Расчеты и разработка диаграммы зависимости количества добываемой нефти от различных примесей и факторов на месторождениях ООО «Карбон-Ойл»

Хамидуллина Ф. Ф.; Хамидуллин Р. Ф.

УДК 622.276.8

Ф. Ф. Хамидуллина, Р. Ф. Хамидуллин РАСЧЕТЫ И РАЗРАБОТКА ДИАГРАММЫ ЗАВИСИМОСТИ КОЛИЧЕСТВА

ДОБЫВАЕМОЙ НЕФТИ ОТ РАЗЛИЧНЫХ ПРИМЕСЕЙ И ФАКТОРОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ООО «КАРБОН-ОЙЛ»

Ключевые слова: нефть, природные примеси, потери нефти, диаграмма, технологические и экономические

факторы, расчеты.

Приведена технологическая схема добычи сбора, подготовки и транспорта продукции скважин и исходные данные технологических параметров добываемой нефти на месторождениях ООО «Карбон-Ойл». Выполнены технологические расчеты потерь нефти на объектах. Разработана диаграмма зависимости количества добываемой нефти от различных природных примесей и технологических и экономических факторов.

Keywords: оіі, natural impurities, oil losses, diagram, technological and economical factors.

The technological scheme of extraction gathering, treatment and transportation of well production and technological parameters initial data of extracted oil on "Karbon-Oil" Ltd. deposits is given. Technological calculations of oil losses on the objects are executed. The diagram of extracted oil quantity dependence upon different natural impurities, technological and business factors is formed.

Нефтегазодобывающие предприятие ООО «Карбон-Ойл» осуществляет добычу продукции скважин на Некрасовском, Мальцевском, Николаевском, Ермаковском, Максимкинском и Фомкинском месторождениях [1,4].

Газожидкостная смесь Некрасовского месторождения со средней обводненностью 10 % и газосодержанием 4,0 мЗ/т поступает на сборные пункты СП-1 и СП-2, которые оборудованы сепарационными емкостями объемами по 63 м3. Газ после сепарации поступает на свечу рассеивания, а нефть автоцистернами объемом V=23 м3 (3 раза в сутки) вывозится на УПН ОАО «Кондурчанефть». После сепарации и сброса воды нефть через УПСВ-2 «Бурейка» НГДУ «Нурлатнефть» поступает для подготовки на УПВСН «Андреевка» НГДУ «Нурлатнефть». После подготовки товарная нефть поступает на ДНС-5 «Чумачка».

Газожидкостная смесь Мальцевского месторождения со средней обводненностью 12,0 % и газосодержанием 2,8 м3/т поступает в емкость БЕ-1 на сборном пункте СП-3. Газ после сепарации используется в печи для нагрева нефти, а нефть автоцистернами объемом V=23 м3 (3 раза в сутки) вывозится на УПН ОАО «Кондурчанефть». После сепарации и сбора воды нефть через УПСВ-2 «Бурейка» НГДУ «Нурлатнефть» поступает на подготовку на УПВСН «Андреевка» НГДУ «Нурлатнефть». После подготовки товарная нефть поступает на ДНС-5 «Чумачка».

Газожидкостная смесь Николаевского месторождения со средней обводненностью 25,0 % и газосодержанием 2,1 м3/т поступает в емкость БЕ-2 на сборном пункте СП-3. Газ после сепарации используется на печи для нагрева нефти, а нефть автоцистернами объемом V=23 м3 вывозится (1 раз в неделю) на УПН ОАО «Кондурчанефть». После сепарации и сброса воды нефть через УПСВ-2 «Бурейка» НГДУ «Нурлатнефть» поступает для подготовки на УПВСН «Андреевка». После подготовки товарная нефть поступает на ДНС-5 «Чумачка».

Газожидкостная смесь Ермаковского месторождения со средней обводненностью 14,0 % и газосодержанием 2,9 м3/т поступает в приемную емкость объемом V=60 м3. Газ после сепарации поступает на свечу рассеивания, а нефть по мере накопления вывозится автоцистернами на УПН ОАО «Кондурчанефть». После дополнительной сепарации и сброса воды нефть через УПСВ-2 «Бурейка» НГДУ «Нурлатнефть» поступает для подготовки на УПВСН «Андреевка» НГДУ «Нурлатнефть».

Газожидкостная смесь Максимкинского месторождения со средней обводненностью б,4 % и газосодержанием 4,5 м3/т поступает в приемную емкость объемом V=20 мЗ. Газ после сепарации поступает на свечу рассеивания, а нефть по мере накопления вывозится автоцистернами объемом V=23 м3 на УПН ОАО «Кондурчанефть». После сепарации и сбора воды нефть через УПСВ-2 «Бурейка» НГДУ «Нурлатнефть» поступает для подготовки на УПВСН «Андреевка».

Газожидкостная смесь Фомкинского месторождения со средней обводненностью 35,0 % и газосодержанием 5,8 мЗ/т поступает в приемную емкость объемом V=63 мЗ сборного пункта № б45. Газ после сепарации поступает на свечу рассеивания, а нефть по мере накопления вывозится автоцистернами объемом V=23 м3 на УПН ОАО «Кондурчанефть» [1].

После сепарации и сброса воды нефть через УПСВ-2 «Бурейка» подается для подготовки на УПВСН «Андреевка». Анализ технологической схемы сбора продукции скважин исследуемых месторождений показал, что они содержат следующие объекты источники потерь нефти:

1) сборные пункты: унос капельной нефти потоком газа, испарение нефти в автоцистернах при сливо-наливных операциях;

2) УПН «Кондурчанефть»: унос капельной нефти потоком газа, унос нефти сточной

водой;

3) УПСВ-2 «Бурейка»: унос капельной нефти потоком газа, унос нефти сточной водой;

4) УПВСН «Андреевка»: унос капельной нефти потоком газа, унос нефти сточной водой, испарение нефти из резервуаров [1].

Физико-химические свойства продукции скважин на месторождениях ООО «Карбон-Ойл» приведены в табл. 1.

Таблица І - Физико-химические свойства продукции скважин на месторождениях ООО «Карбон-Ойл»

Месторождение Сырая нефть

Показатели

Плотность, при 20 °С, г/смЗ Вязкость, при 20°С, МПа • с Обводненность, % Парафины, % Асфаль-тены, % Смолы, % Сера, % Мех. примеси, %

Некрасовское 0,940 240,0 10,0 2,3 5,4 9,9 2,5 0,03

Мальцевское 0,938 228,0 12,0 2,б б,3 18,0 3,3 0,03

Николаевское 0,92б 244,0 25,0 2,7 7,7 19 4,4 0,09

Ермаковское 0,954 708,0 14,0 1,5 5,7 19 4,2 0,0б

Максимкинское 0,928 230,0 б,4 3,0 9,1 18,2 4,1 0,04

Фомкинское 0,948 2б1,0 35,0 2,б 10,1 б0 4,4 0,05

Средние значения по ООО «Карбон-Ойл» 0,939 318,5 12,0 2,45 7,38 11,28 24,02 3,8 0,05

С учетом совершенствования техники и технологии добычи, сбора и подготовки нефти потребовалось изменение существующей методики (ИПТЭР, г. Уфа) по рекомендации Минэнерго РФ рассмотрено научными нефтепромысловыми специалистами и принято к применению [1,2,3]. Отличие заключается в том, что из видов потерь, предусмотренных в известной методике, исключены следующие виды потерь нефти [2,3]:

- утечки нефти через неплотности фланцевых соединений и сальниковых уплотнений запорно-регулирующих арматур (ЗРА) на скважинах;

- утечки нефти через неплотности фланцевых соединений и сальниковых уплотнений запорно-регулирующей арматуры (ЗРА) на ГЗУ, ГЗНУ, ДНС, УПСВ, УПН;

- утечки нефти через сальниковые уплотнения на насосных агрегатах.

По новой измененной методике основными источниками потерь нефти являются следующие виды технологических потерь нефти, которые учитываются при технологических расчетах:

- унос капельной нефти потоком газа из технологических аппаратов;

- унос капельной нефти из нефтяных технологических и водоочистных аппаратов;

- испарение нефти из технологических аппаратов и автоцистерны при заполнении, опорожнении и хранении [1].

Выполненные научно-исследовательские работы показали, что существенное влияние на учет фактического количества товарной нефти оказывают следующие факторы:

- состав и свойства добываемой продукции скважин;

- технологические схемы и процессы добычи, сбора, подготовки и транспорта продукции скважин;

- технологические потери нефти;

- содержание в потоке нефти свободного газа.

Данные для разработки диаграммы Количество добываемой разгазированной и обезвоженной нефти:

Оразг.н. = 40 000,0 т/год.

Обводненность нефти: 12%.

Объем пластовой воды: Ов = 4 800,0 м3/год.

Газовый фактор: ГФ = 3,7 м3/т

Ообщ. - количество добываемой продукции скважин с различными примесями;

Осв. - количество сточных вод, отделяемых от нефти и сбрасываемых из аппаратов;

Ом.пр - количество механических примесей, отделяемых от нефти;

Опар. - количество парафина, асфальтенов и смол, отделяемых от нефти;

П1 - технологические потери нефти;

V раств. г. - объем растворенного газа в товарной нефти.

Технологические потери нефти на собственных объектах ООО «Карбон-Ойл» приведены в табл. 2.

Таблица 2 - Технологические потери нефти на собственных объектах ООО «Карбон-Ойл»

Месторождение Виды потерь нефти на объектах, % мас. Общие потери нефти, % мас.

Сборный пункт Автоцистерны

Унос капельной нефти потоком газа Испарение нефти

Некрасовское 0,00004 0,100 0,100

Мальцевское 0,000028 0,102 0,102

Николаевское 0,00002 0,102 0,102

Ермаковское 0,000029 0,115 0,115

Максимкинское 0,00005 0,103 0,103

Фомкинское 0,00006 0,105 0,105

ООО «Карбон-Ойл» (средние значения) 0,00004 0,104 0,104

1. Общее количество добываемой продукции скважин (сырая нефть):

°общ. _ Ораз.н. + Ов (1),

Ообщ. = 40 000,0 + 4 800,0 = 44 800,0 т/год.

2. Количество сточных вод (99,5 % от общего объема пластовой воды), сбрасываемых из аппаратов составляет:

Ос.в.= 4 800,0 • 99,5 % / 100 % = 4 776,0 м3/год.

3. Количество нефти после сброса пластовой воды с остаточным ее содержанием 0,5 % определяется следующим образом:

Он = °общ. — °с.в. (2)

О1 = 44 800,0 - 4 776,0 = 40 024,0 т/год. н

4. Количество механических примесей (0,05 %, табл. 1.10.1), выделенных из нефти, составляет:

О м.пр.= 40 024,0 • 0,05 % /100 % = 20,012 т/год.

5. Количество нефти после выделения механических примесей составляет:

°2 = Он — °м.пр. (3)

О 2 = 40 024,0 - 20,012 = 40 004,0 т/год. н

6. Количество парафина, асфальтенов и смол (11,28 %, табл. 1.10.1), выделяемых из нефти, составляет:

О пар. = 40 000,0 • 11,28 % /100 % = 4512,0 т/год.

7. Количество нефти после выделения из нее парафина, асфальтенов и смол составляет:

°3= °2 — 0 пар. (4)

03 = 40 004,0 - 4 512,0 = 35 492,0 т/год. н

8. Технологические потери нефти на объектах ООО «Карбон-Ойл» составляют 0,104 % (см. табл. 2) или:

П1 = 35 492,0 • 0,104 % /100 % =36,912 т/год.

9. Количество нефти после технологических потерь с растворенным газом перед расходомерами составляет:

04= О3- П1 (5),

04 = 35 492,0 - 36,912 = 35 455,1 т/год. н

10. 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 определения поправочного коэффициента «К2» для показаний расходомеров.

Поправочный коэффициент «К2» для предприятия ООО «Карбон-Ойл» составляет:

0,99.

Исследованиями было доказано, что в товарной нефти перед расходомерами системы измерения коммерческой нефти (СИКН) свободный газ отсутствует, а оставшийся в нефти газ находится полностью в растворенном состоянии при эффективной работе всех технологических аппаратов в системе сбора, подготовки и транспорта добываемой продукции скважин.

Поэтому фактическое количество товарной нефти определяется следующим равенством:

О 5= о 4 ■ К2 (6)

т. е. О 5 = 35 455,1 ■ 0,99 = 35 100,6 т/год. н

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

По результатам исследований и выполненных расчетов разработана диаграмма, характеризующая зависимость количества добываемой и поставляемой потребителям товарной нефти (О 5) от содержания различных примесей и факторов, приведенных на диаграмме (рис. 2).

Ообщ Он1 Он2

Он3 Он4 Он5

Н

Количество нефти,

°с.в. °м.пр. °пар. От.п.н. ^аств.г. Примеси и факторы

Рис. 2 - Диаграмма зависимости количества добываемой и поставляемой потребителям товарной нефти от различных примесей и факторов

Таким образом, из диаграммы хорошо видно, что количество добываемой и поставляемой потребителям товарной нефти существенно зависит от свойств и состава продукции скважин, технологических процессов и потерь нефти, происходящих в системе сбора, подготовки и транспорта продукции скважин.

Литература

1. Исследование и выполнение технологических расчетов нормативов потерь нефти и газа на объектах ООО «Карбон-Ойл»: отчет о НИР (промежуточ.) / ООО «Нефтехимпроект». - Казань, 2011. - С. 8-23.

2. РД 153-39-019-97. Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской федерации. - Уфа.: ИПТЭР, 1997. - 18 с.

3. Инструкция по нормированию технологических потерь нефти на нефтедобывающих предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации: РД 153-39-018-97. - Уфа: ИПТЭР, 1997. - 19 с.

4. Салихов, И.Ф. К проблемам комплексного использования углеводородного сырья в малых нефтяных компаниях // Вестник Казан. технол. ун-та. - 2011. - Т. 14, № 3. - 121 с.

Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Хамидуллина Ф. Ф., Хамидуллин Р. Ф.

Похожие темы научных работ по энергетике и рациональному природопользованию , автор научной работы — Хамидуллина Ф. Ф., Хамидуллин Р. Ф.