Софинско-Дзержинского месторождения
.pdf20
позволяет значительно (в два - три раза) снизить потребление пресной воды и количество загрязненных стоков без ущерба для качества обессоливания.
Дальнейшее сокращение расхода пресной воды и количества стоков на ЭЛОУ может быть достигнуто, если повторно использовать воду не только со ступени на ступень, но и внутри ступеней, т.е. при рециркуляции дренажной воды. В этом случае можно обеспечить глубокое обессоливание нефтей до остаточного содержания солей (2 ± 1) мг/дм3
при общем расходе пресной воды всего от одного до четырёх процентов (для труднообессоливаемых нефтей с высоким содержанием солей − до семи процентов).
Все сточные воды НПЗ, содержащие нефтяные соли и загрязнения, должны выпариваться на специальных установках термического обезвоживания стоков (УТОС) до сухого остатка. Полученный водный дистиллят используется для промывки нефти на ЭЛОУ, а твёрдый остаток неорганических солей подвергается захоронению в специальных емкостях. [1]
На современных ЭЛОУ получают нефти с показателями:
- массовая концентрация солей, мг/дм3, не более 3−5 - массовая доля воды, %, не более 0,1 - массовая доля механических примесей, % отсутствуют.
Наличие значительного количества и разнообразия методов обезвоживания и обессоливания нефти затрудняет выявление наиболее рациональных из них. Рациональность методов определяется следующими основными показателями их качественности:
−эффективность;
−возможность полного отделения воды и сухих солей;
Консорциум « Н е д р а »
21
−отсутствие необходимости применения подогрева;
−максимальная простота метода и оборудования;
−экономичность процесса.
Поэтому чаще применяют на НПЗ комбинацию методов обессоливания и обезвоживания, например, на ЭЛОУ сочетается четыре фактора воздействия на эмульсию: подогрев, подача деэмульгатора, электрическое поле и отстой в гравитационном поле.
Консорциум « Н е д р а »
Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:
«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»
Консорциум « Н е д р а »
22
3. Физико-химические характеристики скважинной и товарной продукции
3.1 Физико-химические свойства исходной продукции
По результатам исследований этих проб и расчётов, приняты параметры нефти и газа пласта. Плотность пластовой нефти – 754,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом 8,28 МПа, газосодержание при однократном разгазировании –
74,78 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 1,07 мПа×с. Соответственно, нефть относится к особо легким и с незначительной вязкостью.
По результатам расчета дифференциального разгазирования: плотность нефти составила 811,0 кг/м3 (особо легкая), газосодержание – 60,10 м3/т, объёмный коэффициент – 1,152, динамическая вязкость разгазированной нефти –
4,68 мПа×с.
Газ, выделившийся из нефти при дифференциальном разгазировании, относится к «жирным» « горючим», с
преобладанием содержания метана (46,99%), с отсутствием сероводорода, с промышленным содержанием гелия
(0,124%), а также небольшим содержанием азота+редкие (8,66%). Мольное содержание: углекислого газа – 0,71%, этана
– 18,45%, пропана – 16,75%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 25,19%. Относительная плотность газа по воздуху – 0,986, а теплотворная способность – 49622,0 кДж/м3.
По результатам исследований поверхностных проб, нефть среднесернистая (массовое содержание серы 0,80%),
малосмолистая (2,58%), парафинистая (5,21%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 53,0%.
Физико-химические свойства нефтей и компонентный состав газа Софинско-Дзержинского месторождения представлены в таблицах 3.1-3.3.
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
23 |
|
|
|
|
|
Таблица 3.1 |
|
|
Свойства пластовой нефти |
|
|
|
|
№ п/п |
Параметр |
Диапазон |
Среднее |
||
значений |
значение |
||||
|
|
||||
|
Свойства пластовой нефти |
|
|
|
|
1 |
Количество исследованных глубинных проб (скважин) |
|
– |
8/4 |
|
2 |
Давление пластовое , МПа |
|
– |
36,20 |
|
3 |
Температура пластовая , 0С |
|
– |
78 |
|
4 |
Давление насыщения пластовой нефти, МПа |
7,29 |
– 8,65 |
8,28 |
|
5 |
Газосодержание (стандартная сепарация), м3/т |
71,10 –76,80 |
74,78 |
||
6 |
Газосодержание при дифференциальном (ступенчатом)разгазировании в рабочих |
|
– |
60,10 |
|
условиях, м3/т |
|
||||
|
|
|
|
||
7 |
Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3 |
743,0 |
– 764,0 |
754,0 |
|
8 |
Вязкость нефти в условиях пласта, мПа с |
0,88 |
– 1,45 |
1,07 |
|
9 |
Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, 1/МПа∙10-4 |
|
– |
14,07 |
|
|
Плотность выделившегося газа в стандартных условиях, кг/м3 |
|
|
|
|
10 |
-при однократном (стандартном) разгазировании |
|
– |
|
|
|
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
|
– |
|
|
|
Плотность нефти в стандартных условиях, кг/м3 |
|
|
|
|
11 |
-при однократном (стандартном) разгазировании |
824,0 |
– 827,0 |
825,0 |
|
|
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
|
– |
811,0 |
|
12 |
Пересчетный коэффициент, доли ед. |
|
– |
0,868 |
|
|
Свойства дегазированной нефти |
|
|
|
|
13 |
Количество исследованных поверхностных проб (скважин) |
|
– |
13/5 |
|
14 |
Плотность дегазированной нефти, кг/м3 |
824,4 |
– 848,0 |
830,0 |
|
|
Вязкость дегазированной нефти, мПа∙с |
|
|
|
|
15 |
- при 20 °С |
3,60 |
– 6,76 |
4,68 |
|
|
-при 50 °С |
|
– |
– |
|
16 |
Температура застывания дегазированной нефти , °С |
-12 – (+3) |
-9 |
||
17 |
Массовое содержание, % |
|
|
|
|
серы |
0,57 |
– 1,11 |
0,80 |
||
|
|||||
Консорциум « Н е д р а »
|
|
|
|
24 |
|
|
смол силикагелевых |
0,55 – |
4,67 |
2,58 |
|
|
асфальтенов |
0,51 – |
1,13 |
0,81 |
|
|
парафинов |
3,65 – |
6,62 |
5,21 |
|
18 |
Температура плавления парафина, °С |
50 – |
67 |
57 |
|
19 |
Содержание микрокомпонентов, г/т |
|
|
|
|
|
ванадий |
– |
|
– |
|
|
никель |
– |
|
– |
|
20 |
Температура начала кипения, 0С |
42 – |
110 |
65 |
|
|
Фракционный состав (объёмное содержание выкипающих), % |
|
|
|
|
|
до 100 °С |
1,5 – 10,0 |
7,0 |
||
21 |
до 150 °С |
8,0 – 22,0 |
18,0 |
||
до 200 °С |
22,0 – |
34,0 |
30,0 |
||
|
|||||
|
до 250 °С |
36,0 –46,0 |
41,0 |
||
|
до 300 °С |
51,0 – |
57,0 |
53,0 |
|
Консорциум « Н е д р а »
25
Таблица 3.2
Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти
|
|
|
|
Численные значения |
|
|
|
|
|
|
при однократном |
при |
|
|
|
|
Наименование |
|
дифференциальном |
|
|||
№ |
|
разгазировании |
|
||||
параметров, |
|
разгазировании |
пластовая |
||||
п/п |
|
пластовой нефти |
|||||
компонентов |
|
пластовой нефти |
нефть |
||||
|
|
|
|
||||
|
|
|
выделившийся |
нефть |
выделившийся |
нефть |
|
|
|
|
газ |
газ |
|
||
|
|
|
|
|
|
||
1 |
|
Молярная концентрация компонентов , % |
|
|
|||
|
- сероводород |
|
– |
– |
– |
– |
– |
|
- двуокись углерода |
|
0,48 |
– |
0,57 |
– |
0,20 |
|
- азот + редкие газы |
|
4,83 |
– |
5,59 |
– |
1,94 |
|
в т.ч. гелий |
|
0,056 |
– |
0,066 |
– |
– |
|
- метан |
|
40,55 |
0,15 |
47,49 |
0,03 |
16,51 |
|
- этан |
|
15,7 |
0,47 |
25,01 |
1,18 |
9,45 |
|
- пропан |
|
15,8 |
1,45 |
15,58 |
5,47 |
8,98 |
|
- изобутан |
|
2,37 |
0,85 |
1,37 |
1,55 |
1,49 |
|
- нормальный бутан |
|
5,88 |
2,86 |
2,92 |
4,81 |
4,15 |
|
- изопентан |
|
1,62 |
2,08 |
0,57 |
2,65 |
1,93 |
|
- нормальный пентан |
|
1,25 |
2,05 |
0,42 |
2,46 |
1,75 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
- гексаны |
|
7,39 |
6,57 |
0,35 |
6,92 |
4,64 |
|
- гептаны |
|
4,12 |
6,64 |
0,09 |
5,56 |
3,66 |
|
- октаны |
|
– |
– |
– |
– |
– |
|
- остаток С 9+ |
|
– |
78,76 |
0,04 |
69,37 |
45,30 |
2 |
Молекулярная масса |
|
31,58 |
185,00 |
27,49 |
172,57 |
122,21 |
3 |
Плотность |
|
|
– |
– |
– |
– |
|
- газа, кг/м3 |
|
1,312 |
– |
1,142 |
– |
– |
|
- газа относительная |
|
1,089 |
– |
0,948 |
– |
– |
|
(по воздуху), доли ед. |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
Консорциум « Н е д р а »
26
|
- нефти, кг/м3 |
– |
848,0 |
– |
834,0 |
745,0 |
Консорциум « Н е д р а »
27
Таблица 3.3
Свойства и состав пластовых вод
Наименование параметра |
Диапазон изменения |
Среднее |
||
значение |
||||
|
|
|
||
|
|
|
|
|
1 |
|
2 |
3 |
|
Газосодержание, |
м3/м3 |
- |
- |
|
Плотность воды, |
кг/м3 |
|
|
|
- в стандартных условиях |
1180-1198,2 |
1192,1 |
||
- в условиях пласта |
1145,3-1162,9 |
1157,0 |
||
|
|
1146,4-1164,1 |
1158,2 |
|
|
|
1146,4-1164,1 |
1158,2 |
|
Вязкость в условиях пласта, |
мПа · с |
- |
0,85 |
|
|
|
|
0,87 |
|
|
|
|
0,87 |
|
Коэффициент сжимаемости, |
1/МПа · 10-4 |
- |
2,30 |
|
|
|
|
2,29 |
|
|
|
|
2,29 |
|
Объемный коэффициент, |
доли ед. |
- |
1,03027 |
|
|
|
|
1,02929 |
|
|
|
|
1,02929 |
|
Химический состав вод |
г/л |
|
|
|
Na+ + K+ |
|
44,29-55,66 |
47,67 |
|
Ca2+ |
|
40,08-48,9 |
45,85 |
|
Мg2+ |
|
2,98-6,69 |
4,80 |
|
Cl- |
|
148,90-180,85 |
168,47 |
|
HCO3- |
|
0,03-0,16 |
0,09 |
|
SO42- |
|
0,13-0,33 |
0,21 |
|
NH4 |
|
- |
- |
|
Микрокомпонентный состав вод |
мг/л |
|
|
|
Br- |
|
1270-1440 |
1355 |
|
Консорциум « Н е д р а »
28
J- |
|
3,6-4,7 |
4,2 |
B+3 |
|
7 |
7 |
Li+ |
|
- |
- |
Sr+2 |
|
- |
- |
Rb+ |
|
- |
- |
Cs+ |
|
- |
- |
Общая минерализация, |
г/л |
236,95-288,66 |
267,10 |
Водородный показатель, рН |
|
- |
- |
Жесткость общая, |
мг-экв/л |
- |
- |
Химический тип воды (по Сулину В.А.) |
Хлоридно-кальциевый |
||
Количество исследованных проб (скважин) |
5(5) |
|
|
3.2 Физико-химическая характеристика товарной продукции.
Продукция скважин Софинско-Дзержинского месторождения под давлением, развиваемым электроцентробежными насосами, глубинными штанговыми насосами и под давлением свабирования по выкидным трубопроводам диаметром
89-114 мм, протяженностью порядка 26 км, поступает на 8 автоматических групповых замерных установки (АГЗУ - 1, 2,
3, 7, 7а, 8 на Дзержинском поднятии, АГЗУ - 4, 5 на Софинском поднятии) и в коллектор. После замера дебита продукция скважин по нефтегазосборным трубопроводам диаметром 100-273 мм, протяженностью порядка 18 км поступает на Софинско-Дзержинскую УПСВ.
Консорциум « Н е д р а »