ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Состав попутных газов и газоконденсатов из "Технология переработки нефти Часть1 Первичная переработка нефти" Пластовая нефть, добываемая из недр земли, представляет собой сложную физическую смесь углеводородов парафинового, нафтенового и ароматического гомологических рядов с примесью кислородных, азотистых и сернистых соединений. Отдельные углеводороды и фракции, выделенные из этой смеси, находятся при нормальных условиях (Р= 101,09 кПа, или 760мм рт.ст., и t= 20 °С) в газообразном, жидком или твердом состоянии. [c.29] При извлечении пластовой нефти из недр изменяются ее давление и температура, в результате чего она из однофазного жидкого состояния переходит в двухфазное — раз газированную нефть и нефтяной газ. Раз-газированная нефть — это смесь жидких углеводородных компонентов и неуглеводородных примесей, получаемая при извлечении пластовой нефти из недр отделением части растворенных в ней углеводородных компонентов и примесей при снижении давления или повыщении температуры. Нефтяной газ — это смесь газо- и парообразных углеводородных и неуглеводородных компонентов, выделяющихся из пластовой нефтй при ее разгазировании. [c.29] Процесс разгазирования пластовой нефти, т. е. выделение из нее нефтяного газа, иногда начинается в насосно-компрессорных трубах нефтяных скважин и продолжается в трубопроводах по мере движения в них продукции скважин за счет уменьшения давления. Поток пластовой нефти превращается в нефтегазовый (двухфазный) поток. [c.29] Поток разделяют в специальных аппаратах, в которых поддерживают определенные регулируемые давление и температуру, т. е. создают условия для более полного отделения газа от нефти. Разгазирование нефти при регулируемых условиях называется сепарацией, а газы, сопутствующие нефти и выделяющиеся из нее при сепарации, называют попутными (или нефтепромысловыми) газами. Однако часть газа остается растворенной и может быть окончательно выделена и собрана при стабилизации нефти. Для обеспечения возможности транспортировки нефти до нефтеперерабатывающего завода без потерь проводят процесс стабилизации нефти, под которым понимается отделение от нее легких (пропан-бутановых и частично бензиновых) фракций. [c.30] Общее количество нефтяного газа, которое выделяется из нефти на всех ступенях ее сепарации и стабилизации, называется рабочим ресурсом газа. Соотношение между добычей нефтяного газа и его рабочим ресурсом характеризуется показателем, называемым коэффициентом (уровнем) использования ресурсов газа. Максимальное приближение коэффициента использования ресурсов нефтяного газа к единице, т. е. обеспечение наиболее полного использования ресурсов нефтяного газа, — одна из основных задач нефтегазодобывающих предприятий. На долю попутных нефтяных газов приходится около 30 % общей валовой добычи газа в мире, более 25 % от этого количества сжигается в факелах из-за отсутствия достаточных мощностей по сбору, подготовке, переработке и транспортировке газа. [c.30] Количество попутных газов (в нм ), приходящееся на 1 т добытой нефти, называется газовым фактором. Он зависит от условий формирования и залегания нефтяных пластов. Этот показатель изменяется в широких пределах и для нефтяных месторождений России составляет в среднем свыше 100 нмУт (табл. 2.1). Газовый фактор и ресурсы газа постоянно изменяются в зависимости от распределения объема добычи нефти по месторождению, технологии разработки месторождения, условий сбора и сепарации нефтегазовой смеси, климатических условий и других факторов. [c.30] Если природные газы в основном состоят из метана, то большинство попутных газов содержит значительное количество углеводородов Сз и выше. Характеристики попутных газов нефтей различных месторождений приведены в табл. 2.2. Качественная характеристика нефтяного газа различных месторождений неодинакова и изменяется в процессе эксплуатации скважин. Этим же объясняются разночтения составов газов одного и того же месторождения в различных источниках. [c.31] Большинство попутных газов содержит в основном алкановые углеводороды (от метана до декана) и незначительное количество циклоал-канов. В некоторых попутных газах присутствуют следы ароматических углеводородов. Частым спутником попутных газов является воздух, количество которого зависит от герметичности системы сбора газа на промыслах. Кроме того, в газах иногда присутствуют азот, диоксид углерода, сероводород, меркаптаны, сероуглерод, карбонил сульфида, гелий и другие редкие газы, влага. В некоторых попутных газах содержится до 5 % сероводорода и До 30 % диоксида углерода. [c.31] Содержание метана и этана в попутных газах изменяется в широких пределах, и суммарное их количество может достигать величины более 90 % (об.). Углеводороды от пропана и выше обычно извлекаются при переработке газов их содержание в зависимости от месторождения составляет в среднем 250—700 г/м . В газах некоторых месторождений (например, Гнединцевское) их содержание достигает 1200 г/м . Углеводородов выше бутанов обычно содержится не более 3 % (об.), хотя иногда их содержание может быть и значительным [Яринское месторождение — около 8 % (об.)]. [c.31] богатые пропаном и высшими алканами, принято называть жирными. Они являются источником получения сжиженных газов, индивидуальных углеводородов для нефтехимического синтеза, а также так называемого газового бензина. Газы, содержащие преимушественно метан и этан, именуются сухими. Они используются главным образом как бытовое и промышленное топливо, частично их можно использовать в производстве технического углерода (как сырье или технологическое топливо), ацетилена, водорода и продуктов органического синтеза. [c.31] Конденсаты различных месторождений сильно различаются по своему групповому химическому составу и содержанию гетеросоединений. Одни конденсаты обладают ярко выраженным метановым характером, в других преобладают нафтеновые углеводороды, в некоторых конденсатах содержатся в значительных количествах ароматические углеводороды (табл. 2.4). Это определяет схему их переработки, количество и качество получаемых продуктов. [c.33] Конденсат одного и того же месторождения может иметь различные показатели. Это зависит, с одной стороны, от снижения пластового давления месторождения, с другой — от режима эксплуатации установки, на которой производится выделение тяжелых углеводородов из газа. Так, снижение температуры на установках низкотемпературной сепарации повышает степень конденсации пентанов и гексанов, что, в свою очередь, приводит к увеличению содержания легких фракций в конденсате. Особенно суш,ественно влияние температуры сепарации на фракционный состав конденсата при его незначительном содержании в пластовом газе и высоком содержании высококипящих фракций. [c.34] Товарные свойства конденсатов определяются их физико-химическими свойствами. В состав газоконденсатов обычно входят углеводороды с числом атомов углерода в молекуле до 20. [c.34] По массовой доле ароматических углеводородов в газовых конденсатах они подразделяются на три типа Aj, А2 и A3 с содержанием соответственно не менее 20, 15—20 и менее 15 % (мае.) ароматических углеводородов. [c.35] Н4 — беспарафинистые, с содержанием в дизельной фракции менее 12 % (мае.) комплексообразующих. [c.35] Фз — конденсаты с концом кипения выще 320 °С. [c.35] Содержание серы в конденсатах колеблется в довольно широких пределах (в % мае.) 0,01—0,04 для конденсатов Уренгойского и Вук-тыльского, до 1,18 — Оренбургского и 1,37 — Астраханского месторождений. [c.35] Температуру, выше которой начинается разложение сернистых соединений конденсата, принято называть порогом термостабильности. Порог термостабильности конденсатов служит дополнительной характеристикой, необходимой для выбора режима переработки сернистых конденсатов и использования продуктов их переработки. При нагревании сернистых конденсатов сначала происходит выделение меркаптанов, а затем сероводорода. При высоких температурах преобладает выделение сероводорода. [c.36] Вернуться к основной статье