Разработка нормативов технологических потерь нефти на Курмышском месторождении ОАО «МАКойл» Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

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

Д. В. Иванов

РАЗРАБОТКА НОРМАТИВОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ НЕФТИ НА КУРМЫШСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ОАО «МАКОЙЛ»

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

На нефтегазодобывающем предприятии ОАО «МАКойл» в разработке находится Курмышское месторождение, расположенное на территории Нурлатского района Республики Татарстан. Выполнены расчеты и разработаны нормативы технологических потерь нефти по видам и источникам на объектах Курмышского месторождения.

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

In oil and gas extraction enterprise «MAKoil» LTD in development there is the Kurmyshskoe oil field located in the territory ofNurlat area of Tatarstan Republic. Calculations were executed and standards of technological losses of oil for the types and sources of Kurmyshskoe field objects were developed.

1. Технологическая схема добычи и сбора продукции скважин на Курмышском месторождении ОАО «МАКойл»

На Курмышском месторождении ОАО «МАКойл» осуществляется добыча высоковязких нефтей. Подготовка нефти до товарной кондиции производится на УПВСН «Андреевка» НГДУ «Нурлатнефть» [1].

Принципиальная технологическая схема добычи и сбора продукции скважин ОАО «МАКойл» приведена на рисунке 1.

Принципиальная технологическая схема ДНС-1 ОАО «МАКойл» приведена на рисунке 2.

Рис. 1 - Принципиальная технологическая добычи и сбора продукции скважин Курмышского месторождения ОАО «МАКойл»: 1 - скважины нефтяные, 2 - переключатель скважин многоходовой, 3 -газосепаратор (У=1 м3) на ГЗУ-2, 3, 6

Высокосернистая нефть ОАО «МАКойл» в со средней обводненностью 29,5 % и газосодержанием 4,3 м3/т из скважин после замера дебита скважин через ГЗУ-1,ГЗУ-2, ГЗУ-3, ГЗУ-5 и ГЗУ-6 по нефтесборным трубопроводам поступает на ДНС-1 ОАО «МАКойл» Отделившийся от нефти газ из сепараторов (У=1 м3) на ГЗУ-2, ГЗУ-3 и ГЗУ-6 поступает в нефтепровод перед ДНС-1 ОАО «МАКойл».

из всех

Г ЗУ

1 (V=12,5 м3, 1

Газожидкостная смесь поступает в нефтегазосепаратор шт.). Отделившийся от нефти газ из нефтегазосепаратора 1 подается в газосепаратор 8. Водонефтяная эмульсия из нефтегазосепаратора 1 поступает в отстойник 2 ступени холодного отстоя. Из отстойника 2 отделившийся от нефти газ потупает в газосепаратор 8. Отделившаяся от нефти

3

Рис. 2 - Принципиальная технологическая схема ДНС-1 ОАО «МАКойл»: 1 - нефтегазосепаратор (У=12,5 м , ППК, Ду=50, 1 шт.); 2 - отстойник ОГ-50 ступени холодного отстоя (ППК, Ду=50, 1 шт.); 3 - отстойник ОГ-50 ступени горячего отстоя (ППК, Д,=50, 1 шт.); 4 - буферная емкость ступени холодного отстоя (У=16 м3, ППК, Ду=50, 1 шт.); 5 -буферная емкость ступени горячего отстоя (У=50 м3, ППК, Д,=50, 1 шт.); 6 - технологическая емкость ступени горячего отстоя (У=100 м3, ППК, Ду=50, 1 шт.); 7 - подогреватель нефти III 1-0,2 (2 шт.); 8 - газосепаратор ГС (У=4 м3, 1 шт.); 9 - насос нефтяной (2 шт.); 10 - насос готовой нефти (ЦНС-60, 2 шт.); 11 - узел учета нефти СИКН; 12 -отстойник ОГЖФ-50 (1 шт.); 13 -буферная емкость очищенной сточной воды (У=50 м3, ППК, Ду=50, 1 шт.); 14 - насос водяной (2 шт.); 15 - КНС-1; 16 - факел

вода из нефтегазосепаратора 1 и отстойника 2 направляется в отстойник 12 на водоочистных сооружениях. Нефть с остаточным содержанием воды из отстойника 2 поступает в буферную емкость 4, откуда отделившаяся вода поступает в отстойник 12 (ОГЖФ-50, 1 шт.) на очистных сооружениях или вподземную дренажную емкость, а нефть с остаточной водой насосом 9 через печи 7 поступает в отстойник 3 ступени горячего отстоя. Отделившаяся от нефти вода из отстойника 3 направляется на очистные сооружения, а нефть с оставшейся водой поступает в технологическую емкость 6, далее в буферную емкость 5, откуда насосами 10 откачивется на УПСВ-1 «Камышла» НГДУ «Нурлатнефть» для дальнейшей обработки. Газ из отстойника 6 и буферной емкости 5 направляется в газосепаратор 8.

Газ после очистки от капельной нефти в газосепараторе 8 полностью используется в печах 7 для нагрева нети. Факел 16 предназначен только для аварийного зажигания газа.

Сточные воды, отделившиеся от нефти во всех технологических аппаратах с содержанием

нефтепродуктов не более 110 мг/дм3, поступают в отстойник 12 (ОГЖФ-50) на очистных сооружениях ДНС-1 ОАО «МАКойл», откуда очищенная сточная вода с содержанием нефтепродуктов не более 30 мг/дм3 направляется на КНС-1 системы ППД. Отделившийся газ с капельной нефтью поступает в газосепаратор 8, далее сжигается в печах 7 (подогреватель нефти ПП-0,2, 2 шт.).

Из анализа технологических схем добычи и сбора продукции скважин видно, что система сбора нефти ОАО «МАКойл» содержит следующие виды и объекты - источники технологических потерь нефти:

- ДНС-1 ОАО «МАКойл» с очистными сооружениями (унос капельной нефти потоком газа, унос нефти сточными водами);

Исходные данные для расчета технологических потерь нефти на Курмышском месторождении приведены в табл.1.

Физико-химические свойства продукции скважин на Курмышском месторождении ОАО «МАКойл» приведены в табл.2.

Таблица 1 - Исходные данные для расчета потерь нефти и газа на месторождениях ОАО «МАКойл»

Объект Добыча нефти, т/год Газовы й фактор, 3, м /т Объём газа, м3/год Обводнен -ность нефти, % Добыча воды, м3/год Кол-во скв., шт.

Курмышское месторождение 16 400,0 4,3 70 520,0 29,5 6 800,0 33

Таблица 2 - Физико-химические свойства

продукции скважин Курмышского

месторождения

Показатели (сырая нефть) Курмышское месторождение

Плотность, кг/м3, при 20 оС 985

Вязкость, МПа-С при 20 оС 358

Обводненность, % масс. 29,5

Парафины, % мас. 1,8

Асфальтены, % мас. 7

Смолы, % мас. 19,5

Сера, % мас. 4,29

Механические примеси, % мас. 0,0329

2. Исследование технологических потерь нефти на ДНС-1 Курмышского месторождения ОАО «МАКойл»

Принципиальная технологическая схема ДНС-1 ОАО «МАКойл» приведена на рис.2.

Основными источниками технологических потерь нефти на ДНС-1 ОАО «МАКойл» являются:

- унос капель нефти потоком газа из нефтегазосепаратора;

- унос нефти сточными водами из отстойника.

В соответствии с РД 39-004-90 количество уносимой нефти (ф при нагрузке сепарационного оборудования не должно превышать 0,1 г/м3 согласно методике [3].

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-10 Л % масс. (1)

где д- удельное содержание нефти в газовом потоке, г/м3; 3

Г - газовый фактор нефти, м /т.

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

П _ д- Об -10 4 , % масс. (2)

УВ ОН

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

Ов - объем сбрасываемой из аппаратов сточной воды,

м3/сут;

Он - масса нефти в аппаратах, подверженной отстою на СП, т/сут.

Масса потерянной нефти рассчитывается по формуле:

М_т-П/100%, т/год (3)

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 (4)

Расчеты

Нефтегазосепаратор 1 (НГС У=12,5 м3)

Потери нефти от уноса потоком газа из нефтегазосепаратора 1 определялись по формуле (1) и (3). 3 Газовый фактор - 4,3 м3/т.

Пуг = 0,1 ■ 4,3 ■ 10'4 = 0,000043 % масс.

Муг = 16400,0 0,000043 / 100 = 0,00705 т/год.

Отстойник 2 ступени холодного отстоя (ОГ-50)

Газовый фактор - 3,2 м3/т.

Потери нефти от уноса потоком газа составят: Пуг = 0,1 ■ 3,2 ■ 10'4 = 0,000032 % масс.

Муг = 16400,0 0,000032 / 100 = 0,00525 т/год.

Буферная емкость 4 ступени холодного отстоя (У=16 м3)

Газовый фактор - 3,0 м3/т.

Потери нефти от уноса потоком газа составят:

Пуг = 0,1 ■ 3,0- 10'4 = 0,00003 % масс.

Муг = 16400,0 0,00003 / 100 = 0,00492 т/год.

Отстойник 3 ступени горячего отстоя (ОГ-50)

Газовый фактор - 2,1 м3/т.

Потери нефти от уноса потоком газа составят:

Пуг = 0,1 ■ 2,1- 10'4 = 0,000021 % масс.

Муг = 16400,0 0,000021 / 100 = 0,00344 т/год.

Технологическая емкость 6 ступени горячего отстоя (V = 100 м3) Газовый фактор - 1,2 м3/т.

Потери нефти от уноса потоком газа составят:

Пуг = 0,1 ■ 1,2- 10'4 = 0,000012 % масс.

Муг = 16400,0 ■ 0,000012 / 100 = 0,00197 т/год.

Буферная емкость 5 ступени горячего отстоя ^=50 м3)

Газовый фактор - 0,8 м3/т.

Потери нефти от уноса потоком газа составят:

Пуг = 0,1 ■ 0,8^ 10'4 = 0,000008 % масс.

Муг = 16400,0 0,000008/ 100 = 0,00131 т/год.

Суммарные потери нефти на ДНС-1 ОАО «МАКойл» от уноса потоком газа составят:

Пуг = 0,000043 + 0,000032 + 0,00003 + 0,000021 +

0,000012 + 0,000008 = 0,00015 % масс.

Определение потери нефти на очистных сооружениях ОАО «МАКойл» Буферная емкость 13 очищенных сточных вод (¥=50 м3)

Газовый фактор - 0,2 м3/т.

Потери нефти от уноса потоком газа из буферной екости составят:

Пуг = 0,1 ■ 0,2- 10'4 = 0,000002 % масс.

Муг = 16400,0 0,000003 / 100 = 0,00033 т/год.

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

30 -18,63 -10"4

П

44,93

- = 0,00124 % масс.

Мув = 16400,0 0,00124 / 100 = 0,2034 т/год.

Суммарные потери нефти на очистных сооружениях составят:

Пуг + Пув = 0,000002 + 0,00124 = 0,001242 % масс.

Муг + Мув= 0,00033 + 0,2034 = 0,2037 т/год.

Суммарные технологические потери нефти на объектах ДНС-1 ОАО «МАКойл» составят:

П = 0,00015 + 0,001242 = 0,00139 % масс.

М = 0,0246 + 0,2037 = 0,2283 т/год.

Структура потерь нефти по видам на ДНС-1 и очистных сооружениях ОАО «МАКойл» приведена в табл.3.

УВ

Таблица 3 - Структура потерь нефти по видам на ДНС-1 и очистных сооружениях ОАО «МАКойл»

3. Мероприятия для уменьшения технологических потерь нефти на объектах ОАО «МАКойл»

К основным мероприятиям для сокращения технологических потерь нефти относятся:

- увеличение времени пребывания газожидкостной системы в технологических емкостях на объектах, что позволит достичь более четкого разделения системы «газ-жидкость» на газовую и

жидкую фазы, в результате чего в потоке газа значительно сократится не только содержание легких углеводородных фракций нефти, но и капельный унос нефти потоком газа на факел.

- повышение эффективности работы отстойника ОГЖФ-50 позволит уменьшить технологические потери нефти со сточными водами.

Литература

1. Хамидуллина Ф.Ф. Исследование и выполнение

технологических расчетов нормативов потерь нефти на объектах ЗАО «МАКойл». / Ф.Ф.Хамидуллина,

Ф.Ф.Хамидуллин // Отчет. - Нурлат. - 2011. - С. 8-34.

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.

Объект исследования Виды потерь, % мас. Суммарные потери, % мас.

Испарени е Унос с газом Унос с водой

ДНС-1 ОАО «МАКойл» — 0,00015 — 0,00015

Очистные сооружения ОАО «МАКойл» — 0,000002 0,00124 0,004563

ОАО «МАКойл» — 0,000152 0,00124 0,0047

© Ф. Ф. Хамидуллина - асп. каф. химической технологии переработки нефти и газа КНИТУ, farida_far@mail.ru; Р. Ф. Хамидуллин - д-р техн. наук, проф. той же кафедры; А. А. Газизов - д-р техн. наук, ген. дир. ООО «Нефтехимпроект», gaidar5@yandex.ru; Д. В. Иванов - сотр. КНИТУ.