Ресурсосберегающие технологии в системах сбора скважинной продукции нефтяных месторождений (научное обобщение, результаты исследований и внедрения) (17.09.2012)

Автор: Леонтьев Сергей Александрович

СО2 0,00232 0,0064622

N2 0,00021 0,0008063

CH4 0,61894 0,6190495

C2H6 0,18810 0,1390187

C3H8 0,12209 0,1478338

и - C4H10 0,01142 0,0253429

н - C4H10 0,03050 0,0354158

и – C5H12 0,00345 0,0046892

н – C5H12 0,00410 0,0037773

С6+ 0,01878 0,017564

? С3 и выше 0,19033 0,23462

% снижения 4,55 4,73

Таким образом, оптимизация работы сепараторов путем снижения температуры первой ступени сепарации всего на 5 0С позволило сократить потери ценных фракции (С3 – С6) почти на 5 %.

?????N?љ

в основу которого положены вышеизложенные методики расчета процессов подготовки скважинной продукции. Расчет компонентных составов необходим для оценки количества ШФЛУ, выделяющихся в процессе сепарации. Результаты расчетов при реальных термобарических условиях представлены в таблице 6, из которой следует вывод, что существующие термобарические условия сепарации не отвечают критерию оптимальности, то есть не обеспечивают минимизацию содержания ШФЛУ в отгоняемом газе.

Таблица 6 – Результаты расчета процесса сепарации

Компонент смеси Первая ступень Вторая ступень

0,6 МПа, 15 оС 0,05 МПа, 15 оС

N2 (Азот) 0,0082 0,0003

CO2 (Двуокись углерода) 0,0009 0,0001

CH4 (Метан) 0,6519 0,0564

С2Н6 (Этан) 0,1326 0,0722

С3Н8(Пропан) 0,1323 0,3028

i-С4Н10(i-бутан) 0,0220 0,0925

n-С4Н10(n-бутан) 0,0308 0,1670

i-С5Н12(i-пентан) 0,0039 0,0425

n-С5Н12(n-пентан) 0,0033 0,0398

Остаток 0,0146 0,2270

Итого: 1,0005 1,0005

Массовая доля отгона газа Rсмг 0,1907 0,2371

?C4+ 0,0746 0,5687

С целью разработки рекомендаций по обоснованию рациональных режимов работы аппаратов подготовки скважинной продукции, проведена оптимизация процесса в рамках заданной вариации термобарических условий. На первом этапе проведено уменьшение рабочего давления на первой ступени сепарации (от 0,6 МПа до 0,4 МПа) при температуре 15 оС, при этом не изменялось давление и температура на второй ступении сепарации (Р = 0,05 МПа, Т = 15оС). На втором этапе давление Р = 0,6 МПа и температура первой ступени сепарации 15оС оставались постоянными, а давление второй ступени сепарации уменьшалось от 0,5 МПа до 0,33 МПа при температуре 15 оС. Результаты расчетов представлены на рисунках 3 и 4.

Рисунок 3 – Зависимость содержания ШФЛУ в отгоняем газе при изменении давления на первой ступени сепарации

Рисунок 4 – Зависимость содержания ШФЛУ в отгоняем газе при изменении давления на второй ступени сепарации

Выявлено, что потери ШФЛУ обусловлены существующими термобарическими условиями сепарации скважинной продукции на ДНС с УПСВ Вынгапуровского месторождения, которые не соответствуют критериям оптимальности. Снижение давления на первой ступени сепарации при постоянной температуре не приводит к сокращению потерь ШФЛУ. Таким образом, существующая технологическая схема сепарации на двух ступенях не обеспечивает качественную подготовку нефти в связи с резким снижением давления на второй ступени. Поэтому необходим ввод в работу третьей ступени сепарации.

Увеличение давления на второй ступени сепарации позволяет значительно снизить содержание ШФЛУ в отгоняем газе, при наиболее благоприятных условиях содержание компонентов от С4 и высшие уменьшается в 4 раза по сравнению с базовым вариантом.

Для количественной оценки потерь нефти по ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазу» были проведены расчеты сепарации пластовых нефтей основных месторождений (рисунок 5).

На основе расчета оптимальных условий подготовки скважинной продукции предложен метод компаундирования товарных нефтей различной плотности, обеспечивающих увеличение их выхода в соответствии с требованиям ГОСТ Р 5185 8-2002. Метод внедрен в ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» путем смешения подготовленных легких нефтей со средними нефтями с последующей сдачей в систему магистрального транспорта через единый коммерческий узел учета нефти.

В процессе подготовки скважинной продукции, при использовании негерметичной системы, нефть проходит стадию отстаивания в вертикальных резервуарах (РВС). Предлагается методика определения потерь нефти РВС, основанная на методике расчета процессов однократного испарения (А.И. Скобло и д.р.). Выполняется оценка изменения концентрации углеводородов в нефти при однократном испарении. При этом принимается, что процесс испарения однократный, образовавшаяся газовая и жидкая фазы не разделяются до окончания процесса, а при достижении фазового равновесия они разделяются однократно, влияние воздуха не учитывается ввиду его слабой растворимости в нефти. Поэтому достаточно выполнение условия

– мольная доля отгона (подбирается методом итерации).


загрузка...