Система промыслового сбора и подготовки добываемой продукции месторождения предназначена для сбора, поскважинного замера и промыслового транспорта добываемой продукции к объекту ее подготовки, доведения там до товарной кондиции и сдачи потребителю.
Месторождение Узень имеет протяженность 45 км, ширину 12км. Эксплуатация системы промыслового сбора на месторождении предусматривает путевой подогрев нефти на ГУ, подачу ее на объект подготовки и возврат сточной воды в систему ППД. С ростом обводненности добываемой продукции повышаются энергетические затраты на перекачку больших объемов вязкой застывающей водонефтяной эмульсии и агрессивных сточных вод, возникают осложнения, связанные с отложениями солей и интенсивной коррозией вследствие высокой агрессивности среду. Агрессивность среды обусловлена, прежде всего, высоким содержанием в водной фазе сероводорода порядка 16 – 38 мг/л, а также наличием значительного количества абразивных механических примесей, вызывающих коррозионно-эрозионный износ нижней образующей нефтепроводов. Наибольшему износу подвержены нефтесборные коллектора и трубопроводы сточных вод. Аварийные ремонты трубопроводов создают перебои в технологическом процессе, нарушая температурный режим и экологическую обстановку на промысле. Промысловыми и лабораторными исследованиями установлено, что эффективным способом снижения отрицательных факторов повышенной вязкости эмульсии, ее «старения» и повторного эмульгирования является мероприятия направленные на преждевременную подачу деэмульгатора в трубопроводы промысловой системы.
На месторождении Узень система промыслового сбора и транспорта нефти включает 64 ГУ и 154 ЗУ, к которым подключены 3016 скважин действующего фонда (XIII- XVIII горизонтов), из них 1600 скважин подключены по самостоятельным выкидным трубопроводам, 2 установки предварительного сброса воды на плато и во впадине (УПСВ-1 и 2), 2 площадки предварительного сброса воды (ПС-3 и 4) и 25 манифольдных станций (МС). Остальные, в основном малодебитные скважины, для повышения надежности работы, особенно в холодный период года, подключены в один выкидной трубопровод и работают совместно.
За последние годы объем парафинистых и высоковязких нефтей в общей добыче нефти возрастает, что связано с открытием и вводом в разработку месторождений на п-ове Мангышлак, в Казахстане, Туркменистане, Коми и других районах. С понижением температуры нефти растворенный в ней парафин начинает кристаллизоваться. При этом резко возрастает вязкость нефти, особенно после кратковременного прекращения перекачки. Поэтому возникает необходимость при перекачке таких нефтей увеличивать мощность насосных станций, строить специальные установки для подогрева нефти, увеличивать диаметр трубопроводов, добавлять к нефти различные присадки, разбавлять ее нефтепродуктами и т.д. При транспорте неразгазированной нефти уменьшаются возможности образования и отложения парафина.
Практика эксплуатации показывает, что при совместном сборе нефти и газа одним из основных направлений борьбы с парафином являются снижение до минимума потерь тепла и поддержание оптимальной температуры при добыче и транспорте продукции скважин. На это влияют глубина заложения трубопровода, его теплоизоляция, режим перекачки и подогрев продукции.
Несмотря на определенные успехи, достигнутые в создании и внедрении различных способов предотвращения осложнений в добычном комплексе, все они все еще далеки от совершенства, и проблема поиска эффективных методов их преодоления по-прежнему остается исключительно актуальной, требующей комплексного решения. Добычной комплекс с его взаимосвязанными элементами и степенью влияния на них осложняющих факторов схематично представлен на рисунке 4.1
5 Расчет компонентного состава попутного нефтяного газа и нефти на сепараторе первой и второй ступени по методу Катца. Оптимизация сепарации по критерию минимально возможного остаточного содержания сероводорода в нефти
Рассмотрим двухступенчатаю сепарацию на примере месторождения Узень и оптимизируем давление на первой ступени для установления содержания сероводорода в нефти на минимальном возможном уровне.
Исходные данные для расчетов представлены в таблицах 5.1 и 5.2.
Для проведения расчетов компонентного состава двухступенчатой сепарации (рисунок 5.1) введем следующие обозначения:
Zi – мольная доля i-го компонента в пластовой нефти (Р>Рнас);
L – мольная доля углеводородов в жидкой фазе;
V – мольная доля углеводородов в газовой фазе ;
Xi – мольная доля i-го компонента в жидкой фазе;
Yi – мольная доля i-го компонента в газовой фазе.
Причем L+V=1 ΣXi=1 ΣYi=1 ΣZi=1
Данные параметры определяются по следующим формулам:
При расчете состава ПНГ и нефти по методу Катца строят таблицу с указанием названий компонентов пластовой нефти, их мольные доли, константы фазового равновесия согласно условиям (давлению и температуре), молярные массы.
В следующих столбцах идет расчет состава жидкой и газовой фаз в массовом выражении, параметры L и V определяются методом подбора при этом обязательные условия
Определение состава ПНГ и нефти после сепаратора в массовом выражении ведется путем определения массы отдельных компонентов в 1 моли вещества, и путем деления этих значений на общую массу 1 моли вещества получают массовое содержание компонентов
Необходимо отметить, что определение константы фазового равновесия для сероводорода, в отличие от других компонентов нефти и газа, рассчитываются с помощью эмпирической формулы следующего вида:
Далее будет рассматриваться компонентный состав пластовой нефти месторождения Узень. Требуется определить состав ПНГ и нефти в массовом выражении на сепараторе первой и второй ступени по методу Катца, оптимизировать сепарацию по критерию минимально возможного остаточного содержания сероводорода в нефти.
Расчеты компонентного состава ПНГ по методу Катца будут производиться при давлениях на первой ступени P=0.1…1,5 МПа и температуре t=20°C . На второй ступени для всех случаев давление будет равным P=0.1 МПа. Результаты расчетов для двухступенчатой сепарации при давлении на первой ступени 0,5 МПа в таблице 5.3. Аналогично выполняются расчеты при давлениях на первой ступени P=0,2; 0,3; 0,4; 0,5 и 1,5 МПа.
В таблице 5.4 представим содержание сероводорода в нефти для различных давлений на первой ступени, а на рисунке 5.2 отобразим график их зависимости.
Из полученных результатов можем утверждать, что при давлениях P=0.2, 0.3 и 0.4 МПа содержание сероводорода в нефти выше 100 ppm, что не соответствует технологическим нормам качества нефти [5]. При давлениях P=0.5 МПа и выше его содержание уменьшается. Минимальное содержание сероводорода – 66.67 ppm соответствует наибольшему давлению на первой ступени сепарации – 1.5 МПа.
Однако стоит учитывать, что необоснованно высокие значения давления на первой ступени могут привести к значительным потерям самой нефти. Причина этого заключается в следующем: при больших давлениях на первой ступени нефть практически не сепарируется, в большей степени выделяются только метановые фракции, но при переходе нефти на вторую ступень, где давление P=1атм, в результате большого перепада давления, будет происходить эффект контактной сепарации, что приведет к потерям нефти.
В связи с этим необходимо дополнительно провести расчеты по определению выхода нефти при выше указанных давлениях на первой ступени.
Пример расчета приведем для давления на первой ступени P=0.5 МПа в следующем порядке.
Определим начальное количество пластовой нефти, поступающей в газосепаратор. Учитывая, что производительность газосепаратора по жидкости составляет 3200 м3/сут, а обводненность продукции 80,7%, объем поступающей нефти за сутки можем вычислить по следующей формуле:
Запишем полученное значение массовом выражении:
Массу отсепарированной нефти при различных давлениях на первой ступени сепарации вычислим по формуле:
Вычислим количество отсепарированных молей нефти
Определим массу конечной отсепарированной нефти
Результаты полученных значений для других случаев приведем в таблице 5.5 Зависимость массы отсепарированной нефти от давления сепарации на первой ступени представлена на рисунке 5.3. По результатам расчетов видим, что максимальный выход нефти Mкон.отсеп.нефти= 331.189 т происходит при P=0.4 МПа. Однако, как было ранее упомянуто, при данном значении давления содержание сероводорода в нефти превышает технологическую норму равной 100 ppm (0.0001 % масс.) Поэтому оптимальным значением давления на первой ступени будет давление равное 0.5 МПа, так как при нем содержание сероводорода составляет 92 ppm (0.000092 % масс.), а масса отсепарированной нефти близка к максимальному Mкон.отсеп.нефти=328.142 т.
