Разработка предложений и их технико-экономическое обоснование по совершенствованию технологии сбора и подготовки нефти на Игольско-Тало

2.2. Анализ технологических  потерь при подготовке нефти  на промыслах НГДУ «Васюганнефть»

Под технологическими потерями понимаются безвозвратные потери нефти (уменьшение ее массы) являющиеся следствием исходных ее физико-химических свойств, степени совершенства используемых технологических процессов, технических средств и нефтесберегающих мероприятий при сборе, подготовке, транспортировке и хранении нефти.

Нефтепромысловые объекты где происходят потери углеводородного сырья:

- эксплуатационные   скважины   (кусты   скважин   или   отдельно   расположенные 
скважины);

- замерные установки;

• дожимные насосные станции;
• центральные пункты сбора нефти и газа;
• резервуарные парки.

26

 

2.3 Источники технологических  потерь нефти

При добыче и сборе:

• фланцевые соединения, сальниковые уплотнения открытой запорной 
  арматуры  и   полированного  штока  на  устье  скважин   и  замерных 
  установках;
• сепарационные узлы нефти и газа всех ступеней, если жидкость из 
  конденсатосборников   газосборных   сетей   и   факельных   линий   не 
  утилизируется   на   предприятиях   нефтяных   или   иных   компании, 
  фланцевые соединения, сальниковые уплотнения открытой запорной 
  арматуры на ДНС, резервуары и отстойники для предварительного 
  сбора пластовых вод;
• емкости для сбора утечек из сальниковых уплотнений центробежных 
  насосов.

При подготовке:

• технологические резервуары;
• отстойники и резервуары для очистки и подготовки сточных вод;
• сепараторы концевых ступеней сепарации нефти, если газ из них 
  сбрасывается    на    факел,    а    жидкость    не    утилизируется    из 
  конденсатосборников.

При транспортировке и хранении нефти на промыслах:

• резервуары товарной нефти, дренажные емкости для сбора утечек 
нефти из сальниковых уплотнений насосов.

При транспортировке нефти по магистральным нефтепроводам:

• резервуары на головных НСП;
• дренажные   емкости   для   сбора   утечек   нефти   из   сальниковых 
  уплотнений подпорных и магистральных насосов;
• установки для очистки сточных вод.

Технологические потери нефти условно классифицируются по видам:

• от испарения;
• от уноса капельной нефти газом;
• от уноса остаточной нефти пластовыми и дренажными водами;
• от утечек нефти через уплотнения оборудования.

В настоящее время вследствие недостаточных мер по герметизации и несовершенства технического оснащения объектов сбора, транспорта и хранения, а иногда промысловой и нефтезаводской подготовки нефтей

27

                                                                                                                          потери легких углеводородов  из них по пути движения от мест добычи до переработки продолжают оставаться недопустимо большими. Основные потери обусловлены испарением нефтей в узлах замера (трапно-замерные установки), на которых обычно установлены негерметичные мерники (при самоточной системе сбора нефти), при наливе, хранении в резервуарах сборных пунктов, товарных парков нефтепромыслов, товарно-транспортных управлений и нефтеперерабатывающих заводов. Потери можно рассматривать как устранимые и неустранимые. Неустранимые находятся в полной зависимости от технического оснащения нефтепромысловых предприятий, их можно сократить до минимума при совершенствовании техники и технологии процессов нефтедобычи (герметизация пути движения нефти с переходом на напорные и высоконапорные системы сбора нефти, мероприятия по полной герметизации резервуарных парков улавливанием из них выбрасываемых в атмосферу углеводородов, сокращение количества перевалок нефти и др.). Устранимые потери свидетельствуют о бесхозяйственности, неумелом использовании техники, нарушении элементарных правил эксплуатации и поддержания в должном состоянии промыслового оборудования, т. е. эти потери могут быть ликвидированы проведением обычных организационно-технических мероприятий (устранение течей, ремонт крыш, днищ и поясов, установление дыхательных и огнезащитных клапанов, обвязка дыхательными линиями резервуаров и т. п.).

Ликвидировать потери легких фракций можно в основном внедрением наиболее рациональных схем сбора нефти и газа, а также строительством объектов по стабилизации нефтей для их хранения и транспортировки.

К современным системам сбора, транспорта и подготовки нефти должны предъявляться основные требования: высокая экономичность системы в части ее металлоемкости, стоимости капитальных вложений и эксплуатационных расходов; полная герметизация системы сбора нефти и газа по всему пути движения от скважин до пунктов их подготовки; ввод в эксплуатацию участков промысла до окончания строительства всего комплекса сооружений; малообъектность и надежность в эксплуатации; возможность автоматизации и телемеханизации объектов; возможность снижения протяженности автомобильных дорог, уменьшения расхода служебного транспорта, сокращения эксплуатационного персонала; возможность более полного использования ресурсов нефтяных газов, извлекаемых с нефтью и др.

На основании этих требований промысловые системы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и пластовой воды должны рассматриваться как единая технологическая система со взаимосвязанными процессами, охватывающая не только отдельный промысел, но и целый нефтедобывающий район. На промыслах должно быть минимальное число объектов при концентрации всех основных из них на центральном пункте сбора.

При решении этих задач необходимо соблюдение следующих условий.

1. Максимальное  использование  избытка  пластовой  энергии  либо 
напора, создаваемого глубинными насосами, достаточного для транспорта 
продукции скважин до центральных пунктов сбора, либо дожимных насосно- 
сепарационных установок.

2. Применение однотрубного транспорта нефти и газа от скважин до 
   сепарационных установок либо центральных пунктов сбора.
3. Применение многоступенчатой сепарации нефти с последующим 
   бескомпрессорным    транспортом    газа    первой    ступени    сепарации    и 
   транспорта   газонасыщенной   нефти   до   пунктов   сбора   и   подготовки, 
   позволяющее   полностью   исключить   из   нефтепромыслового   хозяйства 
   компрессорные станции, мелкие пункты сбора и ряд других технологических 
   объектов.
4. Размещение концевых сепарационных установок на центральном 
   пункте сбора в непосредственной близости от объектов подготовки нефти, 
   газобензиновых заводов и районных компрессорных станций, позволяющее 
   более полно и рационально использовать наиболее ценную часть ресурсов 
   попутных газов и более квалифицированно осуществить подготовку нефти.

Возможные схемы стабилизации нефтей.

В зависимости от конкретных условий и требований, предъявляемых к стабилизации в части возможного использования продукции установок (определяющих во многом глубину извлечения легких фракций и место размещения), при проведении данного процесса существуют следующие принципиально отличные направления.

1. Сепарация - извлечение легких фракций из нефти однократным или 
   многократным     испарением     при     снижении     давления,     иногда     с 
   предварительным подогревом.
2. Ректификация - многократная конденсация и испарение с четким 
   разделением углеводородов по заданной глубине стабилизации нефти.

Все остальные способы представляют сочетание указанных основных.

29

 

Виды технологических потерь нефти на нефтепромысловых

объектах

 

Нефтепромысловые объекты и источники потерь нефти	Испарение нефти	Унос капельной нефти газом	Унос остаточной нефти сточными водами	Утечка нефти через уплотнения
Эксплуатационные скважины
Фланцевые соединения, сальниковые уплотнения открытой запорной арматуры и полированного штока штанг на устье скважин				+
Установка замера продукции скважин
Фланцевые соединения , сальниковые уплотнения открытой запорной арматуры				+
Сепарационные узлы и дожимные насосные скважины
Установки предварительного отбора газа, нефтегазовые и газовые сепараторы, если жидкость из конденсатосборников газосборных сетей и факельных линий не утилизируется на предприятиях нефтяных или иных компаний		+
Резервуары и установки для предварительного сбора дренажных вод			+
Емкости для сбора утечек из сальниковых и торцевых уплотнений центробежных насосов				+

 

Нефтепромысловые объекты и источники потерь нефти	Испарение нефти	Унос капельной нефти газом	Унос остаточной нефти сточными водами	Утечка нефти через уплотнения
Фланцевые соединения, сальниковые уплотнения открытой запорной арматуры				+
Центральный пункт сбора нефти и газа
Технологические и товарные резервуары	+	~		**
Сепараторы концевых ступеней сепарации, если газ из них сбрасывается на факел, а жидкость не утилизируется из конденсатосборников		+
Отстойники или резервуары для очистки и подготовки сточных вод			+
Дренажные емкости для сбора утечек нефти из сальниковых и торцевых уплотнений насосов				+
Фланцевые соединения, сальниковые уплотнения открытой запорной арматуры				+

31

 

3. Расчетная  часть 3.1 Согласование исходной информации Таловое месторождение

В связи с тем, что информация взятая из [9], не точна произведем согласование исходной информации. Исходная информация:

Плотность пластовой нефти

Плотность дегазированной нефти

Плотность нефтяного газа

Газовый фактор

Объемный коэффициент пластовой нефти

Посчитаем молярную массу 9-го компонента, т.е. паров нефти:

 

где молярная масса нефтяного газа М^:

 

- это слишком много,  по этому принимаем

проводим повторный расчет:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

что удовлетворяет требуемым условиям.

Проверка согласования экспериментальных данных: 

32

 

 

Определяем плотность пластовой нефти с этой плотностью:

 

Определим погрешность расчета:

данные согласованы.

Произведем расчет компонентного состава пластовой нефти с плотностью

В таблице 3.1 приведены рассчитанный компонентный состав пластовой нефти с корректировочными значениями. Эти значения являются наиболее оптимальными (правильными) с наименьшей погрешностью для дальнейшего расчета разгазирования нефти по ступеням.

Таблица 3.1

Результаты расчета компонентного состава пластовой нефти с корректировочными значениями.

 

№		Mi	Ni"ocp.(%)	M,*N,"	Юоср.	Nocp (%)	Коррект. Ni"	Ni,%
1	Азот (N2	28	8,6	2,408	632,29	0,01	8,6	3,15
2	Диоксид углерода (СО2)	44	1,086	0,47784	79,26	0,01	1,086	0,41
3	Сероводород (H2S)	34	0	0	22,33	0,00	0	0,00
4	Метан (СН4)	16	55,2	8,832	170,22	0,32	55,2	20,37
5	Этан (С2Н6)	30	7,89	2,367	29,45	0,27	7,89	3,05
6	Пропан (С3Нв)	44	15,16	6,6704	8,046	1,88	15,16	6,73
7	изо-Бутан (i-C4H10)	58	3,24	1,8792	2,935	1,10	3,24	1,88
8	норм-Бутан (п-С^ю)	58	6,29	3,6482	1,968	3,20	6,29	4,33
9	изо-Пентан (i-CsHi?)	72	1,025		0,052	24,65	2,534	12,88
10	норм-Пентан (п-CsHiz)	72	1,025		0,586	0,00		1,48
11	УК С6	86	0,484		0,1588	0,00		2,11
12	УКС7	100			0,0875	0,00
13	УКС8	114			0,01619	0,00
14	УКС9	128			0,0046	0,00
15	УКС10	142			0,0017	0,00
16	Не летучие компоненты	265,0433			0,0875	69,00		44
	ИТОГО:		100	26,283		100	100	100