WWW.DISUS.RU

БЕСПЛАТНАЯ НАУЧНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

 

Сокращение потерь углеводородов при промысловой подготовке нефти к магистральному транспорту

На правах рукописи

Савватеев Николай Юрьевич

СОКРАЩЕНИЕ ПОТЕРЬ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРИ
ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКЕ НЕФТИ
К МАГИСТРАЛЬНОМУ ТРАНСПОРТУ

25.00.19 – Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов,
баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Тюмень 2002 г.

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете

Научный руководитель: заслуженный деятель науки Российской Федерации,
доктор технических наук, профессор Антипьев Владимир Наумович

Официальные оппоненты: заслуженный деятель науки Российской Федерации,
доктор технических наук, профессор Шабаров Александр Борисович

кандидат технических наук, с.н.с.
Шилов Владимир Иванович

Ведущее предприятие ОАО «Гипротюменнефтегаз», г. Тюмень,
ул. Республики 62

Защита диссертации состоится « 20 » ноября 2002 года в 930 на заседании диссертационного совета Д 212.273.02 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ

Автореферат разослан « 19 » октября 2002 г.

Ученый секретарь
диссертационного совета,
доктор технических наук,
профессор Челомбитко С. И.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Обеспечение необходимых объемов добычи нефти в России в условиях, когда начальные запасы по ряду крупных месторождений выработаны на 60-70%, требует рационального и комплексного использования ресурсов углеводородного сырья и, в первую очередь, сокращения технологических потерь углеводородов при сборе и подготовке нефти к магистральному транспорту.

Промысловые исследования показывают, что нормируемые технологические потери нефти, т.е. те, которые официально регистрируются и подлежат списанию с запасов, составляют по месторождениям Западной Сибири от 0,4 до 0,9% от объема добычи. В абсолютном выражении средняя величина этих потерь равна 1,2 млн. тонн нефти в год.

Наряду с указанными имеют место потери легких (бензиновых) фракций нефти с отсепарированным газом, которые к технологическим потерям не относятся. Однако эти потери довольно значительны и могут в несколько раз превосходить нормируемые потери.

Особенно велики потери легких углеводородов на нефтяных месторождениях с обширными газовыми шапками, обладающих большими запасами углеводородного газа и конденсата.

Таких месторождений в Тюменской области более 30. Добыча нефти по ним составляет более 40 млн. т., добыча газа – около 17 млрд. м3 в год. Количество отбираемого газа газовой шапки достигает 1000 м3 на 1 тонну нефти, при этом газ в больших количествах сжигается на факеле.

Известны методы, позволяющие извлекать из газа определенные фракции и переводить их в жидкую фазу (нефть, конденсат), сокращая таким образом потери углеводородов. Проблеме сокращения потерь углеводородов при промысловом сборе и подготовке нефти посвящены работы
В. И. Горояна, А. И. Гужова, А. М. Лобкова, М. Д. Штофа,
К. С. Каспарьянца, В. П. Тронова, В. И. Кузина, Б. А. Баринова,
Н. В. Пестрецова, В. Н. Антипьева, А. Р. Хафизова, Р. З. Сахабутдинова,
А. Н. Шаталова, Р. Б. Фаттахова, Н. И. Амерханова, В. С. Пручай и др.

Однако, в известных работах не выявлены условия наиболее эффективного распределения углеводородов между газовой и жидкой фазами, предусматривающие максимальный выход дегазированной нефти в процессе промысловой сепарации с учетом ограничений на упругость паров. Не исследовано влияние совместной сепарации газа газовой шапки с продукцией нефтедобывающих скважин на количество и качество дегазированной нефти.

В результате этого большой резерв сокращения потерь легких фракций нефти не используется. Поэтому требуется поиск оптимальных режимов сепарации продукции скважин и разработка технических решений по их реализации.

Цель работы. Разработка метода сокращения потерь углеводородов при промысловой подготовке нефти путем оптимизации процесса сепарации продукции скважин.

Основные задачи исследования

  1. Выявить основные причины и дать количественную оценку потерь углеводородов при подготовке нефти к магистральному транспорту.
  2. Определить потенциальные возможности увеличения выхода жидкой фазы при дегазации пластового флюида.
  3. Выявить оптимальные условия многоступенчатого разгазирования нефти с учетом ограничений на упругость паров, разработать алгоритм и программу расчета на ЭВМ.
  4. Установить закономерности, характеризующие процесс совместной сепарации газа газовой шапки с продукцией нефтедобывающих скважин.
  5. Разработать методические рекомендации по выбору оптимальных режимов сепарации продукции скважин и проектированию эффективных систем нефтесбора.

Научная новизна

  1. Установлено, что процесс многоступенчатого разгазирования продукции скважин имеет множество локальных экстремумов по выходу нефти, а оптимальные давления сепарации должны определяться для каждого месторождения (группы месторождений) индивидуально, исходя из свойств пластовых флюидов.
  2. Получена зависимость и разработан алгоритм поиска оптимального режима многоступенчатой сепарации, предусматривающий автоматический перебор всех возможных вариантов изменения давления по ступеням и учитывающий ограничения на упругость паров товарной нефти.
  3. Установлены закономерности, характеризующие процесс совместной сепарации продукции нефтедобывающих скважин с газом газовой шапки. Показано, что эффект от совместной сепарации может быть как положительным, так и отрицательным. Предложен критерий, позволяющий прогнозировать характер влияния газа газовой шапки на выход дегазированной нефти.
  4. Предложен на уровне изобретения способ сбора и подготовки продукции нефтяных и газовых скважин, реализующий эффект совместной сепарации нефти и газа газовой шапки.

Практическая ценность работы:



  • разработано методическое руководство по выбору оптимальных режимов промысловой сепарации продукции скважин, включающее компьютерную программу и рекомендации по технологическим схемам нефтегазосбора для нефтяных месторождений с газовыми шапками;
  • обоснованные режимы многоступенчатой сепарации продукции скважин позволяют увеличить выход дегазированной нефти на нефтяных, газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях;
  • результаты работы могут быть использованы при введении банка качества, предусматривающего оценку потребительских свойств нефти и ее стоимости по содержанию в ней легких фракций.

Апробация работы. Материалы диссертации докладывались на Второй Всероссийской научно-технической конференции ТГНГУ (г. Тюмень, 2000г), научно-практической конференции, посвященной 25-летию СибНИИНП (г. Тюмень, 2000г), научно-практической конференции VIII Международной выставки «Нефть, газ. Нефтехимия - 2001» (г. Казань, 2001г), конференции, посвященной 5-летнему юбилею ООО «КогалымНИПИнефть» (г. Когалым, 2001г), на научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири» (г. Тюмень, 2001г), на научно-практической конференции молодых ученых и специалистов
ОАО «СибНИИНП» (г. Тюмень, 2002г).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 печатных работ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех разделов и основных выводов, содержит 172 страницы текста, включающего 34 рисунка, 31 таблицу, список литературы из 95 наименований.

В первом разделе диссертации проведен анализ структуры технологических потерь нефти за период с 1981 по 2001 годы и дана их количественная оценка с разбивкой по источникам и видам потерь. Показано, что уровень нормируемых технологических потерь нефти за рассматриваемый период снизился по месторождениям в среднем с 0,5-1,5% до 0,4-0,7% от объема добычи. Существенно уменьшились потери от уноса капельной нефти с отсепарированным газом в результате усовершенствования сепарационных устройств. По некоторым месторождениям с легкими нефтями и высоким газовым фактором (300 м3/т и более) эти потери достигали 3,5%, в настоящее время они не превышают 0,01%. Основную долю нормируемых потерь занимают потери от испарения из резервуаров, которые составляют более 90% всех потерь. Наибольшие суммарные потери наблюдаются в районах, где добываются легкие по плотности нефти (менее 850 кг/м3).

В работе отмечается, что кроме нормируемых технологических потерь существуют потери от уноса легких фракций нефти (С3-С6+В) в газообразном состоянии с попутным газом на узлах сепарации. Попутный газ и легкие фракции нефти в больших объемах сжигаются в факелах. В 2001 году только по основным нефтегазодобывающим компаниям объем сожженного газа составил более 4,5 млрд. м3.

Анализ показал, что наиболее обогащен высокомолекулярными углеводородами (до 60% масс.) попутный газ месторождений легких и средних нефтей. На месторождениях с тяжелыми нефтями (плотность
870 кг/м3 и более) попутный газ представлен, в основном, метаном. Газы нефтегазоконденсатных месторождений наряду с большим содержанием метана имеют в своем составе много фракций, относящихся к компонентам бензина, керосина, дизельного топлива. Установлено, что на месторождениях с газовыми шапками состав газа, как правило, не зависит от свойств залегаемой нефти, так как нефтяной пласт не всегда контактирует с газовым.

Потенциальное количество жидких углеводородов, получаемых из попутного газа, в работе определяется на основе решения задачи оптимизации:

максимизировать (1)

при ограничениях (2)

(3)

где R – потенциальное количество жидких углеводородов; mi г – масса i-того компонента в 1т попутного газа; mi ж – масса i-того компонента, перешедшая в жидкую фазу; Р – упругость паров смеси жидких углеводородов; Хi ж – мольная доля i-того компонента в полученной смеси жидких углеводородов; Рi – упругость пара i-го компонента в смеси жидких углеводородов при заданной температуре; Р0 – атмосферное давление или упругость паров по Рейду.

Решение задачи (1) – (3), выполненное методами математического программирования на примере Западно-Варьеганского, Тальникового и Вачимского месторождений, показало, что потенциальное извлечение жидких углеводородов из 1 т попутного газа составляет от 91,8 до 157,6 кг.

Отмечено, что получение жидких углеводородов из газа и их реализация в виде самостоятельного продукта в условиях Западной Сибири затруднены ввиду больших капитальных затрат и проблем, связанных с транспортировкой ШФЛУ. Наиболее целесообразно сохранять высокомолекулярные углеводороды в нефти в процессе ее сепарации.

Второй раздел посвящен исследованию возможностей оптимального многоступенчатого разгазирования нефти с учетом ограничений на упругость паров.

Предложена расчетная зависимость, позволяющая вычислять давление насыщенных паров (ДНП) газонефтяной смеси при различном соотношении объемов газовой и жидкой фаз:

, (4)





где Zi – мольная доля i-го компонента в исходной нефти;
– отношение объема газа к объему нефти; Т – температура;
– значения константы фазового равновесия при атмосферном давлении и температуре Т; Vн – объем одного моля нефти.

Объем одного моля нефти с учетом изменения температуры вычисляется по формуле:

, (5)

где Хi – мольная доля i-го компонента в жидкой фазе;
Мi – молекулярная масса i – го компонента.

Выполнено лабораторное моделирование и проведено сравнение экспериментальных и расчетных данных, полученных по зависимости (4). Максимальная погрешность расчета ДНП не превышает 8%.

Решена задача по определению потенциального выхода дегазированной нефти из 1 т пластового флюида на основе соотношений, аналогичных (1) и (2) с учетом ограничений на ДНП по Рейду 500 мм. рт. ст. при 37,80С (ГОСТ 9965-76, ГОСТ Р 51858-2002). Решение выполнялось на ЭВМ с применением вычислительной процедуры, учитывающей свойства углеводородных компонентов. Разница между предельным выходом нефти и выходом при стандартном одноступенчатом разгазировании (таблица 1) определяет потенциальное увеличение количества товарной нефти при ее дегазации. Потенциальное увеличение выхода для легких нефтей составляет 10,3-13,1% от объема добычи нефти при одноступенчатом разгазировании и 6,0-7,1% от объема дегазированной нефти при проектной трехступенчатой сепарации.

Таблица 1

Выход нефти при ограничениях на ДНП,

Месторождение, пласт Плотность разгазированной нефти в ст. усл., кг/м3 Выход при одноступенчатой сепарации Потенциальный выход при ограничении на ДНП по Рейду = 500 мм. рт. ст. Потенциальный выход при ограничении на истинное ДНП = 760 мм рт ст
200С 37,80С 200С
Губкинское, БП9 816 811,5100 867,0106,8 907,0111,8
Харампурское 814 753,4100 823,5109,3 851,8113,1
Лянторское, АС10-11 908 954,1100 964,6101,1 964,6101,1
Федоровское, АС4-8 913 959,6100 964,5100,5 964,5100,5
Вынгапуровское, БВ81 819 802,3100 862,3107,5 886,0110,4
Зап-Варьеганское, БВ10 818 804,8100 867,7107,8 900,4111,9
Ай-Еганское, ЮВ1-1 816 830,0100 889,8107,2 915,6110,3
Тарасовское, БП8 820 771,9100 840,5108,9 867,7112,4
Приобское, АС120 889 920,8100 948,7103,0 978,0106,2
Приразломное, БС4-5 870 918,9100 947,5103,1 971,4105,7
Южно-Ягунское, БС101 858 927,0100 955,4103,1 974,5105,1

Сформулирована задача оптимизации процесса ступенчатой сепарации продукции скважин с учетом ограничений на ДНП:

(6)

где R – массовый выход дегазированной нефти; Q – число молей в продукции скважин; i – число компонентов в смеси, i = 1….n; j – число ступеней сепарации, j = 1….m; Lj – мольная доля жидкой фазы на j-той ступени; Xi, m – мольная доля i-того компонента в жидкой фазе на m-ой ступени сепарации.

Ограничениями являются:

  • термобарические условия фазового равновесия углеводородной системы (уравнение концентраций)

, (7)

где Xi, j-1 – мольная доля i-того компонента в исходной смеси (продукция скважин); Кi, j = f (Pj, tj) – константа фазового равновесия i-того компонента, зависящая от давления и температуры на j-той ступени и рассчитываемая по эмпирическим зависимостям;

  • технологические ограничения

(8)

где Рj – давление на j-той ступени сепарации; Рj min – минимальное давление разгазирования, обусловленное условиями транспортировки отсепарированных нефти и газа; Рj max – максимально допустимое давление, определяемое условиями разработки и эксплуатации месторождения (давление на устье скважин); tj – температура на j-той ступени;
tj min – минимальная температура на j-той ступени, обусловленная естественной температурой поступающей продукции скважин, либо температурой подогрева для предотвращения замерзания оборудования и необходимости частичной или глубокой деэмульсации нефти;
tj max – максимальная температура нагрева, исходя из условий стабилизации нефти методом «горячей» сепарации и ограничений на температуру сдачи нефти управлению магистральных нефтепроводов;

  • ограничение на условное (по Рейду) давление насыщенных паров

(9)

где Ру – условное давление насыщенных паров товарной нефти, вычисляемое по ранее приведенным соотношениям (4) и (5);
Р* - регламентируемое ГОСТом 9965-76, ГОСТом Р 51858-2002 или
ТУ 39-1435-89 значение ДНП, равное 500 мм рт. ст. при температуре 37,80С или температуре сдачи нефти.

Разработан алгоритм для ЭВМ, предусматривающий автоматический поиск оптимального режима с учетом всех возможных вариантов изменения давлений по ступеням (рис. 1, 2). Количество всех возможных режимов определяется по формуле:

, (10)

где К – количество дискретных значений давления на ступенях сепарации; m – количество ступеней сепарации.

В таблице 2 представлены результаты определения оптимальных режимов сепарации для некоторых месторождений Тюменской области. Увеличение выхода нефти при оптимальном режиме по сравнению с одноступенчатым разгазированием составляет: для тяжелых нефтей 0,5-2,9%, для легких нефтей 5,9-8,8%. По сравнению с реально существующими режимами оптимизация процесса сепарации позволяет увеличить выход нефти на 0,3-1,5% для тяжелых и средних по плотности нефтей и на 2,5-4% для легких нефтей.

Наибольший прирост выхода нефти происходит при переходе с одно- на трехступенчатую сепарацию. Дальнейшее увеличение числа ступеней не дает существенного прироста. Эффект от оптимизации ступенчатой сепарации возрастает с повышением температуры процесса.

Детальное исследование оптимальных режимов для характерных месторождений Западной Сибири показало, что не существует каких-либо зависимостей между оптимальными значениями давлений на ступенях сепарации. Оптимальные режимы могут быть определены только методом поиска экстремума для каждой нефти с учетом конкретных технологических ограничений.

Установлены закономерности, характеризующие процесс совместной сепарации продукции нефтедобывающих скважин с газом газовой шапки в условиях фазового равновесия. Показано, что эффект от совместной сепарации (количество и качество дегазированной нефти) может быть как положительным так и отрицательным в зависимости от свойств пластовой нефти и газа шапки.

Схема процесса многоступенчатого разгазирования нефти

X0(Z) – состав исходной смеси; U1, U2, … Um – управляющие воздействия (давление, температура) на ступенях сепарации; X1, X2, … Xm – составы жидкой фазы на ступенях; Y1, Y2, … Ym – составы газовой фазы на ступенях.

Рис. 1

Формирование режимов при пятиступенчатой сепарации нефти

 Таблица 2 Значения оптимальных давлений при двух-, трех, и-14

Рис. 2

Таблица 2

Значения оптимальных давлений при двух-, трех, и четырехступенчатой сепарации и выход нефти

Месторождение, пласт Оптимальные давления при 200С, ат Выход нефти, кг/т Оптимальные давления при 400С, ат Выход нефти, кг/т
Губкинское, БП9 13, 1 850,81 13, 1 840,46
31, 4, 1 857,10 29, 4, 1 848,12
36, 7, 2, 1 859,46 44, 10, 3, 1 850,87
Западно-Варьеганское, БВ10 8, 1 851,09 8, 1 830,89
12, 2, 1 859,80 13, 2, 1 839,40
24, 5, 2, 1 862,84 23, 5, 2, 1 842,26
Тарасовское, БП8 8, 1 826,16 8, 1 801,83
18, 3, 1 836,20 14, 2, 1 811,50
26, 5, 2, 1 839,64 24, 5, 2, 1 814,71
Приразломное, БС4-5 6, 1 939,42 6, 1 928,99
10, 2, 1 943,80 10, 2, 1 933,60
20, 5, 2, 1 945,56 19, 5, 2, 1 935,21
Лянторское, АС10-11 11, 1 961,17 11, 1 959,29
28, 5, 1 962,30 26, 5, 1 960,80
30, 10, 3, 1 962,90 34, 11, 3, 1 961,44
Федоровское, АС4-8 11, 1 963,24 12, 1 962,44
28, 6, 1 963,70 39, 7, 1 963,00
28, 8, 3, 1 963,87 32, 10, 3, 1 963,30

Предложен обобщенный критерий, позволяющий прогнозировать характер влияния газа газовой шапки на выход дегазированной нефти:

, (11)

где – мольная доля углеводородов С6+В в газе газовой шапки и нефтяном газе соответственно; – молярная масса остатка С6+В в газе газовой шапки и нефтяном газе соответственно; – молекулярная масса газа газовой шапки и нефтяного газа соответственно.

Если в выражении (11) подставить соответствующие значения С6+В и молекулярных масс газа однократного разгазирования, то при Э > 1,2 (значение установлено численным методом) прирост выхода нефти при ее совместной сепарации с газом газовой шапки будет обеспечиваться при любых режимах.

Расчетами, выполненными по программе поиска оптимального режима, установлено, что выход нефти по большинству месторождений Тюменской области, имеющих обширные подгазовые зоны, увеличивается за счет совместной сепарации пластовой нефти с газом газовой шапки. Так, например, при отборе газа газовой шапки в количестве 900 м3/т по пластам Губкинского месторождения этот прирост составляет от 7,45 до 39,2%, по Ай-Еганскому месторождению 20,38%, по Федоровскому (пласт АС4-8) 3,21%, по Лянторскому (пласт АС10-11) 3,4%. Зависимость выхода нефти от давлений на ступенях носит экстремальный характер (рис. 3), а прирост выхода нефти прямо пропорционален количеству совместно сепарируемого газа газовой шапки (рис. 4).

Прирост получается, в основном, за счет перехода из газа в нефть фракций С6+В (таблица 3), что увеличивает количество бензиновых фракций в нефти на 10-30%.

В третьем разделе приводятся результаты расчетно-теоретического исследования процесса массообмена между газовой и жидкой фазами при сепарации продукции добывающих скважин.

Дегазация нефти сопровождается следующими основными физическими явлениями:

  • зарождением, формированием и выделением газа в виде пузырьков из газонасыщенной нефти;
  • распределением компонентов между жидкостью и газом.

На месторождениях с газовыми шапками к описанному процессу добавляется процесс барботирования и механического перемешивания при совместном движении нефти со свободным газом газовой шапки в лифтовых

Рис. 3

 Таблица 3 Материальный баланс процесса совместной сепарации-20

Рис. 4

Таблица 3

Материальный баланс процесса совместной сепарации пластовой нефти
(пласт БП9) и газа газовой шапки Губкинского месторождения

Компонент Нефть после сепарации Разность Газ газовой шапки
без газа Gф=0 с газом Gф=900 до сепарации после сепарации
СО2 0,04 0,00 -0,04 12,67 12,71
N2 0,00 0,00 0,00 6,29 6,29
С1 0,05 0,03 -0,02 463,78 463,80
С2 0,88 0,98 0,10 69,61 69,51
С3 5,85 10,08 4,23 62,66 58,43
I C4 3,29 12,42 9,13 29,78 20,65
n C4 10,44 19,77 9,63 28,91 19,28
I C5 8,62 37,98 29,37 44,25 14,88
n C5 13,11 29,70 16,59 24,55 7,96
C6 +В 811,54 1055,62 244,07 254,68 10,61
Сумма, кг 853,52 1166,58 313,06 997,19 684,13

трубах и сборных трубопроводах. Этот процесс сопровождается массопередачей компонентов из газовой фазы в жидкую и обратно. Основная цель исследования этих процессов – это установить, насколько реальные процессы сепарации газонефтяной смеси, протекающие в скважинах и промысловых коммуникациях и аппаратах, соответствуют условиям фазового равновесия.

В настоящее время никем не проведено детальных исследований, касающихся времени установления фазового равновесия компонентов, находящихся в жидкой и газовой фазах, начиная от стадии зарождения газового пузырька в объеме нефти и его формирования и заканчивая выделением в сплошную газовую фазу.

В данной работе время образования зародыша пузырька критического радиуса было оценено по времени рассеяния тепла испарившегося объема жидкости , где - температуропроводность жидкости. По расчету см, см2/сек, сек.

Следовательно, процесс образования пузырька имеет характер теплового взрыва.

В пузырьке критического радиуса состав пара будет соответствовать равновесному. При дальнейшем росте пузырька прилегающий слой жидкости обедняется легколетучими компонентами, и скорость роста пузырька замедляется. Время роста в этом случае сравнимо с характерным временем диффузии молекул к поверхности пузырька:

, (12)

где D – коэффициент диффузии.

Расчет по формуле (12) показывает, что время роста пузырька до размера 0,2 мм составит приблизительно 3 сек. В реальных условиях это время будет гораздо меньше за счет наведенной диффузии в результате интенсивного перемешивания газонефтяной смеси при ее движении по трубопроводу.

При среднем удельном перепаде давления в сборном трубопроводе Р ~ 0,1 МПа/км и средней скорости газожидкостной смеси Vcм ~ 5 м/сек скорость падения давления в трубопроводе будет равна (РVcм) 10-3 0,0005 МПа/сек.

Таким образом, за время зарождения и формирования газового пузырька (~ 3 сек) давление в объеме нефти изменится очень незначительно и можно считать, что газ внутри пузырька будет близок к равновесному.

Некоторая часть оставшегося в нефти газа полностью выделится и придет в состояние равновесия с жидкой фазой в первом же по ходу движения сепараторе, поскольку время пребывания в емкости сепаратора
(5-10 мин) намного превосходит временные параметры процессов, происходящих на молекулярном уровне.

Далее в работе исследуется кинетика фазовых переходов при контакте пузырьков газа газовой шапки с пластовой нефтью на забое скважины.

В первый момент попадания газа газовой шапки в нефть добывающей скважины система будет находиться в неравновесном состоянии, и будет идти процесс абсорбции, если начальная концентрация i – того компонента в газовой фазе выше состояния равновесия Yi0> Yi*, или десорбции – при
Yi0< Yi*.

Для упрощения рассуждений сорбционный процесс рассматривался в предположении, что количество активного i – того компонента в жидкой фазе намного больше количества в газовой фазе. Поэтому неравенства вида Yi0> Yi* и Yi0< Yi* имеют место в течение всего процесса установления фазового равновесия.

Установлено, что диаметры пузырьков при поступлении газа в эксплуатационную колонну через поры в пласте имеют размеры порядка
0,5-1 мм. При поступлении газа через негерметичности обсадной колонны диаметры пузырьков могут увеличиться до 4-6 мм.

Кинетические характеристики фазовых переходов в системе «газ шапки - нефть» получены на основе уравнения Питерса и Ван Кревелена

(13)

где – критерий Шервуда; – коэффициент массоотдачи компонента А, кмоль / м2 час; – динамический коэффициент диффузии компонента А через другие, кмоль / м час; d – диаметр пузырька, м.

Из (13) выведено выражение для оценки времени установления фазового равновесия внутри пузырька

, (14)

где nг – количество киломолей газа, перешедших из пузырька в объем жидкости в результате установления фазового равновесия.

На основании материального баланса равновесных составов, полученного по уравнениям концентраций, определятся nг для каждого компонента.

На примере забойных условий Губкинского месторождения оценено время установления фазового равновесия в пузырьке диаметром 5 мм. Для основных компонентов оно составило сек.; сек.; сек. Для остальных компонентов время еще меньше.

Для пузырьков меньшего диаметра (поступающих через поровое пространство) выведено соотношение

, (15)

из которого следует, что время установления фазового равновесия пропорционально квадрату диаметра пузырька. При диаметре пузырька
0,5 мм время составило сек., сек.

Таким образом, исследования показали, что фазовое равновесие при смешении пластовой нефти с газом газовой шапки в призабойной зоне пласта устанавливается практически мгновенно.

В четвертом разделе диссертации показаны направления практического использования полученных результатов исследования.

Проанализированы два возможных способа увеличения выхода дегазированной нефти из одной тонны пластового флюида.

Первый способ заключается в максимальном отборе попутного газа на ступенях сепарации при невысоких давлениях с числом ступеней сепарации не более двух с последующим выделением жидких углеводородов из газа и закачкой их в нефть. Второй способ предусматривает увеличение числа ступеней до 3-4 и режим с повышенными (оптимальными) давлениями сепарации. При этом в нефти сохраняется максимальное количество высокомолекулярных углеводородов, газ отделяется в минимальном количестве и большая его часть поступает потребителю под собственным давлением. В этом случае уменьшается количество компрессоров, исключается охлаждающий цикл.

Сравнение этих способов показывает, что наиболее целесообразно применять второй способ. Однако, на практике возможно применение некоторых технологических приемов по первому способу, основанных на подаче в нефть сырого или стабилизированного конденсата. В этом случае для получения наибольшего технологического и экономического эффекта также необходимо использовать методы оптимизации, освещенные в работе.

Рекомендуется новый подход к проектированию систем нефтегазосбора, заключающийся в том, что проектирование следует начинать с выбора оптимальных технологических параметров сепарации (давление, температура, количество ступеней), обеспечивающих наилучшие количественные и качественные показатели по выходу нефти и только после этого выполнять проверочные гидравлические расчеты.

Разработана компьютерная программа выбора и расчета многоступенчатой сепарации, которая осуществляет формирование режимов и автоматический поиск оптимального варианта, на которую получено свидетельство Роспатента об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2002610813 (зарегистрировано 27 мая 2002г).

Алгоритм составления массива режимов представлен на рисунке 4.

Программа и алгоритм использованы при выборе оптимальных режимов сепарации более чем на 20 нефтяных, газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях.

Разработана принципиальная технологическая схема системы нефтегазосбора для нефтяных месторождений с газовыми шапками, предусматривающая раздельный сбор продукции нефтяных и «газопроявляющих» скважин. При этом продукция «газопроявляющих» скважин проходит дополнительный сепаратор высокого давления, устанавливаемый на кусте скважин или ДНС.

Алгоритм составления массива режимов
(трехступенчатая сепарация)

 Предложен на уровне изобретения (в соавторстве) способ сбора и-39

Рис. 4

Предложен на уровне изобретения (в соавторстве) способ сбора и подготовки продукции нефтяных и газовых скважин, предусматривающий подачу газа шапки в систему сбора и закачку отсепарированного газа в газовую залежь (решение Роспатента о выдаче патента на изобретение по заявке № 2001117808/12 (018666) от 26.06.2001г «Способ сбора и подготовки продукции нефтяных и газовых скважин», авторы Савватеев Ю.Н., Попов Е.Е., Белевич Г.К., Савватеев Н.Ю., Гловацкий Е.А., Плесовских А.Н.).

Результаты выполненной работы отражены в «Методическом руководстве по выбору оптимальных режимов промысловой сепарации продукции скважин» СТП 148070-82-001-02, разработанном при участии автора и выпущенном институтом СибНИИНП.

Внедрение предложенных в работе методических рекомендаций на газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях Тюменской области с объемом добычи порядка 20 млн. тонн в год обеспечит получение дополнительного объема нефти в количестве не менее 500 тыс. тонн в год на сумму более 1,5 млрд. руб.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

  1. Установлено, что значительную величину потерь нефти при ее подготовке к магистральному транспорту составляют безвозвратные потери от уноса легких (бензиновых) фракций с отсепарированным газом, который в больших объемах сжигается в факелах. Эти потери в несколько раз превосходят нормируемые технологические потери и достигают 2-5% от объема добычи нефти.
  2. Сформулирована и решена задача оптимизации процесса многоступенчатой сепарации продукции скважин, разработаны алгоритм и компьютерная программа с автоматическим поиском режима, обеспечивающего максимальное сохранение легких фракций в нефти.
  3. Разработана принципиальная схема эффективной системы нефтегазосбора для месторождений с подгазовыми зонами, позволяющая осуществлять работу в оптимальном технологическом режиме с газовым фактором 900 м3/т и выше и обеспечивающая максимальное извлечение высокомолекулярных углеводородов из газа газовой шапки и перевод их в нефть. Предложен на уровне изобретения способ сбора и подготовки продукции нефтяных и газовых скважин.
  4. Предложенные методы расчета, компьютерное обеспечение и технические решения включены в состав стандарта предприятия ОАО «СибНИИНП» СТП 0148070-82-001-02 «Методическое руководство по выбору оптимальных режимов промысловой сепарации продукции скважин», их внедрение на месторождениях с годовой добычей нефти порядка 20 млн. тонн позволит получить дополнительный объем нефти не менее 500 тыс. тонн в год.

Основные положения диссертации опубликованы в работах:

  1. Савватеев Н. Ю. Сепарация продукции скважин на нефтегазовых месторождениях. // Доклады на научно-практической конференции, посвященной 25-летию СибНИИНП. Часть IV. – Тюмень: СибНИИНП, 2000г. – С. 52-62.
  2. Савватеев Н. Ю. Выбор оптимальных условий сепарации продукции скважин на нефтегазовых месторождениях. // Материалы Второй Всероссийской научно-технической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий». – Тюмень: ТГНГУ, 2000г. – С. 40-41.
  3. Савватеев Н. Ю. Сокращение потерь углеводородов при сборе и сепарации продукции скважин на нефтегазовых месторождениях. // Доклады на научно-практической конференции молодых ученых
    и специалистов. Часть III. – Тюмень: ОАО «СибНИИНП», 2001г. –
    С. 129-136.
  4. Плесовских А. Н., Савватеев Н. Ю., Савватеев Ю. Н. Влияние газа газовой шапки на сепарацию нефти пласта АС4-8 Федоровского месторождения. // Сборник научных трудов СибНИИНП. Часть II. – Тюмень: СибНИИНП, 1999г. – С. 138-141.
  5. Савватеев Н. Ю., Гловацкий Е. А. Оценка возможности увеличения количества разгазированной нефти на ДНС Ай-Еганского месторождения. // Сборник научных трудов ОАО «СибНИИНП». – Тюмень: СибНИИНП, 2000г. – С. 202-206.
  6. Плесовских А. Н., Савватеев Н. Ю. Некоторые особенности промысловой сепарации продукции скважин пласта АС4-8 Федоровского месторождения. // Сборник научных трудов «Гипротюменнефтегазу-35 лет». – Тюмень: Гипротюменнефтегаз, 1999г. – С. 98-102.
  7. Савватеев Н. Ю., Савватеев Ю. Н. Увеличение добычи нефти на месторождениях с подгазовыми зонами путем выбора оптимальных режимов сепарации продукции скважин. // Тезисы докладов научно-практической конференции «Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов – теория и практика их применения» VIII Международной выставки «Нефть, газ. Нефтехимия - 2001». – Казань: 2001г. – С. 40-41.
  8. Савватеев Н. Ю., Гловацкий Е. А. Оптимальные параметры технологической схемы подготовки нефти Северо-Демьянского месторождения. // Сборник научных трудов ОАО «СибНИИНП». – Тюмень: СибНИИНП, 2001г. – С. 142-149.
  9. Савватеев Н. Ю., Гловацкий Е. А. Увеличение выхода нефти
    Потанай-Картопьинского месторождения путем оптимизации параметров сепарации. // Известия ВУЗов, серия «Нефть и газ». – Тюмень: ТГНГУ, 2002г. №1 (31). – С. 53-57.
  10. Савватеев Н. Ю. Сокращение потерь углеводородов при промысловой подготовке нефти к магистральному транспорту. // Материалы XIII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов. – Тюмень: СибНИИНП, 2002г. – С. 239-245.

Соискатель Савватеев Н. Ю.

ЛР № 020520 от 23.04.92 г.

Подписано к печати 16.10.2002 г. Бум. писч. №1

Заказ № Уч. – изд. л. 1,44

Формат 60x84 1/16 Усл. печ. л. 1,44

Отпечатано на RISO GR 3750 Тираж 100 экз.

Издательство «Нефтегазовый университет»

Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

625000, Тюмень, ул. Володарского, 38

Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет»

625000, Тюмень, ул. Володарского, 38



 





<


 
2013 www.disus.ru - «Бесплатная научная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.