что такое пнг газ
Что такое попутный нефтяной газ
Попутный нефтяной газ, или ПНГ — это газ, растворенный в нефти. Добывается попутный нефтяной газ при добыче нефти, то есть он, по сути, является сопутствующим продуктом. Но и сам по себе ПНГ — это ценное сырье для дальнейшей переработки.
Молекулярный состав
Все эти компоненты различаются количеством атомов углерода в молекуле. Так, в составе молекулы метана один атом углерода, у этана их два, у пропана — три, у бутана — четыре и т. д.
400 000 тонн — грузоподъемность нефтяного супертанкера.
По данным Всемирного фонда дикой природы (WWF), в нефтедобывающих регионах ежегодно выбрасывается в атмосферу до 400 000 тонн твердых загрязняющих веществ, значительную долю которых занимают продукты сжигания ПНГ.
Страхи экологов
Попутный нефтяной газ нужно отделять от нефти для того, чтобы она соответствовала требуемым стандартам. Долгое время ПНГ оставался для нефтяных компаний побочным продуктом, поэтому и проблему его утилизации решали достаточно просто — сжигали.
Еще некоторое время назад, пролетая на самолете над Западной Сибирью, можно было увидеть множество горящих факелов: это горел попутный нефтяной газ.
В России в результате сжигания газа в факелах ежегодно образуется почти 100 млн тонн CO2.
Опасность представляют также выбросы сажи: по мнению экологов, мельчайшие сажевые частички могут переноситься на большие расстояния и осаждаться на поверхности снега или льда.
Даже практически невидимое глазу загрязнение снега и льда заметно снижает их альбедо, то есть отражательную способность. В результате снег и приземный слой воздуха нагреваются, и наша планета отражает меньшее количество солнечной радиации.
Отражательная способность незагрязненного снега:
Изменения к лучшему
В последнее время ситуация с утилизацией ПНГ стала меняться. Нефтяные компании все больше внимания уделяют проблеме рационального использования попутного газа. Активизации этого процесса способствует принятое Правительством Российской Федерации постановление № 7 от 8 января 2009 года, в котором заложено требование по доведению уровня утилизации попутного газа до 95%. В случае если этого не произойдет, нефтяным компаниям грозят высокие штрафы.
Варианты утилизации
Существует большое количество способов полезной утилизации ПНГ, однако на практике используется только несколько.
Процессы разделения попутного нефтяного газа происходят на установках низкотемпературной конденсации (НТК) и низкотемпературной абсорбции (НТА). После разделения сухой отбензиненный газ может транспортироваться по обычному газопроводу, а ШФЛУ — поставляться на дальнейшую переработку для производства нефтехимических продуктов.
По данным Министерства природных ресурсов и экологии, в 2010 году крупнейшие нефтяные компании использовали 74,5% всего добытого газа, а сожгли на факелах 23,4%.
Заводы по переработке газа, нефти и газового конденсата в нефтехимические продукты являются высокотехнологичными комплексами, сочетающими в себе химические производства с производствами нефтепереработки. Переработка углеводородного сырья осуществляется на мощностях дочерних обществ «Газпрома»: на Астраханском, Оренбургском, Сосногорском газоперерабатывающих заводах, Оренбургском гелиевом заводе, Сургутском заводе по стабилизации конденсата и Уренгойском заводе по подготовке конденсата к транспорту.
Также можно использовать попутный нефтяной газ на энергетических установках для выработки электроэнергии — это позволяет нефтяным компаниям решить проблему энергоснабжения промыслов, не прибегая к покупке электроэнергии.
Кроме того, ПНГ нагнетают обратно в пласт, что позволяет повышать уровень извлечения нефти из пласта. Этот способ называется сайклинг-процесс.
Компонентный состав попутного нефтяного газа
Термин «нефтяной газ» с давних времен сопровождается в нашей стране прилагательным «попутный». Не исключено, что такое «попутное» отношение к ценнейшему природному ископаемому изначально определило его незавидную судьбу в России. Однако времена меняются, и нефтяной газ в нашей стране переходит в категорию экономически рентабельного углеводородного сырья.
Термин «нефтяной газ» с давних времен сопровождается в нашей стране прилагательным «попутный». Не исключено, что такое «попутное» отношение к ценнейшему природному ископаемому изначально определило его незавидную судьбу в России. Однако времена меняются, и нефтяной газ в нашей стране переходит в категорию экономически рентабельного углеводородного сырья.
В отличие от природного газа, компонентный состав попутного нефтяного газа (ПНГ) может сильно различаться в зависимости от месторождения. Более того, даже на одном и том же нефтяном месторождении в разные периоды времени компонентный состав ПНГ будет разный. В данной статье приведены примеры компонентного состава газа по разным типам месторождений и ступеням сепарации.
СОСТАВ ПНГ ПО ТИПАМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Для газонефтяных месторождений характерно высокое содержание газа в нефти. Содержание метана в компонентном составе газа этого типа месторождений приблизительно равно количеству метана в природном газе. Что касается других компонентов, то попутный газ газонефтяного месторождения гораздо «богаче» в этом плане, чем природный газ. Из таблицы 2 видно, что объёмное содержание пропана, бутанов и других компонентов в нефтяном газе на порядок выше.
СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ КОМПОНЕНТОВ
Резюмируя вышеприведённые данные по компонентному составу ПНГ, можно представить следующую выборку важных показателей, на которые следует обратить внимание при сравнительном анализе.
Что касается азота и углекислого газа в составе ПНГ, то эти компоненты не представляют энергетической ценности, поскольку не обладают теплотворной способностью. Однако по этим показателям можно охарактеризовать месторождение, а точнее, внутрипластовые процессы, протекающие в нём (например, внутрипластовое горение). Более того, с увеличением обводнённости продукции скважин, содержание неуглеводородных компонентов в нефтяном газе возрастает, а компонентный состав «утяжеляется». Обычно это связано с закачкой рабочего агента (вода, газ, пар) и его влиянием на физико-химические параметры пластового флюида.
Повышенное содержание сероводорода в составе ПНГ говорит о том, что оборудование и газопроводы подвергаются усиленной коррозии и, следовательно, на объекте необходимо проводить мероприятия по сероочистке. Из-за значительного коррозионного износа оборудование, как правило, гораздо быстрее вырабатывает свой ресурс, что обычно снижает экономическую эффективность объекта нефтегазоподготовки. В большинстве случаев для увеличения срока службы газопроводов используются трубы из коррозионностойкого металла.
ЗНАЧЕНИЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОСТАВА ПНГ
Зная компонентный состав попутного нефтяного газа, можно оценить не только его рыночную стоимость, но и рассчитать варианты рационального использования: поставлять ПНГ как энергетический газ, либо как сырьё для нефтегазохимии. В любом случае важно правильно подобрать оборудование при обустройстве объектов добычи и подготовки нефти и газа.
В частности, на основе данных об объёме и компонентном составе ПНГ принимаются решения о комплектовании объектов добычи и нефтегазоподготовки необходимым оборудованием как по мощности, так и по набору используемых установок. Ведь процесс подготовки нефти и газа складывается из целого комплекса технологических операций.
Итак, для каждого объекта нефтедобычи компонентный состав газа будет разный. И может значительно отличаться от представленного в таблицах, ведь компонентный состав нефти и другие её характеристики (плотность, обводнённость, давление насыщения и пр.) для каждого месторождения индивидуальны. Однако данные, представленные в таблицах, помогут определить структуру распределения газа в газовой смеси на разных типах нефтяных залежей.
Попутный газ последних ступеней сепарации. Компримирование низконапорного ПНГ
Компрессорная станция низкого давления на установке подготовки нефти Варандейского месторождения
Фото 1. Разделительные сепараторы на установке подготовки нефти
Ступени сепарации
Для извлечения ПНГ используются сепараторы различных типов (в основном горизонтальные цилиндрические). На объектах подготовки нефти и газа сепарация нефти, как правило, осуществляется в несколько этапов (ступеней). Ступенью сепарации называется отделение газа от нефти при определённом давлении и температуре. Многоступенчатая сепарация позволяет получить более стабильную нефть, нежели одноступенчатая. Количество ступеней сепарации зависит от физико-химических свойств добываемой нефти, пластового давления, обводнённости и температуры флюида, а также требований, предъявляемых к товарной нефти.
Эффективность многоступенчатой сепарации особенно ощутима для месторождений лёгкой нефти с высокими газовыми факторами и давлениями на головках скважин. Регулируемые давление и температура создают условия для более полного отделения газа от нефти. Давление на сепараторе 1-й ступени всегда больше, чем на сепараторах 2-й и последующих ступеней. Показатели давления на ступенях сепарации зависят от многих факторов, которые учитываются при разработке месторождения и вносятся в технологическую схему. Количество сепараторов зависит от объёма добываемой нефти.
Выделяемый газ требует специальной подготовки и применения соответствующего технологического оборудования. Как правило, подготовка ПНГ включает следующий комплекс мероприятий: осушка; удаление механических примесей; сероочистка; отбензинивание (извлечение жидких углеводородов С3+выше); удаление негорючих компонентов газа (азот, двуокись углерода); охлаждение; компримирование.
Рис.1 Разделительные сепараторы на установке подготовки нефти
ПНГ надо использовать максимально
Еще недавно вышеописанная схема отображала исключительно использование ПНГ 1-й ступени сепарации. Попутный газ 2-й и последующих ступеней, как правило, в полном объеме направлялся в факельную линию для сжигания. Причина в том, что газ с последних ступеней является самым сложным в подготовке для дальнейшего применения.
То есть, рациональное использование ПНГ последних ступеней требует создания дополнительной инфраструктуры сбора и подготовки, что повышает себестоимость попутного газа и снижает рентабельность промыслов. Поэтому многие добывающие компании шли на затраты крайне неохотно, а зачастую вынужденно устранялись от задачи рационального использования такого ПНГ.
Ситуация стала меняться с января 2009 года, когда правительство определило жесткий норматив использования попутного нефтяного газа на уровне 95%. Вопрос о том, сжигать или не сжигать попутный газ на факелах, решен в России окончательно и бесповоротно. Сжигать ПНГ стало накладно. Однако срабатывают не только экономические санкции. Копоть от горящих факелов очерняет репутацию нефтяных компаний.
Поэтому с каждым годом возрастает число промыслов, где не только экономят на штрафах и компенсационных выплатах, но и извлекают прямую экономическую выгоду из рационального использования ПНГ. Для таких рачительных экологосберегающих компаний на приоритетном месте находится и забота о собственном профессиональном престиже в глазах государства и общества.
Сегодня в условиях падения добычи нефти на многих месторождениях особое значение приобретает максимальное использование попутного газа последних ступеней сепарации. Именно этот газ занимает значительную долю в потерях ПНГ. Учитывая это, нефтегазодобывающие компании пристальное внимание обратили на современные технологические возможности его рационального использования. И те, кто уже предпринял необходимые усилия, на деле убедились в правильности своего решения.
Отметим еще один важный фактор: попутный нефтяной газ 2-й и последующих ступеней сепарации нефти является низконапорным. Его собственного давления, которое не превышает 0,4-0,5 МПа, недостаточно для транспортировки ПНГ между объектами нефтегазодобывающего комплекса или для закачки в трубопровод до головной компрессорной станции, обеспечивающей доставку газа стороннему потребителю.
Технологическая задача компримирования низконапорного ПНГ решается с учетом особенностей конкретных промыслов. Месторождения оснащаются так называемыми «малыми» компрессорными станциями (КС, фото 2), основу которых составляют дожимные компрессорные установки (ДКУ) низкого давления. В случае если давление газа приближено к вакууму (0,001-0,01 МПа), на КС применяются вакуумные компрессорные установки (ВКУ).
Рис. 2. Биттемское месторождение ОАО «Сургутнефтегаз». Компрессорная станция для компримирования низконапорного ПНГ
Для обеспечения надежной работы КС разрабатываются специальные инженерные решения, исходящие из состава газа, условий эксплуатации и проектных требований.
Особенности компримирования низконапорного газа
Для компримирования ПНГ последних ступеней сепарации используются, как правило, ДКУ и ВКУ на базе винтовых маслозаполненных компрессоров. Рассмотрим решение некоторых проблем, возникающих при компримировании низконапорного газа.
* Необходимость доочистки тяжелого (жирного) ПНГ. Несмотря на то что в компрессорную установку (КУ) зачастую поступает уже подготовленный газ, содержание в нем механических примесей и капельной влаги не соответствует условиям нормальной эксплуатации высокоэффективных КУ. Требуется дополнительная комплектация системы фильтрации, которая расширяет возможности основных её элементов (газомасляного сепаратора и коалесцентных фильтров):
— на входе газа устанавливается фильтр-скруббер (фото 3), оснащенный автоматической дренажной системой для откачки конденсата;
Фото 3. Фильтр-скруббер вакуумной компрессорной установки «ЭНЕРГАЗ» на ДНС-1 Вынгапуровского м/р ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»
— на выходе из КУ устанавливаются дополнительные фильтры тонкой очистки газа. Они, как и фильтр-скруббер, встраиваются в существующий блок-модуль (фото 3), что обеспечивает компактное размещение оборудования;
— вместе с КУ могут поставляться компактные адсорбционные или рефрижераторные осушители газа в отдельном укрытии (фото 4).
Фото 4. Адсорбционный осушитель для дополнительной осушки попутного газа на ЦПС Западно-Могутлорского месторождения ОАО «Аганнефтегазгеология»
* Риск конденсатообразования. Работа компрессорных установок на тяжелом (жирном) газе в процессе компримирования всегда сопровождается риском конденсатообразования внутри системы. При этом возникает две проблемы: 1) растворение в масле большого количества углеводородов, ведущее к повышенному насыщению масла газоконденсатом, снижению кинематической вязкости масла и увеличению уровня масла в маслобаке; 2) образование конденсата в рабочих ячейках компрессора, которое приводит к увеличению потребления мощности на внешнее сжатие и мощности на сжатие одного килограмма газа. Задача решается следующим способом:
— проводится детальный анализ компонентного состава газа и расчеты в специальной программе, создающей теоретическую модель поведения газа при определенных условиях (температуре и давлении). Это дает возможность определить такие параметры расширения рабочего диапазона температур масла и газа, которые позволяют превысить точку образования росы для перекачиваемого газа;
— в маслосистеме КУ используется более вязкое масло.
* Негативное влияние крайне низкого давления ПНГ, приближенного к вакууму (0,001…0,01 МПа). Компримирование газа с давлением, близким к вакууму, влечёт следующие проблемы: 1) возникает большая разница в давлении на входе и на выходе КУ, вследствие чего давление газа, имеющееся в установке, сбрасывается не только через сбросовую свечу, но и через входной трубопровод. При этом происходит «унос» масла из маслосистемы во входной фильтр-скруббер; 2) под действием вакуума в компрессорную установку может поступать воздух, что увеличивает взрывоопасность технологического процесса. Возможные решения:
— оснащение системы входных клапанов КУ модернизированными быстродействующими клапанами с электромеханическими приводами и пружинными отсекателями, что позволяет отсекать входной трубопровод от основной магистрали;
— комплектация КУ датчиками кислорода, определяющими его содержание в компримируемом газе.
— потоковый хроматограф с устройством отбора проб для определения состава и теплотворной способности газа;
— потоковый измеритель температуры точки росы газа по воде и углеводородам (с устройством отбора проб);
— замерное устройство расхода компримируемого газа (фото 5).
Фото 5. Узел учета компримируемого газа в компрессорных установках
— выбор из различных вариантов исполнения: КУ ангарного (внутрицехового) типа на открытой раме (фото 6), блок-модуль во всепогодном укрытии, КУ в специальном арктическом исполнении (см. фото на стр._);
Фото 6. Дожимные компрессорные установки ангарного типа от компании ЭНЕРГАЗ снабжают попутным газом турбины ГТЭС Талаканского месторождения (Якутия)
— оснащение КУ модернизированными системами теплообмена, комплектация маслосистемы автоматическим поточным вискозиметром;
— использование специальных сплавов и антикоррозийных материалов при производстве компрессорных установок;
— оснащение КУ устройством плавного пуска двигателя;
— резервирование некоторых элементов оборудования внутри блока-модуля (например, сдвоенные фильтры маслосистемы или насосы системы охлаждения), особенно, когда компрессорные станции эксплуатируются без резервной установки;
— использование современной САУ (фото 7), которая автоматически поддерживает установку в рабочем режиме, обеспечивает эксплуатационные параметры и связь с верхним уровнем АСУ ТП, управляет системами жизнеобеспечения и безопасности.
Фото 7. Отсек САУ компрессорной установки на КС Мурьяунского месторождения
Компрессорные установки от компании ЭНЕРГАЗ функционируют в составе компрессорных станций на ряде объектов нефтегазодобывающей отрасли. Это электростанции собственных нужд (ЭСН), установки подготовки нефти (УПН), цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН), цеха контрольной проверки нефти (ЦКПН), дожимные насосные станции (ДНС), центральные перекачивающие станции (ЦПС), установки предварительного сброса воды (УПСВ), центральные пункты сбора нефти (ЦПСН), центральные нефтегазосборные пункты (ЦНГСП), установки комплексной подготовки газа (УКПГ).
География проектов ЭНЕРГАЗа по компримированию низконапорного ПНГ охватывает территорию от Республики Беларусь (фото 8) до Крайнего Севера и до Республики Саха (Якутия). Всего в активе компании 48 таких проектов, в них задействовано 115 компрессорных установок.
Фото 8. Компрессорная станция Речицкого месторождения («Белоруснефть») компримирует низконапорный ПНГ
73 компрессорные установки компримируют ПНГ с давлением в диапазоне 0,16…0,4 МПа на следующих месторождениях: Конитлорское, Западно-Камынское, Мурьяунское, Юкъяунское, Северо-Лабатьюганское, Тромъеганское, Западно-Чигоринское, Верхне-Надымское, Южное Хыльчую, Талаканское, Рогожниковское, Биттемское, Ульяновское, Тевлинско-Русскинское, Верх-Тарское, Ай-Пимское, Игольско-Таловое, Западно-Могутлорское, Верхнеколик-Еганское*, Пякяхинское* (*проекты находятся на стадии реализации).
Ещё 32 КУ работают на ПНГ крайне низкого давления (0,01…0,15 МПа) на месторождениях: Алехинское, Быстринское, Комсомольское (фото 9), Ватьёганское, Федоровское, Лянторское, Гежское, Варандейское, Речицкое, Рогожниковское, Восточно-Мессояхское*.
Фото 9. Газодожимное оборудование низкого давления на ДНС-2 НГДУ «Комсомольскнефть»
Для компримирования попутного газа с давлением, приближенным к вакууму (0,001…0,01 МПа), используются 10 КУ на Вынгапуровском (фото 10), Еты-Пуровском, Вынгаяхинском, Советском, Вахском, Ярайнерском* месторождениях.
Фото 10. Вакуумные компрессорные установки «ЭНЕРГАЗ» работают на попутном газе с давлением 0,001 МПа
Жизнь убеждает: для рационального применения ПНГ в максимально возможных объемах потребуются целенаправленные усилия государства, общества и бизнеса, слаженная работа нефтяников, проектировщиков и производителей специального технологического оборудования.
Москва, ул. Б. Почтовая, 34
Автор: А.А. Крамской, генеральный директор ООО «СервисЭНЕРГАЗ» А.В. Филиппов, инженер-нефтяник, ООО «ЭНЕРГАЗ»
Компонентный состав попутного нефтяного газа
Термин «нефтяной газ» с давних времен сопровождается в нашей стране прилагательным «попутный». Не исключено, что такое «попутное» отношение к ценнейшему природному ископаемому изначально определило его незавидную судьбу в России. Однако времена меняются, и нефтяной газ в нашей стране переходит в категорию экономически рентабельного углеводородного сырья.
В отличие от природного газа, компонентный состав попутного нефтяного газа может сильно различаться в зависимости от месторождения. Более того, даже на одном и том же нефтяном месторождении в разные периоды времени компонентный состав ПНГ будет разный. В данной статье приведены примеры компонентного состава газа по разным типам месторождений и ступеням сепарации.
Состав ПНГ по типам месторождений
Компонентный состав ПНГ по типам месторождений представлен в сравнении с компонентным составом природного газа. Такое сравнение помогает наглядно оценить различия между объёмным содержанием компонентов в природном газе и объёмным содержанием компонентов в попутном нефтяном газе. Ведь в отличие от природного газа, ПНГ может использоваться не только как энергетический газ. Переработка ПНГ по газо- и нефтехимическому профилю — это главное направление его полезного использования. Состав попутного газа представлен по трём ступеням сепарации нефти: выделившийся газ после 1 ступени, после 2 ступени и после 3 ступени (концевой).
Станция концевых ступеней сепарации Алёхинского нефтяного месторождения
Компонентный состав ПНГ нефтяного месторождения
| Компоненты газовой смеси | Обозначение компонента | Природный газ (газовое м/р) | Попутный нефтяной газ (нефтяное м/р) | ||
|---|---|---|---|---|---|
| 1 ступень | 2 ступень | 3 ступень | |||
| Метан | CH4 | 94,3442 | 61,7452 | 45,6094 | 19,4437 |
| Этан | C2H6 | 2,9114 | 7,7166 | 16,3140 | 5,7315 |
| Пропан | C3H8 | 0,4312 | 17,5915 | 21,1402 | 4,5642 |
| И-Бутан | iC4H10 | 0,0457 | 3,7653 | 5,1382 | 4,3904 |
| Бутан | C4H10 | 0,0719 | 4,8729 | 7,0745 | 9,6642 |
| И-Пентаны | iC5H12 | 0,0289 | 0,9822 | 1,4431 | 9,9321 |
| Пентан | C5H12 | 0,0258 | 0,9173 | 1,3521 | 12,3281 |
| И-Гексаны | iC6H14 | 0,0014 | 0,5266 | 0,7539 | 13,8146 |
| Гексан | C6H14 | 0,0180 | 0,2403 | 0,2825 | 3,7314 |
| И-Гептаны | iC7H16 | 0,0082 | 0,0274 | 0,1321 | 6,7260 |
| Бензол | C6H6 | 0,0261 | 0,0017 | 0,0061 | 0,0414 |
| Гептан | C7H16 | 0,0092 | 0,1014 | 0,0753 | 1,5978 |
| И-Октаны | iC8H18 | 0,0017 | 0,0256 | 0,0193 | 4,3698 |
| Толуол | C7H8 | 0,0111 | 0,0688 | 0,0679 | 0,0901 |
| Октан | C8H18 | 0,0058 | 0,0017 | 0,0026 | 0,4826 |
| И-Нонаны | iC9H20 | 0,0035 | 0,0006 | 0,0003 | 0,8705 |
| Нонан | C9H20 | 0,0052 | 0,0015 | 0,0012 | 0,8714 |
| И-Деканы | iC10H22 | 0,0148 | 0,0131 | 0,0100 | 0,1852 |
| Декан | C10H22 | 0,0074 | 0,0191 | 0,0160 | 0,1912 |
| Углекислый газ | CO2 | 0,7379 | 0,0382 | 0,1084 | 0,7743 |
| Азот | N2 | 1,2906 | 1,3430 | 0,4530 | 0,1995 |
| Сероводород | H2S | 0,0000 | 0,0000 | 0,0000 | 0,0000 |
| Показатели | |||||
| Молекулярная масса, г/моль | 17,111 | 27,702 | 32,067 | 63,371 | |
| Плотность газа, г/м 3 | 711,339 | 1151,610 | 1333,052 | 2634,436 | |
| Содержание углеводородов С3+В, г/м 3 | 17,215 | 627,019 | 817,684 | 2416,626 | |
| Содержание углеводородов С5+В, г/м 3 | 6,468 | 95,817 | 135,059 | 1993,360 | |
| Представленный в таблице компонентный состав ПНГ характерен для нефтяного м/р | |||||
Компонентный состав ПНГ газонефтяного месторождения
| Компоненты газовой смеси | Обозначение компонента | Природный газ (газовое м/р) | Попутный нефтяной газ (газонефтяное м/р) | ||
|---|---|---|---|---|---|
| 1 ступень | 2 ступень | 3 ступень | |||
| Метан | CH4 | 94,3442 | 88,3268 | 78,1036 | 68,0128 |
| Этан | C2H6 | 2,9114 | 4,0652 | 6,6898 | 9,9822 |
| Пропан | C3H8 | 0,4312 | 2,7050 | 5,2149 | 9,3708 |
| И-Бутан | iC4H10 | 0,0457 | 0,6432 | 2,7913 | 2,5916 |
| Бутан | C4H10 | 0,0719 | 0,9803 | 2,0636 | 3,7911 |
| И-Пентаны | iC5H12 | 0,0289 | 0,2769 | 0,8086 | 1,0854 |
| Пентан | C5H12 | 0,0258 | 0,2720 | 0,7923 | 1,0583 |
| И-Гексаны | iC6H14 | 0,0014 | 0,0665 | 0,0715 | 0,2711 |
| Гексан | C6H14 | 0,0180 | 0,0797 | 0,0857 | 0,3133 |
| И-Гептаны | iC7H16 | 0,0082 | 0,0770 | 0,0827 | 0,2456 |
| Бензол | C6H6 | 0,0261 | 0,0264 | 0,0484 | 0,0992 |
| Гептан | C7H16 | 0,0092 | 0,0414 | 0,0446 | 0,1814 |
| И-Октаны | iC8H18 | 0,0017 | 0,0337 | 0,0362 | 0,0862 |
| Толуол | C7H8 | 0,0111 | 0,0032 | 0,0034 | 0,0040 |
| Октан | C8H18 | 0,0058 | 0,0058 | 0,0062 | 0,0033 |
| И-Нонаны | iC9H20 | 0,0035 | 0,0101 | 0,0130 | 0,0232 |
| Нонан | C9H20 | 0,0052 | 0,0121 | 0,0094 | 0,0256 |
| И-Деканы | iC10H22 | 0,0148 | 0,0032 | 0,0045 | 0,0129 |
| Декан | C10H22 | 0,0074 | 0,0067 | 0,0012 | 0,0104 |
| Углекислый газ | CO2 | 0,7379 | 1,2296 | 1,7089 | 2,5362 |
| Азот | N2 | 1,2906 | 1,1349 | 1,4199 | 0,2943 |
| Сероводород | H2S | 0,0000 | 0,0003 | 0,0003 | 0,0011 |
| Показатели | |||||
| Молекулярная масса, г/моль | 17,111 | 19,140 | 22,357 | 25,711 | |
| Плотность газа, г/м 3 | 711,339 | 795,677 | 929,423 | 1068,848 | |
| Содержание углеводородов С3+В, г/м 3 | 17,215 | 120,073 | 277,104 | 440,631 | |
| Содержание углеводородов С5+В, г/м 3 | 6,468 | 31,258 | 64,199 | 114,626 | |
| Представленный в таблице компонентный состав ПНГ характерен для газонефтяного м/р | |||||
Для газонефтяных месторождений характерно высокое содержание газа в нефти. Содержание метана в компонентном составе газа этого типа месторождений приблизительно равно количеству метана в природном газе. Что касается других компонентов, то попутный газ газонефтяного месторождения гораздо «богаче» в этом плане, чем природный газ. Из таблицы видно, что объёмное содержание пропана, бутанов и других компонентов в нефтяном газе на порядок выше, чем в природном.
Компонентный состав ПНГ нефтегазоконденсатного месторождения
| Компоненты газовой смеси | Обозначение компонента | Природный газ (газовое м/р) | Попутный нефтяной газ (нефтегазоконденсатное м/р) | ||
|---|---|---|---|---|---|
| 1 ступень | 2 ступень | 3 ступень | |||
| Метан | CH4 | 94,3442 | 91,5126 | 87,8304 | 68,7840 |
| Этан | C2H6 | 2,9114 | 2,8332 | 1,4163 | 5,3423 |
| Пропан | C3H8 | 0,4312 | 1,1639 | 0,1691 | 8,5214 |
| И-Бутан | iC4H10 | 0,0457 | 0,5134 | 2,5041 | 2,8754 |
| Бутан | C4H10 | 0,0719 | 0,0424 | 0,2893 | 5,5696 |
| И-Пентаны | iC5H12 | 0,0289 | 0,1061 | 0,4882 | 1,6965 |
| Пентан | C5H12 | 0,0258 | 0,0172 | 0,0843 | 2,2686 |
| И-Гексаны | iC6H14 | 0,0014 | 0,0637 | 0,3584 | 1,5733 |
| Гексан | C6H14 | 0,0180 | 0,0034 | 0,0169 | 0,8017 |
| И-Гептаны | iC7H16 | 0,0082 | 0,2345 | 1,1063 | 0,3598 |
| Бензол | C6H6 | 0,0261 | 0,0036 | 0,0167 | 0,0689 |
| Гептан | C7H16 | 0,0092 | 0,0573 | 0,1954 | 0,2864 |
| И-Октаны | iC8H18 | 0,0017 | 0,0526 | 0,2289 | 0,0953 |
| Толуол | C7H8 | 0,0111 | 0,0046 | 0,0245 | 0,0038 |
| Октан | C8H18 | 0,0058 | 0,0023 | 0,0104 | 0,0017 |
| И-Нонаны | iC9H20 | 0,0035 | 0,0246 | 0,0985 | 0,0014 |
| Нонан | C9H20 | 0,0052 | 0,0013 | 0,0993 | 0,0023 |
| И-Деканы | iC10H22 | 0,0148 | 0,0011 | 0,0092 | 0,0480 |
| Декан | C10H22 | 0,0074 | 0,0010 | 0,0087 | 0,0540 |
| Углекислый газ | CO2 | 0,7379 | 3,1694 | 4,0638 | 0,3560 |
| Азот | N2 | 1,2906 | 0,1873 | 0,9761 | 1,2855 |
| Сероводород | H2S | 0,0000 | 0,0046 | 0,0052 | 0,0042 |
| Показатели | |||||
| Молекулярная масса, г/моль | 17,111 | 18,363 | 20,907 | 27,699 | |
| Плотность газа, г/м 3 | 711,339 | 763,388 | 869,140 | 1151,469 | |
| Содержание углеводородов С3+В, г/м 3 | 17,215 | 57,423 | 179,886 | 604,411 | |
| Содержание углеводородов С5+В, г/м 3 | 6,468 | 22,657 | 109,290 | 244,146 | |
| Представленный в таблице компонентный состав ПНГ характерен для нефтегазоконденсатного м/р | |||||
Сравнительный анализ компонентов попутного нефтяного газа
Резюмируя вышеприведённые данные по компонентному составу ПНГ, можно представить следующую выборку важных показателей, на которые следует обратить внимание при сравнительном анализе.
Для определения компонентного состава углеводородных газов применяется специальный прибор — газовый хроматограф. Химик-хроматографист проводит исследование пробы газа и выдаёт результат, на основании которого можно сделать выводы о качестве попутного нефтяного газа, а также о характере его происхождения — либо это чисто нефтяной газ, либо это смесь газов дополнительных источников (газ газовых шапок, газ возврата и пр.). Здесь важно отметить, что анализ желательно проводить сразу же на месте отбора пробы газа, т.к. в этом случае на стенках пробоотборника сконденсируется наименьшее количество тяжёлых компонентов и, следовательно, хроматограмма отобразит более точную картину. Данные по компонентному составу газа позволяют рассчитать его плотность и содержание углеводородов С3+выше (Сn+выше). Чем выше эти показатели, тем более ценен нефтяной газ.
Что касается азота и углекислого газа в составе ПНГ, то эти компоненты не представляют энергетической ценности, поскольку не обладают теплотворной способностью. Однако по этим показателям можно охарактеризовать месторождение, а точнее, внутрипластовые процессы, протекающие в нём (например, внутрипластовое горение). Более того, с увеличением обводнённости продукции скважин, содержание неуглеводородных компонентов в нефтяном газе возрастает, а компонентный состав «утяжеляется». Обычно это связано с закачкой рабочего агента (вода, газ, пар) и его влиянием на физико-химические параметры пластового флюида.
Повышенное содержание сероводорода в составе ПНГ говорит о том, что оборудование и газопроводы подвергаются усиленной коррозии и, следовательно, на объекте необходимо проводить мероприятия по сероочистке. Из-за значительного коррозионного износа оборудование, как правило, гораздо быстрее вырабатывает свой ресурс, что обычно снижает экономическую эффективность объекта нефтегазоподготовки. В большинстве случаев для увеличения срока службы газопроводов используются трубы из коррозионностойкого металла.
Установка сероочистки газа COMART, поставляемая на российский рынок компанией ЭНЕРГАЗ
Значение определения состава ПНГ
Зная компонентный состав попутного нефтяного газа, можно оценить не только его рыночную стоимость, но и рассчитать варианты рационального использования: поставлять ПНГ как энергетический газ, либо как сырьё для нефтегазохимии. В любом случае важно правильно подобрать оборудование при обустройстве объектов добычи и подготовки нефти и газа.
В частности, на основе данных об объёме и компонентном составе ПНГ принимаются решения о комплектовании объектов добычи и нефтегазоподготовки необходимым оборудованием, как по мощности, так и по набору используемых установок. Ведь процесс подготовки нефти и газа складывается из целого комплекса технологических операций (осушка, сепарация, сероочистка и удаление углекислого газа, компримирование и др.).
Компактная система подготовки ПНГ (осушитель газа, компрессорная установка, чиллер, узел учёта газа) на объекте ОАО «Аганнефтегазгеология»
Качественная подготовка нефти и газа снимает ряд проблем, характерных для объектов нефтегазодобычи. Например, недозагруженность сепарационного оборудования (более чем в 2,5 раза) часто является причиной неэффективного отделения газа от капельной жидкости. Отсутствие же газосепараторов приводит к повышенному накоплению жидкости в газопроводах, что создаёт «пробки» — механические отложения на стенках трубы, уменьшающих пропускную способность газопровода. Причём, чем «тяжелее» будет газ (высокий показатель С3+выше), тем больше жидкости (конденсата) окажется в газопроводе. Всего этого можно избежать, используя эффективное оборудование подготовки нефти и газа, строго соблюдая технологические условия его эксплуатации. Это позволяет максимально использовать имеющиеся ресурсы ПНГ и значительно сократить потери.
Заключение
Итак, для каждого объекта нефтедобычи компонентный состав газа будет разный. И может значительно отличаться от представленного в таблицах, ведь компонентный состав нефти и другие её характеристики (плотность, обводнённость, давление насыщения и пр.) для каждого месторождения индивидуальны. Однако, данные (а проще говоря — цифры), представленные в таблицах помогут определить структуру распределения газа в газовой смеси на разных типах нефтяных залежей.
В английской нефтегазовой терминологии определение «нефтяного газа» даётся как «associated petroleum gas», сокращённо APG. В дословном переводе — «связанный, объединённый нефтяной газ».
В мировой практике уже утвердилась профессиональная традиция комплексной разработки месторождений, когда нефть и нефтяной газ добывают и пускают в дело с одинаковой рачительностью, связанной экономической выгодой и объединённой максимальной экологической безопасностью.
Планетарный опыт воспринят сегодня и нефтяниками России. Всё реже звучит словосочетание «утилизация ПНГ», всё чаще мы слышим сообщения о рациональном применении нефтяного газа. Рациональном — значит разумном, продуманном, расчётливом использовании этого уникального углеводородного сырья.
Данную публикацию я подготовил на основе моей статьи «Компонентный состав попутного нефтяного газа», которая (при поддержке компании «ЭНЕРГАЗ») была опубликована в следующих журналах: