Состав и физические свойства природных газов

Месторождения природного газа в зависимости от состава пластовой продукции условно делятся на газовые и газоконденсатные.

Газовые – это месторождения, продукция которых не нуждается в дополнительной обработке перед подачей в магистральные газопроводы. Подготовка в этом случае заключается только в извлечении влаги из газа, а в случае необходимости – и кислых компонентов.

Газоконденсатные – это такие месторождения, продукция которых должна подвергаться обработке для извлечения из них пентана и высших углеводородов. Это влияет как на схему обработки пластовой продукции, так и на технико-экономические показатели эксплуатации месторождения.

Основной компонент природных газов – метан (до 98 %). В составе природных газов в значительном количестве содержатся также этан, пропан, бутан, пентан и более тяжелые углеводороды. В состав газов всегда входят водяные пары и довольно часто такие компоненты, как азот, сероводород, двуокись углерода и гелий.

В составе природных газов и конденсата (газового) наряду с сероводородом встречаются и другие сернистые соединения, которые разделяются на две группы – активные и неактивные. К активным сернистым соединениям относятся сероводород, элементарная сера, сернистый ангидрид, меркаптаны и т. п. К неактивным соединениям – сульфиды, дисульфиды, тиофен и тиофаны. Из сернистых соединений газа наиболее активен сероводород, он вызывает коррозию металлов с образованием сульфидов. Наличие влаги в газе резко усиливает коррозийное действие сероводорода и других кислых компонентов.

Свойства газов определяются свойствами отдельных компонентов, входящих в его состав.

Метан при обычных условиях, при атмосферном давлении и 20 °С, ведет себя как реальный газ. Этан находится на грани газа и пара. Пропан и бутан при обычных условиях являются газами, так как их критические параметры весьма высоки.

Углеводороды, начиная с изопентана и выше, при нормальных условиях (0,1 МПа и 0 °С) находятся в жидком состоянии, а в составе газа – в капельном виде.

В составе газов чисто газовых месторождений метана содержится значительно больше, чем в составе нефтяных газов. В зависимости от преобладания легких (СН₄, С₂Н₆) или тяжелых (С₃Н_8+В) компонентов газы разделяются соответственно на две группы: сухие и жирные. В сухом газе содержание тяжелых углеводородов незначительное или они отсутствуют, в то время как в жирном газе их количество может достигать таких величин, что из него можно получать сжиженные газы или конденсат (газовый бензин). На практике принято считать сухим газ, содержащий в 1 м³ менее 60 г. газового бензина, а жирным – более 60-70 г. бензина.

Наличие воды в углеводородном газе связано с его контактированием с ней в пласте. Количество воды в добываемом газе зависит от давления и температуры пласта, а также от состава газа и минерализации воды.

Различают равновесную и относительную влагоемкость газа. Максимальное количество влаги, которое может находиться в паровой фазе определенного состава газа, соответствует равновесной влагоемкости газа, характеризующейся понятием «точка росы», т.е. температурой, при которой газ становится насыщенным влагой при заданном давлении.

Относительной влагоемкостью называют отношение количества водяных паров, фактически содержащихся в единице объема газа к значению равновесной влагоемкости газа при тех же условиях.

Большое научно-практическое значение имеет точность определения воды в газе, так как оно оказывает существенное влияние на технико-экономические показатели установок подготовки газа к транспорту. Кроме того, присутствие в составе транспортируемого газа воды только в паровой фазе является одним из важнейших условий нормального функционирования газотранспортных систем.

Из физических свойств газов можно отметить их относительную плотность, под которой понимается величина, показывающая, во сколько раз масса данного газа больше или меньше массы сухого воздуха при нормальных условиях. Плотность многих углеводородных газов больше плотности воздуха, поэтому они накапливаются в насосных помещениях, в колодцах и так далее. Это необходимо учитывать при обустройстве систем промыслового хозяйства.

Углеводороды при определенных соотношениях с воздухом образуют гремучую смесь, способную взрываться при соприкосновении с огнем. Сила взрыва имеет наибольшее значение тогда, когда содержание кислорода в смеси приближается к количеству, необходимому для полного сгорания углеводородов. Существуют нижний и верхний пределы взрываемости, которые соответствуют минимальной и максимальной концентрации углеводородов в смеси с воздухом. Повышение давления практически мало влияет на нижний предел воспламеняемости, но увеличивает верхний. Пределы воспламеняемости с увеличением концентрации инертных газов в системе возрастают.

Природный и нефтяной газы, являющиеся смесью различных веществ, в той или иной степени отклоняются от законов изменения состояния, выведенных для идеальных газов. Для определения степени отклонения сжимаемости пользуются коэффициентом сжимаемости Z и обобщенным газовым законом в виде уравнения Клайперона

		,			(2.2)
где			–	давление;
			–	объем газа;
			–	газовая постоянная;
			–	температура;
			–	масса газа.

Для нефтяных газов значение  изменяется в пределах от 0,3 до 1 и определяется по определенным формулам. С помощью коэффициента  определяют объемы газа в различных условиях

		,			(2.3)
где			–	объем газа в нормальных условиях, м3.

Теплотой сгорания  газа называется количество тепла, выделяемого при полном сгорании 1 кг топлива. У нефтяных газов теплота сгорания колеблется в значительных пределах – от 12×10⁶ до 48×10⁶ Дж/кг.

Кроме рассмотренных свойств, природные газы и нефти обладают еще рядом теплофизических свойств, например теплоемкостью, электризацией и другими, которые подробно изучаются в курсах физики и теплотехники.

 

СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ

Общие положения

Промысловый сбор и подготовка нефти и газа заключаются в последовательном изменении состояния продукции нефтяной скважины и отдельных ее составляющих (нефти и газа), завершающемся получением товарной продукции.

Таким образом, технологический процесс после разделения продукции скважин состоит из двух материальных потоков: нефтяного и газового.

Технология сбора, очистки и использования пластовой воды является особым процессом, который обычно рассматривается отдельно. Он состоит из трех последовательных этапов: 1) разделение; 2) сбор; 3) доведение нефти и газа до нормированных свойств, устанавливаемых для товарной продукции.

На третьем этапе нефтяной поток очищается от пластовой воды и минеральных солей, из него извлекаются углеводороды (стабилизация) для того, чтобы придать нефти стабильность, позволяющую уменьшить потери углеводородов на всем пути ее движения к пункту переработки. На этом этапе из газового потока извлекаются углеводороды (отбензинивание) с целью получения товарного газа и сжиженных углеводородов. Следовательно, третий этап является завершающим этапом сбора нефти и газа, его часто называют обработкой нефти и газа.

При переработке нефти и газа происходят глубокие изменения их химического состава и физических свойств. Поэтому нельзя путать понятия «обработка» и «переработка».

Перемещение нефти и газа от замерных установок к пунктам их обработки (нефтесборному пункту, ГПЗ или газобензиновой установке) называют сбором нефти или сбором газа, в отличие от перемещения товарной продукции за пределами промысла, который называют транспортом нефти и газа.

Под технологической схемой сбора и обработки нефти и газа понимается графическое изображение процесса разделения и последовательного непрерывного изменения состояния нефтяного и газового материальных потоков, завершающегося получением товарной нефти. Система сбора и обработки нефти и газа представляет собой комплекс последовательных и взаимосвязанных аппаратов, механизмов, машин и сооружений, обеспечивающих выполнение условий, предусмотренных в технологической схеме.

Назначение технологической схемы и системы сбора и обработки нефти и газа определяется следующими условиями:

а) сохранение с целью использования в народном хозяйстве газа и готовых углеводородов нефти, поднятых на поверхность;

б) доведение нефти и газа до норм товарной продукции;

в) обеспечение контроля производительности каждой скважины;

г) учет сырья и товарной продукции по ее видам, получаемым при обработке нефти, газа и др.

При выполнении этих условий в одинаковой степени на одном и том же месторождении предпочтение отдается той технологической схеме или системе сбора и обработки нефти и газа, технико-экономические показатели которой выше. К основным технико-экономическим показателям могут быть причислены:

а) удельная себестоимость сбора и обработки нефти и газа;

б) степень автоматизации системы;

в) удельный расход металла;

г) количество обслуживающего персонала;

д) удельный расход электроэнергии и др.

3.2. Системы сбора и подготовки нефти

Сбор нефти на промысле осуществляют по системе, в общем случае состоящей из мерника, насоса, труб и сырьевых резервуаров нефтесборного пункта. Однако перечисленные элементы не всегда являются обязательными, состав их может быть меньшим, например, могут отсутствовать насос, сырьевые резервуары, а мерник представлять элемент так называемой индивидуальной или групповой установки, в которой, кроме определения производительности скважины, осуществляется также и сепарация газа [5].

Систему, в которой имеются индивидуальные установки, называют системой сбора нефти с индивидуальными установками, а систему, в которой имеются групповые установки, называют системой сбора нефти с групповыми установками. Если вместе с нефтью по одной трубе собирают газ, то такую систему называют системой совместного сбора нефти и газа или однотрубной, в отличие от системы, в которой нефть собирается по одной трубе, а газ – по другой. Наименование системы происходит от среды, перемещаемой по ней, а не от элемента, составляющего систему.

Система сбора нефти, в зависимости от требований нефтепереработки, может быть для каждого ее типа самостоятельной, исключающей смешение нефтей различных типов, добываемых на промысле. Иногда бывает целесообразно иметь на промысле отдельную систему для сбора необводненной нефти, что позволяет такую нефть, называемую чистой, сдать непосредственно нефтепроводному управлению, минуя процесс ее обезвоживания на нефтесборном пункте.

В зависимости от степени заполнения трубы нефтью системы разделяются на самотечные и напорные.

В самотечных системах движение нефти происходит под влиянием гравитационных сил, определяемых разностью вертикальных отметок в начале и конце системы. Если при этом в трубе имеется свободная поверхность нефти, то есть нефть движется неполным сечением, то такие системы называются свободносамотечными, а при отсутствии свободной поверхности – напорносамотечными. Чаще встречаются самотечные системы, в которых одни участки являются свободносамотечными, а другие – напорносамотечными. Самотечные системы применяются там, где рельеф местности позволяет обеспечить перемещение нефти под влиянием геометрической разности высот начального и конечного пунктов ее сбора, без применения насосов. Свободносамотечные участки труб являются наиболее маневренными в отношении их пропускной способности.

В напорных системах сбора нефти ее перемещение осуществляется принудительно под влиянием напора, развиваемого поршневым или центробежным насосами.

К напорным системам могут быть причислены системы, в которых движение нефти происходит под влиянием напора, создаваемого пластовой энергией, определяемой давлением в головке фонтанной скважины или в газосепараторе.

На старых месторождениях широко применяются негерметизированные двухтрубные самотечные системы сбора. Характерной особенностью самотечной системы является то, что жидкость после замерной установки движется за счет разности геодезических отметок начала и конца трубопровода, направляясь в промежуточные резервуары, что приводит к высоким потерям нефти от испарения (до 3-5 %).

Все новые месторождения обустраивают герметизированными системами сбора, подготовки и транспорта продукции скважин, позволяющими полностью исключить потери легких фракций нефти (рис. 3.1).

 

 

Рис. 3.1. Схема сбора и транспорта нефти:

1 – скважины, 2 – выкидные линии, 3 – сборный коллектор, 4 – газосборный коллектор, 5 – нефтесборный коллектор, 6 – водопровод

 

Продукция скважин по выкидным линиям поступает в автоматические групповые замерные установки (АЗГУ), где производится поочередное измерение количества добываемых из каждой скважины нефти, газа и воды. Затем по сборному коллектору 3 совместно продукция скважин направляется в дожимную насосную станцию (ДНС). На этом этапе давление нефти снижается от 1,0-1,5 МПа на устье скважин до 0,7 МПа на входе в ДНС. На ДНС производится первая ступень сепарации до 0,3 МПа. Отсепарированный газ под собственным давлением направляется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а газонасыщенная нефть и вода по сборному коллектору 5 насосами перекачиваются на центральный пункт сбора (ЦПС). Здесь в установках комплексной подготовки нефти (УКПН) происходит окончательная стабилизация нефти и ее обезвоживание и обессоливание

Товарная нефть собирается в товарном резервуарном парке (РП). Вода, пройдя установку подготовки воды (УПВ), закачивается в пласт для поддержания в нем давления. Газ поступает на ГПЗ, где из него выделяются тяжелые углеводороды и «сухой» газ. Газ компрессорами подается в магистральный газопровод. Жидкая часть разделяется на сжиженный углеводородный газ (СУГ) и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), которые по магистральным нефтепродуктопроводам или по железной дороге направляются потребителям.

К современным системам сбора, транспорта и подготовки нефти должны предъявляться основные требования: высокая экономичность системы в части ее металлоемкости, стоимости капитальных вложений и эксплуатационных расходов; полная герметизация системы сбора нефти и газа по всему пути движения от скважины до пунктов их подготовки; ввод в эксплуатацию участков промысла до окончания строительства всего комплекса сооружений; малообъектность и надежность в эксплуатации; возможность автоматизации и телемеханизации объектов; возможность снижения протяженности автомобильных дорог, уменьшение расхода служебного транспорта; сокращение эксплуатационного персонала; возможность более полного использования ресурсов нефтяных газов, извлекаемых с нефтью и др.

На основании этих требований промысловые системы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и пластовой воды должны рассматриваться как единая технологическая система со взаимосвязанными системами-процессами, охватывающая не только отдельный промысел, но и целый нефтедобывающий район. На промыслах должно быть минимальное число объектов, при концентрации всех основных из них на пункте сбора.

При решении этих задач необходимо соблюдение следующих условий.

1. Максимальное использование избытка пластовой энергии либо напора, создаваемого глубинными насосами, достаточного для транспорта продукции скважин до центральных пунктов сбора, либо дожимных насосно-сепарационных установок.

2. Применение однотрубного транспорта нефти и газа от скважин до сепарационных установок либо центральных пунктов сбора.

3. Применение многоступенчатой сепарации нефти с последующим бескомпрессорным транспортом газа первой ступени сепарации и транспорта газонасыщенной нефти до пунктов сбора и подготовки, позволяющее полностью исключить из нефтепромыслового хозяйства компрессорные станции, мелкие пункты сбора и ряд других технологических объектов.

4. Размещение концевых сепарационных установок на центральном пункте сбора в непосредственной близости от объектов подготовки нефти, газобензиновых заводов и районных компрессорных станций, позволяющее более полно и рационально использовать наиболее ценную часть ресурсов попутных газов и более квалифицированно осуществить подготовку нефти.