Расчет потерь легких фракции нефти в резервуарах
Как уже отмечалось, при негерметизированных системах сбора нефти широкое распространение получили резервуарные парки, в которых потери легких фракций достигают 3% от добычи нефти. Возникает вопрос, от каких параметров зависят потери легких фракций нефти, хранящейся в резервуаре, и как их можно оценить?
Потери легких фракций нефти в резервуаре зависят от следующих факторов: 1) плотности, вязкости и температуры нефти; 2) степени очистки нефти от окклюдированного газа на последней ступени сепарации и давления на этой ступени; 3) времени хранения нефти и температуры окружающего воздуха; 4) частоты наполнения и опорожнения резервуара (большие "дыхания" резервуара).
Чем ниже плотность и вязкость нефти и выше температура, тем выше ее испаряемость, а, следовательно, больше ее потери в резервуаре. Потери нефти значительно возрастают также, если частота наполнения и опорожнения резервуаров увеличивается. Для существенного снижения потерь легких фракций нефти, хранящейся в резервуарах, необходимо: 1) чтобы все сырьевые резервуары и резервуары товарных парков были герметизированы; 2) или перед закачкой нефти в товарные резервуары она должна подвергаться стабилизации, т. е. нагреву с целью извлечения из нее легких фракций (включительно до C5H10), являющихся при нормальных условиях газами, а сепарацию горячей нефти желательно проводить под вакуумом.
После стабилизации нефти на промысле и полного отбора из нее легких фракций такую нефть можно транспортировать до нефтеперерабатывающих заводов практически без потерь.
Однако на промыслах, как правило, нет полной герметизации резервуаров, а стабилизация нефти осуществляется неполностью. Вот почему и до сих пор имеют место потери нефти при транспортировании ее до нефтеперерабатывающих заводов.
Массовые потери углеводородов, выбрасываемых в атмосферу из резервуаров, определяются по формуле
, (5.1)
где V0 – объем газовоздушной смеси, испарившейся из резервуара за измеряемый промежуток времени, приведенный к нормальным условиям, м3; с – средняя концентрация углеводородов в газовоздушной смеси в долях единицы; – плотность испарившихся из резервуара углеводородов (газа), приведенная к нормальным условиям, кг/м3.
В зависимости от физико-химических свойств нефти концентрация углеводородов по высоте газовоздушного пространства (ГП) резервуара может быть равномерной и неравномерной.
При наполнении и опорожнении резервуаров с легкой нефтью ( =800 – 820 кг/м3) концентрация углеводородов по высоте газовоздушного пространства практически сохраняется равномерной, но непостоянной во времени, а для тяжелых нефтей ( =800 – 920 кг/м3) – неравномерной и непостоянной. Равномерность концентрации углеводородов по высоте и объему ГП резервуара зависит в основном от двух причин: 1) интенсивности испарения нефти; 2) темпа выделения окклюдированного газа из нее, который значительно выше у легких нефтей, чем у тяжелых.
Средняя концентрация углеводородов в ГП резервуара существенно зависит также от скорости подъема или падения уровня нефти в резервуаре при осуществлении приемо-сдаточных операций.
Приведение объема газовоздушной смеси к нормальным условиям в формуле (5.1) проводится приближенно так
, (5.2)
где рр и Тр – соответственно давление и абсолютная температура в газовоздушном пространстве резервуара; р0 и Т0 – давление и абсолютная температура при нормальных условиях (р0 =760 мм рт. ст., Т0 =273 К); z – коэффициент сжимаемости газа, здесь можно принимать равным 1.
Средняя концентрация углеводородов в ГП резервуара, входящая в формулу (5.1) и зависящая от интенсивности q и продолжительности испарения нефти с площади контакта Fн определяется из следующего выражения:
, (5.3)
где q – интенсивность испарения нефти и выделение из нее окклюдированных пузырьков газа, не успевших отделиться в сепараторе, м3/(м2 . ч); Fн – площадь поверхности, с которой происходит испарение нефти и выделение пузырьков газа, м2; – время (опорожнения, наполнения, хранения), ч; VГП – объем газовоздушного пространства в резервуаре, м3.
Из формулы (5.3) видно, что средняя концентрация углеводородов в ГП резервуара прямо пропорциональна интенсивности испарения нефти, площади контакта ее с газовоздушным пространством и времени контакта и обратно пропорциональна объему газовоздушного пространства, т. е. чем больше объем ГП резервуара, тем меньше концентрация углеводородов с при всех прочих равных условиях.
На основании опытных данных среднюю концентрацию углеводородов в ГП резервуара при расчете потерь нефти можно принимать равной 0,1 – 0,5.
1.При опорожнении резервуара интенсивность изменения газовоздушной фазы, согласно формуле (5.3), можно представить в следующем виде:
(5.4)
где q0 – интенсивность выделения газа и испарения нефти, приведенная к стандартным условиям, м3/(м2 . ч) (т. е. р=760 мм рт. ст. t =20 0С); сн и ск – средняя концентрация углеводородов в долях объема ГП соответственно до (VГП.н) и после (VГП.к ) опорожнения резервуара; VГП.н и VГП.к – начальный и конечный объемы ГП резервуара, м3; рГП – абсолютное давление газовоздушной смеси, мм рт. ст.; ТГП – абсолютная температура газовоздушной смеси, К; Т0 – абсолютная температура, К (Т0 =273 К); t – температура газовоздушной смеси и нефти, 0С.
2. Интенсивность выделения газа и испарения нефти при заполнении резервуара определяется также с учетом объема и концентрации углеводородов, вытесненных в атмосферу
. (5.5)
3.При хранении нефти в резервуаре интенсивность испарения нефти и выделения газа, вытесняемого в атмосферу, определяется по формуле
, (5.6)
где с – средняя во времени концентрация легких фракций нефти в долях объема , вытесняемого в атмосферу, из-за превышения давления в ГП над давлением, устанавливаемым дыхательным или предохранительным клапаном.
Массовые потери углеводородов, выбрасываемых в атмосферу из резервуара при заполнении его, могут определяться также по формуле
, (5.7)
Здесь G – потери легких фракций, кг; VГП.н и VГП.к – соответственно начальный и конечный объемы ГП резервуара, м3; рГП.н и рГП.к – начальное и конечное давление в ГП резервуара соответственно; сср – средняя концентрация углеводородов; – средняя плотность углеводородов в ГП резервуара, кг/м3.
Остальные обозначения прежние.
При расчетах потерь легких фракций нефти, выбрасываемых из ГП резервуара при наполнении, опорожнении и хранении, по формулам (5.4), (5.5) и (5.6) трудно определить начальную сн и конечную ск концентрации углеводородов, которые, как правило, находятся для разных по физическим свойствам нефтей экспериментальным путем или расчетом с использованием закона Рауля–Дальтона, характеризующего равновесное состояние системы между фазами "смесь газов – нефть". Если экспериментальные данные или эмпирические формулы, по которым можно определять эти концентрации, отсутствуют, то для расчетов потерь нефти следует принимать эти концентрации, учитывая при этом свойства нефти (плотность, вязкость, скорость подъема или падения уровня нефти при заполнении или опорожнении резервуара).
ГЛАВА 6
УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ ВОДЫ
Назначение УПВ
На современном нефтяном месторождении суточный расход воды может достигать сотен тысяч кубических метров. Самыми крупными потребителями воды являются цехи поддержания пластового давления (ППД). Количество нагнетаемой в продуктивный пласт воды зависит от многих факторов и определяется для каждого участка или месторождения специальными расчетами. Для предварительных расчетов можно принимать расход воды: при площадном заводнении в среднем 1,5 – 2,0 м3 на 1 т добываемой нефти и при законтурном заводнении – 2,0 – 2,5 м3 на 1 т добываемой нефти.
Для поддержания пластового давления в залежь можно нагнетать как природные (в большинстве случаев пресные или слабоминерализованные), так и сточные (дренажные) воды, состоящие в основном из пластовых (~85%), пресных (~10 – 12°/'о) и ливневых (~5%) вод.
Пресные и сточные воды могут содержать различные примеси органического и неорганического происхождения.
Пресные природные воды могут содержать незначительное количество солей (1000 мг/л=1 г/л), различные газы, механические примеси, гидрозакись Fe(OH)2 и гидроокись Fе(ОН)3 железа и микроорганизмы, влияющие в той или иной степени на процесс заводнения пластов. Механические примеси и микроорганизмы, содержащиеся в нагнетаемой воде, заливают поверхность фильтрации и закупоривают поровые каналы продуктивного пласта, снижая приемистость нагнетательных скважин. Для борьбы с микроорганизмами (бактериями) сейчас широко применяют хлорирование пластовой воды, а также обработку формалином.
В сточных водах могут содержаться капельки нефти, гидраты окиси Fе(ОН)3 и закиси Fe(OH)2 железа, а также большое количество солей, доходящее до 300000 мг/л (300 г/л).
Микроорганизмы и водоросли, находящиеся в нагнетаемой в пласт воде (особенно сульфатвосстанавливающие бактерии), могут образовывать до 100 мг/л сероводорода (H2S), который на поздней стадии разработки месторождения, поднимаясь вместе с нефтью на поверхность, корродирует обсадные и фонтанные трубы и всю поверхностную систему сбора нефти, газа и воды, выводя ее из строя. Поэтому для воды, предназначенной для закачки в продуктивные пласты, приходится сооружать установки по очистке. Чем чище вода, закачиваемая в пласт, тем больше приемистость нагнетательных скважин и тем меньше необходимое их количество, а, следовательно, и меньше расходы, связанные с поддержанием пластового давления.
Степень очистки сточных вод должна быть такой, чтобы сохранялась устойчивая приемистость нагнетательных скважин при невысоком давлении (10 МПа) закачки. Нормы допустимого содержания в закачиваемой воде механических, химических и органических примесей должны устанавливаться на основании лабораторных исследований и опытной закачки воды в скважины.
К очистке воды для каждого месторождения подход должен быть индивидуальным, и там, где проницаемость продуктивных коллекторов нагнетательных скважин высокая, нет необходимости в сооружении сложных и дорогостоящих установок.
Дата добавления: 2016-03-27; просмотров: 3373;