Обоснование рациональных технологических параметров подготовки скважинной продукции вынгапуровского месторождения

Аннотация.

Известно, что разгазирование скважинной продукции нефтяных месторождений происходит на нескольких ступенях сепарации.

Это вызвано необходимость сохранения широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) в нефти, так как при однократном процессе значительная их часть переходила бы в газообразное состояние. Однако принятые на большинстве месторождений термобарические условия сепарации не учитывают компонентный состав поступающей на сепарацию продукции, в этой связи возрастают потери ШФЛУ. В статье рассмотрена методика обоснования рационального режима сепарации скважинной продукции на примере месторождений ОАО «Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз» и расчетные результаты оптимизации этого процесса.

Ключевые слова: скважинная продукция, сепарация нефти, потери ШФЛУ, обоснование технологических параметров, подготовка нефти Открытое акционерное общество «Газпромнефть -Ноябрьскнефтегаз» является структурным подразделением ОАО НК «Газпромнефть» и занимается разработкой Холмогорского, Пограничного, Карамовского, Спорышевского, Западно -Ноябрьского, Средне-Итурского, Новогоднее Холмистого, Чатылькинского, Южно-Удмурдского, Равнинного, Суторминского, Крайнего, Западно -Суторминского, Вынгаяхинского, Восточно-Вынгаяхинского, Восточно -Пякутинского, Еты-Пуровского, Муравленковского, Северо - Пямалияхского, Умсейского, Суг- мутского, Северо -Янгтинского, Романовского, Меретояхинского, Вынгапуровского и Ярайнерского месторождений, расположенных на территории Ханты - Мансийского и Ямало -Ненецкого автономных округов Тюменской области (рис. 1). 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 табл. 1 приведены компонентный состав пластовой нефти и основные технологические параметры поступающей на подготовку скважинной продукции некоторых из рассматриваемых месторождений.

Из анализа данных табл. 1 следует, что нефти месторождений ОАО «Газ- промнефть -Ноябрьскнефтегаз» различаются по составу, газовому фактору, обводненности и плотности. К нефтям с высоким газовым фактором (свыше 100 м 3 /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.

Сбор продукции скважин месторождений ОАО «Газпромнефть - Ноябрьск- нефтегаз» осуществляется по сборным трубопроводам на дожимные насосные станции (ДНС) и установки предварительного сброса воды (УПСВ), где осуществляется отделение попутного нефтяного газа от нефти, а на УПСВ еще и предва- рительный сброс воды. Окончательная подготовка и сдача нефти осуществляется центральном пункте сбора (ЦПС). Организационная схема объектов сбора и подготовки нефти Вынгапурского ЦПС приведена на рис. 2.

Приведенные технологические схемы формировались в условиях ускоренного освоения месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», при этом не были выполнены широкие научные исследования физико-химических свойств скважиной продукции для обоснования технологических схем подготовки нефти. Это привело к использованию резервуарной негерметичной схеме подготовки скважиной продукции. В условиях разработки месторождений с высоким газовым фактором резервуарная подготовка нефти приводит к высоким невосполнимым потерям углеводородного сырья [1]. Рассмотрим работу ДНС-1 (УПСВ) Вынгапурского месторождения, на котором применена схема предварительногосброса воды с использованием резервуарной подготовки. Технологическая схема включает сепарацию первой ступени (давление 0,2 - 0,6 МПа, температура 2 - 15 °С), сепарацию второй ступени (давле- ние 0,05 МПа, температура 2 - 15 °С) и стадию отстаивания в технологических ре- зервуарах. Принципиальная схема приведена на рис. 3 [2].

Рассмотрим компонентные составы потоков попутного нефтяного газа, выделившихся на первой и второй ступенях сепарации. Для расчетов использован программный продукт «Газ-сепаратор», разработанный на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Тюменского нефтегазового университета в математическую основу которого положены известные методики расчета процессов подготовки скважинной продукции [3]. Расчет компонентных составов необходим для оценки количества ШФЛУ, выделяющихся в процессе сепарации с отгоняемых с газом. Результаты расчетов при принятых в компании термобарических условиях представлен в табл. 2. Из результатов расчетов, представленных в табл. 2, следует вывод, что существующие термобарические условия сепарации не отвечают критерию оптимальности, то есть не обеспечивают минимизацию содержания ШФЛУ в отгоняе- мом газе. С целью разработки рекомендаций по обоснованию рациональных режимов работы существующих аппаратов подготовки скважинной продукции про- ведем оптимизацию процесса по методике, представленной в [4], однако и с ис- пользованием программного продукта «Газ-сепаратор», который позволяет прове- сти оптимизацию автоматически в рамках заданной вариации термобарических условий. На первом этапе проведено постепенне уменьшение рабочего давления на первой ступни сепарации (от 0,6 МПа до 0,4 МПа) при постоянной температу- ре 15 °С, при этом не изменялось давление и температура на второй ступении сепарации (Р = 0,05 МПа, Т= 15 °С). Результаты расчет приведены в табл. 3. На втором этапе давление и температура первой ступени сепарации остовалась пос- тоянной (Р = 0,6 МПа, Т= 15 °С), а давление второй ступени сепарации постепенно уменьшалось (от 0,5 МПа до 0,33 МПа) при постоянной температуре 15 °С. Результаты расчета приведены в табл. 4.

Результаты расчетов, представленные на рис. 4-5 и в табл. 3 и 4, позволяют сделать следующие выводы. 1. Существующие термобарические условия сепарации скважинной про- дукции на ДНС с УПСВ Вынгапуровского месторождения не соответствуют критериям оптимальности, что приводит к значительным потерям ШФЛУ с отгоняемым газом. 2. Снижение давления на первой ступени сепарации при постоянной тем- пературе не приводит к сокращению потерь ШФЛУ и оптимизации системы. 3. Увеличение давления на второй ступени сепарации позволяет значительно (см. табл. 3 и 4) снизить содержание ШФЛУ в отгоняемом газе, при наиболее благоприятных условиях содержание компонентов от С4 и высшие снижается в 4 раза по сравнению с базовым вариантом. 4. Существующая технологическая схема сепарации на двух ступенях не обеспечивает качественную подготовку нефти в связи с резким снижением давле- ния на второй ступени. В этой связи необходим ввод в работу 3-й ступени сепарации.