Природни и свързани газове. Съпътстващ нефтен газ: основни методи за преработка и оползотворяване на ПНГ

По въпроса за ползването свързан петролен газ (APG)сега много се говори и пише. А именно, самият въпрос не е възникнал днес, той вече има доста дълга история. Специфика на производството свързан газе, че (както подсказва името) е страничен продукт от производството на нефт. Загубите на попътен нефтен газ (ПНГ) са свързани с неподготвената инфраструктура за неговото събиране, подготовка, транспортиране и преработка и липсата на потребител. В този случай свързаният нефтен газ просто се изгаря.

Според геоложките характеристики има свързани петролни газове (APG)газови шапки и газове, разтворени в масло. Тоест свързаният нефтен газ е смес от газове и изпарени въглеводородни и невъглеводородни компоненти, освободени от нефтени кладенци и от нефт от резервоар по време на отделянето му.

В зависимост от района на производство, 1 тон нефт произвежда от 25 до 800 m³ свързан нефтен газ.

Текуща ситуация

В Руската федерация ситуацията е следната. Само в района на Тюмен през годините на експлоатация на нефтените находища са изгорени около 225 милиарда m³ свързани нефтени газове (APG), докато повече от 20 милиона тона замърсители са навлезли в околната среда.

По данни за 1999 г. в Руската федерация от недрата са извлечени общо 34,2 милиарда m³ свързан газ, от които са използвани 28,2 милиарда m³. по този начин ниво на използване на свързан нефтен газ (APG).възлиза на 82,5%, около 6 милиарда m³ (17,5%) са изгорени. Основният район за производство на свързан нефтен газ (ПНГ) е Тюменска област. През 1999 г. тук са извлечени 27,3 милиарда m³, използвани са 23,1 милиарда m³ (84,6%) и съответно са изгорени 4,2 милиарда m³ (15,3%).

включено заводи за преработка на газ (GPP)през 1999 г. са преработени 12,3 милиарда m³ (38%), от които 10,3 милиарда m³ са преработени директно в района на Тюмен. За нуждите на полето, като се вземат предвид технологичните загуби, са изразходвани 4,8 милиарда m³, други 11,1 милиарда m³ (32,5%) са използвани без преработка за производство на електроенергия в държавната районна електроцентрала. Между другото, данните за обемите на изгорения свързан газ, дадени от различни източници, варират в много широки граници: разпространението на данните е от 4–5 до 10–15 милиарда m³ годишно.

Вреди от изгаряне на свързан газ

Изпуснат в околната среда Продукти от изгаряне на свързан петролен газ (APG).представляват потенциална заплаха за нормалното функциониране на човешкия организъм на физиологично ниво.

Статистическите данни за Тюменска област, основният регион за производство на нефт и газ в Русия, показват, че заболеваемостта на населението от много класове заболявания е по-висока от общоруските показатели и данните за Западносибирския регион като цяло (показатели за респираторните заболявания са много високи!). При редица заболявания (новообразувания, заболявания на нервната система и сетивните органи и др.) се наблюдава възходяща тенденция. Експозициите са много опасни, последствията от които не се виждат веднага. Те включват влиянието на замърсителите върху способността на хората да зачеват и носят деца, развитието на наследствени патологии, отслабването на имунната система и увеличаването на броя на раковите заболявания.

Опции за използване на съпътстващ нефтен газ

Свързан петролен газ (APG)не се изгаря, защото не може да се използва полезно и не представлява никаква стойност за никого.

Има две възможни посоки за използването му (с изключение на безполезно изгаряне):

• енергия

Тази посока е доминираща, защото производството на енергия има почти неограничен пазар. Свързан петролен газ- горивото е висококалорично и екологично. Предвид високата енергийна интензивност на добива на петрол, в световен мащаб съществува практика той да се използва за производство на електроенергия за нуждите на находищата. Технологии за това съществуват и те са изцяло собственост на компанията New Generation. При постоянно нарастващите тарифи на електроенергията и техния дял в производствените разходи, използването на ПНГ за производство на електроенергия може да се счита за икономически оправдано.

Приблизителен състав на свързания нефтен газ (APG)

Диаграма на състава на свързания нефтен газ

• Нефтохимически

Свързан петролен газ (APG)могат да бъдат преработени за производство на сух газ, доставян към главната тръбопроводна система, газбензин, широка фракция леки въглеводороди (NGL) и втечнен газ за битови нужди. NGLs са суровината за производството на цяла гама нефтохимически продукти; каучуци, пластмаси, компоненти на бензин с високо октаново число и др.

Един от съвременните проблеми на петролната индустрия е лесно забележим, когато летите над огромните пространства на Сибир: множество горящи факли. Те изгарят свързан петролен газ (APG).

Според някои оценки в Русия работят няколко хиляди големи факелни инсталации. Всички страни, участващи в производството на петрол, са изправени пред проблеми с използването на ПНГ. В тази злополучна област Русия е начело, следвана от Нигерия, Иран и Ирак.

APG включва метан, етан, пропан, бутан и по-тежки въглеводородни компоненти. Освен това може да съдържа азот, аргон, въглероден диоксид, сероводород и хелий. ПНГ най-често се разтваря в нефт и се отделя по време на производството му, но може да се натрупа и в „шапките“ на нефтените полета.

Използването на ПНГ предполага целенасочено използване на ПНГ и неговите компоненти, което носи положителен ефект (икономически, екологичен и др.) в сравнение с изгарянето му във факли.

Видове и методи за оползотворяване на ПНГ

Има няколко направления за използване на APG:

- или в находищата (разпределение на газ в газопровода съгласно стандартите на PJSC Gazprom, получаване на SPBT, LNG)

Изпращането на ПНГ за преработка в завод за преработка на газ изисква най-малко капиталови разходи, ако има развита инфраструктура за транспортиране на газ. Недостатъкът на това направление за отдалечени полета е възможната необходимост от изграждане на допълнителни газопомпени станции.

За находища с голям стабилен дебит на ПНГ, разположени в близост до главния газопровод и транспортната комуникационна мрежа, е важно да се изгради мини-газопреработвателен завод, който може да произвежда пропан-бутанови фракции (SPBT), да подготвя остатъчния газ за Газпром Стандарти на PJSC с освобождаване в главния газопровод, втечняване на леки компоненти за получаване на течна фракция, подобна на LNG. Недостатъкът на това направление е непригодността му за отдалечени полета.

Оборудване за осъществяване на процеси: капацитивно оборудване (сепаратори, резервоари за съхранение), топло- и масообменно оборудване (топлообменници, дестилационни колони), компресори, помпи, парокондензни хладилни агрегати, втечняватели на газ в блоково-модулен дизайн.

- производство на електроенергия (използване на газотурбинни електроцентрали, газови електроцентрали)

Високата калоричност на ПНГ определя използването му като гориво. В този случай е възможно да се използва газ както за задвижване на газокомпресорно оборудване, така и за производство на електроенергия за собствени нужди с помощта на газови турбини или газови бутални агрегати. За големи полета със значителен поток на APG е препоръчително да се организират електроцентрали, които доставят електроенергия на регионалните електроснабдителни мрежи.

Недостатъците на тази посока включват строгите изисквания на широко разпространените традиционни газотурбинни електроцентрали и газови електроцентрали за състава на горивото (съдържанието на сероводород не е по-високо от 0,1%), което изисква увеличени капиталови разходи за използване на системи за пречистване на газ. и оперативни разходи за поддръжка на оборудването. Разпределението на електроенергия към външни електропреносни мрежи е невъзможно в отдалечени райони поради липсата на външна енергийна инфраструктура.

Предимствата на направлението са осигуряване на нуждите на полето с електро- и топлоснабдяване на полето без разходите за външна инфраструктура за захранване и компактността на електрическите газови генератори. Използването на съвременни микротурбинни инсталации позволява да се използва ПНГ със съдържание на сероводород до 4-7%.

Оборудване за осъществяване на процеси: капацитивно оборудване (сепаратори, резервоари за съхранение), газотурбинни електроцентрали или газотурбинни електроцентрали с блоково-модулен дизайн.

- химическа обработка (процеси “APG към BTK”, “Cyclar”)

Процесът APG към BTK е разработен от PJSC NIPIgazpererabotka и позволява каталитичната обработка на APG в смес от ароматни въглеводороди (основно бензен, толуен и смес от ксилени), които могат да бъдат смесени с основния маслен поток и прехвърлени през съществуващо масло тръбопровод до рафинерията. Останалите леки въглеводороди, подобни по състав на природния газ, могат да се използват като гориво за производство на електроенергия за нуждите на находището.

Процесът „Cyclar“ е разработен от UOP и British Petroleum и включва производството на смес от ароматни въглеводороди (в много отношения подобен на процеса „APG към BTK“) от пропан-пентановата фракция на APG. Недостатъкът в сравнение с процеса APG към BTK е необходимостта от предварителна подготовка на APG за изолиране на пропан-пентановата фракция.

Недостатъкът на това направление е значителният размер на капиталовите разходи за разширяване на риболовната инфраструктура.

Оборудване за осъществяване на процесите: капацитивно оборудване (сепаратори, резервоари за съхранение), топлообменници, каталитични реактори, дестилационни колони, компресори, помпи.

- газохимични процеси (процес на Фишер-Тропш)

Преработката на ПНГ по метода на Фишер-Тропш е многоетапен процес. Първоначално чрез термично окисление при високи температури от APG се получава синтез газ (смес от CO и H2), от който се произвежда метанол или синтетични въглеводороди, използвани за производството на моторно гориво. Недостатъкът на тази посока е високите капиталови и оперативни разходи.

Оборудване за осъществяване на процеса: капацитивно оборудване (сепаратори, резервоари за съхранение), топлообменници, каталитични реактори, компресори, помпи.

- приложение за технологични нужди на областта (цикличен процес, газлифт)

Процесът на инжектиране на APG в нефтоносна формация (цикличен процес) включва инжектиране на газ в газовата „шапка“ на находището, за да се повиши налягането на място, което води до увеличен добив на нефт. Предимствата на метода включват лекота на изпълнение и ниски капиталови разходи за изпълнение на процеса. Недостатък е липсата на реално изхвърляне - има само отлагане на проблема за известно време напред.

Процесът на повдигане на петрол с помощта на газлифт включва използването на енергията на компресиран APG, изпомпван в него. Предимствата на този метод са способността да се управляват кладенци с висок газов фактор, малкото въздействие на механични примеси, температура, налягане върху процеса на екстракция, възможността за гъвкаво регулиране на работния режим на кладенците и лекотата на поддръжка и ремонт на газлифтни кладенци. Недостатъкът на този метод е необходимостта от подготовка и регулиране на подаването на газ на земята, което увеличава капиталовите разходи при разработването на находището.

Оборудване за осъществяване на процеси: капацитивно оборудване (сепаратори, резервоари), компресори, помпи.

Причини за необходимостта от използване на ПНГ

Един от резултатите от липсата на инфраструктура за оползотворяване на ПНГ и практиката на неконтролираното му изгаряне е увреждане на околната среда. При изгаряне на APG в атмосферата се отделят голямо количество замърсители: частици сажди, въглероден диоксид, серен диоксид. Повишеното съдържание на тези вещества в атмосферата води до заболявания на репродуктивната система на човешкото тяло, наследствени патологии и рак.

Липсата на установени методи за използване на ПНГ в Русия води до значителни загуби в икономиката. Когато се използва рационално, APG е от голяма полза за енергетиката и химическата промишленост.

Според официални данни, при годишно производство на ПНГ от около 55 милиарда м3, само 15-20 милиарда м3 се използват в химическата промишленост, малка част се използва за повишаване на налягането в резервоара и около 20-25 милиарда м3 се изгарят на факел. Такива загуби са близки до битовото потребление на газ на всички руски жители.

Съществуват обаче редица фактори, които са особено важни за руското производство на нефт и възпрепятстват увеличаването и развитието на използването на ПНГ:

Отстояние на кладенците от съоръженията за преработка на газ;

Слабо развити или липсващи системи за събиране, обработка и транспортиране на газ;

Променливост на обемите на произведения газ;

Наличието на примеси, които усложняват обработката;

Ниски цени на газа, съчетани с изключително нисък интерес към финансиране на подобни проекти;

Екологичните глоби за изгаряне на ПНГ са значително по-ниски от разходите за неговото обезвреждане.

През последните години петролните компании започнаха да обръщат повече внимание на проблемите с използването на ПНГ. Това е особено улеснено от Резолюция № 7 от 8 януари 2009 г., приета от правителството на Руската федерация, „За мерките за стимулиране на намаляването на замърсяването на атмосферния въздух от продуктите на изгаряне на свързания нефтен газ във факели“, което изисква увеличаване на ниво на използване на APG до 95%. От 2012 г. за изчисляване на плащанията за емисии от изгаряне на обеми ПНГ над стандартните 5% е въведен увеличаващ коефициент от 4,5, от 2013 г. този коефициент е увеличен на 12, от 2014 г. - на 25, а при липса на измервателни уреди – до 120 Допълнителен стимул за започване на работа за повишаване нивото на оползотворяване на ПНГ беше възприетият през 2013 г. процес на намаляване на таксите за емисии с размера на разходите за изпълнение на проекти за оползотворяване на ПНГ.

Изпращането на вашата добра работа в базата знания е лесно. Използвайте формата по-долу

Студенти, докторанти, млади учени, които използват базата от знания в обучението и работата си, ще ви бъдат много благодарни.

Публикувано на http://www.allbest.ru/

Характеристики на ПНГ

Преминаванемаслогаз(PNG)е природен въглеводороден газ, разтворен в нефт или разположен в „шапките“ на нефтени и газови кондензни находища.

За разлика от добре познатия природен газ, свързаният нефтен газ съдържа, освен метан и етан, голяма част от пропани, бутани и пари от по-тежки въглеводороди. Много свързани газове, в зависимост от областта, също съдържат невъглеводородни компоненти: сероводород и меркаптани, въглероден диоксид, азот, хелий и аргон.

Когато нефтените резервоари се отворят, газът от маслените капачки обикновено започва да избликва първи. Впоследствие основната част от произведения свързан газ се състои от газове, разтворени в нефт. Газът от газови шапки или свободният газ е „по-лек“ по състав (с по-ниско съдържание на тежки въглеводородни газове) за разлика от газа, разтворен в петрол. По този начин началните етапи на разработване на находище обикновено се характеризират с големи годишни обеми на производство на свързан нефтен газ с по-голям дял метан в неговия състав. При дългосрочна експлоатация на находището производството на свързан нефтен газ намалява и голяма част от газа се пада на тежки компоненти.

Преминаване масло газ е важно суровини За енергия И химически индустрия.ПНГ има висока калоричност, която варира от 9 000 до 15 000 Kcal / m3, но използването му в производството на електроенергия е възпрепятствано от нестабилността на неговия състав и наличието на голям брой примеси, което изисква допълнителни разходи за пречистване на газа („ сушене”). В химическата промишленост метанът и етанът, съдържащи се в APG, се използват за производството на пластмаси и каучук, а по-тежките елементи служат като суровини при производството на ароматни въглеводороди, високооктанови горивни добавки и втечнени въглеводородни газове, по-специално втечнени пропан-бутан технически (SPBT).

PNG в цифри

В Русия, според официални данни, около 55 милиарда m3 свързан нефтен газ се извличат годишно. От тях около 20-25 милиарда m3 се изгарят в полетата и само около 15-20 милиарда m3 се използват в химическата промишленост. По-голямата част от изгорения ПНГ идва от нови и труднодостъпни находища в Западен и Източен Сибир.

Важен показател за всяко нефтено находище е газовият фактор на нефта - количеството свързан нефтен газ на тон добит нефт. За всяко находище този показател е индивидуален и зависи от характера на находището, естеството на неговата експлоатация и продължителността на разработката и може да варира от 1-2 m3 до няколко хиляди m3 на тон.

Решаването на проблема с използването на попутния газ е не само въпрос на екология и опазване на ресурсите, но и потенциален национален проект на стойност 10 - 15 милиарда долара. Попътният петролен газ е най-ценната горивна, енергийна и химическа суровина. Само оползотворяването на обемите на ПНГ, чиято преработка е икономически изгодна при сегашните пазарни условия, би позволило годишно да се произвеждат до 5-6 милиона тона течни въглеводороди, 3-4 милиарда кубически метра. етан, 15-20 млрд. куб.м сух газ или 60 - 70 хил. GWh електроенергия. Възможният общ ефект ще бъде до 10 милиарда долара годишно по цени на вътрешния пазар или почти 1% от БВП на Руската федерация.

В Република Казахстан проблемът с използването на ПНГ е не по-малко остър. В момента по официални данни от 9 млрд. куб.м. Само две трети от произвеждания в страната ПНГ се оползотворява годишно. Обемът на изгорения газ достига 3 милиарда кубически метра. на година. Повече от една четвърт от петролните предприятия, работещи в страната, изгарят повече от 90% от произведения ПНГ. Свързаният петролен газ представлява почти половината от целия газ, произведен в страната, а темпът на растеж на производството на APG в момента надвишава темпа на растеж на производството на природен газ.

Проблемът с използването на APG

Проблемът с използването на свързания нефтен газ е наследен от Русия от съветските времена, когато акцентът в развитието често се поставя върху екстензивни методи за разработване. При развитието на петролните провинции от първостепенно значение е нарастването на производството на суров петрол, основният източник на приходи за националния бюджет. Изчислението е направено за гигантски залежи, голямо производство и минимизиране на разходите. Преработката на свързан петролен газ, от една страна, беше на заден план поради необходимостта от значителни капиталови инвестиции в сравнително по-малко печеливши проекти, от друга страна бяха създадени обширни системи за събиране на газ в най-големите нефтени провинции и гигантска преработка на газ са построени заводи за суровини от близките находища. В момента виждаме последствията от такава гигантомания.

Схемата за използване на свързания газ, традиционно възприета в Русия от съветско време, включва изграждането на големи газопреработвателни заводи заедно с широка мрежа от газопроводи за събиране и доставка на свързан газ. Прилагането на традиционни схеми за рециклиране изисква значителни капиталови разходи и време и, както показва опитът, почти винаги изостава с няколко години от разработването на находищата. Използването на тези технологии е икономически ефективно само в големи индустрии (милиарди кубични метри изходен газ) и е икономически неоправдано в средни и малки находища.

Друг недостатък на тези схеми е невъзможността, поради технически и транспортни причини, да се оползотвори съпътстващият газ от крайните етапи на разделяне поради обогатяването му с тежки въглеводороди - такъв газ не може да се изпомпва през тръбопроводи и обикновено се изгаря във факли. Следователно, дори в находища, оборудвани с газопроводи, свързаният газ от крайните етапи на разделяне продължава да се изгаря.

Основните загуби на нефтен газ се формират главно поради малки, малки и средни отдалечени находища, чийто дял у нас продължава бързо да нараства. Организирането на събирането на газ от такива находища, както е показано по-горе, съгласно предложените схеми за изграждане на големи газопреработвателни заводи, е много капиталоемко и неефективно начинание.

Дори в региони, където има газопреработвателни заводи и има развита газосъбирателна мрежа, газопреработвателните предприятия са на 40-50% капацитет, а около тях горят десетки стари факли и се палят нови. Това се дължи на настоящите регулаторни стандарти в индустрията и липсата на внимание към проблема, както от страна на нефтените работници, така и от страна на преработвателите на газ.

В съветско време развитието на инфраструктурата за събиране на газ и доставките на ПНГ към газопреработвателните заводи се извършваха в рамките на планова система и се финансираха в съответствие с единна програма за развитие на находищата. След разпадането на Съюза и формирането на независими петролни компании инфраструктурата за събиране и доставка на ПНГ до заводите остава в ръцете на преработвателите на газ, а източниците на газ, естествено, се контролират от петролната индустрия. Възникна ситуация на монопол на купувача, когато петролните компании всъщност нямаха други алтернативи за използване на свързания петролен газ, освен да го пуснат в тръбопровод за транспортиране до завода за преработка на газ. Освен това държавните законодателни цени за доставка на свързан газ до газопреработвателния завод са на съзнателно ниско ниво. От една страна, това позволи на газопреработвателните заводи да оцелеят и дори да се представят добре през бурните 90-те години, от друга страна, това лиши петролните компании от стимула да инвестират в изграждането на инфраструктура за събиране на газ в нови находища и да доставят свързан газ на; съществуващи предприятия. В резултат на това Русия сега разполага както с неработещ капацитет за преработка на газ, така и с десетки факли за суровини за отопление на въздуха.

В момента правителството на Руската федерация, в съответствие с одобрения План за действие за развитие на индустрията и технологиите за 2006-2007 г. Разработва се решение за включване в лицензионните споразумения с ползвателите на недра на задължителни изисквания за изграждане на производствени мощности за преработка на свързания нефтен газ, генериран при добива на нефт. Разглеждането и приемането на решението ще се състои през второто тримесечие на 2007 г.

Очевидно е, че изпълнението на разпоредбите на този документ ще доведе до необходимостта за ползвателите на недрата да привлекат значителни финансови ресурси за проучване на въпросите за оползотворяване на факелния газ и изграждането на съответните съоръжения с необходимата инфраструктура. В същото време необходимите капиталови инвестиции в създаваните газопреработвателни производствени комплекси в повечето случаи надвишават цената на съществуващите в находището съоръжения за нефтена инфраструктура.

Необходимостта от такива значителни допълнителни инвестиции в неосновната и по-малко печеливша част от бизнеса за петролните компании, по наше мнение, неизбежно ще доведе до намаляване на инвестиционните дейности на потребителите на недра, насочени към търсене, разработване, разработване на нови полета и интензификация производство на основния и най-печеливш продукт - петрол, или може да доведе до неспазване на изискванията на лицензионните споразумения с всички произтичащи от това последици. Алтернативно решение за разрешаване на ситуацията с използването на факелен газ, според нас, е привличането на специализирани компании за услуги за управление, които могат бързо и ефективно да реализират такива проекти, без да привличат финансови ресурси от ползвателите на подпочвените ресурси.

нефтен газ преработка на газ въглеводород

Екологични аспекти

Изгарянеинцидентенмаслогаз- сериозен екологичен проблем както за самите петролни региони, така и за глобалната околна среда.

Всяка година в Русия и Казахстан в резултат на изгарянето на свързани нефтени газове в атмосферата се отделят повече от милион тона замърсители, включително въглероден диоксид, серен диоксид и частици сажди. Емисиите, генерирани от изгарянето на свързани петролни газове, представляват 30% от всички атмосферни емисии в Западен Сибир, 2% от емисиите от стационарни източници в Русия и до 10% от общите атмосферни емисии в Република Казахстан.

Необходимо е също така да се вземе предвид отрицателното въздействие на топлинното замърсяване, чийто източник са нефтените факели. Западен Сибир на Русия е един от малкото слабо населени региони на света, чиито светлини могат да се видят през нощта от космоса, заедно с нощното осветление на най-големите градове в Европа, Азия и Америка.

Проблемът с използването на ПНГ изглежда особено актуален на фона на ратифицирането от Русия на Протокола от Киото. Привличането на средства от европейските въглеродни фондове за проекти за гасене на факели би финансирало до 50% от необходимите капиталови разходи и значително ще повиши икономическата привлекателност на тази област за частни инвеститори. Още в края на 2006 г. обемът на въглеродните инвестиции, привлечени от китайски компании по Протокола от Киото, надхвърли 6 милиарда долара, въпреки факта, че страни като Китай, Сингапур или Бразилия не поеха задължения за намаляване на емисиите. Факт е, че само те имат възможност да продават намалени емисии чрез така наречения „механизъм за чисто развитие“, когато се оценява намаляването на потенциалните, а не на действителните емисии. Изоставането на Русия по въпросите на законодателното прилагане на механизмите за регистрация и прехвърляне на въглеродни квоти ще струва на местните компании милиарди долари загубени инвестиции.

Публикувано на Allbest.ru

...

Подобни документи

Начини за оползотворяване на свързания нефтен газ. Използването на изгаряне на свързан нефтен газ за отоплителна система, захранване с топла вода, вентилация. Устройство и принцип на действие. Изчисляване на материалния баланс. Физическа топлина на реагенти и продукти.

резюме, добавено на 04/10/2014


Използване на свързан нефтен газ (ПНГ) и въздействието му върху природата и хората. Причини за непълно използване на APG, неговия състав. Налагане на глоби за изгаряне на ПНГ, прилагане на ограничения и повишаващи коефициенти. Алтернативни начини за използване на APG.

резюме, добавено на 20.03.2011 г


Концепцията за свързаните петролни газове като смес от въглеводороди, които се отделят поради намаляване на налягането, когато нефтът се издига на повърхността на Земята. Състав на свързания нефтен газ, характеристики на неговата обработка и използване, основни методи за обезвреждане.

презентация, добавена на 10.11.2015 г


Общо описание на газотурбинна електроцентрала. Въвеждане на подобрена система за управление на подгряване на свързан нефтен газ, изчисляване на коефициентите на управление за тази система. Описание на физичните процеси при нагряване на свързан нефтен газ.

дисертация, добавена на 29.04.2015 г


Компресори, използвани за транспортиране на газове. Граница на експлозия на петролен газ. Изчисляване на годишния икономически ефект от въвеждането на блокови компресорни агрегати за компресиране и транспортиране на нефтен газ. Специфично тегло на газа при впръскване.

курсова работа, добавена на 28.11.2010 г


Организационна структура на OJSC Samotlorneftegaz, история на създаването и развитието на компанията. Характеристика на разработените находища; развитие и перспективи за тяхното развитие. Методи за експлоатация на нефтени находища. Системи за събиране на нефт и газ.

доклад от практиката, добавен на 25.03.2014 г


Мерки и оборудване за предотвратяване изпускането на флуиди и свързаните с тях нефтени газове в околната среда. Оборудване за предотвратяване на открити фонтани. Комплекси за управление на спирателна арматура в дупки. Опазване на труда и околната среда на кладенци.

дисертация, добавена на 27.02.2009 г


Свързан нефтен газ като смес от газове и парообразни въглеводородни и невъглеводородни компоненти от естествен произход, характеристики на неговото използване и обезвреждане. Отделяне на нефт от газ: същност, обосновка на този процес. Видове сепаратори.

курсова работа, добавена на 14.04.2015 г


Основни проектни решения за разработването на находището Барсуковское. Състояние на разработка и запас от кладенци. Концепции за събиране, транспорт и подготовка на нефт и газ в полето. Характеристика на суровините, спомагателните материали и готовата продукция.

курсова работа, добавена на 26.08.2010 г


Анализ на газови горелки: класификация, подаване на газ и въздух към фронта на горене на газ, образуване на смес, стабилизиране на фронта на запалване, осигуряване на интензивност на изгаряне на газ. Приложение на системи за частична или комплексна автоматизация на изгаряне на газ.

НЕФТ И ГАЗ, ТЕХНИЯТ СЪСТАВ И ФИЗИЧНИ СВОЙСТВА

МАСЛО

Маслото е запалима мазна течност, предимно тъмна на цвят, със специфична миризма. По отношение на химичния състав нефтът е предимно смес от различни въглеводороди, съдържащи се в него в голямо разнообразие от комбинации и определящи неговите физични и химични свойства.

В маслата се срещат следните групи въглеводороди: 1) метан (парафин) с обща формула C I H 2 I + 2; 2) нафтен с обща формула C„H 2P; 3) ароматни с обща формула

SpN 2l -v- /

Най-често срещаните въглеводороди в природни условия са метановите серии. Въглеводородите от тази серия - метан CH 4, етан C 2 H in, пропан C 3 H 8 и бутан C 4 Nu - са в газообразно състояние при атмосферно налягане и нормална температура. Те са част от нефтените газове. С повишаване на налягането и температурата тези леки въглеводороди могат частично или напълно да се втечнят.

Пентан C 8 H 12, хексан C в H 14 и хептан C 7 H 1 в при същите условия са в нестабилно състояние: лесно преминават от газообразно състояние в течно състояние и обратно.

Въглеводородите от C 8 H 18 до C 17 H звук са течни вещества.

Въглеводородите, чиито молекули съдържат повече от 17 въглеродни атома, се класифицират като твърди вещества. Това са парафини и церезини, съдържащи се в различни количества във всички масла.

Физичните свойства на маслата и нефтените газове, както и техните качествени характеристики, зависят от преобладаването на отделни въглеводороди или техните различни групи. Маслата с преобладаване на сложни въглеводороди (тежки масла) съдържат по-малки количества бензин и маслени фракции. Съдържание в масло

V, M-ANT V

голям брой смолисти и парафинови съединения го правят вискозен и неактивен, което изисква специални мерки за извличането му на повърхността и последващо транспортиране.

Освен това маслата се разделят по основните качествени показатели - съдържанието на лек бензин, керосин и маслени фракции.

Фракционният състав на маслата се определя чрез лабораторна дестилация, която се основава на факта, че всеки въглеводород, включен в състава му, има своя специфична точка на кипене.

Леките въглеводороди имат ниски точки на кипене. Например пентанът (C B H1a) има точка на кипене 36 ° C, а хексанът (C 6 H1 4) има точка на кипене 69 ° C. Тежките въглеводороди имат по-високи точки на кипене и достигат 300 ° C и по-високи. Следователно, когато маслото се нагрява, неговите по-леки фракции се изпаряват и се изпаряват първи;

Ако изпаренията на маслото, нагрято до определена температура, се съберат и охладят, тогава тези изпарения отново ще се превърнат в течност, която е група от въглеводороди, които кипят далеч от маслото в даден температурен диапазон. Така, в зависимост от температурата на нагряване на маслото, от него първо се изпаряват най-леките фракции - бензиновите фракции, след това по-тежките - керосина, след това дизеловото гориво и т.н.

Процентът на отделните фракции в маслото, които кипят в определени температурни граници, характеризира фракционния състав на маслото.

Обикновено в лабораторни условия дестилацията на масло се извършва в температурни диапазони до 100, 150, 200, 250, 300 и 350 ° C.

Най-простото рафиниране на масло се основава на същия принцип като описаната по-горе лабораторна дестилация. Това е директна дестилация на петрол с отделяне на бензинови, керосинови и дизелови фракции от него при атмосферно налягане и нагряване до 300-350 ° C.

В СССР се срещат масла с различен химичен състав и свойства. Дори маслата от едно и също поле могат да се различават значително едно от друго. Въпреки това, маслата от всеки регион на СССР също имат свои специфични характеристики. Например маслата от района на Урал-Волга обикновено съдържат значителни количества смоли, парафин и серни съединения. Маслата от района на Ембенски се отличават с относително ниско съдържание на сяра.

Маслата от района на Баку имат най-голямо разнообразие от състав и физични свойства. Тук, заедно с безцветните масла в горните хоризонти на полето Сурахани, състоящи се почти изключително от бензинови и керосинови фракции, има масла, които не съдържат бензинови фракции. В тази област има масла, които не съдържат катранени вещества, както и силно смолисти. Много масла в Азербайджан съдържат нафтенови киселини. Повечето масла не съдържат парафини. По отношение на съдържанието на сяра, всички масла от Баку се класифицират като ниско съдържание на сяра.

Един от основните показатели за търговското качество на маслото е неговата плътност. Плътността на маслото при стандартна температура от 20° C и атмосферно налягане варира от 700 (газов кондензат) до 980 и дори 1000 kg/m 3 .

В полевата практика плътността на суровия петрол се използва за груба оценка на неговото качество. Най-ценни са леките масла с плътност до 880 kg/m 3 ; те са склонни да съдържат повече бензинови и маслени фракции.

Плътността на маслата обикновено се измерва със специални ареометри. Хидрометърът е стъклена тръба с разширена долна част, в която е поставен живачен термометър. Поради значителното тегло на живака, хидрометърът заема вертикално положение, когато е потопен в масло. В горната тясна част на хидрометъра има скала за измерване на плътността, а в долната част има скала за температура.

За да се определи плътността на маслото, в съд с това масло се спуска хидрометър и се измерва стойността на неговата плътност по горния ръб на образувания менискус.

За да се доведе полученото измерване на плътността на маслото при дадена температура до стандартни условия, т.е. до температура 20 ° C, е необходимо да се въведе температурна корекция, която се взема предвид по следната формула:

р2о = Р* + в(<-20), (1)

където р 20 е желаната плътност при 20° С; p/ - плътност при температура на измерване аз; А- коефициент на обемно разширение на маслото, чиято стойност се взема от специални таблици; тя

ГАЗОВО ПРИЛОЖЕНИЕ

Газът може да се намери в природата в три вида находища: газ, газ-нефт и газ-кондензат.

В находищата от първия тип - газ - газът образува огромни естествени подземни натрупвания, които нямат пряка връзка с нефтените находища.

Във втория тип находища – газонефтените – газът съпътства нефта или нефтът придружава газа. Газонефтените залежи, както беше посочено по-горе, са два вида: нефт с газова шапка (основният обем на който е зает от нефт) и газ с нефтен ръб (основният обем е зает от газ). Всяко газонефтено находище се характеризира с газов фактор - количеството газ (в m3) на 1000 kg нефт.

Газовите кондензатни находища се характеризират с високо налягане (повече от 3–10 7 Pa) и високи температури (80–100 ° C и повече) в резервоара. При тези условия въглеводородите C5 и по-горе преминават в газ и когато налягането се понижи, настъпва кондензация на тези въглеводороди - процесът на обратна кондензация.

Газовете от всички разглеждани находища се наричат ​​природни газове, за разлика от свързаните петролни газове, разтворени в нефт и освободени от него по време на производството.

Природни газове

Природните газове се състоят главно от метан. Заедно с метан те обикновено съдържат етан, пропан, бутан, малко количество пентан и висши хомолози и малки количества невъглеводородни компоненти: въглероден диоксид, азот, сероводород и инертни газове (аргон, хелий и др.).

Въглеродният диоксид, който обикновено присъства във всички природни газове, е един от основните продукти на трансформацията в природата на органичния изходен материал на въглеводородите. Съдържанието му в природния газ е по-ниско от очакваното въз основа на механизма на химичните трансформации на органичните остатъци в природата, тъй като въглеродният диоксид е активен компонент; той преминава в пластова вода, образувайки бикарбонатни разтвори. По правило съдържанието на въглероден диоксид не надвишава 2,5%. Съдържанието на азот, също обикновено присъстващо в естествените, се свързва или с навлизането на атмосферния въздух, или с реакциите на разлагане на протеини на живи организми. Количеството азот обикновено е по-високо в случаите, когато образуването на газовото поле е настъпило във варовикови и гипсови скали.

Хелият заема особено място в състава на някои природни газове. Хелият често се среща в природата (във въздуха, природния газ и др.), но в ограничени количества. Въпреки че съдържанието на хелий в природния газ е малко (до максимум 1–1,2%), изолирането му се оказва изгодно поради големия дефицит на този газ, както и поради големия обем на добива на природен газ .

Сероводородът, като правило, отсъства в газовите находища. Изключение е например находището Ust-Vilyui, където съдържанието на H 2 S достига 2,5% и някои други. Очевидно наличието на сероводород в газа е свързано със състава на вместващите скали. Беше отбелязано, че газът в контакт със сулфати (гипс и др.) или сулфити (пирит) съдържа относително повече сероводород.

Природните газове, съдържащи основно метан и имащи много малко съдържание на хомолози C5 и по-високи, се класифицират като сухи или бедни газове. По-голямата част от газовете, произведени от газови находища, са сухи. Газът от газови кондензатни находища се характеризира с по-ниско съдържание на метан и по-високо съдържание на неговите хомолози. Такива газове се наричат ​​мастни или богати. В допълнение към леките въглеводороди, газовете от газокондензатните находища съдържат и висококипящи хомолози, които се отделят в течна форма (кондензат) при понижаване на налягането. В зависимост от дълбочината на кладенеца и налягането на дъното въглеводородите могат да бъдат в газообразно състояние, кипящи при 300–400°C.

Газът от газови кондензатни находища се характеризира със съдържанието на утаен кондензат (в cm 3 на 1 m 3 газ).

Образуването на газови кондензатни отлагания се дължи на факта, че при високи налягания възниква явлението обратно разтваряне - обратна кондензация на масло в сгъстен газ. При налягане от около 75 × 10 6 Pa маслото се разтваря в сгъстен етан и пропан, чиято плътност е значително по-висока от плътността на маслото.

Съставът на кондензата зависи от режима на работа на кладенеца. По този начин, при поддържане на постоянно налягане в резервоара, качеството на кондензата е стабилно, но когато налягането в резервоара намалява, съставът и количеството на кондензата се променят.

Съставът на стабилните кондензати на някои полета е добре проучен. Тяхната точка на кипене обикновено не надвишава 300°C. По групов състав: по-голямата част са метанови въглеводороди, малко по-малко нафтенови и още по-малко ароматни. Съставът на газовете от газовите кондензатни находища след отделянето на кондензата е близък до състава на сухите газове. Плътността на природния газ спрямо въздуха (плътността на въздуха се приема за единица) варира от 0,560 до 0,650. Топлината на изгаряне е около 37700–54600 J/kg.

Свързани (нефтени) газове

Свързаният газ не е целият газ в дадено находище, а газът, разтворен в нефт и освободен от него по време на производството.

При излизане от кладенеца нефтът и газът преминават през газови сепаратори, в които свързаният газ се отделя от нестабилния нефт, който се изпраща за по-нататъшна обработка.

Свързаните газове са ценни суровини за промишлен нефтохимичен синтез. Те не се различават качествено по състав от природните газове, но количествено разликата е много съществена. Съдържанието на метан в тях не може да надвишава 25-30%, но има много повече от неговите хомолози - етан, пропан, бутан и висши въглеводороди. Следователно тези газове се класифицират като мастни газове.

Поради разликата в количествения състав на свързаните и природните газове, техните физични свойства са различни. Плътността (във въздуха) на свързаните газове е по-висока от тази на природните газове - достига 1,0 или повече; тяхната калоричност е 46 000–50 000 J/kg.

Приложение на газ

Едно от основните приложения на въглеводородните газове е използването им като гориво. Високата калоричност, удобството и рентабилността на използване несъмнено поставят газа на едно от първите места сред другите видове енергийни ресурси.

Друга важна употреба на свързания нефтен газ е неговото допълване, т.е. извличането на газ-бензин от него в заводи или инсталации за преработка на газ. Газът се подлага на силно компресиране и охлаждане с помощта на мощни компресори, докато парите от течни въглеводороди се кондензират, частично разтваряйки газообразни въглеводороди (етан, пропан, бутан, изобутан). Образува се летлива течност - нестабилен газбензин, който лесно се отделя от останалата некондензираща маса газ в сепаратора. След фракциониране - отделяне на етан, пропан и част от бутаните - се получава стабилен бензинов газ, който се използва като добавка към търговския бензин, повишавайки тяхната летливост.

Като гориво се използват пропан, бутан и изобутан, отделени по време на стабилизирането на газовия бензин под формата на втечнени газове, изпомпвани в цилиндри. Метанът, етанът, пропанът и бутаните също служат като суровини за нефтохимическата промишленост.

След отделянето на C 2 -C 4 от свързаните газове, оставащият отработен газ е близък по състав до сух. На практика може да се счита за чист метан. Сухите и отработените газове, когато се изгарят в присъствието на малки количества въздух в специални инсталации, образуват много ценен промишлен продукт - газови сажди:

CH 4 + O 2 до C + 2H 2 O

Използва се главно в каучуковата промишленост. Чрез преминаване на метан с водна пара през никелов катализатор при температура 850 ° C се получава смес от водород и въглероден оксид - "синтезен газ":

CH 4 + H 2 O до CO + 3H 2

Когато тази смес се прекара през катализатор FeO при 450°C, въглеродният оксид се превръща в диоксид и се освобождава допълнителен водород:

CO + H 2 O до CO 2 + H 2

Полученият водород се използва за синтеза на амоняк. Когато метан и други алкани се третират с хлор и бром, се получават заместващи продукти:

1. CH 4 + Cl 2 à CH 3 C1 + HCl - метил хлорид;

2. CH 4 + 2C1 2 à CH 2 C1 2 + 2HC1 - метиленхлорид;

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

4. CH 4 + 4Cl 2 à CCl 4 + 4HCl - въглероден тетрахлорид.

Метанът също така служи като суровина за производството на циановодородна киселина:

2CH 4 + 2NH 3 + 3O 2 à 2HCN + 6H 2 O, както и за производството на въглероден дисулфид CS 2, нитрометан CH 3 NO 2, който се използва като разтворител за лакове.