оценка жирности нефтяных попутных газов беларуси

ОЦЕНКА ЖИРНОСТИ
НЕФТЯНЫХ ПОПУТНЫХ ГАЗОВ
БЕЛАРУСИ
ОЦЕНКА ЖИРНОСТИ НЕФТЯНЫХ ПОПУТНЫХ ГАЗОВ БЕЛАРУСИ
Нефтяные попутные газы являются ценным сырьем для
газоперерабатывающей промышленности, так как, характеризуются высоким
cодержанием углеводородов С3+высшие.
Содержание углеводородов С3+высшие в газе, поступающем на переработку,
предопределяет количество жидкого сырья и выход таких товарных
продуктов, как пропан-бутановая фракция (ПБА, СПБТ), стабильный
газовый бензин, индивидуальные углеводороды.
Ежегодный объем газа, добываемый совместно с нефтью на месторождениях
РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» и подаваемый на
Белорусский газоперерабатывающий завод, находится на уровне 200 млн. м3.
Количество жидкого сырья, получаемого из данного газа, обеспечивает ¼
часть общей загрузки завода по жидкому сырью.
ОЦЕНКА ЖИРНОСТИ НЕФТЯНЫХ ПОПУТНЫХ ГАЗОВ БЕЛАРУСИ
1. Оценка природного потенциала ПНГ
Состав и свойства попутного нефтяного газа (ПНГ) не являются
постоянными и определяются следующими основными условиями: режимом
разработки залежи, термобарическими условиями сепарации нефти на
промысле.
Поэтому, сравнительная оценка «качества» ПНГ добываемого из различных
залежей сразличной системой сбора и подготовки нефти, затруднена.
В данном случае, корректно оценить и сравнить «жирность» ПНГ различных
объектов разработки можно только по базовым значениям, полученным в
результате исследования глубинных проб пластовой нефти методом
стандартной сепарации (речь идет о залежах нефти с пластовым давлением
выше давления насыщения и отсутствием газовой шапки).
ОЦЕНКА ЖИРНОСТИ НЕФТЯНЫХ ПОПУТНЫХ ГАЗОВ БЕЛАРУСИ
1. Оценка природного потенциала ПНГ
Базовые значения удельного содержания углеводородов С3+высшие в нефтяных попутных газах
обобщенные по залежам, сформировавшимся в различных толщах осадочного чехла Припятской
впадины, приведены в таблице:
Среднее содержание
углеводородов С3+высшие,
г/м3
Количество
проб
мин
макс
верхнесоленосная (lb)
721
33
601
962
межсолевая (el, zd)
613
309
451
720
подсолевая карбонатная (vr,sm,sr)
520
360
311
699
подсолевая терригенная (ln, st)
501
26
409
654
подсолевая терригенная (PR)
487
13
426
517
Толща (горизонт)
Диапазон
Практически все нефтяные попутные газы Беларуси, относятся к «жирным», так как удельное содержание
углеводородов С3+высшие в них превышает 400 г/м3.
Прослеживается четкая закономерность уменьшения «жирности» нефтяного попутного газа с глубиной
залегания вмещающих пород.
Данная систематизация и обобщение характеристик ПНГ, позволяет прогнозировать «жирность» газа по
вновь открываемым залежам, планировать и регулировать поступление газообразного сырья
требуемого качества на переработку.
ОЦЕНКА ЖИРНОСТИ НЕФТЯНЫХ ПОПУТНЫХ ГАЗОВ БЕЛАРУСИ
2. Оценка влияния потенциала ПНГ отдельной залежи на «качество» сборного
сырьевого потока
Компонентный состав сборного сырьевого потока ПНГ, направляемого на переработку,
определяется относительной долей добычи и «качеством» газа из каждой залежи.
Фактические данные лабораторного контроля БГПЗ свидетельствуют о непостоянстве состава
сырьевого потока ПНГ не только в течение года, месяца но, и в течение суток. При этом, разница
удельного содержания углеводородов С3+высшие в сырье в течение суток может достигать 60г/м3,
в течение месяца – 200г/м3.
Зная потенциал ПНГ конкретной
залежи,
относительную
долю
добычи газа из нее, можно оценить
«качество» всего сырьевого потока,
поступающего на переработку.
Регулируя объемы добычи ПНГ той
или иной жирности, планировать
поступление газообразного сырья
или оперативно корректировать
фактическое «качество» сырьевого
потока.
ОЦЕНКА ЖИРНОСТИ НЕФТЯНЫХ ПОПУТНЫХ ГАЗОВ БЕЛАРУСИ
Полученное при стандартной сепарации нефти значение удельного
содержания углеводородов С3+высшие в ПНГ – это природный потенциал.
Понятен тот факт, что при фактических условиях ступенчатой сепарации
нефти на промысле, выделившийся газ, будет содержать иное количество
углеводородов С3+высшие, которое, будет определяться не только исходным
углеводородным составом, но и термобарическими условиями сепарации.
Использование при планировании объемов переработки ПНГ величин
удельного содержания углеводородов С3+высшие в газе стандартной
сепарации, приводит к искажению планируемых объемов сырья
газопереработки.
Поэтому, зная природный потенциал ПНГ отдельной залежи, далее,
необходимо оценить изменение «качества» ПНГ с точки зрения условий
его промысловой сепарации.
ОЦЕНКА ЖИРНОСТИ НЕФТЯНЫХ ПОПУТНЫХ ГАЗОВ БЕЛАРУСИ
3. Оценка потенциала ПНГ с точки зрения условий его промысловой сепарации
Параметры
ступени сепарации
I
II
III
IV
V
Σ
Различная температура нефти на концевой ступени сепарации
Давление, МПа
0.41
0.28
0.2
0.01
0.01
Температура, оС
20
20
20
20
50
Газовый фактор, м3/т
98.1
1.4
0.9
4.8
4.9
110,1
Содержание С3+высшие, г/м3
283
376
467
1005
1635
377
Давление, МПа
0.41
0.28
0.2
0.01
0.01
Температура, оС
20
20
20
20
55
Газовый фактор, м3/т
98.4
1.4
0.9
4.8
6.0
111,5
Содержание С3+высшие, г/м3
283
376
467
1005
1703
393
Различная температура нефти на I-IV ступенях сепарации
Давление, МПа
0.41
0.28
0.2
0.01
0.01
Температура, оС
15
15
15
15
50
Газовый фактор, м3/т
96.0
1.4
0.9
4.9
6.3
109,9
Содержание С3+высшие, г/м3
261
347
431
942
1694
374
ОЦЕНКА ЖИРНОСТИ НЕФТЯНЫХ ПОПУТНЫХ ГАЗОВ БЕЛАРУСИ
3. Оценка потенциала ПНГ с точки зрения условий его промысловой сепарации
Параметры
ступени сепарации
I
II
III
IV
V
Σ
Различное давление на I ступени сепарации нефти,
различное число ступеней сепарации
Давление, МПа
0.41
0.28
0.2
0.01
0.01
Температура, оС
20
20
20
20
50
Газовый фактор, м3/т
98.1
1.4
0.9
4.8
4.9
110.1
Содержание С3+высшие, г/м3
283
376
467
1005
1635
377
Давление, МПа
0.30
0.28
0.2
0.01
0.01
Температура, оС
20
20
20
20
50
102.0
0.2
0.8
3.8
3.9
110.7
Содержание С3+высшие, г/м3
320
337
419
926
1582
390
Давление, МПа
0.01
Температура, оС
20
Газовый фактор, м3/т
129
129
Содержание С3+высшие, г/м3
503
503
Газовый фактор, м3/т
ОЦЕНКА ЖИРНОСТИ НЕФТЯНЫХ ПОПУТНЫХ ГАЗОВ БЕЛАРУСИ
3. Оценка потенциала ПНГ с точки зрения условий его промысловой сепарации
-наибольшее количество газа выделяется из нефти при однократной
сепарации, при этом в выделившемся газе содержится максимальное
количество углеводородов С3+высшие;
- разница в количестве углеводородов С3+высшие в выделившемся ПНГ в
зависимости от способа сепарации (I или несколько ступеней), существенна
и, составляет порядка 100-150г/м3;
-чем ниже давление первой ступени сепарации, тем больше выделяется газа
и тем больше в его составе углеводородов С3+высшие;
- чем выше температура сепарации нефти, в том числе на концевой ступени,
тем больше и более «жирного» газа выделяется.
Регулируя термобарические условия сепарации нефти (например, температуру на
концевой ступени) можно оперативно влиять на фактическое «качество» сырьевого
потока.
ОЦЕНКА ЖИРНОСТИ НЕФТЯНЫХ ПОПУТНЫХ ГАЗОВ БЕЛАРУСИ
Работы по оценке жирности нефтяного попутного газа в РУП «Производственное объединение
«Белоруснефть», использованию его в качестве сырья для газопереработки, включают:
1. оценку потенциала ПНГ
каждого объекта разработки
Для того, чтобы
- иметь полные знания о потенциальной жирности ПНГ
нефтедобывающего региона;
- прогнозировать жирность ПНГ по вновь открываемым
залежам и месторождениям.
2. оценку влияния потенциала
ПНГ каждого объекта
разработки на «качество»
сырьевого потока
- зная потенциал ПНГ конкретной залежи, относительную
долю добычи газа из нее, оценивать «качество» всего
сырьевого потока, поступающего на переработку;
- регулируя объемы добычи ПНГ той или иной жирности,
планировать поступление газообразного сырья требуемого
качества или оперативно корректировать фактическое
«качество» сырьевого потока.
3. оценку влияния условий
сепарации ПНГ каждого объекта
разработки на «качество»
сырьевого потока
- иметь знания о динамике изменения «жирности» ПНГ в
зависимости от фактических условий промысловой
сепарации;
- регулируя условия сепарации, влиять на фактическое
«качество» сырьевого потока.
Все это позволяет нам планировать ПП БГПЗ исходя из норм отбора нефти, газового фактора и
потенциала ПНГ каждого объекта разработки, с учетом потребностей н/х Беларуси.