Исследование и определение технологических потерь нефти на объектах Тумутукского месторождения ООО «Татнефть-Геология» Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

Ф. Ф. Хамидуллина, Р. Ф. Хамидуллин, А. А. Газизов,

Р. Ф. Валиев

ИССЛЕДОВАНИЕ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ НА ОБЪЕКТАХ ТУМУТУКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ООО «ТАТНЕФТЬ-ГЕОЛОГИЯ»

Ключевые слова: нефть, сточные воды, газовый фактор, технологические потери, нормативы.

На нефтегазодобывающем предприятии ООО «Татнефть-Геология» в разработке находится Тумутукское месторождение, расположенное на территории Азнакаевского района Республики Татарстан. Выполнены исследования и расчеты технологических потерь нефти на объектах и по видам Тумутукского месторождения. Разработаны структуры и нормативы технологических потерь нефти для Тумутукского месторождения ООО «Татнефть-Геология».

Keywords: oil, brine water, gas factor, technological factor, standards.

In oil and gas extraction enterprise «Tatneft-Geology» LTD in development there is the Tumutukskoe oil field located on the territory of Elabuga area of Tatarstan Republic. Researches and calculations of oil technological losses by objects and kinds of the Tumutukskoe deposit are executed. Structures and standards of technological losses of oil are developed the Tumutukskoe deposit of «Tatneft-Geology» LTD.

1. Технологическая схема добычи, сбора, подготовки и транспорта продукции скважин на объектах Тумутукского месторождения

В нефтегазодобывающем предприятии ООО «Татнефть-Геология» осуществляется добыча девонских и высокосернистых нефтей на Тумутукском месторождении [1].

Принципиальная технологическая схема сбора продукции скважин Тумутукского месторождения приведена на рисунке 1.

Газожидкостная смесь девонских скважин Тумутукского месторождения со средней обводненностью 82,8 % и газосодержанием 23,7 м3/т через ГЗУ поступает на МФН (мультифазный насос), откуда перекачивается на УПСВ «Татнефть-Геология».

После сепарации и сброса воды нефть через СИКН поступает на УПН ЗАО «Геология» для обезвоживания и обессоливания. Принципиальная технологическая схема Чеканской УПН приведена на рисунке 2.

Газожидкостная смесь высокосернистых скважин со средней обводненностью 37 % и газосодержанием 3,5 м3/т поступает в приемную емкость объемом V=50 м3 на СП и по мере накопления вывозится автоцистернами и через СИКН поступает на УПН ЗАО «Геология». После подготовки нефть через СИКН № 229 поступает на Азнакаевскую НПС.

Для измерения дебита скважин (сырой нефти) в ОАО «Шешмаойл» используются различные методики и измерительные приборы. К измерительным приборам можно отнести СКЖ (счетчики количества жидкости), расходомеры, а также массомеры. Кроме приборного способа определения дебита скважин в ОАО «Шешмаойл» разработаны методики определения дебита скважин, эксплуатируемых свабированием, а также порядок расчета дебита скважин по динамограмме. Физикохимические свойства продукции скважин Тумутукского месторождения приведены в табл.1.

Рис. 1 - Принципиальная технологическая схема сбора и подготовки продукции скважин Тумутукского месторождения

Рис. 2 - Принципиальная технологическая схема Чеканской УПН ЗАО «Геология»: 1 - сепаратор (У=50 м3), 2 - отстойник (У=200 м3), 3 - сепаратор ступени (У=100 м3), 4 - нефтяные насосы, 5 - печь, 6 -электродегидраторы, 7 - нефтяные буферные емкости (У=200 м3, 100 м3), 8 - газоосушитель, 9 -

расходомеры, 10 - гидрофобный фильтр, 11 - водяная буферная емкость, 12 - водяные насосы

Таблица 1 - Физико-химические свойства

продукции скважин Тумутукского месторождения

Месторождение Сырая нефть

Показатели

Плотность 20°С, кг/ м3 Вязкость при 20°С, МПа-с Обводнен- ность, % масс. Парафины, % масс. Асфаль-тены, % масс. Смолы, % масс. Общая сера, % масс. Механические примеси, % масс.

Тумутукское (высокосер- нистая) 927,0 123,7 37,0 2,25 7,602 11,6 2,851 1,02

Тумутукское (девонская) 901,0 37,3 82,8 2,14 4,72 56,1 2,060 0,05

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 = д-Г-1СТ4 (1)

где д- удельное содержание нефти в газовом потоке, г/м3;

Г - газовый фактор нефти, м3/т.

Потери нефти от уноса сточными водами (ПУВ) на сборном пункте (СП), УПСВ рассчитываются по следующей формуле:

П _ д - Ов -10-4 (2)

ПУВ _ ~

Си

где д - удельное содержание нефти в сточной воде, мг/дм3;

Ов - объем сбрасываемой из аппаратов сточной воды,

м3/сут;

Сн - 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

загрязняющих веществ в атмосферу, утвержденных ПО «Татнефть» (г. Казань, 1992 г.) по формуле:

где ПНц - выбросы углеводородов от испарения при наливе в автоцистерны, т/год;

Пнц _ Чн --Рп(С)-КмК3 -К4 * 1С~3 (3)

Ра

Чн - объем наливаемой нефти, м /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).

Потери нефти при сливе из автоцистерны определяется по формуле из методики:

П _ п - К , т/год (4)

МСЦ _ 1 'нц |'СЛ ’ н ' '

где Ксл - поправочный коэффициент (0,12).

Масса потерянной нефти рассчитывается по формуле:

М _ т П/1СС% (5)

где т - количество добытой нефти, т/год;

П (Пуг, Пув) - потери нефти, % масс.

Суммарные технологически потери нефти от испарения рассчитываются по формуле:

Писп = Пнц + Псц, т/год (6)

2. Исследование технологических потерь нефти на объектах Тумутукского месторождения

При добыче, сборе, подготовке и транспорте продукции скважин на объектах нефтедобывающих предприятий неизбежны потери нефти. Это обусловлено существующей техникой и технологией на современном уровне развития.

Величина потерь нефти зависит от объемов перекачиваемой продукции скважин. В связи с тем, что объемы перекачки продукции скважин на Тумутукском месторождении постоянно меняются, абсолютная величина потерь нефти непостоянна - с увеличением объемов перекачки эти потери при прочих равных условиях возрастают, а с уменьшением сокращаются. Поэтому возникает необходимость в периодическом определении технологических потерь нефти на промысловых объектах.

Для определения технологических потерь нефти необходимо выявить источники и виды потерь углеводородов на промысловых объектах по технологической цепочке систем сбора продукции скважин.

Основными источниками технологических потерь нефти являются:

- унос капельной нефти потоком газа из сепараторов;

- унос нефти в виде эмульсии или пленки сточными водами;

- испарение легких фракций нефти из негерметичных аппаратов.

Исходные данные для расчета потерь нефти приведены в табл.2.

Таблица 2 - Исходные данные для расчета потерь нефти

3. Исследование технологических потерь высокосернистой нефти на сборном пункте (СП) Тумутукского месторождения

Потери нефти на сборном пункте (СП) складываются из следующих видов:

- унос капельной нефти потоком газа из приемной емкости;

- испарение нефти при наливно-сливных операциях в автоцистернах.

Потери капельной нефти от уноса газом рассчитываются по формуле (1) [2,3].

Газовый фактор - 3,5 м3/т

ПУГ = 0,1 ■ 3,5 ■ 0,0001= 0,000035 % масс.

Потери высокосернистой нефти от испарения из автоцистерны рассчитываются по формулам (3), (4), (6) по методике [2].

Количество нефти - 5655,0 т/год/0,927 т/м = 6100,0 м3/год.

3

Плотность нефти - 0,927 т/м .

170

Пн ц _ 6100 • — -1,6 • 0,56 - 1,18 • 0,877 -10 3 _ 1,265 нц 760

т/год = 24 м3/сут.

Потери нефти от испарения из

автоцистерны составят:

Писп = Пнц + Псц = 1,265 + 0,152 = 1,417 т/год или 1,417 ■ 100 / 5655= 0,025 % мас.

Структура технологических потерь высокосернистой нефти на сборном пункте Тумутукского месторождения приведена в табл.3.

Таблица 3 - Структура технологических потерь высокосернистой нефти на сборном пункте (СП) Тумутукского месторождения

Объект исследования Виды потерь нефти, % мас.

Испарения Унос с газом Унос с водой Суммарные потери

Сборный пункт (СП) 0,025 0,000035 — 0,025035

4. Исследование технологических потерь высокосернистой нефти на Чеканской УПН ЗАО «Геология»

Потери нефти на Чеканской УПН складываются из следующих составляющих:

- унос капельной нефти потоком газа из сепаратора;

- унос капельной нефти сточными водами. Потери капельной нефти от уноса потоком

газа рассчитывались по формуле (1):

Газовый фактор - 3,5 м3/т.

Пуг = 0,1 ■ 3,5 ■ 0,0001= 0,000035 % масс. Количество пластовой воды - 2092,7 т/год =

5,7 т/сут.

Количество нефти - 5655 т/год = 15,5 т/сут.

Унос нефти сточными водами

рассчитываются по формуле (2):

50 5 7 104 _ 50 5,/ -10 _ 0,0018% масс.

УВ 15,5

Таким образом, суммарные

технологические потери высокосернистой нефти на

УПН составляют:

0,025 + 0,000035 + 0,0018 = 0,0258 % масс.

Структура потерь высокосернистой нефти

на Чеканской УПН приведена в табл.4.

Таблица 4 - Структура потерь высокосернистой нефти на Чеканской УПН

Объект исследования Виды потерь нефти, % мас.

Испарение Унос с газом Унос с водой Суммарные потери

Чеканская УПН ЗАО «Геология» — 0,000035 0,0018 0,001835

Месторождение Добыча нефти, т/год Газовый фактор 3/ м /т Обводнен- ность, % масс. Добыча воды, т/год Объект

Тумутукское (девонская нефть) 102 465 23,7 82,8 84 841 УПСВ

Тумутукское (высокосернистая нефть) 5 655 3,5 37,0 2092,4 УПСВ

5. Исследование технологических потерь девонской нефти на УПСВ «Татнефть-Геология»

Принципиальная технологическая схема УПСВ «Татнефть-Геология» приведена на рисунке 3.

Потери нефти на УПН складываются из следующих видов:

- унос капельной нефти потоком газа из сепараторов;

- унос нефти сточными водами.

Потери нефти от уноса потоком газа рассчитываются по формуле (1):

Газовый фактор - 23,7 м3/т.

ПУГ= 0,1 23,7 0,0001= 0,00024 % масс.

Количество пластовой воды - 84841 т/год = 232,4 т/сут.

Количество нефти - 102465 т/год = 281

т/сут.

Потери нефти от уноса сточной водой рассчитывались по формуле (2):

Пув =

50 232,4 10-281

■ = 0,0004 % масс.

Суммарные потери нефти от уноса потоком газа и сточными водами на УПСВ составляют:

П = Пуг + Пув = 0,00024 + 0,0004 = 0,00064 % мас.

Продукция

скважин с МФІІ

{ И К

Нефть на Чеканскую УІ1Н

-ф-

Сточные воды в систему ППД

Рис. 3 - Принципиальная технологическая схема предварительного сброса воды (УПСВ) на Тумутукском месторождении ООО «Татнефть-Геология»: 1 - нефтегазосепаратор (У=25 м3); 2 - отстойник (У=200 м3); 3

- буферная емкость (У=100 м3); 4 - отстойник ОГЖФ (У=50 м3); 5 - буферная емкость (У=200 м3); 6 -система измерения коммерческой нефти (СИКН); 7 - насос нефтяной; 8 - насос сточных вод

4

Структура потерь девонской нефти на УПСВ приведена в табл.5.

Таблица 5 - Структура потерь девонской нефти на УПСВ

Объект исследования Виды потерь нефти, % мас.

Испарение Унос с газом Унос с водой Суммарные потери

УПСВ «Татнефть- Геология» — 0,00024 0,0004 0,00064

6. Исследование технологических потерь девонской нефти на УПН ЗАО «Геология»

Потери девонской нефти на УПН складываются из следующих видов:

- унос капельной нефти потоком газа из сепараторов;

- унос нефти сточными водами.

На УПН девонская нефть поступает с остаточным содержанием пластовой воды 10 %, что составляет 10246,5 т/год = 281 т/сут.

Количество девонской нефти - 281 т/сут.

Потери нефти от уноса потоком газа рассчитываются по формуле (1):

Газовый фактор - 3,5 м3/т.

ПУГ = 0,1 ■ 3,5 ■ 0,0001= 0,000035 % масс.

Потери нефти от уноса сточными водами рассчитываются по формуле (2):

П = 5°,28,м° = 0,0005 % масс

Суммарные 2п8о1тери девонской нефти на

УПН ЗАО «Геология» составляют: 0,000035 +

0,0005 = 0,00535 % масс.

Структура потерь девонской нефти на УПН

приведена в табл.6.

Таблица 6 - Структура потерь девонской нефти на УПН ЗАО «Геология»

Объект исследования Виды потерь нефти, % мас.

Испарение Унос с газом Унос с водой Суммарные потери

Чеканская УПН ЗАО «Геология» — 0,000035 0,00145 0,00018

Суммарные технологические потери нефти на объектах Тумутукского месторождения определяются по формуле (1):

П = 0,000345 + 0,000845 + 0,053 = 0,055 % мас.

Структура-нормативы технологических потерь нефти по видам на объектах Тумутукского месторождения ООО «Татнефть-Геология» приведена в табл.7.

Структура-нормативы технологических потерь нефти на объектах ООО «Татнефть-Геология» приведена в табл.8.

Таблица 7 - Структура-нормативы

технологических потерь нефти по видам на объектах Тумутукского месторождения ООО «Татнефть-Геология»

Таблица 8 - Структура-нормативы

технологических потерь нефти на объектах ООО «Татнефть-Геология»

Месторождение Потери нефти, % мас.

Сборный пункт (СП) УПСВ УПН ЗАО «Геология» Суммарные потери, % масс.

Тумутукское (Д) — 0,00064 0,000535 0,00118

Тумутукское (С) 0,025055 — 0,001835 0,0269

По ООО «Татнефть-Геология» (Д+С) 0,025055 0,00064 0,00237 0,0281

7. Мероприятия для уменьшения технологических потерь нефти на объектах ООО «Татнефть-Геология»

К основным мероприятиям для сокращения технологических потерь нефти относятся:

- увеличение времени пребывания газожидкостной системы в емкостях позволяет достичь четкого разделения системы «газ-жидкость» на газовую и жидкую фазы, в результате чего в потоке газа значительно сокращается не только содержание легких углеводородных фракций нефти, но и капельный унос нефти потоком газа на факел;

- четкая организация работ по учету технологических потерь нефти. позволяет качественно вести процесс учета технологических потерь нефти;

- исключение перевозки продукции скважин в автоцистернах позволяет существенно сократить технологические потери нефти от испарения.

Литература

1. Хамидуллин Ф.Ф. Исследование и выполнение

технологических расчетов нормативов потерь нефти на объектах ООО «Татнефть-Геология». /

Ф.Ф.Хамидуллин, Ф.Ф.Хамидуллина // Отчет. -

Альметьевск. - ООО «Татнефть-Геология». - 2008. - С. 8-45.

2. Хамидуллина Ф.Ф. Методика выполнения расчетов технологических потерь нефти / Ф.Ф. Хамидуллина, Р.Ф. Хамидуллин / «Вестник КГТУ» - 2011. -№ 18. - С. 260.

3. Руководство по проектированию и эксплуатации сепарационных узлов нефтяных месторождений, выбору и компоновке сепарационного оборудования / ИПТЭР.

- Уфа. - РД 39-004-90. - 1990. - С. 5-24.

Месторождение Виды потерь нефти, % мас.

Унос капельной нефти потоком газа Унос нефти сточными водами Испарение нефти Суммарные потери

Тумутукское (Д) 0,000275 0,0009 — 0,00118

Тумутукское (С) 0,00007 0,0018 0,025 0,0269

ОАО «Татнефть-Геология» (Д+С) 0,000345 0,0027 0,025 0,0281

© Ф. Ф. Хамидуллина - асп. каф. химической технологии переработки нефти и газа КНИТУ, [email protected]; Р. Ф. Хамидуллин - д-р техн. наук, проф. той же кафедры; А. А. Газизов - д-р техн. наук, ген. дир. ООО «Нефтехимпроект», [email protected]; Р. Ф. Валиев - сотр. КНИТУ.