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 р_р и Т_р – 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 F_н опреде­ляется из следующего выражения:

, (5.3)

где q – интенсивность испарения нефти и выделение из нее окклюдированных пузырьков газа, не успевших отделиться в се­параторе, м³/(м^{2 .} ч); F_н – площадь поверхности, с которой про­исходит испарение нефти и выделение пузырьков газа, м²; – время (опорожнения, наполнения, хранения), ч; V_ГП – 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/(м^{2 .} ч) (т. е. р=760 мм рт. ст. t =20 ⁰С); с_н и с_к – средняя концентрация углеводородов в долях объема ГП соответственно до (V_ГП.н) и после (V_ГП.к ) опорожне­ния резервуара; V_ГП.н и V_ГП.к – начальный и конечный объемы ГП резервуара, м³; р_ГП – абсолютное давление газовоздушной смеси, мм рт. ст.; Т_ГП – 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; V_ГП.н и V_ГП.к – соответ­ственно начальный и конечный объемы ГП резервуара, м³; р_ГП.н и р_ГП.к – начальное и конечное давление в ГП резервуара соот­ветственно; с_ср – 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 с_н и конечную с_к 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.