Сорочинско-Никольского месторождения

102

Срок службы трубопроводов системы сбора содержащие сероводородную продукцию должен эксплуатироваться 15

лет. На данный момент срок службы 45% трубопроводов истек. Предлагаем заменить их на металлопластиковый, т.к. он обладает малой шероховатостью стенки и более высоким сроком службы.

5.АГЗУ на месторождении работают в нормальном режиме т.к.: обводненность не превышает 98%, максимальное содержание парафина не превышает 7%, содержание сернистых соединений не более 3 %

6.Обводненность месторождения в среднем составляет 50-70%. Частичное обезвоживание нефти так же проходит по раздельным технологическим линиям. Считаю, что рационально используется технологическая схема.

7.В поступающих потоках нефти на УПСВ наблюдается смешение продукции девона и карбона, но содержание девонской нефти в общем потоке менее 5 %, что вполне допустимо.

8.УПСВ «Никольская» сбрасывает воду до 5-7%, что является не очень эффективной в настоящее время,

необходимо до 3%.

9. На установке осуществляется первая ступень сепарации продукции Сорочинской нефти, в результате которой выделяется основное количество газа, направляемого на ГКС Покровскую, а также используемого как топливо в печах ПТБ-10. Так же на УПСВ осуществляется вторая ступень сепарации нефти с «Малаховской» и «Родинской» ДНС,

выделившийся при этом газ сжигается на факеле. Что является не рационально, предлагаю этот газ через ижектора запитывать в линию подготовки газа Сорочинской нефти для дальнейшей транспортировки на Покровскую ГКС.

10.Отделенная вода закачивается в систему ППД и поглощение Сорочинско-Никольского месторождения.

11.Сырьем для УПН является газонасыщенная и обводненная (до 60-70%) смесь нефтей Покровского,

Пронькинского, Воробьевско-Никифоровского, Рябинового, Пасмуровского месторождений с общим названием

Консорциум « Н е д р а »

103

«Покровская нефть», а также сепарированная и обезвоженная до 7 % нефть с Сорочинско-Никольской установки предварительного сброса воды – «Сорочинская нефть». Готовой продукцией является обезвоженная и обессоленная нефть 1 группы качества согласно ГОСТ Р 51858-2002 с содержанием воды до 0,5 % и солей до 100 мг/л.

12.2. Вода, пройдя через очистные сооружения, получается высокого качества для целей ППД, даже для слабопроницаемых коллекторов. Нефти в ней содержится до 15 мг/л, механических примесей до 15 мг/л.

13.3. Применяемый деэмульгатор подаётся в трубопровод за определенное расстояние перед трехфазным сепаратором, что является целесообразно. Перед стадией обессоливания деэмульгатор не подаётся вообще. Подача ингибитора коррозии в трубопроводы идущие в ППД не предусмотрена.

14.Для исправления сложившейся ситуации необходима установить дозирующие установки БР-2,5 для дозировки ингибитора коррозии в трубопроводы идущие в ППД.

15.4. Заменить отстойники с обыкновенной начинкой на аппараты с внутренним устройством типа «БУОН» с

одинаковыми объемами, то с последнего «БУОН» (блочная установка обезвоживания нефти) – производительность в два раза выше, и при этом получаемая продукция более качественная. В связи с этим вдвое снижается количество аппаратов,

уменьшаются затраты на монтаж, ремонт и дальнейшую эксплуатацию.

16.5. Для предотвращения коррозии заменить стальные трубы на металлопластиковые.

17.Закачка воды в систему ППД Сорочинско-Никольского месторождения осуществляется от БКНС

«Никольская» УПСВ - подтоварная вода; БКНС-1 (Львовка) и БКНС-2 (Бородиновка) – пресная вода, поступающая с

Тоцкого водозабора.

Консорциум « Н е д р а »

104

18.Закачиваемая подтоварная вода в пласты на Сорочинско-Никольском месторождении не соответствует ОСТ

39-225-88 (стандарт устанавливает основные требования к качеству воды для заводнения нефтяных пластов с учетом

проницаемости и относительной трещиноватости коллекторов).

19.Для исправления сложившейся ситуации требуются дополнительные технологические операции по подготовки воды под закачку в пласты, например, установки дополнительных водоотстойников на УПСВ или увеличению времени пребывания воды в водоотстойниках.

20.В качестве реагента для борьбы с коррозией используют ингибитор коррозии Сонкор-9701.

21.На данный момент 63,1% водоводов подтоварной воды отработали нормативный срок эксплуатации,

установленный продолжительностью 6 лет (РД 39-132-94); 43,9% водоводов пресной воды отработали нормативный срок эксплуатации, установленный продолжительностью 15 лет (РД 39-132-94). Для исправления сложившейся ситуации необходимо заменить отслужившие трубы, желательно на неметаллические.

22. Расходомеры (счетчики) установлены на линиях непосредственно за БКНС, т.е. замер воды, поступающей в каждую скважину, не осуществляется. Для исправления сложившейся ситуации необходимо устанавливать счетчики на каждую скважину.

Консорциум « Н е д р а »

105

5. Расчетная часть

5.1 Гидравлический расчет трубопровода от скважины до АГЗУ

По трубопроводу выполненный из старых стальных труб транспортируется газонасыщенная нефть от скважины №

323 до АГЗУ-3. Определить общий перепад давления и сравнить с фактическим. Фактический перепад давления 6 КПа.

Схема выбранного трубопровода представлена на риснуке 5.1. Исходные данные для расчета представлены в таблице 5.1.

Схема выбранного трубопровода

Консорциум « Н е д р а »

106

Расчёт:

Определим методику расчёта.

Для этого найдём значения показателей W и н г и сравним их с табличными.

G = Q

Консорциум « Н е д р а »

107

Исходное уравнение:

Определим параметр Чисхолма для шероховатых труб:

Г2 = н = 879 = 799,1г 1,244

Найдем массовое газосодержание:

х = ;

где = ∙ ;

= ∙ = 1,4 ∙ 10−3 ∙ 0,2 = 2,8 ∙ 10−4 м3/с= 2,8 ∙ 10−4 ∙ 1,244 = 3,08 ∙ 10−4 кг/с

Консорциум « Н е д р а »

108

Тогда:

х = 3,08 ∙ 10−4 = 2,52 ∙ 10−4 1,22

Для шероховатых труб: → 0.

Наконец найдем перепад давлений:

∆ = 9312 + 9312 ∙ (799 − 1) ∙

∙ {15 ∙ [0,000252 ∙ (1 − 0,000252)]2 + 0,0002522} = 10089 Па

Сравним фактические и рассчитанные перепады давления: Скв №323

∆ факт = 10000 Па; ∆ расч = 10089 Па;

∆= 10089 − 10000 = 0,89% 10000

Из расчёта делаем вывод, что трубопровод работает в нормальном режиме. Погрешность между фактическими показателями и расчетными не превышают 5%, это говорит о том, что внутри трубопровода отсутствуют отложения, уменьшающие внутреннее сечение, и увеличивающие потери на трение.

Консорциум « Н е д р а »

109

5.2 Технологический расчет блока сепараторов

Исходные данные для расчета приняты следующие:

-объемный расход жидкости, поступающий на сепаратор с месторождения - 4384 м3/сут;

-обводненность жидкости, поступающей на сепаратор с месторождения – 70 %;

-плотность жидкости, поступающей с месторождения» − 1082,7 кг/м3;

-температура жидкости в 400С;

-давление в сепараторе − 0,4 МПа;

-диаметр сепаратора − 3 м.

Материальный баланс сепаратора

На прием сепаратора поступает жидкость с месторождения.

Массу жидкости, поступающей с месторождения, рассчитаем по формуле

Gж = ρж . Vж ,

Vж – объемный расход жидкости, поступающей с месторождения, 4384 м3/ч;

Vж = 4384 м3/сут = 182,7 м3/ч;

ρж – плотность жидкости, поступающей с месторождения.

ρж= ρн*(1-В)+ ρв*В=879*0,30+1170*0,70=263,7+819=1082,7 кг/м3.

где В – обводненность жидкости, поступающей с месторождения, доли единицы;

Gж = 182,7 . 1082,7 = 197773,2 кг/ч.

Массу воды, поступающей в составе эмульсии с месторождения рассчитаем по формуле:

Консорциум « Н е д р а »

110

Gв = Gж . В,

где В – обводненность жидкости, поступающей с месторождения, доли единицы;

В = 70% масс.

Gв = 197773,2 . 0,70 =138441,24 кг/ч.

Массу нефти, поступающей в составе эмульсии с месторождения, рассчитаем по формуле: Gн = Gж – Gв,

где Gн – масса нефти, поступающей в составе эмульсии с месторождения, кг/ч;

Gн =197773,2 –138441,24 = 59331,96 кг/ч.

где Gввх – суммарная масса воды, поступающей на сепаратор, кг/ч;

При разгазировании жидкости в сепараторе происходит однократное испарение, поэтому расчет производим по методу однократного испарения.

Основные уравнения однократного испарения, на основании которых определяются составы жидкой и газовой

(паровой) фаз, следующие:

где Xi – мольная концентрация компонента в жидкой фазе, доли единицы; αi – мольная концентрация компонента сырья, доли единицы;

е – мольная доля отгона, доли единицы;

Консорциум « Н е д р а »

111

Кi – константа фазового равновесия компонента газожидкостной смеси;

Yi – мольная концентрация компонента в газовой фазе, доли единицы.

Решение уравнений производится подбором мольной доли отгона таким образом, чтобы суммы компонентов в жидкой и паровой фазах были равны единице.

Значения констант фазовых равновесий определяем по номограмме Уинна [6, с. 171] в зависимости от давления и температуры в сепараторе и температуры кипения компонентов.

Расчет производится в следующей последовательности.

По известному мольному составу исходной газожидкостной смеси определяем массовый состав газожидкостной смеси по формуле

где αi – массовая концентрация компонента сырья, доли единицы;

Мi – молярная масса компонента, кг/кмоль.

Порядок выполнения расчета:

1. В таблице 7.1 дан состав мольный состав газа, для начала определим массовый состав.

Нужно:

а) Мольную долю каждого компонента умножить на его молярную массу, получим массу каждого компонента.

б) Затем массы всех компонентов сложить.

в) Затем массу каждого компонента разделить на сумму масс. Это и будут массовые доли.

Консорциум « Н е д р а »