Попутные нефтяные газы

Автор: admin · Дата: 31 января 2015 · Прокомментировать

Попутные нефтяные газы

Добыча, производство и подготовка газов к промышленному использованию.

В любом нефтяном месторождении всегда присутствует то или иное количество газа в растворенном состоянии в нефти или в свободном. Состояние газа и нефти в пласте зависит от условий залегания нефтяных месторождений, давления и температуры.

Углеводородные газы, сопутствующие нефти, принято называть попутными газами.

Попутный газ, находящийся в нефтяном месторождении, имеет первостепенное значение в процессе добычи нефти, так как он является важнейшей движущей силой для вытеснения нефти к забою скважины. С его помощью регулируется давление в скважине, наконец, он оказывает влияние на физические свойства нефти — на ее вязкость, поверхностное натяжение и др. В связи с этим добыча газа из нефтяных месторождений всегда согласуется с процессом добычи нефти. Это достигается путем установления величины отбора газа в зависимости от системы разработки месторождения.

Добыча нефти осуществляется фонтанным, компрессорным и глубоконасосным способами. Различие способов эксплуатации нефти определяет качество газа и приемы его улавливания. Так, например, газ фонтанных скважин, выделяющийся из нефти под высоким давлением, как свободный, менее ценен по содержанию в нем бензинов и тяжелых углеводородов, но его сравнительно просто выделить из нефти.

Газ фонтанных скважин (месторождения с режимом растворенного газа в нефти), где пластовое давление поддерживается искусственными методами, отличается значительным количеством тяжелых углеводородов и легко улавливается. Наиболее ценным по содержанию в нем бензинов и тяжелых углеводородов попутным нефтяным газом является газ, выделившийся из нефти под давлением меньше атмосферного, т. е. вакуумный. При компрессорном способе эксплуатации улавливание газа требует специального оборудования для всех скважин и более затруднительно по сравнению с другими способами эксплуатации. Далее попутные газы переводятся в газгольдеры с высокой горловиной для хранения до переработки. В состав попутных газов входит примерно 83—97% предельных углеводородов и небольшое количество углекислоты, азота, сероводорода и редких газов. Сероводород и углекислота — нежелательные примеси в газах. Присутствие их, особенно при наличии в газе воды, приводит к коррозии труб и ухудшает качество газа как топлива и сырья. Примеси удаляются из газа на очистных установках различными методами. Наибольшее распространение получил метод очистки газа раствором этаноламина. Газ очищается также от механических примесей (песка, продуктов коррозии газопроводов, капельной влаги и др.) в специальных сепараторах и фильтрах.

Количество газа, приходящееся на каждую тонну сырой нефти, называют газовым фактором. Основываясь на добыче нефти и величине газового фактора, устанавливают ресурсы газа данного месторождения. Газовый фактор колеблется в широких пределах по отдельным нефтяным месторождениям — от 20 до 200 мг/т и выше. Средний газовый фактор по крупнейшим нефтяным месторождениям восточных районов составляет 50—60 м3.

Хранилище попутного газа

Газовый фактор по каждому месторождению находится в зависимости от режима эксплуатации залежей, давления и температуры сепарации (отделения) газа от нефти, ступеней сепарации, а также состава продукции скважин по компонентам. Давление и температура сепарации определяются технологической схемой сбора и транспорта всей продукции скважин, а состав продукции по существу является природным фактором.

С увеличением давления сепарации газа резко уменьшается количество его и содержание в нем тяжелых компонентов; так, с увеличением давления с 0,2 до 3,0 атм количество газа уменьшается на 30%, и в нем увеличивается содержание метана и этана.

С увеличением температуры увеличивается газовый фактор. Так, с повышением температуры от 15 до 30° газовый фактор может возрасти на 7—10% и более в зависимости от состава пластовой нефти.

Многоступенчатая сепарация по сравнению с одноступенчатой больше сохраняет бензиновые углеводороды в нефти, обеспечивает максимальный переход в газовую фазу легких углеводородов, что сокращает их потери.

Кроме того, значительная часть газа, получаемая при многоступенчатой сепарации, поступает к потребителю под давлением, что исключает затраты на сжатие газа (компримирование).

На основе изучения всех этих моментов, существенно влияющих на величину газового фактора, установлены необходимость замера газа в газоотделителях при 0,2 атм и целесообразность внедрения для многих нефтепромыслов двух- , трех- и более ступенчатой сепарации нефти.

Более точно ресурсы газа могут быть определены на основании состава нефти, приуроченной к пластовым условиям. При этом ресурсы газа будут представлять собой сумму газов, отделенных в газоотделителях, и после нефтестабилизации.

Рубрика: Ресурсы ·  

загрузка...


Оставить комментарий или два