AVFinfo.Ru

Алексей Филиппов AVFinfo.RU

Статьи и заметки инженера нефтегазового комплекса

site@avfinfo.ru

Компонентный состав попутного нефтяного газа

Опубликовано: 13.10.2013

Термин «нефтяной газ» с давних времен сопровождается в нашей стране прилагательным «попутный». Не исключено, что такое «попутное» отношение к ценнейшему природному ископаемому изначально определило его незавидную судьбу в России. Однако времена меняются, и нефтяной газ в нашей стране переходит в категорию экономически рентабельного углеводородного сырья.

В отличие от природного газа, компонентный состав попутного нефтяного газа может сильно различаться в зависимости от месторождения. Более того, даже на одном и том же нефтяном месторождении в разные периоды времени компонентный состав ПНГ будет разный. В данной статье приведены примеры компонентного состава газа по разным типам месторождений и ступеням сепарации.

Компонентный состав попутного нефтяного газа

Состав ПНГ по типам месторождений

Компонентный состав ПНГ по типам месторождений представлен в сравнении с компонентным составом природного газа. Такое сравнение помогает наглядно оценить различия между объёмным содержанием компонентов в природном газе и объёмным содержанием компонентов в попутном нефтяном газе. Ведь в отличие от природного газа, ПНГ может использоваться не только как энергетический газ. Переработка ПНГ по газо- и нефтехимическому профилю — это главное направление его полезного использования. Состав попутного газа представлен по трём ступеням сепарации нефти: выделившийся газ после 1 ступени, после 2 ступени и после 3 ступени (концевой).

Станция концевая — Алёхинское нефтяное месторождение Сургутнефтегаз
  • Станция концевых ступеней сепарации Алёхинского нефтяного месторождения

Компонентный состав ПНГ нефтяного месторождения

Компоненты газовой смеси Обозначение компонента Природный газ (газовое м/р) Нефтяной газ
(нефтяное м/р)
1 ступень 2 ступень 3 ступень
Компонентный состав в процентах объёма
Метан CH4 94,3442 61,7452 45,6094 19,4437
Этан C2H6 2,9114 7,7166 16,3140 5,7315
Пропан C3H8 0,4312 17,5915 21,1402 4,5642
И-Бутан iC4H10 0,0457 3,7653 5,1382 4,3904
Бутан C4H10 0,0719 4,8729 7,0745 9,6642
И-Пентаны iC5H12 0,0289 0,9822 1,4431 9,9321
Пентан C5H12 0,0258 0,9173 1,3521 12,3281
И-Гексаны iC6H14 0,0014 0,5266 0,7539 13,8146
Гексан C6H14 0,0180 0,2403 0,2825 3,7314
И-Гептаны iC7H16 0,0082 0,0274 0,1321 6,7260
Бензол C6H6 0,0261 0,0017 0,0061 0,0414
Гептан C7H16 0,0092 0,1014 0,0753 1,5978
И-Октаны iC8H18 0,0017 0,0256 0,0193 4,3698
Толуол C7H8 0,0111 0,0688 0,0679 0,0901
Октан C8H18 0,0058 0,0017 0,0026 0,4826
И-Нонаны iC9H20 0,0035 0,0006 0,0003 0,8705
Нонан C9H20 0,0052 0,0015 0,0012 0,8714
И-Деканы iC10H22 0,0148 0,0131 0,0100 0,1852
Декан C10H22 0,0074 0,0191 0,0160 0,1912
Углекислый газ CO2 0,7379 0,0382 0,1084 0,7743
Азот N2 1,2906 1,3430 0,4530 0,1995
Сероводород H2S 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000
Показатели
Молекулярная масса, г/моль 17,111 27,702 32,067 63,371
Плотность газа, г/м3 711,339 1151,610 1333,052 2634,436
Содержание углеводородов С3+В, г/м3 17,215 627,019 817,684 2416,626
Содержание углеводородов С5+В, г/м3 6,468 95,817 135,059 1993,360

Как видно из таблицы, в составе попутного газа нефтяного месторождения содержание метана почти в 2 раза меньше, чем в составе природного газа. Причём, с каждой последующей ступенью содержание этого компонента уменьшается. Это связано с тем, что метан является самым лёгким углеводородным газом, поэтому выделяется он из нефти значительно быстрее, чем его гомологи. При этом, объёмное содержание гомологов метана, наоборот, с каждой ступенью сепарации только возрастает. Выделению этих компонентов из нефти способствует повышенная температура (подогрев нефти) и низкое давление в сепараторах на объектах подготовки нефти. Также стоит обратить внимание на то, что плотность ПНГ с каждой ступенью увеличивается (выделяются более тяжёлые компоненты). Если сравнить плотность природного газа и попутного газа нефтяного месторождения, можно заметить, что разница более чем в 1,5 раза, а на 2 и 3 ступени — в 2 и 4 раза соответственно. Самое важное, что определяет ценность попутного нефтяного газа — это суммарное содержание компонентов начиная с пропана (С3+выше). Из таблицы видно, что количество ценных химических компонентов (пропан, бутаны и др.) почти в 30 раз больше, чем в природном газе. Чем выше показатель С3+выше в попутном нефтяном газе, тем больше продуктов можно получить при переработке данного вида сырья.

Компонентный состав ПНГ газонефтяного месторождения

Компоненты газовой смеси Обозначение компонента Природный газ (газовое м/р) Нефтяной газ
(газонефтяное м/р)
1 ступень 2 ступень 3 ступень
Компонентный состав в процентах объёма
Метан CH4 94,3442 88,3268 78,1036 68,0128
Этан C2H6 2,9114 4,0652 6,6898 9,9822
Пропан C3H8 0,4312 2,7050 5,2149 9,3708
И-Бутан iC4H10 0,0457 0,6432 2,7913 2,5916
Бутан C4H10 0,0719 0,9803 2,0636 3,7911
И-Пентаны iC5H12 0,0289 0,2769 0,8086 1,0854
Пентан C5H12 0,0258 0,2720 0,7923 1,0583
И-Гексаны iC6H14 0,0014 0,0665 0,0715 0,2711
Гексан C6H14 0,0180 0,0797 0,0857 0,3133
И-Гептаны iC7H16 0,0082 0,0770 0,0827 0,2456
Бензол C6H6 0,0261 0,0264 0,0484 0,0992
Гептан C7H16 0,0092 0,0414 0,0446 0,1814
И-Октаны iC8H18 0,0017 0,0337 0,0362 0,0862
Толуол C7H8 0,0111 0,0032 0,0034 0,0040
Октан C8H18 0,0058 0,0058 0,0062 0,0033
И-Нонаны iC9H20 0,0035 0,0101 0,0130 0,0232
Нонан C9H20 0,0052 0,0121 0,0094 0,0256
И-Деканы iC10H22 0,0148 0,0032 0,0045 0,0129
Декан C10H22 0,0074 0,0067 0,0012 0,0104
Углекислый газ CO2 0,7379 1,2296 1,7089 2,5362
Азот N2 1,2906 1,1349 1,4199 0,2943
Сероводород H2S 0,0000 0,0003 0,0003 0,0011
Показатели
Молекулярная масса, г/моль 17,111 19,140 22,357 25,711
Плотность газа, г/м3 711,339 795,677 929,423 1068,848
Содержание углеводородов С3+В, г/м3 17,215 120,073 277,104 440,631
Содержание углеводородов С5+В, г/м3 6,468 31,258 64,199 114,626

Для газонефтяных месторождений характерно высокое содержание газа в нефти. Содержание метана в компонентном составе газа этого типа месторождений приблизительно равно количеству метана в природном газе. Что касается других компонентов, то попутный газ газонефтяного месторождения гораздо «богаче» в этом плане, чем природный газ. Из таблицы видно, что объёмное содержание пропана, бутанов и других компонентов в нефтяном газе на порядок выше, чем в природном.

Компонентный состав ПНГ нефтегазоконденсатного месторождения

Компоненты газовой смеси Обозначение компонента Природный газ (газовое м/р) Нефтяной газ
(нефтегазоконденсатное м/р)
1 ступень 2 ступень 3 ступень
Компонентный состав в процентах объёма
Метан CH4 94,3442 91,5126 87,8304 68,7840
Этан C2H6 2,9114 2,8332 1,4163 5,3423
Пропан C3H8 0,4312 1,1639 0,1691 8,5214
И-Бутан iC4H10 0,0457 0,5134 2,5041 2,8754
Бутан C4H10 0,0719 0,0424 0,2893 5,5696
И-Пентаны iC5H12 0,0289 0,1061 0,4882 1,6965
Пентан C5H12 0,0258 0,0172 0,0843 2,2686
И-Гексаны iC6H14 0,0014 0,0637 0,3584 1,5733
Гексан C6H14 0,0180 0,0034 0,0169 0,8017
И-Гептаны iC7H16 0,0082 0,2345 1,1063 0,3598
Бензол C6H6 0,0261 0,0036 0,0167 0,0689
Гептан C7H16 0,0092 0,0573 0,1954 0,2864
И-Октаны iC8H18 0,0017 0,0526 0,2289 0,0953
Толуол C7H8 0,0111 0,0046 0,0245 0,0038
Октан C8H18 0,0058 0,0023 0,0104 0,0017
И-Нонаны iC9H20 0,0035 0,0246 0,0985 0,0014
Нонан C9H20 0,0052 0,0013 0,0993 0,0023
И-Деканы iC10H22 0,0148 0,0011 0,0092 0,0480
Декан C10H22 0,0074 0,0010 0,0087 0,0540
Углекислый газ CO2 0,7379 3,1694 4,0638 0,3560
Азот N2 1,2906 0,1873 0,9761 1,2855
Сероводород H2S 0,0000 0,0046 0,0052 0,0042
Показатели
Молекулярная масса, г/моль 17,111 18,363 20,907 27,699
Плотность газа, г/м3 711,339 763,388 869,140 1151,469
Содержание углеводородов С3+В, г/м3 17,215 57,423 179,886 604,411
Содержание углеводородов С5+В, г/м3 6,468 22,657 109,290 244,146

На нефтегазоконденсатных месторождениях количество метана в газовой смеси почти такое же, как и в природном газе. Примечательно, что даже на 2 и 3 ступени метан выделяется в значительном объёме. Фактически, выделившийся попутный газ состоит в основном из метана и преобладает в компонентном составе ПНГ. Тем не менее, в отличие от природного газа, попутный газ нефтегазоконденсатного месторождения содержит ценные углеводородные компоненты. В таблице видно, что содержание углеводородов С3+выше возрастает с каждой ступенью сепарации и превосходит в несколько раз аналогичный параметр в природном газе.

Сравнительный анализ компонентов попутного нефтяного газа

Сравнительная таблица основных показателей по компонентному составу газа

Резюмируя вышеприведённые данные по компонентному составу ПНГ, можно представить следующую выборку важных показателей, на которые следует обратить внимание при сравнительном анализе.

Для определения компонентного состава углеводородных газов применяется специальный прибор — газовый хроматограф. Химик-хроматографист проводит исследование пробы газа и выдаёт результат, на основании которого можно сделать выводы о качестве попутного нефтяного газа, а также о характере его происхождения — либо это чисто нефтяной газ, либо это смесь газов дополнительных источников (газ газовых шапок, газ возврата и пр.). Здесь важно отметить, что анализ желательно проводить сразу же на месте отбора пробы газа, т.к. в этом случае на стенках пробоотборника сконденсируется наименьшее количество тяжёлых компонентов и, следовательно, хроматограмма отобразит более точную картину. Данные по компонентному составу газа позволяют рассчитать его плотность и содержание углеводородов С3+вышеn+выше). Чем выше эти показатели, тем более ценен нефтяной газ.

Газовый хроматограф для определения компонентного состава газаЧто касается азота и углекислого газа в составе ПНГ, то эти компоненты не представляют энергетической ценности, поскольку не обладают теплотворной способностью. Однако по этим показателям можно охарактеризовать месторождение, а точнее, внутрипластовые процессы, протекающие в нём (например, внутрипластовое горение). Более того, с увеличением обводнённости продукции скважин, содержание неуглеводородных компонентов в нефтяном газе возрастает, а компонентный состав «утяжеляется». Обычно это связано с закачкой рабочего агента (вода, газ, пар) и его влиянием на физико-химические параметры пластового флюида.

Повышенное содержание сероводорода в составе ПНГ говорит о том, что оборудование и газопроводы подвергаются усиленной коррозии и, следовательно, на объекте необходимо проводить мероприятия по сероочистке. Из-за значительного коррозионного износа оборудование, как правило, гораздо быстрее вырабатывает свой ресурс, что обычно снижает экономическую эффективность объекта нефтегазоподготовки. В большинстве случаев для увеличения срока службы газопроводов используются трубы из коррозионностойкого металла.

Установка сероочистки попутного нефтяного газа COMART
  • Установка сероочистки газа COMART, поставляемая на российский рынок компанией ЭНЕРГАЗ

Значение определения состава ПНГ

Зная компонентный состав попутного нефтяного газа, можно оценить не только его рыночную стоимость, но и рассчитать варианты рационального использования: поставлять ПНГ как энергетический газ, либо как сырьё для нефтегазохимии. В любом случае важно правильно подобрать оборудование при обустройстве объектов добычи и подготовки нефти и газа.

В частности, на основе данных об объёме и компонентном составе ПНГ принимаются решения о комплектовании объектов добычи и нефтегазоподготовки необходимым оборудованием, как по мощности, так и по набору используемых установок. Ведь процесс подготовки нефти и газа складывается из целого комплекса технологических операций (осушка, сепарация, сероочистка и удаление углекислого газа, компримирование и др.).

Компактная система подготовки ПНГ от компании ЭНЕРГАЗ
  • Компактная система подготовки ПНГ (осушитель газа, компрессорная установка, чиллер, узел учёта газа) на объекте ОАО «Аганнефтегазгеология»

Качественная подготовка нефти и газа снимает ряд проблем, характерных для объектов нефтегазодобычи. Например, недозагруженность сепарационного оборудования (более чем в 2,5 раза) часто является причиной неэффективного отделения газа от капельной жидкости. Отсутствие же газосепараторов приводит к повышенному накоплению жидкости в газопроводах, что создаёт «пробки» — механические отложения на стенках трубы, уменьшающих пропускную способность газопровода. Причём, чем «тяжелее» будет газ (высокий показатель С3+выше), тем больше жидкости (конденсата) окажется в газопроводе. Всего этого можно избежать, используя эффективное оборудование подготовки нефти и газа, строго соблюдая технологические условия его эксплуатации. Это позволяет максимально использовать имеющиеся ресурсы ПНГ и значительно сократить потери.

Заключение

Итак, для каждого объекта нефтедобычи компонентный состав газа будет разный. И может значительно отличаться от представленного в таблицах, ведь компонентный состав нефти и другие её характеристики (плотность, обводнённость, давление насыщения и пр.) для каждого месторождения индивидуальны. Однако, данные (а проще говоря — цифры), представленные в таблицах помогут определить структуру распределения газа в газовой смеси на разных типах нефтяных залежей.

В английской нефтегазовой терминологии определение «нефтяного газа» даётся как «associated petroleum gas», сокращённо APG. В дословном переводе — «связанный, объединённый нефтяной газ».

В мировой практике уже утвердилась профессиональная традиция комплексной разработки месторождений, когда нефть и нефтяной газ добывают и пускают в дело с одинаковой рачительностью, связанной экономической выгодой и объединённой максимальной экологической безопасностью.

Планетарный опыт воспринят сегодня и нефтяниками России. Всё реже звучит словосочетание «утилизация ПНГ», всё чаще мы слышим сообщения о рациональном применении нефтяного газа. Рациональном – значит разумном, продуманном, расчётливом использовании этого уникального углеводородного сырья.

Данную публикацию я подготовил на основе моей статьи «Компонентный состав попутного нефтяного газа», которая (при поддержке компании «ЭНЕРГАЗ») была опубликована в следующих журналах:

  • Neftegaz.Ru №10, 2013
  • Energyland.info» 29 января 2014 года (медиа-портал сообщества ТЭК)

Комментарии
Страницы:
1
Сибиряк
Опубликовано
30.05.2012 18:41:38

Алексей, спасибо Вам огромное за данные! Почему-то частенько ограничиваются гексаном при выдаче результатов газохроматографии компонентного состава попутного газа. Это очень хорошо, что Вы таблички привели для разных типов месторождений, да ещё и расширенный состав представили с описанием. Теперь сравнивать можно...

Валерий
Опубликовано
17.03.2014 17:15:33

Очень полезные данные, спасибо.
Подскажите, а куда ОАО «Аганнефтегазгеология» девает нестабильный конденсат, выделившийся после чиллера? и какие существуют технологии для переработки полученного конденсата с учетом высокого ДНП сдаваемой нефти.

Алексей Филиппов
Опубликовано
29.03.2014 14:08:42

Валерий, спасибо за отзыв! Честно говоря, я никогда не занимался вопросами реализации нестабильного конденсата приведённой Вами компании. Лучше это у них спросить :)

Kan
Опубликовано
11.08.2015 19:49:41

Dear Alexey,
I have a question on the APG volumes during different (three as shown in http://www.avfinfo.ru/page/inzhiniring-006) stages. Do you know what's the percentage of APG is usually processed during Stage 1, as well as Stage 2 and 3? Hope to get your answer soon! Thank you very much!

Алексей Филиппов
Опубликовано
11.08.2015 20:24:10

Dear Kan,
I really much appreciate that you have visited my official web page and dedicated your time to reading my scientific articles. Unfortunatelly, I cannot give you a precise answe, as the data which you're interested in is mostly dependent on a number of different factors. These factors are the technology of separation (with or without an oil heater), composition of fluid (mas fracture of water, gas factor, composition of APG) and pressure of last-stage separation (Stage 3). It would be absolutelly incorrect to give you precise persentage without carefully analyzing inlet data and carrying out a simulation (in Hysys, for example). Generally, speaking, the major part of APG is released in Stage 1 and Stage 2 (about 85%) and only 10-15 % is released in Stage 3 (low pressure separation) but I'd like to note that these numbers are not precise

Kan
Опубликовано
11.08.2015 22:25:08

Dear Alexey,
Thank you so much for your prompt reply and your information is important for me. And yes, it is understandable that it is not possible to have a precious percentage among these three stages. In this regard, the percentages in a range that you have mentioned are good enough. I have some follow-up questions for you if you don't mind. 1. As you said, the major part of APG is released in Stage 1 and Stage 2 (about 85%). Do you have any idea that what are the approximate percentages for Stage 1 and Stage 2, respectively? 2. Do you know there are any documents (e.g. report, literature or other media) that mentioned this kind of percentages as you said? Thanks again for your kind help and very appreciate for your expertise!

Алексей Филиппов
Опубликовано
12.08.2015 23:46:30

Dear Kan,
I have some information which I think is likely to be useful for you. I am going to publish results of a simulation which has been carried out by one of my colleagues recently. This simulation will represent a gas oil separation plant based on three-stage separation of crude oil and an APG treatment unit.

Kan
Опубликовано
13.08.2015 09:45:16

Dear Alexey,
It is great to know that you are going to publish some related results. Actually, I'm an atmospheric/climate researcher and interested in the impact of gas flaring on the Arctic Circle. Maybe we can collaborate on this topic in the very near future. As you mentioned that you have some information that could be useful, would you mind sending some materials to me via e-mail (hackenhuang@gmail.com)? Thank you very much in advance!

Даниил
Опубликовано
16.01.2017 16:12:48

Алексей, очень интересная статья! Но некоторое противоречие прослеживается: высокое содержание компонентов С3+ с точки зрения переработке ПНГ - замечательно, но с точки зрения транспортировки ПНГ до ГПЗ (при его удаленности) приводит к образованию осложняющего фактора - выпадению конденсата в газопроводе и снижению пропускной способности. Где здесь скрывается золотая середина - чтобы и повысить ценность газа, и не получить осложнения?

Страницы:
1
Добавить комментарий