Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 [ 51 ] 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67

Однако, вступая в контакт с сырой нефтью в коллекторе, он извлекает из нее некоторые углеводородные компоненты и становится таким образом нефтерастворимым. При смешивании нефти и СО2 мы сталкиваемся с тем же явлением, что и при газлифте: нефть становится более жидкой и легче перемещается.

В некоторых коллекторах нельзя добиться смешения диоксида углерода с нефтью, но СО2 тем не менее может применяться для получения дополнительной нефти. Газ все равно расширяется в коллекторе и снижает вязкость нефти, тем самым улучшая ее подвижность.

Углеводородные газы и конденсаты также используются в проектах по ПНП с помощью жидкостей, смешивающихся с нефтью. Обычно легкие углеводороды являются слишком ценными для коммерческого применения, поэтому данные процессы являются дорогостоящими. Применяют также азот и топливные газы, но они, как правило, эффективны только в скважинах с высокими температурой и давлением.

Термические методы

При термических методах ПНП коллектор подогревается, чтобы снизить вязкость нефти и/или испарить ее. В обоих случаях нефть становится более подвижной и ее можно более эффективно направлять к добывающим скБажинам. Помимо добавочного тепла в этих процессах создается движущая сила (давление). Существует два принципиальных метода термического ПНП: нагнетание водяного пара и воспламенение пластовых флюидов*.

Нагнетание пара обычно происходит в две стадии: на первой - пар закачивается в добывающую скважину, чтобы прогреть и, соответственно, сделать более жидкой нефть вблизи ствола добывающей скважины, а на второй - пар подается в нагнетательную скважину и движет-

В России эти технологии принято называть соответственно метод па-ротеплового воздействия (ПТВ) и метод внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ). - Примеч. науч. ред.

выдох

(фаза нагнетания), от нескольких дней до нескольких недель

ПРОПИТКА, несколько дней (теплоотдача разжижает нефть)

вдох

(фаза добычи), от нескольких недель до нескольких месяцев

ф Вязкая нефть

(2) Прогретая зона

@ Зона конденсации пара

Зона пара Поток нефти

и сконденсированного пара

Рис. 14.6. Циклическая обработка паром (технология выдох-вдох) или паровая пропитка (по оригинальным рисункам Joe R. Lindley, министерство энергетики США, предоставлено Национальным советом США по нефти)

ся сквозь коллектор в направлении добывающей скважины, выталкивая теплую, подвижную нефть перед собой.

На практике в пласт подается смесь пара и горячей воды. Обычно пар генерируется на поверхности, но часть тепла теряется, и пар может частично превратиться в горячую воду, прежде чем достигнет продуктивного пласта. Если эта смесь пара и горячей воды перемещается по циклу на добывающей скважине, такая технология называется вьщох-вдох или паровая пропитка (рис. 14.6).

Воспламенение пластовых флюидов обычно применяется в коллекторах с нефтью низкой плотности; оно было испытано в широком диапазоне условий. Тепло генери-

руется в коллекторе в результате подачи воздуха и сжигания части сырой нефти. При этом снижается вязкость нефти и остаточная нефть частично испаряется. Затем нефть выгоняется в направлении добывающей скважины за счет действия вытесняющих потоков пара, горячей воды и газа.

Необходимо иметь в виду, что методы третичной добычи нефти очень дороги, особенно при невысокой рыночной цене барреля сырой нефти. Заводнение обычно более экономично, поэтому оно применяется чаще. Кроме того, данные методы используются для добычи сырой нефти, а не газа. Следующая глава посвящена природному газу и методам его переработки.

Глава XV

ПЕРЕРАБОТКА ПРИРОДНОГО ГАЗА И КОМБИНИРОВАННОЕ ПРОИЗВОДСТВО ТЕПЛА И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Установки по переработке природного газа и по его возврату в цикл добычи извлекают товарные жидкости из газового потока, поступающего непосредственно из газовых скважин или из обычных сепараторов нефти и газа на нефтяных скважинах. Размеры и производительность таких установок варьируются в очень широких пределах: от нескольких миллионов до нескольких сот миллионов кубических футов газа в день (1 фут. = 0,027 м).

Использование обычных нефтегазовых сепараторов Ш1И деэмульсационных установок не считается переработкой газа, равно как и обработка с целью удаления из газа таких примесей, как пыль, грязь, водяные пары, сероводород и диоксид углерода. Эти процессы обычно называют подготовкой природного газа. В то же время переработка газа - это любая операция, имеющая главной целью извлечение из него жидкостей.

Установки по возвращению газа в цикл добычи применяются в основном на газовых или газоконденсатных коллекторах. На таких коллекторах для увеличения добычи давление внутри коллектора желательно поддерживать выше точки росы - величины, при которой начнется образование жидкостей. После извлечения более тяжелых углеводородов в жидком виде оставшаяся часть «сухого»

газа снова закачивается в коллектор для поддержания его энергии. В связи с этим, а также по экономическим соображениям переработка газа может оказаться выгодной операцией.

Виды природного газа

Терминология, описывающая природный газ, образна, но не слишком точна. Представьте себе, например, что газ называют жирным, сухим, обогащенным и бедным или тощим. Обогащенный или жирный газ - обычно такой, из которого стоит выделять жидкость. Сухой или тощий газ - наоборот. Короче говоря, эти термины настолько же количественны, насколько слова толстый и худой в применении к людям.

Количественной мерой оценки природного газа является величина, измеряемая в галлонах на тысячу кубических футов (количество галлонов жидкости, пригодной для конденсации, в 1000 фут. газа), а также процентное содержание различных химических компонентов.

Таблица 15.1. Типичные компоненты природного газа

Типы жидкостей в природном газе

Жидкости природного газа представляют собой углеводороды, обладающие свойствами нормальных парафинов от этана до декана плюс более тяжелые компоненты, содержание которых не превышает следовых количеств. Природный газ содержит сотни углеводородных соединений, большая часть которых присутствует только в следовых количествах. Для описания жидкостей обычно приводят их первичный химический состав, температуру кипения, давление паров, цвет, чистоту и некоторые другие характеристики. Различные продукты, получаемые из природного газа, описаны ниже в соответствии с условными стандартами, установленными NGPA.

Товарный пропан

Этот углеводородный продукт состоит главным образом из пропана и/или пропена и характеризуется избыточным давлением паров не более 215 psi (фунтов на квадратный дюйм) при 100°Р (1,54 МПа при 38°С). Он

Величина (гал./тыс. фут.) рассчитывается на основании химического анализа или стандартных опытов по компрессии или абсорбции активированным углем.

Название нефтяной газ обычно относится к газу, добываемому из скважины вместе с сырой нефтью. Остаточный газ - это любой газ, поступающий с установки по переработке газа и пригодный для продажи в качестве коммерческого продукта. Это название подразумевает, что содержание всех действительно сжижающихся составляющих снижено до удовлетворительных пропорций.

Малосернистым (или сладким) газом называют газ, содержание в котором сероводорода, других соединений серы и СО2 достаточно низко, чтобы газ можно было продавать, не прилагая дополнительных усилий по удалению этих соединений. Название высокосернистый (или кислый) газ относится к противоположной ситуации.