Исследование технологических потерь нефти на объектах месторождений ООО «Карбон-Ойл» Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕДОБЫЧИ, НЕФТЕХИМИИ, НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ И ПРИМЕНЕНИЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ

УДК 622.276.8

Ф. Ф. Хамидуллина, Р. Ф. Хамидуллин

ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ НА ОБЪЕКТАХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ООО «КАРБОН-ОЙЛ»

Ключевые слова: нефть, газ, потери нефти, технологические расчеты.

Установлено, что на промысловых объектах в системе сбора, подготовки и транспорта продукции скважин происходят технологические потери нефти. Проведены исследования и выполнены расчеты технологических потерь нефти на объектах ООО «Карбон-Ойл» и от испарения в автоцистернах при наливно-сливных операциях. Определены нормативы технологических потерь нефти, необходимые для рационального учета фактического количества добываемой нефти. Величины технологических потерь нефти учитываются при расчетах валовой добычи нефти и установлении платежей за пользование недрами.

Keywords: oil, gas, oil losses, technological calculations.

It was established that trade objects in system of gathering, treatment and transportation of extracted well products technological losses of oil take place. Researches and technological calculations of oil losses on the objects of "Kar-bon-Oil" LTD with evaporation during filling in and blowing off processes in truck tankers are executed. Specifications of technological oil losses, necessary for the rational account of actual quantity of extracted oil are defined. The value of technological losses of oil is used in calculations of gross output of oil and an establishment of payments for using bowels.

При существующей системе добычи, сбора, подготовки и транспорта продукции скважин на объектах ООО «Карбон-Ойл», как и на объектах других нефтегазодобывающих предприятий, неизбежны потери нефти. Это обусловлено существующей техникой и технологией на современном уровне развития.

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

Среди важнейших проблем, особенно, актуальна проблема исследования и снижения технологических потерь углеводородов. Потери нефти - это часть добытого, неиспользованного в народном хозяйстве ценного энергетического сырья. Кроме того, потери углеводородов зачастую становятся причиной загрязнения окружающей среды.

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

Технологические потери нефти определяются в соответствии с методикой [1,5].

Принципиальная технологическая схема сбора продукции скважин ООО «Карбон-Ойл» приведена на рис. 1.

Газожидкостная смесь Некрасовского месторождения в количестве 25000 т/год со скважин (27

шт.) со средней обводненностью 9,1 % и газосодержа-нием 4,0 м3/т поступает на сборные пункты СП-1 и СП-2, которые оборудованы сепарационными емкостями объемами по 63 м3 (2 шт.) и 100 м3 (2 шт.). Газ после сепарации поступает на свечу рассеивания, а нефть автоцистернами объемом У=23 м3 (1088 раз в год) вывозится на УПН ОАО «Кондурчанефть».

Газожидкостная смесь Мальцевского месторождения в количестве 10385 т/год со скважин (14 шт.) со средней обводненностью 11,5 % и газосо-держанием 2,8 м3/т поступает в емкость БЕ-1объемом 63 м3 (1 шт.) на сборном пункте СП-3. Газ после сепарации используется в печи для нагрева нефти, а нефть автоцистернами объемом У=23 м3 (452 раза в год) вывозится на УПН ОАО «Кондурчанефть».

Газожидкостная смесь Николаевского месторождения в количестве 1200 т/год со скважины (1 шт.) со средней обводненностью 21,7 % и газосодержанием

2,1 м3/т поступает в емкость БЕ-2 объемом 63 м3 (1 шт.) на сборном пункте СП-3. Газ после сепарации используется в печи для нагрева нефти, а нефть автоцистернами объемом У=23 м3 вывозится (53 раза в год) на УПН ОАО «Кондурчанефть».

Газожидкостная смесь Ермаковского месторождения в количестве 1598 т/год со скважин (4 шт.) со средней обводненностью 12,2 % и газосодержанием

2,9 м3/т поступает в приемную емкость объемом У=60 м3 на СП «Ермаковский». После сепарации поступает на свечу рассеивания, а нефть по мере накопления вывозится автоцистернами объемом У=23 м3 (70 раз в год) на УПН ОАО «Кондурчанефть».

Рис. 1 - Принципиальная технологическая схема сбора продукции скважин ООО «Карбон-Ойл»

Газожидкостная смесь Максимкинского месторождения в количестве 2195 т/год со скважин (2 шт.) со средней обводненностью 8,5 % и газосодержа-нием 4,5 м /т поступает в приемную емкость объемом У = 20 м3 на СП «Максимкинский». Газ после сепарации поступает на свечу рассеивания, а нефть по мере накопления вывозится автоцистернами объемом У=23 м (96 раз в год) на УПН ОАО «Кондурчанефть».

Газожидкостная смесь Фомкинского месторождения в количестве 600 т/год со скважин (2 шт.) со средней обводненностью 24,6 % и газосодержанием

5,8 м3/т поступает в приемную емкость объемом У=63 м3 сборного пункта СП-645. Газ после сепарации поступает на свечу рассеивания, а нефть по мере накопления вывозится автоцистернами объемом У=23 м3 (27 раз в год) на УПН ОАО «Кондурчанефть».

Исходные данные для расчета технологических потерь нефти и газа приведены в табл.1.

Физико-химические свойства продукции

скважин ООО «Карбон-Ойл» приведены в табл.2.

Газожидкостная смесь Некрасовского месторождения в количестве 23300 т/год со скважин (24 шт.) со средней обводненностью 10,0 % и газосодер-жанием 4,0 м3/т поступает на сборный пункт СП-1, который оборудован сепарационными емкостями объ-

33

емами по 63 м (2 шт.) и 100 м (2 шт.). Газ после сепарации поступает на свечу рассеивания, а нефть автоцистернами объемом У=23 м3 (1088 раз в год) вывозится на УПН ОАО «Кондурчанефть».

Газожидкостная смесь Мальцевского месторождения в количестве 10900 т/год со скважин (13 шт.) со средней обводненностью 12,0 % и газосодер-жанием 2,8 м3/т поступает в емкость БЕ-1 объемом 63 м3 (1 шт.) на сборном пункте СП-3. Газ после сепарации используется в печи для нагрева нефти, а нефть автоцистернами объемом У=23 м (452 раза в год) вывозится на УПН ОАО «Кондурчанефть».

Газожидкостная смесь Николаевского месторождения в количестве 1200 т/год со скважины (1 шт.) со средней обводненностью 25,0 % и газосодержанием

2,1 м3/т поступает в емкость БЕ-2 объемом 63 м3 (1 шт.) на сборном пункте СП-3.

Газ после сепарации используется в печи для нагрева нефти, а нефть автоцистернами объемом У=23 м3 вывозится (53 раза в год) на УПН ОАО «Кондурчанефть».

Газожидкостная смесь Ермаковского месторождения в количестве 1600 т/год со скважин (4 шт.) со средней обводненностью 14,0 % и газосодержанием

2,9 м3/т поступает в приемную емкость объемом У=60 м3. Газ после сепарации поступает на свечу рассеивания, а нефть по мере накопления вывозится автоцистернами объемом У=23 м3 (70 раз в год) на УПН ОАО «Кондурчанефть».

Газожидкостная смесь Максимкинского месторождения в количестве 2195 т/год со скважин (2 шт.) со средней обводненностью 8,5 % и газосодер-жанием 4,5 м3/т поступает в приемную емкость объемом У=20 м3. Газ после сепарации поступает на свечу рассеивания, а нефть по мере накопления вывозится автоцистернами объемом У=23 м3 (96 раз в год) на УПН ОАО «Кондурчанефть».

Газожидкостная смесь Фомкинского месторождения в количестве 600 т/год со скважин (2 шт.) со средней обводненностью 24,6 % и газосодержанием

5,8 м3/т поступает в приемную емкость объемом У=63 м сборного пункта СП-645. Газ после сепарации поступает на свечу рассеивания, а нефть по мере накопления вывозится автоцистернами объемом У=23 м3 (27 раз в год) на УПН ОАО «Кондурчанефть».

Анализ технологической схемы сбора продукции скважин исследуемых месторождений показал,

что они содержат следующие объекты-источники потерь нефти:

- сборные пункты (унос капельной нефти потоком газа на свечу рассеивания);

- автоцистерны (испарение нефти при наливно-сливных операциях).Исходные данные для расчета технологических потерь нефти и газа приведены в табл.1.Физико-химические свойства продукции скважин ООО «Карбон-Ойл» приведены в табл.2.

Таблица 1 - Исходные данные для расчета технологических потерь нефти и газа на месторождениях ООО «Карбон-Ойл»

Таблица 2 - Физико-химические свойства продукции скважин ООО «Карбон-Ойл»

На сборных пунктах ООО «Карбон-Ойл» имеют место потери нефти от уноса с газом и от испарения в автоцистернах при наливно-сливных операциях.

СП-1 Некрасовского месторождения

Унос с газом

В соответствии с методикой (раздел 2 отчета) «Руководство по проектированию и эксплуатации сепарационных узлов нефтяных месторождений, выбору и компоновке сепарационного оборудования количество уносимой нефти при нагрузке, близкой к паспортной, не должно превышать 0,1 г/м [3,4]. Газовый фактор 4,0 м3/т.

Количество нефти - 7500 т/год =8021,4 м3/год.

Потери нефти от уноса потоком газа на свечу рассеивания рассчитывались по формуле [1].

ПУГ = q • Г • 10_4 , % мас. (1),

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

Г - газовый фактор нефти, м3/т.

_4

ПУГ = 0,1 • 4,0 • 10 4 = 0,00004 % масс. Масса потерянной нефти от уноса потоком газа на свечу рассеивания рассчитывались по формуле

[1].

МУГ = т • Пуг/100 %, т/год ,т/год (2)

Муг = 7500 • 0,00004/100 = 0,003 т/год. Потери нефти от испарения в автоцистернах при наливно-сливных операциях на Некрасовском месторождении рассчитывались по формулам [1,2].

Пнц = V-! .—^р38!' Рп(0)' ' К3 • К4 • 10_3 (3),

ра

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

УН - объем наливаемой нефти, т/год;

КН - коэффициент, учитывающий условия налива в цистерну (0,56);

Рэ(38) - давление насыщенных паров нефти по ГОСТ 175б-2000 (при 1 = 38°С до 200 мм. рт. ст.);

Ра - давление газового пространства в атмосферных резервуарах принимается равным атмосферному давлению, (760 мм. рт. ст);

рп(0) - плотность паров нефти в газовом пространстве резервуаров при нормальных условиях(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 рассчитываются по формуле:

Псц = Ксл-П-у , % , (4)

где КсЛ - поправочный коэффициент (0,12).

170 _3

П = 8021,4------1,6-0,56-1,18-0,877-10 3 = 1,6637 т/год.

-Ц 760

ПСЦ = 1,6637-0,12 = 0,1996 т/год.

Потери нефти от испарения в автоцистернах при наливно-сливных операциях на Некрасовском месторождении составят:

1,6637 + 0,1996 = 1,8633 т/год, или 1,8633 -100 /7500,0 = 0,0248 % масс. от количества перевозимой нефти.

Суммарные потери нефти на СП-1 составят: 0,003 + 1,8633 = 1,8663 т/год или 0,0249 % масс.

СП-2 Некрасовского месторождения Газовый фактор - 4,0 м3/т.

Количество нефти - 17 500,0 т/год = 18716,6 м3/год. Количество емкостей - 3 шт.

Потери нефти от уноса потоком газа на свечу рассеивания рассчитывались по формулам (1) и (2):

Пуг = 0,1 ■ 4,0 10'4 = 0,00012 % масс.

Муг = 17 500,0 ■ 0,00012 / 100 = 0,021 т/год.

Месторожде- ния Добы- ча нефти, т/год Газо- вый фак- тор, м3/т Обводнен-ность, % мас. Кол- во сква жин, шт. СП

Некрасовское 25 000 4 9,1 27 СП-1, СП-2

Мальцевское 10 385 2,8 11,5 14 СП-3 (БЕ-1)

Николаевское 1 200 2,1 21,7 1 СП-3 (БЕ-2)

Ермаковское 1 598 2,9 12,2 4 СП «Ермаковский»

Максимкин- ское 2 195 4,5 8,5 2 СП «Максим-кин-ский»

Фомкинское 600 5,8 24,6 2 СП-645

ООО «Карбон-Ойл» 40 978 3,7 10,5 50

Месторо- ждения Сырьевая нефть

Показатели

Плот- ность, кг/м3 Вяз- кость, мПа-С Обвод вод-нен-ность, % мас. Пара фи- ны, % мас. Ас- фаль- тены, % мас. Смо лы, % мас. Се- ра, % мас. Меха ха- ниче- ские при- ме- си,% мас.

Кереметьевское месторождение

Некрасов- ское 935,0 286 9 3 7,6 15,7 4,2 0,3

Мальцевско 940,0 391 11 2,8 7,4 14,9 4,2 0,9

Николаев- ское 934,0 285 17 2,2 8,8 16,3 4,2 0,6

Ермаковско 948,0 1063 7 2,4 8,1 16,4 4,4 0,4

Максимкин ское 930,0 391 1 2,2 8,6 18 3,9 0,1

Фомкинское 932,0 311 28 1,8 8,1 15,2 3,8 0,2

Потери нефти от испарения в автоцистернах при наливно-сливных операциях рассчитывались по формулам (3) и (4):

170 _3

ПНЦ = 18716,6-1,6•0,56•1,18•0,877•10 3 = 3,8820т/год.

НЦ 760

ПСЦ = 3,8820 0,12 = 0,4658 т/год.

Потери нефти от испарения в автоцистернах при наливно-сливных операциях составят:

3,8820 + 0,4658 = 4,3478 т/год. или 4,3478 • 100 / 17 500,0 = 0,0248 % масс. от количества перевозимой нефти.

Суммарные потери нефти на СП-2 составят: 0,021 + 4,3478 = 4,3688 т/год или 0,0249 % масс.

СП-3 Мальцевского месторождения, БЕ-1 Газовый фактор 2,8 м3/т.

Количество нефти - 10385,0 т/год = 11047,9 м3/год.

Потери нефти от уноса потоком газа на свечу рассеивания рассчитывались по формулам (1) и (2):

Пуг = 0,1 • 2,8 • 10 4 = 0,000028 % масс.

Муг = 10385,0 •0,000028/1 00 = 0,00291 т/год.

Потери нефти от испарения в автоцистернах при наливно-сливных операциях рассчитывались по формулам (3) и (4):

170 _з

ПНЦ = 11047,9 •-• 1,6 • 0,56 • 1,18 • 0,877 • 10 3 = 2,2914 т/год

НЦ 760

ПСЦ = 2,2914 0,12 = 0,2749 т/год.

Потери нефти от испарения в автоцистернах при наливно-сливных операциях на Мальцевском месторождении составят:

2,2914 + 0,2749 = 2,5663 т/год или 0,0247 % масс. от объема перевозимой нефти.

Суммарные потери нефти на СП-3 составят: 0,00291 + 2,5663=2,5692 т/год или 0,0247 % масс.

СП-3 Николаевского месторождения, БЕ-2 Газовый фактор 2,1 м3/т.

Количество нефти - 1200 т/год = 1284,8 м3/год.

Потери нефти от уноса потоком газа на свечу рассеивания рассчитывались по формулам (1) и (2):

ПУГ = 0,1 - 2,1-10“

Муг = 1200 • 0,000021/1 00 = 0,00025 т/год.

Потери нефти от испарения в автоцистернах при наливно-сливных операциях рассчитывались по формулам (3) и (4):

170 _3

ПНЦ = 1284,8-1,6 • 0,56 • 1,18 • 0,877 • 10 3 = 0,2665 т/год.

НЦ 760

ПСЦ = 0,2665 • 0,12 = 0,032 т/год.

Потери нефти от испарения в автоцистернах при наливно-сливных на Николаевском месторождении составят:

0,2665 + 0,032 = 0,2985 т/год или 0,0248 % масс. от объема перевозимой нефти.

Суммарные потери нефти на СП-3 составят: 0,00024 + 0,2985 = 0,2987 т/год или 0,0249 % масс.

СП «Ермаковский» Ермаковского месторождения

Газовый фактор 2,9 м3/т.

ПУГ = 0,1-2,9 -10

Муг = 1598,0 • 0,000029/1 00 = 0,00046 т/год. Количе-

3

ство нефти - 1598 т/год = 1685,7 м /год.

Потери нефти от уноса потоком газа на свечу рассеивания рассчитывались по формулам (1) и (2):

Потери нефти от испарения в автоцистернах при наливно-сливных операциях рассчитывались по формулам (3) и (4):

170

-3

ПНЦ = 1685,7- — -1,6 - 0,56-1,18 - 0,877-10 ^ = 0,3496 т/год

760

ПСЦ = 0,3496 - 0,12 = 0,0420 т/год.

Потери нефти от испарения в автоцистернах при наливно-сливных операциях на Ермаковском месторождении составят:

0,3496 + 0,0420 = 0,3916 т/год или 0,0245 % масс. от объема перевозимой нефти.

Суммарные потери нефти на СП «Ермаков-ский» Ермаковского месторождения составят:

0,00046 + 0,3916 = 0,3921 т/год или 0,0245 % масс.

СП-645 Фомкинского месторождения Газовый фактор 5,8 м3/т.

Количество нефти - 600,0 т/год = 643,8 м3/год.

Потери нефти от уноса потоком газа на свечу рассеивания газом рассчитывались по формулам (1)и

(2):

-4

ПУГ = 0,1 - 5,8 -10 4 = 0,000058 % масс.

МУГ = 600,0 - 0,000058/1 00 = 0,00035 т/год.

Потери нефти от испарения в автоцистернах при наливно-сливных операциях рассчитывались по формулам (3) и (4):

170 -з

ПНМ = 643,8-----1,6- 0,56-1,18- 0,87710 3 = 0,1335т/год.

НЦ 760

ПСЦ = 0,1335 - 0,12 = 0,016 т/год.

Потери нефти от испарения в автоцистернах при наливно-сливных операциях на Фомкинском месторождении составят:

0,1335 + 0,016 = 0,1495 т/год или 0,0249 % масс. от объема перевозимой нефти.

Суммарные потери нефти на СП-645 месторождения составят:

0,00035 + 0,1495 = 0,1499 т/год или 0,025 % масс.

СП «Максимкинский» Максимкинского месторождения Газовый фактор 4,5 м3/т.

Количество нефти - 2195 т/год = 2360,2 м3/год.

Потери нефти от уноса потоком газа на свечу рассеивания рассчитывались по формулам (1) и (2):

ПУГ = 0,1-4,5 -10

-4

0,000045 % масс.

= 0,000029 % масс.

МУГ = 2195,0 - 0,000045/1 00 = 0,0099 т/год.

Потери нефти от испарения в автоцистернах при наливно-сливных операциях рассчитывались по формулам (5) и (6):

160 -3

ПНМ = 2360,2-1,6 - 0,56 -1,18 - 0,877 -10 3 = 0,461 т/год.

НМ 760

ПСЦ = 0,461 - 0,12 = 0,0553 т/год.

Потери нефти от испарения в автоцистернах при наливно-сливных операциях на Максимкинском месторождении составят:

4

0,461 + 0,0553 = 0,5163т/год или 0,0235 % масс. от объема перевозимой нефти.

Суммарные потери нефти на СП «Максим-кинский» Максимкинского месторождения составят:

0,00099 + 0,5163 = 0,5164 т/год или 0,0236 % масс.

Структура технологических потерь нефти на собственных сборных пунктах ООО «Карбон-Ойл» и от испарения в автоцистернах приведена в табл. 3.

Таблица 3 - Структура технологических потерь нефти на собственных сборных пунктах ООО «Карбон-Ойл» и от испарения в автоцистернах

Таким образом, по результатам исследований определены источники, виды и величины технологических потерь нефти на объектах месторождений ООО «Карбон-Ойл». Разработаны нормативы технологических потерь нефти для нефтегазодобывающего

предприятия ООО «Карбон-Ойл» по усовершенствованной методике.

Нормативы технологических потерь нефти используются в расчетах валовой добычи нефти, а так же при установлении платежей за использование природными недрами.

Литература

1.Хамидуллина Ф. Ф. Методика выполнения расчетов технологических потерь нефти./ Хамидуллина Ф.Ф., Хамидул-лин Р.Ф. // Вестник Казан. технол. ун-та. - 2011, -Т. 14, -№ 18. - С. 265.

2.Методические указания по расчету выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от объектов ПО «Татнефть»/ Стандарт предприятия // Казань. - 1992. - С. 107.

3.Метод определения потерь нефти и газа от уноса потоком газа из сепараторов. ТатНИПИнефть, - г. Бугульма. -1983. - С. 9-23.

4. Руководство по проектированию и эксплуатации сепара-ционных узлов нефтяных месторождений, выбору и компоновке сепарационного оборудования / ИПТЭР. - Уфа. -РД 39-004-90. - 1990. - С. 5-24.

5.Хамидуллина Ф.Ф. Исследование и выполнение техноло-

гических расчетов нормативов потерь нефти на объектах ООО «Карбон-Ойл». / Ф.Ф.Хамидуллина,

Ф.Ф.Хамидуллин // Отчет. - Альметьевск. - 2011. -С. 8-38.

Потери нефти

Сборный пункт Автоцистерны Суммарные

Месторождение Унос капельной нефти с газом Испарение нефти потери нефти

% мас. т/год % мас. т/год % мас. т/год

Некрасовское (СП-1) 0,00004 0,003 0,0248 1,8633 0,0249 1,8663

Некрасовское (СП-2) 0,00012 0,021 0,0248 4,3478 0,0249 4,3688

Мальцевское 0,000028 0,00291 0,0247 2,5663 0,0247 2,5692

Николаевское 0,000021 0,00025 0,0248 0,2985 0,0249 0,2990

Ермаковское 0,000029 0,00046 0,0245 0,3916 0,0245 0,3921

Максимкинское 0,000045 0,00099 0,0235 0,5163 0,0236 0,5173

Фомкинское ООО «Карбон- 0,000058 0,00035 0,0249 0,1495 0,0250 0,1499

Ойл» (среднее значение) 0,000049 0,02896 0,0246 10,0930 0,0247 10,122

© 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.