Управление температурным режимом промысловой трубопроводной системы в условиях прогрессирующего роста обводненности скважинной продукции
Пашали А.А., Зейгман Ю.В., Михайлов В.Г.
ПАО «НК «Роснефть»
ООО «РН-БашНИПИнефть»
Тенденция роста обводненности и температуры добываемых флюидов наблюдается на большинстве нефтяных месторождений Западно-Сибирского региона. Транспортировка большого количества балластной воды по промысловым трубопроводам требует существенных непродуктивных затрат электроэнергии насосных агрегатов на дожимных насосных станциях (ДНС). Завышенная температура сепарации попутного нефтяного газа (ПНГ) приводит
к росту потерь товарной нефти из-за расширения его компонентного состава
за счет легких фракций жидких углеводородов. В статье разработаны
и апробированы расчетные алгоритмы снижения затрат электроэнергии
и повышения эффективности процесса сепарации ПНГ за счет предварительного отбора воды в путевых трубных водоотделителях (ПТВО).
к росту потерь товарной нефти из-за расширения его компонентного состава
за счет легких фракций жидких углеводородов. В статье разработаны
и апробированы расчетные алгоритмы снижения затрат электроэнергии
и повышения эффективности процесса сепарации ПНГ за счет предварительного отбора воды в путевых трубных водоотделителях (ПТВО).
Введение
На сегодняшний день тенденция прогрессирующего роста обводненности добываемой продукции наблюдается на широком ряде нефтедобывающих месторождений Западно-Сибирского региона. Так, обводненность скважинной продукции на ряде объектов, эксплуатируемых
ООО «РН-Юганскнефтегаз», находящихся в завершающей стадии разработки, достигает 50–90 %. Высокая обводненность продукции существенно затрудняет условия предварительной подготовки нефти на территории месторождения. Существующие технологии подготовки товарной нефти требуют перекачивания по промысловым трубопроводам десятков тысяч кубометров скважинной продукции, более чем наполовину состоящей из воды, что сопряжено с непродуктивными затратами электроэнергии и моторесурса насосных агрегатов на дожимных насосных станциях. В Юганском
и Правдинском регионах ООО «РН-Юганскнефтегаза» проблемы по снижению затрат электроэнергии на объектах предварительной подготовки нефти решаются путем ввода
в эксплуатацию путевых трубных водоотделителей. Например, на путевой трубный водоотделитель в районе одного из кустов скважин Правдинского месторождения поступает около 8 тыс. жидкости в сутки. Сброс воды составляет почти 6,5 тыс. м³.
ООО «РН-Юганскнефтегаз», находящихся в завершающей стадии разработки, достигает 50–90 %. Высокая обводненность продукции существенно затрудняет условия предварительной подготовки нефти на территории месторождения. Существующие технологии подготовки товарной нефти требуют перекачивания по промысловым трубопроводам десятков тысяч кубометров скважинной продукции, более чем наполовину состоящей из воды, что сопряжено с непродуктивными затратами электроэнергии и моторесурса насосных агрегатов на дожимных насосных станциях. В Юганском
и Правдинском регионах ООО «РН-Юганскнефтегаза» проблемы по снижению затрат электроэнергии на объектах предварительной подготовки нефти решаются путем ввода
в эксплуатацию путевых трубных водоотделителей. Например, на путевой трубный водоотделитель в районе одного из кустов скважин Правдинского месторождения поступает около 8 тыс. жидкости в сутки. Сброс воды составляет почти 6,5 тыс. м³.
Еще одним осложняющим фактором, связанным с высокой обводненностью на этапе предварительной подготовки нефти, является рост температуры, поступающей на ДНС скважинной продукции. Так, большинство ДНС Юганского, Правдинского и Приобского регионов Западной Сибири осуществляют сепарацию ПНГ при температуре 60–70 °С, что существенно превышает регламентные условия. Завышенная температура сепарации приводит к росту потерь товарной нефти из-за отбора из скважинной продукции вместе с газом испаряющейся широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Причиной прироста температуры скважинной продукции является то, что из-за прогрессирующего роста обводненности по промысловым трубопроводам перекачиваются объемы жидкой фазы, существенно превышающие проектные величины. Ввод в эксплуатацию ПТВО в системе нефтесбора месторождения позволяет за счет отбора подтоварной воды снизить скорость течения жидкости в трубопроводах и, следовательно, интенсифицировать теплообмен транспортируемых флюидов с окружающей средой.
Таким образом, организация предварительного отбора подтоварной воды в трубопроводной системе нефтесбора нефтяного месторождения позволяет решать важные производственные задачи по снижению энергозатрат на балластную перекачку воды и по управлению температурным режимом поступающей на ДНС скважинной продукции.
Путевой трубный водоотделитель представляет собой группу наклонных цилиндрических аппаратов, состоящих (в зависимости от мощности) из двух или четырех наклонных секций диаметром 1,4 м и длиной 40–60 м. Принцип разделения жидкостной смеси с разной плотностью
в ПТВО основан на использовании гравитационных сил и достаточно эффективен для случая, когда поток поступающей водонефтяной смеси имеет расслоенную структуру. В настоящее время выбор участка трубопроводной сети для предварительного отбора воды носит чисто субъективный характер и не привязан к предварительному исследованию структуры транспортируемой газоводонефтяной смеси. В зависимости от структуры жидкость-газ поток смеси, поступающий
в ПТВО, может быть как стационарным (для расслоенной структуры течения), так и нестационарным (для пробковой газожидкостной структуры). На входе в ПТВО нестационарный пробковый режим течения создает колебания расходов жидкости и газа, препятствуя тем самым эффективному гравитационному расслоению воды и нефти. В зависимости от величины объемных расходов воды и нефти в жидкой фазе при транспортировке скважинной продукции, в трубопроводе могут реализовываться как дисперсные (эмульсионные), так и расслоенные жидкостные структуры течения. Если поступающая на вход в ПТВО водонефтяная смесь будет дисперсной, то для эффективного отбора воды, помимо гравитационного разделения жидкостей, потребуются реализация более сложного технологического процесса.
Путевой трубный водоотделитель представляет собой группу наклонных цилиндрических аппаратов, состоящих (в зависимости от мощности) из двух или четырех наклонных секций диаметром 1,4 м и длиной 40–60 м. Принцип разделения жидкостной смеси с разной плотностью
в ПТВО основан на использовании гравитационных сил и достаточно эффективен для случая, когда поток поступающей водонефтяной смеси имеет расслоенную структуру. В настоящее время выбор участка трубопроводной сети для предварительного отбора воды носит чисто субъективный характер и не привязан к предварительному исследованию структуры транспортируемой газоводонефтяной смеси. В зависимости от структуры жидкость-газ поток смеси, поступающий
в ПТВО, может быть как стационарным (для расслоенной структуры течения), так и нестационарным (для пробковой газожидкостной структуры). На входе в ПТВО нестационарный пробковый режим течения создает колебания расходов жидкости и газа, препятствуя тем самым эффективному гравитационному расслоению воды и нефти. В зависимости от величины объемных расходов воды и нефти в жидкой фазе при транспортировке скважинной продукции, в трубопроводе могут реализовываться как дисперсные (эмульсионные), так и расслоенные жидкостные структуры течения. Если поступающая на вход в ПТВО водонефтяная смесь будет дисперсной, то для эффективного отбора воды, помимо гравитационного разделения жидкостей, потребуются реализация более сложного технологического процесса.
В настоящей статье разработаны и на примере системы нефтесбора Мамонтовского месторождения апробированы следующие алгоритмы, позволяющие повысить эффективность предварительного отбора воды из промысловой трубопроводной сети:
- алгоритм, разработанный на основе анализа результатов гидродинамического моделирования структуры течения вода-нефть-газ, позволяющий определять участки промыслового трубопровода, на которых ПТВО будет работать с максимальной эффективностью;
- алгоритм оценки влияния предварительного отбора подтоварной воды на температурный режим сепарации ПНГ на объектах предварительной подготовки нефти с целью прогнозирования прироста объемов товарной нефти за счет снижения температурной летучести фракции легких жидких углеводородов.
1. Алгоритм нахождения участков трубопровода, наиболее пригодных для эффективного отбора воды
в системе нефтесбора месторождения
в системе нефтесбора месторождения
Анализ условий эксплуатации Мамонтовского месторождения показал, что за последние 20 лет средний рост добычи воды увеличился на 41 % (от 180 до 308,3 т/сут), при среднем падении добычи нефти ~20 % (с 13,3 до 10,6 т/сут). Таким образом, общие объемы транспортируемой скважинной продукции по трубопроводной системе нефтесбора Мамонтовского месторождения за счет роста подтоварной воды возросли в 1,65 раза, из-за чего на отдельных участках трубопроводных систем поверхностного обустройства изменилась расчетная структура многофазного течения. Расслоенный режим течения жидкость-газ перестроился в пробковую структуру, характеризующуюся повышенными потерями давления на трение и нестационарностью расходов жидкости и газа в трубопроводе. Как уже отмечалось ранее, принцип работы ПТВО основан на гравитационном разделении воды и нефти в транспортируемой структуре скважинной продукции, поэтому 90 %-ный отбор воды возможен лишь при наличии на входе в ПТВО предварительно подготовленной смеси в виде расслоенных режимов течения жидкость-газ и вода-нефть. На сегодняшний день в существующих трубопроводных симуляторах отсутствует функционал, который позволил бы на основе математического прогнозирования структур течения трехфазной структуры газ-вода-нефть определять в промысловой трубопроводной системе участки с расслоенной структурой трехфазного течения, наиболее пригодные для осуществления отбора подтоварной воды.
Алгоритм, предложенный в данной статье, осуществляет ступенчатое прогнозирование структуры течения скважинной продукции, вначале структуры течения жидкость-газ, затем структуры вода-нефть. Для прогнозирования устойчивости стратифицированного режима течения жидкость-газ используется критерий Kelvin-Helmholtz [1, 2] в виде неравенства: (1),
где σL — коэффициент поверхностного натяжения жидкости; k — волновое число; μL, μg — динамическая вязкость жидкости и газа соответственно; hL, hg — высота слоя жидкости и газа в трубопроводе соответственно; ρL ρg — плотность жидкости и газа соответственно; действительные значения скорости нефти, воды и газа определяются как:
где Qo, Qw, Qg — объемные расходы нефти, воды и газа соответственно; Ao, Aw, Ag — площади поперечного сечения трубопровода, заполненные нефтью, водой и газом соответственно.
В случае невыполнения неравенства (1) в трубопроводе вместо стратифицированного
реализуется пробковый режим течения.
Для решения неравенства (1) требуется определение следующих параметров:
площадей Ao, Aw, Ag, толщины жидкостного слоя в трубопроводе hL, а также толщины слоя воды hw. Для расчета перечисленных параметров воспользуемся расчетной схемой трехфазного потока, предложенной в работах [3–5] и показанной на рисунке 1.
В случае невыполнения неравенства (1) в трубопроводе вместо стратифицированного
реализуется пробковый режим течения.
Для решения неравенства (1) требуется определение следующих параметров:
площадей Ao, Aw, Ag, толщины жидкостного слоя в трубопроводе hL, а также толщины слоя воды hw. Для расчета перечисленных параметров воспользуемся расчетной схемой трехфазного потока, предложенной в работах [3–5] и показанной на рисунке 1.
Рис. 1. Расчетная схема трехфазной модели течения
для расслоенного газоводонефтяного потока
для расслоенного газоводонефтяного потока
Уравнения сохранения импульса для каждого из трех слоев (рис. 1) имеют вид:
— площадь поперечного сечения трубы, заполненная газом;
— площадь поперечного сечения трубы, заполненная водой;
— площадь поперечного сечения трубы, заполненная нефтью;
— длина участка окружности по границе газ-стенка;
— длина участка по границе нефть-стенка;
— длина участка по границе вода-стенка;
— длина границы газ-нефть;
— длина периметра вода-нефть;
h̅L = hL / D — относительная толщина слоя жидкости; τo, τw, τg — касательные напряжения на границах нефть-стенка канала, вода-стенка и газ-стенка соответственно; τiwo, τigo — касательные напряжения на границах контакта вода-нефть и газ-нефть соответственно; Р — давление; ρo, ρw — плотности нефти и воды соответственно; β — угол наклона трубы.
h̅L = hL / D — относительная толщина слоя жидкости; τo, τw, τg — касательные напряжения на границах нефть-стенка канала, вода-стенка и газ-стенка соответственно; τiwo, τigo — касательные напряжения на границах контакта вода-нефть и газ-нефть соответственно; Р — давление; ρo, ρw — плотности нефти и воды соответственно; β — угол наклона трубы.
Проведя несложные алгебраические преобразования уравнений (3—5), получим уравнение для расчета толщины жидкой фазы hL:
а затем и уровня воды в трубе hw:
Экспериментальные исследования водонефтяных структур течения в горизонтальных трубопроводах показали, что при различных объемных расходах воды и нефти возможны как расслоенные, так и дисперсные структуры течения [6]. На рисунке 1 приведена стратифицированная структура течения фазы нефть-вода при расслоенном газожидкостном потоке [7, 8].
Для прогнозирования стратифицированной структуры течения вода-нефть воспользуемся критерием, основанным на анализе устойчивости межфазной границы по Кельвину — Гельмгольцу
с учетом вязкости жидкостей (ВКГ) и волновой нестабильности в виде: (8).
Для прогнозирования стратифицированной структуры течения вода-нефть воспользуемся критерием, основанным на анализе устойчивости межфазной границы по Кельвину — Гельмгольцу
с учетом вязкости жидкостей (ВКГ) и волновой нестабильности в виде: (8).
где Cs = 15,895Vso + 0,4211 — эмпирический коэффициент, характеризующий нестабильность волнового течения; Vso = uoRo — приведенная скорость нефти; ρf — плотности на границе раздела фаз; Rw, Ro — истинные объемные содержания воды и нефти соответственно; uw, uo — действительные скорости воды и нефти соответственно; A — площадь поперечного сечения трубы;
Cv — выражение для фазовой скорости при возникновении неустойчивости волнового течения;
В случае невыполнения неравенства (8) в трубопроводе вместо стратифицированного режима течения вода-нефть реализуется дисперсный режим.
Алгоритм прогнозирования прироста объемов товарной нефти за счет регулирования температурного режима сепарации ПНГ на объектах предварительной подготовки нефти
Прирост объемов товарной нефти возможен за счет снижения температуры скважинной продукции, поступающей для сепарации ПНГ на объекты предварительной подготовки нефти. Известно большое количество способов снижения температуры жидкости перед проведением сепарации газа на ДНС. В данной работе в качестве инструмента для управления температурным режимом транспортируемых флюидов по системе нефтесбора, а следовательно, и процессом сепарации ПНГ на объектах предварительной подготовки нефти рассмотрено влияние предварительного отбора воды на ПТВО. Для прогнозирования объема ПНГ, выделившегося при сепарации скважинной продукции, используется метод расчета термодинамического баланса между жидким (L) и
газообразным (V) состоянием нефти.
газообразным (V) состоянием нефти.
Расчету фазовых превращений при сепарации ПНГ на ДНС предшествует математическое моделирование компонентного состава нефти, который условно разбивается на фракции,
в состав которых входят как чистые вещества (углеводородные газы), так и группы углеводородов (псевдокомпоненты), содержащие алканы, циклоалканы, ароматические соединения, гетерокомпонентные соединения с одинаковым количеством атомов углерода. Моделирование компонентного состава нефти осуществляется с помощью трехпараметрического гамма-распределения, предложенного Whitson [10]:
в состав которых входят как чистые вещества (углеводородные газы), так и группы углеводородов (псевдокомпоненты), содержащие алканы, циклоалканы, ароматические соединения, гетерокомпонентные соединения с одинаковым количеством атомов углерода. Моделирование компонентного состава нефти осуществляется с помощью трехпараметрического гамма-распределения, предложенного Whitson [10]:
где М — молекулярная масса компонентов нефти; — параметр распределения; α — параметр кривизны распределения; ; Г(α) — гамма-функция.
Искомая мольная доля псевдокомпонента нефти zi для заданной молярной массы в границах
[Mi-1, Mi] определяется интегралом Р(М) от Mi-1 до Mi:
Искомая мольная доля псевдокомпонента нефти zi для заданной молярной массы в границах
[Mi-1, Mi] определяется интегралом Р(М) от Mi-1 до Mi:
Согласно результатам исследований, представленным в работе [9], связанных с адаптацией трехпараметрического гамма-распределения по данным хроматографического анализа нефти, для моделирования компонентного состава нефти Мамонтовского месторождения в уравнения
(9, 10) необходимо подставить следующие значения параметров: α = 1,6; η = 83; МC7+ = 160;
zC7+ = 0,292. Расчет фазовых превращений многокомпонентной углеводородной системы основан
на использовании уравнений состояния (в данном случае уравнения Пенга — Робинсона) и требует кроме знания зависимости мольных долей псевдокомпонент zi от их молярной массы Mi,
задания их критических температур Tci, критических давлений Рci и ацентрических факторов ωi.
Для чистых веществ значения Tci, Рci, ωi известны и приведены в справочной литературе. Для псевдокомпонент с неизвестным компонентным составом прогнозирование Tci, Рci, ωi осуществляется по эмпирическим корреляциям [11], которые являются функцией фактора ароматичности Ya [12]. Для устранения расхождений расчетных и лабораторных PVT-параметров
(в данном случае замеренного давления насыщения нефти газом Pb) рассматриваемой системы углеводородов требуется решение обратной задачи, заключающееся в подборе количества ароматических углеводородов, входящих в состав каждой псевдокомпоненты, путем изменения величины настроечного параметра Ya. Адаптация параметров псевдокомпонент по замеренному давлению насыщения нефти газом Pb показала, что для нефти Мамонтовского месторождения фактор ароматичности должен быть равным Ya = 0,48.
(9, 10) необходимо подставить следующие значения параметров: α = 1,6; η = 83; МC7+ = 160;
zC7+ = 0,292. Расчет фазовых превращений многокомпонентной углеводородной системы основан
на использовании уравнений состояния (в данном случае уравнения Пенга — Робинсона) и требует кроме знания зависимости мольных долей псевдокомпонент zi от их молярной массы Mi,
задания их критических температур Tci, критических давлений Рci и ацентрических факторов ωi.
Для чистых веществ значения Tci, Рci, ωi известны и приведены в справочной литературе. Для псевдокомпонент с неизвестным компонентным составом прогнозирование Tci, Рci, ωi осуществляется по эмпирическим корреляциям [11], которые являются функцией фактора ароматичности Ya [12]. Для устранения расхождений расчетных и лабораторных PVT-параметров
(в данном случае замеренного давления насыщения нефти газом Pb) рассматриваемой системы углеводородов требуется решение обратной задачи, заключающееся в подборе количества ароматических углеводородов, входящих в состав каждой псевдокомпоненты, путем изменения величины настроечного параметра Ya. Адаптация параметров псевдокомпонент по замеренному давлению насыщения нефти газом Pb показала, что для нефти Мамонтовского месторождения фактор ароматичности должен быть равным Ya = 0,48.
На рисунке 2 показаны результаты расчета массовых расходов отдельных компонент ПНГ, перешедших из жидкого состояния в газообразное в процессе сепарации на ДНС одного и того же компонентного состава нефти до и после отбора воды на ПТВО.
Рис. 2. Компонентный состав газовой фазы скважинной продукции на входе в ДНС без учета
и с учетом предварительного сброса воды
в системе нефтесбора:
а — в зимний период при температуре воздуха Твн = -20 °С; б — в летний период при температуре воздуха Твн = 20 °С
и с учетом предварительного сброса воды
в системе нефтесбора:
а — в зимний период при температуре воздуха Твн = -20 °С; б — в летний период при температуре воздуха Твн = 20 °С
Расчеты компонентного состава ПНГ, полученного в результате фазового превращения нефти на ДНС, показали, что при давлении сепарации Рсеп = 7,58 атм и температуре от 63 до 57 °С
в компонентный состав газа, кроме газовых компонент He, H2, N2, CO2, H2S, C1, C2 и C3, входит существенное количество компонент ШФЛУ в составе С4–С12 (рис. 2). Снижение температурного режима сепарации скважинной продукции на ДНС за счет предварительного отбора воды на ПТВО
в летний период от 63 до 57 оС, а в зимний от 57 до 47 оС приводит к уменьшению массовых расходов газовой фазы ШФЛУ.
в компонентный состав газа, кроме газовых компонент He, H2, N2, CO2, H2S, C1, C2 и C3, входит существенное количество компонент ШФЛУ в составе С4–С12 (рис. 2). Снижение температурного режима сепарации скважинной продукции на ДНС за счет предварительного отбора воды на ПТВО
в летний период от 63 до 57 оС, а в зимний от 57 до 47 оС приводит к уменьшению массовых расходов газовой фазы ШФЛУ.
Апробация алгоритмов повышения эффективности предварительного отбора воды из промысловых трубопроводов
В качестве объекта для апробации разработанных алгоритмов прогнозирования структуры трехфазного течения вода-нефть-газ использовалась промысловая трубопроводная система одного из нефтяных месторождений Западно-Сибирского региона.
На рисунке 3 приведена принципиальная схема системы нефтесбора для транспортировки скважинной продукции для предварительной подготовки нефти на одной из ДНС Мамонтовского месторождения. Трубопроводная сеть нефтесбора условно разбита на 27 линейных трубопроводных участков, имеющих определенную длину и диаметр внутреннего сечения. В таблице 1 приведены исходные данные на выходе из каждого куста скважин (рис. 3), необходимые для моделирования структур течения на участках трубопроводной системы нефтесбора: температура; давление; расход воды, нефти, газа; обводненность и газовый фактор скважинной продукции.
На рисунке 3 приведена принципиальная схема системы нефтесбора для транспортировки скважинной продукции для предварительной подготовки нефти на одной из ДНС Мамонтовского месторождения. Трубопроводная сеть нефтесбора условно разбита на 27 линейных трубопроводных участков, имеющих определенную длину и диаметр внутреннего сечения. В таблице 1 приведены исходные данные на выходе из каждого куста скважин (рис. 3), необходимые для моделирования структур течения на участках трубопроводной системы нефтесбора: температура; давление; расход воды, нефти, газа; обводненность и газовый фактор скважинной продукции.
Рис. 3. Принципиальная схема трубопро-водной системы нефтесбора одного из месторождений Западной Сибири
Табл. 1. Исходные данные для моделирования структур течения
в трубопроводной системе нефтесбора (см. рис. 3)
в трубопроводной системе нефтесбора (см. рис. 3)
Расчетный анализ структуры течения газоводонефтяной смеси в промысловом трубопроводе показал, что на участках трубопровода 1, 3–5, 7–9, 15, 17, 22 и 23 реализуются расслоенные режимы течения жидкость-газ и вода-нефть (табл. 2). Установка на этих участках трубопровода ПТВО обеспечит гарантированный 90 % отбор воды из скважинной продукции.
Результаты расчетов показали возможный эффект от предварительного отбора подтоварной воды на выбранных участках трубопровода одной из промысловых систем Мамонтовского месторождения. Применение ПТВО на рекомендуемых участках трубопроводной системы позволит:
Результаты расчетов показали возможный эффект от предварительного отбора подтоварной воды на выбранных участках трубопровода одной из промысловых систем Мамонтовского месторождения. Применение ПТВО на рекомендуемых участках трубопроводной системы позволит:
- снизить расход поступающей из трубопроводной системы нефтесбора на ДНС подтоварной воды на 2 779,1 м³/сут;
- снизить температуру скважинной продукции на входе в ДНС в летний период (при температуре окружающей среды 20 °С) на 5,82 °С и в зимний период (при -20 °С) на 9,46 °С (рис. 4). Снижение температуры процесса сепарации ПНГ на анализируемом ДНС позволит обеспечить прирост товарной нефти за счет перехода ШФЛУ из газообразной в жидкую фазу в летний период на 0,7 т/сут, в зимний период на 1,1 т/сут.
Табл. 2. Результаты прогнозирования режимов течения фаз жидкость-газ
и вода-нефть
и снижения темпе-ратуры флюидов
в промысловом трубопроводе за счет предва-рительного сброса воды
и вода-нефть
и снижения темпе-ратуры флюидов
в промысловом трубопроводе за счет предва-рительного сброса воды
Рис. 4. Зависимость снижения темпе-ратуры скважинной продукции и при-роста товарной нефти на ДНС
в функции от температуры окружающей среды
в функции от температуры окружающей среды
ИТОГИ
Разработанная методика по выбору участков промыслового трубопровода для установки ПТВО доказала свою эффективность. Результаты расчетов по предварительному отбору подтоварной воды на ПТВО, установленных на рекомендуемых в методике участках трубопроводной системы нефтесбора (на примере Мамонтовского месторождения), показали:
- расход поступающей из трубопроводной системы нефтесбора на ДНС подтоварной воды можно снизить на 2 779,1 м3/сут;
- температуру скважинной продукции на входе в ДНС можно снизить на 5,8…9,5 °С (при температуре окружающей среды 20…-20 °С);
- прирост в процессе сепарации товарной нефти за счет перехода ШФЛУ из газообразной в жидкую фазу можно повысить на 0,7…1,1 т/сут (при снижении температуры скважинной продукции на 5,8…9,5 °С).
ВЫВОДЫ
Разработанная методика может быть использована на нефтяных месторождениях с прогрессирующим ростом обводненности добываемой продукции. Предложенные в методике расчетные алгоритмы позволяют:
• путем прогнозирования структуры газоводонефтяной смеси определять участки промыслового трубопровода, на которых установка ПТВО обеспечит максимально возможный отбор балластной воды;
• проводить оценку влияния предварительного отбора балластной воды на температурный режим сепарации ПНГ на объектах предварительной подготовки нефти с целью прогнозирования прироста объемов товарной нефти за счет снижения температурной летучести фракции легких жидких углеводородов.
• путем прогнозирования структуры газоводонефтяной смеси определять участки промыслового трубопровода, на которых установка ПТВО обеспечит максимально возможный отбор балластной воды;
• проводить оценку влияния предварительного отбора балластной воды на температурный режим сепарации ПНГ на объектах предварительной подготовки нефти с целью прогнозирования прироста объемов товарной нефти за счет снижения температурной летучести фракции легких жидких углеводородов.
ЛИТЕРАТУРА
1. Пашали А.А., Михайлов В.Г. Гидромеханика многофазных течений в трубопроводной инфраструктуре нефтяных месторождений. Уфа: БашНИПИнефть, 2020. 336 с.
2. Funada T., Joseph D.D. Viscous potential flow analysis of Kelvin-Helmholtz instability in a channel. Journal of Fluid Mechanics, 2001, Vol. 445, Р. 263–283.
(In Eng).
3. Hall A. Multiphase flow of oil, water and gas in horizontal pipes. Ph.D. thesis, Imperial College of science, Technology and Medicine, University of London, 1992.
(In Eng).
4. Taitel Y., Barnea D., Brill J.P. Stratified three phase flow in pipes. International Journal of Multiphase Flow, 1995, Vol. 21, issue 1, P. 53–60. (In Eng).
5. Khor S. H. Three-phase liqud-liquid-gas stratified flow in pipelines. Ph.d. thesis, Imperial College of Science, Technology and Medicine, University of London, 1998.
(In Eng).
6. Trallero J.L. Oil-water flow patterns in horizontal pipes. Ph.d. dissertation, University of Tulsa, 1995, 182 p. (In Eng).
7. Пашали А.А., Михайлов В.Г. Механистическая методика прогнозирования течения водонефтяной смеси в наземной трубопроводной инфраструктуре // Сборник тезисов XIII научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений». Уфа, 14–15 апреля 2021. С. 41–42.
8. Пашали А.А., Михайлов В.Г. Некоторые подходы к механистическому моделированию структуры течения водонефтяной смеси в горизонтальных трубопроводах // Нефть. Газ. Новации. 2018. № 12. С. 82–86.
9. Михайлов В.Г., Волков М.Г., Халфин Р.С. Алгоритм автоматизированной настройки термодинамической модели углеводородной системы на лабораторные данные месторождений Западной Сибири // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. № 4. С. 100–110.
10. Whitson C.H. Effect of C7+ properties on equation-of-state predictions. Society
of Petroleum Engineers Journal, 1984, Vol. 24, P. 685–696. (In Eng).
11. Whitson C.H., Brule M.R. Phase Behavior. SPE Monograph. First Printing. Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME Society of Petroleum Engineers Inc. Richardson, Texas, 2000. 230 p. (In Eng).
12. Yarborough L. Application of a Generalized Equation of State to Petroleum Reservoir Fluids. Equations of State in Engineering and Research. Advances in Chemistry Series, American Chemical Soc. Washington, DC, 1978, P. 385–439.
(In Eng).
2. Funada T., Joseph D.D. Viscous potential flow analysis of Kelvin-Helmholtz instability in a channel. Journal of Fluid Mechanics, 2001, Vol. 445, Р. 263–283.
(In Eng).
3. Hall A. Multiphase flow of oil, water and gas in horizontal pipes. Ph.D. thesis, Imperial College of science, Technology and Medicine, University of London, 1992.
(In Eng).
4. Taitel Y., Barnea D., Brill J.P. Stratified three phase flow in pipes. International Journal of Multiphase Flow, 1995, Vol. 21, issue 1, P. 53–60. (In Eng).
5. Khor S. H. Three-phase liqud-liquid-gas stratified flow in pipelines. Ph.d. thesis, Imperial College of Science, Technology and Medicine, University of London, 1998.
(In Eng).
6. Trallero J.L. Oil-water flow patterns in horizontal pipes. Ph.d. dissertation, University of Tulsa, 1995, 182 p. (In Eng).
7. Пашали А.А., Михайлов В.Г. Механистическая методика прогнозирования течения водонефтяной смеси в наземной трубопроводной инфраструктуре // Сборник тезисов XIII научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в процессах разработки месторождений». Уфа, 14–15 апреля 2021. С. 41–42.
8. Пашали А.А., Михайлов В.Г. Некоторые подходы к механистическому моделированию структуры течения водонефтяной смеси в горизонтальных трубопроводах // Нефть. Газ. Новации. 2018. № 12. С. 82–86.
9. Михайлов В.Г., Волков М.Г., Халфин Р.С. Алгоритм автоматизированной настройки термодинамической модели углеводородной системы на лабораторные данные месторождений Западной Сибири // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. № 4. С. 100–110.
10. Whitson C.H. Effect of C7+ properties on equation-of-state predictions. Society
of Petroleum Engineers Journal, 1984, Vol. 24, P. 685–696. (In Eng).
11. Whitson C.H., Brule M.R. Phase Behavior. SPE Monograph. First Printing. Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME Society of Petroleum Engineers Inc. Richardson, Texas, 2000. 230 p. (In Eng).
12. Yarborough L. Application of a Generalized Equation of State to Petroleum Reservoir Fluids. Equations of State in Engineering and Research. Advances in Chemistry Series, American Chemical Soc. Washington, DC, 1978, P. 385–439.
(In Eng).
Пашали А.А.,
Зейгман Ю.В., Михайлов В.Г.
ПАО «НК «Роснефть»
ООО «РН-БашНИПИнефть»
mikhaylovvg@bnipi.rosneft.ru
Зейгман Ю.В., Михайлов В.Г.
ПАО «НК «Роснефть»
ООО «РН-БашНИПИнефть»
mikhaylovvg@bnipi.rosneft.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Прогнозирование структуры течения жидкость-газ; прогнозирование структуры течения вода-нефть; моделирование компонентного состава нефти; прогнозирование критических параметров псевдокомпонент нефти; моделирование термодинамического баланса фазовых превращений
при сепарации ПНГ.
при сепарации ПНГ.
путевой трубный водоотделитель, отбор воды, промысловый трубопровод, температура флюидов, трехфазные режимы течения, стратифицированное течение, товарная нефть, естественный теплообмен с окружающей средой, математическая модель многофазного течения
Пашали А.А., Зейгман Ю.В., Михайлов В.Г. Управление температурным режимом промысловой трубопроводной системы в условиях прогрессирующего роста обводненности скважинной продукции // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 5. С. 43–49.
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-5-43-49
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-5-43-49
04.08.2022
УДК 622.276
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-5-43-49
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-5-43-49
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88