Технологические процессы подготовки попутного нефтяного газа

Попутный нефтяной газ является смесью легких газообразных углеводородов, находящихся в пластовых условиях в растворенном состоянии. Его содержание колеблется от нескольких единиц до нескольких тысяч кубических метров на тонну нефти. В растворенном газе содержится метан, больше 10% этана, бутана, пропана и других углеводородов. ПНГ смесь более тяжелых углеводородов (С₃₊), которая выделяется при переработке относится к широкой фракции легких углеводородов. Данные углеводороды –это ценное сырье для производства большого спектра продуктов нефтехимической промышленности, сюда входят и синтетические каучуки, ткани и синтетические волокна, шины, компоненты моторных топлив, полипропилен, полиэтилен и многое другое [17, 18].

Природный газ первичных газовых шапок, который при добыче нефти извлекается из пласта, является практически идентичным попутному нефтяному газу, основываясь на состояние и технологию получения. при добыче нефти. В случае сравнения его с ПНГ, можно отметить, что в нем в меньшем объеме содержатся легкие углеводороды (менее 2%) и по причине нахождения его в свободном состоянии, он не требует отделения от нефти, а необходимо механическое очищение и, возможно, компримирование(т.е. сжатие, в целях последующей транспортировки по трубопроводам). Добывают попутный нефтяной газ и природный газ газовых шапок одновременно с добычей нефти. Именно это их объединяет в отличие от природного газа, который добывается из газовых скважин.

Для утилизации попутного нефтяного газа необходимо соответствующее оборудование: системы промысловых газопроводов, сепараторы, компрессорные станции, установки по осушке и очистке газа от сероводорода и газоперерабатывающие заводы, имеющие системы для транспортировки продуктов переработки (продуктопроводы, газопроводы, наливные эстакады).

На нефтяных континентальных месторождениях используется централизованная схема подготовки и сбора нефти (рисунок 6). Происходит транспортировка попутного нефтяного газа наряду с пластовой водой и нефтью по промысловому трубопроводу на АГЗУ, где замеряется объем поступающего газа с каждой из скважин. Вместе с тем, предусматривается первичная сепарация нефтегазоводяной смеси, отделение воды, механических примесей и газа, затем, отделенный газ направляется на ГПЗ по газопроводу [17, 18].

В процессе добычи нефти из скважины можно получить не чистую продукцию, а смесь газа, нефти, а также пластовой жидкости. Первостепенным шагом является удаление из смеси воды, объем которой составляет свыше 90 %. Добытой нефти присущий газовый фактор разного объема (число кубометров газа на 1 т нефти): имеются самые разные газовые факторы (число кубометров ПНГ на 1 т нефти): от низкого – содержание ПНГ менее 200 м³ на 1 т нефти, достаточно типичного для Западной Сибири – 400-600 м³ на 1 т нефти, до высокого газового фактора – 2500 м³ на 1 т нефти [17, 18].

Затем нефть подготавливается к транспортировке. Предусматривается выделение из нее ПНГ, направление на механические сепараторы (к примеру, вихревые). После чего, нефть подвергается дополнительной подготовке (осушке, очистке и т.п.) и далее производится ее подача, через узлы замера, в транспортную систему (в железнодорожных цистернах либо по нефтепроводам).

Нефтяная смесь для отделения от нефти ПНГ проходит три последовательные стадии сепарации (рисунок 7).

При входе на первую ступень сепарации нефть имеет давление около 8 атм. (за счет естественного пластового давления, которое может быть увеличено газлифтными методами – нагнетанием смесей в пласт, или за счет давления, создаваемого скважинными насосами).

На каждой из стадий сепарации при движении нефтяной смеси под своим давлением выделяется часть ПНГ, при этом падает давление смеси.

Рисунок 6 - Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле: 1 - нефтяная скважина; 2 - автоматизированные групповые замерные установки; 3 - дожимная насосная станция; 4 – установка очистки пластовой воды; 5 - установка подготовки нефти; 6 - газокомпрессорная станция; 7 - центральный пункт сбора нефти, газа и воды; 8 - резервуарный парк

На 1-й ступени сепарации показатель выделенного ПНГ равен 60-70 % ПНГ в целом, ему присуще давление 6-8 атм. при содержании С₁₊ - С₂ – до 80 %, С₃₊ – 20 % (100-200 г/м³), на 2-й ступени выделенный ПНГ равен 20-30 % ПНГ в целом при давлении 3-4 атм., содержании С₁₊ - С₂ – 60-70 %, С₃₊ – 30-40 %(300-400 г/ м³), на 3-й ступени – происходит выделение 5-10 % ПНГ при избыточном давлении 0,2-0,3 атм. и содержании С₃₊ – от 1000-1500 до 2000-2500 г/ м³.

Сбор и подача ПНГ на ГПЗ, осуществляется, как правило нефтяными компаниями. При выборе места для строительства ГПЗ, учитывались условия, при которых подача ПНГ на завод по трубопроводам происходит под своим давлением (т.е. предусматривался выбор средней точки между месторождениями, которые расположены вблизи друг от друга).

Рисунок 7- Типовая схема подготовки попутного нефтяного газа

На нефтепромысле компаундируют ПНГ 1-й и 2-й ступени сепарации, подавая газ в трубопровод при давлении 5 атм., содержание в нем С₃₊ 300-350 г/м³. В том случае если расстояние до завода от промысла достаточно большое, ПНГ следует повторно компримировать в целях подачи по трубопроводу на ГПЗ, но данный процесс является энергоемким и, следовательно, требует существенных финансовых затрат. В связи с тем, что ПНГ 3-й ступени сепарации следовало бы компримировать при разных условиях (как минимум до 5 атм.), нефтедобывающие организации, в целях экономии средств, либо сжигают газ, либо же закачивают в пласт, либо применяют или же осуществляют переработку на местах.

Необходимо что бы качество газа соответствовало требованиям бесперебойной транспортировки, которые, в свою очередь, имеют соответствие с условиями безопасности транспортировки и применения потребителями. Выполнение данных условий возможно при определенной газовой подготовке [17, 18].

Подготовка попутного нефтяного газа не имеет отличий от подготовкигаза любого происхождения к магистральному транспорту и сводится к очисткегаза от сопутствующих компонентов – кислорода, сероводорода, углекислого газа,окиси углерода, тяжелых углеводородов, твердых примесей, влаги (рисунок 8).

Рисунок 8- Технологические процессы подготовки попутного нефтяного газа к транспортировке

Нормы допустимого содержания вышеперечисленных сопутствующих компонентов можно ориентировочно перенимать из стандарта на природный газ, передаваемого потребителям, в котором отражены данные нормы.

В случае относительно низких давлений и температур газ преобразуются в жидкость, соответственно возникает необходимость проведения определенных работ по подготовке газа, что связано с процессами удаления из смеси «тяжелых» углеводородов (с числом С₃₊). Данные процессы оказывают влияние на транспортировку по трубопроводам ПНГ, использование его как топлива для личных потребностей. Существует непосредственная зависимость применения разных методов очистки газа от содержания жидких углеводородов, воды, прочих агрессивных примесей. Свое применение находит компрессионная очистка, очистка газа жидкими поглотителями (абсорбционными способами), низкотемпературная конденсация и очистка твердыми поглотителями (адсорбционными способами).

ПНГ после сбора с нефтяных промыслов поступает на газоперерабатывающие заводы, и в дальнейшем разделяется на сухой отбензиненный газ, широкую фракцию легких углеводородов, сжиженные углеводородные газы, бензин газовый стабильный и другие продукты переработки (рисунок 9).

Широкая фракция легких углеводородов состоит из:

- полупродукта, образующегося в процессе переработки газового конденсата и попутного нефтяного газа;

- смеси легких углеводородов, их фракций (от С₃ до С₆₊);

- сырья, используемого при производстве сжиженных газов, прочей нефтехимической продукции;

- транспортировки по продуктопроводам либо перевозки под давлением в специальных цистернах.

Получению ШФЛУ характерно наличие ряда источников, технологий и способов: на нефтяных промыслах в процессе стабилизации и добычи сырой нефти; первичной переработки скважинного либо несвязанного газа, стабилизации конденсата; на разных нефтеперерабатывающих заводах – в процессе переработки на нефтеперегонные установки сырой нефти. В этой категории ШФЛУ включает смесь бутан-гексановых фракций (С₄-С₆), в которых содержатся этан и пропан в малых количествах.

На рисунке10представлена принципиальная схема типичного газоперерабатывающего завода [17, 18].

Ключевые процессы, осуществляемые на газоперерабатывающем заводе, состоят из: очистки от сероводорода газа, влаги, углекислого газа, прочих примесей, разделения чистого газа для получения целевых фракций (этановой, метановой, пропановой) и более глубокой переработки.

Рисунок 9 - Структура использования попутного нефтяного газа

Рисунок 10 - Принципиальная схема ГПЗ