CC BY
225
Ф. Ф. Хамидуллина, А. А. Газизов, Д. В. Мельников ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА НОРМАТИВОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ НА ВОСТОЧНО-АНЗИРСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ЗАО «Р-ВНЕДРЕНИЕ»
Ключевые слова: нефть, сточные воды, газовый фактор, технологические потери, нормативы.
На нефтегазодобывающем предприятии ЗАО «Р-Внедрение» в разработке находится Восточно-Анзирское месторождение, расположенное на территории Елабужского района Республики Татарстан. Выполнены расчеты и разработаны нормативы технологических потерь нефти по видам источников на объектах Восточно-Анзирского месторождения.
Keywords: oil, brine water, gas factor, technological factor, standards.
In oil and gas extraction enterprise «R-Vnedrenie» LTD in development there is the Vostochno-Anzirskoe oil field located in the territory of Elabuga area of Tatarstan Republic. Calculations were executed and standards of technological losses of oil for the types of sources on the objects of Vostochno-Anzirskoe field were developed.
1. Технологическая схема сбора продукции скважин при СП-657 на Восточно-Анзирском месторождении
В нефтегазодобывающем предприятии ЗАО «Р-Внедрение» добыча девонской нефти осуществляется на Восточно-Анзирском месторождении [1].
Принципиальная технологическая схема сбора продукции скважин приведена на рисунке 1.
3
отстойник 10 (У=100м ). Отделившаяся от нефти дренажная вода направляется на очистные сооружения, а нефть поступает в емкости 3 (Е-1, Е-
2, Е-3, Е-4, Е-5, Е-6, Е-7). Отделившийся от нефти газ частично направляется на факел 6, а нефть с остаточным содержанием воды 3% через «стояк» 4 заполняется в автоцистерны 5 и транспортируется на установку подготовки нефти «Луговая» 7 ТПП «ТатРИТЭКнефть».
Действующ ее оборудование
1 - скважины (32 шт);
2 - сепаратор \ -6.3 м3 (1 шт);
3 - технологические емкости рабочие Е-1. Е-2. Е-3. Е4; Е-5. Е-6. Е-7 ¥=100 м3(4 шт.),
4 - «стояк» для налива нефти в автоцистерны;
5 - автоцистерны;
6 -факел;
7 - УПН " Луговая" НГДУ " ТатРИТ ЭКнефть";
8 - дренажная подземная емкость;
9 - печь-нагреватель нефти;
10 - отстойник У=100 м (1 шт).
11 - насос нефтяной.
г( >
<
-< >
< >
-х >
-х >
ч у
..... %
м
— —►
Тг
дренажная вода на очистные сооружения
Рис.1 - Принципиальная технологическая схема сбора продукции скважин Восточно-Анзирского
месторождения
Девонская нефть в обводненностью 20,0 % и газосодержанием 30,2 м3/т со скважин 1 поступает в сепаратор 2 объемом 6,3 м3. Отделившийся от нефти газ частично направляется на печь 9 для нагрева нефти, а нефть поступает также в печь 9. Нагретая до температуры 30 оС нефть из печи поступает в
Из анализа технологической схемы сбора продукции скважин видно, что она содержит следующие объекты - источники потерь нефти в соответствии с методикой [2].
- сепаратор;
- технологические емкости;
- автоцистерны.
Исходные данные для расчета технологических потерь нефти и газа на Восточно-Анзирском месторождении приведены в табл. 1.
Результаты физико-химических показателей нефти скв. 1001 при СП-657 Восточно-Анзирского месторождения приведены в табл. 2.
Таблица 1 - Исходные данные для расчета технологических потерь нефти и газа на Восточно-Анзирском месторождении ЗАО «Р-Внедрение»
загрязняющих веществ в атмосферу, утвержденных ПО «Татнефть» (г. Казань, 1992 г.) по формуле:
Месторождение Добыча нефти, т/год ГФ, м3/т Объем газа, тыс. м3/год Обвод- ненность % Объем воды, т/год Кол-во скважин шт Объек т
Восточно- Анзирское 66 900 30,2 2 020,0 30,4 29 200 44 скв. при СП-657
Таблица 2 - Результаты физико-химических
показателей нефти скв. 1001 при СП-657 Восточно-Анзирского месторождения
Наименование физико-химических показателей нефти, ГОСТ, РД Результаты анализов
Определение воды ГОСТ 2477-65 1,96 %
Плотность нефти, ГОСТ 3900-85 856,0 кг/м3
Плотность воды —
Определение кинематической вязкости, Т = 20°С, ГОСТ 33-2000 16,20 мм2/с
Определение асфальтенов, РД 153-39.2258-02 2,60 %
Определение смол, РД 153-39.2-258-02 9,98 %
Определение парафинов, РД 153-39.2-25802 3,90 %
Определение серы, ГОСТ Р 50442-92 1,47 %
Определение хлористых солей, ГОСТ 21534-76 201,00 мг/дм3
Определение механических примесей, ГОСТ 6370-85 0,012 %
Формулы для расчета
Формулы для выполнения расчетов технологических потерь нефти приняты из методики [2].
Потери пленочной нефти от уноса газом (ПУГ) рассчитываются по содержанию капельной нефти в потоке газа и величинам газовых факторов по формуле:
ПУГ = р-Г -10~4, % масс. (1)
где р- удельное содержание нефти в газовом потоке, г/м ; Г - газовый фактор нефти, м /т.
Потери нефти от уноса сточными водами (ПУВ) на сборном пункте (СП), УПСВ рассчитываются по следующей формуле:
Пу
Я•Об•10~
% масс.
(2)
где р - удельное содержание нефти в сточной воде, мг/дм3; Ов - объем сбрасываемой из аппаратов сточной воды, м3/сут; Он - масса нефти в аппаратах, подверженной отстою на СП, т/сут.
Потери нефти от испарения из автоцистерны при наливе (Пнц) рассчитываются согласно методических указаний по расчету выбросов
ПНЦ - Чн ■
р<
^ - Рп(0) - Кн - К3 - К4-10"3 (3)
Ра
где Пнц - выбросы углеводородов от испарения при наливе в автоцистерны, т/год; УН - объем наливаемой нефти, м3/год; КН - коэффициент, учитывающий условия налива в цистерну (0,56); Р 8(38) - давление насыщенных паров нефти по ГОСТ 1756-2000 (при 1 = 38 °С не более 200 мм.рт.ст.); Ра
- давление газового пространства в автоцистернах принимается равным атмосферному давлению (760 мм.рт.ст); рп(0) - плотность паров нефти в газовом пространстве автоцистерны при нормальных условиях (не более 1,6 кг/м3); К3 - коэффициент, учитывающий влияние климатических условий на испарение (1,18); К4 - коэффициент, приводящий значения давления и плотности насыщенных паров нефти к средней температуре газового пространства автоцистерны за соответствующий период года (0,877).
П (Пуг, Пув) - потери нефти, % мас.
Потери нефти при сливе из автоцистерны определяется по формуле из методики:
(4)
П - П • К , т/год
мсц _ 1 'нц ''сл ’ н
где КСЛ - поправочный коэффициент (0,12).
Суммарные технологически потери нефти от испарения рассчитываются по формуле:
Писп - Пнц + Псц, т/год
(5)
2. Исследование потерь нефти из
сепаратора и технологических емкостей на СП-657 Восточно-Анзирского
месторождения
Потери нефти из емкостей складываются из следующих источников:
- унос капельной нефти потоком газа из сепаратора;
- унос капельной нефти потоком газа из отстойника;
- унос нефти сточными водами из технологических емкостей;
- автоцистерны (испарение нефти при наливносливных операциях).
При сепарации нефти, как правило, потоком газа из сепаратора уносится капельная нефть. Унос увеличивается с перегрузкой сепаратора по жидкости и связанным с ней явлением диспергирования и вспенивания нефти в процессе сепарирования.
Расчеты
Сепаратор
В соответствии с РД 39-004-90 количество уносимой нефти (р) при нагрузке сепарационного оборудования не должно превышать 0,1 г /м3 и определяется по формуле (1) в соответствии с методикой [2]:
Пуг = 0,1 ■ 30,2 ■ 0,0001 = 0,000302 % масс.
Отстойник Потери нефти от уноса потоком газа из отстойника рассчитывались по формуле (1):
4
Газовый фактор - 10 м /т
Пуг - 0,1 10 ■ 0,0001 - 0,0001 % масс. Остаточное содержание нефтепродуктов в сточных водах - 105 мг/дм .
Потери нефти за счет уноса сточными водами из отстойника определялись по формуле (2):
105- 29200,0-10 4
Пу
66900,0
--0,00458% масс.
Технологические емкости нефти потоком газа емкостей рассчитывались
из
по
Потери технологических формуле (1):
Газовый фактор - 8,0 м3/т
Пуг =0,1 ■ 8,0 ■ 0,0001 = 0,00008 % масс.
Суммарные потери нефти от уноса потоком газа из сепаратора, отстойника и технологических емкостей составят:
Пуг = 0,000302 + 0,0001 + 0,00008 = 0,000482 % масс.
Общие суммарные потери нефти с учетом уноса сточной водой на участке СП-657 составят:
Пув =0,000482 + 0,00458 = 0,00506 % масс.
3. Исследование технологических потерь нефти от испарения из автоцистерн при наливно-сливных операциях на Восточно-Анзирском месторождении
Технологические потери нефти от испарения из автоцистерны при наливно-сливных операциях рассчитывались по формулам (3) и (4) из методики расчетов.
Количество нефти - 66900 т/год / 0,856 т/м3 = 78154,2 м3/год.
3
Плотность нефти - 0,856 т/м .
120
Пнц = 78154,2-— -1,6- 0,56- 0,877-1,18-10~3 = 11,442т/год НЦ ’760
Псц = 11,442- 0,12 = 1,373 т/год
Суммарные технологически потери нефти от испарения рассчитываются по формуле (5):
ПисП = 11,442 + 1,373 = 12,815 т/год.
Потери нефти от испарения из автоцистерны при наливно-сливных операциях составят 12,815 т/год или 0,019 % масс.
Структура-нормативы технологических потерь нефти на объектах Восточно-Анзирского
месторождения приведены в табл.3.
Структура-нормативы технологических потерь нефти по видам на объектах Восточно-Анзирского месторождения приведена в табл.4.
Таблица 3 - Структура-нормативы
технологических потерь нефти на объектах Восточно-Анзирского месторождения
Месторождение Потери, % мас.
Сборный пункт (емкости) Автоцистерны Суммарные потери
% т/год
Восточно - Анзирское 0,00506 0,019 0,024 16,056
Таблица 4 - Структура-нормативы
технологических потерь нефти по видам на объектах Восточно-Анзирского месторождения
Объект Виды потерь, % мас. Суммарные потери
Испарение Унос с газом Унос с водой % т/год
Восточно-Анзирское месторождение 0,019 0,000482 0,00458 0,024 16,056
4. Мероприятия для уменьшения технологических потерь нефти на объектах Восточно-Анзирского месторождения
сокращению
К основным мероприятиям по технологических потерь относятся:
- увеличение времени пребывания газожидкостной системы в емкостях на СП-657, что позволит достичь более четкого разделения системы «газ -жидкость» на газовую и жидкую фазы, в результате чего в потоке газа значительно сократится не только содержание легких фракций нефти, но и капельный унос нефти потоком газа:
- исключение перевозки нефти из автоцистерны.
Литература
1. Хамидуллина Ф.Ф. Обоснование нормативов потерь углеводородного сырья при добыче, сборе, транспорте, технологически связанных с принятой схемой и технологией разработки Восточно-Анзирского месторождения ЗАО «Р-Внедрение / Ф.Ф.Хамидуллина, М.Ф.Хамидуллин, Ф.Ф.Хамидуллин // Отчет. - Елабуга.
- ЗАО «Р-Внедрение». - 2011. - С. 8-70.
2. Хамидуллина Ф.Ф. Методика выполнения расчетов технологических потерь нефти / Ф.Ф. Хамидуллина, Р.Ф. Хамидуллин / «Вестник КГТУ» - 2011. -№ 18. - С. 260.
3. Методические указания по расчету выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от объектов ПО «Татнефть». Стандарт предприятия. Казань. - 1992. - С. 107.
© Ф. Ф. Хамидуллина - асп. каф. химической технологии переработки нефти и газа КНИТУ, farida_far@mail.ru; А. А. Газизов -д-р техн. наук, ген. дир. ООО «Нефтехимпроект», gaidar5@yandex.ru; Д.В. Мельников - зам. ген. директора ЗАО «Р-Внедрение», z-vnedrenie@mail.ru.
