Пластовая нефть
Подготовка Первичная переработка Вторичная переработк а Сырая нефть ↓ Стабилизация Стабильная нефть, стабильный газовый бензин, сухой газ ↓ Атмосферная перегонка Бензиновые фракции, керосин дизельное топливо, Мазут ↓ Вакуумная дистилляция Гудрон, масла, парафины, церезиныи др. Крекинг, висбрекинг, риформинг и т. д. Стабилизация Скважина Смесь: нефть+пластовая вода+ попутный (нефтяной) газ+твердые частицы ↓ Автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) замеренная и частично подготовленная нефть ↓ Центральный пункт сбора
↓ установка по комплексной подготовке нефти (УКПН) стабилизированная нефть, подземная вода, нефтяной газ ↓ 1, 5 теплообменники; НПЗ загрязняет среду ГПЗ 2, 6 ректификационные колонны; 3, 7 конденсаторы холодильники; 4, 8 газосепараторы; 9 подогреватели. I сырая нефть; II стабильная нефть; III стабильный газовый бензин; IV сухой газ; V сжиженная пропан бутановая фракция. Товарная нефть: нефть, подготовленная для поставки потребителю в соответствии с требованиями «ГОСТ Р 51858 2002. Нефть. Общие технические условия» . Массовая доля воды менее 0, 5 1, 0% Давление насыщенного пара менее 66, 7 к. Па.
Ректификационные колонны ГПЗ и НПЗ До 60 метров в высоту и 6 метров в диаметре. (T до 200— 250 °С и P 0, 2 0, 5 Мн/м 2)
Спонтанная дегазация- дегазация только в результате перевода пробы (образца) из пластовых условий в атмосферные, т. е. вследствие снижения температуры и давления; в зависимости от условий может быть: - однократная (жесткая) дегазация путем непрерывного снижения температуры и (или) давления до атмосферных значений; ступенчатая дегазация в случае поинтервального снижения давления и (или) температуры; каждый интервал (ступень) характеризуется своими начальными и конечными значениями давления и температуры и значением газового фактора - контактная ступенчатая дегазация , в процессе которой порции природного газа, выделившиеся на отдельных интервалах (ступенях), не удаляются из системы и суммируются; обеспечивает более полное извлечение тяжелых газообразных УВ, чем дифференциальная (см. ниже); дифференциальная ступенчатая дегазация , в процессе которой порции природного газа, выделившиеся на отдельных интервалах (ступенях), удаляются из системы. Принудительная дегазация извлечение природных газов, сорбированных горной породой, водой, нефтью или конденсатом при атмосферных условиях, путем вакуумирования, термического, механического или химического воздействия.
Определение свойств и состава пластовой нефти Чтобы исследовать состав пластовой нефти её отбирают глубинным прбоотборником и подвергают однократному или ступенчатому разгазированию. Контактное Дифференциальное Однократное контактное Ступенчатое контактное дифференциальное (сепарация) 1 насос, 2 напорный бак с глицерином, 3 пробоотборник, 4 переводные головки, 5 контейнер.
1 пресс измерительный, 2 термостат, 3 контейнер с пластовой нефтью, 4 ловушка сепаратор, 5 газометры, 6 емкость с раствором хлористого натрия, 7 вакуумный насос, 8 ловушка.
Получают пробы нефтяного газа и стабилизированной нефти: пробы газа разных ступеней дегазации пробу дегазированной (стабилизированной) нефти величины газовых факторов тех же ступеней дегазации (q 1, q 2 и т. д. ), После химического анализа имеем: объемный состав нефтяных газов отдельных ступеней дегазации, весовой состав стабилизированной нефти В итоге пластовая нефть делится на жидкие и газовые фракций. Пластовая нефть Газ нефтяной (Qv, Qm) 1 ступень 2 ступень Нефть сырая ( MН. Д, ρн. д) Стабилизация нефти Нерасчлененный Компоненты остаток (нефть m ступень стабилизации стабилизированная) vг. н, 1. . . vг. н, n+1 gн. д 1, . . . gн. д, n+1
Содержание Весовое Объемное Мольное абсолютное Относительное суммы относительных
Однократное разгазирование: Pпл. → 1 атм Имеем параметры: дегазированной нефти: средний молекулярный вес, определенный экспериментально, Mн. д, ; плотность ρн. д; весовой состав gн. д, 1, . . . gн. д, n+1; нефтяного газа ступени дегазации: плотность абсолютная ρг. н, или относительная по воздуху δг. н. объемный (мольный) состав nг. н, 1, . . . nг. н, n+1; газовый фактор Qн, выраженный в м 3/м 3 или в м 3/т; Расчет состава пластового флюида включает: 1. Выражение состава фракций (газ, нефть, остаток) в одних единицах концентрации. 2. Определение относительного веса или объема отдельных фракций в составе пластовой нефти. 3. Суммирование концентраций отдельных компонентов в разных фракциях пластового флюида. 4. Суммирование масс или молей всех фракций. 5. Определение состава пластового флюида в мольных долях.
I. Весовой состав нефтяных газов ступеней дегазации (на основании объемных или мольных долей). а. Весовое относительное содержание в нефтяном газе : б. Нерасчлененный остаток газа (С 6 H 14 +) определяют, как гексановую фракцию с молекулярной массой 90 92. в. Средний молекулярный вес нефтяного газа : Нефтяной газ моль. доли, Компоненты % H 2 S 0, 00 CO 2 0, 00 N 2+ i 8, 28 He 0, 00 CH 4 60, 68 C 2 H 6 12, 18 C 3 H 8 14, 18 i. C 4 H 10 3, 40 n. C 4 H 10 0, 00 i. C 5 H 12 0, 87 n. C 5 H 12 C 6 H 14 C 7 H 16 C 8 H 18 C 9+ Всего 0, 00 0, 20 0, 00 0, 21 100
II. Молярный состав дегазированной нефти. III. Нерасчлененный остаток нефти. 1. Мольная доля определяется по разности: Доля стабильного остатка 2. Средняя молекулярная масса остатка: Дегаз. нефть Компоненты Масс. доли, % 2 1 H 2 S 0 CO 2 0 N 2+ i 0 He 0 CH 4 0, 021 C 2 H 6 0, 132 C 3 H 8 1, 176 i. C 4 H 10 1, 423 n. C 4 H 10 0 i. C 5 H 12 1, 816 n. C 5 H 12 0 C 6 H 14 2, 268 C 7 H 16 C 8 H 18 C 9+ 93, 164 Всего 100 Молек. масса 216, 0
IV. Состав пластовой нефти в долях массы, если вес дегазированной нефти 1 т. a. Вес нефтяного газа, который приходится на 1 т дегазированной нефти: [кг/кг], где ρг, н измеряется в кг/м 3, а Qн, v в м 3/т. При относительной плотности по воздуху δг. н : a. Qн, m=1, 205∙ 10 3 Qн, v δг. н, [кг/кг], Плотность воздуха = 1, 205 кг/м 3, тогда б. Общая масса пластовой нефти, включающей 1 т дегазированной равна 1+ Qн, m, в. Содержание отдельного компонента i в составе пластовой нефти: г. Массовая доля компонента i в составе пластовой нефти равна:
V. Состав пластовой нефти в мольных долях. а. Сумма всех молей в составе пластовой нефти равна: б. Суммарное весовое содержание отдельных компонентов: в. Мольная доля компонента i в составе пластовой нефти:
Заданный компонентный состав Приводим к мольным долям Компоненты Дегаз. нефть Нефтяной газ масс. доли, % об. доли, % мол. доли, % г/моль масс. доли, % 1 2 3 4 5 6 H 2 S CO 2 N 2+ i He CH 4 C 2 H 6 C 3 H 8 i. C 4 H 10 n. C 4 H 10 i. C 5 H 12 n. C 5 H 12 C 6 H 14 C 7 H 16 C 8 H 18 C 9+ Всего Молекулярная масса 0 0 0, 021 0, 132 1, 176 1, 423 0 1, 816 0 2, 268 93, 164 100 216, 0 0, 00 8, 28 0, 00 60, 68 12, 18 14, 18 3, 40 0, 00 0, 87 0, 00 0, 20 0, 00 0, 21 100 0, 00 0, 28 0, 95 5, 76 5, 29 0, 00 5, 44 0, 00 5, 68 0, 00 76, 60 100 0, 00 2, 32 0, 00 9, 71 3, 67 6, 25 1, 97 0, 00 0, 63 0, 00 0, 17 0, 00 0, 55 25, 3 0, 00 9, 17 0, 00 38, 42 14, 51 24, 74 7, 81 0, 00 2, 48 0, 00 0, 68 0, 00 2, 18 100
Состав пластовой нефти в долях Состав пластовой нефти в мольных массы долях Нефтяной Пласт. Разгаз. Пласт. Нефтяной газ Компоненты Дегаз. нефть газ нефть кг на 1 т масс. моли на 1 т мол. сод. , нефти доля , % нефти % H 2 S CO 2 N 2+ i He CH 4 C 2 H 6 C 3 H 8 i. C 4 H 10 n. C 4 H 10 i. C 5 H 12 n. C 5 H 12 C 6 H 14 C 7 H 16 C 8 H 18 C 9+ Всего Молекулярная масса 7 0 0 0, 21 1, 32 11, 76 14, 23 0 18, 16 0 22, 68 0 0 931, 64 1000 8 0, 0000 20, 5089 0, 0000 85, 9163 32, 4452 55, 3165 17, 4591 0, 0000 5, 5471 0, 0000 1, 5249 0, 0000 4, 8820 9 0, 00 1, 68 0, 0000 7, 04 2, 76 5, 48 2, 59 0, 00 1, 94 0, 00 1, 98 0, 00 76, 54 10 0, 0 13, 1 43, 9 266, 7 244, 9 0, 0 251, 9 0, 0 263, 1 0, 0 3546, 1 11 0, 00 732, 46 0, 00 5369, 77 1077, 91 1254, 34 300, 50 0, 00 76, 94 0, 00 17, 69 0, 00 18, 58 12 0, 00 5, 43 0, 0000 39, 94 8, 32 11, 29 4, 05 0, 00 2, 44 0, 00 2, 08 0, 00 26, 45 223, 6000 100, 0 4629, 6 8848, 20 100, 00
Литература Амерханов Н. М. Методы и аппаратура для исследования пластовых нефтей. Обзорная информация ВНИИОЭНГ, 1978, 85 с. Мамуна В. Н. , Требин Г. Ф. , Ульянинский Б. В. Экспериментальное исследование пластовых нефтей, М. , Гос. ИНТИ, 1960, 143 с. Требин Г. Ф. , Чарыгин Н. В. , Обухова Т. М. Нефти месторождений Советского Союза. М. , Недра, 1974, 424 с. Хазнаферов А. И. Исследование пластовых нефтей. М. , Недра, 1987, 113 с. Дунюшкин И. И. , Мищенко И. Т. , Елисеева Е. И. Расчеты физико химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды: Учебное пособие для вузов. М: ФГУП Из во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2004. 448 с.
Пластовый газ Путь газа: скважины → кусты скважин → • установки предварительной подготовки газа (УППГ) → • установки комплексной подготовки газа и конденсата (УКПГ) → • установки полной подготовки газа и конденсата (ГС) → промысловые трубопроводы
Дегазация сырого конденсата. 1 - термостат; 2 - баня; 3 -контейнер, 4 -термометр; 5 вентиль; 6 - манометр; 7 ловушки; 8 газометр. Дебутанизация дегазированного конденсата. 1 лабораторная ректификационная колонка; 2 колбонагреватель; 4 -лабораторная ректификационная колонка: 5 холодильник; 6 приемник; 7 ловушка; 8 - охлаждающая смесь льда с солью; 9 - газовая бюретка; 10 - термометр; 11 - кран.
В случае пластового газа фракциями являются: 1 природные газы ступеней сепарации, 2 природный газ дегазации, 3 природный газ дебутанизации и 4 стабильный конденсат. Свободный Газ газ дегазации Vг, дг, л A, 1 л B, л/м 3 Пластовый газ Сырой конденсат: qк, ср, см 3/м 3 или Vк, ср, см 3 Газ Стабильный конденсат Vк, ст, см 3 (rк, ст, дебутанизации Мк, ст) ni. C 5 nn. C 5 n. C 6+ Vг, дб, л D, л/м 3 C, л/м 3 D 1 D 2 D 3
В процессе исследования пластового газа имеем: • После сепарации на промысле 1. пробу свободного газа, 2. пробу сырого конденсата объемом Vк, ср (см 3) и 3. величину газоконденсатного фактора (отношение объема сырого конденсата к объему свободного газа) qк, ср (см 3/м 3) • После дегазации Vк, ср сырого конденсата в лабораторных условиях 1. пробу газа дегазации, 2. объем газа дегазации - Vг, дг (л), 3. объем дегазированного конденсата – Vк, ср (л). • После дебутанизации Vк, ср дегзированного конденсата 1. пробу газа дебутанизации, 2. объем газ дебутанизации в Vг, дб (л), 3. объем стабильного конденсата (пентаны и более тяжелые углеводороды) в. Vк, ст (см 3). • Плотность стабильного конденсата (углеводородов C 5 и выше) при 20°С равна ρк, ст (г/см 3). • Средний молекулярный вес стабильного конденсата (углеводородов C 5 и выше) равен Мк, ст (г/моль). • Составы проб природных газов сепарации, дегазации и дебутанизации в мольных долях.
• Иногда содержание изопентанов и н пентана в стабильном конденсате ni. C 5 и nn. C 5 в мольных долях (Тогда C 5 и C 6+ в составе пластового газа рассчитывают раздельно). I. Определяем объемы фракций (газ дегазации - B, газ дебутанизации – C и стабильный конденсат D, иногда D 1 и D 2), на 1 л свободного газа. • Объем газа дегазации на 1 литр свободного газа B определяем по уравнению: • Объем газа дебутанизации на 1 литр свободного газа C определяем по уравнению: • Объем стабильного конденсата в газообразном состоянии на каждый 1 литр свободного газа D определяем по уравнению:
II. Определяем содержание отдельных компонентов в составе разных фракций, которое соответствует 1 литру свободного газа. • . Содержание отдельных компонентов в составе газовых фракций рассчитывается по уравнениям: свободный дегазации дебутанизации • Если пентаны анализировались, то их содержание равно: D 1=0, 01 ni. C 5 D D 2=0, 01 nn. C 5 D • Объем остатка стабильного конденсата в газообразном состоянии равен D или D 3=D-D 1 -D 2
III. Определяем состав пластового газа. Сумма 1000+B+C+D (см 3) характеризует тот объем пластового газа в нормальных условиях, соответствует1 л свободного газа. Суммы Ai+Bi+Ci+Di характеризует содержание каждого компонента i в том же объеме пластового газа. Поэтому мольная (объемная) доля этих компонентов рассчитывается по уравнению:
Расчет состава пластового газа газоконденсатного месторождения Компо нент Свободный газ Газ дегазации СH 4 С 2 H 6 С 3 H 8 i. C 4 H 10 n. С 4 H 10 Газ Стабильный Сырой Пластовый дебутанизац конденсат конден с газ, ии ат, Ai+(Bi+Ci+ % мол. Сг, св, i, Ai Cг, дг, i Bi Cг, дб, i Ci Cк, ст, i Di Bi+Ci+ Di), Di, % л/м 3 % мол л/м 3 мол мол л/м 3 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 87, 18 871, 8 61, 23 11, 32 — — 11, 32 883, 12 85, 19 4, 80 48, 0 18, 43 3, 41 0, 94 0, 027 — — 3, 44 51, 44 4, 96 1, 41 14, 1 12, 76 2, 36 29, 08 0, 832 — — 3, 19 17, 29 1, 67 0, 21 2, 1 1, 99 0, 37 19, 12 0, 547 — — 0, 92 3, 02 0, 29 0, 34 3, 15 0, 58 39, 41 1, 127 — — 1, 71 5, 11 0, 49 i. C 5 H 12 n. C 5 H 12 0, 11 0, 10 1, 1 1, 0 0, 80 0, 59 0, 15 0, 11 7, 61 3, 37 0, 218 11, 48 0, 096 14, 06 1, 76 2, 13 2, 37 3, 23 3, 36 0, 31 0, 32 С 6 H 14+ 0, 19 1, 9 0, 55 0, 10 0, 47 0, 013 74, 46 11, 44 11, 55 13, 45 1, 30 N 2 СО 2 Всего 5, 06 0, 60 100 50, 6 6, 0 1000 — — 0, 50 0, 09 100 18, 49 — — 100 — — 2, 86 — 0, 09 36, 72 50, 60 6, 09 1036, 71 4, 88 0, 59 100, 00 1 — — 100 — — 15, 37
НЕФТЬ ВОДА ГАЗ
Скачать презентацию Пластовая нефть Подготовка Первичная переработка Вторичная переработк
02 Пластовая нефть-газ.ppt