Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
ОАО «Томскнефть» ВНК
Институт проблем техники и технологии нефтегазового производства при
РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина
ВЫПУСКНАЯ РАБОТА
«Разработка предложений и их технико-экономическое обоснование по совершенствованию технологии сбора и подготовки нефти на Игольско-Таловом месторождении
НГДУ «Васюганнефть»
Научный руководитель: Доцент кафедры РиЭНМ к.т.н.
Исполнитель:
Инженер - технолог ЦППН-2
НГДУ «Васюганнефть»
И.И.Дунюшкин
А.Ю.Вершинин
Москва 2003 год
Содержание
Введение , 4
1. Анализ системы сбора и подготовки нефти в НГДУ «Васюганнефть».,. 6
1 1 Общая характеристика объекта 6
1.2 Физико-химические свойства пластовых нефтей
1 о
1 3 Описание технологического процесса и технологической схемы
ДНС 36 куст ... 14
1.4 Физико-химические свойства реагентов - деэмульгаторов
15 1 5 Деэмульгаторы, используемые в системе подготовки нефти в
ЦППН-2 НГДУ «Васюганнефть» 18
1 6 Требования, предъявляемые к реагентам деэмульгаторам 19
2. Современные требования, предъявляемые к системам сбора и
подготовки нефти, газа и воды на нефтяном месторождении 22
2 1 Особенности обустройства объектов и требования к качеству
* 23
подготовки нефти за рубежом
2 2 Анализ технологических потерь при подготовке нефти на
промыслах НГДУ «Васюганнефть» 26
2 3 Источники технологических потерь нефти... 27
3. Расчетная часть 32
3 3 Расчет компонентного состава смеси пластовых нефтей Игольско-
39
Талового месторождения
Расчет потерь нефти в видекапельной жидкости сжигаемой на
факеле 59
нефтегазовых сепараторов 70
3.10 Анализ работы расширительной камеры (каплеуловителя)
факельной системы 75
3.11 Расчет кожухотрубчатого теплообменника 77
4. Экономическая часть 86
4.1 Оптимальный выбор нормализованного теплообменного аппарата 86
Заключение 89
Список используемых источников 91
Приложение 1 92
Приложение 2 96
•^
Введение
Технологические процессы сбора и подготовки углеводородного сырья заключаются в последовательном изменении состояния продукции нефтяной скважины и отдельных ее составляющих (нефть и газ), завершающийся получением товарной продукции. Технологический процесс после разделения продукции скважины состоит из нефтяного и газового материальных потоков.
Технология сбора и обработки нефти и газа состоит из трех последовательных этапов: 1 разделение; 2) сбор; 3) доведение нефти и газа до нормированных свойств, устанавливаемых стандартами. На третьем этапе нефтяной поток подвергается очистке от пластовой воды и минеральных солей и извлечению из него углеводородов для стабилизации нефти, что позволяет уменьшить потери углеводородов при хранении и транспорте. На этом же этапе из газового потока извлекаются тяжелые углеводороды (отбензинивание) с целью получения товарного газа и сжиженных углеводородов. Следовательно, третий этап является завершающим этапом сбора нефти и газа. Этот этап называют подготовкой нефти или газа.
Системы сбора и подготовки нефти и газа представляют комплекс последовательных и взаимосвязанных аппаратов, механизмов, машин и сооружений, обеспечивающих выполнение условий, предусмотренных в технологической схеме.
Целью данной выпускной работы является:
проведение анализа эффективности технологической схемы
подготовки скважинной продукции на Игольско-Таловом
месторождении;
оптимизация технологии стабилизации нефти с целью достижения
максимально допустимого давления насыщенных паров (ДНП);
оценка технологических потерь нефти.
Высокие темпы развития нефтедобывающей промышленности обусловливают создание все более совершенной технологии и техники промыслового сбора, подготовки и транспортирования нефти.
Процесс разработки нефтяных месторождений объективно сопровождается определенными потерями углеводородного сырья.
4
Эти потери связаны с наземной частью нефтепромыслового хозяйства: скважинная арматура, групповые замерные устройства, дожимные насосные станции, установки промысловой подготовки, промысловые и межпромысловые трубопроводные системы нефтесбора.
Технологические потери указанного класса с коммерческой точки зрения являются частью добытой, но не использованной продукции нефтедобывающего предприятия. С экологической точки зрения технологические потери углеводородного сырья на поверхности - это прямой фактор загрязнения окружающей среды.
Поэтому необходимо провести анализ системы сбора, транспорта и подготовки добываемой продукции с тем, чтобы выявить ее недостатки и скрытые резервы.
Анализ системы сбора, транспорта и подготовки добываемой продукции НГДУ "Васюганнефть" проводится на примере Игольско-Талового месторождения.
1 Геологическая часть
1.1 Анализ работы НГДУ «Васюганнефть» за 2000 год
НГДУ «Васюганнефть» работает с 1978 года и разрабатывает 14 месторождений, из которых два крупных (Первомайское и Игольско-Таловое рис №1), два средних (Крапивинское и Оленье) и семь мелких. Все разрабатываемые месторождения в основном разбурены, кроме Игольско-Талового, Крапивинского, Западно-Моисеевского, Лёсмуровского, Двуреченского и северо-западной части Первомайского.
По состоянию на 1 января 2000 года с месторождений НГДУ «Васюганнефть» добыто 62119.33 тыс. тонн нефти, что составляет 32.63% от начальных извлекаемых запасов. Более 50% извлекаемых запасов добыто по Озёрному, Оленьему, Западно-Катыльгинскому, Лонтынь-Яхскому и Первомайскому месторождениям. Темп отбора по НГДУ составляет 2% от начальных извлекаемых запасов.
Такой низкий темп отбора свидетельствует или о завышенных запасах
числящихся на балансе, или о низких темпах разработки выше перечисленных месторождений в связи с имеющимся рядом проблем:
1) Низкие темпы разбуривания Игольско-Талового и Первомайского месторождений, что приводит к невыполнению проектных показателей разработки и лицензионных соглашений.
3) За 2000 год план по закачке воды в продуктивные пласты не выполнили Игольско-Талового месторождения в следующих объемах:
-невыполнение на 3,8% или 99,5 т.мЗ.
Невыполнение плана по Игольскому месторождению по закачке воды в продуктивные пласты для поддержания пластового давления произошла вследствие следующих причин:
а) малая приемистость нагнетательных скважин;
б) недостаточный объем добываемой сеноманской воды из-за частых ремонтов водозаборных скважин № № 2«б» куст 9; 11 «б» куст 36.
В целом итоги работы НГДУ «Васюганнефть» 01.01.2000 года выглядят следующим образом (график № 1):
- Добыча нефти всего 3365 3524,8 159,8
- Добыча нефти собственная 3230 3403,98 173,98
- Добыча нефти с доп. заданием 3450 3403,98 -46,02
- Ввод скважин из бурения 10 14 4
в то числе нефтяных 8 13 5
нагнетательных 1 1 -
График № 1
Обзорная карта Васюганского района
Рис №1
Игольско-Талового месторождения.
1.2.Краткая геолого-эксплуатационная характеристика
Игольско-Талового месторождения.
1.2.1 Географо – экономическая характеристика .
Игольско-Таловое месторождение расположено в юго-западной части Каргасокского района Томской области, в 100 км южнее посёлка Новый Васюган и в 190 км западнее вахтового посёлка Пудино. Ближайший населённый пункт посёлок Майск, расположенный в 50 км восточнее месторождения ( см. рис. 1.)
В географическом отношении территория месторождения находится в верховье реки Васюган, приток которой река Чертала пересекает месторождение. Река Чертала шириной 10-16 м и глубиной 0,6 -4,5 метра (скорость течения 0,6 м/сек) судоходна только в паводковый период для судов малого тоннажа. В геоморфологическом отношении территория месторождения представляет слабо расчленённую, сильно затаёженную и заболоченную равнину, болота занимают 29% площади, максимальная глубина их в восточной части достигает 3,5 метра. Основной водной артерией является река Васюган, судоходная для судов малого тоннажа в период весеннего половодья. В летний период река сильно мелеет и становится несудоходной. Река Чертала несудоходна, так как она сильно мелеет и в отдельных местах появляются перекаты. Все речки типично равнинные, с сильно меандрирующими руслами. Вскрытие рек происходит в конце апреля, ледостав – во второй половине октября.
Игольский участок сильно изрезан многочисленными глубокими обводнёнными оврагами. Болота, как правило, покрыты невысокими (до 1,5 м) и тонкими (до 0,05 м) зарослями сосны. На открытых участках заросли отсутствуют. Все болота имеют множество открытых, зимой не замерзающих “окон”, что создают большую опасность для передвижения наземного транспорта. Глубина “окон” достигает до 6 метров и ширина до 100 метров. Прибрежные части рек на расстоянии 4-6 км покрыты сплошными лесными массивами из смешанных пород деревьев с преобладанием сосны, ели, пихты, достигающих 25-35 м высоты, 30 см поперечного сечения. Распределение пород деревьев зависит от почвенных условий. Так, на песчаных возвышенных участках растёт сосна, ель пихта, а на заболоченных и низменных преобладает сосна, берёза.
Животный мир разнообразен и характерен для таёжных областей полосы Сибири.
Климат района резко континентальный, с продолжительной суровой зимой и коротким тёплым летом. Температура воздуха от -550 С зимой, до +350 С летом. Промерзаемость грунта составляет 0,4-1,6 м и зависит от характера почвы, степени заболоченности. По количеству выпадаемых атмосферных осадков, район относится к зоне избыточного увлажнения. Количество годовых осадков составляет 350-550 мм. Большая часть осадков выпадает в летний период. Снежный покров появляется в октябре и сохраняется до начала мая. Высота снежного покрова достигает 1 м. Промерзаемость покрытых снегом болот не превышает 0,4 м. Господствующим ветром является юго-западный, скорость ветра 3-5 м/сек., но иногда достигает 15-20 м/сек. Северные ветры приносят сильное похолодание.
Дорожная сеть на месторождении через вахтовый поселок Пионерный - в летнее время, а в зимнее- через населенный пункт Тара (Омская область) месторождение связывается с «большой землей». Доставка грузов осуществляется из города Стрежевого круглогодично по автодороге Стрежевой – Игол (кроме паводкового периода), водным путём по реке Васюган до Нового Васюгана, далее до месторождения автомобильным транспортом автодорогой, вертолётами. Район в последние годы обустраевается усиленными темпами: в 1997 году ввели в эксплуатацию пятиэтажный жилой комплекс, 2002 году силами Латвийской строительной компании «Мурена» будет построен спортивный комплекс. Связь с базовым посёлком Пионерный осуществляется через космические спутники. Для питьевого водоснабжения пригодны воды новомихайловской свиты верхнепалеогенового возраста , для технического - сеномана.
Ближайшим крупным промышленным центром и железнодорожной станцией являются
г.Нижневартовск (Тюменьская область), связь с которыми осуществляется речным путём, автодорогой через понтонную переправу (р. Вах) -круглогодично.
Расстояние до ближайшего выхода на магистральный нефтепровод Александровское-Анжеро-Судженск составляет 170 км.
1.2.2 История нефтегазо-поисковых геолого-геофизических работ
До 1946 года о геологическом строении района исследования имелись лишь сведения, касавшиеся в основном литологии четвертичных отложений ( неогеновых).
В 1956-57 г.г. Новосибирской структурно-поисковой экспедицией выполнен маршрутный профиль колонковых скважин вдоль реки Васюган, по которым отмечено общее погружение пластов в юго-западном направлении.
С 1960 года Западная нефтегазоразведочная экспедиция разворачивает планомерные сейсморазведочные работы на Игольско-Таловой площади с задачей выявления и детализации локальных поднятий для ввода их в поисковое бурение на нефть и газ.
Большое значение для изучения геологии и направление дальнейших работ имело бурение в Новом Васюгане опорной скважины (в период 1956-61 г.г.), достигшей глубины 3004,5 метра. Результаты опорного бурения дали ценные сведения по стратиграфии, литологии и нефтегазоносности мезозойско-кайнозойских отложений.
С 1961 года на территории Васюгана началось планомерное глубокое бурение на нефть и газ. Так в 1960-61 г.г. работами сейсмопартии 43/60-61 была выявлена и детализирована Игольская структура третьего порядка, расположенная на одноимённом куполовидном поднятии в юго-западной части Нюрольской впадины.
В 1991 году началось освоение Игольско-Таловского нефтедобывающего района. Эксплуатационное бурение проводится только на Игольской площади. Построен нефтепровод Игольско- Таловое - Герасимовское.
В непосредственной близости к Игольскому нефтяному месторождению разрабатываются Крапивинское месторождение нефти, Западно-Моисеевское, Лёсмуровское и Двуреченское нефтяные месторождения.
1.2.3 С т р а т и г р а ф и я
Геологический разрез месторождения слагается (снизу) образованиями фундамента доюрским промежуточным комплексом, несогласно перекрываемыми мезозойско-кайнозойскими терригенно-осадочными отложениями платформенного чехла .
Стратиграфическая и литологическая характеристика разреза приводится согласно унифицированной и корреляционной схемам мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской платформы, утвержденным Межведомственным Стратиграфическим комитетом (МСК) СССР в 1968 году.
Литологическое описание разреза производится снизу-вверх, выполнено по результатам бурения скважин на Игольско-Таловом месторождении, а также использованы данные по соседним площадям.
Доюрский промежуточный комплекс
Палеозойская группа PZ
На Игольско-Таловом месторождении отложения палеозойской группы вскрыты на скважинах №1 и №2, №17. Глубины вскрытия различные-3207 м , 3186 метров . Две из них ( №2,17) вскрыли собственно складчатый фундамент. Скважиной №1 на 90 м вскрыта кора выветривания, которая представлена карбонатизированным миндалекаменным диабазом.
В разрезе скважины № 2 вскрыты на 77 м палеозойские отложения, представленные кремнисто-гидрослюдистым сланцем и андезито-базальтовым порфиритом. В скважине № 17 палеозойские отложения пройдены на 181 м, где они представлены переслаиванием песчаников и аргиллитов.
Литологически вскрытые породы в разных скважинах представлены эффузивами, дацит-андезитовыми порфиритами, кварцевыми диоритами, интенсивно карбонатизированными долеритами.
По данным ГИС палеозойские образования отличаются повышенными значениями
кажущихся сопротивлений (КС)-от 25 до 75 ом.м по двухметровому зонду, на кривой ПС
значения положительные. На кривых микрозондирования проницаемых прослоев не отмечается.
Наибольшая вскрытая толщина составляет 105 м.
Мезозойская эратема - MZ
Триасовая система - T
Отложения триасовой системы на Игольско-Таловом месторождении выделяются по данным скважин №1, № 2 Игольских и №5,№17 Таловых.
По внешним признакам и литолого-фациальному составу отложения триаса не отличаются от вышележащих отложений тюменской свиты, поэтому интервалы их залегания в разрезах скважин можно выделить только условно.
Эта толща залегает на эрозионной поверхности палеозойских образований, по литологическому составу представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников.
По разрезу встречаются прослои углей.
Юрская система - J
Нижне – среднеюрский отдел - J 1-2
Байос – батский ярус – J 1-2bs+bt
Тюменская свита - J 1-2tm
Осадконакопление тюменской свиты происходило в условиях континентального режима, который в ранне-среднеюрское время господствовал на большей части территории Западно-Сибирской плиты.
Характерной особенностью тюменской свиты является пестрота их литологического состава: частое неравномерное переслаивание аргиллитов, алевролитов и песчаников преимущественно серых и тёмно-серых цветов, углистых аргиллитов и подчинёнными прослоями углей.
В породах различается разнообразная слоистость: горизонтальное, волнистое, косоволнистое. Породы часто пиритизированы и сидеритизированы, характерно наличие углистого детрита и отпечатков остатков флоры.
По возрасту формирования толща захватывает временной диапазон от тоарского до раннекелловейского времени. В пределах Игольско-Талового месторождения отложения свиты залегают на аналогичных по литологии триасового комплекса. На многих участках юго-восточной части Западно-Сибирской плиты отложения тюменской свиты залегают на эрозионной поверхности палеозойского фундамента.
Полный разрез отложений тюменской свиты вскрыт в трёх скважинах №1, №2 и №17. Осадки свиты формировались в континентальных разделить на отдельные пачки. В разрезе свиты выделяются песчаные пласты от Ю 2 (сверху) до Ю 8-9 .
Наиболее регионально выдержанным из пластов тюменской свиты является пласт Ю2, лежащий в её кровле и характеризующий собой начало келловейской трансгрессии.
В верхней части отложений свиты выделяют ряд песчаных пластов-коллекторов Ю2, Ю3, Ю5, перспективных в нефтегазоносном направлении.
Толщина свиты изменяется в широких пределах от 284 до 384 м.
Верхнеюрский отдел - J 3.
Келловей – оксфордский ярус - J 3 kll+ox.
Васюганская свита - J 3vs.
Континентальные осадки тюменской свиты перекрываются морскими и прибрежноморскими отложениями васюганской свиты.
Отложения свиты залегают трансгрессивно на отложениях тюменской свиты и по возрасту охватывают келловейский – оксфордский ярус верхнего отдела юры.
Васюганская свита по литологическим особенностям разделяется на две подсвиты: нижневасюганскую, сложена преимущественно аргиллитами серыми углистыми, и верхневасюганскую - преимущественно песчаную.
Нижневасюганская подсвита имеет келловей-оксфордский возраст, литологически представлена аргиллитами от тёмно-серых до чёрных с буроватым оттенком, углистыми, плитчатыми, с редкими тонкими прослоями светло-серого песчаника. Нередко встречаются включение пирита, остатки раковин, прослои известняков.
Верхневасюганская подсвита сложена преимуществнно песчаниками, слагающими серию песчаных пластов в продуктивном горизонте Ю1.Песчаные пласты, в свою очередь, разделены между собой прослоями алевролитов, аргиллитов, углистых аргиллитов и углей.
Песчано-алевролитовые пласты слагают регионально выдержанный (нередко нефтегазоносный) горизонт Ю1. Песчаники слоистые, серые, светло-серые, мелко- и среднезернистые, полевошпатово-кварцевые.
Толщина пачки не превышает 3 м.
В составе васюганской свиты выделяются песчаные пласты, входящие в горизонт Ю1 .
Примерно в средней части горизонта Ю1 выделяется регионально-прослеживаемый пласт угля У1 (классификация ТО СНИИГГ иМСа), который в свою очередь подразделяет горизонт Ю1на подугольную, межугольную и надугольную толщу.
Нижняя подугольная толща, включает пласт Ю14 , межугольная толща включает пласт Ю13 , а верхняя надугольная толща объединяет пласты Ю12 и Ю11, Ю10 (Данберберг, 1975).
На месторождении выделяются песчаные пласты Ю12 и Ю11, Ю10 , из которых пласт Ю10 является промышленно нефтеносным. Этот пласт, как правило, залегает в кровле свиты .
Пласт Ю12, также как и пласт Ю13 не имеет широкого распространения, часто отсутствует или сливается в единое песчаное тело с пластом Ю11. Пласт Ю12 является нефтенасыщенным на Игольско-Таловом месторождении в районе скважин №2, №9 Игольской структуры.
Отдельные песчаные пласты горизонта Ю1 разделяются плотными глинистыми и углистыми прослоями небольшой толщины.
Общая толщина продуктивного пласта Ю01 по Игольско-Таловому месторождению изменяется от 1 до 9 м, а в южной части Игольского участка (скважина №6) пласт почти полностью замещается глинистыми разностями. Мощность горизонта Ю1 40-50 м.
Толщина свиты 69-117 м.
Кимериджский ярус - J3km
Георгиевская свита - J3gr
Георгиевская свита, как уже отмечалось, на месторождениях распространена отдельными участками, представлена темно-серыми, темными, плотными аргиллитами, с прослоями известняков и включениями аммонитов и фораминифер.
Толщина свиты 4-8м.
Волжский ярус - J3vlg
Баженовская свитa - J3bg
В пределах месторождений отложения баженовской свиты залегают на отложениях васюганской или георгиевской свит и формировались в условиях моря. Отложения свиты представлены темно-бурыми до чёрных битуминозными аргиллитами плитчатыми, плотными, с остатками детрита, радиоляриями, остатками водорослей.
В большом количестве присутствует пирит ввиде мелких глобулей и стяжений. Битуминозность аргиллита обусловлена наличием высокого содержания споровопыльцевого материала.
Нефтеносность баженовской свиты установлена на соседних Восточно-Моисеевской,
Поньжевой, Глуховской площадях, где из трещиноватых аргиллитов были получены непромышленные притоки нефти.
Эти отложения являются хорошим маркирующим горизонтом, уверенно выделяется в разрезе по керну и на диаграммах ГИС. Выделяются очень уверенно высокими значениями на кривой ГК, высоким КС до 250 омм и положительным ПС.
Толщина свиты равна 24-38 м.
Меловая система - К
Мезозойская группа отложений в районе проектируемых работ так же, как и по всей территории Западной Сибири, венчается мощной толщей осадков мелового возраста. Меловые отложения залегают спокойно, почти горизонтально, практически не дислоцированы, представлены всеми возрастами комплекса.
Нижнемеловой отдел – К1
Берриас-нижний валанжинский ярус – К1br+vl
Куломзинская свита – K1kl
Отложения свиты залегают согласно на породах баженовской свиты. Литологически морские отложения свиты представлены толщей аргиллитов с линзами и прослоями алевролитов и песчаников различной толщины. Аргиллиты преимущественно тёмно-серыми, зеленовато-серыми, горизонтально-слоистые, плотные, иногда полосчатые. У алевролитов наблюдается ровный излом, зеркала скольжения, включения кальцита, пирита, отпечатки створ мелких раковин. По плоскостям наслоения присутствуют слюда, редкие растительные остатки. Песчаники серые, светло-серые, крепко-сцементированные, известковистые, разнозернистые.
В верхней части разреза свиты выделяются мощные песчаные пласты Б13-14 . Пласты Б10 и Б11-12 сравнительно маломощные и сильно глинизированы на склонах структур. Песчаники серые, зеленовато-серые, тонко-мелкозернистые, слабосцементированные, средней крепости, слюдистые, с редкими обугленными растительными остатками, встречаются включения кальцита с подчинёнными прослоями алевролита серого, тёмно-серого. Песчаный пласт Б12 имеет региональное распространение и является перспективным в отношении нефтегазоносности. На ряде площадей и месторождений соседних крупных структур он является нефтегазоносным.
В разрезе скважины 17 в нижней части свиты вскрыт песчаник в интервале 2782-2797 м, который можно отнести к ачимовской пачке. Верхняя часть свиты, ввиду обмеления моря, опесчанивается. Здесь выделяется несколько песчаных пластов.
Мощность пласта Б12 от 10 до 40 м.
Толщина свиты равна 296-352 м.
Верхний валанжинский ярус – K1vl
Тарская свита - K1tr
Прибрежно-морские отложения свиты представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Песчаники светло-серые, серые, полимиктовые, мелко- и среднезернистые, часто глинистые и тонкослоистые. Слоистость песчаников горизонтальная, косая, линзовидная за счёт намывов слюд, растительного детрита, линз и прослоев алевролитово-глинистого материала.
Алевролиты серые, крепкие, песчанистые с тонкой горизонтальной и косой волнистой слоистостью, обусловленной намывом растительного детрита и слюды. Аргиллиты крепкие, алевритистые, тонкослоистые.
Толщина свиты изменяется в пределах 80-160м.
Готерив-барремский ярус - К1gr+br
Киялинская свита - K1kls
Отложения киялинской свиты без видимого перерыва залегают на отложениях тарской свиты и формировались в условиях лагун и мелководных морских заливов при жарком влажном климате.
Комплекс пород киялинской свиты представлен частым переслаиванием зеленоцветных и пестроцветных комковых глин, алевролитов и песчаников.
Толщина свиты 484-590м.
Нижний аптский ярус - К1at1
Алымская свита – K1al
На континентальных осадках киялинской свиты согласно залегают песчаники прибрежно-морских фаций нижней части алымской свиты.
Разрез свиты слагается преимущественно темными и темно-серыми глинами, иногда в нижней части появляются алевролиты и песчаники. Песчаники серые, светло-серые, мелко-среднезернистые,с остатками растительного детрита, объединённые в регионально выдержанный пласт, выделяемый под индексом А1. Мощность пласта 10-20 метров, с ним связана промышленная нефтегазоносность на соседнем Нижне-Вартовском своде, а также залежь нефти на Южно-Черемшанском месторождении.
Верхняя часть свиты преимущественно глинистая и известна под названием кошайская пачка. Литологически она представлена чёрными, аргиллитоподобными, плотными, листоватыми глинами морского происхождения, служащие региональной покрышкой для залежей.
Толщина свиты 20-77 м.
Нижне – верхнемеловой отдел – K1-2
Верхний апт – альб – сеноманский ярус - К1-2(at+al+sm)
Покурская свита – K1-2pk
Свита выделена Ростовцевым Н.Н. в 1955 году со стратотипом в Покурской опорной скважине.
Представлены частым переслаиванием глин серых и тёмно-серых, песчаников и алевролитов. Часто встречаются прослои слабосцементированных песков, по всей толще характерно наличие растительных обуглившихся остатков. Пески и песчаники имеют хорошие коллекторские свойства, весьма водообильны.
Толщина свиты 816 – 959 м .
Верхнемеловой отдел – К2
Туронский ярус – К2tr
Кузнецовская свита – K2kz
В разрезах всех скважин на месторождении отложения покурской свиты перекрываются плотными тёмно-серыми глинистыми отложениями кузнецовской свиты, накопление которых произошло в результате обширной трансгрессии моря.
Толщина свиты 10 – 19 м.
Коньяк – сантон - кампанский ярус – К2kn+sn+km
Ипатовская свита– K2ip
Отложения свиты представлены переслаиванием глин, песчаников и алевролитов.
Толщина свиты от 0 до 97 м.
Cантон - кампанский ярус – К2sn+km
Славгородская свита – K2 slv
Отложения свиты представлены глинами серыми и тёмно-серыми комковатыми, морского генезиса.
Толщина свиты 47 – 136 м.
Маастрихтский – датский ярус - К2mst+dt
Ганькинская свита - K2gnk
Свита слагается глинами морского генезиса, серыми, тёмно – серыми, иногда зеленовато-серыми.
Толщина свиты 140 – 170 м.
Кайнозойская группа - KZ
Палеогеновая система - P
Палеогеновые отложения представлены тремя отделами – палеоценом, эоценом и олигоценом, где выделяются следующие свиты (снизу) – талицкая, люлинворская, чеганская, алымская, новомихайловская и туртасская.
Палеоценовый отдел - Р1
Талицкая свита – P1 tl
Талицкая свита представлена преимущественно глинистыми разностями серого, тёмно-серого цветов , иногда с зеленоватыми и голубоватыми оттенками на отложениях ганькинской свиты.
Отложения залегают местами с перерывом на верхнемеловых отложениях, согласно перекрываются люлинворской свитой эоцена. Входит в состав талицкого горизонта.
Мощность составляет 46-55 метров.
Эоценовый отдел - P2
Люлинворская свита - P2ll
Эоценовые отложения представлены морскими отложениями опоковидных глин, опоками, диатомами, прослоями глауконитово-кварцевых песчаников и алевролитов.
Отложения свиты согласно залегают на талицкой свите палеоцена, перекрывается чеганской свитой верхнего эоцена.
Мощность отложений 185-199 метров.
Верхний эоцен и нижний олигоцен – Р2-3
Чеганская свита – Р2-3сg
Чеганская свита представлена глинами зелёными и зеленовато-серыми алевролитами жирными, комковатыми, пластичными.
Породы свиты залегают с размывом на породах неогена, перекрыты маломощным чехлом суглинков.
Мощность свиты 129-135 метров.
Олигоценовый отдел – Р3
Алымская свита – Р3 alm
Отложения алымской свиты начинают олигоценовый континентальный цикл осадконакопления и представлены преимущественно песками русловой фации с подчинёнными прослоями озёрных и старичных глин.
Вся толща насыщена рассеянным растительным детритом и обломками лигнита.
Новомихайловская свита – P3nmh
Отложения новомихайловской свиты представлены преимущественно глинами. Подчинённое значение имеют пески, затем алевриты. По всей толще наблюдаются прослои бурых углей.
Туртасская свита – Р3trt
Морские осадки туртасской свиты представлены глинами алевритовыми, слоистыми, с прослоями песка. Охарактеризован богатым комплексом спор и пыльцы, плодов и семян, отпечатками растений и пресноводными диатомовыми водорослями.
Толщина палеогеновой системы около 470 м.
Четвертичные отложения - Q
Отложения системы выходят на дневную поверхность и сложены суглинками, желтовато-серыми песками с прослоями глин, плавучими песками и почвенно-растительным слоем. Залегают четвертичные отложения повсеместно.
Толщина отложений 20 – 40 м.
1.2.4 Тектоника
Согласно “Тектонической карте мезозойско-кайнозойского чехла юго-востока Западно-Сибирской плиты” под редакцией К.И.Микуленко , Игольское и Таловое локальные поднятия приурочены к Игольскому куполовидному поднятию. В тектоническом плане Игольское месторождение непосредственно приурочено к Игольскому куполовидному поднятию, которое является положительной структурой второго порядка, осложняющий юго-западный борт Нюрольской впадины – крупной отрицательной структуры первого порядка. Поднятие выявлено и подготовлено к глубокому бурению сейсморазведочными работами 1960-1961 г.г.
Согласно “ Тектонической карте фундамента Западно-Сибирской плиты и её обрамления” (редактор В.С. Сурков, 1974 г.), Игольское куполовидное поднятие находится в пределах Нюрольского прогиба. Возраст складчатости геосинклинального основания позднегерцинский.
Структурный план рассматриваемого региона изучен по материалам сейсморазведки МОВ и МОГТ по поверхности отражающего горизонта П а , соответствующей подошве баженовской свиты, которая расположена выше продуктивного горизонта Ю10.
Игольско-Таловая структура имеет сложное строение, вытянута в субширотном направлении, с северо-запада на юго-восток. Структура ассиметрична, Игольская часть структуры больше по размерам, чем Таловая. Угол наклона крыльев примерно одинаков. В целом гипсометрически более приподнятым является Игольский участок, отдельные купола
имеют отметки –2620, -2640 м. Амплитуда поднятия в западной части Игольского участка составляет 60 м.
В пределах Игольского куполовидного поднятия выделены положительные структуры третьего порядка. Из них наибольшая по размерам и наиболее высокая гипсометрически Игольская, восточнее расположена Таловая структура .
Для каждой из этих структур замыкающей является изогипса - 2670 м, общей - 2680 м.
Игольская структура имеет (по горизонту П а) сложную форму, представляет собой брахиантиклинальную складку, осложнённую двумя вершинами, каждая их которых замыкается изогипсой – 2620 м, - 2640 м .Купола, осложняющие северную и южную части структуры контрастны и имеют резко противоположное простирание : южный – субширотное, северный – субмеридианальное, каждое из которых оконтуривается изогипсой - 2660 м . В целом, поднятие имеет северо-восточное простирание и оконтуривается изогипсой – 2700 м, размеры в пределах оконтуривающей изогипсы составляют 25,5х5-10 м, площадь 193 м2 . Игольская структура изогнута по длинной оси складки. Её длинная ось соответствует положению оси всей Игольской складки, что обусловило формирование здесь структурного носа, вытянутого в северо-восточном направлении. По замыкающей изогипсе - 2675 м длина складки составляет 30 км, ширина в северо-восточной части 5-7 км, в южной (по оси южной вершины) - 19 км. Высота Игольской
структуры 55 м, углы падения крыльев примерно одинаков , наибольшие в северо-восточной части.
По отражающему горизонту Ф2 ( кровля доюрских образований ) Игольское поднятие имеет аналогичную форму , как и по горизонту Па, оконтуривается изогипсой – 3160 м, отдельные своды внутри структуры окотурены изогипсой – 3120 м. Амплитуда западной части Игольской структуры – 125 м. Размеры структуры по горизонту Ф2 по сравнению с размерами по горизонту Па несколько меньше, но в общих чертах форма структуры сохраняется.
По отражающему горизонту Ф2 на Игольском поднятии прослеживаются возможные тектонические нарушения небольшой протяжённости и различной ориентировки.
По отражающему горизонту Ш (низы покурской свиты) Игольское поднятие также находит отражение в общих чертах, в виде отдельных куполов в более сглаженных и пологих формах.
По отражающим горизонтам Ш (низы покурской свиты), 1V в ( ипатовская свита) обе структуры выполаживаются, сохраняя форму замкнутых структурных элементов.
Таким образом, Игольское поднятие прослеживается по всему разрезу платформенного чехла и связаны с эрозионными выступами в доюрском фундаменте. Это говорит о том, что поднятие, как и большинство структур в юго-восточной части Западно-Сибирской плиты, развивались длительное время на протяжении формирования отложений осадочного чехла и связаны с блоковыми вертикальными движениями в доюрском фундаменте. Данные глубокого бурения подтверждают структурно-морфологический план Игольского поднятия, определённый сейсморазведкой МОГТ.
2.5. Нефтегазоносность месторождения
Установлена промышленная нефтеносность Игольского месторождения, которая связана с отложениями васюганской свиты верхней юры. Песчаный пласт развит по всему месторождению. Продуктивный горизонт Ю1 вскрыт всеми скважинами, освещён керновым материалом и литологически характеризуется как неоднородный, состоящий из серии песчаных пластов Ю10, Ю11, Ю12 и разделяющих их глинистых перемычек. Залежь нефти пластовая сводовая.
Залежь нефти Игольско-Талового месторождения имеет длину 40 км, ширину 15 – 17 км, высоту 73 м; Как коллектор пласт выделяется в пределах всего месторождения за исключением скважины № 3 , где происходит его замещение глинисто-алевролитовыми разностями,
увеличиваются и достигают максимальной величины в зоне сочленения с Таловым участком.
Средневзвешенное значение толщины по площади участка составляет в нефтяной зоне 4 м, в водонефтяной – 2,5 м. (1,6-1,4%). Содержание смол и асфальтенов колеблется в пределах соответственно 5,28-5,5% и 0,81-1,5% (таб.№1)
Таблица № 1
|
№ п/п |
Основные пластовые показатели Игольско-Талового месторождения |
Ед.изм. |
Ю1-0 |
|
1 |
Средняя эффективная толщина |
м |
4 |
|
2 |
Средняя нефтенасыщенная толщина |
м |
3,7 |
|
3 |
Пористость |
% |
16,7 |
|
4 |
Проницаемость |
мД |
23 |
|
5 |
Начальная пластовая температура |
гр.С |
92 |
|
6 |
Начальное пластовое давление |
атм. |
285 |
|
7 |
Вязкость нефти в пласт. условиях |
сП |
0,55 |
|
8 |
Плотность нефти в пласт.условиях |
т/с |
0,763 |
|
9 |
Плотность нефти в поверх.условиях |
т/с |
0,856 |
|
10 |
Абсолютная отметка ВНК |
м |
2682 |
|
11 |
Газовый фактор |
м3/м3 |
41 |
|
15 |
Объемный коэффициент |
1,216 |
|
|
16 |
Давление насыщения нефти |
мПа |
84,4 |
|
17 |
Газосодержание нефти |
м3/т |
59,4 |
|
18 |
Вязкость воды в пласт. условиях |
сП |
0,43 |
|
19 |
Плотность воды в повер. условиях |
г/см3 |
1,02 |
|
20 |
Плотность воды в пласт. условиях |
г/см3 |
0,997 |
Физико-химческие данные ИгольскоТалового месторождения:
Таблица №2
|
Физико-химические данные |
количество |
примечание |
|
Плотность, г/см 3 Вязкость, при норм. усл. Сернистость, % массы Содержание легких фракций, %массы Парафина %массы Смол %массы Асфальтенов %массы Газовый фактор, м3/м3 Максимальная толщина продуктивного горизонта, м |
0,8499-0,8469 7,12-8,1 0,35-0,48 до 50% 1,4-1,6 5,26-5,5 0,81-1,6 41 7,2 |
Высокоплотная Не большая Малосернистая Низкопарафинистая Малосмолистая |
2.6. Гидрогеологическая характеристика месторождения.
Вскрытие водоносных горизонтов производилось в скважине путём перфорации эксплуатационной колонны. Вызов притока осуществлялся сменой глинистого раствора на воду с последующим снижением уровня компрессированием. После замены технической воды на пластовую до установления постоянства по хлору проводилась запись кривой притока, по которой определялись коэффициенты продуктивности и гидропроводности.
2.7. Физико-литологическая характеристика коллекторов продуктивного пласта Ю1 по керну
Отбор керна на месторождении производился в разведочных скважинах по всему интервалу продуктивного пласта Ю10. Керн отбирался и для привязки в вышележащей баженовской свите и в нижележащем пласте Ю11 в связи с получением в нём нефтепризнаков в ряде скважин.
Литологически пласт Ю10 сложен песчаниками мелко-среднезернистыми, среднесцементированными, полимиктовыми. Структура песчаников псаммитовая, текстура беспорядочная. Определение гранулометрического состава производилось по шлифам.
Для песчаников пласта Ю10 характерно преобладание мелко-песчаной фракции (0,1 - 0,25 мм), содержание которой меняется от 24 до 67,4 %. Содержание среднепесчаной фракции (0,5 - 0,25 мм) изменяется от 7 до 75,8 %, а крупнопесчаной от 0,1 до 7,0 %. Алевролитовая фракция (0,01 - 0,05 мм) встречается редко. Содержание крупноалевролитовой (0,05 - 0,10 мм) незначительно (1,2-4,66 %), лишь в скважине 10 достигает 56 %.
Петрографический состав песчаников изучался иммерсионным методом. Песчаники пласта полевошпатово-кварцевые с содержанием кварца 39-59 %, полевых шпатов 22-33 %, обломков пород 7-19 %, в незначительном количестве присутствуют слюды.
Кварц встречается в виде неправильных, угловатых зёрен, чистый и слабопелитизированный .
Полевые шпаты таблитчатые, короткопризматические, неправильной формы, пелитизированные, хлоритизированные, редко каолинизированные, трещиноватые .
Слюды бурые, деформированные, иногда наблюдается хлоритизация и гидратация слюд .
Из акцессорных минералов в шлифах встречены циркон, турмалин, апатит, рутил .
Аутигенные минералы: кальцит, пирит, фосфат, лейкоксен, каолин, хлорит. Эпигенетические изменения песчаников выразились структурами внедрения, коррозии, хлоритизацией, деформацией слюд, обесцвечиванием.
Тип цементации поровый, редко плёночный, реже базальный.
Состав цемента каолинит-гидрослюдисто-сидеритовый, каолинит гидрослюдистый.
Литологические и фильтрационно-ёмкостные свойства пород-покрышек на месторождениях изучены исследователями ПГО “Томскнефтегазгеологии”. Ими установлено, что основными факторами, определяющими качество глинистых и глинисто-алевролитовых пород-покрышек, являются их минералогический состав, толщина и степень однородности литологического состава.
Наиболее хорошими экранирующими свойствами обладают аргиллиты и глины, сложенные на 50-75 % ассоциацией каолинита, хлорита, гидрослюд, обогащённые гидроокислами железа и содержащие 25-30 % монтмориллонита , смешанно-слойных образований, не более 1—20 % песчано-алевритового материала и имеющие мощность не менее 5 м.
Региональной покрышкой для залежи пласта Ю10 являются аргиллиты баженовской свиты толщиной от 26 м до 31 м.
В их минеральном составе преобладают гидрослюда, а также хлорит и каолинит. Фильтрационно-ёмкостные свойства аргиллитов низкие.
Покрышкой для водоносного пласта Ю11 являются аргиллиты верхневасюганской подсвиты толщиной от 5 м до 24 м. От вышележащих баженовских аргиллитов они отличаются повышенным содержанием песчано-алевролитовой фракции. Покрышка прослеживается в пределах всей площади месторождения и является надёжным экраном для нижележащих водоносных пластов.
1. Анализ системы сбора и подготовки нефти в НГДУ
«Васюганнефть» 1.1. Общая характеристика объекта
Система сбора нефти и попутного газа в НГДУ «Васюганнефть» однотрубная, закрытого типа с замерными установками типа «Спутник».
На Игольском месторождении нефть по выкидным линиям однотрубной системы сбора через замерные установки поступает в цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН-2), где происходит сепарация, деэмульгация, обессоливание и обезвоживание продукции сбора (на месторождении не используется внутритрубная деэмульгация).
После подготовки нефть сдаётся представителям заказчика и перекачивается по магистральному нефтепроводу на Парабельскую нефтеперекачивающую станцию.
Попутный нефтяной газ, добытый на Игольском месторождении, используется как топливо для печей нагрева нефти на ЦППН-2, как топливо для котельной п.Игол и как топливо для печей нагрева нефти «Сибнефть». Попутный нефтяной газ месторождений проходит очистку от капельной жидкости на площадке подготовки топливного газа (ППТГ) в вертикальных газовых сепараторах ВС1 и ВС2. Также на ППТГ установлен сборник конденсата СК УБС.
Дожимная насосная станция (ДНС) 36 куст ЦППН-2 является пунктом сбора продукции скважин, поступающих с кустов №№ 1, 50, 42,49, 36,35,34,28,29 37,3024,включая разведочные скважины 4р, 12р,5р, Юр и т.д.. ДНС предназначена для обеспечения непрерывного приема продукции скважин, осуществления первой ступени сепарации нефти, дальнейшей перекачки жидкости насосами на установку подготовки нефти (ЦППН - 2) и оперативного учета перекачиваемой жидкости.
ЦППН «Игол» является пунктом сбора продукции скважин, поступающей с Игольско - Талового. Входящая в состав цеха установка подготовки нефти предназначена для подготовки сырой нефти (дегазации, обезвоживания, обессоливания) поступающей с месторождения и дальнейшей ее транспортировки потребителям.
Первая и вторая ступени сепарации.
Нефтяная эмульсия Игольско - Талового месторождения подается в коллектор ЦППН с узла подключений с давлением 0,16МПа
шщзззщУзел подключений представляет собой коллектор, соединяющий два потока:
неразгазированную нефть 25 % с кустов №1,2, 3, 4, 5, 6, 7, 9,
10, 11, 42, 49, 50 трубопровод Ду 200
частично разгазированную нефть ( 85 %) через ДНС 36 куст
с кустов № 36,43,36,35,34,28,23,29,37,38,31,32,26,33,30,24,21
трубопровод Ду 300
В приемном коллекторе I ступени сепарации в поток нефти подается деэмульгатор из блока дозирования реагента БР-10 1У. (БРХ №1,2, 3.) Расход деэмульгатора определяется достижением максимальной эффективности его действия, зависит от применяемой на данный момент марки. Обработанная реагентом нефтяная эмульсия с давлением 0,16 МПа, поступает на первую ступень сепарации установку блочную сепарационную УБС 6300 /14, где происходит разделение расслоившихся в подводящем трубопроводе нефти и газа. Отделившийся газ отводится в каплеотбойник, а нефть поступает в технологическую емкость. В каплеотбойнике газ проходит через струйные отбойники, очищается от капельной нефти и направляется в газовый сепаратор (ГС) с давлением 0,14 МПа. Нефть в технологической емкости проходит через две перегородки из просечно -вытяжных листов, которые способствуют вытеснению промежуточного слоя между пузырьками газа, их коалесценции и отделению остаточного газа от нефти. Сброс газа с предохранительных клапанов осуществляется в газопровод низкого давления ЦППН. Из сепаратора УБС -6300/14 частично разгазированная нефть с давлением 0,16 МПа поступает в успокоительный нефтеподводящий коллектор.
Нефтегазовый сепаратор (НГС) является промежуточным сепаратором II ступени сепарации, (существующая схема позволяет использовать НГС как на второй ступени сепарации, так и на первой, включая его последовательно или параллельно с УБС).
Из НГС нефть с давлением 0,16 МПа поступает в успокоительный нефтеподводящий коллектор.
Из успокоительного коллектора нефть с давлением 0,085 - 0,09 МПа поступает в установку сепарационную трубную наклонную (УСТН-1М), где происходит разделение газоводонефтяной смеси на составляющие компоненты. Благодаря наклону нефтеотводящих трубопроводов,
8
выделившийся газ и газ, увлеченный потоком нефти, скапливается вдоль верхней образующей и движется вверх при нисходящем движении нефти. Весь газ выводится из колонны с давлением 0,005 МПа в газопровод низкого давления факельной системы. Разгазированная нефть через нефтеотводящий коллектор самотеком поступает в технологический резервуар РВС-5000 № 5.
Сырьевой резервуар РВС-5000 № 5
Сырьевой резервуар предназначен для отделения пластовой воды, вывода подтоварной воды на блочно компрессорную насосную станцию (БКНС), вывода частично обезвоженной нефти к насосам внутренней перекачки.
Сброс подтоварной воды из технологического резервуара осуществляется на БКНС. Уровень подтоварной воды в сырьевом резервуаре поддерживается 180-200 см. Из сырьевого резервуара с уровня 3-х или 5 -ти метров нефть поступает в коллектор, подводящий к насосам внутренней перекачки Н 1 -ЦНС300* 120; Н2-ЦНС 300*120.
С выхода насосов внутренней перекачки нефтяная эмульсия поступает по трубопроводу «Насосная внутренней перекачки - печь ПТБ -10» в коллектор печи ПТБ -10. Из коллектора нефтяная эмульсия поступает в нижние ветви змеевиков, расположенных параллельно в корпусе теплообменной камеры, проходит по змеевикам и собирается в верхнем коллекторе.
При своем движении по змеевикам нефть нагревается за счет тепла, отдаваемого продуктами сгорания топливного газа, сжигаемого в четырех камерах сгорания. Нагрев нефтяной эмульсии до температуры 40°С активизирует работу деэмульгатора. Топливный газ в камеры сгорания поступает с площадки подготовки топливного газа через ГРП (газорегуляторный пункт).
Нагретая эмульсия с давлением 0,1- 0,26 МПа поступает в отстойники ОГ - 200 для разделения нефтяной эмульсии на нефть и подтоварную воду. ОГ-200 представляет собой горизонтальную емкость, оснащенную двумя коллекторами - распределителями.
Нефтяная эмульсия поступает в отстойный отсек по коллекторам-распределителям и через отверстия коробчатых распределителей, служащих для гашения энергии вытекающих струй эмульсии, равномерного распределения потока по аппарату и предотвращения перемешивания вышележащего отстоя нефти, равномерно распределяется по аппарату.
Принцип работы отстойника основан на гравитационном отстое и эффекте промывки эмульсии слоем отстоявшейся воды.
Отстойный отсек, в зоне расположения обсадной трубы уровнемера и штуцера отвода воды, имеет вертикальные перегородки, препятствующие перемешиванию жидкости и образующие успокоительную зону.
Сброс воды из отстойников осуществляется в технологические резервуары № 1,№ 2 с последующей откачкой на БКНС.
Для полного опорожнения отстойника предусмотрены аварийные емкости ЕПП 1А, 2А, ЗА объемом 63м3 каждая, ЕПП 4А объемом 16м3.
Обезвоженная нефть с обводненностью 0,6-0,8 % с давлением 0,12-0,15 МПа поступает в концевые сепарационные установки (КСУ) № 1, 2, предназначенные для окончательной сепарации нефти перед поступлением ее в резервуар товарной нефти. Давление на выходе из КСУ не должно превышать 0,005 МПа.
Для опорожнения сепараторов подготовки нефти (УБС, УСТН, НГС, КСУ 1, КСУ2) предусмотрены дренажные трубопроводы с выводом в дренажную емкость ЕПП № 5 (V = 12 м3).
Подготовленная нефть из концевого сепаратора самотеком с давлением 0,03 - 0,1 МПа, (в зависимости от взлива в резервуаре) поступает в резервуар товарной нефти.
Резервуары товарной нефти РВС 5000 № 3, РВС 5000 № 4, РВС 5000 № 6, № 7, № 8 предназначены для приема нефти с установки подготовки нефти, окончательного обезвоживания нефти, путем отслаивания остаточной подтоварной воды, хранения, отпуска и учета нефти при проведения учетно-расчетных операций, при приеме-сдаче нефти между "отправителями нефти" НГДУ "Васюганнефть" ОАО "Томскнефть" грузополучателями "Парабель".
Технологические резервуары № 1,№ 2 предназначены для приема подтоварной воды с отстойников ОГ -200 № 1,№ 2 с последующей откачкой на БКНС.
Подтоварная вода поступает самотеком с отстойников через 6-ти метровый стояк. Первоначальное заполнение резервуара производится через 0,5-ти метровый стояк. В оборудовании резервуара предусмотрен 7-ми метровый стояк для периодического слива нефтяной эмульсии в ЕПП № 3,4 и возврата в технологию через ЕПП № 5.
Насосы внешней откачки: Н 1 - ЦНС 300 х 420; Н 2 - ЦНС 300x420;
10
Н 3 - ЦНС ЗООх 420 с давлением 1-3,7 МПа в линии нагнетания подают нефть на узел учета нефти при работе по основному варианту приема-сдачи нефти или в нефтепровод Игольско -Таловое-Герасимовское-Лугинецкое месторождения - Парабель при работе по резервной схеме -прием-сдача нефти по резервуарам.
Узел учета нефти (УНН - 115) предназначен для измерения количества и качества нефти, сдаваемой НГДУ «Васюганнефть» линейной производственно- диспетчерской станции «ЛПДС ПАРАБЕЛЬ».
Основной вариант сдачи-приема нефти по системе измерения контроля нефти (СИКН).
Сдаваемая нефть поступает на вход УУН. Сдача-прием нефти при этом производится по показаниям СИКН узла учета нефти.
Режим работы резервуарного парка по основной схеме сдачи-приема нефти по СИКН.
РВС № 5 - сырьевой - прием нефти с промысла, предварительный сброс воды.
РВС № 8 (6,7) - Технологический.
Прием нефти с отстойников горячего отстоя переток нефти в буферный резервуар через 5 -ти метровый стояк.
Уровень подтоварный воды в технологическом резервуаре поддерживается 150 - 250 м.
РВС № 6 ( 7,8 ) - Буферный.
Прием товарной нефти с технологического резервуара №8(6,7) Непрерывное поступление нефти на СИКН с 0,5 метрового стояка.
Подготовка газа.
Газ из УБС с давлением 0,1 - 0,26 МПа поступает в газовый сепаратор ГС, в котором происходит очистка газа от капельной жидкости. Излишки газа сбрасываются на факел высокого давления.
Конденсат, отделившийся в газовом сепараторе ГС, периодически сливается в дренажную емкость ЕПП № 8 и закачивается в промысловый коллектор.
Газ после газового сепаратора с давлением 0,1 -0,14 МПа поступает на площадку подготовки топливного газа для дальнейшей подготовки.
Площадка подготовки топливного газа включает в себя:
11
Газ с узла сепарации поступает в сборник конденсата СК с давлением 0,1-0,14 МПа.
В сепараторах сетчатых ВС1 и ВС2 происходит дополнительная очистка газа от капельной жидкости.
Конденсат из ВС1 и ВС2 периодически сливается в дренажную емкость ЕПП № 8, откуда насосом закачивается в коллектор поступления нефти с промысла.
Газ после площадки топливного газа с давлением 0,1 -0,14 МПа поступает потребителям.
печьПТБ-10;
котельная.
Сибнефть
Остаточный газ с УСТН-1М, с концевого сепаратора с давлением 0,005 МПа поступает в газопровод низкого давления факельной системы.
Остаточный газ после НГС сбрасывается в газопровод высокого давления факельной системы.
Газ, сбрасываемый на факел низкого и высокого давления, проходит через расширительные камеры, где отделяется от унесенных капель конденсата, конденсат из расширительных камер сливается в подземные емкости ЕПП (КСВД - КСНД), откуда насосом закачивается в сырьевой резервуар.
Факельное хозяйство
Факельное хозяйство включает в себя:
факельный коллектор высокого давления;
факельный коллектор низкого давления;
газопровод запального газа;
трубопровод возврата конденсата;
конденсатосборник высокого давления КСВД;
конденсатосборник низкого давления КСНД;
факел высокого давления;
факел низкого давления.
Отделившийся на первой ступени газ поступает в коллектор высокого давления, проходит через расширительную камеру, где происходит отделение капель унесенной нефти, и поступает на факел высокого давления. Отделившийся в расширительной камере конденсат собирается в конденсатосборнике высокого давления КСВД.
Газ с концевой ступени сепарации поступает в факельный коллектор низкого давления, проходит через расширительную камеру и поступает на факел низкого давления. Отделившийся в расширительной камере конденсат собирается в конденсатосборнике низкого давления (КСНД). Факел низкого и высокого давления представляют собой устройство, состоящее из факельного ствола, оголовника и запальной горелки.
Газ на запальную горелку подается от факельного коллектора высокого давления.
Откачка конденсатосборников производится по мере необходимости в сырьевой резервуар.
1.2. Физико-химические свойства пластовых нефтей
Исследования нефти приводилось при однократном и ступенчатом разгазировании. Результаты этих работ сведены в таблицах №№ 1-9. (Приложение 1).
Нефть Игольской залежи легкая, плотность в пластовых условиях изменяется от 702,6 до 783 кг/м3, средняя составляет 727 кг/м3. Плотность разгазированной нефти после ступенчатой сепарации колеблется от 818,5 до 838,9 кг/м3, при среднем значении показателя 823 кг/м3. Вязкость пластовой нефти изменяется от 0,63 до 2,06 мПа-с, средняя 1,08. В стандартных условиях (при 20 °С) колеблется от 4,47 до 7,5 мПа-с, средняя составляет 6,4 мПа-с. Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях изменяется от 1,148 до 1,343, средний по залежи составляет 1,255.
Давление насыщения газом не превышает 10,2 МПа, среднее значение составляет 8,3 МПа. Диапазон изменения газосодержания по скважинам составляет 74 -115 м3/т, и в среднем оценивается в 94 м3/т.
13
Газовый фактор (при ступенчатой сепарации) изменяется от 59 до 101 м3/т, в среднем составляет 81,9 м3/т. По фракционному составу характеризуется как нефтяная смесь. Основной объем фракций нефти (43 - 51%) выкипает в интервале температур 200 - 300 С°. По результатам анализа поверхностных проб нефть парафинистая, содержит от 1,67 до 3,72% парафина; малосернистая (серы от 0,15 до 0,47%, среднее 0,35%).
Таблица 1.1 Свойства пластовой и разгазированной нефти Игольской залежи
(по оценке 2000 г.)
|
Наименование |
Пласт Ю |
1-0 |
|
Диапазон изменения |
Среднее значение |
|
|
Давление насыщения газом, МПа |
6,3 - 10,28,3(8,4) |
8,3(8,4) |
|
Газовый фактор, м3/т |
74,1-115,6 |
94,0 (59,4) |
|
Плотность в пластовых условиях, кг/м |
702,6 - 783,0 |
727,4 (763) |
|
Вязкость в пластовых условиях, мПа-с |
0,63-2,06 |
1,08 |
|
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях |
1,148-1,343 |
1,255(1,216) |
|
Пластовая температура, С° |
81-93 |
91(91) |
|
Плотность товарной нефти после ступенчатой сепарации |
818,5-838,9 |
831 (829) |
|
Суммарный газовый фактор, м /т (при ступенчатой сепарации) |
59,3-101,7 |
81,9 |
1.3 Описание технологического процесса и технологической схемы
ДНС 36 куст.
Дожимная насосная станция (ДНС 36 куст) предназначена для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего раздельного транспортирования нефти центробежными насосами. Дожимная насосная станция ДНС (рис.2) состоит из следующих блоков:
буферной емкости;
сбора и откачки утечек нефти;
насосного блока;
низковольтной аппаратуры и КИП и А;
свечи аварийного сброса газа.
14
Рис. 2 Общий вид дожимной насосной станции: 1 - блок буферной емкости; 2 - блок насосов
Технологической схемой ДНС буферная емкость (НГС -100) предназначена для:
приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления
нефти к приему перекачивающих насосов;
сепарации нефти от газа;
поддержания постоянного подпора порядка 0,15 - 0,6 МПа на
приеме насосов.
Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудована поперечными решетчатыми перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.
Откачка нефти из емкости осуществляется на прием основных гехнологических насосов.
Нефть от групповых замерных установок поступает в НГС-100, :епарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0,3 МПа поступает на факельную систему. Количество перекачиваемой нефти замеряется при чомощи расходомеров типа НОРД при прохождении через узел учета нефти.
1.4 Физико-химические свойства реагентов - деэмульгаторов
В процессе эксплуатации нефтяных месторождений неизбежно образование стойких нефтяных эмульсий, свойства которых переменны во зремени и зависят от множества факторов: газосодержания и обводненности юфтяных скважин, минерализации пластовых вод, способа добычи, юмпонентного состава, физико-химических и коллоидно-химический свойств юфтей и их природных стабилизаторах, наличия частиц механических
примесей, температуры и так далее. Все это отражается на эффективности процесса обезвоживания нефти, и в первую очередь, возникает необходимость подбора и применения специальных реагентов-деэмульгаторов. Добавление их к нефтяной эмульсии приводит к необратимым изменениям состава и свойств адсорбционных слоев на границе раздела нефть-вода и способствует развитию процесса коалесценции и отделения воды от нефти.
В настоящее время известны и применяются на практике различные методы воздействия на нефтяные эмульсии: термическое обезвоживание, центрифугирование, фильтрация через слой воды и различные гидрофильные коалесцирующие насадки, применение переменного и постоянного электрический полей. [7].
Во всех случаях целесообразна также обработка нефтяных эмульсий реагентами деэмульгаторами.
Реагенты-деэмульгаторы относятся к обширному классу синтетический поверхностно-активных веществ (ПАВ), номенклатура которых, постоянно расширяется. По классификации Ребиндера [7] их следует отнести ко второй группе ПАВ. Деэмульгаторы положительно адсорбируются на границе нефть-вода гораздо сильнее, чем естественные ПАВ нефти (асфальтены, смолы и т.д.), и поэтому вытесняют их с поверхности диспергированных капель пластовой воды и способствуют расслоению эмульсий в результате коалесценции глобул.
В химическом отношении деэмульгаторы представлены различными неионогенными и иногенными поверхностно-активными веществами. Если молекулы нионогенных деэмульгаторов не содержат ионизирующих конечных групп с высоким сродством к десперсионной среде, то для ионогенных ПАВ характерно наличие гидрофильных и гидрофобных групп, а также различие в характере промежуточных связей между ними. Ионогенные ПАВ подразделяются на анионоактивные, катионоактивные и аморфные. К анионным ПАВ по этой классификации относятся вещества, молекулы которых при растворении в воде диссоциируют на положительно заряженный катион металла или водорода и носитель поверхностно-активных свойств отрицательно заряженный гидрофобный анион, в состав которого входит основная углеводородная часть молекулы. К катионоактивным ПАВ относятся вещества, диссоциирующие в воде на поверхностно-активный катион и неактивный или малоактивный анион. В эту относительно малочисленную группу входят, в основном, соли алкиламинов, соли
16
четырехзамещенного аммония и соли пиридиновых соединений. К амфотерным ПАВ относятся вещества, в молекуле которых одновременно присутствуют основные и кислотные группы. В зависимости от рН среды амфотерные ПАВ могут при диссоциации образовывать анионоактивные или катионоактивные ионы. Примером веществ этого класса являются высшие ал кила м и нокисл оты.
К неиногенным ПАВ относятся продукты конденсации окиси этилена с различными органическими веществами, содержащими активный атом водорода. Эта группа ПАВ существенно расширилась за счет синтеза продуктов на основ окисей алкиленов (этилена и пропилена) так называемых блоксополимеров. Гидрофобная часть молекулы продуктов конденсации окиси этилена с окисью пропилена образована радикалом пропиленгликоля, а гидрофильная часть - полиоксиэтиленовыми звеньями. При изменении отношения оксиэтиленовых и оксипропиленовых групп, а также их взаимного расположения в молекуле ПАВ получаются соединения, обладающие различной растворимостью в воде, смачивающими и другими поверхностно-активными свойствами. Характерной особенностью неионогенных ПАВ является малое влияние водоростворимых солей и рН среды на их поверхностно-активные свойства. Это обстоятельство предопределило их применение для разрушения нефтяных имульсий, внутренняя фаза которых представлена высокоминерализованными пластовыми водами.
Установлено, что точка ввода реагента-деэмульгатора в технологической схеме установки подготовки нефти имеет определенное влияние на расход деэмульгатора и улучшение качества подготовленной нефти [7]. Однако известные рекомендации о том, куда лучше дозировать деэмульгатор часто противоречат друг другу- Зто объясняется как отличительными особенностями самих деэмульгаторов, так и оптимальными условиями разрушения конкретной нефтяной эмульсии с конкретным деэмульгатором. Существенное значение при этом оказывают различия в обводненности и физико-химических свойствах обрабатываемой продукции скважин, свойствах применяемого деэмульгатора, различия в схемах установок подготовки нефти и т.д.[7]. Если на эти факторы не обращается должного внимания, то рекомендованный к промышленному внедрению деэмульгатор на установках подготовки нефти применяется далеко не в оптимальных условиях, в результате чего имеет место перерасход деэмульгатора, из-за передиспергирования системы ухудшается качество дренажных вод, глубина обезвоживания нефти. Недостатки в подборе
17
деэмульгатора часто решаются на установках подготовки нефти путем переноса в технологической схеме точки его дозирования.
1.5. Деэмульгаторы, используемые в системе подготовки нефти в
ЦППН-2 НГДУ «Васюганнефть»
В НГДУ «Васюганнефть» деэмульгаторы определяются по
рекомендациям специализированных организаций. Данными
деэмульгаторами являются реагенты серий СНПХ - 4810 А, Кемеликс 3417 ХМ, Диссольван М 3408, которые представляют собой жидкости растворимые в воде, ацетоне, спирте и других органических растворителях. Они являются деэмульгаторами общего назначения и могут применяться на всех видах обезвоживающего оборудования.
По своим физико-химическим свойствам реагенты должны соответствовать показателям, приведенным в таблице 1.2.
Таблица 1.2
Физико-химические показатели деэмульгаторов СНПХ - 4810 А, Кемеликс
3417 ХМ, Диссольван М 3408 .
|
Наименование показателей |
СНПХ -4810 А |
Кемеликс 341 7 ХМ |
Диссольван М 3408 |
|
Внешний вид |
Прозрачная жидкость от светло-желтого до коричневого цвета |
Прозрачная жидкость от светло-желтого до коричневого цвета |
Прозрачная жидкость от светло-желтого до коричневого цвета |
|
Массовая доля основного вещества, % |
45-55 |
40 |
50-55 |
|
Вязкость кинематическая при температуре 25 °С |
30-60 |
80 |
29 |
|
Температура застывания, °С |
минус 45 |
минус 45 |
минус 60 |
|
Плотность, Kr/MJ |
930 |
893 |
940 |
Следует отметить, что на стадии обезвоживания, когда основные процессы разрушения бронирующих оболочек завершены, излишняя дозировка деэмульгатора вообще не желательна, так как из-за пониженного
18
межфазного натяжения возможно повышение содержания в нефти тонкодиспергированных глобул воды.
1.6 Требования, предъявляемые к реагентам деэмульгаторам
Отечественными и зарубежными исследованиями было установлено, что основным фактором, определяющим устойчивость нефтяных эмульсий, является структурно-механический барьер, образующийся на поверхности капель воды в нефти. Этот барьер создают природные стабилизаторы -различные высокомолекулярные компоненты нефти и в первую очередь асфальтосмолистые вещества, коллоидно-пептизирующиеся в нефтях и обладающие слабой поверхностной активностью.
Наряду с асфальтосмолистыми веществами в состав защитных оболочек на глобулах эмульгированной воды в нефти входят и другие полярные компоненты нефти: нафтеновые кислоты, порфирины, микрокристаллы парафинов, частицы различных механических примесей и т.д.
Состав и свойства пластовых вод, образующих дисперсную фазу, влияют на прочностные характеристики защитных слоев.
Исследования стабилизаторов [7], выделенных из защитных слоев глобул агрегативно устойчивых промысловых водонефтяных эмульсий ряда месторождений, показал, что даже близкие по характеристикам нефти могут значительно отличаться по составу компонентов, стабилизирующих их эмульсии. Более того, эмульсионные пробы нефтей, отобранные в разное время из различных точек системы сбора одного и того же месторождения, также могут значительно отличаться по устойчивости и составу их бронирующих оболочек.
В первые роль и значение поверхностно-активных веществ как реагентов-деэмульгаторов для предотвращения образования и разрушения стойких водонефтяных эмульсий были рассмотрены в работах Гурвича Л.Г. и затем развиты в классических исследованиях академика Ребиндера П.А. и его школы [7].
Исходя из существующих исследований о механизме действия деэмульгаторов на нефтяные эмульсии обратного типа (вода в нефти) общие требования к деэмульгаторам сводятся, в основном, к следующему:
• эффективный деэмульгатор должен обладать достаточно высокой поверхностной активностью из той фазы, в которую он вводится при обработке нефтяной эмульсии;
молекулы деэмульгатора должны обладать хорошими
пептизирующими свойствами, чтобы, адсорбируясь на гелеобразных
(коллоидных) «бронирующих» оболочках, состоящих из
асфальтосмолистых и других компонентов нефти, они вызывали
процесс пептизации (разрыхления) этих оболочек, т.е. разрыв их
целостности;
молекулы деэмульгатора должны обладать высоким смачивающим
(инверсионным) действием на гидрофобизированные твердые
частицы механических примесей, микрокристаллы солей и
парафина для того, чтобы произошел процесс перевода этих частиц
с границы раздела в объем водной или нефтяной фазы;
молекулы деэмульгатора на границе раздела фаз не должны
образовывать прочных пленок, т.е. не должны являться
стабилизаторами эмульсий как прямого, так и обратного типа.
Таким образом, процесс разделения нефтяных эмульсий с применением реагентов-деэмульгатров является физико-химическим процессом, зависящим от компонентного состава и свойств защитных оболочек природных стабилизаторов обрабатываемых нефтяных эмульсий, типа, коллоидно-химических свойств и удельного расхода применяемого деэмульгатора, температуры, интенсивности и времени перемешивания нефтяной эмульсии с реагентом и других причин.
Учитывая разнообразие характеристик нефтяных эмульсий, состава и свойств их природных стабилизаторов, трудно представить возможность создания какого либо универсального деэмульгатора с набором указанных свойств, который можно было бы экономически выгодно применять для разрушения нефтяных эмульсий во всех случаях.
Известно, что разные деэмульгаторы отличаются друг от друга по целому ряду признаков: растворимости в водной или в нефтяной фазах, поверхностно-активным или смачивающим свойствам, кинетике и величине адсорбции на различных границах раздела фаз и т.д. Этим объясняется избирательность действия отдельных деэмульгаторов на определенный тип нефтяных эмульсий.
Следовательно, выбор эффективных реагентов-деэмульгаторов должен производиться как в зависимости от специфических особенностей обрабатываемой нефтяной эмульсии, так и технологических условий применения деэмульгаторов.
20
В НГДУ «Васюганнефть» деэмульгаторы подбирается по рекомендации специализированных организаций на основе проведения лабораторных анализов взаимодействия реагентов с нефтью и по результатам работы этих деэмульгаторов предоставленных им НГДУ. Ведется анализ работы реагента непосредственно в цеху путем увеличения или уменьшения подачи его на входе в установку.
21
2. Современные требования, предъявляемые к системам сбора и подготовки нефти, газа и воды на нефтяном месторождении.
Нормативные показатели по качеству нефти приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1 Нормативные данные по качеству нефти (ГОСТ Р 51858-2002)
|
Показатель |
I |
группа неф II |
ти III |
|
Массовая доля воды, % , не более |
0,5 |
0,5 |
1,0 |
|
Концентрация хлористых солей, мг/л, не более |
100 |
300 |
900 |
|
Содержание механических примесей, %, не более |
0,05 |
0,05 |
0,05 |
|
Давление насыщенных паров (ДНП) при температуре 37,8 °С, кПа, не более |
66,7 |
66,7 |
66,7 |
|
Массовая доля органических хлоридов, млн" (ррт) |
Не норм |
ируется, опр( обязательно |
^деление |
|
Массовая доля сероводорода, млн"1 (ррт), не более |
20 |
50 |
100 |
|
Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн" 1 (ррт), не более |
40 |
60 |
100 |
22
2.1. Особенности обустройства объектов и требования к качеству подготовки нефти за рубежом
За рубежом в промысловых условиях, как правило, осуществляется только обезвоживание нефти. Применяемая технология определяется особенностями системы сбора, мощностью оборудования, свойствами и обводненностью нефти, степенью минерализации пластовых вод, способом эксплуатации и условиями разработки нефтяных месторождений, их отдаленностью от нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) и климатическими условиями. Несмотря на крайнее разнообразие технологических схем сбора и промысловой подготовки нефти за рубежом, во всех случаях предусматривается обработка в аппаратах, встроенных в общую систему сбора и транспорта продукции скважин. При обезвоживании нефти на промыслах достигается удаление из нее основного количества воды и растворенных в ней солей, а также механических примесей. Парафин и другие органические вещества считается целесообразным не удалять из нефти. Для этого создаются условия для поддержания этих веществ во взвешенном состоянии и транспортирования на НПЗ. Обезвоживание нефти в небольших объемах (до 1-2 млн. м3/ год) осуществляется в блочных сепараторах-деэмульсаторах и герметизированных резервуарах, встроенных в технологическую схему сбора и транспорта нефти и газа, не выделяемых в самостоятельные объекты и не требующих автономного обслуживания. Обезвоживание нефти в больших объемах (до 6 млн.м3/ год) проводится на центральных сборных пунктах при комплексном использовании резервуаров, нагревателей-деэмульсаторов. На этих объектах процесс обезвоживания нефти в самостоятельную операцию также не выделяется и является одним из большого числа операций по приему и измерению объемов продукции скважин, сепарации газа высокого и низкого давления, горячей сепарации, осушке газа и отбору пропан-бутановых фракций, их откачке или возврату в нефть, компримированию газа, многоступенчатому сбросу и очистке пластовой воды, ее закачке в пласт или сбросу в океан, осуществляемых на сборном пункте. Обслуживает все эти процессы и операции один и тот же технический персонал. Типовые установки подготовки нефти на месторождениях также не применяются, используются типовое блочное оборудование, входящее в различные схемы. При обустройстве площадок как мелких, так и крупных пунктов сбора продукции скважин, сепарации газа, подготовки нефти и очистки воды капитальные здания не строятся. Широко используются каркасные конструкции с теплоизолированными листовыми
23
металлическими панелями. Оборудование, как правило, устанавливают на фундаментах или салазках, технологические площадки бетонных покрытий не имеют, широко применяется гравийная отсыпка. В районах с суровыми климатическими условиями (например, Аляска) применяются технологические блоки-модули, а щитовые конструкции используются для объединения нагревателей-деэмульсаторов в самообогреваемые производственные блоки, в которых размещаются необходимая контрольно-измерительная и регулирующая аппаратура, насосы, дозаторы и другое оборудование.
Многие виды оборудования, в том числе и компрессорные станции, монтируются на открытых площадках, окруженных щитами, нижняя часть которых для улучшения условий работы в летний период удаляется. Тепло компрессорных станций при необходимости утилизируется с помощью воздушных калориферных устройств. Для обогрева вспомогательных помещений на объектах широко используется тепло гликолевых установок, применяемых при осушке газа. Технологические схемы подготовки нефти и набор оборудования определяются большим числом весьма разнообразных факторов: уровнем добычи, качеством добываемой нефти, требованиями со стороны нефтепровод ных компаний к качеству нефти, природно-климатическими условиями, отдаленностью от месторождений и начальными извлекаемыми запасами, взаимным расположением месторождений, разрабатываемых одной и той же фирмой и т.д. Теплообменная аппаратура, как правило, не применяется. Обезвоживание нефти на наиболее крупных узлах осуществляется с помощью технологической пары нагреватель-резервуар (Канада, Венесуэла, США, Иран, ФРГ, Нигерия, Франция), причем технологические резервуары оборудованы газовой обвязкой и во многих случаях снабжены малогабаритными сепараторами горячей ступени. На многих мелких месторождениях в качестве отстойной аппаратуры также применяются герметизированные резервуары. Иногда для обезвоживания нефти используют электродегидраторы, но в США и других районах на крупных сборных пунктах отказываются от применения даже уже построенных электродегидраторов и стремятся осуществлять подготовку нефти с использованием резервуаров. В Венесуэле деэмульсаторы служат для нагрева дренажной воды, являющейся теплоносителем, а подготовка нефти осуществляется в резервуарах, в которые поступает эмульсия, разрушенная в коротких участках трубопроводов, подводящих продукцию скважин к резервуарам. В Нигерии обезвоживание нефти проводят в две
24
ступени, причем качественную нефть получают отстаиванием в герметизированных резервуарах, а разрушению в деэмульсаторах подвергают лишь промежуточный слой и концентрированную эмульсию, отбираемые из этих резервуаров. Во Франции подготовка нефти осуществляется по пути ее движения: обезвоживание нефти - на месторождении Луго и обессоливание - на территории месторождения Парантин.
В Алжире нефть, поставляемая на экспорт, имеет содержание воды и солей соответственно около 1% и 60 мг/л. Это достигается обработкой нефти в электродегидраторах и ее последующим отстаиванием в резервуарах в течение суток. Качество нефти по пути ее движения постоянно улучшается за счет сброса воды из промысловых резервуаров, магистральных трубопроводов, резервуаров портовой перевалочной базы. Герметизированные резервуары, из которых всегда отбирается выделившийся газ, используют в качестве второй ступени сепарации, концевой ступени сепарации, технологических резервуаров предварительного сброса пластовой воды, отстойных аппаратов, горячей ступени сепарации, товарных резервуаров. В большинстве случаев резервуары используют комбинированно. Сырьевые резервуары в технологической цепи скважина-система ПАКТ, как правило, отсутствуют, и нефть из скважин поступает непосредственно в технологические аппараты для сепарации газа и последующей ее деэмульсации. Однако система ПАКТ не исключает строительства и использования резервуаров, в которых нефть после ее подготовки в деэмульсаторах выдерживают значительное время для отбора легких фракций. С целью предотвращения старения эмульсии применяется подача деэмульгатора на устье скважин и головные участки трубопроводов. Сброс воды осуществляется во всех удобных для этой цели точках, включая групповые установки. Единых требований на содержание в нефти различных компонентов, продаваемой нефтепроводным компаниям, не существует. Нефть в основном только обезвоживается, хотя содержание солей в пластовой воде в несколько раз ниже, чем, например, на месторождениях европейской части нашей страны. Так, содержание солей в нефти при одном проценте воды в ней по некоторым месторождениям достигает: Уэйминг (США) - 9-1 мг/л, Кирикири (Венесуэла) -117 мг/л, Вилмингтон (США) - 234 мг/л, Канзас Уэст (США) - 1232 мг/л, Муф Ко (США) - 1881 мг/л. В Калифорнии (США) считалось допустимым содержанием воды
25
и мехпримесей в нефти до 3%, Мидконтиненте 1-2%, на юге США - 1-2%, на Аляске 0,5%.
Однако все чаще к качеству нефти предъявляются повышенные требования. Для многих месторождений допускаемое содержание воды и мехпримесей в нефти составляет 0,3%. В Канаде существуют единые нормы на содержание воды и мех.примесей в поставляемой нефти, определяемое величиной 0,5%. Содержание солей в нефти не лимитируется. В Европе существуют другие требования к нефтям, которые обусловлены в основном тем обстоятельством, что большое число нефтеперерабатывающих заводов работает на высококачественных нефтях европейского континента, Ближнего и Среднего Востока, практически не содержащих при добыче воду и соли. Здесь допустимое содержание солей в нефти, поступающей на НПЗ, обычно лимитируется 55-85 мг/л. Однако в ФРГ допустимое содержание воды в нефти, поставляемой па НПЗ, составляет 1%, а солей - 200 мг/кг нефти. При изготовлении электродного кокса вводится дополнительное ограничение на содержание в нефти золы, которое не должно превышать 200 мг/кг нефти. В отдельных случаях на заводы направляется нефть с содержанием солей 10-30 мг/л. В целом нормы на допустимое содержание балласта в нефти определяются технологическими трудностями удаления воды на месторождениях до минимальных значений современными техническими средствами и уровнем затрат для осуществления этого процесса.
2.2. Анализ технологических потерь при подготовке нефти на промыслах НГДУ «Васюганнефть»
Под технологическими потерями понимаются безвозвратные потери нефти (уменьшение ее массы) являющиеся следствием исходных ее физико-химических свойств, степени совершенства используемых технологических процессов, технических средств и нефтесберегающих мероприятий при сборе, подготовке, транспортировке и хранении нефти.
Нефтепромысловые объекты где происходят потери углеводородного сырья:
- эксплуатационные скважины (кусты скважин или отдельно расположенные
скважины);
- замерные установки;
дожимные насосные станции;
центральные пункты сбора нефти и газа;
резервуарные парки.
26
2.3 Источники технологических потерь нефти
При добыче и сборе:
фланцевые соединения, сальниковые уплотнения открытой запорной
арматуры и полированного штока на устье скважин и замерных
установках;
сепарационные узлы нефти и газа всех ступеней, если жидкость из
конденсатосборников газосборных сетей и факельных линий не
утилизируется на предприятиях нефтяных или иных компании,
фланцевые соединения, сальниковые уплотнения открытой запорной
арматуры на ДНС, резервуары и отстойники для предварительного
сбора пластовых вод;
емкости для сбора утечек из сальниковых уплотнений центробежных
насосов.
При подготовке:
технологические резервуары;
отстойники и резервуары для очистки и подготовки сточных вод;
сепараторы концевых ступеней сепарации нефти, если газ из них
сбрасывается на факел, а жидкость не утилизируется из
конденсатосборников.
При транспортировке и хранении нефти на промыслах:
• резервуары товарной нефти, дренажные емкости для сбора утечек
нефти из сальниковых уплотнений насосов.
При транспортировке нефти по магистральным нефтепроводам:
резервуары на головных НСП;
дренажные емкости для сбора утечек нефти из сальниковых
уплотнений подпорных и магистральных насосов;
установки для очистки сточных вод.
Технологические потери нефти условно классифицируются по видам:
от испарения;
от уноса капельной нефти газом;
от уноса остаточной нефти пластовыми и дренажными водами;
от утечек нефти через уплотнения оборудования.
В настоящее время вследствие недостаточных мер по герметизации и несовершенства технического оснащения объектов сбора, транспорта и хранения, а иногда промысловой и нефтезаводской подготовки нефтей
27
потери легких углеводородов из них по пути движения от мест добычи до переработки продолжают оставаться недопустимо большими. Основные потери обусловлены испарением нефтей в узлах замера (трапно-замерные установки), на которых обычно установлены негерметичные мерники (при самоточной системе сбора нефти), при наливе, хранении в резервуарах сборных пунктов, товарных парков нефтепромыслов, товарно-транспортных управлений и нефтеперерабатывающих заводов. Потери можно рассматривать как устранимые и неустранимые. Неустранимые находятся в полной зависимости от технического оснащения нефтепромысловых предприятий, их можно сократить до минимума при совершенствовании техники и технологии процессов нефтедобычи (герметизация пути движения нефти с переходом на напорные и высоконапорные системы сбора нефти, мероприятия по полной герметизации резервуарных парков улавливанием из них выбрасываемых в атмосферу углеводородов, сокращение количества перевалок нефти и др.). Устранимые потери свидетельствуют о бесхозяйственности, неумелом использовании техники, нарушении элементарных правил эксплуатации и поддержания в должном состоянии промыслового оборудования, т. е. эти потери могут быть ликвидированы проведением обычных организационно-технических мероприятий (устранение течей, ремонт крыш, днищ и поясов, установление дыхательных и огнезащитных клапанов, обвязка дыхательными линиями резервуаров и т. п.).
Ликвидировать потери легких фракций можно в основном внедрением наиболее рациональных схем сбора нефти и газа, а также строительством объектов по стабилизации нефтей для их хранения и транспортировки.
К современным системам сбора, транспорта и подготовки нефти должны предъявляться основные требования: высокая экономичность системы в части ее металлоемкости, стоимости капитальных вложений и эксплуатационных расходов; полная герметизация системы сбора нефти и газа по всему пути движения от скважин до пунктов их подготовки; ввод в эксплуатацию участков промысла до окончания строительства всего комплекса сооружений; малообъектность и надежность в эксплуатации; возможность автоматизации и телемеханизации объектов; возможность снижения протяженности автомобильных дорог, уменьшения расхода служебного транспорта, сокращения эксплуатационного персонала; возможность более полного использования ресурсов нефтяных газов, извлекаемых с нефтью и др.
На основании этих требований промысловые системы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и пластовой воды должны рас сматриваться как единая технологическая система со взаимосвязанными процессами, охватывающая не только отдельный промысел, но и целый нефтедобывающий район. На промыслах должно быть минимальное число объектов при концентрации всех основных из них на центральном пункте сбора.
При решении этих задач необходимо соблюдение следующих условий.
1. Максимальное использование избытка пластовой энергии либо
напора, создаваемого глубинными насосами, достаточного для транспорта
продукции скважин до центральных пунктов сбора, либо дожимных насосно-
сепарационных установок.
Возможные схемы стабилизации нефтей.
В зависимости от конкретных условий и требований, предъявляемых к стабилизации в части возможного использования продукции установок (определяющих во многом глубину извлечения легких фракций и место размещения), при проведении данного процесса существуют следующие принципиально отличные направления.
Все остальные способы представляют сочетание указанных основных.
29
Виды технологических потерь нефти на нефтепромысловых
объектах
|
Нефтепромысловые объекты и источники потерь нефти |
Испа рение нефти |
Унос капель ной нефти газом |
Унос остаточ ной нефти сточными водами |
Утечка нефти через уплотнения |
|
Эксплуатационные скважины |
||||
|
Фланцевые соединения, сальни ковые уплотнения открытой за порной арматуры и полирован ного штока штанг на устье сква жин |
+ |
|||
|
Установка замера продукции скважин |
||||
|
Фланцевые соединения , сальни ковые уплотнения открытой за порной арматуры |
+ |
|||
|
Сепарационные узлы и дожимные насосные скважины |
||||
|
Установки предварительного от бора газа, нефтегазовые и газо вые сепараторы, если жидкость из конденсатосборников газо сборных сетей и факельных линий не утилизируется на предприятиях нефтяных или иных компаний |
+ |
|||
|
Резервуары и установки для предварительного сбора дренажных вод |
+ |
|||
|
Емкости для сбора утечек из сальниковых и торцевых уплотнений центробежных насосов |
+ |
|
Нефтепромысловые объекты и источники потерь нефти |
Испа рение нефти |
Унос капель ной нефти газом |
Унос остаточ ной нефти сточными водами |
Утечка нефти через уплотнения |
|
Фланцевые соединения, сальниковые уплотнения открытой запорной арматуры |
+ |
|||
|
Центральный пункт сбора нефти и газа |
||||
|
Технологические и товарные резервуары |
+ |
~ |
|
** |
|
Сепараторы концевых ступеней сепарации, если газ из них сбрасывается на факел, а жидкость не утилизируется из конденсатосборников |
+ |
|||
|
Отстойники или резервуары для очистки и подготовки сточных вод |
+ |
|||
|
Дренажные емкости для сбора утечек нефти из сальниковых и торцевых уплотнений насосов |
+ |
|||
|
Фланцевые соединения, сальниковые уплотнения открытой запорной арматуры |
+ |
31
3. Расчетная часть 3.1 Согласование исходной информации Таловое месторождение
В связи с тем, что информация взятая из [9], не точна произведем согласование исходной информации. Исходная информация:
Плотность пластовой нефти
Плотность дегазированной нефти
Плотность нефтяного газа
Газовый фактор
Объемный коэффициент пластовой нефти
Посчитаем молярную массу 9-го компонента, т.е. паров нефти:
где молярная масса нефтяного газа М^:
- это слишком много, по этому принимаем
проводим повторный расчет:
что удовлетворяет требуемым условиям.
Проверка согласования экспериментальных данных:
32
Определяем плотность пластовой нефти с этой плотностью:
Определим погрешность расчета:
данные согласованы.
Произведем расчет компонентного состава пластовой нефти с плотностью
В таблице 3.1 приведены рассчитанный компонентный состав пластовой нефти с корректировочными значениями. Эти значения являются наиболее оптимальными (правильными) с наименьшей погрешностью для дальнейшего расчета разгазирования нефти по ступеням.
Таблица 3.1
Результаты расчета компонентного состава пластовой нефти с корректировочными значениями.
|
№ |
Mi |
Ni"ocp.(%) |
M,*N," |
Юоср. |
Nocp (%) |
Коррект. Ni" |
Ni,% |
|
|
1 |
Азот (N2 |
28 |
8,6 |
2,408 |
632,29 |
0,01 |
8,6 |
3,15 |
|
2 |
Диоксид углерода (СО2) |
44 |
1,086 |
0,47784 |
79,26 |
0,01 |
1,086 |
0,41 |
|
3 |
Сероводород (H2S) |
34 |
0 |
0 |
22,33 |
0,00 |
0 |
0,00 |
|
4 |
Метан (СН4) |
16 |
55,2 |
8,832 |
170,22 |
0,32 |
55,2 |
20,37 |
|
5 |
Этан (С2Н6) |
30 |
7,89 |
2,367 |
29,45 |
0,27 |
7,89 |
3,05 |
|
6 |
Пропан (С3Нв) |
44 |
15,16 |
6,6704 |
8,046 |
1,88 |
15,16 |
6,73 |
|
7 |
изо-Бутан (i-C4H10) |
58 |
3,24 |
1,8792 |
2,935 |
1,10 |
3,24 |
1,88 |
|
8 |
норм-Бутан (п-С^ю) |
58 |
6,29 |
3,6482 |
1,968 |
3,20 |
6,29 |
4,33 |
|
9 |
изо-Пентан (i-CsHi?) |
72 |
1,025 |
0,052 |
24,65 |
2,534 |
12,88 |
|
|
10 |
норм-Пентан (п-CsHiz) |
72 |
1,025 |
0,586 |
0,00 |
1,48 |
||
|
11 |
УК С6 |
86 |
0,484 |
0,1588 |
0,00 |
2,11 |
||
|
12 |
УКС7 |
100 |
0,0875 |
0,00 |
||||
|
13 |
УКС8 |
114 |
0,01619 |
0,00 |
||||
|
14 |
УКС9 |
128 |
0,0046 |
0,00 |
||||
|
15 |
УКС10 |
142 |
0,0017 |
0,00 |
||||
|
16 |
Не летучие компоненты |
265,0433 |
0,0875 |
69,00 |
44 |
|||
|
ИТОГО: |
100 |
26,283 |
100 |
100 |
100 |
где
- молярная масса /-того компонента;
- молярная доля i-го компонента в нефтяном газе;
константа фазовых равновесий i-го компонента (при
стандартных условиях) из справочника [10],
- молярная доля I - го компонента в пластовой нефти после
однократной ступени разгазирования;
- корректировочное значение молярной доли i-го компонента в
нефтяном газе.
3.2 Расчет физике- химических свойств смеси пластовых нефтей
Приведем алгоритм расчета.
Так как происходит смешение нефти двух потоков Игольского и Талового месторождений, необходимо произвести расчет смеси. Смешение двух потоков происходит в коллекторе на входе в ДНС.
Рис.3 Схема смешения 2-х потоков. 1) Рассчитаем молекулярную массу дегазированной нефти:
, где
- плотность дегазированной нефти; вязкость дегазированной нефти; -молярная масса дегазированной нефти.
2) Молярная масса смеси: 34
-молярная масса
где
компонента в смеси
- молярная доля
компонента в смеси
Константы фазового равновесия:
где ^-константа фазового равновесия
компонента при термобарических условиях : давлении Р и температуре Т.
где
- молярная доля j - смеси -молярная масса j - смеси •число молей в у - смеси -масса j - смеси
Условие материального баланса
Константы фазового равновесия:
3) Найдём м"5 и мост, зная:
7) Найдём газовый фактор смеси GCM в точках смешения: По определению:
Пользуясь описанным алгоритмом рассчитаем физико-химические свойства смеси пластовых нефтей Игольского и Талового нефтяных месторождений.
Таблица 3.2 Исходные данные:
|
Месторождение |
р, кг/м |
q, т/сут |
// , мПа*с |
Mh г/моль |
р , кг/м |
G, л/УлГ |
|
Июльское |
856 |
3800 |
9,1 |
143 |
1,115 |
50,99 |
|
Таловое |
843 |
3800 |
15,88 |
145 |
1,18 |
56,06 |
Найдем вязкость смеси нефтей по формуле (3):
Найдем плотность нефтяного газа смеси нефтей по формуле (4):
Результаты расчета: Найдем плотность смеси нефтей по формуле (2):
то
Найдем газовый фактор смеси нефтей по формуле (5):
3.3 Расчет компонентного состава смеси пластовых нефтей Игольско-
Талового месторождения
Молярная доля и молярная масса i-ro компонента в пластовой нефти:
Молярная доля 1-го компонента в смеси:
Молярные массы пластовых нефтей Игольского и Талового нефтяных месторождений:
Молярная масса 9-го компонента в смеси:
Объемная доля 9-го компонента в пластовой нефти:
3.4 Расчет компонентного состава нефти по ступеням
разгазирования
Рис. 4 Расчетная схема сбора нефти с Игольско-Талового нефтяного
месторождения
Расчет проводился с помощью программы Excel.
Определяем константы фазового равновесия [10], и для их вычисления для данных температуры и давления воспользуемся программой (Excel).
Определяем молярную долю i - го компонента в нефтяном газе:
Определяем молярную долю i - го компонента в нефти:
Определяем молярную долю нефтяного газа Л/ , выделившегося из смеси пластовых нефтей в процессе ее равновесного разгазирования (Excel):
Результаты расчета смеси Игольско-Талового месторождения после дегазирования ее на ДНС 36 куст (согласно алгоритма пункт 3.4)
Для этого произведем расчет констант фазового равновесия (программа в Excel) КТ=КТ1 + (КТ2-КТ1)/(Т1-Т2Г(Т-Т1)
Таблица 3.4 Для давления Рабс= 0,2812 МПа
|
№ |
Наименование компонента |
Кп |
КТ2 |
Т1,иС |
Т2,иС |
т,ис |
Кт |
Равс,МПа |
М, г/моль |
|
|
1 |
Азот (N2) |
223 |
280 |
10 |
37,78 |
19 |
241,4665 |
0,2812 |
28 |
|
|
2 |
Диоксид углерода (С0г) |
24 |
32 |
10 |
23,89 |
19 |
29,1836 |
44 |
||
|
3 |
Сероводород (Н 2S) |
7,4 |
11 |
15,56 |
37,78 |
19 |
7,9573 |
34 |
||
|
4 |
Метан (СН4) |
57 |
68 |
10 |
37,78 |
19 |
60,5637 |
16 |
||
|
5 |
Этан (С2Н е) |
9,5 |
14,2 |
15,56 |
37,78 |
19 |
10,2276 |
30 |
||
|
6 |
Пропан (С3Н а) |
2,54 |
4,2 |
15,56 |
37,78 |
19 |
2,7970 |
44 |
||
|
7 |
изо-Бутан (i-C4H10) |
0,9 |
1,76 |
15,56 |
37,78 |
19 |
1,0331 |
58 |
||
|
8 |
норм-Бутан (п-С4Ню) |
0,665 |
1,23 |
15,56 |
37,78 |
19 |
0,7525 |
58 |
||
|
9 |
УКС5+ |
0,00058 |
0,002 |
15,56 |
37,78 |
19 |
0,0008 |
108 |
||
|
10 |
Не летучие компоненты |
266 |
Таблица 3.5
Для давления Рабс= 0,4922 МПа
|
№ |
Наименование компонента |
Кп |
КТ2 |
Т1,"С |
Т2, "С |
Т, UC |
Кт |
Равс.МПа |
М |
|
1 |
Азот (N2) |
134 |
166 |
10 |
37,78 |
19 |
144,3672 |
0,4922 |
28 |
|
2 |
Диоксид углерода (С02) |
14 |
18 |
10 |
23,89 |
19 |
16,5918 |
44 |
|
|
3 |
Сероводород (Н 2 S) |
4,3 |
6,4 |
15,56 |
37,78 |
19 |
4,6251 |
34 |
|
|
4 |
Метан (СН4) |
33 |
40 |
10 |
37,78 |
19 |
35,2678 |
16 |
|
|
5 |
Этан (С 2 Н6) |
5,5 |
8,2 |
15,56 |
37,78 |
19 |
5,9180 |
30 |
|
|
6 |
Пропан (С3Н8) |
1,5 |
2,43 |
15,56 |
37,78 |
19 |
1 ,6440 |
44 |
|
|
7 |
изо-Бутан (i-C4H 10) |
0,545 |
1,03 |
15,56 |
37,78 |
19 |
0,6201 |
58 |
|
|
8 |
норм-Бутан (п-С4Н10) |
0,405 |
0,75 |
15,56 |
37,78 |
19 |
0,4584 |
58 |
|
|
9 |
УКС5+ |
0,00041 |
0,001 |
15,56 |
37,78 |
19 |
0,0005 |
108 |
|
|
10 |
Не летучие компоненты |
266 |
Таблица 3.6 Для давления Рабс= 0,38 МПа
|
№ |
Наименование компонента |
ni |
Ni, % |
К(Т,Р) |
Равс,МПа |
N". |
|
|
1 |
Азот (N2) |
0,0273 |
2,73 |
196 |
0,38 |
0,08763 |
|
|
2 |
Диоксид углерода (СО 2) |
0,0033 |
0,33 |
23,288 |
0,00939 |
||
|
3 4 |
Сероводород (Н 2 S) Метан (СН4) |
0 0,2252 |
0 22,52 |
6,397 48,719 |
0 0,68794 |
||
|
5 6 |
Этан (С 2 Н6) Пропан (С3Н8) |
0,0292 0,04997 |
2,92 4,997 |
8,2097 2,2571 |
0,0656 0,04535 |
||
|
7 |
изо-Бутан (i-C4H ю) |
0,01925 |
1,925 |
0,8397 |
-0,00324 |
||
|
8 |
норм-Бутан (п-С4Н 10) |
0,0417 |
4,17 |
0,6148 |
-0,01821 |
||
|
9 |
УКС5+ |
0,20835 |
20,84 |
0,0007 |
-0,30009 |
||
|
10 |
Не летучие компоненты |
0,39829 |
39,83 |
0 |
-0,57424 |
||
|
1,00 |
100 |
I |
0,00013 |
Методом итерации определяем N = 0,3064
Таблица 3 7
Расчет компонентного состава смеси (программа в Excel) Для давления Рабс = 0,38 МПа
|
№ |
Компонент |
М, |
M,*N, |
N,,% |
M,*N, |
Ni" (P,T) |
Ni'(P,T) |
Mi*Ni"(P,T |
Mi*Ni |
|
|
1 |
Азот (N2) |
28 |
0,38084 |
2,7329 |
0,76521 |
8,81758 |
0,044988 |
2,468922 |
0,012597 |
|
|
2 |
Диоксид углерода (СО г) |
44 |
0,60288 |
0,33 |
0,1452 |
0,9816 |
0,042152 |
0,431906 |
0,018547 |
|
|
6 |
Сероводород (Н 2 S) |
34 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
4 |
Метан (СН4) |
16 |
5,18858 |
22,52 |
3,6032 |
70,2352 |
1,44164 |
11,23764 |
0,230662 |
|
|
Ь |
Этан (С г Н6) |
30 |
8,03735 |
2,92 |
0,876 |
7,47021 |
0,909929 |
2,241064 |
0,272979 |
|
|
b |
Пропан (С3Н8) |
44 |
82,9033 |
4,997 |
2,19868 |
8,14245 |
3,607487 |
3,582679 |
1,587294 |
|
|
/ |
изо-Бутан (i-C4H 10) |
58 |
64,0273 |
1,92 |
1,1136 |
1,69554 |
2,019154 |
0,983415 |
1,17111 |
|
|
8 |
норм-Бутан (п-С4Н10) |
58 |
185,376 |
4,17 |
2,4186 |
2,90671 |
4,728062 |
1,685892 |
2,742276 |
|
|
У |
УКС5+ |
108 |
2391,53 |
20,835 |
20,21 |
0,02047 |
30,02988 |
0,022113 |
32,43227 |
|
|
10 |
Не летучие компоненты |
266,12 |
39,83 |
105,994 |
57,42503 |
167,1068 |
||||
|
27,3805 |
100 |
137,324 |
100 |
100 |
22,65363 |
205,5746 |
||||
Расчет смеси Игольско-Талового месторождения после дегозации ее на первой ступени
сепарации ЦППН -2
Для этого произведем расчет констант фазового равновесия (программа в Excel)
Таблица 3 8 Для давления Рабс = 0,1406 МПа
|
№ |
Наименование ком-та |
КТ1 |
КТ2 |
Т1,"С |
Т2, UC |
т, ис |
Кт |
Равс,МПа |
М, г/моль |
|
|
1 |
Азот (N2) |
420 |
530 |
10 |
37,78 |
16 |
443,7581 |
0,1406 |
28 |
|
|
2 |
Диоксид углерода (СО 2) |
48 |
61 |
10 |
23,89 |
16 |
53,61555 |
44 |
||
|
3 |
Сероводород (Н 2 S) |
14,4 |
22 |
15,56 |
37,78 |
16 |
14,5505 |
34 |
||
|
4 |
Метан (СН4) |
113 |
134 |
10 |
37,78 |
16 |
117,5356 |
16 |
||
|
5 |
Этан (С 2 Н6) |
19 |
28,6 |
15,56 |
37,78 |
16 |
19,1901 |
30 |
||
|
6 |
Пропан (С3Н 8) |
5,1 |
8,3 |
15,56 |
37,78 |
16 |
5,163366 |
44 |
||
|
7 |
изо-Бутан (i-C4H 10) |
1,8 |
3,5 |
15,56 |
37,78 |
16 |
1,833663 |
58 |
||
|
8 |
норм-Бутан (п-С4Н ю) |
1,26 |
2,3 |
15,56 |
37,78 |
16 |
1,280594 |
58 |
||
|
9 |
УКС5+ |
0,001 |
0,0036 |
15,56 |
37,78 |
16 |
0,001032 |
108 |
||
|
10 |
Остаток |
266 |
Таблица 3 9 Для давления Рабс= 0,2812 МПа
|
№ |
Наименование ком-та |
Кп |
Kj2 |
Т1,иС |
Т2,иС |
т, ис |
Кт |
Равс.МПЭ |
М, г/моль |
|
|
1 |
Азот (N 2 ) |
223 |
280 |
10 |
37,78 |
16 |
235,311 |
0,2812 |
28 |
|
|
2 |
Диоксид углерода (С02) |
24 |
32 |
10 |
23,89 |
16 |
27,45572 |
44 |
||
|
3 |
Сероводород (H2S) |
7,4 |
11 |
15,56 |
37,78 |
16 |
7,471287 |
34 |
||
|
4 |
Метан (СН4) |
57 |
68 |
10 |
37,78 |
16 |
59,37581 |
16 |
||
|
5 |
Этан (С 2 Н6) |
9,5 |
14,2 |
15,56 |
37,78 |
16 |
9,593069 |
30 |
||
|
6 |
Пропан (С3На) |
2,54 |
4,2 |
15,56 |
37,78 |
16 |
2,572871 |
44 |
||
|
7 |
изо-Бутан (i-C 4 Н 10) |
0,9 |
1,76 |
15,56 |
37,78 |
16 |
0,91703 |
58 |
||
|
8 |
норм-Бутан (п-С4Н10) |
0,665 |
1,23 |
15,56 |
37,78 |
16 |
0,676188 |
58 |
||
|
9 |
УКС5+ |
0,0006 |
0,002 |
15,56 |
37,78 |
16 |
0,000608 |
108 |
||
|
10 |
Не летучие компоненты |
266 |
Таблица 3.10 Для давления Рабс= 0,26 МПа
|
№ |
Наименование компонента |
Ni |
Ni, % |
К(Т,Р) |
Равс.МПа |
N", |
|
|
1 |
Азот (N2) |
0,0004 |
0,04499 |
266,74 |
0,26 |
0,044572 |
|
|
2 |
Диоксид углерода (С02) |
0,0004 |
0,04215 |
31,4 |
0,010746 |
||
|
3 |
Сероводород (H2S) |
0 |
0 |
8,5387 |
0 |
||
|
4 |
Метан (СН4) |
0,0144 |
1,4416 |
68,145 |
0,679261 |
||
|
5 |
Этан (С2Н6) |
0,0091 |
0,9099 |
11,04 |
0,085896 |
||
|
6 |
Пропан (С3Н8) |
0,0361 |
3,607 |
2,9635 |
0,069953 |
||
|
7 |
изо-Бутан (i-C4H10) |
0,0202 |
2,019 |
1,0552 |
0,001115 |
||
|
8 |
норм-Бутан (п-С4Н10) |
0,0473 |
4,728 |
0,7673 |
-0,011017 |
||
|
9 |
УКС5+ |
0,3003 |
30,026 |
0,0007 |
-0,301968 |
||
|
10 |
Не летучие компоненты |
0,5743 |
57,425 |
0 |
-0,577908 |
||
|
1,00 |
100 |
I |
0,000649 |
Методом итерации определяем N = 0,00633
Таблица 3.11
Расчет компонентного состава смеси (программа в Excel) Для давления Рабс= 0,26 МПа
|
№ |
Компонент |
М, |
M,*Ni |
N|,% |
M,*Ni |
Ni" (P,T) |
Ni'(P.T) |
Mi*Ni"(P,T) |
Mi*Ni |
|
1 |
Азот (N2) |
28 |
0,38084 |
0,04 |
0,01 |
4,47399 |
0,016773 |
1,252718 |
0,004696 |
|
2 |
Диоксид углерода (СО2) |
44 |
0,60288 |
0,04 |
0,02 |
1,10993 |
0,035348 |
0,488369 |
0,015553 |
|
3 |
Сероводород (H2S) |
34 |
0 |
0,00 |
0,00 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
4 |
Метан (СН4) |
16 |
5,18858 |
1,44 |
0,23 |
68,9377 |
1,011628 |
11,03003 |
0,16186 |
|
5 |
Этан (С 2 Н6) |
30 |
8,03735 |
0,91 |
0,27 |
9,44514 |
0,855528 |
2,833542 |
0,256658 |
|
6 |
Пропан (С3Н 8) |
44 |
82,9033 |
3,61 |
1,59 |
10,558 |
3,56272 |
4,645529 |
1,567597 |
|
7 |
изо-Бутан (/-С 4 Н 10) |
58 |
64,0273 |
2,02 |
1,17 |
2,12979 |
2,018294 |
1,235277 |
1,170611 |
|
8 |
норм-Бутан (п-С4Н ю) |
58 |
185,376 |
4,73 |
2,74 |
3,63325 |
4,734974 |
2,107284 |
2,746285 |
|
9 |
УКС5+ |
108 |
2391,53 |
30,03 |
29,13 |
0,02031 |
30,21715 |
0,021931 |
32,63452 |
|
10 |
Не летучие компоненты |
266,12 |
57,43 |
152,82 |
57,79082 |
168,1713 |
|||
|
27,3805 |
100 |
187,977 |
100 |
100 |
23,61468 |
206,7291 |
Расчет смеси Игольско-Талового месторождения после дегозации ее на второй ступени
сепарации ЦППН -2
Для этого произведем расчет констант фазового равновесия (программа в Excel)
Таблица 3 12
Для давления Рабс= 0,0703 МПа
|
№ |
Наименование ком-та |
Кп |
КТ2 |
Т1,иС |
Т2, UC |
Т, "С |
Кт |
Равс.МПЭ |
М, г/моль |
|
1 |
Азот (N2) |
800 |
1000 |
10 |
37,78 |
35 |
979,9856 |
0,0703 |
28 |
|
2 |
Диоксид углерода (С02) |
122 |
154 |
23,89 |
37,78 |
35 |
147,5954 |
44 |
|
|
3 |
Сероводород (H2S) |
29,3 |
46 |
15,56 |
37,78 |
35 |
43,91062 |
34 |
|
|
4 |
Метан (СН4) |
235 |
270 |
10 |
37,78 |
35 |
266,4975 |
16 |
|
|
5 |
Этан (С2Нв) |
38,5 |
56 |
15,56 |
37,78 |
35 |
53,81053 |
30 |
|
|
6 |
Пропан (С3Н 8) |
10,3 |
17 |
15,56 |
37,78 |
35 |
16,16175 |
44 |
|
|
7 |
изо-Бутан (1-С4Ню) |
3,63 |
6,9 |
15,56 |
37,78 |
35 |
6,490882 |
58 |
|
|
8 |
норм-Бутан (п-С4Н-ю) |
2,42 |
4,45 |
15,56 |
37,78 |
35 |
4,196022 |
58 |
|
|
9 |
УКС5+ |
0,0017 |
0,0068 |
15,56 |
37,78 |
35 |
0,006162 |
108 |
|
|
10 |
Не летучие компоненты |
266 |
Таблица 3.13 Для давления Рабс= 0,1406 МПа
|
№ |
Наименование ком-та |
Кп |
КТ2 |
Т1,иС |
Т2,иС |
т,ис |
кт |
Равс.МПЭ |
М, г/моль |
|
1 |
Азот (N 2 ) |
420 |
530 |
10 |
37,78 |
35 |
518,9921 |
0,1406 |
28 ' |
|
2 |
Диоксид углерода (СО г) |
61 |
79 |
23,89 |
37,78 |
35 |
75,39741 |
44 |
|
|
3 |
Сероводород (Н 2 SJ |
14,4 |
22 |
15,56 |
37,78 |
35 |
21,04914 |
34 |
|
|
4 |
Метан (СН4) |
113 |
134 |
10 |
37,78 |
35 |
131,8985 |
16 |
|
|
5 |
Этан (C2H6J |
19 |
28,6 |
15,56 |
37,78 |
35 |
27,39892 |
30 |
|
|
6 |
Пропан (С3Н8) |
5,1 |
8,3 |
15,56 |
37,78 |
35 |
7,89964 |
44 |
|
|
7 |
изо- Бутан (i-C 4Н 10) |
1,8 |
3,5 |
15,56 |
37,78 |
35 |
3,287309 |
58 |
|
|
8 |
норм-Бутан (п-С4Н 10) |
1,26 |
2,3 |
15,56 |
37,78 |
35 |
2,169883 |
58 |
|
|
9 |
УКС5+ |
0,001 |
0,0036 |
15,56 |
37,78 |
35 |
0,003272 |
108 |
|
|
10 |
Не летучие компоненты |
266 |
Таблица 3 14 Для давления Рабс= 0,105 МПа
|
№ |
Наименование компонента |
Ni |
Ni, % |
К(Т,Р) |
Раво.МПа |
N", |
|
|
1 |
АзотГЛ/2; |
0,0002 |
0,01677 |
752,44 |
0,105 |
0,005124 |
|
|
2 |
Диоксид углерода (СО2) |
0,0004 |
0,03535 |
111,96 |
0,008747 |
||
|
3 |
Сероводород (Н 2 S) |
0 |
0 |
32,626 |
0 |
||
|
4 |
Метан (СН4) |
0,0101 |
1,0116 |
200,06 |
0,277732 |
||
|
5 |
Этан (С 2 Н6) |
0,0086 |
0,8555 |
40,774 |
0,151303 |
||
|
6 |
Пропан (С3Н8) |
0,0356 |
3,5627 |
12,084 |
0,292928 |
||
|
7 |
изо-Бутан (i-C4H 10) |
0,0202 |
2,0183 |
4,9096 |
0,07028 |
||
|
8 |
норм-Бутан (п-С4Н 10) |
0,0473 |
4,73497 |
3,1959 |
0,097269 |
||
|
9 |
УКС5+ |
0,3022 |
30,217 |
0,0047 |
-0,310441 |
||
|
10 |
Не летучие компоненты |
0,5779 |
57,791 |
0 |
-0,596645 |
||
|
1,00 |
100 |
I |
-0,003702 |
Методом итерации определяем N"= 0,0314
Таблица 315
Расчет компонентного состава смеси (программа в Excel) Для давления Рабс- 0,105 МПа
|
№ |
Компонент |
М, |
M,*N, |
N,,% |
M,*N, |
Ni" (P,T) |
Ni'(P,T) |
Mi*Ni"(P,T) |
Mi*Ni |
|
1 |
Азот (N 2 ) |
28 |
0,38084 |
0,02 |
0,00 |
0,51304 |
0,000682 |
0,143652 |
0,000191 |
|
2 |
Диоксид углерода (СО2) |
44 |
0,60288 |
0,04 |
0,02 |
0,88262 |
0,007883 |
0,388351 |
0,003469 |
|
3 |
Сероводород (Н25) |
34 |
0 |
0,00 |
0,00 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
4 |
Метан (СН4) |
16 |
5,18858 |
1,01 |
0,16 |
27,9127 |
0 139522 |
4 466033 |
0,022324 |
|
5 |
Этан (С2Н6) |
30 |
8,03735 |
0,86 |
0,26 |
15,5107 |
0,380409 |
4,653211 |
0,114123 |
|
6 |
Пропан (С3Н8) |
44 |
82,9033 |
3,56 |
1,57 |
31,9357 |
2,642905 |
14,05173 |
1,162878 |
|
7 |
изо-Бутан (i-C4H10) |
58 |
64,0273 |
2,02 |
1,17 |
8,82561 |
1,797621 |
5,118851 |
1,04262 |
|
8 |
норм-Бутан (п-С4Н10) |
58 |
185,376 |
4,73 |
2,75 |
14,1565 |
4,429544 |
8,210757 |
2,569136 |
|
9 |
УКС5+ |
108 |
2391,53 |
30,22 |
29,31 |
0,14771 |
31,19178 |
0,159528 |
33,68713 |
|
10 |
Не летучие компоненты |
266,12 |
57,79 |
153,79 |
59,66446 |
173,6236 |
|||
|
27,3805 |
100,24 |
189,02 |
99,8846 |
100,2548 |
37,19211 |
212,2255 |
3.5 Расчет давления насыщенных паров.
Назначение, классификация и конструкция сепараторов
Сепарация жидкости (разделение нефти, газа и воды) в различных сепараторах осуществляется для:
5) уменьшения пульсации при транспортировании нефти от
сепараторов первой ступени до установки подготовки нефти.
Степень технического совершенства сепаратора характеризуется:
Величина Кг зависит от многих факторов, главными из которых являются вязкость и плотность нефти, а также способность нефти к вспениванию.
Для невспенивающихся и маловязких нефтей время пребывания их в сепараторе рекомендуется принимать равным от 2 до 3 мин, для вспенивающихся и вязких нефтей - от 5 до 20 мин. Маловязкими считаются нефти с вязкостью до 510~3 Пас, а вязкими - с вязкостью более 1,510'3 Пас (1 сП=1 10"3Пас).
В нефтяных сепараторах любого типа различают следующие четыре секции.
(.Основная сепарационная секция, служащая для выделения из нефти газа. На работу сепарационной секции большое влияние оказывает
47
конструктивное оформление ввода продукции скважин (радиальное, тангенциальное, использование различного рода насадок - диспергаторов, турбулизирующих ввод газожидкостной смеси).
IV. Каплеуловительная секция, расположенная в верхней части
сепаратора и служащая для улавливания мельчайших капелек жидкости,
уносимых потоком газа.
Работа сепаратора любого типа, устанавливаемого на нефтяном месторождении, характеризуется двумя основными показателями: количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из каплеуловительной секции IV, и количеством пузырьков газа, уносимых потоком нефти из секции сбора нефти III. Чем меньше эти показатели, тем лучше работает сепаратор.
В ЦППН-2 на концевой ступени сепарации установлены два сепаратора типа НГС (40 и 50 м3).
Сепарационные установки НГС широко применяются при обустройстве нефтяных месторождений и предназначаются для отделения газа от продукции нефтяных скважин на первой и последующих ступенях сепарации, включая горячую сепарацию на последней степени под вакуумом.
В настоящее время выпускается нормальный ряд сепарационных установок на проектную пропускную способность по нефти от 2000 до 30000 т/с.
В шифре установок приняты обозначения: НГС—горизонтальный нефтегазовый сепаратор; первое число - рабочее давление, второе -диаметр сепаратора (в мм).
Сепарационная установка НГС (рис.5) состоит из горизонтальной емкости 1, оснащенной патрубками для входа продукции 2, для выхода нефти 10 и газа 7. Внутри емкости непосредственно у патрубка для входа нефтегазовой смеси смонтированы распределительное устройство 3 и наклонные желоба (дефлекторы) 4 и 5. Возле патрубка, через который выходит газ, установлены горизонтальный 8 и вертикальный 6 сетчатые отбойники из вязаной проволоки. Кроме того, аппарат снабжен штуцерами и муфтами для монтажа приборов сигнализации и автоматического регулирования режима работы.
Газонефтяная смесь поступает в аппарат через входной патрубок 2, изменяет свое направление на 90° и при помощи распределительного устройства нефть вместе с остаточным газом направляется сначала в верхние наклонные 4, а затем в нижние 5 желоба. Отделившийся от нефти газ проходит сначала вертикальный 6, а затем горизонтальный 8 каплеотбойники. Эти каплеотбойники осуществляют тонкую очистку газа от капельной жидкости (эффективность свыше 99 %), что позволяет отказаться от установки дополнительного сепаратора газа.
Выделившийся в сепараторе газ через патрубок 7, задвижку и регулирующий клапан (на рисунке 5 не показаны) поступает в газосборную сеть. Отсепарированная нефть, скопившаяся в нижней секции сбора жидкости сепаратора, через Выходной патрубок 10 направляется на следующую ступень сепарации или, в случае использования аппарата на последней ступени, в резервуар. Для устранения возможности воронкообразования и попадания газа в выкидную линию над патрубком выхода нефти устанавливается диск 9.
49
Рис. 5 Схема нефтегазового сепаратора типа НГС
Максимальное выделение из нефти углеводородов и сопутствующих газов наступает при равновесном состоянии между нефтью и газом, т. е. когда давление и температура в каждой точке газа и нефти постоянные. Пока такого состояния нет, система не может находиться в равновесии. Незначительное изменение давления или температуры в какой-либо точке (или зоне) системы, находящейся в равновесии, приведет к нарушению равновесного состояния, которое может продолжаться до тех пор, пока указанное изменение давления или температуры не распространится на весь объем жидкой и газовой фаз. После этого давление и температура в системе станут опять постоянными по всему объему обеих фаз и наступит опять равновесное состояние. Но оно будет отличным от первого как по температуре или давлению, так и по количеству и составу газовой фазы. Продолжительность установления равновесного состояния и перехода от одного равновесного состояния в другое зависят от степени термостатирования системы, от величины изменения температуры и давления, от массы нефти и газа и от соотношения их масс.
Строго говоря, равновесного состояния между газом и нефтью в природе не может быть. Оно может очень приближаться к нему, беспрерывно нарушаться вследствие изменения температуры или давления в какой-либо точке (или зоне) системы и устанавливаться вновь. Поэтому систему, в которой быстро чередуются друг за другом равновесные состояния при
бесконечно малых изменениях давления и температуры, называют также равновесной.
Приведенные рассуждения относятся к условиям, в которых нефть и газ находятся в неподвижном состоянии. Встряхивание нефти ускоряет процесс приведения системы в равновесное состояние. В промысловых газосепараторах нефть и газ поступают непрерывно, а иногда пульсирующим потоком, с температурой и давлением несколько отличными, чем установленными в газосепараторе, и вывод их происходит относительно быстро. Эти явления, а также различное влияние внешней среды (солнечные лучи, ветер и др.) не способствуют установлению равновесного состояния системы нефть-газ в газосепараторе. Вследствие этого углеводороды и сопутствующие газы не могут полностью выделиться из нефти даже при температуре газовой фазы выше температуры нефти, что имеет место в летнее время под влиянием солнечных лучей. Поэтому в нефти могут оставаться больше, чем это следует по закону межфазного равновесия, углеводородов, азота, обладающих относительно высоким давлением насыщенных паров.
Влияние неравновесных условий на величину газового фактора и состав газа при сепарации должно зависеть от условий сепарации и состава нефти и особенно от количества в ней азота.
В практике сбора и обработки нефти и газа приходится решать задачи распределения углеводородов между газом и нефтью, например при сепарации газа, испарении и нагреве нефти, извлечении углеводородов из нефти и газа, конденсации газа и пр. Это может быть осуществлено путем расчета или экспериментально. При расчете исходят из предположения, что система газ-нефть находится в равновесных условиях при заданных давлении и температуре. Это предположение может привести иногда к значительным расхождениям по составу газа, особенно если содержание азота в одной из фаз составляет 30% мольных и более.
Для расчета процессов, связанных с выделением из нефти головных углеводородов и из газа тяжелой их части (сепарация газа, испарение и кипение нефти), необходимо знать константы равновесия К между газовой и нефтяной фазами для каждого углеводорода, определяемые давлением, температурой и составом смеси. Решением системы уравнений устанавли вают распределение углеводородов между газом и жидкостью.
Применение расчетов сепарации, как было указано, основано на предположении равновесных условий между нефтью и газом в
газосепараторе. Однако, как было отмечено, в газосепараторе, а также в резервуаре равновесных условий почти не бывает. Это зависит от ряда факторов: влияния ветра, солнечной радиации, положения солнца по отношению к газоотделителю, более интенсивное реагирование газа по сравнению с нефтью на изменение внешней температуры, т. е. температуры воздуха вследствие различных коэффициентов теплопередачи и др. Температура в газосепараторе определяется температурой газожидкостной смеси, поступающей в него, и температурой воздуха. Поэтому температура в газосепараторе может изменяться от низкой в ночное время до более высокой в дневное время суток, существенно изменяется она также в результате сезонных колебаний температуры воздуха. В связи с колебаниями температуры будут меняться величина газового фактора и состав компонентов газа.
При расчете сепарационных узлов особое внимание необходимо уделять решению конструктивных особенностей самого трапа-сепаратора, поскольку он должен обеспечить:
а) полное отделение нефти от газа в соответствии с технологическим
расчетом;
б) предотвращение уноса жидкости в газопровод и газа в
нефтесборные коллекторы и далее в резервуары;
в) исключение пенообразования в аппаратах;
г) автоматическое регулирование заданных режимов работ
(поддержание уровня, давления);
д) фракционирование отбираемой более широкой фракции (если газ
можно использовать как сырье для газобензиновых заводов).
Многоступенчатая сепарация как средство для стабилизации нефтей применяется редко. Тем не менее, иногда в процесс сепарации вводится промежуточный подогрев, дающий возможность более полно извлекать легкие фракции. При этом одновременно с последними из нефти извлекается и некоторое количество более тяжелых углеводородов.
В связи с большими объемами добычи и соответственно подготовки нефти возникает проблема подготовки кондиционной нефти по давлению насыщенных паров (ДНП).
Есть три пути устранения этой проблемы:
• работа концевых сепараторов под вакуумом;
52
замена существующих сепараторов на сепараторы с большей
производительностью (на это потребуется много времени и
высоких капиталовложений);
нагрев нефти на горячей ступени сепарации до более высокой
температуры с установкой на выходе из сепараторов
теплообменника для охлаждения нефти.
Последний способ является более оптимальным и с экономической и с временной точек зрения. При нагреве нефти до 58 °С (расчет приведен ниже пункт 3.10) происходит более интенсивная дегазация, а для охлаждения нефти на выходе из сепараторов устанавливается теплообменник в котором происходит охлаждение нефти до температуры 36 °С, в связи с этим происходит уменьшение давления насыщенных паров. Охлаждающей средой будет являться нефть, пришедшая с промысла (после ДНС).
Схема включения теплообменника приведена на рисунке 6.
53
Расчет производится на основе расчета разгазирования нефти по ступеням:
Согласно рассчитанного компонентного состава по графикам определения констант равновесия определяем их значения при определенных температурах.
Погрешность расчета:
(3.5.1)
допустимая несходимость
соответственно
- молярная доля i-ro компонента после разгазирования нефти на
где
- константа фазового равновесия 1-го компонента при разных
давлениях и температуре (нужно подобрать такую константу равновесия согласно ГОСТ Р51858-2002, чтобы несходимость s расчета при температуре 37,8 °С и давлении 0,0667 МПа не превышала 0,05).
второй (горячей) ступени сепарации;
Пользуясь приведенной методикой (пункт 3.5) расчитаем давления насыщенных паров нефти после нагрева ее до определенных температур
Произведем расчет ДНП на ступени стабилизации при фактической работе ЦППН-2
Нагревается смесь после первой ступени сепарции до 35 °С и разгазируется с давлением 0 105 МПа
Тогда из расчета компонентного состава нефти (табл 3 15) имеем следующие данные
Таблица 3 18 Компонентный состав нефти на выходе из КСУ
|
Компонент |
М,(35°С,0,105МПа),% |
|
Азот (N2) |
0,001 |
|
Диоксид углерода (С02) |
0,0079 |
|
Сероводород (H2S) |
0 |
|
Метан (СН4) |
0,140 |
|
Этан (С 2 Н6) |
0,376 |
|
Пропан (С3Н8) |
2,645 |
|
изо-Бутан (i-C4H 10) |
1,798 |
|
норм-Бутан (п-С4Н 10) |
4,430 |
|
УКС5+ |
31,19 |
|
Остаток |
59,66 |
|
X |
100 |
По графикам (приложение 2) определяем константы равновесия для разных давлений при температуре 37,8°С и значения сводим в таблицу 3 19
Таблица 3 1£ Значения констант фазового равновесия
|
Компонент |
К (37,8 °С,0,0667 МПа) |
К (37,8 °СД085 МПа) |
К (37,8 °СД1 МПа) |
|
Азот (N2) |
1045 |
890 |
750 |
|
Диоксид углерода (СО2) |
158 |
135 |
113 |
|
Сероводород (H2S) |
47 |
40 |
33 |
|
Метан (СН4) |
271 |
230 |
192 |
|
Этан (С2Н6) |
58,5 |
48 |
41 |
|
Пропан (С3Н8) |
17,2 |
14,1 |
12 |
|
изо-Бутан (i-C4H 10) |
7 |
5,8 |
5 |
|
норм-Бутан (п-С4Н 10) |
4,46 |
3,7 |
3,3 |
|
УКС5+ |
0,00672 |
0,0057 |
0,0047 |
По алгоритму расчета (формула 351) для определения погрешности полученных значений ДНП определяем следующие значения и сводим их в таблицу 3 20
Таблица 3 20 Результаты расчета погрешностей промежуточных значений
|
Р, МПа |
Погрешность, А; |
|
0,0667 |
0,39914 |
|
0,085 |
0,16219 |
|
0,1 |
-0,00799 |
По данным таблицы 3 20 строим график для определения истенного значения давления насыщенных
паров при фактической работе концевой ступени сепарации
Точка пересечения кривой с осью (ДНП) и является истинным значением давления насыщения
Погрешность расчета после стабилизации нефти при температуре 58°С составила А = -0 00361
Из графика можно сделать следующий вывод
Для того чтобы получить давление насыщенных паров удовлетворяющее ГОСТ Р 51858-2002
необходимо разгазировать нефть на второй ступени сепарации (в КСУ) с температурой 58 °С
Определение давления насыщенных паров
Из графика видно, что истенное значение давления насыщенных паров после разгазирования при температуре 35 °С - 0,098 МПа, что не удовлетворяет требованиям ГОСТ Р 51858-2002.
Определим погрешность значения в точке пересечения с осью (ДНП), значения сведем в таблицу 3.21
Таблица 3.21 Погрешность значения давления насыщенных паров в точке пересечения кривой с осью (ДНП)
|
Компонент |
1Ч'(58°С;0,105МПа) |
К (37,8иС;0,065МПа) |
|
|
Азот (N2) |
0,001 |
751 |
|
|
Диоксид углерода (СО2) |
0,0079 |
115 |
|
|
Сероводород (Н 2S) |
0 |
34 |
|
|
Метан (СН4) |
0,140 |
195 |
|
|
Этан (С2Н6) |
0,376 |
41,1 |
|
|
Пропан (С3Н8) |
2,645 |
12,01 |
|
|
изо-Бутан (i-C4H w) |
1,798 |
5,02 |
|
|
норм-Бутан (п-С4Н 10) |
4,430454 |
3,35 |
|
|
УКС5+ |
31,19 |
0,0049 |
|
|
Остаток |
59,66 100 |
Погрешность расчета при этом составила Д = -0,000350021, что удовлетворяет заданной нами :
несходимости g : -0,000350021 0,005
Аналогично для определения температуры при которой давление насыщенных паров нефти будет удовлетворять ГОСТ Р 51858-2002 производим нагрев нефти на концевой ступени стабилизации до разных температур и по компонентному составу нефти полученному после нагрева до этих температур определяем ДНП, полученные значения сводим в таблицу 3.22.
Таблица 3 22
.Чняидн/7я /7/-/Г7 ппспр> пячряч//пляян//я Hf>rhmu ппи пязпичных лпрмлрпяпи/пяу
|
т,°с |
ДНП, МПа |
|
35 |
0,098 |
|
50 |
0,076 |
|
55 |
0,068 |
|
58 |
0,065 |
|
60 |
0,061 |
3.6 Расчет потерь нефти в виде капельной жидкости сжигаемой на
факеле.
Рис. 7 Расчетная схема для определения потерь капельной жидкости Определяем количество нефтяного газа на ступени стабилизации:
где
- количество смеси на ступени стабилизации
отсюда
Определяем массовую долю нефтяного газа в системе:
Произведем проверку, воспользуемся молярными массами:
Рассчитаем количество паров нефти в нефтяном газе: Массовая доля паров нефти в нефтяном газе:
тогда отсюда
Аналогично считаем потери нефти при увеличении температуры на второй ступени стабилизации до 58 °С и получаем:
Суточные потери нефти в виде пара
Поэтому для снижения потерь нефти на выходе газа из сепаратора необходимо использовать низкотемпературную сепарацию, в результате этого пары нефти будут конденсироваться с эффективностью до 98%. Технологическую схему сепарационно-стабилизационных узлов обычно можно выбрать по одному из трех вариантов использования широкой фракции [13], отбираемой при сепарации из предварительно подогретой нефти: 1) однократная конденсация с последующей компрессией, масляной адсорбцией или низкотемпературной конденсацией остаточных газов; 2) фракционированная конденсация с последующей компрессией газового остатка; 3) ректификация газообразной широкой фракции либо ее абсорбция.
На практике процесс фракционированной конденсации осуществляется в виде прямоточной или противоточной конденсации.
Прямоточная конденсация. Во всех сечениях аппарата газ находится в состоянии равновесия с жидкостью и в конце конденсации остаточный газ и полученная жидкость находятся в состоянии фазового равновесия, имея одинаковую температуру (рис 8).
Рис. в.Принципиальная схема процесса прямоточной конден сации
Противоточная конденсация. В отличие от прямоточной при противоточной фракционированной конденсации в любом сечении нет равновесия фаз, что и обусловливает процесс фазового массообмена, заключающегося в переходе высококипящих компонентов из газовой фазы в жидкую, таким образом, последняя обогащается высококипящими компонентами. В результате образуется газовый остаток не сконденсировавшихся углеводородов с предельным максимальным содержанием низкокипящих компонентов (рис.9). Сущность методики технологических расчетов заключается в том, что способом постепенного приближения подбирается такое количество конденсата, чтобы состав его находился в равновесном состоянии с исходным газом, а газовый остаток представляющий разность между исходным газом и конденсатом, имел температуру, которой мы задались.
Рис.9. Схема процесса противоточной конденсации
При рассмотрении процессов фракционированной конденсации под степенью извлечения отдельных компонентов подразумевают отношение количества данного компонента, перешедшего в конденсат, к исходному количеству его в поступающей в конденсатор газообразной фракции. При этом обычно пользуются константами равновесия при начальной температуре конденсации, т. е. при входе газа в аппарат, так как считается, что отводимый конденсат находится в состоянии равновесия с входящим газом.
Последовательность технологического расчета фракционированной конденсации можно принять следующей:
1. Выписываем состав исходного газа n" .
2.Выписываем константы равновесия К (для каждого компонента при
заданных температуре точки росы и давлении), если образующий сяконденсат в нижней части аппарата оказывается в равновесии споступающим газом. Для переохлажденного конденсата выписываем константы равновесия К компонентов для заданного давления и средней арифметической температуры конденсации.
3.Задаемся извлечением любого компонента, принятого за ключевой с0.
4. Определяем степень извлечения остальных компонентов, входящих
в состав исходного газа, по уравнению
5. Определяем количество сконденсировавшихся углеводородов, зная
величины сх всех компонентов, произведением
д., т. е. общее количество и состав газа.
6.Определяем количество каждого компонента в газовой фазе, общее
количество и состав газового остатка, отходящего на последующее
компримирование.
Проверяем заданную температуру остаточного газа на выходе из
конденсата. Для этого выписываем:
а) количество каждого компонента в остаточном газе
б) значения константы равновесия к каждого компонента в остаточном газе;
в) по полученным данным вычисляем величины
Полученные
тождества уравнений
свидетельствуют о соответствии
температуры остаточного газа заданной.
В остальном весь расчет трапа-стабилизатора сводится к определению поверхности вертикального или горизонтального трубчатого конденсатора-холодильника (составляются материальный и тепловой балансы, в результате чего определяются количество тепла, которое необходимо отнять от парогазовой смеси в конденсационной части, и коэффициенты теплопередачи), диаметра и объема эвапорационного пространства аппарата.
В практике иногда вместо трубчатого конденсатора применяют скрубберные аппараты (для осуществления той же фракционированной конденсации) с непосредственным контактом охлаждаемого газа с хладоносителем после его впрыскивания в скрубберное пространство.
Ректификация полученной при сепарации нефти газообразной фракции
Разновидности приведенной схемы могут быть следующие.
1. Однократная конденсация испарившейся газообразной фракции с ректификацией образовавшегося при этом конденсата. По этой схеме нефть после обезвоживания и обессоливания дополнительно подогревается до 200 °С, а затем подвергается однократному испарению. Испарившаяся
63
фракция конденсируется, газ отводится на ГБЗ или компрессорные станции, а конденсат насосами подается на ректификацию. С низа ректификационной колонны жидкая фракция возвращается в нефть с установки на восполнение утраченного ею бензинового потенциала, а с верха парогазовая часть проходит конденсаторы-холодильники, конденсируется (частично или полностью в зависимости от принятого режима). Часть образовавшегося конденсата отводится с установки, а другая часть подается на орошение ко лонны для поддержания температуры ее верха. Газовый остаток отводится в газосборные сети установки или промысла.
Рис. 10. Принципиальная технологическая схема установки по подготовке нефти при стабилизации однократным испарением с ректификацией газового остатка: 1, 3, 10, 12, 13 - насосы; 2, 6 -теплообменники; 4 - подогреватели; 5 - трап-сепаратор; 7 -ректификационная колонна; 8 - конденсаторы-холодильники; 9 - емкость-сепаратор; 11 - подогреватель; 14 - блок обезвоживания и обессоливания; 15 - товарные резервуары; I - сырая нефть; II - стабильная нефть; III -газовый остаток; IV - парогазовая смесь; V - газ; VI - тяжелый остаток колонны; VII - нестабильный бензин
2. Другая схема, разработанная в институте Гипровостокнефть, очень проста и представляется в следующем виде. Нефть после обезвоживания и обессоливания при 100 - 110 °С проходит однократное испарение. Газовая фаза из колонны однократного испарения проходит конденсацию. Образовавшийся конденсат возвращается в нефть, а газовый остаток
64
компримируется и охлаждается. Образовавшийся при этом конденсат отводится в специальные емкости, а газ - в газосборные сети.
Другой разновидностью описанной схемы следует считать, когда вместо ректификационной колонны в установку вводится абсорбционная колонна. Абсорбционный способ извлечения тяжелых фракций из газовых смесей в настоящее время широко распространен на объектах нефтегазоперерабатывающей промышленности и может с успехом использоваться при стабилизации нефтей по одному из приведенных вариантов. Возможность применения данного способа еще более очевидна, если учесть, что в качестве абсорбента можно использовать и получаемую стабильную нефть. Технологическая схема установки стабилизации нефти с абсорбцией широкой фракции будет следующей. Нефть, прошедшая обезвоживание и обессоливание (рис.11), поступает в подогреватель 4, нагревается до 120 - 160 °С, а затем с давлением 0,6 - 0,1 МПа поступает в трап-стабилизатор 5.
Отделившаяся широкая фракция из трапа-сепаратора под остаточным давлением поступает в абсорбер 6, орошаемый охлажденной стабильней нефтью (если абсорбционная способность ее отвечает условиям, предъявляемым к сорбентам). Из абсорбера (верхней части его) отводится газовый остаток (практически сухой газ - метан, этан, пропан). Более тяжелые углеводороды от бутана и выше поглощаются стабильной нефтью (сорбентом) и из нижней части отводятся на смешение с нефтью, выходящей из теплообменников 2 сырьевой группы. Нефть из трапа-стабилизатора через сырьевую группу теплообменников (в которых стабильная нефть отдает свое тепло поступающей на установку) отводится с установки. Часть стабильной нефти в достаточном для орошения абсорбера количестве доохлаждается до 30 °С и подается в верхнюю часть его в качестве абсорбента.
Стабилизацию нефтей по данной схеме можно осуществить лишь с целью снижения общей упругости паров нефти для сокращения потерь ее от испарения при последующем транспорте и хранении (но не с целью получения сырья для химических предприятий).
65
Рис.11. Принципиальная технологическая схема установки по
подготовке нефти при стабилизации однократным испарением и с
абсорбцией газового остатка: 1, 3, 8, 9,12 - насосы; 2 - теплообменники;
4 - подогреватель; 5 - трап-сепаратор; 6 - абсорбер; 7 - скруббер; 10, 11 -
холодильники; 13 - блок обезвоживания и обессоливания; 14 - товарные
резервуары; I - сырая нефть; II - стабильная нефть; III - газовый остаток; IV
- насыщенная нефть; V - газ; VI - бензин
Технологии сокращения потерь углеводородного сырья на сепарационных установках однократной абсорбцией
На нефтяных месторождениях нашей страны применяют, в основном, различные варианты однотрубного сбора нефти и газа - система сбора Гипровостокнефти, герметизированные системы сбора ТатНИПИнефти, СибНИИНП и другие. Данные системы сбора и подготовки характеризуются централизацией и укрупнением в одном пункте, что характерно и для систем разработки месторождений за рубежом. Особенностью схем подготовки нефти в нашей стране и за рубежом является применение многоступенчатой сепарации нефти, что в какой-то мере позволяет увеличить выход товарной нефти и сохранить в нефти наиболее ценные бутановые, пентановые и гексановые фракции. Однако опыт эксплуатации нефтяных месторождений показывает, что количество ступеней более 2-3 является экономически нецелесообразным. Представляет интерес объединение нескольких ступеней в одном аппарате.
66
Из-за необходимости бескомпрессорного транспорта газа до потребителей (КС, ГПЗ) технологические параметры стабилизации нефти (давление, температура) не всегда соответствуют оптимальному режиму разгазирования нефти. Поэтому значительная часть бензиновых, а иногда и керосиновых фракций нефти уносится газом сепарации, который зачастую сжигается на факелах.
Следовательно, необходимы технологии дегазации нефти, которые обеспечивали бы сохранение бензиновых фракций в нефти.
Поставленная задача может быть решена частично различными схемами и устройствами, позволяющими использовать трубопровод в качестве ступни сепарации. Это разработка коллекторов-гасителей пульсации потока Грозненского нефтяного института, компенсаторов-депульсаторов ТатНИПИнефти, депульсаторов ВНИИСПТнефти (ИПТЭРа), устройств предварительного отбора газа СибНИИНП и др. Проведенные исследования и опыт эксплуатации перечисленных устройств показали, что устройства предварительного отбора (УПО) позволяют увеличить производительность сепараторов, однако полностью не решают проблему качественного разделения нефти газа из-за уноса бензиновых фракций с газом сепарации.
Сокращение потерь бензиновых фракций возможно путем использования технологий улавливания капельной нефти, сжижения газа холодными и турбодетандерными установками, выделения конденсата и закачки в поток нефти, рециркуляции газа концевой ступени сепарации, абсорбции парогазовой смеси в колонных абсорберах и использования других технологий.
Есть предложения по каталитической переработке нефтяных газов на малогабаритных установках непосредственно в местах добычи и подготовки.
При достаточном количестве нефтяного газа его можно использовать для закачки в пласты, в качестве топлива для выработки тепла и электроэнергии на промыслах.
Институтом ТатНИПИнефть предложена технология промысловой готовки газа к транспорту. Нефтяной газ, содержащий тяжелые углеводороды, предварительно отбензинивается и под давлением подается на первую ступень сепарации, а выделившийся конденсат собирается в конденсатосборнике.
Предлагаются технологии утилизации нефтяного газа компримированием с использованием ротационных термических
67
сепараторов. Технология включает сложное дополнительное оборудование для компримирования, охлаждения и закачки выделенного конденсата в поток нефти. Только за счет улавливания конденсата повышается выход нефти и общее увеличение прибыли достигает 40 млн. долларов в год.
Представляют интерес разработки, в которых используются технологии рециркуляции газа концевой ступени сепарации. В технологии рециркуляции газа концевой сепарационной установки (КСУ) при подаче газа или конденсата на начало потока нестабильной нефти в системе накапливаются легкие углеводородные фракции, что ведет к увеличению расхода газа КСУ и, в конечном итоге, к снижению эффективности предложенной технологии. В СибНИИНП предложена технология рециркуляции газа КСУ на начало параллельного потока нестабильной нефти и показано, что применение технологии позволяет увеличить выход товарной нефти на 0,1 - 0,3 % от количества сепарируемой нефти и утилизировать до 30 - 50% рециркулируемого газа.
В технологических схемах рециркуляции и утилизации газа возможно применение насосно-эжекторных установок (НЭУ). Относительно небольшое применение НЭУ объясняется низкой эффективностью их работы
Известно, что процесс абсорбции является одним из эффективных процессов разделения. При этом рабочие температуры и давление могут быть меньше, чем в процессах ректификации. Традиционные методы абсорбционного разделения смеси предусматривают абсорбцию целевых компонентов из смеси тощим абсорбентом в колонном аппарате с размещенными в нем несколькими ступенями контакта и последующее выделение извлеченных компонентов в десорбере с одновременным получением тощего абсорбента, возвращаемого на циркуляцию. При этом десорбер является аппаратом колонного исполнения.
Применительно к промысловой стабилизации нефти предложена технология, в которой абсорбированные компоненты в качестве целевых возвращаются в поток нефти, а тощий абсорбент получают в дополнительном сепараторе, работающем при высокой температуре 140 -160 °С. Тем самым упрощена традиционная схема путем замены колонного абсорбера простым в исполнении аппаратом-сепаратором. Однако при этом абсорбция компонентов газа по-прежнему осуществляется в колонном аппарате, требующем больших капитальных затрат.
Все более широкое вовлечение низкокипящих углеводородных фракций в нефте- и газопереработку и нефтехимию связано с тем, что они
68
являются наиболее доступным и дешевым сырьем. Поэтому задача сохранения в нефти бензиновых фракций является одним из направлений повышения эффективности работы нефтегазодобывающих предприятий.
С практической точки зрения представляет интерес процесс однократной абсорбции, который по сравнению с абсорбцией в колонных аппаратах менее капиталоемок и прост в эксплуатации. Это особенно актуально для месторождений, расположенных в отдаленных регионах. При этом для абсорбции бензиновых фракций из газа сепарации можно использовать саму нефть. Она дешева, доступна, не требует регенерации и позволяет решить вопрос откачки уловленных бензиновых фракций.
Этот подход использован в разработанной технологии стабилизации нефти путем однократной абсорбции в трубопроводе смешения, в котором часть нефти подается в поток газа сепарации, смешивается, охлаждается в трубопроводе и разделяется в емкости на осушенный газ и насыщенный абсорбент. Насыщенный абсорбент (нефть) подается в основной поток нефти. Причем, смешение производится в трубопроводе перед охлаждением смеси, то есть равновесное состояние фаз абсорбции осуществляется в трубопроводе смешения. В разработанной технологии используется адиабатический режим работы, то есть после смешения в трубопроводе смесь газа и нефти (абсорбента) охлаждается в конденсаторе-холодильнике перед разделением в емкости. На рис. 12 приведена принципиальная схема процесса стабилизации нефти применительно к концевой ступени сепарации.
Основной поток нестабильной нефти по трубопроводу 1 направляется сепаратор 2, где разделяется на газ сепарации, отводимый по трубопроводу 3, и стабильную нефть, откачиваемую по трубопроводу 4. Газ сепарации и часть нефти, поступающей по трубопроводу 5 смешиваются в трубопроводе 6, охлаждаются в холодильнике 7 и вводятся в емкость разделения 8. В трубопроводе 6 и холодильнике 7 осуществляется абсорбция целевых компонентов газа сепарации нефтью, которая выполняет функции абсорбента. С верха емкости 8 по трубопроводу 9 отводится отбензиненный газ. С низа емкости разделения 8 по трубопроводу 10 насосом 11 отводится нефть, насыщенная извлеченными из газа сепарации целевыми компонентами.
В качестве абсорбента по трубопроводу 5 возможна подача неста бильной, товарной нефти или другой высокомолекулярной углеводородной жидкости. При применении технологии на первой, второй или горячей сту-
69
пени сепарации в качестве абсорбента может служить также нефть с после дующей ступени сепарации.
При достаточном давлении и расходе абсорбента газ сепарации можно эжектировать. В этом случае отпадает необходимость в насосе 11 и повы шается степень абсорбции целевых компонентов из газа сепарации.
При использовании технологии сепарации нефти путем однократной абсорбции удается увеличить выход товарной нефти за счет дополнительного извлечения из газа сепарации углеводородов С4+, которые являются наиболее ценной группой углеводородов, использующихся для выработки большинства видов моторных топлив и производства множества нефтехимических продуктов. При этом дополнительное получение целевых фракций достигается при минимальных капитальных и эксплуатационных затратах.
Рис.12. Технологическая схема сепарации нефти однократной
абсорбцией
3.7 Определение пропускной способности и диаметра нефтегазовых сепараторов
При сепарации нефти и газа происходят выделение из нефти растворенного и окклюдированного газа [10] и отчистка этого газа от увлекаемой им распыленной жидкости. При этом используют различные силы, в основном гравитацию, инерцию и адгезию.
70
В зависимости от преобладающего влияния указанных сил на процесс разделения нефти и газа сепараторы подразделяются на гравитационные, инерционные (циклонные) и смешанные (насадочные).
В соответствии с назначением в нефтегазовых сепараторах имеются три зоны—секции: разделительная, осадительная и отбойная. В разделительной секции происходят отделение от жидкости основной массы свободного газа и выделение из нее растворенного и окклюдированного газа. Это достигается при помощи различных устройств, обеспечивающих или оптимальную скорость вращения газожидкостного потока, или достаточно высокую поверхность раздела фаз, что достигается оптимальным распыливанием жидкости и отеканием ее тонким слоем по стенкам сепаратора или по специальным наклонным полкам и насадкам. Вместе с тем необходимо обеспечить достаточное время пребывания нефти в сепараторе.
В осадительной секции поднимающийся газ освобождается от сравни тельно крупных частичек жидкости под действием гравитационных сил.
В отбойной секции происходит окончательная очистка газа от мелких частичек жидкости под влиянием сил инерции и адгезии.
Эффективность процесса сепарации определяется степенью очистки газа -от капельной жидкости и жидкости от газа, что характеризуется коэффициентами уноса жидкости потоком газа Кж и газа потоком жидкости Кг, а также предельной средней скоростью газа в свободном сечении сепаратора иг тах и времени задержки жидкости в сепараторе t3. Коэффициенты уноса жидкости и газа и показатели совершенства сепаратора ur max и t3 зависит от физико-химических свойств, расхода жидкости и газа, давления и температуры, уровня жидкости в сепараторе, способности жидкости к вспениванию и других факторов.
Коэффициент уноса жидкости и коэффициент уноса газа соответственно равны:
71
где qK — объемный расход капельной жидкости, уносимой потоком газа из сепаратора, м3/ч; qr— объемный расход остаточного (окклюдированного) газа, уносимого потоком жидкости из сепаратора, м3/ч; Qr — объемный расход газа на выходе из сепаратора, м3/ч; Ож — объемный расход жидкости на выходе из сепаратора, м3/ч, при р и Т сепарации.
Чем меньше Кж и Кг, при прочих равных условиях, тем совершеннее сепаратор. Однако уменьшение этих показателей обычно связано с усложнением конструкции сепаратора и увеличением его габаритных размеров. Поэтому очень высокая степень очистки газа и жидкости оказывается не всегда оправданной. Здесь необходимо ориентироваться на требуемую степень очистки, которая в известной мере зависит от конкретных условий сбора нефти и газа и сравнительно трудно поддается теоретической оценке. По практическим же данным в настоящее время приняты временные нормы, в соответствии с которыми коэффициенты уноса жидкости и газа имеют следующие
ориентировочные значения: жидкости.
Не менее важны для оценки технического совершенства сепаратора показатели vr max и 13, так как одни и те же Кж и Кг можно получить в сепараторах различного конструктивного исполнения и с различными технико-экономическими показателями. Предельное значение ит тах определяется скоростью осаждения капель жидкости минимально заданного размера. Этой величиной обычно пользуются для расчета пропускной способности сепаратора по газу. Значения vr max для различных конструкций сепараторов могут изменяться от 0,1 до 0,55 м/с.
Время задержки t3 существенно влияет на эффективность очистки как газа от капельной жидкости, так и жидкости от газа. Установлено, что для невспенивающихся нефтей значение г3 может изменяться от 1 до 5 мин. Для вспенивающихся нефтей t3 увеличивается от 5 до 20 мин. Выбор кон кретного значения t3 для различных условий работы сепаратора возможен только по результатам исследования уноса жидкости и газа. Таким образом, для полной оценки эффективности работы сепаратора
72
наряду с показателями Кж и Кг необходимо учитывать и степень технического совершенства сепаратора, т.е. иг тах и t3. Если сепаратор исследуемого типа обеспечивает получение установленных норм уноса от Кж и Кг при меньших t3 и больших ог тах по сравнению с однотипным в одних и тех же производственных условиях, то он технически более совершенен и экономичен.
Для получения требуемой степени очистки газа и жидкости в сепа раторе необходимо правильно задаться расчетным размером частиц жидкости и пузырьков газа. Несмотря на то, что четких рекомендаций на этот счет не имеется, в подавляющем большинстве случаев диаметр жидких частиц принимается равным примерно 100 мкм. Средний диаметр пузырьков окклюдированного газа в турбулентном потоке нефти в трубопроводе перед сепаратором можно определить в зависимости от плотности и вязкости нефти, поверхностного натяжения на границе раздела фаз, диаметра трубопровода и скорости смеси по формуле В. Ф. Медведева [14]:
— число Вебера;
— число Рейнольдса;
— поверхностное натяжение на границе
— число Фруда;
газ— дисперсионная среда;
— внутренний диаметр трубопровода;
и
-динамическая вязкость и плотность дисперсионной среды;
средняя скорость течения.
Этот размер и следует принимать в качестве расчетного до получения более надежных данных.
Расчетом устанавливают условия, при которых достигается требуемая степень очистки газа от жидкости (расчет по газу) и жидкости от газа (расчет по жидкости).
73
Т.к. НГС является насадочным сепаратором, произведем его расчет по алгоритму расчета насадочных сепараторов.
3.8 Расчет насадочных сепараторов [14]
Технологический расчет насадочных сепараторов сводится к определе нию скорости набегания потока на насадку, при которой не происходит срыва и дробления капель жидкости, осевшей в насадке. Критическая скорость газа, характеризующая это явление, определяется формулой:
поверхностное натяжение на границе раздела газа и жидкости, - параметр, величина которого зависит от типа применяемой
насадки и требуемого коэффициента уноса капельной жидкости
Для насадки из проволочной сетки А=0,65; зависимость
для жалюзийных насадок показана на рис. 13.
Рис. 13 Зависимость параметра А от коэффициента уноса kv Площадь сечения насадки определяют по формуле:
где Q — расход газа, м3/сут. Определим расход газа пользуясь результатами расчета (пункт 3.5):
Для этого определим плотность нефтяного газа при нормальных условиях, т.е. при давлении 0,1013 МПа и температуре 273 К:
Тогда плотность нефтяного газа при давлении в сепараторе 0,105 МПа:
Рассчитаем критическую скорость газа:
Рассчитаем площадь сечения насадки:
По рис.7 определяем коэффициент уноса капельной жидкости
Определяем количество капельной нефти, уносимой на факел:
где количество капельной нефти
Отсюда видно, что насадка работает достаточно эффективно.
75
3.9 Выбор числа ступеней сепарации и давлений в сепараторах
Для увеличения выхода и снижения упругости паров товарной нефти и повышения ряда других технико-экономических показателей нефтепромыслового хозяйства применяют многоступенчатую сепарацию нефти и газа. Она позволяет более полно использовать естественную энергию пласта для транспорта и подготовки нефти и газа, выделить из газа большую его часть в виде почти сухого газа, направляемого на использование без переработки, получить более стабильную нефть.
Однако изучение экспериментальных данных по одноступенчатому и многоступенчатому сепарированию газонефтяных смесей показывает, что увеличение числа ступеней сепарации более двух сравнительно мало изменяет выход нефти по сравнению с двухступенчатой сепарацией, но заметно усложняет и удорожает нефтегазосборную систему.
Таким образом, возникает задача по отысканию наиболее целесообразного варианта процесса сепарации, которая может быть решена на основе соответствующего технико-экономического анализа с учетом данных конкретных условий. Известно, что эффективность многоступенчатой сепарации особенно ощутима для месторождений легкой нефти с высокими газовыми факторами и давлениями на головках скважин.
Давление первой ступени сепарации зависит от принятого давления в нефтегазосборной системе, которое в значительной мере определяется запасами избыточной энергии пласта.
Давление в нефтегазосборных системах независимо от способа эксплуатации скважин должно быть достаточно высоким, обеспечивающим совместный транспорт продукции скважин до централизованных сборных пунктов без применения промежуточных перекачивающих станций. Однако в конкретных условиях не всегда удается это осуществить.
Выбор давлений в промежуточных ступенях сепарации осуществляется на основе комплексного рассмотрения вопросов сбора нефти и газа и их подготовки к магистральному транспорту и использованию. При этом учитываются задачи промысловой переработки газа, в частности, требования к глубине отбора из газа этана, пропана и бутанов, извлечение которых требует наличия определенного давления и т. п.
Требования к сепарации значительно возрастают, если на месторождении нет специальной установки для стабилизации нефти.
76
3.10 Анализ работы расширительной камеры (каплеуловителя)
факельной системы
Рис. 14 Расчетная схема определения эффективности работы расширительной камеры факельной системы.
Определяем скорость движения газа в расширительной камере диаметром 0,5 м:
77
Определяем площадь сечения расширительной камеры:
где
- объем выделившегося газа в КСУ при рабочих
параметрах, м3/сут (пункт 3.7)
Относительную скорость движения капель нефти диаметром 50мкм определим по формуле Стокса:
Определим время, необходимое капли, для того, чтобы упасть на дно камеры:
Эти капли будут полностью уноситься на факел. Высота от верхней образующей, ниже которой все капли будут
оставаться в уловительной камере
Определим время задержки капель в расширительной камере:
Определим скорость, которую не должна превышать капля нефти, чтобы остаться в расширительной камере
Определим диаметр капель, которые полностью будут оставаться в уловительной камере:
Отсюда можно сделать вывод, что все капли с диаметром менее 80 мкм не будут задерживаться в уловительной камере и поэтому будут уноситься на факел.
3.11 Расчет кожухотрубчатого теплообменника
Расчет производился по методике приведенной в [12].
Расчет теплообменного аппарата включает определение необходимой поверхности теплопередачи, выбор типа аппарата и нормализованного варианта конструкции, удовлетворяющих заданным технологическим условиям оптимальным образом. Кожухотрубчатые теплообменники могут использоваться в качестве холодильников, конденсаторов и испарителей. На рисунке 15 изображен кожухотрубчатый двухходовый по трубному пространству теплообменник, предназначенный для теплообмена между теплоносителями без изменения их агрегатного состояния. В соответствии с ГОСТ 15120-79 кожухотрубчатые теплообменники могут быть двух типов: Н -с неподвижными трубными решетками и К - с линзовым компенсатором неодинаковых температурных удлинений кожуха и труб. Наибольшая допускаемая разность температур кожуха и труб для теплообменников типа Н может составлять от 20 до 60 °С, в зависимости от материала труб и кожуха, от давления в кожухе и от диаметра аппарата.
Теплообменники могут устанавливаться горизонтально и вертикально, быть одно-, двух-, четырех- и шестиходовыми по трубному пространству. Трубы могут быть изготовлены из углеродистой или нержавеющей стали, а по ГОСТ 15120-79 - также из латуни. Кожух, распределительные камеры и крышки изготовляют из углеродистой или нержавеющей стали.
Поверхность теплопередачи нормализованных теплообменников, а также параметры конструкции, необходимые для уточненного определения требуемой поверхности, гидравлического сопротивления и массы аппаратов приведены в [12].
Рис. 15 Кожухотрубчатый двухходовый (по трубному пространству) теплообменник
1- крышка распределительной камеры; 2- распределительная камера; 3- кожух; 4- теплообменная труба; 5- перегородка с сегментным вырезом; 6- линзовый компенсатор; 7- штуцер; 8- крышка.
Исходные данные:
необходимо охладить
Горячую нефть после КСУ в количестве
Нефть при средней температуре имеет следующие физико-химические
характеристики: Плотность
Теплопроводность
Удельная массовая теплоемкость
Коэффициент объемного расширения
Вязкость
Охлаждение осуществляется сырой нефтью с
1) Тепловая нагрузка :
80
1) Расход сырой нефти определяется из уравнения теплового баланса:
где
теплоемкость сырой (холодной) нефти при ее
Остальные
средней температуре
физические характеристики холодной воды при этой температуре
2) Среднелогарифмическая разность температур в теплообменнике:
3) Ориентировочный выбор теплообменника.
Решение вопроса о том, какой из теплоносителей
направить в трубное
пространство, определяется его давлением, коррозионной активностью, способностью загрязнять поверхности теплообмена и др. [12]. В данном случае сырую (холодную) нефть целесообразно направлять в межтрубное пространство, а горячую нефть после КСУ в трубное пространство.
соответствующее
Примем ориентировочное значение
развитому турбулентному режиму течения в трубах. Очевидно, такой режим возможен в теплообменниках, у которых число труб п, приходящееся на один
ход по трубам диаметром
равно
Для труб диаметром
Минимальное ориентировочное значение коэффициента теплопередачи, соответствующее турбулентному течению теплоносителей,
равно [12]
При этом ориентировочное значение
поверхности теплообмена составит
Из [12] теплообменники с близкой поверхностью имеют диаметр кожуха 1000 - 1200 мм. При этом только многоходовые аппараты с числом ходов
имеют соотношение
близкие к 60.
В многоходовых теплообменниках средняя движущая сила несколько меньше, чем в одноходовых, вследствие возникновения смешанного взаимного направления движения теплоносителей. Соответствующую поправку для средней разности температур определим из [12]:
С учетом этих оценок ориентировочная поверхность теплообмена составит:
Произведем уточненный расчет следующего теплообменника [12]:
5) Уточненный расчет поверхности теплопередачи
Коэффициент теплопередачи к жидкости, движущейся по трубам турбулентно! 12], равен 82
здесь можно пренебречь, так как разность
температур
Поправкой
невелика (менее
Минимальное сечение потока в межтрубном пространстве [12]
В соответствии с [12], коэффициент теплоотдачи к холодной нефти составит
В соответствии с [12] примем термические сопротивления загрязнений
равными
. Так как в сырой нефти содержится до 20%
воды, т.е. нефть обладает повышенной коррозионной активностью в качестве материала труб выберем нержавеющую сталь. Теплопроводность
нержавеющей стали
Сумма термических сопротивлений
стенки и загрязнений равна:
Коэффициент теплопередачи равен:
Требуемая поверхность составляет
83
Из [12] следует, из выбранного ряда подходит теплообменник с
трубами длиной
и номинальной поверхностью
При этом
Масса теплообменника [12]
6) Расчет гидравлического сопротивления. В трубном пространстве перепад давления определяется по формуле:
в которой длина пути жидкости равна
Скорость жидкости в трубах
Коэффициент трения рассчитывается по формуле:
где
- относительная шероховатость труб;
- высота выступов
шероховатостей (в расчетах принимаем
Диаметр штуцеров в распределительной камере
Скорость в штуцерах
В трубном пространстве следующие местные сопротивления: вход в камеру и выход из нее, один поворот на 180° и по 2 раза вход в трубы и выход из них.
Гидравлическое сопротивление трубного пространства в соответствии с [12] равно
где z - число ходов по трубам
84
Число рядов труб, омываемых сырой нефтью в межтрубном пространстве
округлим в большую сторону:
Число сегментных
перегородок
[12]. Диаметр штуцеров к кожуху
скорость
нефти в штуцерах
Скорость сырой нефти в наиболее узком сечении межтрубного
пространства с площадью
равна
В межтрубном пространстве следующие местные сопротивления: вход и выход жидкости через штуцера, 10 поворотов через сегментные перегородки (по их числу х=10) и 11 сопротивлений трубного пучка при его поперечном обтекании (х+1).
Сопротивление межтрубного пространства:
Данный перепад давления не вызовет отрицательных изменений в технологии подготовки нефти. А следовательно, рекомендуется к установке на выходе из КСУ. В результате сырая нефть будет нагреваться до температуры 27-30 °С, а стабилизированная охлаждаться до 36°С.
Охрана недр и окружающей среды.
4.2.3. Экологическая функция государства
Государство как участник общественных отношений является главным механизмом воздействия общества на систему «человек – природа». Государство разработало «Концепцию перехода Российской Федерации на модель устойчивого развития», где основной упор делается на рациональное использование сырьевой базы, энергосберегающие и экологически чистые технологии и через систему законов направляет, регулирует и контролирует общественные отношения. Правовая охрана окружающей среды — один из способов природоохранной деятельности, в которой проявляется экологическая функция государства.
Эколого-экономическая стратегия НК «ЮКОС»
НК «ЮКОС» - одна из крупнейших в России вертикально – интегрированных нефтяных компаний отрасли. Компания осуществляет : геологоразведочные работы ; бурение разведочных и эксплуатационных скважин ; добычу нефти и попутного нефтяного газа ; переработку нефти ; выпуск нефтепродуктов. Нефтяной компанией «ЮКОС» избран качественно новый путь развития и сохранения окружающей природной среды . Компания при определении перспектив развития основной упор делает на рациональное использование сырьевой базы , энергосберегающие и экологически чистые технологии , внимательно изучает передовой международный опыт по всем проблемам , связанным , связанным с экологической безопасностью .Специфика деятельности Компании , ее топливно–энергетическая специализация предопределяет наличие обширной техносферы, которую отличает значительная концентрация потенциальных источников экологической опасности на ограниченных пространствах. [22]
В 1997 году в НК «ЮКОС» разработана экологическая политика , в соответствии с которой охрана окружающей среды , здоровья и безопасности персонала и населения признана одним из главных приоритетов деятельности и составной частью эффективного руководства производством.
Главным в экологической политике Компании является постоянная забота о состоянии природной среды, создание условий, обеспечивающих устойчивое развитие предприятий и сведение к минимуму воздействия неблагоприятных экологических факторов ее деятельности.
Оптимальное сочетание экономических механизмов, административных мер и методов самоконтроля за рациональным использованием природных ресурсов, постоянного совершенствования этих видов деятельности в свете новых знаний , достижения современной науки и техники .
1.11.1. Цели реализации экологической политики должны быть направлены на:
сокращение количества отходов и экономию ресурсов;
снижение или исключение выбросов (сбросов) загрязнителей в окружающую среду;
проектирование изделий с минимальным воздействием на окружающую среду при производстве, использовании и утилизации;
управление уровнем воздействий на окружающую среду исходного сырья;
способствование росту экологического сознания среди работников организации и общественности.
1.11.2. Экологические целевые показатели
Целевые экологические показатели это::
количество используемых сырьевых материалов и энергии;
количество выбрасываемых веществ;
количество твердых отходов, производимых в расчете на единицу продукции;
эффективность использования сырья и энергии;
число аварий, связанных с воздействием на окружающую среду;
уровень утилизации отходов;
уровень переработки материалов, используемых для упаковки;
километраж пробега транспортных средств, приходящийся на единицу продукции;
объем инвестиций в охрану окружающей среды и др.
Основными принципами Политики в области охраны окружающей среды, здоровья и безопасности являются:
Минимальное воздействие производственной деятельности на окружающую среду;
Сохранение и рациональное использование природных ресурсов – воды, почв, лесов, полезных ископаемых; сокращение и повторное использование отходов на основе внедрения современных технологий
Восстановление нарушенных в результате прошлой производственной деятельности компонентов окружающей среды;
Уважение интересов общественности – это общедоступность сведений о возможном воздействии предприятий Компании на окружающую среду, здоровье и безопасность; ведение постоянного диалога с местным населением, обеспечение взаимного понимания целей и задач Компании и забот населения;
Гарантии руководства Компании по соблюдении вышеупомянутых принципов имеют в своей основе постоянную оценку работы персонала Компании, ее поставщиков с точки зрения их соответствия экологическим нормам.
Основные принципы Политики в области охраны окружающей среды, здоровья и безопасности Компания реализует по следующим направлениям:
Рациональное использование:
Внедрение замкнутых технологических циклов , переход на безотходные технологии;
Производство экологически «чистых» видов продукции , увеличение глубины переработки нефти;
Сокращение потерь нефти и нефтепродуктов;
Внедрение энергосберегающего оборудования;
Сокращение сбросов и выбросов вредных веществ на всех этапах производственных процессов;
Рациональное использование водных ресурсов, переход на замкнутое водопотребление, применение высокоэффективных методов очистки сточных вод;
Минимизация отчуждения земель в процессе хозяйственной деятельности, предотвращение загрязнения , проведение своевременной рекультивации ранее нарушенных земель;
Переработка, обезвреживание, вторичное использование производственных отходов;
Осуществление постоянного мониторинга ландшафтов и других компонентов биосферы, применение систем диагностики для предотвращения и уменьшения негативного воздействия на окружающую среду.
Совершенствование системы управления деятельностью по охране окружающей среды, здоровья и безопасности:
Совершенствование планирования и контроля, оценка эколого-экономической эффективности планируемой деятельности;
Экологический аудит, финансовая прозрачность расходования средств на финансирование природоохранной деятельности, увеличение объемов финансирования научных разработок природоохранной направленности;
Развитие системы материального и морального стимулирования работников Компании за улучшение экологической чистоты производства и выпускаемой продукции;
Развитие системы экологического страхования;
Охрана здоровья и безопасных условий труда:
Создание производственных условий, обеспечивающих здоровье персонала, поддержание высокого уровня его работоспособности;
Совершенствование системы эффективного контроля за соблюдением требований законодательства об охране труда и промышленной безопасности;
Создание специальных мобильных подразделений, оснащенных необходимой техникой и оборудованием для устранения последствий возможных аварий;
Осуществление внутреннего контроля за соблюдением требований законодательства по охране окружающей среды, здоровья, безопасности на предприятиях Компании;
Сотрудничество с законодательными органами и общественными организациями по вопросам разработки и совершенствования нормативных документов в области охраны окружающей среды, здоровья и безопасности;
Учет в природоохранной деятельности требований международных стандартов.
Развитие системы экологического образования :
Повышение квалификации специалистов в области охраны окружающей среды , здоровья , безопасности , включая их сертификацию ведущими зарубежными и отечественными компаниями ;
Стимулирование экологического образования и пропаганда принципов бережного отношения к окружающей среде .
Взаимодействие с общественностью и акционерами:
Обеспечение доступности информации по экологическим аспектам деятельности Компании ;
Сотрудничество с федеральными и местными органами государственной власти , общественными экологическими организациями и движениями по вопросам охраны окружающей среды , здоровья и безопасности ;
Долевое участие в решении экологических проблем в регионах деятельности Компании.
4. Экономическая часть
Оценка экономической эффективности внесенных изменений в технологическую схему ЦППН-2.
4.1 Выбор оптимально нормализованного теплообменного аппарата
Для оценки целесообразности применения нагрева нефти до более высокой температуры с вводом теплообменного аппарата проведем расчеты экономической эффективности.
В зависимости от цели оптимизации в качестве критерия оптимальности могут быть приняты различные параметры: габариты, масса аппарата, удельные энергетические затраты и т.п. Однако наиболее полным и надежным критерием оптимальности (КО) при выборе теплообменного аппарата принято считать универсальный технико-экономический показатель: сумму капитальных и эксплуатационных затрат, отнесенную к одному году нормативного срока окупаемости, или так называемые приведенные затраты П:
В таблице 4.1 представлены данные по капитальным вложениям на ввод нового оборудования.
Рассчитаем стоимость теплообменного аппарата:
Масса теплообменника
Потери давления в трубном пространстве
Потери давления в межтрубном пространстве
Масса труб
Доля массы труб от массы всего теплообменника:
Цена единицы массы теплообменника из нержавеющей стали
из углеродистой стали
Масса кожуха (толщина кожуха диаметром 1000 мм по гост15120-79
Цена теплообменника
Насос для горячей нефти не нужен, ее можно пустить самотеком, так как
Таблица 4.1 Капитальные вложения на ввод нового оборудования
|
Показатель |
Тыс. руб. |
|
Затраты на приобретение оборудования : - кожухотрубчатый теплообменник - прочее оборудование (запорная арматура, трубопроводы, манометры и т.д.) |
1158 100 |
|
Затраты на строительно-монтажные работы |
70 |
|
Всего капитальные вложения |
1328 |
1. Себестоимость нефти годовая с вводом нового оборудования :
Рассчитаем амортизационные отчисления.
- капитальные вложения;
• норма амортизации,
год;
срок службы объекта.
где
тогда
Определим себестоимость товарной нефти:
Вывод: Количество нефти, перекачиваемое за 1 час грузополучателю:
Отсюда видно, что при простое 1 час в сутки суточная сдача нефти сокращается на 317 тонн, соответственно 460 тыс.руб. По этому проект является необходимым для усовершенствования сепарации нефти в ЦПТШ-2.
2. При применении холодной ступени стабилизации нефти оценочная выручка денежных средств за счет сокращения потерь (конденсация паров нефти) составит: На существующей схеме работы установки:
где
- цена одной тонны сдаваемой (товарной) нефти, тыс.руб - количество сконденсированных паров нефти, тон/сут
На предлагаемой схеме работы установки:
Заключение
В условиях быстрого развития нефтяной промышленности проблемы дальнейшего совершенствования систем промыслового сбора и процессов подготовки нефти, нефтяного газа и воды очень важны.
В цехе подготовки и перекачки нефти (ЦППН-2) наиболее актуальной проблемой на сегодняшний день является показатель качества нефти -давление насыщенных паров превышающее разрешаемое ГОСТ Р 51858-2002, так как существующая технологическая схема не обеспечивает требуемого давления насыщенных паров.
В процессе работы были изучены и рассчитаны разные способы снятия этого вопроса. Замена концевых сепараторов ступени стабилизации нефти на сепараторы с большим объемом не позволяет получить требуемых значений давления насыщенных паров, да и с экономической точки зрения этот процесс потребует много времени и больших капиталовложений.
Для ликвидации этой проблемы стабилизацию нефти необходимо проводить при более высоких температурах, поэтому в работе предлагается нагревать нефть на печах ПТБ-10 до температуры 58°С и установкой на выходе нефти из концевых сепараторов теплообменника. В работе были произведены расчеты компонентного состава нефти после прохождения каждой ступени сепарации с целью определения состава нефти на выходе из КСУ, построены графики определения констант равновесия для нахождения необходимой температуры разгазирования нефти на ступени стабилизации при которой давление насыщенных паров после охлаждения ее до 37,8 °С не будет превышать установленного ГОСТ Р 51858-2002 значения 66,7 кПа. В связи с тем, что температура сдаваемой нефти по требованиям грузополучателя (ЛПДС «Парабель») не должна превышать 35°С был произведен расчет (подбор) теплообменного аппарата для охлаждения нефти до заданной температуры.
Затраты на установку теплообменника компенсируются следующими показателями:
полное сокращение простоев откачки нефти, связанных с
превышением давления насыщенных паров, а простои в свою очередь
напрямую связаны с повышением наличия товарной нефти в резервуарном
парке и с невыполнением плана по сдаче нефти;
ликвидация несогласий между сторонами грузополучателя и
грузоотправителя;
СП
•холодная (первая) ступень сепарации будет работать при более высоких температурах, а следовательно дегазация нефти будет проходить интенсивнее;
печи ПТБ-10 будут работать с меньшей нагрузкой по газу за счет увеличения температуры нефти на первой ступени сепарации.
Так как исходная информация по составу нефти была не точной, были выполнены расчеты по согласованию исходной информации для определения максимально приближенного к истинным значениям компонентного состава пластовой нефти.
Процесс разгазирования нефти напрямую связан с потерями нефти уносимой на факел в виде паров и в виде капельной жидкости.
Поэтому выполнена оценка количества нефти сжигаемой на факеле. Так как пары нефти представляют собой самые легкие фракции (бензиновые фракции), то можно говорить о том, что в ЦППН - 2 необходимо использовать низкотемпературную сепарацию газа выделяющегося в КСУ для конденсации паров нефти из газа и возврата ее в товар. Технологические потери указанного класса с коммерческой точки зрения являются частью добытой, но не использованной продукции НГДУ «Васюганнефть».
90
Список используемых источников
Маринин Н.С. , Саватеев Ю.Н. Разгазирование и предварительное
обезвоживание нефти в системах сбора, М., «Недра» 1982.
Бараз В.И. Сбор, подготовка и транспортирование нефтяного газа, М.,
«Недра» 1987.
Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта,
подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений, М., 1985.
Нефть. Общие технические условия. ИПК Издательство стандартов, 2002.
Методические указания по определению технологических потерь нефти на
предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации, СПб., «ДЕАН»
2002.
Позднышев Г.Н., Емков А.А. Современные достижения в области подготовки
нефти, М., 1979.
Рахманкулов Д.Л. и др. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти,
М., «Химия» 1987.
Банков Н.М,, Позднышев Г.Н., Мансуров Р.И. Сбор и промысловая
подготовка нефти, газа и воды, М., «Недра» 1981.
Подсчет запасов Игольско-Талового нефтяного месторождения,
ТомскНИПИнефть.
Теоретические основы расчета фазовых переходов углеводородных
систем и корреляции констант равновесия см. Справочное руководство
по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных
месторождений. Проектирование разработки. Гл. Ш. М. «Недра». 1982.
11.Гусев В.А., Мордкович А.Г Математика: Справочные материалы, М.,
«Просвещение» 1988. 12. Основные процессы и аппараты химической технологии. Пособие по
проектированию/ Под ред. Дытнерского. - М.: Химия, 1983. 13.Хафизов А. Р. Повышение эффективности технологических процессов
сокращения потерь при сборе и подготовке углеводородного сырья
/Дисс. на соискание уч. ст. д-ра техн. наук.- Уфа, 1998 14.Справочное руководство по проектированию разработки и
эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Пол общ. ред.
Ш.К.Гиматудинова, И.Т.Мищенко. М., Недра 1983, том.II.
г\ 1