Попутный нефтяной газ

Введение

 

Попутный нефтяной газ (ПНГ) – это смесь газов и различных веществ, которые выделяются из скважин в процессе добычи нефти. В отличие от природного газа попутный нефтяной газ содержит в своем составе кроме метана и этана большую долю пропанов, бутанов и паров более тяжелых углеводородов.

Как и природный газ или нефть, ПНГ является ценным сырьем для химической и энергетической промышленности. Несмотря на высокую теплотворную способность, использование ПНГ в электрогенерации затруднительно, в связи с существенной нестабильностью состава и наличием высокого числа примесей, что приводит к существенным затратам на подготовку (очистку) газа.

В химической промышленности ПНГ используют для получения различных веществ. Например – для получения бутадиена, бутиленов и пропиленов. Эти соединения применяются в изготовлении каучуков и пластмасс. Кроме того, ПНГ востребован в цветной и черной металлургии, стекольной и цементной промышленности. Объемы выделяющегося газа впечатляют – с одной тонны нефти может быть получено до 800 м3 попутного нефтяного газа. В 2009 году по самым приблизительным подсчетам путем сжигания было утилизировано свыше шестидесяти процентов добываемого ПНГ, а это порядка 20 миллиардов кубометров.

Попутный нефтяной газ, выделяемый из нефти при ее сепарации на объектах добычи и подготовки, является одним из важнейших ресурсов углеводородного сырья. Значительный рост мирового потребления нефти и природного газа, наблюдаемый в последние десятилетия, наряду с истощением их запасов, требует максимально эффективного использования всех видов углеводородных ресурсов. В этой связи попутный нефтяной газ рассматривается как ценный источник энергии и сырьё химической промышленности.

В настоящее время по разным оценкам в мире ежегодно сжигается 100150 млрд. м3 попутного газа, и Россия находится на первом месте по объёму сжигаемого на факелах ПНГ (20-35 млрд. м3/год). Помимо безвозвратных потерь ценнейшего сырья, сжигание попутного газа вызывает глобальное ухудшение экологической ситуации.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

АННОТАЦИЯ

 

В данной работе рассмотрена система сбора и подготовки к транспорту попутного нефтяного газа месторождения Одопту «Северный Купол». Объектом исследования является блок подготовки газа, в частности абсорбер гликолевой осушки газа. Произведен анализ работающего абсорбера и рассчитан абсорбер, оснащенный регулярной насадкой ДОАО ЦКБН.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Требования к свойствам попутного нефтяного газа предназначенного для использования на промысле и  перекачке на обрабатывающие предприятия.

1.1 Требования к качеству подготавливаемой продукции скважин.

 

Добыча нефти и нефтяного газа – это совокупность технологических процессов, осуществляемых на НГДП с целью получения продукции в заданных количествах и требуемого качества.

К важнейшим из этих процессов относятся:

• эксплуатация скважин
• сбор (включая сепарацию)
• подготовка
• транспорт продукции скважин.

Система сбора продукции скважин - это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования предназначенного для сбора продукции каждой скважины и доставки его до пунктов подготовки:

• ЦСП     – центральный сборный пункт;
• ЦППН  – центральный пункт подготовки нефти;
• УКПВ  – установка комплексной подготовки воды;
• УКПГ  – установка комплексной подготовки попутного нефтяного газа.

При извлечении нефти из недр происходит изменение давления и температуры, в результате чего продукция скважин из однофазного состояния переходит в двухфазное, т.е. разгазированная  нефть и нефтяной газ. Жидкая фаза начнет состоять из нефти и пластовой воды, в этом случае поток, движущийся по сборным трубопроводам, называют трехфазным. Для получения товарной нефти и нефтяного газа, а также пластовой воды применяют специальные технологические установки.

Технологические установки подготовки продукции скважин – это комплекс блочного автоматизированного оборудования и аппаратов, в которых последовательно и непрерывно происходят технологические процессы обезвоживания и обессоливания нефти, осушка (от водяных паров) и очистка (от H2S и CO2) нефтяного газа, а также очистка сточной воды от капелек нефти, механических примесей, железа,  H2S , двуокиси углерода CO2 и кислорода.

 

Таблица 1  - Требования к качеству нефти по ГОСТ 9965-76

Показатели	1	2	3
1. Максимальное содержание  воды, %	0,5	1	1
2. Максимальное содержание  хлористых солей, мг\л (на литр воды)	100	300	1800
3. максимальное содержание  механических примесей, %	0,05	0,05	0,05
4. максимальное давление  насыщенных паров, кПа	66,67	66,67	66,67
5. массовая доля органических  хлоридов, млн-1 (частей на млн.)	10	10	10

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Требование к качеству попутного нефтяного газа.

 

Попутный нефтяной газ (ПНГ) — смесь различных газообразных углеводородов, растворенных в нефти. Они выделяются в процессе добычи и перегонки. К нефтяным газам также относят газы крекинга нефти, состоящие из предельных и непредельных (этилена, ацетилена) углеводородов.

Попутные нефтяные газы применяют как топливо и для получения различных химических веществ. Из нефтяных газов путем химической переработки получают пропилен, бутилены, бутадиен и др., которые используют в производстве пластмасс и каучуков.

Основными составляющими попутных нефтяных газов являются предельные углеводороды - гомологи метана от СН4 до С6Н14 (табл.3).

Суммарное содержание гексана (СбН14) и более тяжелых углеводородов в попутном газе, как правило, не превышает 1 %, содержание пентана (C5H12) находится в пределах 2 %. Кроме того, в попутных нефтяных газах присутствуют инертные газы, в основном, азот и углекислый газ, содержание которых изменяется от 1 до 5 %. Учитывая, что суммарное содержание тяжелых углеводородов, начиная с пентана и инертных газов не превышает 8 %, для приближенной оценки основных характеристик попутного газа нужно учитывать четыре первых гомолога метана.

По физико-химическим показателям попутные нефтяные газы должны соответствовать требованиям и нормам, указанным в табл. 2.

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 2 - Требования к качеству попутного нефтяного газа по ГОСТ 51.40-93 ОАО «Газпром»

Наименование показателя	Значение для макроклиматических районов				Метод испытания
	Умеренный		Холодный
	с 01.05 по 30.09	с 01.10 по 30.04	с 01.05 по 30.09	с 01.10 по 30.04
1 Точка росы газа по влаге, °С, не выше	-3	-5	-10	-20	По ГОСТ 20060
2 Точка росы газа по углеводородам, °С, не выше	0	0	-5	-10	По ГОСТ 20061
3 Температура газа, ° С	Температура газа на входе и в самом газопроводе устанавливается проектом
4 Масса сероводорода, г/м3, не более	0,007(0,02)	0,007(0,02)	0,007(0,02)	0,007 *(0,02)	По ГОСТ 22387.2
5 Масса меркаптановой серы, г/м3, не более	0,016(0,036)	0,016(0,036)	0,016(0,036)	0,016(0,036)*	По ГОСТ 22387.2
6 Объемная доля кислорода, %, не  более	0,5	0,5	1,0	1,0	По ГОСТ 23781
7 Теплота сгорания низшая, МДж/м3, при 20° С и 101, 325 кПа, не менее	32,5	32,5	32,5	32,5	По ГОСТ 22667
8 Масса механических примесей  и труднолетучих жидкостей	Условия оговариваются в соглашениях на поставку газа с ПХГ, ГПЗ и промыслов

 

Примечания:

* Допускается поставка  в отдельные газопроводы газа  с более высоким содержанием  сероводорода и меркаптанов по  согласованным в установленном  порядке техническим условиям.

• Климатические районы по ГОСТ 16350.
• Величины, заключенные в скобках п.п 4 и 5, действительны до 01.01.97.
• Для месторождений, введенных в эксплуатацию до 1983 г., показатели точки росы по влаге и углеводородам устанавливаются в технических условиях, разрабатываемых ГП и согласованных ОАО «Газпром».
• Для газов, в которых содержание углеводородов C5+высш, не превышает 1,0 г/м3, точка росы по углеводородам не нормируется.

 

Таблица 3 -  Состав ПНГ различных месторождений (1,2,3… - 13 номера проб взятых с разных месторождений)

Компоненты	ПНГ 1	ПНГ 2	ПНГ 3	ПНГ 4	ПНГ 5	ПНГ 6	ПНГ 7	ПНГ 8	ПНГ 9	ПНГ 10	ПНГ 11	ПНГ 12	ПНГ 13
Метан (СН4), %	76,39	74,33	83,47	66,85	73,30	84,652	75,869	92,373	82,18	89,93	91,306	89,08	70,32
Этан (С2Н6), %	6,46	7,99	3,1	6,42	10,19	2,51	14,037	4,738	5,89	2,95	1,76	6,77	13,39
Пропан (С3Н8), %	7,82	8,23	4,78	12,06	9,62	5,126	6,093	0,774	7,19	3,95	2,03	1,44	8,4
Изо-Бутан (i-C4H10), %	1,62	1,56	1,14	2,65	0,96	1,314	0,76	0,02	0,75	0,91	0,62	0,13	1,53
Н-Бутан (N-C4H10), %	2,63	3,23	2,07	5,37	2,25	2,727	1,39	0,021	1,3	0,15	1,1	0,23	3,11
Пентан (С5Н12), %	1,2	0,84	1,09	1,77	0,69	1,321	0,56	0,002	0,49	0,62	0,63	0	1,76
Гексаны и выше (С6Н14), %	0,74	0,22	0,65	0,24	0,34	0,462	0,237	0	0,22	0,35	0,47	0	0,46
Двуокись углерода (С02), %	1,15	1,60	2,77	2,62	0,80	0,21	0,118	0,369	0,69	0,67	0,36	0,1	0,02
Азот (N2), %	1,99	2,00	0,93	2	1,85	1,608	1,216	1,643	1,29	0,5	1,675	1,93	0,97
Влагосодержание (Н20), % насыщение	100	100	100	100	100	100	100	100	100	100	100	100	100
Плотность при 0°С, кг/м3	1,024	1,03	0,952	1,172	1,019	0,94	0,96	0,771	0,924	0,847	0,834	1,07
Низшая теплота сгорания (QH), МДж/нм3	47,253	47,084	43,189	52,433	47,451	44,617	45,872	36,968	43,652	40,726	39,725	38,105	50,951
Низшая теплота сгорания (QH), МДж/кг	46,135	45,729	45,369	44,%5	46,568	47,447	47,776	47,954	47,265	48,095	47,645	47,93	47,604
Число Воббе (WI), МДж/нм3	53,092	52,763	50,334	55,077	53,452	52,318	53,227	47,876	47,876	50,325	49,47	48,595	56,001
Теоретический объем воздуха (Vp), hmVhm 3	12,316	12,267	11,303	13,568	12,375	11,659	11,997	9,781	11,436	10,715	10,458	10,062	13,23

 

1.2   Правила приемки попутного нефтяного газа.

 

• Приемка попутного нефтяного газа производится по показателям, предусмотренным настоящим стандартом с учетом договоров, соглашений, проектов и отдельных технических условий, допускаемых настоящим стандартом.
• Периодичность и место испытаний устанавливаются соглашением между поставщиком и потребителем в каждом случае, исходя из условий поставки  попутного нефтяного газа.
• Отбор проб попутного нефтяного газа по ГОСТ 18917. Анализ попутного нефтяного газа по методам испытаний, указанным в таблице. Допускается определять точку росы попутного нефтяного газа по влаге и углеводородам другими аттестованными методами и средствами измерений с нормированной погрешностью, не превышающей методов по ГОСТ 20060 и ГОСТ 20061.
• В случае несоответствия качества попутного нефтяного газа требованиям настоящего стандарта проводят повторные испытания по показателям, давшим отрицательные результаты. Результаты повторных испытаний считают окончательными.
• Результаты периодических испытаний качества попутного нефтяного газа распространяются на объем газа, поданный в трубопровод за период между данным и последующим испытаниями.
• В спорных случаях производятся совместные контрольные измерения представителями обеих сторон. Результаты измерений оформляются двусторонним актом.
• Порядок разрешения спорных вопросов по показателям качества попутного нефтяного газа устанавливается в соглашениях между поставщиком и потребителем.

 

2. Физические основы процессов отделения от нефти газа и его подготовки к использованию.

 

Сепарацией газа от нефти называют процесс отделение от нее головных углеводородов до С4 и сопутствующих газов. Выход отсепарированного газа осуществляется в сепараторах, резервуарах в которых поддерживаются определенные P и T. Каждый пункт отсепарированного газа называется ступенью сепарации. Аппарат, в котором происходит отделение газа от продукции нефтяных скважин, называют газосепаратором.

Разгазирование нефти от газа можно осуществлять двумя способами:

•   Контактным (однократно) – такой способ разгазирование при котором суммарный состав смеси во время процесса остается постоянным.
•   Дифференциальный (многократно, постепенно) – при котором суммарный состав фаз непрерывно изменяется, т.к образующийся газ выводится из системы по мере его выделение, при этом нефть обогащается высоко – кипящими компонентами.