линии УКПН, но само месторождение обустроено по дополнительному варианту унифицированной технологической схемы, согласно которого первая ступень сепарации (5/2) расположена непосредственно на месторождении с подачей газа высокого давления по отдельному трубопроводу бескомпрессорным методом непосредственно на УКПГ (23/1).

Оставшаяся после осуществления первой ступени сепарации продукция проходит под собственным давлением установку предварительного сброса вод (УПСВ) – (14) и с помощью ДНС – (15) направляется на вторую ступень сепарации первой технологической линии УКПН, расположенной на ЦПС – 1.

Отделившаяся на УПСВ сточная вода, как правило, без всякой подготовки поступает на КНС (10/2), а затем по водоводам высокого давления (12/2) в нагнетательные или поглощающие скважины (13/1).

Продукция месторождения «В» несовместима с продукцией месторождений «А» и «Б», например, по высокому содержанию сероводорода (на первых двух месторождениях сероводород отсутствует). Поэтому, на ЦПС – 1 для подготовки данной продукции сооружена вторая технологическая линия УКПН, полностью аналогичная первой линии за исключением способа утилизации попутного газа. В данном случае выбран второй вариант его подготовки, согласно которого и газ высокого давления и газ низкого давления подготавливаются на одной УКПГ (23/3) с последующей бескомпрессорной подачей его на ГСМГ (27). Разумеется, для подачи газа второй и третьей ступени сепарации на УКПГ (23/3) он предварительно поджимается на КС (24/3) и (25/3) соответственно.

Само же месторождение «В» обустроено по основному варианту унифицированной технологической схемы.

На ЦПС – 2, обслуживающим совершенно другую группу месторождений, утилизация попутного газа осуществляется по третьему варианту, согласно которого на ГСМГ (27) подаётся только газ высокого давления (поток III), а газ низкого давления (поток IV) утилизируется на месте, в данном случае сжигается в факеле.

На ЦПС – 3, обслуживающем третью группу месторождений, вследствии непосредственной территориальной близости потребителя попутного газа (ГПЗ) его утилизация сводится к подаче без какой – либо подготов ки газа высокого и низкого давления по отдельным трубопроводам (поток V и VI соответственно) непосредственно на ГПЗ.

Достоинства технологических схем сбора на современных нефтяных месторождениях:

1. Возможность безнасосного транспортирования газонасыщенной продукции с отдельных месторождений до ЦПС на расстояние до 100 км и более;

2. Максимальное использование энергии пласта или давления, создаваемого скважинными насосами, для бескомпрессорного транспорта газа первой ступени сепарации;

3. Полное устранение потерь лёгких фракций, вследствии 100 % герметичности системы;

4. Уменьшение возможности отложения парафина вследствии газонасыщенности водосодержащей продукции и высоких линейных скоростей;

5. Обеспечение на длительный период полной и стабильной загрузки объектов по подготовке нефти и газа с учётом неодновременного ввода в разработку месторождений нефтяного района, что достигается за счет максимальной централизации пунктов сбора;

6. Снижение капитальных вложений в обустройство отдельных месторождений, по сравнению с другими системами сбора в 2 – 2,5 раза вследствии значительного сокращения металлоёмкости;

7. Снижение эксплуатационных затрат в 2 – 3 раза по сравнению с другими схемами сбора вследствии возможности полной автоматизации и резкого сокращения обслуживающего персонала.

Недостатки технологических схем сбора на современных нефтяныхместорождениях:

1. Невысокая точность замера дебита по отдельным скважинам вследствии особенностей работы групповых замерных установок;

2. Повышение утечек жидкости в зазоре между плунжером и цилиндром насоса при глубиннонасосной эксплуатации скважин вследствии противодавления;

3. Преждевременное прекращение фонтанирования по той же причине;

4. Нерациональные затраты на транспортирование пластовой воды;

5. Недоиспользование тепла продукции скважин.

2.2. Обустройство старых месторождений, находящихся в многолетней эксплуатации На подавляющем большинстве старых месторождений были реализованы системы сбора:

1. Бароняна – Везирова;

2. ГипроГрознефти;

3. Гипровостокнефти.

Все эти схемы, основанные на принципах негерметичности, двухтрубности и самотечности, подвергались неоднократной реконструкции с целью их модернизации. В результате, в своём чистом виде подобных схем практически не осталось.

Поэтому на рис.2 мы рассмотрим только одну схему, представляющую собой некую условную комбинацию всех вышеназванных схем, но сохраняющую все их основные черты.

А пока отметим, что под принципом негерметичности понимается замер дебита скважин в специальных негерметичных устройствах – трапах и в некоторых случаях хранение сырой нефти в открытых хранилищах.

Под принципом двухтрубности понимается раздельное движение газа и жидкости по отдельным трубопроводам начиная от ГЗУ и даже от отдельных скважин.

Под принципом самотёчности понимается организация при малейшей возможности безнапорного течения жидкой фазы за счёт разности геодезических отметок.

При этом, кроме ЦПС на каждом месторождении сооружался свой сборный пункт (СП), а обустраиваться месторождение может по индивидуальной или групповой схеме. В первом случае каждая скважина снабжается индивидуальной установкой для замера дебита и разгазирования продукции, а во втором случае подобная уста новка обслуживает группу скважин.

Рис.2. Схема сбора продукции скважин на старых нефтяных месторождениях Месторождение «А» обустроено по индивидуальной схеме. Продукция скважин (1) по выкидным линиям (2), достигающим 2 км, подаётся в индивидуальные замерные установки (3), на которых кроме определения дебита производится глубокая одноступенчатая сепарация нефти от газа до давления порядка 0,4 МПа.

Отделившийся газ преимущественно под собственным давлением по отдельному трубопроводу подаётся на первую технологическую линию УКПГ (6/1), расположенную на ЦПС, территориально совпадающим с месторождением «В». Если собственного давления газа недостаточно для его самотёчной подачи на УКПГ, то он поджимается дожимной компрессорной станцией (ДКС) – (5/1) до необходимого давления. Подготовленный газ поступает на ГСМГ (21) и потоком II направляется потребителю.

Жидкость, отделённая от газа в замерных устройствах, по самотёчным трубопроводам (4/1) поступает в резервуары (7/1) сборного пункта СП – 1 месторождения «А». Резервуары на СП могут быть и негерметичными, т.е.без крыш. По мере надобности накопленная жидкость забирается насосами ДНС (8/1) и по коллектору откачивается в сырьевые резервуары (9/1) первой технологической линии УКПН (10/1), расположенной на ЦПС.

Сточная вода, отделённая на УКПН, сбрасывается на УКПВ (11/1). После подготовки она с помощью насосов по водоводу низкого давления (12/1) подаётся на КНС (13/1), а затем по водоводам высокого давления (14/1) в нагнетательные или поглащающие скважины (15/1) и (16) соответственно.

Подготовленная до требований нормативных документов нефть после УКПН накапливается в резервуарах товарного парка (17/1), откуда она по мере надобности перекачивается насосами в сырьевые резервуары (18) ГСМН (19) и затем потоком I направляется потребителю.

Месторождение «Б», продукция которого не совместима с продукцией месторождения «А», обустроено по групповой схеме, согласно которой продукция нескольких добывающих скважин подаётся на ГЗУ (20/2), на которой как и на индивидуальной замерной установке, кроме определения дебита каждой скважины осуще ствляется глубокая одноступенчатая сепарация нефти от газа. Дальнейшая судьба газа и жидкой фазы полностью аналогична соответствующим потокам продукции месторождения «А», за тем лишь исключением, что подготовка газа и нефти, вследствии их несовместимости с продукцией месторождения «А», осуществляется на отдельной второй технологической линии установок УКПН и УКПГ.

Сточная вода, также несовместимая со сточной водой месторождения «А», поступает на отдельную УКПВ (11/2), затем на отдельную КНС (13/2) и в нагнетательные скважины (15/2). Вода, отделившаяся в резервуарах (7/2) СП – 2, выполняющих в данном случае роль установки предварительного сброса воды, без всякой подготовки сбрасывается на КНС (13/2).

Месторождение «В», продукция которого аналогична продукции месторождения «А», так же обустроено по групповой схеме; но вследствии того, что ЦПС расположен непосредственно на его территории, и газ и жидкая фаза после ГЗУ подаются в соответствующие технологические линии с месторождения «А» исключительно по самотёчным трубопроводам без применения насосов и компрессоров.

Наконец, самое удалённое и небольшое месторождение «Г», продукция которого совместима с продукцией месторождения «А», обустроено по индивидуальной схеме. Вследствии экономической нецелесообразности транспортирования газовой и жидкой фаз по отдельным трубопроводам на ЦПС, последняя, не смотря на несовместимость, после небольшого дожатия маломощными насосами (8/4) сбрасывается в проходящий по близости коллектор с продукцией месторождения «Б». Подобное решение допустимо если доля жидкости с месторождения «Г» невелика и при смешении с продукцией месторождения «Б» это не приводит к катастрофическим последствиям (например, массовому выпадению обильного осадка). Небольшие объёмы попутного газа, вследствии отсутствия КС, сжигаются на факеле (22).

Достоинства схем сбора продукции скважин, применяемых на старых месторождениях:

1. Возможность всестороннего наблюдения за работой каждой скважины (при индивидуальном варианте обустройства);

2. Максимально длинный период фонтанной эксплуатации в связи с небольшим давлением сепарации.

Недостатки схем сбора продукции скважин, применяемых на старых месторождениях:

1. Энергия пласта или давление скваженных насосов теряются непосредственно у скважины. Поэтому необходимы значительные затраты на сооружение и эксплуатацию насосных и компрессорных станций, без которых невозможно транспортирование продукции до сборных пунктов; либо приходится изыскивать или создавать такую трассу, чтобы напор, создаваемый разностью геодезических отметок, мог обеспечить необходимую пропускную способность трубопровода по жидкости;

2. Глубокая одноступенчатая сепарация, необходимая для предотвращения образования газовых мешков при транспортировании нестабильной жидкости под невысоким давлением, приводит, при прочих равных условиях, к уменьшению выхода товарной нефти на 4 – 5 % по сравнению с многоступенчатой сепарацией.

3. Самотёчные линии не могут быть приспособлены к возможному увеличению дебитов скважин и к сезонным изменениям свойств продукции скважин;

4. Скорость течения жидкости по слабонапорным или вообще самотёчным трубопроводам невелика, поэтому вероятность образования различных отложений существенно возрастает;

5. Значительные потери (до 3 % мас.) вследствии испарения ценных лёгких углеводородов, в связи с негерметичностью системы;

6. Большие затраты на сооружение объектов вследствии их металлоёмкости, сложность их обслуживания и автоматизации.

2.3. Обустройство месторождений с термическим воздействием на пласт Любое термическое воздействие на пласт приводит к изменению структуры и прочности коллекторов. В результате, на поверхность выносится большое количество твёрдых частиц различного фракционного состава.

Самые крупные частицы диаметром от 0,01 до 0,1 мм собираются в отстойных аппаратах и трубопроводах, образуя пробки и снижая объём рабочей зоны. Более мелкие частицы существенно повышают стойкость водо – нефтяных эмульсий.

Попутный газ таких месторождений не только содержит, как правило, большое количество агрессивных компонентов (H2S; SO2; CO; CO2; NO2 и др.), но и способствует сильному пенообразованию (особенно при использовании внутрипластового горения). Сепарация газа из такой смеси в герметичной системе сбора протекает довольно медленно, что способствует образованию газовых пробок в системе сбора и подготовки нефти, а так же существенно затрудняет процесс осаждения механических примесей.

Применение теплового воздействия на пласт, особенно паротеплового, вызывает увеличение обводнённости продукции скважин на более ранней стадии эксплуатации, что, в свою очередь, приводит к преждевременному образованию аномально устойчивых водо – нефтяных эмульсий.

Наконец, целевая продукция подобных месторождений, как правило, обладает высокой вязкостью (более 1000 мПа.с), что существенно затрудняет её сбор.

Проведённые ВНИИПИНефтью исследования показали, что для получения с подобных месторождений конкурентноспособной товарной нефти не ниже 1 группы (согласно существующей классификации) уже в системе сбора необходимо осуществлять не только предварительное разгазирование, но и отделение механических примесей и возможно большего количества воды от продукции скважин, используя все доступные средства интенсификации отстоя.

Типичное оформление подобных схем приведено на рис.3.

Продукция скважин (1) по выкидным линиям (2) поступает в специальный переключатель (3), направляющий её либо в сборный коллектор (4), либо в сборный коллектор (5). По коллектору (4) продукция попадает в газосепаратор (6/1), где вследствии резкого снижения давления осуществляется глубокая одноступенчатая сепарация смеси. Выделившийся газ по отдельному трубопроводу направляется на ЦПС на УКПГ (21), предварительно поджимаясь в случае необходимости на КС (21/1).

Рис.3. Схема сбора продукции скважин на месторождениях с термическим воздействием на пласт.

Подготовленный газ подаётся на ГСМГ (23) и потоком II направляется потребителю.

Отделившаяся в газосепараторе жидкость самотёком проходит через подогреватель (8), обогреваемый паром (поток V), и с температурой 50 – 60 0С попадает в сепаратор – отстойник (9/1), где в следствии нагрева происходит выделение добавочного количества газа и образование водой самостоятельной фазы. Для интенсификации процессов в сепараторе – отстойнике на его вход непрерывно дозируется деэмульгатор (поток IV). Выделившийся в аппарате (9/1) газ, сбрасывается в газовую линию от газосепаратора (6/1), при необходимости с помощью эжектора.

Оставшаяся водонефтяная эмульсия и выделившаяся свободная вода накапливаются в буферной ёмкости (10/1) откуда по мере надобности забираются ДНС (11/1) и откачиваются в сырьевые резервуары (12) УКПН (13), расположенной на ЦПС.

В следствии высокой вязкости продукции, затрудняющей дегазацию, выделение газа из смеси может продолжаться и в буферной ёмкости. Накапливающийся газ отсасывается с помощью эжектора (20/1).

Продукция, попавшая в коллектор (5), попадает в замерный трап (7/1) из которого, после определения дебита скважины, газ и жидкая фаза сбрасываются в соответствующие линии системы сбора.

Подготовленная на УКПН нефть откачивается в резервуарный парк (на рис.3 не показано) ГСМН (14) и потоком I направляется потребителю.

Вода, отделённая на УКПН, сбрасывается на УКПВ (15) и после подготовки по водоводам низкого давления направляется на КНС (16), а затем, по водоводам высокого давления (17) в нагнетательные (18) или поглощающие скважины (19).

В отличии от предыдущих схем на УКПВ происходит накопление гораздо большего количества отделённых механических примесей, которые потоком III направляются на захоронение.

В большинстве случаев подобные схемы на сегодняшний день реконструированы. Реконструкция, в основном, сводится к замене буферной ёмкости (10/1) на резервуар гораздо большей ёмкости для резкого увеличения времени отстоя, а, значит, и более полного отделения газа и воды. Вторым направлением реконструкции является непрерывное обновление используемого деэмульгатора.

На месторождении «Б» рекомендации ВНИИПИНефти нашли более полное воплощение, а именно: в системе сбора реализован не только предварительный отбор газа, но и удаление существенной части пластовой воды и механических примесей, чему немало способствует организация циркуляции части отделённой пластовой воды, освобождённой от механических примесей. Более того, в системе предусмотрена даже утилизация тепла отходящих дымовых газов, что придаёт её весьма современные черты.

Продукция скважин (1) по выкидным линиям (2) поступает в специальный переключатель (3), направляющий её либо в сборный коллектор (4), либо в коллектор (5). По коллектору (4) продукция попадает в газосепаратор (6/2) где вследствии резкого снижения давления осуществляется глубокая однократная сепарация исходной смеси.

Выделившийся газ самотёком или с помощью КС (21/2) сбрасывается в газовую линию месторождения «А», чаще всего непосредственно на КС (21/1).

Отделившаяся в газосепараторе жидкость самотёком проходит печь (24) в которую в качестве топлива подаётся либо газ, не содержащий сероводорода, либо топочный мазут (поток VI); а в качестве окислителя используется воздух (поток VII) и с температурой 80 – 85 0С попадает в сепаратор – отстойник (9/2), где поддерживается температура 60 – 650С. Для интенсификации процессов, происходящих в этом аппарате и утилизации тепла дымовых газов печи (24), часть жидкой фазы перед подачей в сепаратор – отстойник пропускается через теп лообменник (29/2), омываемый дымовыми газами печи (24), которые затем дымососом (30/2) потоком VIII направляются в дымовую трубу. В подогретую жидкость (горячую струю) непрерывно дозируют деэмульгатор – поток IV, после чего она сбрасывается (возвращается) в отстойник – сепаратор. Выделившийся в нём газ сбрасывается в газовую линию газосепаратора (6/2), чаще всего прямо на приём КС (21/2).

В самом отстойнике – сепараторе происходит разделение исходной жидкой фазы на остаточную водо – нефтяную эмульсию и свободную воду. Остаточная водо – нефтяная эмульсия накапливается в сборной ёмкости (10/2) и по мере надобности откачивается с помощью ДНС (11/2) на ЦПС в сырьевой парк (12) УКПН (13). Остаточное количество газа, продолжающего выделяться в ёмкости (10/2), также сбрасывается на приём КС (21/2), иногда с помощью эжектора.

Вода, отстоявшаяся в аппарате (9/2), забирается насосом (25/2) и прогоняется через гидроциклон (26/2), на котором происходит отделение значительной части механических примесей, сбрасываемых в аналогичную линию III идущую с УКПВ (15), расположенной на ЦПС. «Осветлённая» пластовая вода с температурой 50 – 60 0С частично подаётся на вход печи (24), а частично накапливается в буферной ёмкости (27/2), откуда по мере надобности откачивается насосом (28/2) на вход УКПВ (15).

Промывка продукции скважин «осветлённой» горячей водой значительно ускоряет процессы расслоения в сепараторе – отстойнике (9/2). Основной недостаток в обустройстве месторождения «Б» кроется в очень большой загруженности печи (24), которой приходится нагревать не только всю продукцию скважин, но и рециркулирующую воду. Оставляет желать лучшего и однократное глубокое разгазирование в газосепараторе, приводящее к ощутимой потере ценных лёгких фракций.

В схеме, реализованной на месторождении «В», удалось в значительной степени избавиться от этих недостатков. Для этого прежде всего, давление продукции сбрасывается в две ступени сначала в депрессаторе (31) и лишь затем в сепараторе – отстойнике (9/3), газ из которого, как и из буферной ёмкости (10/3), эжектируется газом тз депрессатора с помощью эжекторов (20/3). Необходимый подогрев продукции (до 60 – 65 0С) осуществляется путём подачи горячей струи, нагретой до 85 – 95 0С, и представляющей собой осветлённую воду на вход отстойника – сепаратора (9/3). Нагрев части осветлённой воды осуществляется в теплообменнике (29/3), обогреваемом дымовыми газами, образующимися от сгорания части попутного газа в топке под давлением (32).

Дымовые газы в случае необходимости перед подачей в дымовую трубу могут подвергаться очистке от агрессив ных примесей. В остальном обустройство месторождения «В» аналогично обустройству месторождения «Б».

В результате, на УКПН с месторождения «В» поступает продукция с содержанием механических примесей не более 0,1 % мас., газовым фактором не более 15 м 3/т и содержащая воды не более 10 % мас., что обеспечивает надёжную работу данной установки.

2.4. Обустройство месторождений с высоковязкими и высокозастывающими нефтями.

Основная проблема сбора и первичной обработки высоковязкой и высокозастывающей продукции состоит не столько в их высокой исходной вязкости в условиях устья скважин, сколько в их способности в десятки раз увеличивать её при остывании, часто весьма незначительном, вплоть до полного застывания, что делает невозможным её транспортирование по трубопроводам и ведёт к срыву технологического процесса.

Кроме того, высокая вязкость очень существенно осложняет сепарирование нефти от газа и отстой свободной воды.

К этому в условиях Крайнего Севера добавляется ещё и растопление вечной мерзлоты при подземной прокладке коммуникаций со всеми многочисленными отрицательными последствиями вплоть до разрыва трубо провода.

Поэтому, при обустройстве таких месторождений основная задача сводится, с одной стороны, к нагреву продукции до необходимой температуры и как можно более долгому удержанию этой температуры; с другой стороны, должны приниматься все возможные меры к понижению вязкости и температуры застывания нефти.

Нагрев продукции, как правило, осуществляется либо с помощью передвижных пароподогревающих установок (ППУ), либо с помощью различных печей. В резервуарных парках подогрев осуществляют в основном с помощью парового змеевика, проложенного по дну резервуара. Все виды подогревающего оборудования могут быть установлены при необходимости в любом месте системы сбора. Иногда используют совместную прокладку (под одним слоем теплоизоляции) нефтепровода и паропровода – так называемого «пароспутника», причём, паропровод может проходить и внутри нефтепровода. В опытном порядке иногда применяют электрические гибкие нагревательные элементы, наносимые на трубу под слоем изоляции. В резервуарных парках подогрев осуществляют с помощью парового змеевика, проложенного по дну резервуара.

Удержание достигнутой температуры максимально продолжительное время, как правило, осуществляют применяя теплоизоляцию трубопроводов, прокладывая их преимущественно подземным способом, хотя в связи с высокой трудоёмкостью работ по устройству траншей в вечномерзлотных грунтах и с учётом особенностей их поведения в условиях Крайнего Севера, всё чаще применяют надземную (эстакадную) прокладку промысловых трубопроводов.

В качестве теплоизоляционных материалов в настоящее время применяют: стекловату, битумокерамзит, битумоперлит, армопенобетон, асфальтокерамзитобетон, засыпку траншей торфом, опилками, а так же полиуретановые, полифенольные и полистирольные пенопласты. Будущее безусловно принадлежит пенопластам не только имеющим коэффициент теплопроводности менее 0,05 Вт/м.К, но и позволяющим формировать тепловую защиту непосредственно на трубе.

Решающее значение при выборе теплоизоляционной конструкции имеет способ прокладки трубопровода.

При надземной прокладке применяют трудносгораемые полифенольные пенопласты. Подземные трубопроводы изолируют пенополиуретановыми или пенополистирольными покрытиями.

Основной недостаток пенопласта – большое водопоглощение – можно устранить пропитывая поверхностный слой теплозащиты водоотталкивающим составом, например, битумом или липкой поливинилхлоридной плёнкой (ПХВ) или плёнкой из экструдированного полиэтилена, При надземной прокладке для усиления противопожарной безопасности поверх водоотталкивающей плёнки трубопровод на всю длину заключают в кожух из металлических листов, либо в кожух из специальной спиральной навивки «нокия», а так же, через каждые 10 – 12 км сооружают огнепреградительные перемычки из стеклохолста, так называемые брандмауэры.

Что касается способов понижения вязкости и температуры застывания, то используемый круг методов намного шире, хотя применяются они гораздо реже тепловых. Во – первых, это перекачка в газонасыщенном состоянии на предельно допустимое расстояние, вплоть до УКПН, т.к. лёгкие предельные углеводороды являются прекрасным природным растворителем высокозастывающего парафина. Во – вторых, разбавление продукции (чаще всего на ДНС) лёгкими нефтями, конденсатами или газовыми бензинами, если это не ведёт к выпадению осадка. В – третьих, передвижение продукции по системе сбора с максимально возможным перепадом давления, вызывающем разрушение структуры продукции, а, значит, снижающем её вязкость. В – четвёртых, добавка в продукцию специальных веществ, так называемых депрессаторов, способных существенно снижать вязкость и температуру застывания жидкости. В – пятых, разрушение структуры жидкости с помощью различных вибровоздействий на продукцию. Наконец, в – шестых, использование гидротранспорта; т.е.не только отделение воды лишь на УКПН, но даже её добавка в продукцию для замены трения нефть – стенка трубопровода на вода – стенка трубопровода, которое существенно ниже.

Описанные принципы обустройства подобных месторождений продемонстрированы на рис.4.

Продукция эксплуатационных скважин (1) месторождения «А» по выкидным линиям (2), проложенным подземно, подаётся на ГЗУ (4). Выкидные линии теплоизолированы пенополистиролом с битумной пропиткой поверхностного слоя (3). В результате, падение температуры на ГЗУ по сравнению с устьем скважин не превышает 50С, что обеспечивает необходимую пропускную способность и отсутствие отложений на стенках выкидных линий. Расчеты показали, что при снижении вязкости продукции ~ на 30 % она может быть доставлена на ЦПС для подготовки без ДНС за счёт давления, развиваемого скважинными насосами. Поэтому, на протяжении сборного коллектора (5), проложенного подземно, предусмотрен подогрев продукции в печи (6) до необходимого снижения вязкости. В качестве теплоизоляции сборного коллектора выбрано более совершенное пенополиуретановое покрытие (9) с водоотталкивающим слоем на основе ПХВ.

Рис.4. Схема сбора продукции скважин на месторождениях с высоковязкими и высокозастывающими нефтями.

При переходе через реку сборный коллектор проложен надводно по эстакаде (7). В этом случае в качестве теплоизоляции используется пенополифенольное покрытие с полиэтиленовым водоотталкивающим слоем, заключённым в металлический кожух (8). На ЦПС для сокращения времени сепарации продукция предварительно подогревается в теплообменнике (10) горячей сточной водой и лишь затем проходит три ступени сепарирования в сепараторах (11, 14. 15).

Все сепараторы в качестве теплоизоляции покрыты армопенобетоном. Теплоизолирована и линия подачи воды в теплообменник (10) – поток IV. Все остальные коммуникационные линии вследствии незначительности их протяженности теплоизолированы стекловатой с металлическим защитным кожухом (13). Разгазированная жидкость накапливается в сырьевых резервуарах (35) УКПН (16), так же теплоизолированных стекловатой с металлической облицовкой и паровым змеевиком, проложенным по днищу – поток V.

После достижения на УКПН необходимой кондиции нефть накапливается в резервуарах товарного парка УКПН (36), оборудованных аналогично сырьевым, а затем, по мере надобности откачивается в сырьевые резервуары (37) ГСМН (20), теплоизолированные аналогично предыдущим. Перед ГСМН подогревание товарной нефти осуществляется в печах (6). Товарная нефть потоком I направляется потребителю; её качество непрерывно контролируется на установке «Рубин» (17) и распределяется с помощью задвижек (18 и 19).

Сточная вода с УКПН, отдав своё тепло в теплообменнике (10), поступает на УКПВ (30), а затем на КНС (31) по водоводам низкого давления, проложенным подземно и не нуждающимся в теплоизоляции. Поскольку закачка остывшей воды для целей ППД на месторождении «А» может привести к резкому возрастанию вязкости нефти в пластовых условиях, на КНС предусмотрен подогрев воды в печах (6) до 90 – 98 0С. Водоводы высокого давления (32), проложенные подземно и подводно, теплоизолированы вплоть до нагнетательных скважин (34) теплоизоляцией (33).

Подготовка газа на ЦПС организована по варианту, согласно которого газы последних ступеней сепарации поджимаются до необходимого давления КС (21, 22) и готовятся на УКПГ (23) совместно с газом первой ступени сепарации. Подготовленный газ поступает на ГСМГ (24) и потоком II направляется потребителю.

Продукция эксплуатационных скважин (1) месторождения «В» по выкидным линиям (2), проложенным подземно, подаётся на ГЗУ (4). На ней кроме замера дебита в продукцию непрерывно дозируется депрессатор (поток III). В результате снижения вязкости газожидкостная смесь после ГЗУ приобретает возможность без ДНС за счёт собственного давления транспортироваться до сборного коллектора (5) месторождения «А», куда и сбрасывается.

Небольшое месторождение «Б» обустроено по дополнительному варианту унифицированной технологической схемы, согласно которому первая ступень сепарации осуществляется непосредственно на месторождении в трёхфазном сепараторе (25). Отделённый газ под собственным давлением транспортируется по трубопроводу на УКПГ (23); отделившаяся вода забирается насосом (26) и без дополнительной подготовки сбрасывается в водяной коллектор подготовленной сточной воды с УКПВ (30) без существенного изменения её качества вследствии незначительных её количеств. Оставшаяся водо – нефтяная смесь после ДНС (27) сбрасывается в коллектор (5). Для снижения энергозатрат на транспортирование эта эмульсия подвергается непрерывному вибровоздействию с помощью вибратора (28), благодаря которому её вязкость существенно понижается.

Небольшое месторождение «Г» обустроено по основному варианту унифицированной технологической схемы, но добываемая продукция, незначительная по объёму, содержит 70 – 72 % воды, что обеспечивает ей высокую вязкость, делающую её транспортирование практически невозможным. Поэтому, на специальном узле (29) в добываемую смесь дозируют 6 – 8 % сточной воды, приводящей к инверсии фаз, а значит, к резкому падению вязкости системы, получающей возможность самостоятельного транспортирования под собственным давлением в сборный коллектор (5). Поступления небольших объёмов сильно обводнённой продукции в данный коллектор не вызывает заметного возрастания вязкости смеси в трубопроводе. Для инверсии фаз используется подготовленная сточная вода после УКПВ (30).

Продукция небольшого месторождения «Д» практически безводна, но имеет такую высокую вязкость, что не смотря на основной вариант обустройства её транспортирование возможно только с помощью ДНС (27).

Для снижения энергоёмкости перекачки (в сборный коллектор 5) из резервуара (37) в продукцию подмешивается газовый бензин с УКПГ.

2.5. Обустройство месторождений с повышенным содержанием сероводорода Выделение систем сбора продукции скважин на месторождениях с повышенным содержанием сероводорода в отдельную группу напрямую связано с вопросами защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии и охраны окружающей среды.

Несмотря на колоссальную коррозионную активность сероводорода (особенно при наличии в продукции свободной воды) действующие нормативные документы, в частности ГОСТ 9965 – 76 не предусматривают каких бы то ни было ограничений по содержанию сероводорода в товарной нефти. В результате, потребителю сдаётся нефть, содержащая до 2000 и даже 3000 мг/л сероводорода при средней международной норме 60 – 70 мг/л. При попадании такой продукции в окружающую среду, утверждённая в России санитарная норма по содержанию сероводорода (20 мг/л) в приземной слое воздуха, многократно перекрывается.

Более того, при существующих на сегодня способах разработки месторождений с применением для целей ППД пресных вод, содержание сероводорода в продукции скважин, как правило, непрерывно увеличивается, что указывает на его биогенную природу. В результате, в старых нефтедобывающих регионах, например, в Волго – Уральской провинции, содержание сероводорода в системе сбора уже достигло 400 – 800 мг/л. Среди новых месторождений, вводящихся в эксплуатацию, доля залежей с повышенным содержанием сероводорода так же непрерывно увеличивается. На сегодняшний день в России находится в разработке порядка 400 месторождений, зараженных сероводородом.

Вторым компонентом, после сероводорода, по величине коррозионной активности является углекислый газ. Причём, их обоюдное присутствие в значительных количествах делает продукцию скважин особо коррозионно опасной.

Анализ всех существующих на сегодня отечественных и подавляющего большинства зарубежных средств механизированной добычи нефти показывает их полную непригодность для работы в условиях высокого содержания сероводорода и углекислого газа, а особенно, при высоких газовых факторах и значительных глубинах.

Таким образом, обустройство подобных месторождений должно опираться на фонтанный или газлифтный способ добычи нефти.

В связи с вышеизложенным, с одной стороны, при создании системы сбора на подобных месторождениях предпочтительна однотрубная лучевая схема (являющаяся разновидностью основного варианта унифицированной схемы), при которой продукция от каждого ГЗУ под собственным давлением поступает на ЦПС по отдельному трубопроводу, не смешиваясь с незараженным агрессивными компонентами сырьём, двигающимся по обычному сборному коллектору. Создавать для сероводородных нефтей сборный коллектор допускается только в виде исключения, да и то, число подключённых к нему ГЗУ не должно превышать трёх.

Разумеется, и подготовка нефтей, содержащих агрессивные компоненты, должна осуществляться на отдельной технологической линии.

С другой стороны, при недостатке давления для самостоятельного транспортирования продукции на ЦПС, предпочтительна двухтрубная лучевая схема, так же являющаяся разновидностью унифицированной схемы, но уже её дополнительного варианта. В этом случае, на первой ступени сепарации, расположенной на месторождении, кроме отделения газа обязательно осуществляют максимально возможный сброс основного балласта пластовой воды. Причём, все операции осуществляют при минимально возможной температуре. Разумеется, вся система сбора, подготовки и утилизации сточных вод должна быть полностью герметичной, причём, протяженность высоконапорных водоводов должна быть сведена к минимуму. Для уменьшения объёма зараженных вод сброс в них промливневых стоков запрещается. А утилизация подготовленной сточной воды разрешается только в соответствующие горизонты.

Кроме технологических особенностей обустройство месторождений с повышенным содержанием агрессивных компонентов немыслимо и без ряда технических мероприятий. К ним прежде всего относят применение ингибиторов коррозии различных типов, обеспечивающих защитный эффект на 80 – 90 %; покрытие антикоррозионными составами внутренних поверхностей трубопроводов и аппаратов и изготовление оборудования из коррозионно стойких марок стали или на неметаллической основе. Например, в России для перекачивания подобной продукции рекомендуются трубы из стали марки 20 юч или котельной стали марки 20.

Особо следует упомянуть о уровне автоматизации подобных объектов, обычно выполняемом в следующем объёме:

1. Автоматическая блокировка скважины по высокому и низкому давлениям в выкидном трубопроводе и затрубном пространстве;

2. Дистанционное управление клапанами – отсекателями со щита станции управления скважиной;

3. Контроль за положением клапанов – отсекателей;

4. Контроль за содержанием сероводорода в воздухе на устье скважины с сигнализацией о повышенной концентрации и передачей сигнала в блок управления замерной установки и диспетчерский пункт про мысла;

5. Контроль за работой автоматизированной блочной установки по подаче ингибитора коррозии в скважину и выкидные трубопроводы;

6. Сигнализация аварийного отключения скважины на щит управления фонтанной арматурой, на замерную установку и диспетчерский пункт;

7. Сигнализация аварии блока подачи ингибитора коррозии на замерную установку и диспетчерский пункт.

Кроме того, может предусматриваться периодическая проверка стенок труб ультразвуковым толщиномером наряду со 100 % обязательным контролем сварных швов рентгеновской дефектоскопией. На сборном коллекторе автоматическая запорная арматура способна отсекать отдельные ГЗУ без нарушения работы остальной системы или отдельные участки коллектора и даже выкидных линий со сливом продукции либо в специальные герметичные подземные ёмкости, либо в передвижные бойлеры. На наиболее ответственных участках запорная арматура дублируется. Иногда дублируется и сам опасный участок трубопровода, например, при подземном переходе через водную преграду с тройной блокировкой по расходу, давлению и скорости продукции. При надводном переходе предпочтение отдаётся схеме «труба в трубе». Ну и, наконец, для целей ППД следует использовать воду с подавленной биологической активностью для недопущения повышения концентрации биогенного сероводорода в случае закачки пресных вод. Сточная вода, содержащая сероводород, должна закачиваться для целей ППД только в те же пласты, откуда была добыта. Все сбросы с клапанов и продувочных устройств, не говоря уже о аварийных выбросах, должны сжигаться на факелах, запитанных бессернистым газом.

Описанные принципы обустройства месторождений продемонстрированы на схеме, изображенной на рис.5.

Рис.5. Схема сбора продукции скважин на месторождениях с повышенным содержанием сероводорода Крупное месторождение «А», на территории которого расположен ЦПС, эксплуатируется фонтанным методом и оборудовано по основному варианту унифицированной технологической схемы, согласно которого, продукция скважин (1) по выкидным линиям (2) поступает на ГЗУ (3), откуда по отдельным лучевым трубопроводам (4) под собственным давлением движется на ЦПС, где после последовательной трёхступенчатой сепарации в сепараторах 5, 6 и 7 поступает на УКПН (8).

На каждой ГЗУ в продукцию непрерывно дозируется ингибитор коррозии – поток III. Подготовленная нефть накапливается в товарных резервуарах (9), откуда по мере надобности откачивается через автоматический анализатор качества (10) в сырьевые резервуары (13) ГСМН (14), а оттуда потоком I направляется потребителю.

Задвижки (11 и 12) служат для возврата товарной нефти на УКПН в случае её несоответствия требованиям нормативных документов.

Газ первой ступени сепарации поступает непосредственно на УКПГ, совмещённую с ГСМГ (20), а затем потоком II потребителю. Газы сепарации второй и третьей ступени после поджатия в тех или иных устройствах (21 и 22) так же подаются на УКПГ.

Сточная вода с УКПН после подготовки на УКПВ (15) подаётся по водоводам низкого давления из неме таллических материалов (17) на КНС (16), расположенную непосредственно на месторождении «А», а оттуда по водоводам высокого давления (18), также выполненным из неметаллических материалов, в нагнетательные скважины (19).

Месторождение «Б» также разрабатываемое фонтанным способом, свою продукцию поставляет на ЦПС по отдельному протяженному трубопроводу, выполненному из специальных марок стали, т.е.месторождение «А»

по отношению к месторождению «Б» обустроено по лучевому принципу, хотя на самом месторождении «Б» в следствии незначительности его размеров и отдалённости от ЦПС, продукция от трёх ГЗУ собирается в сборный коллектор. На данном месторождении ингибитор коррозии дозируется специальным дозирующим устройством устье каждой скважины (поток III).

Месторождение «В», разрабатываемое газлифтным способом, свою продукцию поставляет на ЦПС по двум отдельным трубопроводам, т.е. принцип лучевидности сохраняется и в данном случае. Само месторождение обустроено по дополнительному варианту унифицированной схемы, согласно которого первая ступень сепарации осуществляется непосредственно на месторождении в сепараторе (5). Отделённый газ дожимается на КС (24) и направляется частично на УКПГ (21), а частично на газораспределительную станцию - ГРС(25) на которой распределяется (и поджимается в случае необходимости) между скважинами для организации газлифта.

Жидкая фаза с помощью ДНС (23) откачивается на ЦПС на вторую ступень сепарации. Подача ингибитора коррозии осуществляется в затрубное пространство каждой скважины с помощью групповой дозирующей установки ГДУ – ГДУ (26), соединённой с ингибиторной ёмкостью (27). При достаточно большом обводнении продукции в сепараторе (5) будет осуществляться предварительный сброс пластовых вод, которые без всякой подготовки после подачи в них ингибитора коррозии будут подаваться на сооруженную к этому времени КНС.

Для эксплуатации морских месторождений строят специальные морские основания с надводными эстакадами и приэстакадными площадками. С площадок бурят скважины (в основном кустовые) и располагают на них технологическое оборудование, производственные, административные и культурно – бытовые объекты.

Эстакады соединяют площадки между собой и служат основой для трубопроводного и иного транспорта. Эстака ды бывают двух типов:

1. Прибрежные, расположенные вблизи берега и имеющие с ним надводную связь;

2. Открытые, расположенные вдали от берега и не имеющие с ним надводной связи.

Для первого случая подготовка нефти, газа и воды осуществляется на берегу. Для второго случая на первой стадии разработки подготовку продукции так же выгодно осуществлять на берегу; а на последних стадиях разработки (при высокой обводнённости) подготовка осуществляется на приэстакадных площадках. Связь с берегом осуществляется либо с помощью подводных трубопроводов, либо с помощью танкерного флота.

Вышеописанное обустройство морских месторождений проиллюстрировано рис.6.

Рис.6. Схема обустройства морских нефтяных месторождений Месторождение «А», расположенное вблизи берега, эксплуатируется индивидуальными (1) или кустовыми (2) скважинами, расположенными на приэстакадных площадках (3), имеющих с берегом надводную связь (4).

Продукция скважин по выкидным линиям, проложенным надводно по эстакадам, поступает на береговую ГЗУ (5), а оттуда под собственным давлением на трёхступенчатую сепарацию в сепараторы 6, 7 и 8.

Отсепарированная нефть накапливается в сырьевых резервуарах (9) откуда подаётся на УКПН (10). Доведённая до требований нормативных документов, нефть накапливается в резервуарах товарного парка (11), а затем после автоматического контроля качества на устройстве (16), сбрасывается в сырьевые резервуары (19) ГСМН (20) и потоком I направляется потребителю.

Газ первой ступени сепарации эжектирует в устройствах (21 и 22) газы последующих ступеней сепарации и одним потоком поступает на УКПГ (23) и ГСМГ (24) после чего потоком II направляется потребителю.

Сточная вода с УКПН поступает на УКПВ (12), затем на КНС (13) и по водоводам высокого давления (14), проложенным надводно, подаётся в нагнетательные скважины (15).

Продукция месторождения «Б», расположенного вдали от берега, после замера дебита на ГЗУ (5) подаётся на так называемое автоматическое устройство снижения пластового давления (25), на котором осуществляется глубокое однократное разгазирование продукции. Жидкая фаза накапливается в сырьевых резервуарах (26) и на первых стадиях разработки либо откачивается ДНС (27) по подводному трубопроводу на берег для подготовки, либо потоком III направляется на заполнение танкеров. На более поздних стадиях разработки жидкость непосредственно из резервуаров (26) подаётся на УКПН (28), смонтированную на отдельной приэстакадной площадке. Подготовленная нефть накапливается в резервуарах товарного парка (31) и через автоматическое устройство контроля качества продукции (32) откачивается в сырьевые резервуары (35) ГС нефтепровода (36), откуда поступает либо по подводному трубопроводу на ГСМН (20), расположенным на берегу, либо идёт на заполнение танкерного флота.

Газ однократного разгазирования с (25) на самой ранней стадии разработки сжигается в факеле (37). На более поздних стадиях КС (38) направляет газ на УКПГ (23), расположенную на берегу по подводному трубопроводу. На ещё более поздних стадиях разработки подготовка газа осуществляется на УКПГ (39), сооруженных к этому времени на отдельной приэстакадной площадке. Подготовленный газ поджимается на КС (40) и по подводному трубопроводу подаётся на ГСМГ (24).

2.7. Особенности обустройства месторождений за рубежом В Западном мире принято различать месторождения, принадлежащие мелким собственникам, и месторождения, принадлежащие крупным нефтедобывающим компаниям.

В первом случае, территория месторождения расчленяется на несколько участков, принадлежащих различным владельцам. Добыча нефти на этих участках обычно осуществляется сравнительно небольшим числом скважин (вплоть до 1 – 2) и не превышает нескольких десятков или сотен тонн в сутки. Владелец участка продаёт свою нефть нефтепроводным компаниям, имеющим свои системы трубопроводов и резервуарных парков, расположенных либо на территории участков, либо вблизи от них. Качество продаваемой нефти должно соответствовать требованиям, указанным в контракте, в противном случае, участок отключается от сборного коллектора. Это вынуждает владельцев участков осуществлять весь цикл подготовки продукции даже от одной малодебитной скважины. Разумеется, в таких условиях централизованные системы сбора невозможны, а технологические схемы подготовки продукции характеризуются исключительным многообразием.

Во втором случае, особенно характерном для стран Ближнего и Среднего Востока, схемы сбора выполнены по лучевой или групповой схеме, но подготовка продукции в подавляющем большинстве случаев полностью осуществляется на промысловых сборных пунктах или даже у отдельных скважин, а на ЦПС подготовке подвер гается лишь нефть, сбрасываемая из резервуаров при их очистке, причём, в целом, технологические схемы не стандартны.

Так на месторождениях Среднего Востока, разрабатываемых такими гигантами как «Стандарт ойл», «Ройял датч» и «Бритиш петролеум» основными объектами обустройства являются так называемые групповые установки, обслуживающие обычно 8 – 12 скважин, в радиусе 8 – 10 км. На них кроме замера дебита осуще ствляется многоступенчатая сепарация (число ступеней до 7, что обеспечивает не только качественное отделение нефти от газа, но и стабилизацию нефтей), очистка нефти от растворённого сероводорода, очистка газа от сероводорода и откачка продукции. Характерной особенностью является отсутствие процессов обезвоживания и обессоливания ибо в подавляющем количестве продукции месторождений Среднего Востока вода отсутствует даже после 50 – 60 лет эксплуатации, что объясняется целым рядом причин. Производительность подобных груп повых установок порядка 25 тыс.т./сутки, а стоимость около 1 млн.долларов.

Вопрос № 3. Технологическое оформление систем сбора продукции скважин для газовых и газо – конденсатных месторождений.

3.1. Особенности обустройства мелких и средних месторождений 3.1.1. Обустройство месторождений, находящихся в многолетней эксплуатации Принято различать индивидуальную и групповую систему сбора. Индивидуальная бывает трёх типов:

линейная – все скважины подключены к одному общему коллектору, по которому продукция доставляется на газосборный пункт (ГСП); лучевая – все скважины подключаются к нескольким коллекторам, подходящим к ГСП в виде лучей; кольцевая – газосборный коллектор выполнен в виде кольца. Особенность индивидуальных схем состоит в необходимости сооружения у каждой скважины объектов, предназначенных для замера дебита и очистки газа. А отсюда, большое количество оборудования, рассредоточенного по площади месторождения, что связано со значительными капитальными и эксплуатационными затратами.

Более совершенна групповая система, которая позволяет осуществлять замер дебитов и подготовку газа на ГСП, расположенных в центре группы скважин. В зависимости от размеров месторождения ГСП может быть несколько. Различают групповую систему децентрализованную и централизованную. Если весь комплекс сооружений по подготовке газа расположен на центральном ГСП, а на групповых СП проводят лишь замер дебита и первичную сепарацию – то это централизованная система. При этом, ЦГСП часто совмещают с ГСМГ. Если весь комплекс по подготовке газа размещается на ГСП – это децентрализованная система. Как правило, на ГСМГ поступает газ сразу с нескольких месторождений по отдельным трубопроводам.

Отделённый конденсат по отдельному трубопроводу направляется на газохимический комплекс (ГХК), а вода утилизируется на месте. В этом случае, при истощении отдельных месторождений, освобождающиеся мощности УКПГ в дальнейшем не используются, а если и используются, то только в случае перевода истощенных горизонтов на режим подземного хранилища газа (ПХГ).

Описанное обустройство месторождений проиллюстрировано рис.7.

Рис.7. Обустройство мелких и средних месторождений, находящихся в многолетней эксплуатации Газоконденсатное месторождение «А» обустроено по централизованной групповой схеме. Продукция скважин (1) по выкидным линиям (2) поступает на ГСП где осуществляется замер дебита скважин с помощью ГЗУ (3) и первичная сепарация газа от конденсата в сепараторе (4). Отделённый газ по отдельному трубопроводу поступает на ЦГСП на УКПГ (5), совмещённую с ГСМГ (6) и потоком I направляется потребителю.

Сточная вода с УКПГ подаётся на УКПВ (7), КНС (8) и закачивается в нагнетательные скважины (10).

Конденсат с помощью ДНС (9) потоком II направляется на ГХК.

Газоконденсатное месторождение «В» по децентрализованной групповой схеме. В этом случае УКПГ (5), УКПВ (7), КНС (8) и ДНС (9) смонтированы на каждом ГСП.

Газовое месторождение «С» обустроено по индивидуальной линейной схеме. В этом случае, около устья каждой скважины смонтирована индивидуальная замерная установка (ЗУ) – (3) и УКПГ (5). Подготовленный газ с помощью сборного коллектора (12) доставляется на КС (11) и на ГСМГ (6).

Газовое месторождение «Д» обустроено по лучевому индивидуальному принципу, отличающимс наличием нескольких сборных коллекторов (12-а, 12-б, 12-в).

Газовое месторождение «Е» обустроено по индивидуальной кольцевой схеме, отличающейся тем, что сборные коллектора для газа и конденсата выполнены в форме кольца.

3.1.2. Обустройство месторождений, вводящихся в эксплуатацию в настоящее время.

Принято различать так называемую перспективную и альтернативную схему. Первая представляет собой разновидность групповой схемы в которой после замера дебита вся продукция подаётся на ЦГСП по однотрубному высоконапорному коллектору. Подготовка продукции сосредоточена исключительно на ЦГСП, что позволяет не только более рационально использовать технологическое оборудование, но и применять на УКПГ более современные технологии, обеспечивающие глубокое извлечение всех ценных компонентов. Правда, однотрубные высоконапорные коллектора подвержены парафиноотложению и гидратообразованию, с которыми борются с помощью соответствующих ингибиторов.

Альтернативная схема основана на применении так называемых малогабаритных установок (МГБУ), которых известно несколько вариантов (см.табл.2). Они выпускаются в блочно – комплексном исполнении, размещаются непосредственно около скважин и сразу выдают товарную продукцию. После завершения эксплуатации месторождения МГБУ могут быть перебазированы в другое место.

Основные показатели работы некоторых перспективных малогабаритных установок Наименова- Вариант технологического процесса показателей Назначение Тип сырья Нефтяной газ Природный Нефтяной газ Природный Природный Производительность, млн.м3/год Охлаждения +пропановое Дроссельное ТДА+ 3.2. Обустройство крупных месторождений 3.2.1. Обустройство месторождений, находящихся в многолетней эксплуатации На Уренгойском, Ямбургском и других подобных месторождениях подготовка газа и конденсата осуществляется на УКПГ производительностью 20 – 27 млрд.м 3/год, расположенных непосредственно на территории месторождения. Отделённая вода утилизируется на месте, а газ и конденсат по отдельным внутрипромысловым системам протяженностью до 100 км подаётся на ГСМК и ГСМГ соответственно.

3.2.2. Обустройство месторождений, вводящихся в эксплуатацию в настоящее время.

Сейчас на самом крупном месторождении Ямала – Баваненковском:

1. Мощность УКПГ увеличивается до 60 – 120 млрд.м3/год;

2. Резко сокращается длина участка УКПГ – ГСМГ;

3. Сильно увеличиваются газосборные сети на участке скважина – УКПГ.

Такой подход позволяет сократить размеры производственных площадей на промысле и объединить однотипные технологические процессы в одном месте, что ведёт к значительной экономии капитальных вложений и эксплуатационных расходов на обустройство и эксплуатацию месторождения. При этом:

1. Скважины должны быть расположены кустовым методом и разрабатывать различные горизонты (число скважин в кусте до 10);

2. На УКПГ из газа должны извлекаться все целевые компоненты, вплоть до этана;

3. При падении добычи в следствии истощения месторождения высвобождающиеся мощности должны догружаться подключением мелких месторождений – сателлитов;

4. На УКПГ должны применяться только энергосберегающие технологии, использующие холод окружающей среды.

3.2.3. Обустройство морских месторождений.

При подводном заканчивании скважин возможны три варианта системы сбора:

1. Пластовый флюид в двухфазном состоянии транспортируется по подводным трубопроводам к платформам, где расположены УКПГ;

2. В подводном модуле пластовые флюиды делятся на газ и жидкость и по разным трубопроводам поступают на платформы, где расположены соответствующие установки подготовки;

3. Пластовые флюиды через подводную станцию замера двухфазной продукции по однотрубной транспортной системе подаются к соответствующим береговым сооружениям.

Последний вариант в России считается самым перспективным.

Всё вышеизложенное проиллюстрировано на рис.8.

Рис.8. Обустройство крупных газовых и газоконденсатных месторождений Относительно небольшие газоконденсатные месторождения «А», «В» и «С» вводятся в эксплуатацию по перспективной схеме, согласно которой на месторождениях осуществляется только замер дебита скважин (1), продукция которых по выкидным линиям (2) подаётся на ГЗУ (3), а затем по однотрубной системе сбора транспортируется на ЦПСГ где и осуществляется разделение и подготовка газа до необходимых кондиций на УКПГ ) 4). Подготовленный газ сбрасывается на ГСМГ (9) и потоком I направляется потребителю. Конденсат с помощью головной насосной станции (5) потоком II направляется на ГХК для разделения и переработки. Сточная вода после подготовки на УКПВ (6) с помощью КНС (7) направляется для утилизации в скважины (8).

Относительно небольшое газо – конденсатное месторождение «Д» введено в эксплуатацию по альтернативной схеме 1 –А, согласно которой продукция скважин после замера дебита на ГЗУ (3) поступает на глубокую сепарацию в сепаратор (10). Отделившиеся жидкие углеводороды с помощью ДНС (11) откачиваются на головную насосную станцию (5), а газовая фаза поступает на МГБУ (12). Отделённые этан, пропан и бутан с помощью отдельных КС (14, 15 и 16) по самостоятельным трубопроводам потоками III, IV и V направляется потребителям или на ГХК. Оставшийся метан с помощью КС (13) сбрасывается на ГСМГ (9). В последнее время, конденсат, перед перекачкой на ГХК, особенно если он находится на значительном расстоянии, стабилизируют, т.е.разделяют на две части: нефтяную (тяжелую) и так называемую широкую фракцию лёгких углеводородов (ШФЛУ), перекачиваемых по отдельным трубопроводам. Нефтяную часть обычно сбрасывают в нефтепровод, а на ГХК нправляют (под гораздо большим давлением) только ШФЛУ, в которую добавляют продукты стабилизации товарных нефтей (так называемый нестабильный бензин).

Небольшое газовое месторождение «Е» введено в эксплуатацию по альтернативной схеме 3-В, согласно которой продукция скважин после замера дебита на ГЗУ (3) поступает на МГБУ (17). Отделённый метан с помощью КС (19) сбрасывается на ГСМГ (9). Выделенный азот (поток VII) через свечу рассеивания стравливается в атмосферу. Этан, пропан, бутан и высшие углеводороды (поток III, IV и VI) с помощью КС (18) смешиваются и одним потоком VIII направляются в линию ШФЛУ.

Крупное газо – конденсатное месторождение «К» имеет собственные установки УКПВ (6), УКПГ (4) и УКПКонденсата (УКПК) – (20) на которые продукция доставляется от ГЗУ по сборному коллектору. На УКПГ осуществляется многоступенчатая сепарация и подготовка газа, который затем с помощью собственного ГСМГ (21) потоком I направляется потребителю. Отделённый в сепараторах конденсат попадает на установку подготовки конденсата (20), где проходит стабилизацию и потоком II направляется потребителю. Нестабильный бензин с установки подготовки конденсата (поток Х) и газовый бензин с УКПГ (4) (поток XI) образуют ШФЛУ, которая отдельным потоком IX с помощью ДНС (22) откачивается на НХК.

Морское месторождение (газо – конденсатное) разрабатывается по схеме, признанной в России перспективной и не нуждающейся в пояснениях.

3.3. Основные рекомендации по выбору типа системы сбора и расположения объектов для подготовки углеводородного сырья на газо – конденсатных месторождениях.

1. Крупные объединённые центры по подготовке газа и конденсата эффективны на месторождениях с большим запасом пластовой энергии и небольшим количеством жидкости в потоке (рабочее давление в системе сбора более 7 МПа, содержание жидкости в потоке до 20 г/м3);

2. При обустройстве месторождений с небольшим запасом энергии (рабочее давление до 7 МПа и содержание жидкости в потоке свыше 100 г/м3) целесообразно использовать децентрализованные системы сбора и подготовки, ибо потери на трение при транспортировании подобного двухфазного потока настолько возрастают, что собственного давления явно не хватит для транспорта при иной системе.

3. Малогабаритные установки должны использоваться на месторождениях с малым запасом пластовой энергии; при давлении в системе сбора менее 2,5 МПа;

4. При любой схеме желательно чтобы разделение газа и конденсата начиналось уже в системе сбора, а для этого необходимо прежде всего использовать охлаждение продукции до температуры окружающей среды.

Тема № 2. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СИСТЕМ СБОРА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН



Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 13 |
 
Похожие работы:

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ ВОРОНЕЖСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ БОТАНИКА ОСНОВЫ СИСТЕМАТИКИ ВЫСШИХ РАСТЕНИЙ УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ ДЛЯ ВУЗОВ Специальность Фармация 060108 Воронеж 2011 2 Утверждено научно-методическим советом фармацевтического факультета (протокол №1500-08-02 от 28.02.2011) Составители: Агафонов В.А., Кирик А.И. Учебное пособие подготовлено на кафедре ботаники и микологии биолого-почвенного...»

«Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ УТВЕРЖДАЮ Председатель приёмной комиссии _ Е.А. Ваганов 31 января 2014 г. ПРОГРАММА вступительного испытания в магистратуру в форме письменного экзамена Направление 04.04.01 Юриспруденция Магистерская программа 40.04.01.02 Цивилист: iustitia et ius Красноярск – Общие методические указания Программа для...»

«Факультет Вычислительной математики и кибернетики МГУ Список заданий на подготовку реферата по курсу Распределенные объектные технологии, вторая часть курса Проектирование семантически интероперабельных информационных систем Проф. Леонид Андреевич Калиниченко (leonidk@synth.ipi.ac.ru) Октябрь 2009 Общие методические указания • Подготовка рефератов по второй части курса РОТ предполагает знание инфраструктуры объектного промежуточного слоя (CORBA), рассматриваемой в первой части курса •...»

«УДК 658.6;.001.66(075.8) ББК -80*65.2/4–65.9; 30.182я73 МИНОБРНАУКИ РОССИИ У 91 ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ ПОВОЛЖСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ СЕРВИСА (ФГБОУ ВПО ПВГУС) Кафедра Управление качеством и технологии в сервисе Рецензент к.т.н., доц. Радюхина Г. В. УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ по подготовке и проведению государственных аттестационных испытаний по направлению подготовки 260800. Технология, конструирование...»

«Федеральное агентство по образованию АМУРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ГОУ ВПО АмГУ Утверждаю Зав. каф. ГиП Т.В.Кезина _2009 г. СТРУКТУРНАЯ ГЕОЛОГИЯ УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС для специальности 130301 очной формы обучения Геологическая съемка, поиски и разведка месторождений полезных ископаемых Составитель: Стриха В.Е., и.о.профессора кафедры ГиП Благовещенск 2009 г. Печатается по решению редакционноиздательского совета Амурского государственного университета В.Е.Стриха...»

«Л.А.Татарникова Flash: графика, анимация и элементы программирования Учебное пособие Томск2010 УДК ББК Л. А. Татарникова Flash: графика, анимация и элементы программирования: Учеб. пособие. — Томск, 2010. — 148 с. Курс Flash: графика, анимация и элементы программирования предназначен для обучения учащихся 8—9 классов рисованию, анимации и знакомства с основами программирования в программе Flash. Учебно-методический комплект Flash: графика, анимация и элементы программирования состоит из...»

«ОАО Российские железные дороги РАБОЧЕЕ ВРЕМЯ И ЕГО УЧЕТ В ЕКАСУТР Методическое пособие для специалистов в области организации, нормирования и оплаты труда Автор проекта: Разуменко Г.В. Ведущий инженер НОТ Красноярская ж.д (в редакции ЦЗТ) Красноярск 2012г ОГЛАВЛЕНИЕ 1. Аннотация 2. Основные определения и сокращения 3. Предисловие 4. Общие положения Введение в Управление временными данными 4.1 5. Основные понятия рабочего времени. Особенности реализации отдельных его видов и режимов. Режим...»

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Уральский государственный университет им. А.М. Горького Факультет международных отношений Кафедра европейских исследований Методические указания к практическим занятиям по курсу Геоконфликтология национально-регионального компонента цикла специальных дисциплин (Стандарт 030700.68 Международные отношения) Екатеринбург 2008 УТВЕРЖДАЮ Декан факультета В.И.Михайленко _2008г....»

«ГО С У ДА РС ТВЕН Н Ы Й КОМ ИТЕТ РС Ф С Р ПО Д Е Л А М НАУКИ И ВЫ СШ ЕЙ Ш К О Л Ы Л Е Н И Н Г Р А Д С К И Й Г И Д Р О М Е Т Е О Р О Л О Г И Ч Е С К И Й ИНСТИТУТ В. Н. ПРО КО Ф ЬЕВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ЦЕПИ Утверждено ученым советом института в качестве учебного пособия Л ЕН ИН ГРА Д 1991 У Д К 621.38 Прокофьев В. Н. Электрические цепи. Учебное пособие. Л., изд. Л ГМ И, 1991, 101 с. В пособии рассмотрены элементы и законы функциони­ рования электрических цепей, составляющих основу различных...»

«1 МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ДЛЯ РАЗРАБОТЧИКОВ КЕЙСОВ ПО ДЕБАТАМ ДЛЯ ДЕБАТОБАЗЫ IDEA1 ОГЛАВЛЕНИЕ: Базовое учебное пособие для разработчиков..1 1.Как это сделать? 2. Как должен выглядеть окончательный вариант.2 3. Подробные рекомендации..3 4. Пример разработки странной темы.4 Критерии для разработки кейсов...6 Образец структурирования кейса для дебатобазы IDEA...8 Итоговые рекомендации и формальные требования к оформлению. Оформление ссылок и библиографии при написании текстов. Инструкция по...»

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования АМУРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ Кафедра Конституционного права УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДИСЦИПЛИНЫ Местное самоуправление в Амурской области для специальностей: 030900.62 – Юриспруденция Благовещенск 2012год. УМКД разработан -старшим преподавателем Кадыхановой Светланой Анатольевной. Рассмотрен и рекомендован на заседании кафедры...»

«Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Амурский государственный университет Кафедра религиоведения УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДИСЦИПЛИНЫ Религия и средства массовой информации Основной образовательной программы по специальности 031801.65 Религиоведение Благовещенск 2012 УМКД разработан ассистентом Воронковой Евгенией Андреевной Рассмотрен и рекомендован на заседании кафедры...»

«Утверждена Приказом Министерства образования и науки Российской Федерации от 3 сентября 2009 г. N 323 (в ред. Приказа Минобрнауки РФ от 07.06.2010 N 588) СПРАВКА о наличии учебной, учебно-методической литературы и иных библиотечно-информационных ресурсов и средств обеспечения образовательного процесса, необходимых для реализации заявленных к лицензированию образовательных программ Раздел 2. Обеспечение образовательного процесса учебной и учебно-методической литературой по заявленным к...»

«Министерство образования и науки Российской Федерации ТОМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ УТВЕРЖДАЮ Декан геолого-географического факультета Г.М. Татьянин 2012 г. КУРСОВАЯ РАБОТА ПО ОБЩЕЙ ГЕОЛОГИИ: СОДЕРЖАНИЕ И ПОРЯДОК ОФОРМЛЕНИЯ Методические указания Направление подготовки 020700 – Геология Квалификация (степень) выпускника Бакалавр Форма обучения Очная Томск 2012 ОДОБРЕНО кафедрой динамической геологии Протокол № 44 от 25 января 2012 г. Заведующий кафедрой, профессор _ В.П. Парначёв...»

«В. В. Прасолов ЗАД АЧИ П О АЛГЕ БР Е, АР И Ф МЕ Т И КЕ И АН АЛИ ЗУ Учебное пособие Москва Издательство МЦНМО 2007 УДК 512.1+517.1+511.1 ББК 22.141+22.161 П70 Прасолов В. В. П70 Задачи по алгебре, арифметике и анализу: Учебное пособие. — М.: МЦНМО, 2007. — 608 с.: ил. ISBN 978-5-94057-263-3 В книгу включены задачи по алгебре, арифметике и анализу, относящиеся к школьной программе, но, в основном, несколько повышенного уровня по сравнению с обычными школьными задачами. Есть также некоторое...»

«Методические указания по анализу бедности и социальных последствий Всемирный Банк Группа стратегии сокращения бедности (PRMPR) и Департамент социального развития (SDV) (с) 2003 Международный банк реконструкции и развития / Всемирный банк 1818 H Street, N.W., Washington, D.C. 20433, USA Изложенные в настоящем материале факты, их трактовка и выводы выражают только точки зрения авторов и не должны приписываться Всемирному банку и входящим в него организациям, а также членам Совета исполнительных...»

«Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное агентство по образованию Московский государственный университет печати И.В. Чапайкин РУССКАЯ ЛИТЕРАТУРА ПОСЛЕДНЕЙ ТРЕТИ XX ВЕКА Методические указания и контрольные задания для слушателей курсов по подготовке в вуз Москва 2008 Утверждено Методическим советом ЦДВП Составитель — И.В. Чапайкин Печатается в авторской редакции © Чапайкин И.В., 2008 © Московский государственный университет печати, Содержание Введение А.И. СОЛЖЕНИЦЫН (р....»

«МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ имени М.В. Ломоносова Факультет вычислительной математики и кибернетики Е.А. Кузьменкова, В.С. Махнычев, В.А. Падарян Семинары по курсу Архитектура ЭВМ и язык ассемблера (учебно-методическое пособие) Часть 1 МАКС ПРЕСС Москва – 2012 УДК 004.2+004.43(075.8) ББК 32.973-02я73 К89 Печатается по решению Редакционно-издательского Совета факультета вычислительной математики и кибернетики МГУ имени М.В. Ломоносова Рецензенты: C.Ю. Соловьев, профессор А.Н. Терехин,...»

«Федеральное агентство по образованию Российской Федерации АМУРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ (ГОУ ВПО “АмГУ”) УТВЕРЖДАЮ Зав. кафедрой Религиоведения _А.П. Забияко __2007 г. СРАВНИТЕЛЬНОЕ РЕЛИГИОВЕДЕНИЕ УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ПО ДИСЦИПЛИНЕ для специальности 031801- Религиоведение Составители: А.П. ЗАБИЯКО, С.Э. АНИХОВСКИЙ Благовещенск 2007 г. Печатается по решению редакционно-издательского совета факультета социальных наук Амурского государственного университета А.П. Забияко, С.Э....»

«Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Амурский государственный университет Кафедра математического анализа и моделирования УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДИСЦИПЛИНЫ МАТЕМАТИЧЕСКАЯ ЛОГИКА основной образовательной программы по специальности 010101.65 Математика 2012 УМКД разработан канд. техн. наук, доцентом каф. МАиМ Кван Натальей Владимировной Рассмотрен и рекомендован на...»






 
© 2013 www.diss.seluk.ru - «Бесплатная электронная библиотека - Авторефераты, Диссертации, Монографии, Методички, учебные программы»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.