CC BY
327
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.8
Т.Н. Бормотова
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть», в г. Перми, Россия
СОЗДАНИЕ АЛГОРИТМА РАСЧЕТА РАЗДЕЛЕНИЯ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН И ОБОСНОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СОВРЕМЕННОГО ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ (НА ПРИМЕРЕ УСТАНОВКИ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ «ЧАШКИНО»)
На примере установки предварительного сброса пластовой воды (УПСВ) «Чашкино» предложен алгоритм расчета разделения продукции скважин. Представлены технологический расчет и принципиальная схема УПСВ «Чашкино», которые обеспечат получение нефти с остаточным содержанием воды не более 5 мас.% и очищенной пластовой воды, утилизацию попутного нефтяного газа. Определены основные ожидаемые технико-экономические показатели, позволяющие сделать вывод об экономической эффективности проекта.
Ключевые слова: промысловая подготовка нефти, водонефтяная эмульсия, установка предварительного сброса пластовой воды (УПСВ), система поддержания пластового давления (ППД), технологический расчет, принципиальная технологическая схема.
T.N. Bormotova
A subsidiary of «LUKOIL-Engineering» «PermNIPIneft» in Perm, Perm, Russia
CONSTRUCTION OF ALGORITHM FOR CALCULATION OF WELL-HEAD STREAM SEPARATION AND ARGUMENT INDICES OF OIL FIELD EQUIPMENT USING MODERN COMPUTER PROGRAMS (FOR EXAMPLE OF OIL DEHYDRATING «CHASHKINO»)
In this work research for example of oil dehydrating «Chashkino» has been offered an algorithm for calculation of well-head stream separation. A technological calculation and a flow chart have been presented to get oil with water cut in less than 5 % mass, purified brine water, salvaging of associated
Создание алгоритма расчета разделения продукции скважин
gas. Have been defined main waiting technique-economic indices to draw a deduction about economic efficiency of project.
Keywords: oil field treatment, water-oil emulsion, oil dehydrating, flooding pattern, technological calculation, flow chart.
В настоящее время весьма актуальным является совершенствование технологии и техники промысловой подготовки нефти, поскольку большая часть продукции скважин представляет собой водонефтяные эмульсии. Нефтяную эмульсию необходимо разрушать как можно скорее, так как со временем наблюдается ее старение - повышается агрегативная устойчивость. Высокая обводненность нефти приводит к резкому повышению затрат на транспортировку жидкости до пунктов подготовки, на промысловую подготовку нефти, а также на ремонт трубопроводов в связи с более высокой коррозионной активностью среды. Кроме того, очищенную пластовую воду необходимо вернуть для утилизации в систему поддержания пластового давления (ППД) [1-4].
Проблема промысловой подготовки нефти может быть решена путем научно обоснованной организации предварительного сброса воды на начальном участке системы сбора продукции скважин при использовании нового оборудования, что требует проведения соответствующих исследований физико-химических свойств и состава нефти, газа, пластовой воды, эмульсии, выбора перспективного оборудования, разработки технологической схемы УПСВ [1-4].
В 2010-2011 гг. одним из основных направлений работы проектной части ООО «ПермНИПИнефть» является совершенствование процессов промысловой подготовки нефти, в частности, реконструкция нефтегазосборного пункта 1212 (НГСП-1212) «Чашкино» со строительством установки предварительного сброса пластовой воды. Строительство УПСВ «Чашкино» предусматривается в 2010-2012 гг. по семи этапам на территории НГСП-1212 Чашкинского нефтяного месторождения в Соликамском районе Пермского края. На УПСВ планируется поступление продукции скважин месторождений:
- ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (Чашкинское, Юрчукское, Логовское);
- ООО «Кама-Ойл» (Южно-Юрчукское, Жилинское, Бельское, Ростовицкая структура, Восточно-Пашковская структура, Кондасский участок) в перспективе;
- ООО «Урал-Ойл» (Лемзерское, Касибское, Карнашовское, Боровицкое).
Для предварительного сброса пластовой воды из жидкости, поступающей на НГСП-1212, предусматривается строительство горизонтальной установки предварительного сброса воды с коалесцером типа 1
«Хитер-Тритер». Аппараты «Хитер-Тритер» совмещают функции огневого подогревателя, отстойника воды и сепаратора нефтяного газа, в котором газожидкостная смесь разделяется на три фазы - нефть, газ, воду. Разделение достигается за счет подогрева входящей жидкости с последующим прохождением ее через пластинчатый отсек аппарата - коагулятор, в котором нефть и вода отделяются друг от друга за счет силы тяжести и разности плотностей.
Наличие подходящих во всех отношениях моделей аппаратов и процессов подготовки нефти не снимает возможных проблем их применения в технологической практике. Для прогнозирования эффективных промышленных режимов работы установки необходимо проводить исследование процесса подготовки нефти в широком диапазоне варьирования технологических параметров: температуры, давления, обводненности, расхода и состава входных потоков. Это требует создания определенного алгоритма, который позволит с большой точностью и с небольшими затратами времени определить основные проектные решения.
Первым этапом алгоритма расчета разделения продукции скважин является выбор исходных данных и управляющих параметров (режимов работы аппаратов), таких как:
- производительность установки;
- расходы и составы входных потоков;
- физико-химические свойства нефти, газа, пластовой воды (плотность, вязкость, газовый фактор, обводненность);
- температура, давление, время пребывания жидкости в каждом аппарате.
Производительность УПСВ «Чашкино» принята согласно перспективной загрузке следующей:
- по нефти - 1366,092 тыс. т/год (2019 г.);
- по жидкости - 2270,963 тыс. т/год (2021 г.).
Вторым этапом алгоритма является построение расчетной схемы согласно принятой в проекте технологии разделения продукции скважин (рис. 1). Для этого используется программная система для компьютерного моделирования технологий промыслового сбора и многофазного транспорта нефти, газа и конденсата «ГазОйлТранс» ООО «НТФ ТЕРМОГАЗ» (Украина, г. Киев).
Третий этап алгоритма включает расчет материального баланса разделения продукции скважин на год максимальной производительности по жидкости 2270,963 тыс. т/год (2021 г.), а также расчет баланса добычи и потребления газа при принятых рабочих параметрах (табл. 1, 2).
65
Нефть в РОС-1,2
Рис. 1. Расчетная схема разделения продукции скважин в программной системе «ГазОйлТранс»
Создание алгоритма расчета разделения продукции скважин
66
Таблица 1
Материальный баланс разделения продукции скважин на УПСВ «Чашкино»
Поступает на установку (среднегодовой расход) Уходит с установки (среднегодовой расход)
Наименование Единица измерения Наименование Единица измерения
тыс. т/год т/сут кг/ч тыс. т/год т/сут кг/ч
Аппараты УПСВ-1/1,2 (Хитер-Тритер)
Чашкинское Нефть 1334,493 3656,145 152339,375
Нефть 65,620 179,781 7490,875 Пластовая вода с нефтью (5 %) 70,377 192,814 8033,916
Пластовая вода 124,107 340,019 14167,458
Итого: 189,727 519,800 21 658,333
Логовское
Нефть 130,595 357,794 14 908,083 Пластовая вода на блок водо-подготовки 863,423 2365,542 98564,25
Пластовая вода 82,341 225,592 9399,660
Итого: 212,936 583,386 24 307,743
Юрчукское
Нефть 216,960 594,411 24 767,125 Потери нефти 0,2 % 2,67 7,315 304,791
Пластовая вода 370,526 1015,140 42 297,488
Итого: 587,486 1609,551 67 064,613
ЗАО «Кама-Ойл»
Нефть 886,158 2427,830 101 159,589
Пластовая вода 316,766 867,852 36 160,502
Итого: 1202,924 3295,682 137 320,091
ООО «Урал-Ойл»
Нефть 37,830 103,644 4318,493
Пластовая вода 40,060 109,753 4573,059
Итого: 77,89 213,397 8891,552
Всего:
Нефти 1337,163 3663,460 152 644,166 Всего:
Пластовой воды 933,800 2558,356 106 598,167
Жидкости 2270,963 6221,816 259 242,332 Жидкости 2270,963 6221,816 259 242,332
Т.Н. Бормотова
67
Таблица 2
Баланс добычи и потребления газа на УПСВ «Чашкино»
Добыча газа Потребление газа
Наименование Расход, нм3/ч Расход, млн нм3/год Плотность при н. у., кг/нм3 Наименование Расход, нм3/ч Расход, млн нм3/год Плотность при н. у., кг/нм3
Газ I ступени сепарации Газ I ступени сепарации
Сепараторы С-1/1, 2 2177,8 19,078 1,077 На запальник факела 15 0,131 1,077
Газ II ступени сепарации На горелки аппаратов УПСВ-1/1,2 280 2,453 1,077
Аппараты УПСВ-1/1,2 569,2 4,986 1,528 Газ потребителям (на ТЭЦ г. Березники и котельную АБК) 1882,8 16,494 1,077
Газ III ступени сепарации Газ II и III ступени сепарации
Концевые сепарационные установки КСУ-1/1, 2 933,6 8,178 1,915 На мини ГКС 1502,8 13,164
Итого 3680,6 32,242 - Итого 3680,6 32,242 -
Создание алгоритма расчета разделения продукции скважин
На четвертом этапе алгоритма на основе проведенных расчетов составляется принципиальная технологическая схема с указанием параметров потоков (расхода, температуры, давления) на каждой ступени процесса разделения продукции скважин (рис. 2).
На пятом этапе алгоритма производятся расчет объема проектируемого оборудования и поверочный расчет существующего оборудования. На УПСВ «Чашкино» основное оборудование является проектируемым, поэтому расчет сводится к нахождению объема аппарата в зависимости от режима работы и расхода входящего в него потока.
Объем сепаратора I ступени и КСУ определяется по следующей формуле:
V = тК(/’ж (1)
60п/Рж ’
где т - время нахождения жидкости в аппарате; К - коэффициент, учитывающий неравномерность поступления жидкости; Сж - расход жидкости непрерывный; п - количество аппаратов; / - степень заполнения аппарата; рж - плотность жидкости.
Пропускная способность аппарата УПСВ может быть определена как
, 3600ДО,р,, (2)
ж 0,181-10
где Б - диаметр аппарата УПСВ; иж - вязкость жидкости; рж - плотность жидкости; /(е) - функция относительной высоты водяной по-
душки в зоне отстоя, /(е) = 0,5 п + (1 - е)^е (2 - е) + агсвт(1 - е) .
Производительность насоса внешнего транспорта определяется по следующему уравнению:
(3)
ТР1
где п - количество рабочих насосов; Gí - расход нефти непрерывный; т - количество часов работы насоса в сутки; Рí - плотность нефти.
Для обеспечения возможности вывода в ремонт и технического освидетельствования аппарата без прекращения приема жидкости с месторождений предусматривается установка двух параллельно работающих аппаратов.
69
Создание алгоритма расчета разделения продукции скважин
Шестой этап алгоритма включает расчет пропускной способности существующих и проектируемых технологических трубопроводов. Расчет пропускной способности нефтепроводов выполняется по
Расчет пропускной способности газопроводов выполняется по формуле Веймаута:
где £>вн - внутренний диаметр; Р1 - абсолютное давление в начале
ная плотность газа по воздуху; Т - абсолютная температура; Ь - длина участка.
Седьмым этапом алгоритма является моделирование процесса разделения продукции при изменении параметров входных потоков и режимов работы аппаратов.
Программная система «ГазОйлТранс» позволяет оперативно проводить расчет работы установки при изменении температуры, давления, времени пребывания жидкости в аппарате, а также с большой точностью проводить поверку пропускной способности технологического оборудования и трубопроводов при повышении расходов входных потоков.
Выполненный в полном объеме технологический расчет и составленная на его основе принципиальная технологическая схема позволяют определить основные укрупненные технико-экономические показатели проекта (табл. 3).
Таким образом, представленный в работе алгоритм позволяет с большой точностью и небольшими затратами времени определить основные проектные решения. В частности, грамотно выполненный в полном объеме технологический расчет УПСВ позволяет определить параметры потоков на любой стадии разделения продукции скважин, осуществить подбор промыслового оборудования и трубопроводов, провести поверочный расчет существующего технологического оборудования и трубопроводов.
формуле
(4)
где Q - объемный расход среды, м3/с; Ю - скорость потока, м/с.
участка; Р2 - абсолютное давление в конце участка; d - относитель-
Создание алгоритма расчета разделения продукции скважин
Таблица 3
Технико-экономические показатели проекта строительства УПСВ «Чашкино»
Наименование показателей Единицы измерения Величина показателя
Объем подготавливаемой нефти тыс. т/год 2270,963
Капитальные затраты тыс. руб. 101266,2
Эксплуатационные затраты, в том числе: тыс. руб./год 20253,24
- амортизационные отчисления (10 % от капитальных затрат); 10126,62
- текущий ремонт (10 % от амортизационных отчислений); 1012,66
- затраты на реагенты, электроэнергию и пр. 9113,96
Экономия за счет снижения расходов на транспорт эмульсии тыс. руб./год 5355,66
Срок окупаемости капиталовложений: - простой - с дисконтом лет 6.5 13.5
Чистый дисконтированный доход за 17 лет тыс. руб. 8983,11
Составленная на основе проведенного расчета принципиальная технологическая схема УПСВ обеспечит:
- получение нефти с содержанием воды не более 5 мас.%, что уменьшит затраты на дальнейшую подготовку и транспортировку нефти, уменьшит коррозионную активность перекачиваемой жидкости к материалу межпромыслового коллектора;
- получение очищенной пластовой воды для системы ППД;
- утилизацию попутного нефтяного газа;
- высокий уровень безопасности и надежности проектируемой установки.
Библиографический список
1. Технологические расчеты установок переработки нефти / М. А. Танатаров, М.Н. Ахметшина, Р. А. Фасхутдинов [и др.]. - М.: Химия, 1987. - 352 с.
2. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. - Казань: ФЭН, 2000. - 415 с.
3. Эмирджанов Р. Т., Лемберанский Р. А. Основы технологических расчетов в нефтепереработке и нефтехимии. - М.: Химия, 1989. - 192 с.
4. Вихман Г.Л., Круглов С.А. Основы конструирования аппаратов и машин нефтеперерабатывающих заводов. - М.: Машиностроение, 1978. - 328 с.
References
1. Tanatarov M.A., Akhmetshina M.N., Faskhutdinov R.A. [et al.]. Technological calculations of oil refining plants. - М.: Chemistry, 1987. - 352 p.
2. Tronov V.P. Oil field treatment. - Kazan: FAN, 2000. - 415 p.
3. Emirdzhanov R.T., Lemberansky R.A. Fundamentals of technological calculations in oil refining and petroleum chemistry. - М.: Chemistry, 1989. - 192 p.
4. Vikhman G.L., Kruglov S.A. Fundamentals of apparatus and machines designing for oil refining plants. - М.: Engineering, 1978. - 328 p.
Об авторе
Бормотова Татьяна Николаевна (Пермь, Россия) - инженер отдела обустройства нефтяных и газовых месторождений, филиал ООО «ЛУ-КОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми (614066, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29, e-mail: Bormotova@permnipineft.com).
About the author
Bormotova Tatyana Nikolaevna (Perm, Russia) - engineer of the oil and gas-field construction department, a subsidiary of «LUKOIL-Engineering» «PermNIPIneft» in Perm (614066, Perm, ul. Sovetskoy Army, 29, e-mail: Bormotova@permnipineft.com).
Получено 14.03.2012
