Крюковского месторождения

49

«Hanover» поступает в линию высокого давления, вода в линию на РВС-1,2, а нефть с обводнённостью 0,02-0,5%

поступает в накопительные емкости (Б.Е. №1, 2) [14].

В буферных емкостях происходит окончательная дегазация нефти. Газ выделившийся на буферных емкостях сбрасывается на факел низкого давления.

Подтоварная вода с НГСВ, установки ООУ «Hanover» поступает в РВС -1,2 для подготовки. За счёт отстоя в РВС- 1, 2 происходит разделение на три фракции (нефть-эмульсия-вода). Подтоварная вода с низа РВС-1, 2 берётся насосами ЦНС 60х330 и ЦНС 105х343 и подаётся на скважины для утилизации. Выводы по УПН:

1.На УПН производится нефть 1 группы качетства по ГОСТ 51858-2002.

2.Газ используется на собственные нужды в путевом подогревателе.

4.7.Анализ ситуации по утилизации ПНГ на месторождении Отсепарированный на площадке Крюковского ПНН попутный нефтяной газ частично используется на собственные

производственно-технологические нужды в качестве топлива для путевых подогревателей ПП-0,63 и поддержания работы дежурных горелок, остатки газа сжигаются на факеле.

Коэффициент использования попутного нефтяного газа Крюковского месторождения за 2018 г. составил 5%.

На перспективный период развития месторождения попутный нефтяной газ также будет использоваться в качестве топлива для подогревателей нефти на Крюковской УПСВ, излишки газа будут транспортироваться насосами МНС в составе водогазонефтяной смеси на Константиновскую УППН.

Реализация указанных мероприятий позволит исключить сжигание нефтяного газа на факеле, при этом коэффициент использования составит не менее 95%, начиная с 2024 года.

Консорциум « Н е д р а »

50

Выводы по анализу системы сбора продукции скважин.

1.На месторождении разрабатываются угленосные и девонские пласты, а сбор продукции ведется по одному потоку. Но доля девона составляет не более 5%, что является допустимым.

2.Реагенты, которые используются это ингибиторы коррозии и деэмульгатор, а именно деэмульгатора для разрушения водонефтяных эмульсий - деэмульгаторы: Диссольван-4490, ДоуфаксДФ-70 № 14, ингибитор солеотложения «СНПХ–5312», ингибитор коррозии «КорМастер 1025», вполне устраивают и подходят к добываемой

продукции. Деэмульгатор подается непосредственно на каждой АГЗУ.5. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

5.1 Технологический расчет блока сепарации Исходные данные для расчета приняты следующие:

-массовый расход жидкости, поступающий на сепаратор с месторождения 853,7 т/сут [32];

-обводненность жидкости, поступающей на сепаратор с месторождения 96,5%;

-плотность пластовой воды, поступающей с месторождения» − 1168 кг/м3;

-температура жидкости в сепараторе 200С;

-давление в сепараторе − 0,4 МПа;

-диаметр сепаратора − 3 м.

Материальный баланс сепаратора На прием сепаратора поступает жидкость с месторождения.

Консорциум « Н е д р а »

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:

Консорциум « Н е д р а »

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

е – мольная доля отгона, доли единицы;

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 в зависимости от давления и температуры в сепараторе и температуры кипения компонентов [24].

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.

Консорциум « Н е д р а »

53

Порядок выполнения расчета. В таблице 5.1 дан состав мольный состав газа, для начала определим массовый состав.

Сборочный чертеж сепаратора представлен на рисунке 4.7.

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.

ρг = 1,303 кг/м3 − плотность газа, таблица исходныеданные;

м3 Г = 102,0 т − исходные данные;

кг 1,303 ∙ 102 = 132,9 т − килограмм газа в одной тонне нефти

За час расход нефти 1244 кг/ч, переведем в тонны 1,24 т/ч

Умножим массовый расход газа в сепараторе на массовую долю каждого элемента.

Консорциум « Н е д р а »

Консорциум « Н е д р а »