CC BY
144
Ф. Ф. Хамидуллина, А. А. Газизов ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ОСТАТОЧНОГО СОДЕРЖАНИЯ ГАЗА В НЕФТИ НА ПОКАЗАНИЯ РАСХОДОМЕРОВ НА ОБЪЕКТАХ СБОРА, ПРИЕМА-СДАЧИ НА ДНС-6А ОАО «ШЕШМАОЙЛ»
Ключевые слова: нефть, газ, пластовая вода, технология, установка, сепаратор, расходомер, поправочный коэффициент.
Исследованиями установлено, что на нефтепромысловых объектах при существующем уровне развития техники и технологических процессов на узлах сдачи и приема нефти расходомеры часто показывают значения с существенными погрешностями. Это связано с тем, что из-за неэффективной работы сепараторов в потоке нефти перед расходомерами остается свободный газ, нарушающий режим работы расходомеров. Для правильного учета количества добываемой нефти к показаниям расходомеров введен поправочный коэффициент.
Keywords: oil, gas, brine water, technology, unit, gas-oil separation plant, flow meter, coefficient of correction.
It was established by researches that on oilfield objects at an existing level of development of techniques and technological processes on delivery-acceptance knots of oil flow meters often show the values with essential errors. It is connected by that because of inefficient work of separators in an oil stream before flow meters there is the free gas breaking an operating mode offlow meters. For the correct account of quantity of extracted oil the coefficient of correction to indications of flow meters is entered.
В Республике Татарстан созданы малые нефтегазодобывающие компании и предприятия по разработке и эксплуатации мелких месторождений и залежей нефти. Эти предприятия созданы с целью ускорения темпов добычи нефти и обеспечения народного хозяйства топливом, энергией и сырьем для нефтепереработки и нефтехимии.
В этих условиях возникает острая проблема взаиморасчета между основными нефтегазодобывающими и вновь созданными малыми предприятиями.
С целью разрешения нормальных отношений между собой по вопросу приема-сдачи продукции нефтяных скважин предприятия организовали узлы коммерческого учета нефти с помощью расходомеров-счетчиков (СИКН) на объектах сбора и приема-сдачи нефти.
Правильное взаимоотношение между предприятиями по приему-сдаче нефти решается в зависимости от соблюдения следующих основных факторов:
- нормальное давление сепарации в сепарацион-ных аппаратах;
- время сепарации газа в сепараторах;
- производительность сепараторов;
- конструкция сепараторов;
- физико-химические свойства продукции скважин;
- температура процесса сепарации;
- эффективное предварительное отделение пластовой воды от нефти;
- остаточное содержание свободного и растворенного в нефти газа;
- объем продукции скважин, поступающей в сепараторы;
- давление после нефтяного насоса в трубопроводе;
- остаточное содержание воды в предварительно обезвоженной нефти;
- остаточное содержание воды, хлористых солей, механических примесей, парафинов, асфальтенов, смол и общей серы в товарной нефти.
Необходимость внедрения расходомеров для коммерческого учета добываемой нефти связана
с производственными и взаиморасчетными отношениями между крупными и мелкими нефтегазодобывающими предприятиями. Когда одно предприятие добывает и сдает нефть через расходомер другому предприятию, а другое предприятие принимает добытую нефть по своим трубопроводам системы сбора и осуществляет обезвоживание и обессоливание нефти на своей установке подготовки продукции скважин, между этими предприятиями часто возникают спорные вопросы.
Некоторые предприятия на своих месторождениях не имеют своей системы приема-сдачи и подготовки нефти. Поэтому у предприятия возникает острая необходимость внедрения коммерческих узлов учета и сдачи нефти. Учет добываемой нефти для каждого нефтегазодобывающего предприятия является экономически необходимой операцией в своей производственной деятельности. Добыча и учет количества нефти - это основная финансовая деятельность нефтегазодобывающих предприятий.
Были выполнены исследования по определению количества свободного и растворенного газа в нефти после нефтяного насоса перед расходомером на ДНС-6А нефтегазодобывающего предприятия ОАО «Шешмаойл» [1,2,3].
Принципиальная технологическая схема сбора продукции скважин на ДНС-6А представлена на рисунке 1.
Продукция скважин из ГЗУ и ГЗНУ поступает в сепаратор. В период исследований рабочее давление в сепараторе составляло 0,01 МПа (изб.), а температура газожидкостной смеси +12°С, температура окружающей среды была равна -2°С.
Отсепарированная нефть насосом при рабочем давлении 0,22 МПа (изб.) через узел учета подается на ДНС-6А. Газ после сепаратора сжигается на факеле.
Целью исследований является определение количественного содержания в нефти после сепараторов свободного и растворенного газа и влияния их на правильность показания расходомеров-счетчиков [6].
КВ—-
Нефть на
КУУН при ДНС-8
Пробоотборник (см. рис.2) состоит из прозрачного
Рис. 1 - Принципиальная технологическая схема сбора продукции скважин на ДНС-6А ОАО «Шешма-ойл»: 1-газосепаратор (У=100 м3); 2-сепаратор (У=7 м3); 3-сепаратор (У=25 м3); 4-отстойник (У=25
м3); 5-отстойник (У=100 м3); 6-отстойник ОГЖФ (У=50 м3); 7-отстойник (У=50 м3); 8-буферная емкость (У=200 м3); 9-газоосушитель; 10-водяная буферная емкость (У=50 м3); 12-нефтяные насосы
Для проведения научно-исследовательских работ необходимо изучить систему сбора продукции скважин и все технологические режимные параметры работы объектов с учетом условий работы сепа-рационных аппаратов для наиболее эффективного отделения газа от нефти.
Для выполнения исследований по определению содержания остаточного свободного и растворенного в нефти газа используется методика и установка, разработанная в институте ТатНИПИ-нефть [6,7].
Принципиальная схема определения остаточного содержания свободного и растворенного газа в нефти после сепараторов перед расходомером представлена на рисунке 2.
Методика предназначена для производственного пользования специалистами нефтегазодобывающих предприятий, научных организаций, в частности, для использования специалистами с целью правильного разрешения взаимоотношений между предприятиями в вопросах сдачи и приема нефти.
Исследование влияния остаточного содержания свободного и растворенного в нефти газа на показания расходомера на узле коммерческого учета нефти выполняются на промысловых объектах сбора и сдачи-приема продукции скважин, оснащенных этими устройствами.
Режимные параметры процессов сепарации на ДНС-6А
Температура газоводонефтяной смеси, Давление сепарации, МПа (изб.) Давление после насоса, МПа (изб.) Объем сепаратора, м3 Время сепарации газа, час
°С
+12
0,01
0,22
200
9,3
Пробы нефти для выполнения исследований отбирались в прозрачные герметичные пробоотборники конструкции института ТатНИПИнефть [6].
стеклянного корпуса 8, уравнительного сосуда 10, игольчатых вентилей 4 и гибкой соединительной трубки 5.
Для уменьшения погрешности показаний расходомеров с целью получения правильных результатов анализов необходимо соблюдать следующие основные условия:
- отбор проб нефти для анализов следует производить из трубопровода после насоса непосредственно перед расходомером;
- продолжительность отбора проб нефти должна значительно перекрывать интервал изменения свойств нефти во времени (не менее 1 часа);
- отбор проб нефти желательно производить в случайное время несколько раз в течение суток (не менее 3-х проб);
- для выполнения анализов должна быть отобрана качественная проба нефти, обеспечивающая достоверные данные по содержанию в нефти свободного газа перед расходомером.
Перед отбором проб нефти из трубопровода для выполнения анализов пробоотборник заполняется балластной жидкостью - пластовой водой или насыщенным раствором воды с поваренной солью. С целью исключения растворения содержащегося газа в воде ее доводят до насыщенного состояния, путем растворения в ней поваренной соли (№С1).
Отбор проб нефти для исследований производят следующим образом. При закрытом вентиле 4 пробоотборника 8 через вентиль 4 с помощью гибкой соединительной трубки 5 после нефтяного насоса 2 перед расходомером 11 производится тщательная продувка всей системы до пробоотборника +12 Затем пробоотбор0д0й 8 через вентиль 4 подключается к нефтепров0о,д2у2 после нефтяного насоса 2 и манометра 3 перед)0200юдомером 11. После этого при открытых вен9ти,л3ях 4 через трубку 5 проба нефти постепенно из нефтепровода вводится в слой минерализованной (пластовой) воды в пробоотборник 8. При этом вода из пробоотборника 8 постепенно сбрасывается в уравнительный сосуд 10. После за-
вершения процесса отбора пробы нефти газожидкостная смесь в пробоотборнике приводится в равновесное состояние путем выдержки отобранной пробы не менее 1 часа. Затем измеряется температура
газожидкостной смеси в пробоотборнике 8 и окру жающего воздуха, а также барометрическое давле ние в атмосфере (в окружающей среде).
Рис. 2 - Принципиальная схема определения остаточного содержания свободного и растворенного газа в нефти после сепараторов перед расходомером 1 - сепаратор нефти; 2 - нефтяной насос; 3 - манометры; 4 - вентили игольчатые, 5 - гибкая труба; 6 - краники; 7 - задвижки; 8 - лабораторный пробоотборник; 9 - термометр; 10 - уравнительный сосуд; 11 - расходомеры
После полного расслоения в пробоотборнике 8 жидкой (вода и нефть) и газовой фаз при снижении давления до атмосферного производится измерение их объемов с учетом диаметра корпуса пробоотборника и высоты каждого из этих фаз. Затем, разделив объем выделившегося из нефти газа на объем нефти, определяется газонасыщенность (газовый фактор нефти в м3/т) перед расходомером. Пробы нефти отбирались при давлении в трубопроводе 0,22 МПа в три пробоотборника с интервалом во времени 1 час.
Исследования показали, что при таком давлении в трубопроводе после насоса перед расходомером 11 объемное содержание свободного газа в потоке нефти незначительное и нестабильное (см. табл. 2 и 5). Часть остаточного газа в нефти после насоса 2 находится в растворенном состоянии. Его количественное содержание после разгазирования определялось в лабораторных условиях и составило: ^раствг = 0,17 м3/т нефти.
Проводились исследования состава, свойств и параметров продукции скважин при выполнении экспериментов [2,3].
Физико-химические свойства нефти на ДНС-6А приведены в табл. 1 [2,4].
Содержания свободного и растворенного газа в нефти приведены в табл.2 [1].
Пробы отбирались на выкиде насоса перед расходомером, где давление в среднем составляет 0,22 МПа, температура равна +12°С. Компонентные составы нефти и газа после разгазирования в лабораторных условиях приведены в табл.3 и табл. 4 [7]. Результаты исследований содержания свободного и растворенного газа в нефти при рабочем технологи-
ческом режиме эксплуатации ДНС-6А приведены в табл.5 [1,2].
Таблица 1- Физико-химические свойства нефти на ДНС-6А
Показатели Значения
Вязкость динамическая при 10°С, мПа-с 173,18
Вязкость динамическая при 20°С, мПа-с 80,85
Плотность при 10°С, кг/м3 926,9
Плотность при 20°С, кг/м3 920,6
Содержание серы, % масс.:
проба 1 2,118
проба 2 2,019
проба 3 1,894
Среднее значение 2,010
Содержание воды, % масс. 7,0
Содержание хлористых солей, мг/л 91253,0
Таблица 2 - Содержания свободного и растворенного газа в нефти
Параметры Пробы 1 1 2 | 3 Средние значения
Точка отбора Перед расходомером
Температура нефти, °С 12
Объем нефти в пробоотбор- 3 нике, см 1201,0
Плотность нефти при 10оС, кг/м3 926,7 926,9 926,9 926,9
Остаточное содержание свободного газа в нефти, см3 565,4 0,0 453,5 339,6
Количество растворенного в нефти газа, см3 215,0 170,0 193,0 192,0
Остаточное содержание растворенного в нефти газа, м3/т 0,19 0,15 0,17 0,17
Таблица 3 - Компонентный разгазирования нефти
состав газа после
Состав газа, % моль Пробы Среднее значение
1 2 3
СО2 2,04 2,02 2,02 2,03
N2 14,29 14,27 14,28 14,28
С! 16,95 16,94 16,94 16,94
С2 16,46 16,46 16,46 16,46
С3 18,89 18,88 18,88 18,88
изо-С4 7,73 7,77 7,75 7,75
н-С4 10,67 10,67 10,68 10,67
изо-С5 5,74 5,76 5,74 5,75
н-С5 4,10 4,10 4,12 4,11
Сб 2,70 2,70 2,70 2,70
С7+высш 0,43 0,43 0,43 0,43
Плотность газа при 20°С, кг/м3 1,7475 1,7472 1,7442 1,7463
Таблица 4 - Компонентный состав нефти после разгазирования
Состав газа, % моль Пробы Среднее значение
1 2 3
С2 0,05 0,05 0,05 0,05
С3 0,33 0,31 0,32 0,32
изо-С4 0,16 0,16 0,16 0,16
н-С4 0,50 0,44 0,48 0,47
изо-С5 0,44 0,43 0,43 0,43
н-С5 0,45 0,40 0,42 0,43
С6+высш 98,07 98,21 98,15 98,14
Плотность нефти при 20°С, кг/м3 920,6 920,8 920,4 920,6
Таблица 5 - Результаты исследований содержания свободного и растворенного газа в нефти при рабочем технологическом режиме эксплуатации ДНС-6А
Объект Давление сепарации, МПа (изб.) Время сепарации, час Давление на выкиде нефтяного насоса, МПа (изб.) Количество растворенно- го газа в нефти, м3/т Остаточное содержание свободного газа в нефти перед расходо-3/ мером, м /т
0,001 9,0 0,22 0,19 0,5
ДНС-6А 0,001 9,4 0,21 0,15 отс.
0,001 9,2 0,23 0,17 0,4
Среднее значение 0,001 9,3 0,22 0,17 0,3
По результатам исследований определяется объемный коэффициент Кі, характеризующий объемное содержание газа в нефти.
Объемный коэффициент Кі определяется по формуле:
V газ. н.
V (1) разг.н.
Кі =
где Угаз.н. - объем газированной пробы нефти до отделения от нее газа в пробоотборнике, см3;
^разг.н. - объем разгазированной пробы нефти в пробоотборнике после отделения газа от нефти при атмосферном давлении, см3.
Коэффициент К! всегда больше 1.
Для учета количества нефти, поступающей после технологических аппаратов через расходомер [5], используется поправочный коэффициент к показаниям расходомеров К2, который определяется по результатам лабораторных исследований по формуле:
V
разг.н.
V
(2)
газ. н.
Коэффициент К2, как правило, меньше 1. Коэффициент К2 для расходомера на ДНС-6А (ООО УК «Шешмаойл») составляет 0,9. Это значение коэффициента необходимо периодически определять.
Практически на промысловых объектах количество сдаваемой разгазированной нефти Уразгн. определяется умножением количества газированной нефти с остаточным содержанием свободного газа по показаниям расходомера на коэффициент К2:
^разг.н. _ Чаз.н.' К2 (3)
При отсутствии свободного газа в потоке нефти после нефтяного насоса перед расходомером наличие только растворенного газа в потоке нефти на правильность показания расходомера по количеству сдаваемой нефти практического влияния не оказывает [4,5].
При сдаче и приеме нефти необходимо учитывать содержание в ней пластовой воды, хлористых солей и механических примесей, парафина, асфальтенов, смол и общей серы.
Для определения состава газа, растворенного в нефти, и состава нефти целесообразно проводить хроматографический анализ содержания различных компонентов [7]. Это позволяет судить о том, какие же компоненты углеводородного состава газа в растворенном виде остались в нефти (легкие или тяжелые компоненты).
Также необходимо выполнить исследование физико-химических свойств продукции нефтяных скважин (плотность, вязкость, обводненность, минерализация, содержание механических примесей, парафинов, смол, асфальтенов и общей серы) перед расходомером, которые необходимы для выполнения технологических расчетов.
Таким образом, выполненные на ДНС-6А исследования показали, что в системе сбора продукции скважин в зависимости от работы сепараторов в потоке нефти перед расходомером остаточное содержание свободного и растворенного газа нестабильное.
В системе сбора продукции скважин, во многих случаях из-за недостаточно эффективной работы сепараторов, перед расходомерами в потоке нефти содержится определенное количество свободного газа. В этих случаях есть необходимость периодического определения поправочного коэффициента К2 для показаний расходомеров.
Результаты выполненных исследований показали, что в товарной нефти перед расходомерами системы измерения коммерческой нефти (СИКН)
К2 =
свободный газ отсутствует, а оставшийся в нефти газ находится полностью в растворенном состоянии при эффективной работе всех технологических аппаратов в системе сбора, подготовки и транспортировки добываемой продукции нефтяных скважин.
На основании выполненных научных исследований, лабораторных анализов и техникоэкономического обоснования эффективности внедрения узлов учета продукции скважин и влияния остаточного свободного и растворенного в нефти газа после сепараторов перед расходомером на промысловых объектах сбора и выполнения операций по приему-сдаче нефти между нефтедобывающими предприятиями можно сделать следующие основные рекомендации [8]:
- технологический режим работы сепараторов должен соответствовать проектным решениям и обеспечивать эффективное отделение газа от нефти;
- после сепараторов в нефти свободный газ должен отсутствовать;
- нефтяные насосы на выкиде после сепараторов перед расходомером в трубопроводе должны обеспечивать хорошее перемешивание продукции скважин за счет создания для этого необходимого давления (напора) и режима движения;
- для выполнения исследований и получения правильных результатов надо обеспечивать отбор качественных и представительных проб нефти после нефтяного насоса перед расходомером при обычных технологических режимных параметрах работы объекта;
- для выполнения исследований необходимо отобрать пробы нефти в герметичные пробоотборники в количестве не менее 3-х с интервалом во времени не менее 1 часа при откачке нефти насосом из сепараторов через расходомер;
- компонентный состав нефти и газа должен определяться методом хроматографии;
- из отобранной пробы нефти растворенный газ может выделиться только при снижении давления в пробоотборнике до атмосферного;
- расходомер перед монтажом должен пройти ревизию, быть проверен, испытан на работоспособность и должен соответствовать требованиям международных стандартов;
- в соответствии с реализацией проектных решений на коммерческом узле учета количества нефти (СИКН) должны быть установлены два расходомера: один - рабочий, второй - резервный.
Литература
1. Метод определения содержания в нефти растворенного газа. / ТатНИПИнефть. - Бугульма. - 1989. - С. 6-14.
2. Ф.Ф.Хамидуллин. Физико-химические свойства и составы пластовых нефтей при дифференциальном разга-зировании на месторождениях Республики Татарстан. Справочник / Ф.Ф.Хамидуллин, И.И.Амирханов, Р.А.Шаймарданов // Мастер Лайн. - Казань. - 2000. - С. 8-344.
3. Хамидуллина Ф.Ф. Исследование и выполнение техно-
логических расчетов нормативов потерь нефти и газа на объектах ОАО «Шешмаойл». / Ф.Ф.Хамидуллина,
Ф.Ф.Хамидуллин, М.Ф.Хамидуллин // Отчет. - ООО УК «Шешмаойл». - Альметьевск. - 2008. - С. 6-33.
4. Нефть, поставляемая для экспорта. Технические условия. ТУ 39-1623-93.
5. Нефть. Общие технические условия. Государственный стандарт Российской Федерации / ГОСТ Р 51858-2002 //
- М.; - С. 47.
6. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб / ГОСТ 2517-85 // - 1985. - С. 25.
7. Нефть. Метод определения углеводородов СГС6 методом газовой хроматографии / ГОСТ 13379-82 // - М. -1982. - С. 13.
8. Методические указания по определению уноса нефти потоком газа из аппаратов. / ИПТЭР. - Уфа. - РД 39-161-78. - 1978. - С. 10-22.
© Ф. Ф. Хамидуллина - асп. каф. химической технологии переработки нефти и газа КНИТУ, !ап>3а far@mail.ru; А. А. Газизов - д-р техн. наук, ген. дир. ООО «Нефтехимпроект», gaidar5@yandex.ru.
