Проектирование упсв на днс-2 сугмутского месторождения

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ



НОЯБРЬСКИЙ ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА (ФИЛИАЛ) ФЕДЕРАЛЬНОГО

ГОСУДАРСТВЕННОГО БЮДЖЕТНОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ

ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»



Кафедра Транспорт и технологии нефтегазового комплекса







ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ

Заведующий кафедрой ТТНК



____________ Козлов А.В. «____» _____________ 2016г.







Проектирование упсв на днс-2 сугмутского месторождения



ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА к бакалаврской работе БР.21.03.01.10а.402.2016.00.ПЗ













	НОРМОКОНТРОЛЕР:	РУКОВОДИТЕЛЬ:



	___________ ___________	____________ Степаненко С.А.







РАЗРАБОТЧИК:

студент группы__ЭОТбзу-13__

____________ Кошак И.В.





































Ноябрьск, 2016



МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ



НОЯБРЬСКИЙ ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА (ФИЛИАЛ) ФЕДЕРАЛЬНОГО



ГОСУДАРСТВЕННОГО БЮДЖЕТНОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ



ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ



«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»



Кафедра Транспорт и технологии нефтегазового комплекса





УТВЕРЖДАЮ



Заведующий кафедрой ТТНК



______________ Козлов А.В. «______»_____________ 2016г.



ЗАДАНИЕ



на выпускную квалификационную работу (бакалаврскую работу)



Ф.И.О. обучающегося__ Кошак Игорь Владимирович__________________________



Ф.И.О. руководителя ВКР __Степаненко Сергей Александрович______________________



Тема ВКР «Проектирование УПСВ на ДНС-2 Сугмутского месторождения» утверждена приказом по институту от ______________ № ______________



Срок предоставления законченной ВКР на кафедру «____» ______________ 2016г. Исходные данные к ВКР



Содержание пояснительной записки



Наименование раздела (главы)



Количество

% от

Дата









листов

объема

выполнения







иллюстрированного

ВКР











материала





1. Общая часть









10

















2. Расчетная часть









30

















3. Технологическая часть









30















4. Безопасность и экологичность







30



проекта













Всего слайдов в презентационной части ВКР

____14____



Дата выдачи задания

____________

___________________________





(дата)

(подпись руководителя )



Задание принял к исполнению

____________

___________________________





	(дата)	(подпись обучающегося )



РЕФЕРАТ









Целью работы является проектирование УПСВ на ДНС-2 Сугмутского месторождения.



В процессе разработки проекта определно:



На УПСВ происходит сепарация газа, часть которого поступает на компрессорную станцию ГКС и сдается на ГПЗ. Остаточный газ поступает на факел низкого давления, где происходит его сжигание. Вода, полученная в процессе подготовки нефти, поступает по системе водоводов на КНС и закачивается в пласты с целью поддерживания пластового давления.



Технологический режим и технологическая схема установки дает возможность, используя только химический метод с использованием деэмульгатора, отделять нефть с содержанием воды до 1%.



Проект представлен в виде пояснительной записки и графической части.



Объём пояснительной записки -76



Количество иллюстраций - 12



Количество таблиц - 8



Количество использованных источников - 22



Графическая часть представлена на 14 слайдах презентации, оформленных в соответствии с действующими нормативно – техническими документациями.















БР.21.03.01.10а.402.2016.00.ПЗ





Изм.   Лист

№ докум.

Подпись   Дата







Разраб.

Кошак И.В.

Лит.

Лист

Листов



Провер.

Степаненко С.А.

Реферат

1

1



Консульт.























Н. Контр.





ТИУ ЭОТбзу-13







	Утверд.	Козлов А.В,



5



СОДЕРЖАНИЕ



	ВВЕДЕНИЕ	8



	1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ	9



	1.1 Характеристика местности, на которой размещается объект	9



	1.2 Сведения о персонале	10



	2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ	11



	2.1 НАУЧНО – ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ	11



											2.1.1	Анализ	состава	и	свойств	воды	для	закачки	в	пласт	и	снижению



	коррозионной агрессивности закачиваемой воды	11



	2.1.2 Разработка рекомендаций по защите оборудования от отложения солей	14



	2.1.3 Анализ физико-химических свойств нефти Сугмутского месторождения	16



					2.1.4	Химреагенты-деэмульгаторы	и	основные	технологические	параметры



	предварительного сброса воды	20



	2.2 СВОЙСТВО И МЕТОДЫ РАЗРУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ	23



	2.2.1 Образование эмульсий и их классификация	25



	2.2.2 Физико-химические свойства нефтяных эмульсий.	27



	2.2.2.1 Дисперсность эмульсий	27



	2.2.2.2 Вязкость эмульсии	27



	2.2.2.3 Плотность эмульсии	28



	2.2.2.4 Электрические свойства эмульсии	28



	2.2.2.5 Температура эмульсии	28



	2.2.3 Устойчивость нефтяных эмульсий и их "старение"	29



	2.2.4 Теоретические основы обезвоживания нефти	29



	2.2.4.1 Седиментация капель воды в нефти	30



	2.2.4.2 Процессы укрупнения капель воды	31



	2.2.5. Деэмульгаторы, применяемые для разрушения нефтяных эмульсий	32















БР.21.03.01.10а.402.2016.00.ПЗ



Изм.Лист

№ докум.

ПодписьДата





Разраб.

Кошак И.В.



Лит.

Лист

Листов

Провер.

Степаненко С.А.





1

3

Реценз.



СОДЕРЖАНИЕ





Н. Контр.







ТИУ ЭОТбзу-13





	Утвержд.	Козлов А.В.



6



	2.2.6 Основные методы разрушения нефтяных эмульсий	37



	2.2.7 Установки предварительного сброса воды нефти	40



	МАТЕРИАЛЬНЫЙ   БАЛАНС   УСТАНОВКИ   ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО



	СБРОСА ВОДЫ	44



	3 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ	46



3.1 Технологические параметры УПСВ на ДНС-2 Сугмутского месторождения . 46



	3.2 Поверочный расчет технологического оборудования	47



	3.2.1 Расчёт аппаратов I ступени сепарации	47



	3.2.2 Расчёт аппаратов II ступени сепарации	48



	3.3 Описание технологической схемы	49



	4 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА	54



	4.1 Обеспечение безопасности работающих	54



	4.1.1 Опасности и вредности установки	54



	4.1.2 Характеристика условий труда	54



	4.1.3 Электробезопасность и молниезащита	57



	4.1.3.1 Молниезащита и заземление	58



	4.1.3.2. Расчёт зоны защиты молниеотвода	59



	4.2 Экологическая оценка проекта	61



4.2.1. Характеристика объекта в части выбросов загрязняющих веществ в атмосферу .. 61



4.2.1.1 Расчет максимальных и валовых выбросов вредных веществ от источников



	загрязнений УПСВ	62



	4.2.2 Размеры санитарно-защитной зоны с учётом розы ветров	68



	4.3 Чрезвычайные ситуации	71



	4.3.1 Аварийные ситуации	71



4.3.2. Определение поражающих факторов вероятных чрезвычайных



	ситуаций и их воздействия на элементы объекта	71



4.3.2.1. Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной



	или паровоздушной смеси	71











































2













БР.21.03.01.10а.402.2016.00.ПЗ







Изм.  Лист

№ докум.

Подпись   Дата















































7





	4.4 Оценка воздействия на окружающую среду от сооружений УПСВ	73



	ЗАКЛЮЧЕНИЕ	75



	СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ	76































































































































































3













БР.21.03.01.10а.402.2016.00.ПЗ







Изм.  Лист

№ докум.

Подпись   Дата















































8



ВВЕДЕНИЕ



Установка предварительного сброса воды на ДНС-2 Сугмутского месторожде-



ния расположено на территории Надымского района Ямало-Ненецкого автоном-



ного округа Тюменской области. Территория района строительства представляет собой суходольный участок, грунтовая толща песками различной степени круп-



ности.



УПСВ на ДНС-2 Сугмутского месторождения предназначена для:



- сбора водогазонефтяной эмульсии, поступающей с кустовых площадок и раз-



ведочных скважин;



	сепарации нефти;



	обезвоживания нефти;



	подготовки пластовых и других промысловых очистных сточных вод с после-



дующей закачкой в пласт;



	внешнего транспорта нефти с месторождения на ЦПС.



	внешнего транспорта газа с месторождения на ГПЗ.



Продуктом УПСВ является обезвоженная нефть, которая поступает на ЦПС, где происходит подготовка нефти до товарных кондиций (обезвоживание, обес-

соливание и т.д.) и перекачка ее по системе внешнего транспорта.



На УПСВ происходит сепарация газа, часть которого поступает на компрес-



сорную станцию ГКС и сдается на ГПЗ. Остаточный газ поступает на факел низкого давления, где происходит его сжигание.



Вода, полученная в процессе подготовки нефти, поступает по системе водоводов на КНС и закачивается в пласты с целью поддерживания пластового давления.

Технологический режим и технологическая схема установки дает возможность,



используя только химический метод с использованием деэмульгатора, отделять нефть с содержанием воды до 1%.













БР.21.03.01.10а.402.2016.00.ПЗ



Изм.Лист

№ докум.

ПодписьДата





Разраб.

Кошак И.В.



Лит.

Лист

Листов

Провер.

Степаненко С.А.





1

1

Реценз.



ВВЕДЕНИЕ





Н . Контр.







ТИУ ЭОТбзу-13





	Утвержд.	Козлов А.В.



9



	ОБЩАЯ ЧАСТЬ



	Характеристика местности, на которой размещается объект



Площадка ДНС-2 Сугмутского месторождения расположено на территории Надымского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.



Территория района строительства представляет собой суходольный участок,



грунтовая толща песками различной степени крупности.



Географическое положение территории определяет ее климатические осо-



бенности. Наиболее важными факторами формирования климата являются запад-



ный перенос воздушных масс и влияние континента. Взаимодействие этих двух факторов обеспечивает быструю смену циклонов и антициклонов над рассматри-



ваемой территорией, что способствует частым изменениям погоды и сильным ветрам. Вследствие огражденности с запада Уральскими горами и незащищенно-



сти с севера и юга, над территорией осуществляется меридиональная циркуляция,



в результате которой периодически происходит смена холодных и теплых воз-



душных масс, что вызывает резкие переходы от тепла к холоду.



Климатическая характеристика района строительства принята по ближай-



шей метеостанции - Тарко-Сале (согласно СНиПа 23-01-99).



Климат данного района резко континентальный. Зима суровая, холодная и про-



должительная. Лето короткое, теплое. Короткие переходные сезоны - осень и вес-



на. Наблюдаются поздние весенние и ранние осенние заморозки, резкие колеба-



ния температуры в течение года и даже суток.



Среднегодовая температура воздуха -6,7°С, средняя температура воздуха наиболее холодного месяца января -25,0°С, а самого жаркого июля +15,0°С. Аб-



солютный минимум температуры приходится на февраль -61°С, абсолютный мак-



симум - на июнь-июль +34°С. Продолжительность безморозного периода 89 дней,



устойчивых морозов 189 дней.















БР.21.03.01.10а.402.2016.00.ПЗ



Изм.Лист

№ докум.

ПодписьДата





Разраб.

Кошак И.В.



Лит.

Лист

Листов

Провер.

Степаненко С.А.





1

2

Реценз.



1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ





Н. Контр.







ТИУ ЭОТбзу-13





	Утвержд.	Козлов А.В.



10



Темпе?ратура наиболее холодной пятидневки составляет - 46°С при обеспе-



ченности 0,92.



1.2 Сведения о персонале



Общая численность пе?рсонала, занятого на УПСВ составляет 14 человек.



Обсл?уживание УПСВ ос?уществляется т?ремя сменами. Ежедневно нахо-



дится на УПСВ 4 опе?ратора технологических установок, слеса?рь ремонтник, сле-



са?рь по конт?рольно-измерительным приборам, технолог установки, начальник ус-



тановки.



В  п?роекте  обуст?ройства  С?угмутского  место?рождения,  УПСВ  на  ДНС-2



п?редусматривается расши?рение автоматизи?рованной системы уп?равления техно-



логическими п?роцессами - АСУ ТП. Основными целями создания АСУ ТП явля-



ются:



? комплексная автоматизация объектов добычи, сбо?ра, т?ранспорта не?фти, газа и воды, создание на базе АСУ ТП малолюдной и безлюдной технологий, пол?учение плановых объёмов това?рной п?родукции при минимальных экспл?уатационных за-



тратах;



	?	создание автоматизи?рованной системы конт?роля, регулирования, противоава-



рийной защиты, сбо?ра, пе?редачи и об?работки инфо?рмации, построенной по мно-



гоу?ровневому распределительному п?ринципу с  использованием  программируе-



мых конт?роллеров, пе?рсональных компьюте?ров, с?редств связи и пе?редачи инфор-



мации;



? повышение надёжности и безопасности (в том числе экологической) работы всех технологических комплексов, п?рогнозирование и п?редотвращение аварий-

ных ситуаций;



	ос?уществление конт?роля и учёта мате?риальных и эне?ргетических ресурсов;



	автоматизация расчёта технико-экономических показателей, плани?рование п?роизводственной деятельности, формирование опе?ративных сводок и отчётных док?ументов предприятия.





























БР.21.03.01.10а.402.2016.00.ПЗ



















2



















Изм.  Лист

№ докум.

Подпись   Дата





























11



2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ



	НАУЧНО – ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ



	Анализ состава и свойств воды для закачки в пласт и снижению корро-



зионной аг?рессивности закачиваемой воды



П?роектируемая площадка установки п?редварительного сб?роса воды распо-



лагается в севе?рной части с?уществующей ДНС-2 С?угмутского месторождения.



Площадка ДНС-2 С?угмутского место?рождения расположено на те?рритории На-



дымского района Ямало-Ненецкого национального ок?руга Тюменской области.



На соо?ружения УПСВ пост?упает не?фтяная эм?ульсия после пе?рвой ст?упени сепа-



рации ДНС-2. После подготовки на установке п?редварительного сб?роса воды 5%



не?фтяная эм?ульсия, п?ройдя узел учета не?фти, т?ранспортируется в межпромысло-



вый т?рубопровод на УПН «Му?равленковской» ЦПС. Пластовая вода после очист-



ных соо?ружений подается в систем?у ППД.



Поп?утный газ, выделившийся на ст?упенях сепа?рации ДНС-2 и УПСВ, ис-



пользуется:



	на собственные нужды;



	отп?равляется потребителю.



Вода, закачиваемая в п?родуктивный пласт, должна иметь такое качество,



чтобы обеспечить вытеснение не?фти, длительн?ую и устойчивую приемистость на-



гнетательных скважин в заданных объемах при оптимальном давлении закачки воды.



Закачиваемая вода должна быть совместима с водами и по?родами пласта.



При несовместимости п?роцесс выпадения солей из смеси вод может привес-



ти не только к снижению п?риемистости нагнетательных скважин, но и к значи-



тельном?у осложнению экспл?уатации системы сбо?ра и подготовки не?фти из-за от-



















БР.21.03.01.10а.402.2016.00.ПЗ



Изм.Лист

№ докум.

ПодписьДата





Разраб.

Кошак И.В.



Лит.

Лист

Листов

Провер.

Степаненко С.А.





1

35





Реценз.



Н. Контр.




2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ





ЧАСТЬ

ТИУ ЭОТбзу-13











	Утвержд.	Козлов А.В.



12



ложения солей на стенках скважин, т?рубопроводов и аппа?ратов, заклиниванию запо?рной и регулирующей а?рматуры и т.д.



В настоящее в?ремя т?ребования к качеств?у воды для заводнения не?фтяных пластов регламентированы но?рмативами [2,3]



Станда?рт [2] ОСТ 39-225-88. «Вода для заводнения не?фтяных пластов. Тре-



бования к качеств?у» Станда?рт [3], СТП 0148463-007-88 «В?ременные но?рмы соде?ржания твердых



взвешенных веществ и нефтеп?родуктов в воде, использ?уемой в системах поддер-



жания пластового давления на место?рождениях Главтюменне?фтегаза» Тюмень –



1988.



В п?роцессе экспл?уатации месторождения п?роводятся работы по корректи-



ровке т?ребований к воде так, чтобы свести к миним?уму зат?раты, связанные с до-



бычей не?фти на место?рождении в целом. В п?роцессе экспл?уатации месторожде-



ния постоянно конт?ролируется качество воды, закачиваемой в пласт, не только на входе-выходе очистных соо?ружений и КНС, но и непос?редственно на нагнета-



тельных скважинах.



В настоящее в?ремя ус?реднённые но?рмативы, п?ринятые в НГДП Западной Сиби?ри для подготовки воды закачиваемой в пласт следующие:



Соде?ржание нефтепрод?уктов - 50 мг/л.



Соде?ржание ТВВ - 40 мг/л.



В таблице 2.1 п?риведён химический состав и оценка аг?рессивности подто-



	ва?рной и сеноманской вод С?угмутского место?рождения, которые	б?удут смеши-



ваться в системе ППД.



Мик?робиологические анализы п?роводились по ОСТ 39-151-83. «Метод об-



на?ружения бакте?рий в водах нефтепромыслов».



Рез?ультаты п?роведения анализа.













































БР.21.03.01.10а.402.2016.00.ПЗ



















2



















Изм.  Лист

№ докум.

Подпись





























13



Сеноманская вода:



СВБ клеток/мл = 0, не обнаружено.



Рез?ультаты п?роведения анализа.



Таблица 2.1 - Химический  состав и оценка  аг?рессивности подтова?рной  во-



ды и сеноманской воды С?угмутского месторождения



Ионный состав

Подтоварная

Сеноманская



(мг/л) и другие









вода

вода



показатели























Минерализация

18059,13

19475,7











Na++K+

6632,07

6900,87











Ca2+

136,0

570,0











Mg2+

36,6

54,0



СО32-

не обнаружено

не  обнаруже-







но











НСО3-

1598,2

305,0











Сl-

6956,0

11644,0











SO42-

0,2

1,8











Железо общее

0,06

0,03











рН

7,44

7,68











Плотность, г/см3

1,011













Коэ?ффициент кор-

1,74

0,943



розионной   актив-







ности, мм/год















Тип  воды  (по  Су-

гидрокарбонатно-

хлоридно-



лину)

натриевый

кальциевый















Сеноманская вода:



СВБ клеток/мл = 0, не обнаружено.



Индекс активности – не обнаружено.

































БР.21.03.01.10а.402.2016.00.ПЗ





















3





















Изм.  Лист

№ докум.

Подпись





























14

Количество биогенного Н2S в накопительной культу?ре СВБ – 0, не обнару-



жено.



Активность СВБ оценивали по индекс?у активности, ха?рактеризующему ско?рость развития СВБ во времени.



Подтова?рная вода:



СВБ = 102 клеток/мл, рост СВБ в питательной с?реде Постгейта.



Индекс активности – 50.



Количество биогенного Н2S в накопительной культу?ре СВБ – 515,66 мг/л.



Таким об?разом, видно, что подтова?рная вода С?угмутского место?рождения имеет слаб?ую мине?рализацию (18,01 г/л), вода за?ражена СВБ. У?ровень за?ражённости со-



ставил 102 клеток/мл.



Соде?ржание биогенного се?роводорода, п?родуцируемого СВБ в посевных флако-



нах в питательной с?реде Постгейта составило 515,66 мг/л при индексе активности



50.



Сеноманская вода имеет слаб?ую мине?рализацию (19,48 г/л), рН близкий к нейтральному.



СВБ в сеноманской воде не обнаружены.



Из таблицы 2.1 видно, что коэ?ффициенты ко?ррозионной активности подто-



ва?рной и сеноманской вод находятся в п?ределах от 0,943 до 1,74 мм/год.



Это значит, что для металлов данная с?реда является высокоаг?рессивной, согласно.



Ско?рость ко?ррозии металлов увеличивается с повышением темпе?ратуры и ско?рости движения воды и уменьшается с повышением рН воды и тве?рдости металла.



Все пластовые сточные воды ко?ррозионно активны к металлам, и ско?рость ко?ррозии лежит в п?ределах от 0,02 до 2,0 г/(м2*ч).

2.1.2 Раз?работка рекомендаций по защите обо?рудования от отложения



солей



Данные совместимости подтова?рной воды (отоб?ранной на выходе из РВС-



3000 УПСВ ДНС-2) и сеноманской воды С?угмутского место?рождения при 23 0С



п?редставлены в таблице 2.2.































БР.21.03.01.10а.402.2016.00.ПЗ





















4





















Изм.  Лист

№ докум.

Подпись





























15



Таблица 2.2 - Рез?ультаты расчета совместимости подтова?рной и сеноман-



ской вод С?угмутского месторождения



Значение коэ?ффициента п?ресыщения (S)



Соотношение вод Подтова?рная (с РВС-3000 УПСВ ДНС-2) : Сено-



манская



100:0

30:70

50:50

70:30

0:100











6,4>1

7,4>1

9,1>1

8,9>1

4,4>1













Подтова?рная и сеноманская воды С?угмутского место?рождения являются не совместимыми, так как относятся к разным типам воды (по С?улину) – к гид?ро-карбонатно-натриевому и хло?ридно-кальциевому соответственно, а также иссле-



д?уемые воды склонны к выпадению тве?рдой взвеси ка?рбоната кальция (ко-э?ффициент п?ресыщения S>1), как в чистом виде, так и в различных соотношени-ях.



Но при смешении таких вод количество выпавшего осадка б?удет больше, о чем свидетельств?ует увеличение значения коэ?ффициента п?ресыщения (S) (см. таблица 2.2).



Рекоменд?уется для защиты от об?разования к?ристаллических солей в подто-ва?рной воде вводить в подтова?рную вод?у ингибито?р солеотложения из совместно-го блока подачи ингибито?ра ко?ррозии и ингибито?ра солеотложения.



Данные по ингибито?ру ко?ррозии п?риведены в таблице 2.3. Таблица 2.3 - Данные по ингибито?рам солеотложений







Наименование

Технические условия, дру-

Рекомендуемая









ингибитора

со-

гие док?ументы или произ-

концентрация,









леотложений

водитель

мг/л воды









Нарлекс-Д54



ТУ 2458-009-24084384-2002

10-20













зимний

























ХПС-005



ТУ 245831-040-43122541-01

30

















с  извещением №1, 2 об из-



















менениях



















Сертификатсоответствия



















№ ТЭК RU,



















ХП03.245830.00200













































































БР.21.03.01.10а.402.2016.00.ПЗ





























5





























Изм.  Лист



№ докум.

Подпись















































16



2.1.3 Анализ физико-химических свойств не?фти С?угмутского месторо-



ждения



Компонентный состав пластовой не?фти С?угмутского место?рождения для п?роведения технологических расчётов при п?роектировании ДНС-2 с УПСВ при-



ведён в таблице 2.4.



Плотность не?фти в пластовых условиях – 771 кг/м3.



Моля?рная масса – 118,7.



Газовый факто?р – 85 м3/т.



Плотность разгазированной не?фти – 864 кг/м3.



Физико-химические ха?рактеристики разгази?рованной не?фти С?угмутского место?рождения п?риводятся в таблице 2.5.



Таблица 2.4 - Компонентный состав пластовой не?фти С?угмутского место-



рождения



Компонент

Моля?рная кон-

Компонент

Моля?рная концен-





цент?рация, %



т?рация, %













N2

0,42

F207o

3,32



CO2

0,35

F221o

3,29



Метан

28,27

F235o

3,03



Этан

2,91

F249o

2,85



Пропан

6,02

F263o

2,63



i-Бутан

1,19

F278o

2,40



n-Бутан

3,65

F292o

2,19



i-Пентан

1,33

F306o

2,02



n-Пентан

2,06

F320o

1,77



F81o

1,43

F334o

1,58



F93o

1,32

F349o

1,40



F108o

1,72

F363o

1,21



F122o

2,19

F377o

1,05



F136o

2,52

F391o

0,90



F150o

2,87

F405o

0,74



F164o

3,00

F421o

0,69



F178o

3,10

F435o

1,46



F192o

3,12

Итого:

100%



















































БР.21.03.01.10а.402.2016.00.ПЗ





















6





















Изм.  Лист

№ докум.

Подпись





























17



Таблица 2.5





Показатель

Ед. измерения

Значение















1.Плотность не?фти при 20оС.

кг/м3

864,0





2.Кинематическая вязкость при 20оС

мм2/с

14,12







50оС.



5,75





3.Темпе?ратура застывания.

оС

-6,0





4.Темпе?ратура начала кипения.

оС

86





5.Темпе?ратура плавления парафина.

оС

53





6.Молекуля?рная масса

кг/моль

185















7.Массовое содержание

%







-

асфальтенов



1,45





-

смол селикагелевых



5,32





-

парафинов



2,43





-

серы



0,72



















Рез?ультаты реологических исследований не?фти С?угмутского месторожде-

ния

п?риведены в таблице 2.6.









Таблица 2.6 - Зависимость динамической вязкости не?фти и эмульсии



Сугмутскогоместо?рождения от темпе?ратуры и обводненности.

















Динамическая













Обводненность,

0



вязкость, мПа •

Плотность,







%.



Темпе?ратура, С



с

кг/м3



















( сП )

















5







20,23

875











0



10







15,72

871















20







10,00

865















30







7,41

859















40







5,71

852















5







28,66

889











10



10







22,08

886















20







13,78

880















30







10,03

874















40







7,58

868















5







57,57

917











30



10







43,53

914















20







26,18

909















30







18,35

904















40







11,39

899















5







103,18

945











50



10







65,96

943















20







30,36

939















30







17,92

935















40







11,39

930









































































БР.21.03.01.10а.402.2016.00.ПЗ



























7





























Изм.  Лист

№ докум.

Подпись













































































































18





Зависимость динамической вязкости не?фти и









э

м

у

л

ь



си



й

С

уг

м

у

т

ск

о

г

о

м

е

ст

о

р

о

ж



д

ен

и



я

от









т

ем



п

е

р

а

т

у

р

ы

п

р

и

р

а

зл

и

ч

н

о

й

о

б

в

о

д

н

е

н

н

о

ст

и







105



































































0%



















































































































































10%





95



































































30%









































































50%





85







































































, сП

75

















































































































































вязкость

65









































































55







































































Динамическая











































































45









































































35



















































































































































25









































































15









































































5









































































5







10











15









20











25











30







35

40



































Темпе?ратура, 0С



























































Рис?унок 2.1















































































БР.21.03.01.10а.402.2016.00.ПЗ





















8





















Изм.  Лист

№ докум.

Подпись





























19









Зависимость динамической вязкости не?фти и









эм

у

л

ь

си

й

С

у

г

м

у

тск

о

г

о

м

ест

о

р

о

ж

д

е

н

и

я

о

т









о

бв

о

д

н

ен

н

ос

т

и

п

р

и

ра

з

л

и

чн

ы

х

т

е

м

п

ер



п

а

ту

р

а

х





100



































































90

















































































5





















































80













10



































































20



















































сП

70













30



































































40























































































































,



































































вязкость

60





































































































































Динамическая

50




.......................