O gás associado geralmente se refere ao gás natural em simbiose com o petróleo. De acordo com a teoria de geração de petróleo a partir de hidrocarbonetos orgânicos, quando a matéria orgânica evolui para o estágio de maturação, hidrocarbonetos líquidos e gasosos são gerados simultaneamente. Alguns também contêm gases não hidrocarbonetos, como dióxido de carbono, nitrogênio e sulfeto de hidrogênio. Gases de hidrocarbonetos insaturados são raramente encontrados. Os hidrocarbonetos gasosos estão dissolvidos em hidrocarbonetos líquidos ou existem na parte superior do reservatório, em estado de capa de gás.
De acordo com a teoria da geração de petróleo orgânico, quando a matéria orgânica atinge o estágio de maturação, hidrocarbonetos líquidos e gasosos são gerados simultaneamente. Os hidrocarbonetos gasosos, dissolvidos em hidrocarbonetos líquidos ou presentes na camada superior do reservatório, formam uma capa de gás. Caracterizam-se por apresentarem um teor de componentes acima do etano superior ao do gás não associado, podendo também conter gases não hidrocarbonetos como dióxido de carbono, nitrogênio e sulfeto de hidrogênio, e geralmente apresentarem uma quantidade muito pequena de hidrocarbonetos insaturados. O gás associado pode ser utilizado na produção de gás liquefeito de petróleo (GLP), combustíveis e matérias-primas químicas.
O objetivo do tratamento do gás associado é tratar o gás associado recuperado e o gás estável, de modo a produzir gás liquefeito, hidrocarbonetos leves estáveis e gás seco, melhorando assim a eficiência de utilização global dos recursos de petróleo e gás. Para aumentar a taxa de recuperação de hidrocarbonetos leves do gás associado, o processo de tratamento também foi alterado, passando do processo de fracionamento por condensação a frio em águas rasas de média pressão para o processo de absorção a frio em águas rasas de média pressão. O processo de absorção a frio em águas rasas tem sido continuamente aprimorado para formar uma tecnologia de retenção de cor para o tratamento do gás associado em campos petrolíferos.
Etapa I: processo de resfriamento superficial a média pressão – método de fracionamento por condensação. A primeira unidade combinada de recuperação de hidrocarbonetos leves foi construída na estação central de tratamento de Maling em outubro de 1981. Ela processava principalmente o gás associado e o gás estável fora da estação para produzir gás liquefeito e óleo leve estável. O processo de resfriamento superficial a média pressão – método de fracionamento por condensação foi adotado. A unidade foi desativada em 1991. O processo de resfriamento superficial a média pressão – fracionamento por condensação é o mais comumente usado para tratar o gás associado em campos petrolíferos e recuperar condensado. Este processo foi adotado em unidades de recuperação de hidrocarbonetos leves construídas antes de 2004.
A segunda etapa: processo de resfriamento superficial a média pressão – método de absorção de óleo frio. Após 2004, o processo de resfriamento superficial a média pressão – método de absorção de óleo frio foi desenvolvido. Ele foi aplicado com sucesso pela primeira vez na unidade de recuperação de hidrocarbonetos leves da estação de medição e transferência de WANGSHIBA, tratando principalmente o gás associado externo à estação e o gás volátil dos tanques de petróleo, produzindo gás liquefeito e produtos de petróleo leve estáveis. Comparado ao método de fracionamento por condensação, o método de absorção de óleo frio apresenta características como alto rendimento de carbono, bom custo-benefício, ampla adaptabilidade do processo e grande flexibilidade operacional. O processo é adotado nas unidades subsequentes que utilizam gás associado como gás de alimentação.
Data da publicação: 04/08/2021