Состояние разработки попутного нефтяного газа
Попутный нефтяной газ является смесей газов и парообразных углеводородных и не углеводородных компонентов природного происхождения, которые выделяются из скважин и из пластовой нефти при ее сепарации [1]. Количество газа в нефти обычно колеблется в довольно широких пределах, достигая от одного кубометра до нескольких тысяч в одной тонне нефти. Он представляет собой ценный сопутствующий продукт [2—5].
Ниже представим некоторые составы ПНГ в месторождении Чанцин (Китай) [6—8]. Как правило, в зависимости от района добычи вместе с 1 т сырой нефти получают от 25 до 800 м>3 такого газа. Содержание газа до 200 м>3 на 1 т нефти считается низким, 400—600 м>3 – высоким. В ряде случаев добыча нефти производится при аномально высоком содержании газообразных продуктов – до 2,5 тыс. м>3 на 1 т нефти.
Известно, что ПНГ обладает высокой теплотворной способностью, уровень которой находится в диапазоне 9—15 тысяч Ккал/м>3. Калорийность ПНГ составляет 1,46 МДж/м>3. Таким образом, он может эффективно использоваться в энергетике [9—10]. ПНГ в основном составляет метан, этан, пропан, бутан и изобутан и содержит в высокомолекулярной жидкости. В нем также содержится примеси различного состава и фазы. Метан занимает примерно 61,74%, этан – 7,71%, пропан – 17,59%, бутан – 4,87%, изобутан – 3,76%, а азот – 1,34% [11].
В зависимости от этого их можно условно разделить на три категории [5]:
1. Бедные или сухие, содержащие до 50 г/м>3 тяжелых углеводородов;
2. Средней жирности, содержащие от 50 до 400 г/м>3 тяжелых углеводородов;
3. Жирные содержащие свыше 400 г/м>3 тяжелых углеводородов.
Большинство попутных газов может быть отнесено к категории жирных. С легкой нефтью добывают более жирный газ, с тяжелой нефтью- преимущественно сухой газ [12].
Содержание углеводородов С>З+ может изменяться в диапазоне от 100 до 600 г/м³. При этом состав и количество ПНГ не является величиной постоянной. Возможны как сезонные, так и разовые колебания (нормальное изменение значений до 15%).
Пропан и бутан легко могут сжижаться при обычной температуре даже при небольших давлениях.
В связи с этим в пластовых условиях распределение каждого углеводорода между жидкой и газообразной фазами будет находиться в соответствии с давлением паров при данной температуре. Газ, не перешедший в жидкую фазу в пластовых условиях, может находиться в разных состояниях в разных состояниях в зависимости от давления насыщения (свободном, растворенном, адсорбированном и др.).
Плотность при 0 ℃ примерно 0,7—1,2 кг/м>3. Низшая теплота сгорания примерно 36,9—52,4 МДж/нм>3. Число Воббе примерно 47,8—55,0 МДж/нм>3.
Получение ПНГ часто пользуют метод сепарирования от нефти в многоступенчатых сепараторах. Давление в различных сепараторах обычно отличается велико. Например, в сепараторе первой ступени величина является 1600—3000 кПа, а на последней величина не превышает 150—400 кПа. Давление и температура конструируется в процессе сепарирования смеси газ – нефть – вода, получаемой со скважины.
Специфической особенностью ПНГ является обычно незначительный расход получаемого газа, от 100 до 5000 нм³/час.
Пользование ПНГ отличается от природного, потому что по составу природный газ содержат более 95% метана. А в ПНГ более содержат углеводород С>3+. С увеличением содержания углеводород С>3+ более ценности возвращает ПНГ.
Однако успешному использованию в экономике попутного нефтяного газа мешают два фактора. Во-первых, это нестабильность его состава и наличие большого количества примесей, а во-вторых, необходимость существенных затрат на его «осушку». Дело в том, что нефтяной газ обладает уровнем влагосодержания, равным 100% [13—15].
