Котовского месторождения
.pdf18
секции (для более интенсивного выделения растворённого и оклюдированного газа нефть направляют тонким слоем по наклонным плоскостям — полкам); секцию, предназначенную для сбора и вывода нефти из сепараторов, и
каплеуловительную — служит для улавливания мельчайших капель жидкости, уносимых потоком газа. Для повышения пропускной способности перед входом в нефтегазовый сепаратор устанавливают специальные устройства предварительного отбора свободного газа из нефти (депульсаторы). Эффективность сепарации нефти характеризуется количеством капельной жидкости, уносимой потоком газа из сепаратора, и количеством газа, уносимого потоком нефти.
Качество сепарации улучшается при перемешивании нефти, повышении её температуры, снижении давления сепарации,
кроме того, эффективной является отдувка (барботаж) нефти газом (поступающим обычно с предыдущей ступени сепарации). На концевой ступени сепарации содержание капельной нефти в газе (в среднем) 0,05 кг/м3, газа в нефти 0,5
м3/т.
Консорциум « Н е д р а »
3.Физико-химические характеристики скважинной и товарной продукции
3.1Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Характеристика исходного сырья приведена в табл. 3.1-3.3 [1]
Таблица 3.1
|
|
|
|
Свойства пластовой нефти и воды |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Наименование |
|
|
|
|
Количество |
Диапазон |
Среднее |
||
|
|
|
|
|
|
исследованных |
изменения |
||
|
|
|
|
|
|
значение |
|||
|
|
|
|
|
|
скв. |
проб |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
а) Нефть |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Давление насыщения газом, МПа |
|
1 |
1 |
– |
4,09 |
||||
Газосодержание при однократном |
|
1 |
1 |
– |
15,80 |
||||
разгазировании, м3/т |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||
Объемный коэффициент при однократном |
1 |
1 |
– |
1,042 |
|||||
разгазировании, доли ед. |
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
||||
Газосодержание при дифференциальном |
– |
|
|
|
|||||
разгазировании в рабочих условиях, м3/т |
|
|
|
||||||
|
|
|
|
||||||
Р1= |
– |
МПа |
Т1= |
15 |
С |
1 |
1 |
– |
9,01 |
Р2= |
– |
МПа |
Т2= |
26 |
С |
1 |
1 |
– |
2,69 |
Р3= |
– |
МПа |
Т3= |
23 |
С |
1 |
1 |
– |
0,00 |
Р4= |
– |
МПа |
Т4= |
18 |
С |
1 |
1 |
|
0,15 |
Р5= |
– |
МПа |
Т5= |
18 |
С |
1 |
1 |
|
0,13 |
Р6= |
0,108 |
МПа |
Т6= |
30 |
С |
1 |
1 |
|
0,21 |
Р7= |
0,098 |
МПа |
Т7= |
30 |
С |
1 |
1 |
|
0,21 |
Суммарное газосодержание, м3/т |
|
1 |
1 |
|
12,40 |
||||
19
Консорциум « Н е д р а »
Наименование |
Количество |
Диапазон |
Среднее |
||
|
исследованных |
изменения |
|||
|
значение |
||||
|
скв. |
проб |
|
||
|
|
|
|||
Объемный коэффициент при |
|
|
|
|
|
дифференциальном разгазировании в |
1 |
1 |
|
1,039 |
|
рабочих условиях |
|
|
|
|
|
Плотность, кг/м3 |
1 |
1 |
– |
856,0 |
|
Вязкость, мПа с |
1 |
1 |
– |
14,90 |
|
Температура насыщения парафином, С |
– |
– |
– |
– |
|
г) Пластовая вода |
|
|
|
|
|
Газосодержание, м3/т |
|
|
|
|
|
в т.ч. сероводорода, м3/т |
|
|
|
|
|
Объемный коэффициент |
|
|
|
|
|
Вязкость, мПа • с |
- |
- |
- |
1,25 |
|
Общая минерализация, г/л |
4 |
4 |
228,67- |
238,20 |
|
244,59 |
|||||
|
|
|
|
||
Плотность, кг/м3 |
4 |
4 |
1150-1157 |
1154 |
|
Таблица 3.2
Физико–химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
|
|
Количество |
|
|
|
Наименование |
исследован- |
Диапазон |
Среднее |
||
|
|
ных |
|
|
|
|
|
скв. |
проб |
изменения |
значение |
|
|
|
|
|
|
Вязкость динамическая, мПа с: |
|
|
|
|
|
при |
20 С |
3 |
3 |
28,18 – 41,33 |
36,10 |
|
50 С |
– |
– |
– |
– |
Вязкость кинематическая, м2/с |
|
|
|
|
|
при |
20 С |
3 |
3 |
(32,07 – 47,19) |
40,96х10-6 |
|
х10-6 |
||||
|
|
|
|
|
|
|
50 С |
– |
– |
– |
– |
20
Консорциум « Н е д р а »
|
|
Количество |
|
|
||
Наименование |
|
исследован- |
Диапазон |
Среднее |
||
|
|
ных |
|
|
|
|
|
|
скв. |
проб |
изменения |
значение |
|
|
|
|
|
|
|
|
Температура застывания, С |
2 |
2 |
-18,0 – (-11,0) |
-15,0 |
||
Температура насыщения парафином, С |
– |
– |
– |
– |
||
|
Серы |
3 |
3 |
2,27 – 2,34 |
2,29 |
|
|
Смол силикагелевых |
2 |
2 |
11,74 – 13,61 |
12,68 |
|
|
Асфальтенов |
2 |
2 |
2,43 – 2,47 |
2,45 |
|
|
Парафинов |
2 |
2 |
5,50 – 5,58 |
5,54 |
|
Массовое |
Солей |
– |
– |
– |
– |
|
содержание, % |
||||||
Мехпримесей |
– |
– |
– |
– |
||
|
||||||
Содержание воды, %об |
2 |
2 |
0,30 – 3,80 |
2,05 |
||
Температура плавления парафина, С |
1 |
1 |
– |
50,0 |
||
|
н.к.–100 С |
3 |
3 |
3,0 – 4,0 |
4,0 |
|
Объемный |
до 150 С |
3 |
3 |
9,0 – 11,0 |
10,0 |
|
выход |
до 200 С |
3 |
3 |
17,0 – 20,0 |
19,0 |
|
фракций, % |
|
|||||
|
|
|
|
|
||
|
до 250 С |
3 |
3 |
26,0 – 32,0 |
29,0 |
|
|
до 300 С |
3 |
3 |
35,0 – 42,0 |
39,0 |
|
Классификация нефти |
высокосернистая, смолистая, парафиновая |
|||||
Технологический режим работы скважин приведен в таблице 3.4.
|
|
|
Таблица 3.3 |
|
Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти |
|
|
|
|
|
|
Наименование |
При однократном разгазировании пластовой |
При дифференциальном разгазировании |
|
|
нефти в стандартных условиях |
пластовой нефти в рабочих условиях |
Пластовая нефть |
|
|
|
21 |
Консорциум « Н е д р а »
|
выделившийся газ |
нефть |
|
выделившийся газ |
нефть |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
% масс |
% моль |
% масс |
% моль |
% масс |
% моль |
% масс |
% моль |
% масс |
% моль |
Сероводород |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
Углекислый газ |
0,810 |
0,60 |
– |
– |
1,260 |
0,82 |
0,002 |
0,01 |
0,021 |
0,10 |
Азот + редкие |
19,686 |
22,90 |
– |
– |
27,723 |
28,34 |
– |
– |
0,405 |
3,00 |
в т.ч. гелий |
0,005 |
0,040 |
– |
– |
0,007 |
0,051 |
– |
– |
– |
– |
Метан |
12,005 |
24,40 |
– |
– |
16,745 |
29,91 |
0,003 |
0,04 |
0,248 |
3,20 |
Этан |
22,506 |
24,40 |
0,051 |
0,40 |
26,700 |
25,44 |
0,133 |
1,01 |
0,522 |
3,60 |
Пропан |
18,528 |
13,70 |
0,226 |
1,20 |
14,988 |
9,74 |
0,403 |
2,09 |
0,617 |
2,90 |
Изобутан |
7,488 |
4,20 |
0,149 |
0,60 |
3,347 |
1,65 |
0,265 |
1,04 |
0,308 |
1,10 |
Н. бутан |
11,766 |
6,60 |
0,422 |
1,70 |
5,355 |
2,64 |
0,603 |
2,37 |
0,673 |
2,40 |
Изопентан |
5,090 |
2,30 |
0,617 |
2,00 |
2,216 |
0,88 |
0,673 |
2,13 |
0,696 |
2,00 |
Н. пентан |
1,328 |
0,60 |
0,247 |
0,80 |
0,579 |
0,23 |
0,240 |
0,76 |
0,244 |
0,70 |
Гексаны |
0,793 |
0,30 |
1,178 |
3,20 |
0,842 |
0,28 |
1,211 |
3,21 |
1,206 |
2,90 |
Гептаны |
– |
– |
1,242 |
2,90 |
0,245 |
0,07 |
1,224 |
2,79 |
1,209 |
2,50 |
Остаток (С8+высшие) |
– |
– |
95,868 |
87,20 |
– |
– |
95,243 |
84,55 |
93,851 |
75,60 |
Молекулярная масса |
33,03 |
|
234,00 |
|
28,80 |
|
228,40 |
|
207,26 |
|
Молекулярная масса |
– |
|
257,30 |
|
– |
|
257,30 |
|
257,29 |
|
остатка |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Плотность: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
газа, кг/м3 |
1,372 |
|
– |
|
1,197 |
|
– |
|
– |
|
газа относительная (по |
1,139 |
|
– |
|
0,993 |
|
– |
|
– |
|
воздуху) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нефти, кг/м3 |
– |
|
880,0 |
|
– |
|
876,0 |
|
856,0 |
|
22
Консорциум « Н е д р а »
23
Таблице 3.4.
Технологический режим работы скважин
|
|
Q нефти |
Q жид |
Обводненность |
|
№ скв |
Пласт |
кости |
|||
|
|
||||
|
|
т/сут |
м3/сут |
% |
|
160 |
Д2, Д3-2 |
94,9 |
125,0 |
2,4 |
|
158 |
Д5-2 |
65,3 |
380,0 |
78,0 |
|
164 |
Д3-2, Д4-1 |
26,3 |
39,0 |
13,0 |
|
55 |
Д3-2 |
74,5 |
96,0 |
0,3 |
|
56 |
Д3-2 |
60,1 |
78,0 |
1,0 |
|
57 |
Д3-2, Д4-1 |
19,2 |
25,0 |
1,0 |
3.2Физико-химические характеристики товарной продукции, подготовленной к транспорту
Втехнологическом процессе установки в качестве изготовляемой продукции задействованы нефть сырая, попутный нефтяной газ, слабоминерализованная пластовая вода добываемые с нефтяных скважин Котовского месторождения.
Нефть и попутный нефтяной газ транспортируются на ЦППН и ГПЗ.[1]
Физико-химические свойства товарной продукции, подготовленной к транспорту представлены в таблице 3.5
Консорциум « Н е д р а »
24
Таблица 3.5
№ |
Наименова- |
Номер |
Показатели качества, |
Норма по |
Область |
|
п/п |
ние |
государственного |
обязательные для |
ГОСТ, |
примене- |
|
|
сырья, |
или отраслевого |
проверки |
ОСТ, |
ния |
|
|
материалов, |
стандарта, |
|
|
СТП, ТУ |
изготов- |
|
реагентов |
технических |
|
|
(заполня -ется |
ляемой |
|
изготовля- |
условий |
|
|
при (необхо- |
продукции |
|
емой |
стандарта |
|
|
димости) |
|
|
продукции |
организации |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
5 |
6 |
1. |
Нефть |
ГОСТ 3900-85 |
Плотность г/см3 |
0,82 |
Поступает |
|
|
разгазиро- |
ГОСТ Р 50442-92 |
Содержание серы % |
0,127 |
на ЦППН |
|
|
ванная |
ГОСТ 11851-85 |
Содержание парафина % |
10,7 |
для |
|
|
|
|
|
|
|
подготовки |
|
|
Методика |
Содержание смол % |
4,86 |
и отгрузки |
|
|
|
М 01-12-81 |
Динамическая вязкость |
|
потребите- |
|
|
|
ГОСТ 1756-2000 |
в стандартных условиях |
(2,67-13,12) |
лям. |
|
|
|
(ИСО 3104-99) |
МПа*С |
|
*10 |
|
|
|
ГОСТ 20287-91 |
Температура застыв-я °С |
-7 |
|
|
|
|
|
Газовый фактор м3/т |
220 |
|
|
|
|
ГОСТ 2477-65 |
Давление насыщения |
18-21 |
|
|
|
|
|
МПа |
|
84 |
Транспорти |
|
|
ГОСТ 22387.2-97 |
Содержание пл. воды % |
|
-руется на |
|
|
|
|
|
|
0,005 |
ГПЗ для |
|
|
ГОСТ 23781-87 |
Сероводород % объем |
|
переработк |
|
|
|
|
|
|
3,55 + 1,995 |
и |
|
|
|
Азот + углекислота % |
|
|
|
|
|
|
объем |
|
|
|
2. |
Попутный газ |
ГОСТ 23781-87 |
|
|
79,45 |
|
|
|
ГОСТ 23781-87 |
Метан |
% объем |
10 |
Закачка в |
|
|
ГОСТ 23781-87 |
Этан |
% объем |
3,82 |
нагнетатель |
|
|
ГОСТ 23781-87 |
Пропан |
% объем |
0,63 |
-ные |
|
|
ГОСТ 23781-87 |
Бутаны |
% объем |
0,12 |
скважины |
Консорциум « Н е д р а »
25
|
|
ГОСТ 23781-87 |
Пентаны % объем |
0 |
для ППД, |
|
|
|
ГОСТ 22667-82 |
Гексаны % объем |
695 |
использует- |
|
|
|
|
Плотность газа |
кг/м3 |
|
ся |
3. |
Пластовая |
ГОСТ 14920-79 |
|
|
1000-1165 |
для |
|
вода |
ПНДФ |
Плотность кг/м3 |
5,0-7,8 |
глушения |
|
|
|
14.1:2:3:4.121-97 |
РН среда |
|
154,9 |
скважин |
|
|
ПНДФ 14.116-95 |
Хлор |
г/л |
0,24 |
|
|
|
ПНДФ 14. 1:2.99-97 |
Сульфат |
г/л |
0,015 |
|
|
|
ПНДФ 14.1:2.95-97 |
Гидрокарбонат |
г/л |
29 |
|
|
|
|
Кальций |
г/л |
4,9 |
|
|
|
|
Магний |
г/л |
60,3 |
|
|
|
ПНДФ 14.1:2.114-97 |
Калий + натрий |
г/л |
249 |
|
|
|
|
Общая миперализация г/л |
9,8 |
|
|
|
|
ПНДФ 14.1:250-96 |
Содержание железа |
|
|
|
|
|
|
мг/л |
|
|
|
3.3 Выявление основных факторов, осложняющих процесс подготовки нефти
Откачка нефтесодержащей жидкости с дожимных насосных станций сопряжена с высоким расходом электроэнергии на работу центробежных насосов. При этом количество потребляемой энергии зависит от ряда внешних факторов, к числу которых относятся: потери напора по длине трубопровода и на местные сопротивления, время откачки жидкости , КПД применяемого оборудования. Уменьшение первого или второго фактора, а также увеличение последнего позволяет сократить потери электроэнергии на транспортировку жидкости. При этом возрастает общая энергоэффективность системы промыслового сбора.[2]
Уменьшение первого или второго фактора, а также увеличение последнего позволяет сократить потери электроэнергии на транспортировку жидкости. При этом возрастает общая энергоэффективность системы промыслового сбора.
Консорциум « Н е д р а »
26
Поэтому для решения этих проблем есть необходимость борьбы с образованием устойчивых эмульсий и, как следствие, с ростом динамической вязкости и увеличением гидравлических сопротивлений по длине трубопровода в весенний период, когда трубопровод находится в самых неблагоприятных температурных условиях вследствие охлаждения талыми водами.
Рост обводненности скважинной продукции связан с образованием водонефтяных эмульсий, что, в свою очередь,
вызывает осложнения при добыче, сборе и подготовке нефти. Причем некоторые осложнения, а именно рост давления в системе сбора нефтесодержащих жидкосте и, как следствие, снижение производительности насосов на дожимных насосных станциях, отказы нефтепроводов, затрудненные сепарация газа и предварительный сброс воды на участке предварительной подготовки нефти, в большей степени обусловлены ростом динамической вязкости нефтесодержащей жидкости.[2]
Все нефти образуют эмульсии, но способность их к эмульгированию не одинакова и обусловлена наличием в нефти природных эмульгаторов и стабилизаторов, которыми являются высокомолекулярные соединения нефти (асфальтены,
смолы и высокоплавкие парафины) и мельчайшие твердые частицы веществ (глина, кварц, соли и т.д.), находящихся в продукции скважин во взвешенном состоянии. Также устойчивость эмульсии увеличивается с ростом минерализации воды и ростом содержания в нефти полярных компонентов (нефти парафинового основания образуют менее устойчивые эмульсии, чем нефти нафтенового основания).
Механизм образования эмульсии следующий: в процессе перемешивания нефти с пластовой водой и образования мелких капелек последней частицы природных эмульгаторов адсорбируются на поверхности раздела фаз и образуют пленку (оболочку), препятствующую слиянию последних при столкновении. Таким образом, создается структурно-
механический барьер.
Консорциум « Н е д р а »