Нефтяным газом называют газ, который растворён в нефти при пластовых условиях. Такой газ получают в процессе разработки нефтяных залежей вследствие уменьшения пластового давления. Его уменьшают до отметки ниже давления насыщения нефти. Объем нефтяного газа (м3/т) в нефти, или как его еще называют газовый фактор, может колебаться от 3-5 в верхних горизонтах до 200-250 в глубокозалегающих пластах, если залежи хорошо сохранились.

Попутный нефтяной газ

Месторождения нефтяного газа - это месторождения нефти. Попутный нефтяной газ (ПНГ) является природным углеводородным газом, а точнее смесью газов и парообразных углеводородных и не углеводородных составляющих, которые растворены в нефти или находятся в «шапках» нефтяных и газоконденсатных месторождений.
Фактически ПНГ - это побочный продукт добычи нефти. В самом начале добычи нефти попутный нефтяной газ из-за несовершенной инфраструктуры для его сбора, подготовки, перевозки и переработки, а также из-за отсутствия потребителей, попросту сжигали на факелах.
Одна тонна нефти может содержать от 1-2 м3 до нескольких тысяч м3 нефтяного газ, все зависит от региона добычи.

Использование нефтяных газов

Попутный нефтяной газ - это важное сырье для энергетической и химической промышленности. Такой газ отличается повышенной теплотворной способностью, которая может составлять от 9 тысяч до 15 тысяч Ккал/ м3. Однако его применение в энергогенерации затруднено нестабильным составом и присутствием множества примесей. Поэтому необходимы дополнительные затраты на очистку («осушку») газа.
В химической отрасли находящийся в попутном газе метан и этан применяют для изготовления пластических масс и каучука, тогда как более тяжелые компоненты используются в качестве сырья для создания ароматических углеводородов, топливных присадок с высоким октановым числом и сжиженных углеводородных газов, а именно сжиженного пропан-бутана технического (СПБТ).
Согласно информации Министерства природных ресурсов и экологии РФ (МПР), из 55 млрд м3 попутного газа, который каждый год добывается в России, только 26% (14 млрд м3) подвергается переработке. Еще 47% (26 млрд м3) поступает на нужды промыслов или списывается как технологические потери, а еще 27% (15 млрд м3) сжигают в факелах. Подсчеты специалистов говорят о том, что сжигание попутного нефтяного газ является причиной потери почти 139,2 млрд рублей, которые можно было бы получить в результате продажи жидких углеводородов, пропана, бутана и сухого газа.

Проблема сжигания нефтяного газа

Этот процесс является причиной масштабных выбросов твердых загрязняющих соединений, а также общего ухудшения экологической обстановки в нефтедобывающих регионах. В процессе «технологических потерь» и сжигания ПНГ в атмосферу попадает диоксид углерода и активная сажа.
Вследствие сгорания газа в факелах в России каждый год отмечается примерно 100 млн тонн выбросов СО2 (если сжигать весь объем газа). В тоже время российские факелы печально знамениты своей неэффективностью, то есть газ в них сгорает не весь. Получается, что в атмосферу попадает метан, который является намного более опасным парниковым газом, чем углекислый газ.
Количество выбросов сажи в процессе сгорания нефтяного газа оценивают примерно в 0,5 млн тонн ежегодно. Сгорание нефтяного газа сопряжено с тепловым загрязнением окружающей среды. Около факела радиус термического разрушения почвы составляет 10-25 метров, а растительного мира - от 50 до 150 метров.
Высокая концентрация в атмосфере продуктов сгорания такого газ, а именно окись азота, сернистый ангидрид, окись углерода, становится причиной роста случаев заболеваемости местного населения раком легких, бронхов, а также поражениями печени и желудочно-кишечного тракта, нервной системы, зрения.
Самым правильным и эффективным методом утилизации попутного нефтяного газа можно назвать его переработку на газоперерабатывающих предприятиях с образованием сухого отбензиненного газа (СОГ), широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), а также сжиженных газов (СУГ) и стабильного газового бензина (СГБ).
Правильная утилизация нефтяного газа даст возможность каждый год изготавливать около 5-6 млн тонн жидких углеводородов, 3-4 млрд м3 этана, 15-20 млрд м3 сухого газа или 60-70 тысяч ГВт/ч электроэнергии.
Интересно, что 1 января 2012 г вступило в силу постановление Правительства РФ «О мерах по стимулированию снижения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках». В этом документе сказано, что добывающие предприятия должны подвергать утилизации 95% ПНГ.

Состав нефтяного газа

Состав нефтяного газа может быть различным. От чего он зависит? Специалисты выделяют следующие факторы, влияющие на состав нефтяного газ:

Состав нефти, в которой растворён газ
условия залегания и формирования залежей, которые отвечают за устойчивость природных нефтегазовых систем
возможность естественной дегазации.

Большинство попутных газов, в зависимости от региона добычи, могут содержаться даже неуглеводородные составляющие, к примеру, сероводород и меркаптаны, углекислый газ, азот, гелий и аргон. Если в составе нефтяных газов преобладают углеводороды (95-100%) их называют углеводородными. Также бывают газы с примесью углекислого газа (CO2 от 4 до 20%), или азота (N2 от 3 до 15%). Углеводородно-азотные газы имеют в своем составе до 50% азота. По соотношению метана и его гомологов выделяют:

• сухие (метана более 85%, С2Н6 + высшие 10-15%)
• жирные (CH4 60-85%, С2Н6 + высшие 20-35%).

Исходя из геологических характеристик, выделяют попутные газы газовых шапок, а также газы, которые растворены непосредственно в нефти. В процессе вскрытия нефтяных пластов чаще всего начинает фонтанировать газ нефтяных шапок. Далее главный объем получаемого ПНГ составляют газы, которые растворены в нефти.
Газ из газовых шапок, его еще называют свободным газом, имеет более «легкий» состав. Он содержит меньшее количество тяжелых углеводородных газов, чем выгодно отличается от растворенного в нефти газа. Получается, что первые этапы разработки месторождений зачастую имеют большие ежегодные объемы добычи ПНГ с преобладанием метана в своем составе.
Однако, со временем дебет попутного нефтяного газа снижается, и увеличивается объем тяжелых составляющих.
Чтобы выяснить, сколько газа содержится в определенной нефти и какой его состав, специалисты осуществляют дегазацию пробы нефти, отобранной на устье скважины или в пластовых условиях при помощи глубинного проботборника. Вследствие неполной дегазации нефтей в призабойной зоне и подъёмных трубах нефтяной газ, взятый из устья скважины, имеет в своем составе более высокое количество метана и меньший объем его гомологов, в сравнении с газом из глубинных проб нефтей.

Состав попутного нефтяного газа различных месторождений Западной Сибири

Регион Месторождение	Состав газа, % масс.
СН 4	С 2 Н 6	С 3 Н 8	i-С 4 Н 10	n-С 4 Н 10	i-С 5 Н 12	n-С 5 Н 12	СO 2	N 2
З а п а д н а я С и б и р ь
Самотлорское	60,64	4,13	13,05	4,04	8,6	2,52	2,65	0,59	1,48
Варьеганское	59,33	8,31	13,51	4,05	6,65	2,2	1,8	0,69	1,51
Б а ш к о р т о с т а н
Арланское	12,29	8,91	19,6	10,8	6,75	0,86	42,01
Вятское	8,2	12,6	17,8	10,4	4,0	1,7	46,2
У д м у р т с к а я Р е с п у б л и к а
Лозолюкско-Зуринское	7,88	16,7	27,94	3,93	8,73	2,17	1,8	1,73	28,31
Архангельское	10,96	3,56	12,5	3,36	6,44	2,27	1,7	1,28	56,57
П е р м с к и й к р а й
Куединское	32,184	12,075	13,012	1,796	3,481	1,059	0,813	0,402	33,985
Красноярское	44,965	13,539	13,805	2,118	3,596	1,050	0,838	1,792	17,029
Гондырское	21,305	20,106	19,215	2,142	3,874	0,828	0,558	0,891	29,597
Степановкое	40,289	15,522	12,534	2,318	3,867	1,358	0,799	1,887	20,105

Сжиженный нефтяной газ

Полная характеристика нефтяных газов в сжиженном состоянии дает возможность использовать их в качестве высококачественного полноценного топлива для автомобильных моторов. Главными составляющими сжиженного нефтяного газ являются пропан и бутан, которые являются побочными продуктами добычи или переработки нефти на газо-бензинных предприятиях.
Газ прекрасно соединяется с воздухом с формированием однородной горючей смеси, что гарантирует высокую теплоту сгорания, а также позволяет избежать детонации в процессе сгорания. В газе имеется минимальное количество компонентов, которые способствуют нагарообразованию и загрязнению системы питания, а также вызывают коррозию.
Состав сжиженного нефтяного газа дают возможность создавать моторные свойства газового топлива.
В процессе перемешивания пропана можно обеспечить подходящее давление насыщенных паров в газовой смеси, что имеет большое значение для использования газобаллонных автомобилей в разных климатических условиях. Именно по этой причине присутствие пропана очень желательно.
Цвет и запах у сжиженного нефтяного газа отсутствует. Из-за этого для гарантии безопасной эксплуатации на автомобилях ему придают специальный аромат - одорируют.

Оставшийся попутный газ, который нефтедобывающие компании не сжигают в факелах и не закачивают в пласт, попадает на переработку. Прежде чем перевозить его на перерабатывающий комбинат, его нужно очистить. Освобожденный газ от механических примесей и воды намного легче перевозить. Для того, чтобы предотвратить выпадение сжиженных фракций в полость газопроводов и облегчить смесь осуществляют отфильтровывание тяжёлых углеводородов.
Посредством выведения сернистых элементов можно предотвратить коррозионное действие попутного нефтяного газа на стенку трубопровода, а извлечением азота и углекислоты можно снизить объем смеси, который не используется в переработке. Очищают газ различными методами. По окончанию охлаждения и компримирования (сжатия под давлением) газа можно приступать к его сепарации или обработки газодинамическими способами. Эти методы довольно бюджетны, однако они не дают возможности выделить углекислоту и сернистые компоненты из нефтяного газа.
Если применяются сорбционные методы, то кроме удаления сероводорода осуществляется и осушка от воды и влажных углеводородных компонентов. Единственный недостаток этого метода - плохая адаптация технологии к полевым условиям, что является причиной потери примерно 30% объёма газа. Кроме этого, чтобы удалить жидкость используется способ гликолевой сушки, но исключительно как второстепенный процесс, потому что помимо воды, он больше ничего из смеси не выделяет.
Все перечисленные методы сегодня можно назвать устаревшими. Наиболее современным методом является мембранная очистка. В основе этого метода - разница в скорости проникновения разных компонентов нефтяного газа через волокна мембран.
Когда газ поступает на перерабатывающее предприятие, его подвергают разделению при помощи низкотемпературной абсорбции и конденсации на базовые фракции. Часть таких фракций сразу являются конечными продуктами. После разделения получают отбензиненный газ, в составе которого метан и примесь этана, а также широкая фракция лёгких углеводородов (ШФЛУ). Такой газ без проблем транспортируется по трубопроводным системам и применяется в качестве топлива, а также служит сырьём для изготовления ацетилена и водорода. Также при помощи газопереработки изготавливают автомобильный пропан-бутан жидкого типа (т. е. газомоторное топливо), а также ароматические углеводороды, узкие фракции и стабильный газовый бензин.
Попутный нефтяной газ, невзирая на крайне невысокую рентабельность его переработки, активно применяется в топливно-энергетической отрасли и нефтехимической промышленности.

Любое разрабатываемое сегодня месторождение нефти – это источник не только чёрного золота, но и многочисленных побочных продуктов, требующих своевременной утилизации. Современные требования, предъявляемые к уровню экологичности производства, заставляют операторов изобретать всё более эффективные методы переработки попутного нефтяного газа. В последние несколько лет этот ресурс проходит обработку и широко используется наряду с .

Попутный нефтяной газ, или сокращённо ПНГ – это вещество, залегающее в нефтяных месторождениях. Оно образуется над основным пластом и в его толще в результате снижения давления до показателей ниже давления насыщения нефти. Его концентрация зависит от того, насколько глубоко залегает нефть, и варьируется в пределах от 5 м 3 в верхнем слое до нескольких тысяч м 3 в нижнем.

Как правило, при вскрытии пласта нефтяники натыкаются на так называемую газообразную «шапку». Углеводородные газы существуют и самостоятельно, и присутствуют в самой нефти в жидком виде, отделяясь от неё в процессе и переработки. Сам газ состоит преимущественно из метана и более тяжелых углеводородов. Его химический состав зависит от внешних факторов, таких как география расположения пласта.

Основные виды

Ценность попутного нефтяного газа и перспективы его дальнейшей утилизации определяются долей содержания углеводородов в его составе. Так, вещество, выделяемое из «шапки», называют свободным газом, так как он состоит в основном из легкого метана. По мере погружения вглубь пласта его количество заметно уменьшается, уступая место другим, более тяжелым углеводородным газам.

Условно попутный нефтяной газ делится на несколько групп в зависимости от того, насколько он «углеводородный»:

• чистый, содержащий 95–100% углеводородов;
• углеводородный с примесью углекислого газа (от 4 до 20%);
• углеводородный с примесью азота (от 3 до 15%);
• углеводородно-азотный, в котором азот составляет до 50% объёма.

Принципиальное отличие попутного нефтяного газа от природного – наличие парообразных компонентов, высокомолекулярных жидкостей и веществ, не входящих в углеводородную группу:

• сероводорода;
• аргона;
• углекислоты;
• азота;
• гелия и т. д.

Способы переработки попутного нефтяного газа

Ещё в середине прошлого века ПНГ, неизбежно получаемый в процессе производства нефти, почти полностью сжигался в факелах. Переработка этого побочного продукта считалась настолько нерентабельной, что негативным последствиям от его сжигания долго не уделялось должного внимания со стороны общественности. Однако концентрация продуктов горения в атмосфере влекла за собой значительное ухудшение здоровья населения, что поставило перед химической промышленностью трудную задачу: переработка ПНГ и его практическое применение. Существует несколько наиболее востребованных способов утилизации попутного нефтяного газа.

Фракционный способ

Данный метод переработки ПНГ представляет собой разделение газа на составляющие. В результате процесса получают сухие очищенные газы и широкую фракцию легких углеводородов: эти и другие продукты пользуются большой популярностью на мировом рынке. Существенный недостаток этой схемы – необходимость конечным пользователям по трубопроводу. Поскольку СУГ, ПБТ и ШФЛУ тяжелее воздуха, они обладают свойством накапливаться в низинах и образовывать взрывоопасные облака, которые при взрыве способны нанести значительные разрушения.

Попутный нефтяной газ нередко используется для повышения нефтеотдачи на месторождениях через его обратную закачку в пласт – так давление повышается, и из одной скважины можно добыть на 10 тыс. т. нефти больше. Данный способ применения газа считается дорогостоящим, поэтому не получил широкого распространения на территории РФ и используется преимущественно в Европе. Основное преимущество способа заключается в его дешевизне: предприятию необходимо закупить лишь необходимое оборудование. В то же время подобные меры не утилизируют ПНГ, а лишь отсрочивают проблему на некоторое время.

Установка энергоблоков

Ещё одна значимая сфера эксплуатации попутного газа – это обеспечение энергией электростанций. При условии нужного состава сырья способ отличается высокой эффективностью и пользуется большой популярностью на рынке.

Ассортимент установок широк: компании наладили выпуск как газотурбинных, так и поршневых энергоблоков. Эти устройства позволяют обеспечить полноценное функционирование станции с возможностью вторичного использования вырабатываемого на производстве тепла.

Подобные технологии активно внедряются в нефтехимическую промышленность, так как компании стремятся к независимости от поставок электроэнергии РАО. Однако целесообразность и высокая рентабельность схемы может быть обусловлена только близким расположением электростанции к месторождению, так как затраты на транспортировку ПНГ превысят потенциальную экономию средств. Для безопасного функционирования системы газ нуждается в предварительной сушке и очистке.

Способ основан на криогенном процессе сжатия с использованием однопоточного холодильного цикла. Сжижение подготовленного ПНГ происходит через его взаимодействие с азотом в искусственно созданных условиях.

Потенциал рассматриваемого метода зависит от целого ряда условий:

• производительность установки;
• давление исходного газа;
• запас газа;
• содержание тяжелых углеводородов, этана и сернистых соединений и т. д.

Наиболее эффективно схема проявит себя, если устанавливать криогенные комплексы на распределительных станциях.

Мембранная очистка

Одна из наиболее перспективных на данный момент технологий. Принцип работы метода заключается в различной скорости, с которой компоненты попутного газа проходят сквозь специальные мембраны. С появлением половолоконных материалов способ приобрёл массу преимуществ над традиционными способами очистки и фильтрации ПНГ.

Очищенный газ подвергается сжижению и затем проходит через процедуру разделения в двух промышленных сегментах: для получения топлива или нефтехимического сырья. В результате процесса, как правило, образуется отбензиненный газ, который легко транспортируется, и ШФЛУ, которые отправляются на предприятия для производства каучука, пластмасс и топливных присадок.

Сфера применения ПНГ

ПНГ, как было упомянуто выше – это отличная альтернатива традиционным источникам энергии для электростанций, которая отличается высокой экологичностью и позволяет предприятиям сэкономить значительные средства. Ещё одна сфера – нефтехимическое производство. При наличии финансов возможно подвергнуть газ глубокой переработке с последующим выделением из него субстанций, пользующихся широким спросом и играющих важную роль и в промышленности, и в быту.

Помимо использования в качестве источника энергии на электростанциях и для производства в нефтехимической промышленности, попутный нефтяной газ нашел применение и как сырье для производства синтетического топлива (GTL). Эта технология только начала свое распространение, и, согласно прогнозам, она станет достаточно рентабельной при условии дальнейшего повышения цен на топливо.

На сегодняшний день за рубежом реализовано 2 крупных проекта и запланировано еще 15. Несмотря на кажущиеся огромными перспективы, схема еще не была апробирована в жестких климатических условиях, например, в Якутии, и с маленькой вероятностью сможет быть реализована в подобных регионах без каких-либо значительных изменений. Иными словами, даже при хорошем раскладе в России данная технология получит распространение далеко не во всех регионах.

Один из современнейших способов эффективного производственного применения попутного газа получил название «газлифт». Эта технология позволяет легко регулировать режим работы скважины, упростить ее обслуживание и успешно добывать нефть из месторождений с большим газовым фактором. Недостатком технологии является то, что перечисленные преимущества заметно повышают капитальные затраты на техническое оснащение скважины.

Сфера применения переработанного ПНГ должна определяться размером месторождения, откуда он был получен. Так, газ из небольших скважин уместно использовать на местах в качестве топлива, не затрачивая средств на его транспортировку, в то время как сырье в более крупных масштабах может подвергаться переработке и использованию на промышленных предприятиях.

Опасность для окружающей среды

Актуальность вопроса об утилизации и прикладном использовании попутного газа связана с тем негативным эффектом, который он оказывает, если его просто сжигать в факелах. При таком способе промышленность не только теряет ценное сырьё, но и загрязняет атмосферу вредными веществами, усиливающими парниковый эффект. Токсины и углекислый газ вредят и окружающей среде, и местному населению, увеличивая риск развития серьёзных заболеваний, в том числе онкологических.

Основным препятствием для активного развития инфраструктуры, которая бы занималась очисткой и переработкой попутного нефтяного газа, является несоответствие размеров налога на сжигаемый в факелах газ и затрат на его эффективное применение. Большинство нефтяных компаний предпочитают заплатить штраф, нежели выделять значительный бюджет на предприятия, защищающие окружающую среду, которые окупятся лишь спустя несколько лет.

Несмотря на трудности, связанные с транспортировкой и очисткой ПНГ, дальнейшее совершенствование технологий правильной утилизации этого сырья решит экологические проблемы многих регионов и станет базой для целой отрасли национального масштаба, стоимость которой в РФ, по самым скромным оценкам специалистов, составит около 15 млрд долларов.

НЕФТЬ И ГАЗ, ИХ СОСТАВ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

НЕФТЬ

Нефть представляет собой горючую, маслянистую жидкость, по преимуществу темного цвета, со специфическим запахом. По химическому составу нефть является в основном смесью различных углеводородов, содержащихся в ней в самых разнообразных со­четаниях и определяющих ее физические и химические свойства.

В нефтях встречаются следующие группы углеводородов: 1) ме­тановые (парафиновые) с общей формулой С я Н 2я+2 ; 2) нафтеновые с общей формулой С„Н 2П; 3) ароматические с общей формулой

СпН 2л -в- /

Наиболее распространены в природных условиях углеводороды метанового ряда. Углеводороды этого ряда - метан СН 4 , этан С 2 Н в, пропан С 3 Н 8 и бутан С 4 Ню - при атмосферном давлении и нормаль­ной температуре находятся в газообразном состоянии. Они входят в состав нефтяных газов. При повышении давления и температуры эти легкие углеводороды могут частично или полностью переходить в жидкое состояние.

Пентан С 8 Н 12 ,\гексан С в Н 14 и гептан С 7 Н 1в при тех же условиях находятся в неустойчивом состоянии: легко переходят из газообраз­ного состояния в жидкое и обратно.

Углеводороды от С 8 Н 18 до С 17 Н зв - жидкие вещества.

Углеводороды, в молекулах которых имеется свыше 17 атомов углерода, относятся к твердым веществам. Это парафины и цере­зины, содержащиеся в тех или иных количествах во всех нефтях.

Физические свойства нефтей и нефтяных газов, а также их каче­ственная характеристика зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или их различных групп. Нефти с преобладанием сложных углеводородов (тяжелые нефти) содержат меньшее коли­чество бензиновых и масляных фракций. Содержание в нефти

В, М-МУРАВЬЕ В

большого количества смолистых и парафиновых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что требует особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки.

Кроме того, нефти подразделяют по основным качественным по­казателям - содержанию светлых бензиновых, керосиновых и мас­ляных фракций.

Фракционный состав нефтей определяют путем лабораторной разгонки их, которая основана на том, что каждый углеводород, входящий в ее состав, имеет свою определенную точку кипения.

Легкие углеводороды имеют низкие точки кипения. Например, у пентана (С Б Н1а) точка кипения равна 36° С, у гексана (С 6 Н1 4) - 69° С. У тяжелых углеводородов точки кипения более высокие и доходят до 300° С и выше. Поэтому при подогревании нефти выки­пают и испаряются сначала ее более легкие фракции, при повыше­нии температуры начинают кипеть и испаряться более тяжелые угле­водороды.

Если пары нефти, подогретой до определенной температуры, собрать и охладить, то эти пары снова превратятся в жидкость, представляющую собой группу углеводородов, выкипающих из нефти в данном интервале температур. Таким образом, в зависимости от температуры подогрева нефти из нее сначала испаряются самые легкие - бензиновые фракции, затем более тяжелые - керосино­вые, затем соляровые и т. д.

Процентное содержание в нефти отдельных фракций, выкипаю­щих в определенных температурных интервалах, характеризует фракционный состав нефти.

Обычно в лабораторных условиях разгонку нефти производят в интервалах температур до 100, 150, 200, 250, 300 и 350° С.

Простейшая переработка нефти основана на том же принципе, что и описанная лабораторная разгонка. Это прямая перегонка нефти с выделением из нее в условиях атмосферного давления и на­грева до 300-350° С бензиновых, керосиновых и соляровых фракций.

В СССР встречаются нефти разнообразного химического состава и свойств. Даже нефти одного и того же месторождения могут сильно различаться между собой. Однако нефти каждого района СССР имеют и свои специфические особенности. Например, нефти Урало-Волжского района обычно содержат значительное количество смол, парафина и сернистых соединений. Нефти Эмбенского района от­личаются относительно небольшим содержанием серы.

Наибольшим разнообразием состава и физических свойств об­ладают нефти Бакинского района. Здесь наряду с бесцветными неф-тями в верхних горизонтах Сураханского месторождения, состоя­щими практически из одних только бензиновых и керосиновых фрак­ций, встречаются нефти, не содержащие бензиновых фракций. В этом районе имеются нефти, не содержащие смолистых веществ, а также высокосмолистые. Во многих нефтях Азербайджана содер­жатся нафтеновые кислоты. В большинстве нефтей отсутствуют пара­фины. По содержанию серы все бакинские нефти относятся к мало-сернистым.

Одним из основных показателей товарного качества нефти/яв­ляется ее плотность. Плотность нефти при стандартной температуре 20° С и атмосферном давлении колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м 3 .

В промысловой практике по величине плотности сырой нефти ориентировочно судят о ее качестве. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м 3 являются наиболее ценными; они, как правило, содержат больше бензиновых и масляных фракций.

Плотность, нефтей обычно измеряют специальными ареометрами. Ареометр представляет собой стеклянную трубку с расширенной нижней частью, в которой помещается ртутный термометр. Вслед­ствие значительного веса ртути ареометр при погружении в нефть принимает вертикальное положение. В верхней узкой части арео­метр имеет шкалу для замера плотности, а в нижней части - шкалу температур.

Для определения плотности нефти ареометр опускают в сосуд с этой нефтью и по верхнему краю образовавшегося мениска отсчи­тывают величину ее плотности.

Чтобы полученный замер плотности нефти при данной темпера­туре привести к стандартным условиям, т. е. к температуре 20° С, необходимо ввести температурную поправку, которая учитывается следующей формулой:

р2о = Р* + в(<-20), (1)

где р 20 - искомая плотность при 20° С; р/ - плотность при тем­пературе измерения I; а - коэффициент объемного расширения нефти, величина которого берется из специальных таблиц; она

ПРИМЕНЕНИЕ ГАЗА

Газ может находиться в природе в залежах трех типов: газовых, газонефтяных и газоконденсатных.

В залежах первого типа - газовых - газ образует огромные естественные подземные скопления, не имеющие непосредственной связи с нефтяными месторождениями.

В залежах второго типа - газонефтяных - газ сопровождает нефть или нефть сопровождает газ. Газонефтяные залежи, как указано выше, бывают двух типов: нефтяные с газовой шапкой (в них основной объем занимает нефть) и газовые с нефтяной оторочкой (основной объем занимает газ). Каждая газонефтяная залежь характеризуется га­зовым фактором - количеством газа (в м 3), приходящимся на 1000 кг нефти.

Газоконденсатные залежи характеризуются высоким давлением (более 3–10 7 Па) и высокими температурами (80–100°С и выше) в пласте. В этих условиях в газ переходят углеводороды С 5 и выше, а при снижении давления происходит конденсация этих углеводородов - процесс обратной конденсации.

Газы всех рассмотренных залежей называются природ­ными газами, в отличие от попутных нефтяных газов, растворенных в нефти и выделяющихся из нее при добыче.

Природные газы

Природные газы состоят в основном из метана. Наряду с метаном в них обычно содержатся этан, пропан, бутан, небольшое количество пентана и высших гомологов и незначительные количества неуглеводородных компонентов: углекислого газа, азота, сероводо­рода и инертных газов (аргона, гелия и др.).

Углекислый газ, который обычно присутствует во всех природных газах, является одним из главных продуктов превращения в природе органического исходного вещества углеводородов. Его содержание в природном газе ниже, чем можно было бы ожидать, исходя из механизма химических превращений органических остатков в при­роде, так как углекислый газ - активный компонент, он переходит в пластовую воду, образуя растворы бикарбонатов. Как правило, содержание углекислого газа не превышает 2,5%. Содержание азота, также обычно присутствующего в природных, связано либо с попаданием атмосферного воздуха, либо с реакциями распада белков живых организмов. Количество азота обычно выше в тех случаях, когда образование газового место­рождения происходило в известняковых и гипсовых породах.

Особое место в составе некоторых природных газов занимает гелий. В природе гелий встречается часто (в воздухе, природном газе и др.), но в ограниченных количествах. Хотя содержание гелия в природном газе невелико (максимально до 1–1,2%), выделение его оказывается выгодным из-за большого дефицита этого газа, а также благодаря большому объему добычи природного газа.

Сероводород, как правило, отсутствует в газовых залежах. Исключение составляет, например, Усть-Вилюйская залежь, где содержание H 2 S достигает 2,5%, и некоторые другие. По-видимому, наличие сероводорода в газе связано с составом вмещающих пород. Замечено, что газ, находящийся в контакте с сульфатами (гипсом и др.) или сульфитами (пирит), содержит относительно больше серо­водорода.

Природные газы, содержащие в основном метан и имеющие очень незначительное содержание гомологов С 5 и выше, относят к сухим или бедным газам. К сухим относится подавляющее большинство газов, добываемых из газовых залежей. Газ газоконденсатных залежей отличается меньшим содержанием метана и по­вышенным содержанием его гомологов. Такие газы называются жирными или богатыми. В газах газоконденсатных залежей, помимо легких углеводородов, содержатся и высококипящие гомологи, которые при снижении давления выделяются в жидком виде (конденсат). В зависимости от глубины скважины и давления на забое в газообразном состоянии могут находиться углеводороды, кипящие до 300–400°С.

Газ газоконденсатных залежей характеризуется содержанием выпавшего конденсата (в см 3 на 1 м 3 газа).

Образование газоконденсатных залежей связано с тем, что при больших давлениях происходит явление обратного растворения - обратной конденсации нефти в сжатом газе. При давлениях около 75×10 6 Па нефть растворяется в сжатом этане и пропане, плотность которых при этом значительно превышает плотность нефти.

Состав конденсата зависит от режима эксплуатации скважины. Так, при поддержании постоянного пластового давления качество конденсата стабильно, но при уменьшении давления в пласте состав и количество конденсата изменяются.

Состав стабильных конденсатов некоторых месторождений хо­рошо изучен. Конец кипения их обычно не выше 300°С. По групповому составу: большую часть составляют метановые углеводороды, несколько меньше - нафтено­вые и еще меньше - ароматические. Состав газов газоконденсатных месторождений после отделения конденсата близок к составу сухих газов. Плотность природного газа относительно воздуха (плотность воздуха принята за единицу) колеблется от 0,560 до 0,650. Теплота сгорания около 37700–54600 Дж/кг.

Попутные (нефтяные) газы

Попутным газом называется не весь газ данной залежи, а газ, растворенный в нефти и выделяющийся из нее при добыче.

Нефть и газ по выходе из скважины проходят через газосепараторы, в которых попутный газ отделяется от не­стабильной нефти, направляемой на дальнейшую переработку.

Попутные газы являются ценным сырьем для промышленного нефтехимического синтеза. Качественно они не отличаются по составу от природных газов, однако количественное отличие весьма существенное. Содержание метана в них может не превышать 25–30%, зато значительно больше его гомологов - этана, пропана, бутана и высших углеводородов. Поэтому эти газы относят к жирным.

В связи с различием в количественном составе попутных и при­родных газов их физические свойства различны. Плотность (по воз­духу) попутных газов выше, чем природных, - она достигает 1,0 и более; теплота сгорания их составляет 46000–50000 Дж/кг.

Применение газа

Одна из главных областей применения углеводородных газов - это использование их в качестве топлива. Высокая теплота сгорания, удобство и экономичность использования бесспорно ставят газ на одно из первых мест среди других видов энергетических ресурсов.

Другой важный вид использования попутного нефтяного газа - его отбензинивание, т. е. извлечение из него газового бензина на газоперерабатывающих заводах или установках. Газ подвергается при помощи мощных компрессоров сильному сжатию и охлаждению, при этом пары жидких углеводородов конденсируются, частично растворяя газообразные углеводороды (этан, пропан, бутан, изобутан). Образуется летучая жидкость - нестабильный газовый бензин, который легко отделяется от остальной неконденсирующейся массы газа в сепараторе. После фракционирования - отделения этана, пропана, части бутанов - получается стабильный газовый бензин, который используют в качестве добавки к товарным бензи­нам, повышающей их испаряемость.

Освобождающиеся при стабилизации газового бензина пропан, бутан, изобутан в виде сжиженных газов, нагнетаемых в баллоны, применяются в качестве горючего. Метан, этан, пропан, бутаны служат также сырьем для нефтехимической промышленности.

После отделения С 2 -С 4 из попутных газов оставшийся отрабо­танный газ близок по составу к сухому. Практически его можно рассматривать как чистый метан. Сухой и отработанный газы при сжигании в присутствии незначительных количеств воздуха в спе­циальных установках образуют очень ценный промышленный про­дукт - газовую сажу:

CH 4 + O 2 à C + 2H 2 O

Она применяется главным образом в резиновой промышленности. Пропусканием метана с водяным паром над никелевым катализатором при температуре 850°С получают смесь водорода и окиси угле­рода - «синтез - газ»:

CH 4 + H 2 O à CO + 3H 2

При пропускании этой смеси над катализатором FeO при 450°С окись углерода превращается в двуокись и выделяется дополни­тельное количество водорода:

CO + H 2 O à CO 2 + H 2

Полученный при этом водород применяют для синтеза аммиака. При обработке хлором и бромом метана и дру­гих алканов получаются продукты замещения:

1. СН 4 + Сl 2 à СН 3 С1 +НСl - хлористый метил;

2. СН 4 + 2С1 2 à СН 2 С1 2 + 2НС1 - хлористый метилен;

3. CH 4 + 3Cl 2 à CHCl 3 + 3HCl - хлороформ;

4. CH 4 + 4Cl 2 à CCl 4 + 4HCl - четыреххлористый углерод.

Метан служит также сырьем для получения синильной кислоты:

2СH 4 + 2NH 3 + 3O 2 à 2HCN + 6H 2 O, а также для производства сероуглерода CS 2 , нитрометана CH 3 NO 2 , который используется как растворитель для лаков.

Долгое время попутный нефтяной газ не имел никакой ценности. Его считали вредной примесью при добыче нефти и сжигали непосредственно при выходе газа из нефтеносной скважины. Но время шло. Появились новые технологии, которые позволили по-другому взглянуть на ПНГ и его свойства.

Состав

Попутный нефтяной газ располагается в «шапке» нефтеносного пласта - пространстве между грунтом и залежами ископаемой нефти. Также некоторая его часть находится в растворенном состоянии и в самой нефти. По сути, ПНГ тот же природный газ, состав которого обладает большим количеством примесей.

Попутный нефтяной газ отличается большим многообразием содержания разного рода углеводородов. Главным образом это этан, пропан, метан, бутан. Также на его состав приходится и более тяжелые углеводороды: пентан и гексан. Помимо этого, нефтяной газ включает в себя некоторое количество негорючих компонентов: гелий, сероводород, углекислый газ, азот и аргон.

Стоит отметить, что состав попутного нефтяного газа крайне нестабилен. Одно и то же месторождение ПНГ способно в течение нескольких лет заметно поменять процентное содержание тех или иных элементов. Особенно это касается метана и этана. Но даже несмотря на это нефтяной газ высоко энергоемок. Один кубометр ПНГ в зависимости от типа углеводородов, которые входят в его состав, способен выделить от 9 000 до 15 000 ккал энергии, что делает его перспективным для использования в различных секаторах экономики.

По добыче попутного нефтяного газа лидируют Иран, Ирак, Саудовская Аравия, Российская Федерация и прочие страны, в которых сосредоточено основные запасы нефти. На Россию здесь приходится около 50 млрд. кубометров попутного нефтяного газа в год. Половина этого объема идет на нужды производственных сфер, 25% на дополнительную переработку, а остальная часть сжигается.

Очистка

В первозданном виде попутный нефтяной газ не применяется. Его использование становиться возможным только после предварительно очистки. Для этого слои углеводородов, имеющих разную плотность, отделяют друг от друга в специально разработанном для этого оборудовании - многоступенчатый сепаратор давления.

Всем известно, что вода в горах закипает при более низкой температуре. В зависимости от высоты температура кипения ее может опускаться до 95 ºС. Происходит это по причине разницы атмосферного давления. Этот принцип и используется в работе многоступенчатых сепараторов.

Изначально, сепаратор подает давление 30 атмосфер и через определенный промежуток времени постепенно уменьшает его значение с шагом 2-4 атмосферы. Тем самым осуществляется равномерное отделение углеводородов с различной температурой кипения друг от друга. Далее, полученные компоненты отправляют непосредственно на следующий этап очистки на заводы по переработки нефти.

Применение попутного нефтяного газа

Сейчас активно востребован в некоторых сферах производства. Прежде всего, это - химическая промышленность. Для нее ПНГ служит материалом для изготовления пластмассы и резины.

Энергетическая отрасль также неравнодушна к побочному продукту нефтедобычи. ПНГ является сырьем, из которого получают следующие виды топлива:

• Сухой отбензиненный газ.
• Широкая фракция легких углеводородов.
• Газовое моторное топливо.
• Сжиженный нефтяной газ.
• Стабильный газовый бензин.
• Отдельные фракции на основе углерода и водорода: этан, пропан, бутан и прочие газы.

Объемы использования попутного нефтяного газа были бы еще более высокими, если бы не ряд сложностей, которые возникают при его транспортировке:

• Необходимость удаления механических примесей из состава газа. Во время истечения ПНГ из скважины, в газ попадают мельчайшие частицы грунта, которые значительно снижают его транспортные свойства.
• Попутный нефтяной газ должен обязательно пройти процедуру обензинивания. Без этого сжиженная фракция выпадет в осадок в газопроводе во время его транспортировки.
• Состав попутного нефтяного газа должен подвергаться очистке от серы. Повышенное содержание серы является одной из главных причин образования очагов коррозии в трубопроводе.
• Удаление азота и двуокисей углерода для повышения теплотворной способности газа.

В силу выше названых причин долгое время попутный нефтяной газ не подвергали утилизации, а жгли непосредственно возле скважины, где залегала нефть. Особенно, за этим хорошо было наблюдать, пролетая над Сибирью, где постоянно виднелись факелы с отходящими от них черными облаками дыма. Так продолжалось пока в дело не вмешались экологи, осознав весь тот непоправимый вред, который наносится таким образом природе.

Последствия сжигания

Сжигание газа сопровождается активным термическим воздействием на окружающую среду. В радиусе 50-100 метров от непосредственного места горения наблюдается заметное снижение объема растительности, а на расстояние до 10 метров вообще полное ее отсутствие. Связано это главным образом с выгоранием питательных элементов почвы, от которых так зависят разного рода деревья и травы.

Горящий факел служит источником окиси углерода, того самого, который ответственен за разрушение озонового слоя Земли. Помимо всего в газе содержатся сернистый ангидрид и оксид азота. Эти элементы относятся к группе ядовитых веществ для живых организмов.

Так, у людей, проживающих в районах с активной добычей нефти, наблюдается повышенный риск развития разного рода патологий: онкологии, бесплодия, ослабления иммунитета и т.д.

По этой причине в конце 2000-х годов встал остро вопрос об утилизации ПНГ, который мы и рассмотрим ниже.

Способы утилизации попутного нефтяного газа

На данный момент существует множество вариантов удаления отходов нефти без нанесения вреда окружающей среде. Наиболее распространенными из них являются:

• Отправка непосредственно на завод по переработки нефти. Является наиболее оптимальным решением, как с финансовой, так и экологической точки зрения. Но при условии, если уже имеется развитая инфраструктура газопроводов. При ее отсутствии потребуется значительное вложение капитала, что обоснованно только в случае крупных месторождений.
• Утилизация путем использования ПНГ в качестве топлива. Попутный нефтяной газ поставляется электростанциям, где с помощью газовых турбин из него производят электрическую энергию. Минусом такого способа является необходимость установок оборудования для предварительно очистки, а также его транспортировка до пункта назначения.
• Закачка отработанного ПНГ в залегающий пласт нефти, тем самым повышая коэффициент нефтеотдачи скважины. Происходит это за счет увеличения под слоем грунта. Данный вариант отличается простотой реализации и относительно низкой стоимостью используемого оборудования. Минус здесь только один - отсутствие фактической утилизации ПНГ. Происходит только ее отсрочка, но проблема так и остается нерешенной.