Извлечение нефти газом высокого давления

Как известно, природный газ, находящийся под высоким давлением, способен растворять в себе жидкие углеводороды нефти. Это свойство газа также было использовано для извлечения из пласта остаточной нефти. Проведенные на ряде месторождений опыты показали, что при нагнетании природного газа под давлением 280 ат происходит достаточное растворение в нем нефти, которая и извлекается из пласта вместе с газом. [c.144]

На промыслах нефть из скважин поступает в трапы высокого, среднего и низкого давления, где за счет перепада давления из нее выделяются растворенные газы и отводятся на газоперерабатывающий завод. Нефть далее подается в резервуары, отстаивается в них от основной массы воды, после чего направляется на стабилизацию, т. е. извлечение легких компонентов этана, пропана, бутанов и частично пентанов. Стабильную нефть перекачивают на нефтеперерабатывающий завод, а выделенные газы стабилизации служат дополнительным сырьем газоперерабатывающих заводов. [c.153]

В настоящее время в СССР 70% всех газоперерабатывающих заводов используют в качестве сырья нефтяной газ. Особое значение имеют газоперерабатывающие заводы с комбинированными установками переработки нефти и газа на промыслах. На первом этапе для извлечения целевых углеводородов из газа использовали малоэффективный способ — абсорбцию газов из нестабильной и стабильной нефти. Позднее появились новые технологические рещения с применением в качестве абсорбента стабильного бензина, получаемого из нефти на комбинированных установках. Такую технологию использовали в схемах газоперерабатывающих заводов Северного Кавказа и на Азербайджанском ГПЗ. Высокие пластовые давления на месторождениях Северного Кавказа позволили осуществить на этих нефтяных промыслах комплексную герметизированную схему сбора, транспортирования и промысловой подготовки нефти и газа, включающую [c.204]

ИЗВЛЕЧЕНИЕ НЕФТИ ГАЗОМ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ [c.223]

Перед делением первичной пробы для анализа ее можно гомогенизировать путем повторяющегося перемещения всей пробы через узкие поперечные отверстия в центральном листе водоотделителя. Это достигается попеременным снижением давления одного буфера инертного газа относительно другого (поддерживая давление пробы вьппе точки начала кипения). Эффективность этой многофазной гомогенизации пробы может быть подтверждена управляемыми испытаниями впрыскивания/извлечения. Поэтому эти приемники с двумя поршнями рекомендуются для отбора синхронизированных по времени точечных проб, которые используются для калибровки и подтверждения автоматических анализаторов содержания воды в трубопроводах, работающих на трубопроводах высокого давления (например, производство нестабилизированной сырой нефти или конденсата). [c.119]

Явление растворимости веществ в сжатых газах приобретает большое практическое значение в связи с применением высоких давлений в химической и нефтяной промышленности. Так, можно осуществлять растворение в сжатых газах жидкостей, например нефти 35, для увеличения степени ее извлечения из месторождений можно производить перегонку мало летучих веществ, раз-гонку близко кипящих жидкостей, разделение постоянно кипящих (азеотропных) смесей и т. д. [c.112]

Для растворения конденсата в массе закачиваемого сухого газа в результате обратного испарения потребуется большой объем этого газа на создание в пласте требуемого давления при большой кратности циркуляции. К этому необходимо добавить, что для перехода конденсата в паровую фазу в пористой среде необходимо длительное время. В отдельных случаях при высокой первоначальной насыщенности газовой фазы конденсатом в результате извлечения паровой фазы из залежи может образоваться остаточное месторождение так называемой "белой нефти", представляющей смесь светлых фракций. [c.400]

М.В. Кайгородовой были рассчитаны условия перевода Тенгизского нефтяного месторождения в газоконденсатное. При осуществлении этого процесса до начала разработки месторождения для компенсации температурного дефицита требуется растворение 85 % газа, считая по массе от начальных запасов нефти. Таким образом, на каждые 100 млн. т нефти потребуется 85 млрд. м газа. Количество потребного газа может быть значительно снижено, если осуществить рассматриваемую технологию на заключительном этапе разработки Тенгизского месторождения. Вначале осуществляется вытеснение нефти газом высокого давления путем закачки газа в пласт. После извлечения основных запасов нефти приступают к переводу оставшейся нефти в газоконденсатное состояние путем дополнительной закачки в пласт газа с осуществлением методов воздействия по ускорению фазового перехода. [c.211]

Второй метод, который в настоящее время проходит апробацию в Институте нефти, основан на работе Стафкенса и Богарда [3]. Он предназначен для разделения смесей, содержащих О2, N2, СО2 и алканы от С1 до С5, на индивидуальные компоненты и для разделения углеводородов Се—Сз в соответствии с числом углеродных атомов в их молекулах. На рис. 16.3 представлена хроматограмма смеси газов, выделяющихся из сырой нефти в результате уменьшения давления при ее извлечении из скважины. Сопоставив результаты количественного анализа этой смеси и оставшихся в жидкой фазе низкокипящих соединений, можно вычислить, какой состав имеет газовая фаза над поверхностью нефти при высоком давлении. Поскольку для обнаружения и количественного определения сопутствующих газов необходим детектор по теплопроводности, а содержание присутствующих в очень низкой концентрации углеводородов Сб—Се можно определить лишь с помощью высокочувствительного пламенно-ионизационного детектора, в данном случае на выходе из колонки устанавливают (в указанной последовательности) оба детектора, а в качестве репера, позволяющего сопоставить сигналы детекторов, используют одно из соединений (например, этан или пропан), которому отвечает достаточно заметный пик на обеих хроматограммах. Разделение проводится на колонке размером 3 мХ2,3 мм (внутр. диам.), изготовленной из нержавеющей стали и заполненной порапаком Р, при программируемом подъеме температуры от —50 до - -150°С газом-носителем служит гелий. Данный метод проще описанного выше многоколоночного, воспроизводимость и точность которого зависят от безукоризненной работы переключающих кранов, т. е. от того, насколько они герметичны и насколько строго синхронизовано их переключение с процессами хроматографического разделения, протекающими на разных колонках. [c.381]

Присутствие тяжелых конденсирующихся углеводородов в природных газах, транопортируемых по трубопроводам под высоким давлением, приводит при некоторых-условиях к выделению кбнденсата, что создает многочисленные трудности. В частности, в условиях холодного климата и в гористых районах, где трубопроводы проложены с крутым уклоном, конденсат заполняет пониженные участки трубопровода. Во многих случаях количество конденсата оказывается весьма значительным и он образует своего рода гидравлический затвор. Поэтому из газов с высоким содержанием высших парафиновых углеводородов предварительно извлекают газовый бензин. В последующем по мере роста потребления сжиженных газов начали выделять также часть пропана и большую часть бутанов. В настоящее время стремятся достичь максимальной полноты извлечения как этих компонентов, так и этана. Из этана можно получать этилен с выходом 75% вес. выход же этилена иэ пропана составляет лишь около 45%, а из нефти не более 20—28%. [c.22]

До последнего времени явление обратной конденсации представляло только теоретический интерес и не имело связи с какой-либо практической задачей. Это положение резко изменилось при развитии процессов извлечения нефти из скважин (связанных с использованием обратной конденсации). В некоторых глубоких скважинах, где преобладают высокие температуры, нефть существует главным образом в состоянии пара при давлениях порядка 100 200 атм. При понижении давления происходит обратная конденсация, потому что, хотя конденсация и обусловлена уменьшением давления и температуры, все же значительная часть ее происходит при изотермическом расширении. Остаточный газ после этого сжимается и возвращается в скважину для поддержания давления, так как если яать давлению снизиться, то нефть будет конденсироваться в скважине и поглощаться песками, из которых ее нельзя извлечь. Для дальнейших подробностей можно обратиться к статьям Катца и Курата [122], Катца и Синглетерри [123] и Де Бака [54]. [c.619]

В нефти, находящейся в земной коре под давлением, растворены газообразные углеводороды от метана СН4 до бутана С4Н10 включительно. При извлечении нефти на поверхность Земли, т. е. при понижении давления, из нее выделяется значительное количество растворенных в ней газов. Выделившиеся нефтяные газы, состоящие преимущественно из метана, называются сухими, а богатые пропаном СзНз и бутаном С4Н10 называются жирными. В природе имеются месторождения горючих газов, по своему составу близких к нефтяному газу, например саратовский газ содержит 94% метана. Помимо парафиновых углеводородов (жидких и растворенных в них газообразных и твердых), в нефти содержатся нафтеновые углеводороды — моноциклические (рядов циклопентана и циклогексана) и полициклические с двумя, тремя и более циклами. Нафтенамн богаты бакинские нефти. Пермская нефть характеризуется высоким содержанием ароматических углеводородов — бензола, толуола, ксилола и др. Они содержатся также в грозненской и майкопской нефти, в бакинской их мало. Непредельные углеводороды (с двойной связью [c.172]

Предложенная схема сепарации нефти и газа имеет то преимущество, что в ней достигается грубая фракци-нировка газа и используется пластовое давление для транспорта газа. Газ, не содержащий жирных компонентов, из трапа высокого давления 6 направляется непосредственно потребителю, пройдя, если это необходимо, осушку и другую обработку. Газы из трапов среднего и низкого давления и газ из вакуум-трапа, содержащий более тяжелые углеводороды, пройдя вакуум-компрессорную станцию и, направляются на газобензиновые заводы для извлечения из них бензина и получения жидких газов. Отделенная от газа нефть направляется в промысловые резервуары 12, а оттуда па нефтеперерабатывающие заводы. [c.166]

Физические свойства нефти в пластовых условиях значительно отличаются от свойств нефти, извлеченной на поверхность дегазированной иефти). Это Ъбъяс11яется влиянием иа пластоиую нефть температуры, давления, наличием в ней растворенного газа и т. д. Так, высокая пластовая температура и растворенный газ резко снижают плотность и вязкость нефти, что способствует лучшей фильтрации нефти через пористую среду коллектора. [c.11]

Попутные газы. Так принято называть газообразные углеводороды, сопровождающие сырую нефть. В условиях пластового давления эти газы растворены в нефти и в процессе её добычи выделится вследствие снижения давления. Для этих газов хгфактерно высокое содержание метана и наличие значительных количеств этана, пропана, буганов и высшщ углеводородов вплоть до октана. Такие газы в отличие от сутсих принято называть жирными или богатыми. Состав газов колеблется в значительных пределах и зависит от типа месторождения и условий добычи нефти. Попутные г ы служэт источником извлечения из них лёгкого бензина. [c.30]

Нефтедобывающий комплекс является крупнейшим источником воздействия на природную среду В республике добыто свыше 1,5 млрд. тонн нефти. В настоящее время добыча нефти постепенно снижается от21,2(1992г) — 12,2(1999к)—до 11,2(2003 г) млн. тонн. Добыча нефти и газа (01.01.2003 г.) производится на 156 месторождениях (137 нефтяных, 14 газонефтяных, 3 нефтегазовых, 2 газовых) практически на всей территории Западного Башкортостана (рис. 23). Месторождения сильно обводненные (до 95-98%), и добыча нефти сопровождается извлечением большого объема рассолов (до 200-600 млн. мУгод), Добыча нефти производится поддержанием пластового давления. Для поддержания давления в пласты закачиваются, кроме попутных рассолов, пресная вода и различные стоки. В результате нефтедобыча вызвала в пластах интенсификацию процессов взаимодействия в системе вода-порода-газ-органическое вещество, смешение различных геохимических и генетических типов подземных вод, изменение окислительно-восстановительных и кислотно-щелочных свойств среды и пр. Характерной особенностью техногенеза служит весьма высокая скорость протекания процессов литолого-геохимические последствия их часто носят необратимый характер, происходят изменения термодинамических и гидрогеохимических режимов в пластах. [c.114]

Продувочные газы таких циклических процессов, как синтез аммиака и переработка нефти, обычно имеют высокое (до 5,0-10,0 Мпа) давление. Поэтому гидравлическое сопротивление мембранного аппарата не шрает существенной роли. Выбор тина аннарата оиределяется таким фактором, как плотность упаковки мембран (суммарная поверхность мембран в единице объема). Наибольшее распространение в установках извлечения водорода нашли мембранные модули на основе полых волокон. В промышленных установках должна быть предусмотрена стадия подготовки газа перед подачей в мембранные ашшраты. Это обусловлено тем, что продувочные газы содержат жидкость в дисперсном состоянии. Температура газа должна на 10- [c.429]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология