Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Анализ ресурсосберегающих технологий нефтяной промышленности и источников технологических-пот-ерь в системах сбора и подготовки скважинной продукции 13
1.1. Проблемы и перспективы использования нефтяного газа в России 13
1.1.1 Объемы сжигания попутного газа в России 14
1.1.2. Экологические и климатические последствия масштабного сжигания попутного газа 16
1.1.3. Финансовые последствия масштабного сжигания попутного газа 17
1.1.4. Причины масштабного сжигания ПНГ в России 18
1.1.5 Существующий порядок сбора статистической информации по добыче и использованию ПНГ 21
1.2 Статистические данные по добыче и использованию ПНГ 28
1.2.1 Статистические данные по добыче и использованию ПНГ компаниями-недропользователями 28
1.2.2 Статистические данные по добыче и использованию ПНГ в субъектах РФ и федеральных округах 37
1.3. Основные источники технологических потерь нефти на месторождениях 40
Вывод по разделу 1 60
Глава 2. Основные элементы и закономерности расчета фазовых равновесий углеводородов 61
2.1 Общие условия фазового равновесия 62
2.2 Основные элементы теории расчета фазовых равновесий
2.3. Фазовые равновесия в реальных углеводородных системах 79
2.4. Растворимость различных газов в углеводородных жидкостях при низких давлениях 82
2.5. Исследования фазового поведения пластовых нефтей 86
2.6. Необходимость учета влияния специфических условий нефтяных пластов на фазовые равновесия 89
2.7. Исследование методов расчета констант фазового равновесия
2.7.1. Определение константы фазового равновесия по давлению схождения 92
2.7.2. Определение констант фазового равновесия по методу Редлиха- Квонга 104
2.7.3. Определение констант фазового равновесия по методу Бенедикта, Вебба, Рубина 106
2.7.4 Расчет констант фазового равновесия по уравнению Пенга - Робинсона 108
2.7.5. Сравнительный анализ наиболее часто применяемых методов 112
2.8 Анализ общих закономерностей изменения констант фазового равновесия от давления
113
2.8.1. Определение констант фазового равновесия по экспериментальным данным 120
Выводы по разделу 2 124
3. Совершенствование расчетов технологических процессов с использование констант фазового равновесия 126
3.1 Методика расчета газосодержания 126
3.2. Оптимизация режимов работы нефтегазосепараторов 130
3.3. Разработка метода компаундирования разнотипных нефтей ОАО «Газпромнефть -Ноябрьскнефтегаз» 141
3.4. Анализ режимов сепарации и расчет потерь нефти за счет дополнительного нагрева по
месторождениям ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» 147
3.4. Методика расчета потерь углеводородов от испарения в резервуарах 150
3.5. Технология утилизации газа низкого давления с использованием эжектора 155
Выводы по разделу 3 159
4. Анализ механизмов образования органических отложений при добыче и сборе нефти, рассмотрены способы предотвращения образования и удаления АСПО 160
4.1. Состав и структура АСПО 160
4.2. Методы предотвращения АСПО
4.2.1. Применение гладких покрытий 166
4.2.2. Физические методы 167
4.2.3. Химический метод 172
4.3. Методы удаления парафиновых отложений 174
4.3.1. Механическое удаление отложений 175
4.3.2. Термическое удаление отложений 176
4.3.3. Обработка парафина химреагентами 177
4.3.4. Микробиологические методы удаления
4.4. Факторы, влияющие на процесс образования парафиноотложения при сборе и транспортировке скважинной продукции 179
4.5. Анализ известных эмпирических формул для определения коэффициента динамической вязкости расчетным методом 193
ГЛАВА 5. Исследование влияния образования асфальто-смоло парафиновых ассоциатов на реологические свойства скважиннои продукции 197
5.1. Лабораторное исследование реологических свойств нефти и графическое определение температуры начала структурирования парафина 197
5.2. Разработка эмпирической зависимости температуры насыщения нефти парафином от состава нефти и реологических параметров 210
5.3. Определение области вероятного образования парафиновых отложений в нефтесборных коллекторах ОАО «Газпромнефть-ННГ» 216
Выводы по разделу 5: 221
ГЛАВА 6. Исследование химических методов предотвращения и удаления АСПО 222
6.1. Исследование влияния температурного режима на процесс образования парафина в
нефти и разработка многокомпонентных ингибиторов парафиноотложений 222
6.2 Методика создания высокоэффективных смесей ингибиторов АСПО 228
6.3 Совершенствование методики исследования химических реагентов для растворения
АСПО 230
6.4. Исследование влияния толщины образования асфальтосмолопарафиновых отложений
на потери напора внутрипромысловых трубопроводах ОАО «Газпромнефть-ННГ» и
обоснование использования растворителей АСПО 242
Основные выводы и рекомендации 250
Список использованных источников
- Существующий порядок сбора статистической информации по добыче и использованию ПНГ
- Растворимость различных газов в углеводородных жидкостях при низких давлениях
- Разработка метода компаундирования разнотипных нефтей ОАО «Газпромнефть -Ноябрьскнефтегаз»
- Разработка эмпирической зависимости температуры насыщения нефти парафином от состава нефти и реологических параметров
Введение к работе
Актуальность проблемы.
Известно, что формирование притока углеводородного флюида в скважину связано с гидромеханическими явлениями многофазной фильтрации. В системе добычи протекают массообменные процессы (сепарация нефти от газа, стабилизация нефти, осушка нефтяного попутного и природного газа, образование асфальтосмолопарафиновых отложений и солеотложений), теплообменные и гидромеханические процессы (отстаивание нефти от воды и механических примесей, транспортировка одно-, двух- и трехфазных потоков во внутрепромысловых коллекторах). В этой связи при разработке нефтяных и газовых месторождений требуются решение сложных оптимизационных задач и поэтому состояние систем обустройства месторождений может не соответствует требованиям «Энергетической стратегии России на период до 2030 года», целью которой является максимально эффективное использование природных энергетических ресурсов. Например, выделившийся на последних ступенях сепарации скважинной продукции газ, содержащий значительное количество тяжелых углеводородов (в основном пропан-бутановые и пентановые фракции), имеет низкое давление, в связи с этим он не поступает на дальнейшую переработку и по Тюменской области теряется 6 - 10 млрд. м3 газа в год.
В процессе добычи нефти и газа переход углеводородных систем из однофазного состояния в двухфазное сопровождается выделением новой фазы и непрерывным изменением компонентного состава газовой и жидкой фазы, что сказывается на их физико-химических свойствах. Фазовые превращения изучаются на специальных установках высокого давления, которые позволяют получить сведения по фазовому равновесию, а для изучения физико-химических свойств проводятся дополнительные эксперименты.
По объективным причинам вводятся в эксплуатацию месторождения, нефти которых характеризуются повышенными значениями температуры застывания, вязкости и обладающих тиксотропными свойствами. В системах сбора и подготовки обрабатывается скважинная продукция, обогащенная высокоплавкими парафиновыми углеводородами и асфальто-смолистыми веществами, с их содержанием до 8 %. При образовании кристаллов парафина в углеводородном флюиде происходит изменение реологических свойств добываемой скважинной продукции, что существенно влияет на режим работы скважин и внутрипромысловых трубопроводов. Размеры парафиновых отложений могут варьироваться от совсем небольших (до 0,5 мм) до таких размеров, которые повышают затраты на эксплуатацию и ремонт скважин, одновременно понижая их производительность. При толщине отложений 1 см, перепад давления в нефтесборном коллекторе увеличивается от 0,3 до 1 МПа в зависимости от его длины.
Обосновывая технологических параметров работы объектов систем сбора и подготовки скважинной продукции можно оптимизировать структуру фазового равновесия и использовать попутный нефтяной газ (ПНГ) в соответствии с требованиями государственных органов. С помощью уравнений, полученных на основании исследования реологии флюидов от температуры и различных скоростей сдвига, можно усовершенствовать методики подбора ингибиторов и растворителей АСПО и технологию подачи этих химических реагентов, что значительно снизит затраты на транспортировку подготовленной нефти по внутрипромысловым трубопроводам.
Решение оптимизационных задач (варианты разработки нефтяных месторождений, режимы сепарации) с применением аналитических методов исследования фазовых превращений позволят достичь цели, поставленные в «Энергетической стратегии России на период до 2030 года».
Цель работы
Повышение качества и количества добываемой углеводородного сырья, путем снижения технологических потерь за счет оптимизации массообменных процессов, протекающих в элементах и узлах систем сбора и подготовки нефти.
Основные задачи исследований
-
Анализ основных причин возникновения технологических потерь нефти.
-
Обобщить известные методы расчета фазовых равновесий углеводородов и разработать методику определения констант фазового равновесия в интервале низких давлений, характерных для технологических процессов систем сбора и подготовки скважинной продукции.
-
На основе констант фазового равновесия разработать методики: расчета максимально возможных потерь нефти от испарения; оптимизации режимов работы нефтегазосепараторов с целью увеличения выхода товарной нефти.
-
Исследование зависимости изменения реологических свойств нефти от температуры и различных скоростей сдвига для: определения условий образования асфальтосмолопарафиновых отложений; выявления зависимостей, характеризующих состояние добываемого флюида.
-
Разработать комплексную методику подбора ингибиторов и растворителей для удаления АСПО в скважинном и наземном оборудовании.
-
Обоснование оптимального технологического режима подготовки товарной нефти для условий месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».
-
Разработка и внедрение технологических регламентов на основе данных, полученных по результатам исследований на нефтепромыслах ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».
Методы решения поставленных задач
Физическое моделирование изучаемых процессов, методы математической статистики, лабораторные и графоаналитические исследования.
В качестве объекта исследования выбрана система сбора скважинной продукции.
Предметом исследования являются фазовые равновесия углеводородной системы при расчете технологических процессов подготовки нефти, процессы и закономерности образования АСПО.
Научная новизна выполненной работы
-
Предложено модифицированное уравнение расчета констант фазового равновесия при давлениях до 1 МПа.
-
Разработана методика расчета максимально возможных потерь нефти от испарения из резервуаров, основанная на компонентном составе нефти.
-
Доказано, что оптимизацией термобарических условий сепарации нефти от газа можно увеличить выход нефти до 6 %.
-
Экспериментально установлена связь между температурой начала кристаллизации и структурообразования парафиносодержащей нефти и её реологическими свойствами.
-
Установлена нелинейная зависимость температуры насыщения нефти парафином от массового содержания в ней парафинов, смол, асфальтенов, а также температуры плавления выделенного парафина и вязкости нефти.
Основные защищаемые положения
-
Метод расчета констант фазового равновесия углеводородов при давлениях не более 1,0 МПа, основанный на совместном решении уравнений Рауля и Дальтона.
-
Метод расчета истинного молярного газосодержания углеводородной смеси при различных термобарических условиях.
-
Методика расчета потерь нефти от испарения из резервуаров, методика подготовки нефти за один цикл изменения термобарических условий.
-
Методика оптимизации режимов работы нефтегазосепараторов, направленная на повышение качества подготовки нефти и сохранение в ней ценных фракций легких углеводородов.
-
Результаты лабораторных экспериментов для выбора технологии предупреждения и удаления АСПО Средне - Итурского и Умсейского месторождений.
-
Для снижения интенсивности проявления асфальтосмолопарафиновых отложений в системе добычи и сбора жидкостей из класса неньютоновских, содержащих большое количество парафинов, смол и асфальтенов, необходимо определение области вероятного образования отложений путем расчета температуры насыщения нефти парафином и температуры начала структурирования основных компонентов – парафинов, смол и асфальтенов.
-
Комплексный метод оценки растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений для их удаления в условиях Средне - Итурского, Умсейского, Холмистого и Чатылькинского месторождений.
Практическая ценность и реализация
-
Предложенная модифицированная методика расчета констант фазового равновесия используется при расчетах процессов фазовых переходов при проектировании технологических установок подготовки нефти в ОАО «Гипротюменнефтегаз».
-
Разработанная методика расчета максимально возможных потерь нефти от испарения используется ОАО «НижневартовскНИПИнефть» при проектировании товарных парков в системе сбора и подготовки скважинной продукции и при экспертной оценке нормативов технологических потерь нефти при ее подготовке.
-
Внедрена в ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз» методика оптимизации режимов работы нефтегазосепараторов, при установлении оптимальных технологических режимов их работы. Увеличение выхода товарной нефти достигает 6 %.
-
В ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз» применяется технология компаундирования разнотипных нефтей с различной плотностью как эффективный метод снижения давления насыщенных паров нефти, обеспечивающая увеличение выхода товарной нефти, а также сокращение затрат на дополнительный ее нагрев.
-
Технологическая схема утилизации попутного нефтяного газа низкого давления с применением жидкостно-газового эжектора, в котором активной средой является подтоварная вода высокого давления системы поддержания пластового давления, обеспечила высокую эффективность и практически полную утилизацию газа на ДНС-13 Поточного нефтяного месторождения.
-
Способ совместного определения температуры насыщения нефти парафином и температурного распределения вдоль нефтесборного коллектора, позволил Управлению по подготовке и сдачи нефти и газа ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаза» прогнозировать вероятные проявления отложений в нефтесборных коллекторах при изменении содержания парафинов, смол и асфальтенов в нефтях. На основе этих расчетов разработаны технологические регламенты для эффективных растворителей АСПО в сборных коллекторах, применяемые на объектах ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».
-
Комплексный, усовершенствованный метод оценки растворителей, учитывающий шероховатость поверхности образца и позволяющий определить эффективный растворитель АСПО для исследуемой нефти используется при выполнении НИОКР специалистами ТюмГНГУ.
-
Разработанные технологические решения и методики расчетов положены в основу учебных пособий с грифом УМО для подготовки специалистов по направлению 130500 «Нефтегазовое дело»:
- «Расчеты технологических установок систем сбора и подготовки скважиной продукции» (соавторы Р.М. Галикеев, О.В. Фоминых);
- «Основы ресурсо- и энергосберегающих технологий углеводородного сырья» (соавтор О.В. Фоминых).
Соответствие диссертации паспорту научной специальности
Указанная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно пункту три: «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с целью рационального недропользования» и пункту четыре: «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов».
Апробация результатов исследований
Результаты работы докладывались на Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ, «Нефть и газ Западной Сибири», «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе» (г. Тюмень, 2003 г.), Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, 2005г.), 2-ой научно - практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» (г. Уфа, 2006г.), Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, 2007г.), Международной научно - практической конференции, посвященной 40-летию кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2008 г.), ХIII Международном симпозиуме студентов и молодых ученых им. академика М.А.Усова, посвященного 110-летию со дня рождения профессора, Лауреата Государственной премии СССР К.В. Радугина «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск, 2009г.), Всероссийской научно - технической конференции, посвященной 45-летию Тюменского топливно-энергитического комплекса и 80-летию В. И. Грайфера «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, 2009 г.), Международной научно - практической конференции, посвященной 10-летию института нефти и газа «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2010 г.), Международном семинаре «Неньютоновские системы в нефтегазовой отрасли» памяти профессора, д.т.н. А.Х. Мирзаджанзаде (г. Ухта, 2011г.), научно-технических семинарах и заседаниях кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» ТюмГНГУ (2005 – 2012 гг.).
Публикации
Результаты выполненных исследований отражены в 31 печатной работе, в том числе одиннадцать статей в изданиях, рекомендованных ВАК РФ, двух монографиях и двух учебных пособиях с грифом УМО для подготовки специалистов по направлению 130500 «Нефтегазовое дело».
Объем и структура работы
Диссертационная работа изложена на ____ страницах машинописного текста, содержит ___ таблицы, ___ рисунков. Состоит из введения, шести разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 187 наименований.
Существующий порядок сбора статистической информации по добыче и использованию ПНГ
Калибровка результатов показала, что в Российской Федерации отмечаются очень существенные различия между данными официальной отчетности и результатами космической съемки. В результате по данным исследования NOAA она вышла на первое место в мире с большим отрывом, вытеснив с него Нигерию: в 2004 году по данным исследования NOAA в России было сожжено 50,7 млрд. м3 попутного газа, при этом в официальной отчетности говорилось только о 14,9 млрд. м3. В любом случае, на долю России, по-видимому, приходится от четверти до трети мирового объема сжигания попутного газа.
В результате усилий, предпринятых на международном и национальных уровнях, практически во всех странах первой двадцатки наметилась тенденция к снижению объемов сжигания. Исключение составляет лишь 5 стран, и к ним, увы, относится и РФ, где до сих пор наблюдается рост объемов сжигания ПГ (по данным ВБ). В результате, с лета 2007 года резко активизировались российские правительственные структуры (Минприроды, Ростехнадзор, Минпромэнерго и пр.), призывая принять решительные меры по прекращению сжигания попутного газа.
Сжигание ГШГ приводит к значительным выбросам твердых загрязняющих веществ и ухудшению экологической обстановки в нефтепромысловых районах. По оценкам Минпромэнерго, в 2004 году в атмосферу в нефтедобывающих регионах было выброшено 321,8 тыс. тонн твердых загрязняющих веществ (около 12 % общего объема выбросов в России). По данным общественной организации «Экологическое движение конкретных дел», в 2006 году объем загрязнения атмосферы при сжигании ПНГ составил 12 % от общего объема выбросов вредных веществ в стране. В результате сжигания ПНГ в факелах оказывается существенное воздействие на климат. При «технологических потерях» и сжигании ПНГ в атмосферу выбрасывается диоксид углерода и активная сажа. В результате горения газа в факелах в России ежегодно образуется почти 100 млн. т выбросов С02 (при условии эффективного сжигания всего объема газа). Однако российские факелы известны своей неэффективностью, т. е. газ в них сжигается не полностью. Соответственно, в атмосферу выделяется метан, гораздо более активный парниковый газ, чем СОг- Объем выбросов сажи при сжигании ПНГ оценивается приблизительно в 0,5 млн. т в год. В последние годы в связи с особой уязвимостью Арктических экосистем к глобальным климатическим изменениям все активнее стали звучать призывы принять меры по снижению выбросов сажи.
Сжигание ПНГ сопровождается тепловым загрязнением окружающей среды: вокруг факела радиус термического разрушения почв колеблется в пределах 10-25 метров, растительности — от 50 до 150 метров. При этом в атмосферу поступают как продукты сгорания НІЙ , в том числе окись азота, сернистый ангидрид, окись углерода, так и различные несгоревшие углеводороды. Существенные концентрации окислов азота и серы фиксируются на расстоянии 1-3 км от факела, сероводорода — 5-10 км, а окиси углерода и аммиака — до 15 км. Это приводит к увеличению заболеваемости местного населения раком легких, бронхов, к поражениям печени и желудочно-кишечного тракта, нервной системы, зрения.
Сжигание попутного газа на факельных установках приводит к значительным потерям ценного химического сырья. По оценкам Минпромэнерго, в 2004 году в составе попутного газа на факельных установках было сожжено 7,1 млн. тонн этана, 4,1 млн. тонн пропана, 2,6 млн. тонн бутана, 13 млн. м3 гелия.
Летом 2007 года глава МПР Юрий Трутнев заявил, что практически во всех секторах российской экономики, включая добычу нефти и газа, наблюдается оживление инвестиционной активности, тогда как в сегменте переработки попутного газа — полный застой. С 1980 года в стране не введено в строй ни одного нового газоперерабатывающего завода. По расчетам МПР, из-за сжигания ПНГ Россия ежегодно теряет около 139,2 млрд. рублей (консолидированная стоимость жидких углеводородов, пропана, бутана и сухого газа, производимых при переработке попутного газа), хотя суммарный эффект от переработки ПНГ в стране мог бы составить 362 млрд. рублей в год.
По подсчетам Минпромэнерго, из-за недостаточной степени переработки ПНГ бюджет ежегодно теряет около $13 млрд. Только в одном ХМАО, по данным администрации округа, ежегодно сгорает в факелах до 7,6 млрд. м попутного газа, что сравнимо с уничтожением 6,5 млн. тонн нефти.
Согласно результатам исследования, профинансированного Всемирным банком, при уровне цен 2007 г. около трети сжигаемого в факелах российского ПНГ можно было бы полезно использовать, что привело бы к дополнительным ежегодным доходам страны в размере 2.3 млрд. долл., и позволило бы сократить выбросы СОг более чем на 30 млн.т/год.
Растворимость различных газов в углеводородных жидкостях при низких давлениях
Работа технологических установок подготовки товарной нефти в условиях комплексной автоматизации нефтегазовых месторождений Западной Сибири (Самотлорского, Федоровского, Варьеганского, Хохряковского, Суторминского, Муравленковского и других) основано на резервуарной подготовке нефти. [10] В технологических схемах резервуары используются для выполнения следующих функций: - для приема и обработки некондиционной нефти при срывах технологического процесса на установках подготовки нефти; - применения двухчасового динамического отстоя и буферных емкостей; - для обеспечения надежности работы в качестве резервных емкостей. Источниками технологических потерь нефти на нефтяных месторождениях являются: - сжигания попутного нефтяного газа и капельной жидкости на факелах; -закачка подтоварной воды для поддержания пластового давления, содержащей нефтепродукты; - утечки в сальниковых уплотнениях нефтепромыслового оборудования; - испарение нефти из резервуаров. Существующие технологические установки системы сбора и подготовки нефти на месторождениях Западной Сибири в большинстве случаев эксплуатируются в условиях отсутствия герметизации газового пространства резервуаров, приводящих к «большим» и «малым» дыханиям в результате технологических операций. Технологические потери нефти от испарения достигают 0,3 % - 0,6 % масс, добываемой нефти, (около 1,5 млн. тонн в год). [ЮД1].
Под большими дыханиями понимается впуск воздуха в газовое пространство (ГП) резервуара, а затем выбросом газовоздушной смеси в атмосферу при опорожнения и наполнения резервуара нефтью, Под малые дыханием нефтяного резервуара принимают поступления воздуха и выпуска газовоздушной смеси через дыхательный клапан при изменении температуры и давления в течение суток при неизменном уровне нефти в резервуаре.
Г.С. Лутошкиным достаточно подробно изложен процесс испарения нефти в технологических резервуарах и предложен порядок расчета «больших» и «малых дыханиями [12]. Потери нефти в негерметизированных резервуарах в большой степени зависят от фракционного состава нефти, чем больше в нефти легких фракций, тем выше ее испаряемость и тем, следовательно, значительнее потери легких фракций при всех прочих равных условиях. Установлено, что на концевой ступени сепарации (КСУ) необходимо поддерживать оптимальную температуру и давление в сепараторе - ниже атмосферного. Методы снижения потерь углеводородов при испарении нефти в резервуарах условно можно разбивать на три группы[13]: 1) методы, предупреждающие испарение нефти; 2) методы, уменьшающие испарение; 3) методы, основанные на сборе продуктов испарения нефти. К организационно-технические мероприятия по сокращению потерь предлагаются различные методы: окраска резервуаров, орошение крыш резервуаров водой, сооружение защитных экранов и теплоизоляции и др., позволяющие уменьшить колебания температуры газового пространства резервуаров, используются различные конструкции дыхательных клапанов, дисков-отражателей, внутренних эластичных оболочек, монтируются плавающие крыши. Представляют интерес разработки, в которых предлагается покрывать поверхность нефтепродукта специальными веществами, пластмассовыми шариками и пластиковыми пленками.
В настоящее время в качестве средств борьбы с потерями нефти в резервуарах, рекомендуется применять плавающие крыши и понтоны. Плавающий крыша или понтон полностью устраняет газовое пространство резервуара.
Наиболее эффективным методам по снижению потерь при хранении нефти в резервуарах является использование газоуровнительной системы и системы улавливания легких фракций (УЛФ) из нефтяных резервуаров.
Наибольший вклад по разработки и внедрению система УЛФ паров нефти на промыслах Татарстана и России внесли сотрудники ТатНИПИнефть В.П. Тронов, Р.З. Сахабутдинов, Ф.А. Закиевым и др... На основании их исследований[13-56] данная система показала положительные результаты, обеспечила улавливание газообразных углеводородов из газового пространства резервуаров. Технология УЛФ предусматривает отбор газообразных углеводородов из газового пространства резервуара, перераспределение их между резервуарами при помощи газоуровнительной системы, с дальнейшей подачей газа на прием компрессоров, его сжатием и транспортировкой на установку комплексной подготовки газа. Компрессора по откачке газа из резервуаров соединен с напорном газопровода или газопроводов от первой, а также второй ступеней сепарации. Данная технология применение системы УЛФ уменьшила потери нефти для месторождений ОАО «Татнефть» на 90%.[14]
За счет внедрения системы УЛФ на Белозерном центральном парке (БЦТП) ОАО «ТНК-Нижневартовск» величина потерь от испарения снизилась с 0,7% до 0,1043% массы добычи нефти.
Недостатком системы УЛФ является то, что данная система не воздействует на мелкодисперсный окклюдированный газ, который находится в слое нефти под действием гидростатического давления нефти в резервуаре. Между окклюдированными пузырьками мелкодисперсный газ и нефтью происходит массообмен, легкие компоненты переходят в газ из нефти, а тяжелые - из нефти в газ, что приводит к снижению давления насыщенных паров (ДНП) товарной нефти и увеличению потерь нефти от испарения в резервуарах.
Для разрушения метастабильного состояния нефти институтом СИБНИИНП разработана технология сепарации нефти на КСУ с легким углеводородным составом [57]. По данной технологии газ предыдущей ступени (первой или второй) в подается на вход КСУ для разрушения метастабильного состояния нефти при давлении сепарации близком к атмосферному и температуре нефти около 40С. Внедренная на объектах Самотлорского и Аганского месторождений технология СИБНИИНП привела к снижению потерь нефти от испарения из резервуаров на 0,15-0,2%.
Недостатком технологии СИБНИИНП является применение неосушенного (сырого) газа первой или второй ступени сепарации, из которого в холодное время года выделяются гидраты в подводящем газопроводе, что в свою очередь приводит к остановке подачи газа. Выпадение кристаллогидратов не позволяют применять данную технологию за весь годовой цикл.
Разработка метода компаундирования разнотипных нефтей ОАО «Газпромнефть -Ноябрьскнефтегаз»
Применительно к жидким растворам нередко легче определить отношение летучестей, чем сами летучести. Поэтому Льюису было предложено присвоить этому отношению определенное название, а именно «активность». Итак, по определению активность равна отношению летучести / - того компонента в смеси ft при заданных значениях Р и Т к летучести чистого / -того компонента ft в стандартном состоянии и при той же температуре смеси,
Из определения активности следует, что для нахождения ее числового значения следует определить стандартное состояние, при котором вычисляется Как уже говорилось, стандартным состоянием при вычислении летучести всегда является состояние идеального газа при давлении в одну атмосферу. В этих условиях для газов летучесть при заданной температуре есть давление, равное в свою очередь единице. Поэтому для газов активность в стандартном состоянии равна летучести.
Однако для жидкости равенство летучести единице соблюдается лишь при одной температуре, так как конденсированная фаза находится в равновесии со своим насыщенным паром, давление которого меняется с температурой. Поэтому для жидкости в качестве стандартного состояния выбирается реальное состояние этой жидкости для заданной температуры при атмосферном давлении. Из этого определения стандартного состояния следует, что для жидкости активность в стандартном состоянии всегда равна единице.
Равенство активности различным числовым значениям при различных определениях стандартного состояния требует постоянной оговорки условий определения последнего. Если стандартное состояние і - того компонента раствора принято таким же, что и для чистого вещества (при тех же Р и 7),то согласно определению активности, уравнение (2.34) примет вид а,=х, (2.38)
Если в качестве стандартного состояния выбирается состояние чистой жидкости при атмосферном давлении и заданной температуре, когда активность равна единице, то можно изменять активность этого растворителя, растворяя в нем некоторое количество другого вещества. Тогда, если это количество весьма мало, то по закону Рауля летучесть. А следовательно, и активность / - того компонента пропорциональна его молярной доле х,. Но при х, = 1 для чистого вещества а, = 1, следовательно, в растворе - = 1 (2.39) х,
Уравнение (2.39) справедливо лишь для растворов, подчиняющихся закону Рауля, то есть для идеальных растворов. В области, где раствор не подчиняется закону Рауля, изменение отношения а, / х( характеризует степень отклонения от закона Рауля. Это отношение получило название коэффициента активности компонента[72-74]. Итак, по определению коэффициент активности равен
Для идеальных растворов /, = 1. Несовпадение yt с единицей может служить мерой отклонения поведения данного раствора от идеального. Концентрация в идеальном растворе, как и парциальное давление в смеси идеальных газов, определяет свойства раствора независимо от природы компонентов и внешних условий. В реальных же растворах концентрация перестает быть величиной, полностью характеризующей раствор. В этом случае, согласно уравнениям (2.38) и (2.40) концентрацию следует заменить активностью, так же как давление заменяется летучестью. Весьма важно, что подобные замены проводят лишь при условиях термодинамического равновесия.
Итак, введением активности чисто формально учитывается взаимодействием между молекулами растворителя, эффект гидратации, электростатическое притяжение между ионами (в случае электролитов), словно все то, что отличает идеальный раствор от идеального.
Рассмотрим дополнительные условия, определяющие поведение идеальных растворов. Произведение химического потенциала чистого компонента / и этого же компонента в смеси равна его мольному объему, но tf{P,T) Ml(T) = RT\nfi И Дифференцируя по Р, имеем JT dln/, дР J/O ( -J— И RT din/, дР JT,, fV. yRT , v J P,T n U 0 (2.41) Из сопоставления уравнений (2.41) и (2.34) следует, что V, = V,0 (2.42) при тех же Р и Т. Уравнение (2.42) определяет дополнительное условие, описывающее поведение идеального раствора. Кроме условия (2.42), для идеального раствора должно выполняться ещё одно условие, аналогичное (2.42), а именно: парциальная мольная энтальпия і - того компонента смеси идеального раствора равна мольной энтальпии чистого / - того компонента. Только при одновременном соблюдении этих двух условий и уравнения (2.36) данный раствор может быть отнесен к классу идеальных растворов.
Разработка эмпирической зависимости температуры насыщения нефти парафином от состава нефти и реологических параметров
Однако приведенная выше методика не позволяет на стадии предварительной оценки газосодержания провести расчеты, в связи с необходимостью большого количества промысловых данных.
Существует и другой способ оценки газосодержания, который может использоваться при любых значениях давления и температуры, достаточно знать лишь компонентный состав пластовой нефти. Способ основан на известной и достоверной методике расчет сепарации газа от нефти [98]. В этом случаем мы сможем определить истинное молярное газосодердание, которое легко можно перевести в объемное или массовое. Алгоритм расчета будет выглядеть следующим образом.
Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой (паровой) фазы используется уравнение: где z,- мольная доля і-го компонента в пластовой нефти; N - мольная доля отгона.
Уравнение (8) используется для определения методом итерации мольной доли отгона N , при заданных составе исходной смеси z], давлении и температуре сепарации. Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти. Путём итерации определим такую величину N , при которой выполнится условие:
После расчета получаем массовые и мольные балансы а также мольную долю отгона, которая и будет расчетной величиной истинного молярного газосодержания. Экспериментальную величину определяли как отношение молекулярной массы выделавшегося газа к молекулярной массе пластовой нефти. Расчеты по нескольким месторождениям показали следующие результаты (таблица).
Как видно из таблицы 3.1 результат расчетов оказались приемлемые. Аналогичные расчеты были проведены для нефтей Орехово - Ермаковского, Западно - Сургутского, Угутского и Красноленинского месторождений, погрешность расчета не превысила 6 %. Неудовлетворительный результат по Приразломному месторождению вызван как погрешностью определения компонентного состава пластовой нефти, так и погрешностями расчета. Таким образом, предлагаемую методику можно рекомендовать для оценки газсодержания добываемой нефти, при расчета констант фазового равновесия рекомендуется использовать методику, изложенную в [99]. После расчета молярного газосодержания, полученные значения можно перевести в объемное и массовое газосодержание применяя известные выражения.
Разгазирование скважинной продукции производится на нескольких ступенях сепарации, причем чем больше ступеней, тем больше выход нефти. Отделенный на первой ступени- сепарации попутный -газ, -содержащий преимущественно легкие углеводородные компоненты, имеет достаточное давление для последующей транспортировки и переработки. Выделившийся на последующих ступенях газ, содержащий значительное количество пропан-бутановых и пентановых фракций, имеет низкое давление, в связи с чем мало пригоден для дальнейшей переработки и зачастую сжигается на факелах. Различие составов нефтей по месторождениям не учитывается при подборе термобарических режимов сепарации, что приводит к увеличению потерь ценных фракций. Уменьшить содержание ценных компонентов в попутном нефтяном газе низкого давления возможно путем оптимизации режимов работы нефтегазосепараторов.
Расчет процессов сепарации проводится по известным методикам, однако наибольшую погрешность в расчеты вносит значение константы фазового равновесия, которая определяет распределение компонента между паровой и жидкой фазой в условиях термодинамического равновесия. Сепарация нефти от газа на многих дожимных насосных станциях месторождений Западной Сибири проходит в две ступени со следующими режимами работы I ступень - 0,6 МПа, 15С; II ступень - 0,5 МПа, 15С. При таких условиях сепарации выделяющийся газ и дегазированная нефть подчиняются законам идеального раствора.
В настоящее время при проектировании систем подготовки скважинной продукции используют значения констант фазового равновесия, рассчитанные по номограммам Уинна. При этом расчеты проводятся таким образом, чтобы минимизировать долю отгона с газом легких фракций углеводородов, однако не учитывается компонентный состав продукции.
Проведем расчет процесса двухступенчатой сепарации с применением констант фазового равновесия полученных во втором разделе для различных составов нефтей. Показателем эффективности сепарации будет суммарное содержание компонентов Сз и выше в отгоняемом газе.
Различия в компонентных составах добываемой продукции, стадиях разработки месторождений, и, соответственно, в термобарических условиях поступающей на сепарацию продукции обуславливают различные технологические параметры работы сепараторов и эффективность их работы с позиции сохранения в нефти ШФЛУ. В таблице 3.2 приведены компонентный состав пластовой нефти и основные технологические параметры поступающей на подготовку скважиннои продукции некоторых из рассматриваемых месторождений.
Из анализа данных таблицы 3.2 следует, что нефти месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» различаются по составу, газовому фактору, обводненности и плотности. К нефтям с высоким газовым фактором (свыше 100 м3/т) относятся нефти Вынгапуровского, Вынгаяхинского месторождений. К легким нефтям относятся нефти Вынгапуровского, Вынгаяхинского месторождений, а к тяжелым - нефти Карамановского, Сугмутского и Спорышевского месторождений. Такое широкое изменение параметров нефтей предполагает использование различных способов подготовки скважиной продукции. Таблица 3.2 - Компонентный состав пластовой нефти по месторождениям ОАО
