Приложение на състава на свързания нефтен газ. Свързан нефтен газ: състав

Свързан петролен газ

Свързан петролен газ (PNG) - смес от различни газообразни въглеводороди, разтворени в масло; те се отделят по време на процеса на екстракция и дестилация (това са т.нар свързани газове, се състоят главно от пропан и изомери на бутан). Нефтените газове включват и крекинг газове, състоящи се от наситени и ненаситени (етилен, ацетилен) въглеводороди. Нефтените газове се използват като гориво и за производството на различни химикали. Пропилен, бутилен, бутадиен и др. се получават от нефтени газове чрез химическа обработка, които се използват в производството на пластмаси и каучук.

Съединение

Свързан петролен газ - смес от газове, отделени от въглеводороди във всяко фазово състояние, състояща се от метан, етан, пропан, бутан и изобутан, съдържаща течности с високо молекулно тегло, разтворени в нея (от пентани и по-високи в растежа на хомоложната серия) и различен състав и фазово състояние на примесите.

Приблизителен състав на APG

Касова бележка

ПНГ е ценен въглеводороден компонент, отделен от добитите, транспортирани и преработени минерали, съдържащи въглеводороди на всички етапи от жизнения цикъл на инвестицията до продажбата на крайните продукти на крайния потребител. По този начин, характеристика на произхода на свързания нефтен газ е, че той се освобождава на всеки етап от проучването и производството до крайната продажба, от нефт, газ (други източници са пропуснати) и в процеса на тяхната преработка от всяко състояние на непълен продукт към някой от многобройните крайни продукти.

Специфична характеристика на APG обикновено е незначителен дебит на получения газ, от 100 до 5000 nm³/h. Съдържанието на въглеводороди СЗ + може да варира в диапазона от 100 до 600 g/m³. В същото време съставът и количеството на APG не е постоянна стойност. Възможни са както сезонни, така и еднократни колебания (промяна на нормалната стойност до 15%).

Газът от първия етап на разделяне обикновено се изпраща директно в завода за преработка на газ. Значителни трудности възникват при опит за използване на газ с налягане под 5 бар. Доскоро такъв газ в по-голямата част от случаите просто се изгаряше, но сега, поради промени в държавната политика в областта на използването на APG и редица други фактори, ситуацията се променя значително. В съответствие с Постановление на правителството на Руската федерация от 8 януари 2009 г. № 7 „За мерките за насърчаване на намаляването на замърсяването на атмосферния въздух от продуктите от изгарянето на свързан нефтен газ в инсталации за изгаряне на факел“, целевият индикатор за изгаряне на свързан нефтен газ във факел беше определено на не повече от 5 процента от количеството свързан петролен газ, произведен нефтен газ. Понастоящем обемите на произведения, оползотворен и изгорен ПНГ не могат да бъдат оценени поради липсата на газоизмервателни станции в много находища. Но по груби изчисления са около 25 милиарда m³.

Начини за обезвреждане

Основните начини за използване на APG са преработка в GPP, производство на електроенергия, изгаряне за собствени нужди, инжектиране обратно в резервоара за стимулиране на добива на нефт (поддържане на налягането в резервоара), инжектиране в производствени кладенци - използването на "газов лифт".

Технология за използване на APG

Газов факел в западносибирската тайга в началото на 80-те години

Основен проблем при оползотворяването на попътния газ е високото съдържание на тежки въглеводороди. Към днешна дата има няколко технологии, които подобряват качеството на APG чрез премахване на значителна част от тежките въглеводороди. Един от тях е приготвянето на ПНГ с помощта на мембранни инсталации. Когато се използват мембрани, метановото число на газа се увеличава значително, нетната калоричност (LHV), топлинният еквивалент и температурата на точката на оросяване (както за въглеводородите, така и за водата) се намаляват.

Мембранните въглеводородни инсталации могат значително да намалят концентрацията на сероводород и въглероден диоксид в газовия поток, което им позволява да се използват за пречистване на газ от киселинни компоненти.

Дизайн

Схема на разпределение на газовите потоци в мембранния модул

По своята конструкция въглеводородната мембрана е цилиндричен блок с изходи за пермеат, вход за продуктов газ и APG. Вътре в блока има тръбна структура от селективен материал, който позволява преминаването само на определени типове молекули. Общата диаграма на потока вътре в патрона е показана на фигурата.

Принцип на действие

Конфигурацията на инсталацията във всеки отделен случай се определя специално, тъй като първоначалният състав на APG може да варира значително.

Инсталационна схема в основна конфигурация:

Схема под налягане за обработка на ПНГ

Вакуумна схема на приготвяне на ПНГ

• Предварителен сепаратор за почистване от груби примеси, голяма кондензирана влага и масло,
• входен приемник,
• Компресор,
• Хладилник за допълнително охлаждане на газ до температура от +10 до +20 °C,

• Филтър за фин газ за отстраняване на масла и парафинови съединения,
• Въглеводороден мембранен блок,
• инструменти,
• Система за управление, включително анализ на потока,
• Система за изхвърляне на кондензат (от сепаратори),
• система за възстановяване на пермеата,
• Доставка на контейнери.

Контейнерът трябва да бъде произведен в съответствие с изискванията за пожарна и взривна безопасност в нефтената и газовата промишленост.

Има две схеми за обработка на APG: налягане и вакуум.

Основата на свързания нефтен газ е смес от леки въглеводороди, включително метан, етан, пропан, бутан, изобутан и други въглеводороди, които са разтворени в масло под налягане (фиг. 1). APG се отделя, когато налягането се намали по време на възстановяването на маслото или по време на разделянето, подобно на процеса на освобождаване на въглероден диоксид при отваряне на бутилка шампанско. Както подсказва името, свързаният нефтен газ се произвежда заедно с петрола и всъщност е страничен продукт от производството на петрол. Обемът и съставът на ПНГ зависи от района на добив и специфичните свойства на находището. В процеса на добив и сепарация на един тон нефт могат да се получат от 25 до 800 m3 попътен газ.

Изгарянето на свързан нефтен газ в промишлени факели е най-малко рационалният начин за използването му. С този подход APG всъщност се превръща в отпадъчен продукт от процеса на производство на нефт. Изгарянето във факел може да бъде оправдано при определени условия, но както показва световният опит, ефективната държавна политика позволява да се постигне ниво на изгаряне на ПНГ в размер на няколко процента от общия обем на неговото производство в страната.

Понастоящем има два най-често срещани начина за използване на свързания нефтен газ, алтернатива на изгарянето. Първо, това е инжектирането на ПНГ в нефтоносни формации, за да се увеличи добива на нефт или евентуално да се запази като ресурс за бъдещето. Вторият вариант е използването на свързания газ като гориво за производство на електроенергия (схема 1) и нуждите на предприятието в петролните обекти, както и за производство на електроенергия и преноса й към общата електрическа мрежа.

В същото време опцията за използване на APG за производство на електроенергия също е метод за изгарянето му, само малко по-рационален, тъй като в този случай е възможно да се получи благоприятен ефект и донякъде да се намали въздействието върху околната среда. За разлика от природния газ, който има съдържание на метан в диапазона от 92-98%, свързаният нефтен газ съдържа по-малко метан, но често има значителна част от други въглеводородни компоненти, които могат да достигнат повече от половината от общия обем. APG може да съдържа и невъглеводородни компоненти - въглероден диоксид, азот, сероводород и др. В резултат на това свързаният нефтен газ сам по себе си не е достатъчно ефективно гориво.

Най-рационалният вариант е преработката на ПНГ - използването му като суровина за газ и нефтохимия - което дава възможност за получаване на ценни продукти. В резултат на няколко етапа на преработка на свързания нефтен газ могат да се получат материали като полиетилен, полипропилен, синтетичен каучук, полистирен, поливинилхлорид и др. Тези материали, от своя страна, служат като основа за широка гама от стоки, без които съвременният живот на човек и икономиката е немислим, включително: обувки, облекло, контейнери и опаковки, съдове, оборудване, прозорци, всички видове изделия от каучук, предмети за култура и бита, приложения, тръби и тръбопроводни части, материали за медицината и науката и др. Трябва да се отбележи, че преработката на ПНГ също така дава възможност за изолиране на сух отстранен газ, който е аналог на природния газ, който вече може да се използва като по-ефективно гориво от ПНГ.

Показателят за нивото на извлечения свързан газ, използван за газ и нефтохимия, е характеристика на иновативното развитие на нефтената и газовата и нефтохимическата промишленост, за това колко ефективно се използват въглеводородни ресурси в икономиката на страната. Рационалното използване на ПНГ изисква наличието на подходяща инфраструктура, ефективна държавна регулация, система за оценка, санкции и стимули за участниците на пазара. Следователно делът на ПНГ, използван за газ и нефтохимия, също може да характеризира нивото на икономическо развитие на страната.

Постигането на 95-98% ниво на оползотворяване на оползотворимия нефтен газ в национален мащаб и висока степен на неговата преработка за получаване на ценни продукти, включително газ и нефтохимия, са едно от важните направления за развитие на нефтогазовата и нефтохимическата индустрия в света. Тази тенденция е характерна за развитите страни, богати на въглеводородни суровини, като Норвегия, САЩ и Канада. То е характерно и за редица страни с икономики в преход като Казахстан, както и за развиващите се страни като Нигерия. Трябва да се отбележи, че Саудитска Арабия, световен лидер в производството на петрол, се превръща в един от лидерите в световната газова и нефтохимия.

В момента Русия заема "почетното" първо място в света по отношение на изгарянето на ПНГ. През 2013 г. това ниво, по официални данни, е около 15,7 милиарда m3. В същото време, по неофициални данни, обемът на изгарянето на попътен нефтен газ у нас може да бъде много по-голям - поне 35 милиарда кубически метра. В същото време, дори въз основа на официалната статистика, Русия значително изпреварва другите страни по отношение на изгарянето на ПНГ. По официални данни нивото на използване на ПНГ по методи, различни от изгаряне в факел, у нас през 2013 г. е средно 76,2%. От тях 44,5% са отишли ​​за преработка в газопреработвателни заводи.

Исканията за намаляване на нивото на изгаряне на ПНГ и увеличаване на дела на неговата преработка като ценна въглеводородна суровина бяха представени от ръководството на нашата страна през последните няколко години. В момента има Указ на правителството на Руската федерация № 1148 от 08.11.2012 г., според който петролните компании са длъжни да плащат високи глоби за прекомерно изгаряне - ниво над 5%.

Важно е да се отбележи, че точността на официалната статистика относно нивото на рециклиране поражда сериозни съмнения. Според експерти значително по-малък дял от добития ПНГ се преработва – около 30%. И далеч не всичко се използва за получаване на газ и нефтохимически продукти, значителна част се преработва за производство на електроенергия. По този начин реалният дял от ефективното използване на ПНГ - като суровина за газ и нефтохимия - може да бъде не повече от 20% от общия обем произведен ПНГ.

По този начин, дори въз основа на официални данни, като се имат предвид само обемите на изгаряне на ПНГ, можем да заключим, че повече от 12 милиона тона ценни нефтохимически суровини се губят годишно, които могат да бъдат получени чрез преработка на свързания нефтен газ. Тази суровина може да се използва за производството на важни продукти и стоки за местната икономика, може да стане основа за развитието на нови индустрии, създаването на нови работни места, включително с цел замяна на вносни продукти. Според оценките на Световната банка допълнителните приходи на руската икономика от квалифицирана преработка на ПНГ могат да възлязат на повече от 7 милиарда долара годишно, а според Министерството на природните ресурси и екологията всяка година нашата икономика губи 13 милиарда долара.

В същото време, ако вземем предвид обемите на изгаряне на свързан газ в нефтените находища за собствени нужди и производство на електроенергия, възможността за получаване на суровини и съответно допълнителни ползи за икономиката на страната ни може да бъде два пъти по-голяма Високо.

Причините за нерационалното използване на попътния газ у нас са свързани с редица фактори. Често обектите за производство на нефт се намират далеч от инфраструктурата за събиране, транспортиране и преработка на нефтен газ. Ограничен достъп до магистралната газопроводна система. Липсата на местни потребители на продукти за преработка на ПНГ, липсата на икономически ефективни решения за рационално използване - всичко това води до факта, че най-лесният изход за петролните компании често е изгарянето на свързания газ в находищата: във факели или за производство на електроенергия и битови нужди. Трябва да се отбележи, че предпоставките за нерационалното използване на свързания нефтен газ се формират в началните етапи от развитието на петролната индустрия, още в съветския период.

В момента не се обръща достатъчно внимание на оценката на икономическите загуби на държавата от нерационално използване - изгаряне на свързан нефтен газ в находищата. Изгарянето на ПНГ обаче нанася значителни щети не само на икономиката на страните производителки на петрол, но и на околната среда. Екологичните щети най-често са кумулативни и водят до дългосрочни и често необратими последици. За да не бъдат оценките на екологичните щети и икономическите загуби осреднени и едностранчиви, а мотивацията за решаване на проблема да бъде значима, е необходимо да се отчетат мащабите на страната ни и интересите на всички страни. .

Свързаният петролен газ (APG), както подсказва името, е страничен продукт от производството на нефт. Нефтът лежи в земята заедно с газа и технически е практически невъзможно да се осигури производството на изключително течна фаза от въглеводородни суровини, оставяйки газа вътре в резервоара.

На този етап газът се възприема като съпътстваща суровина, тъй като световните цени на петрола определят по-голямата стойност на течната фаза. За разлика от газовите находища, където всички производствени и технически характеристики на производството са насочени към извличане изключително на газовата фаза (с незначителна добавка на газов кондензат), нефтените находища не са оборудвани по такъв начин, че ефективно да провеждат процеса на производство и използване на свързан газ.

По-нататък в тази глава ще бъдат разгледани по-подробно техническите и икономически аспекти на производството на ПНГ и въз основа на получените заключения ще бъдат избрани параметри, за които ще бъде изграден иконометричен модел.

Обща характеристика на свързания нефтен газ

Описанието на техническите аспекти на производството на въглеводороди започва с описание на условията на тяхното възникване.

Самият нефт се образува от органичните останки на мъртви организми, които се утаяват на морското и речното дъно. С течение на времето водата и тинята предпазват веществото от разлагане и с натрупването на нови слоеве налягането върху долните слоеве се увеличава, което заедно с температурата и химичните условия причинява образуването на нефт и природен газ.

Нефтът и газта вървят заедно. При условия на високо налягане тези вещества се натрупват в порите на така наречените родителски скали и постепенно, преминавайки през процес на непрекъсната трансформация, се издигат нагоре с микрокапилярни сили. Но докато се качвате нагоре, може да се образува капан - когато по-плътен резервоар покрива резервоара, по който мигрира въглеводородът, и по този начин се получава натрупване. В момента, когато се натрупа достатъчно количество въглеводороди, започва процесът на изместване на първоначално солена вода, по-тежка от нефта. Освен това самото масло се отделя от по-лекия газ, но част от разтворения газ остава в течната фракция. Това са отделените вода и газ, които служат като инструменти за изтласкване на нефт навън, образувайки водни или газови режими на налягане.

Въз основа на условията, дълбочината на поява и контура на зоната на поява, разработчикът избира броя на кладенците, за да увеличи максимално производството.

Основният съвременен тип сондиране, който се използва, е ротационното сондиране. В този случай сондирането е придружено от непрекъснато издигане навън на сондажни изрезки - фрагменти от формацията, разделени от свредло. В същото време, за да се подобрят условията на сондиране, се използва сондажна течност, която често се състои от смес от химически реагенти. [Сива гора, 2001]

Съставът на свързания нефтен газ ще варира от находище до поле в зависимост от цялата геоложка история на образуването на тези находища (изходна скала, физични и химични условия и т.н.). Средно съдържанието на метан в такъв газ е 70% (за сравнение, природният газ съдържа до 99% метан в състава си). Голямото количество примеси създава, от една страна, затруднения при транспортирането на газ през газопреносната система (GTS), от друга страна, наличието на такива изключително важни компоненти като етан, пропан, бутан, изобутан и др. газ изключително желана суровина за нефтохимическото производство. Нефтените полета на Западен Сибир се характеризират със следните показатели за съдържание на въглеводороди в свързания газ [Popular petrochemistry, 2011]:

• Метан 60-70%
• Етан 5-13%
• Пропан 10-17%
• Бутан 8-9%

TU 0271-016-00148300-2005 "Свързан нефтен газ, който се доставя на потребителите" определя следните категории APG (според съдържанието на компоненти C 3 ++, g / m 3):

• "Кльощав" - по-малко от 100
• "Среден" - 101-200
• "Смело" - 201-350
• Екстра мазнини - повече от 351

На следващата фигура [Filippov, 2011] са показани основните дейности, извършвани със свързан нефтен газ и ефектите, постигнати от тези дейности.

Фигура 1 - Основните дейности, извършвани с APG и техните ефекти, източник: http://www.avfinfo.ru/page/engineering-002

По време на производството на нефт и по-нататъшното поетапно разделяне, отделеният газ има различен състав - първият газ се отделя с високо съдържание на метанова фракция, на следващите етапи на разделяне се отделя газ с нарастващо съдържание на въглеводороди от по-висок порядък . Факторите, влияещи върху отделянето на свързан газ, са температура и налягане.

Използва се газов хроматограф за определяне на съдържанието на свързания газ. При определяне на състава на свързания газ също е важно да се обърне внимание на наличието на невъглеводородни компоненти - например наличието на сероводород в състава на APG може да повлияе неблагоприятно на възможността за транспортиране на газ, тъй като могат да възникнат корозионни процеси в тръбопровода.

Фигура 2 - Схема на обработка на нефт и отчитане на ПНГ, източник: Енергиен център Сколково

Фигура 2 схематично изобразява процеса на поетапно пречистване на нефта с освобождаване на свързан газ. Както може да се види от фигурата, асоциираният газ е в по-голямата си част страничен продукт от първичното разделяне на въглеводороди, произведени от нефтен кладенец. Проблемът с измерването на свързания газ е необходимостта от инсталиране на автоматични измервателни устройства на няколко етапа на разделяне и по-късно при доставки за използване (GPP, котелни и др.).

Основните инсталации, използвани в производствените обекти [Филипов, 2009]:

• Нагнетателни помпени станции (DNS)
• Устройства за разделяне на масло (USN)
• Инсталации за пречистване на нефт (UPN)
• Централни съоръжения за обработка на нефт (CPP)

Броят на етапите зависи от физикохимичните свойства на свързания газ, по-специално от фактори като съдържание на газ и газов фактор. Често газът от първия етап на разделяне се използва в пещи за генериране на топлина и предварително загряване на цялата маса масло, за да се увеличи добивът на газ в следващите етапи на разделяне. За задвижване на механизмите се използва електричество, което също се генерира на полето, или се използват главни електрически мрежи. Използват се предимно газобутални електроцентрали (ГПЕС), газови турбини (ГТС) и дизел генератори (ДГУ). Газовите съоръжения работят на газ от първия етап на разделяне, дизеловата станция работи на вносно течно гориво. Конкретният вид производство на електроенергия се избира въз основа на нуждите и характеристиките на всеки отделен проект. ГТЕЦ може в някои случаи да генерира излишно електричество за съседните съоръжения за производство на петрол, а в някои случаи останалата част може да бъде продадена на пазара на електроенергия на едро. При когенерационния тип производство на енергия инсталациите произвеждат едновременно топлинна и електрическа енергия.

Разширителните линии са задължителен атрибут на всяко поле. Дори и да не се използват, те са необходими за изгаряне на излишния газ при спешни случаи.

От гледна точка на икономиката на добива на нефт, инвестиционните процеси в областта на оползотворяването на свързания газ са доста инерционни и са фокусирани основно не върху пазарните условия в краткосрочен план, а върху съвкупността от всички икономически и институционални фактори на сравнително дългосрочен хоризонт.

Икономическите аспекти на производството на въглеводороди имат своя специфика. Особеността на производството на масло е:

• Дългосрочен характер на ключови инвестиционни решения
• Значително забавяне на инвестициите
• Голяма първоначална инвестиция
• Невъзвратимост на първоначалната инвестиция
• Естествено намаляване на производството във времето

За да се оцени ефективността на всеки проект, общ модел за бизнес оценка е оценката на NPV.

NPV (Net Present Value) - оценката се основава на факта, че всички бъдещи очаквани приходи на компанията ще бъдат сумирани и намалени до настоящата стойност на тези приходи. Една и съща сума пари днес и утре се различава по дисконтовия процент (i). Това се дължи на факта, че в период от време t=0 парите, с които разполагаме, имат определена стойност. Докато през периода t=1 инфлацията ще се разпространи върху тези фондове, ще има всякакви рискове и отрицателни въздействия. Всичко това прави бъдещите пари "по-евтини" от настоящите пари.

Средният живот на проект за производство на петрол може да бъде около 30 години, последван от дълго спиране на производството, понякога продължаващо с десетилетия, което е свързано с нивото на цените на петрола и изплащането на оперативните разходи. Освен това производството на петрол достига своя връх през първите пет години от производството, а след това, поради естествения спад на производството, постепенно избледнява.

В първите години компанията прави големи първоначални инвестиции. Но самото производство започва само няколко години след началото на капиталовите инвестиции. Всяка компания се стреми да минимизира забавянето на инвестициите, за да достигне възвръщаемостта на проекта възможно най-скоро.

Типичен график за рентабилност на проекта е даден на фигура 3:

Фигура 3 - Схема на NPV за типичен проект за производство на нефт

Тази фигура показва NPV на проекта. Максималната отрицателна стойност е индикаторът MCO (максимални парични разходи), който отразява колко големи инвестиции изисква проектът. Пресечната точка на графиката на линията на натрупаните парични потоци с времевата ос в години е моментът на изплащане на проекта. Коефициентът на натрупване на NPV намалява както поради намаляващия процент на производство, така и поради процента на дисконтиране във времето.

В допълнение към капиталовите инвестиции, годишното производство изисква оперативни разходи. Увеличаването на оперативните разходи, което може да бъде годишните технически разходи, свързани с рисковете за околната среда, намалява NPV на проекта и увеличава периода на изплащане на проекта.

По този начин допълнителните разходи за отчитане, събиране и обезвреждане на свързания нефтен газ могат да бъдат оправдани от гледна точка на проекта само ако тези разходи ще увеличат NPV на проекта. В противен случай ще има намаляване на привлекателността на проекта и в резултат на това или намаляване на броя на изпълняваните проекти, или обемите на добива на нефт и газ в рамките на един проект ще бъдат коригирани.

Условно всички проекти за използване на свързания газ могат да бъдат разделени на три групи:

• 1. Самият проект за рециклиране е печеливш (като се вземат предвид всички икономически и институционални фактори) и компаниите няма да се нуждаят от допълнителни стимули за изпълнение.
• 2. Проектът за погребване има отрицателна NPV, докато кумулативната NPV от целия проект за добив на нефт е положителна. Именно върху тази група могат да бъдат съсредоточени всички насърчителни мерки. Общият принцип би бил да се създадат условия (с ползи и санкции), при които би било от полза за компаниите да предприемат проекти за рециклиране, вместо да плащат санкции. И така, че общите разходи по проекта да не надвишават общата NPV.
• 3. Проектите за утилизация имат отрицателна NPV и ако бъдат реализирани, цялостният проект за добив на нефт на това поле също става нерентабилен. В този случай насърчителните мерки или няма да доведат до намаляване на емисиите (компанията ще плати глоби до тяхната кумулативна стойност, равна на NPV на проекта), или находището ще бъде консервирано и лицензът ще бъде предаден.

Според Енергийния център Сколково инвестиционният цикъл при реализацията на проекти за оползотворяване на ПНГ е повече от 3 години.

Инвестициите, според Министерството на природните ресурси, трябва да възлизат на около 300 милиарда рубли до 2014 г., за да се постигне целевото ниво. Въз основа на логиката на администриране на проекти от втория тип размерите на плащанията за замърсяване трябва да бъдат такива, че потенциалната цена на всички плащания да бъде повече от 300 милиарда рубли, а алтернативните разходи да бъдат равни на общата инвестиция.

Изпратете добрата си 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/

APG характеристика

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.

При отваряне на нефтени резервоари газът от нефтените "шапки" обикновено започва да тече първи. Впоследствие основната част от произведения свързан газ са 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 нефт. По този начин началните етапи на разработване на находище обикновено се характеризират с голям годишен добив на свързан нефтен газ с по-голям дял метан в неговия състав. При дългосрочна експлоатация на находището дебитът на свързания нефтен газ намалява и голяма част от газа пада върху тежки компоненти.

Преминаване масло газ е важно сурови материали За енергия И химически индустрия.ПНГ има висока калоричност, която варира от 9000 до 15 000 Kcal/m3, но използването му в производството на електроенергия е затруднено от нестабилността на състава и наличието на голямо количество 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, докато по-тежките елементи служат като суровини за производството на ароматни въглеводороди, високооктанови горивни добавки и втечнени въглеводородни газове, по-специално технически втечнени пропан-бутан (SPBT).

PNG в цифри

В Русия, според официални данни, около 55 милиарда m3 свързан петролен 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 GOR на петрола – количеството свързан петролен газ на тон произведен нефт. За всяко находище този показател е индивидуален и зависи от естеството на находището, естеството на неговата експлоатация и продължителността на разработване и може да варира от 1-2 m3 до няколко хиляди m3 на тон.

Решаването на проблема с оползотворяването на попутния газ е не само въпрос на екология и пестене на ресурси, но и потенциален национален проект на стойност $10-15 млрд. Свързаният нефтен газ е най-ценната горивна, енергийна и химическа суровина. Само използването на обеми 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 кумулативен 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. Едва две трети от ПНГ, произвеждан годишно в страната, се оползотворяват. Обемът на изгорения газ достига 3 милиарда кубически метра. през годината. Повече от една четвърт от работещите в страната петролни предприятия 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 изпреварва темпа на растеж на производството на природен газ.

Проблем с използването на APG

Проблемът с оползотворяването на свързания нефтен газ е наследен от Русия от съветските времена, когато акцентът в развитието често се поставяше върху екстензивни методи за развитие. В развитието на нефтоносните провинции на преден план беше нарастването на производството на суров петрол, основен източник на приходи за националния бюджет. Изчислението е направено върху гигантски находища, мащабно производство и минимизиране на разходите. Преработката на свързания нефтен 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 разклонени системи за събиране на газ в най-големите петролни провинции и гигантски GPP са построени за суровини от близките находища. В момента наблюдаваме последствията от такава мегаломания.

Схемата за използване на свързания газ, традиционно възприета в Русия от съветско време, включва изграждането на големи газопреработвателни заводи заедно с обширна 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 при големи производствени съоръжения (милиарди кубически метри изходен газ) и икономически неоправдано при средни и малки находища.

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

Основните загуби на петролен газ се формират основно от малки, малки и средни отдалечени находища, чийто дял у нас продължава да расте бързо. Организацията на събиране на газ от такива находища, както беше показано по-горе, съгласно предложените схеми за изграждане на големи газопреработвателни заводи, е много капиталоемка и неефективна мярка.

Дори в районите, където има газопреработвателни заводи и има обширна газосъбирателна мрежа, газопреработвателните предприятия са натоварени с 40-50%, а около тях горят десетки стари и се палят нови факли. Това се дължи на действащите регулации в бранша и липсата на внимание към проблема, както от страна на петролните производители, така и от страна на газопреработвателите.

В съветско време развитието на инфраструктурата за събиране на газ и доставката на ПНГ на газопреработвателните заводи се извършваше в рамките на планова система и се финансираше в съответствие с единна програма за развитие на находището. След разпадането на Съюза и формирането на независими петролни компании инфраструктурата за събиране и доставка на APG до заводите остава в ръцете на преработвателите на газ, а източниците на газ, разбира се, се контролират от петролни работници. Възникна монополно положение на купувача, когато петролните компании всъщност нямаха алтернативи за оползотворяване на свързания нефтен газ, освен доставката му в тръба за транспортиране до GPP. Освен това правителството законово е определило цените за доставка на попътен газ до газопреработвателните заводи на съзнателно ниско ниво. От една страна, това позволи на газопреработвателните заводи да оцелеят и дори да се чувстват добре през бурните 90-те години, от друга страна, това лиши петролните компании от стимул да инвестират в изграждането на инфраструктура за събиране на газ в нови находища и да доставят свързан газ на съществуващи предприятия. В резултат Русия сега има едновременно неработещи съоръжения за преработка на газ и десетки факели на 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. В процес на разработване е постановление 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 прилагането на разпоредбите на този документ ще доведе до необходимостта ползвателите на подпочвените ресурси да привлекат значителни финансови средства за решаване на проблемите с оползотворяването 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 петролна инфраструктура.

Необходимостта от такива значителни допълнителни инвестиции в неосновна 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 намиране, разработване, разработване на нови находища и интензифициране на производството 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 на ситуацията с използването на факелен газ, според нас, е включването на специализирани компании за услуги за управление, които са в състояние бързо и ефективно да изпълняват такива проекти, без да привличат финансови ресурси от ползвателите на недра.

газ нефтен газ обработка въглеводород

Екологични аспекти

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

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

В същото време проблемът с използването на ПНГ се разглежда като 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 позволило да се финансират до 50% от необходимите капиталови разходи и значително да повиши икономическата привлекателност на тази област за частни инвеститори. До края на 2006 г. обемът на въглеродните инвестиции, привлечени от китайски компании по Протокола от Киото, надхвърли 6 милиарда долара, въпреки факта, че такива страни като Китай, Сингапур или Бразилия не поеха задължения за намаляване на емисиите. Факт е, че само за тях има възможност да продават намалени емисии по така наречения „механизъм за чисто развитие“, когато се оценява намалението на потенциалните, а не на реалните емисии. Изоставането на Русия по въпросите на законодателното регистриране на механизмите за регистрация и прехвърляне на въглеродни квоти ще струва на местните компании милиарди долари загубени инвестиции.

Хоствано на Allbest.ru

...

Подобни документи

Начини за оползотворяване на свързания нефтен газ. Използване 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


Използването на свързания нефтен газ (ПНГ) и въздействието му върху природата и човека. Причини за непълното 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 газове, свързани с нефт като смес от въглеводороди, които се отделят поради намаляване на налягането, когато нефтът се издига до повърхността на Земята. Съставът на свързания нефтен газ, характеристиките на неговата обработка и използване, основните методи за оползотворяване.

презентация, добавена на 10.11.2015 г


Общо описание на газотурбинна електроцентрала. Внедряване на усъвършенствана система за управление на отоплението на съпътстващия нефтен газ, изчисляване на коефициентите на управление за тази система. Описание на физическите 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", историята 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. Разделяне на нефт от газ: същността, обосновката на този процес. Видове сепаратори.

курсова работа, добавена на 14.04.2015 г


Основни проектни решения за развитието на находището Барсуковски. Състояние на разработване 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 интензивността на изгаряне на газ. Приложения 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 химичен 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 2i + 2; 2) нафтенови с обща формула С„Н 2П; 3) ароматни с обща формула

spn 2l -in- /

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

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

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

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

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

B, M-ANT B

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 подразделят по основните качествени показатели - съдържанието на леки бензинови, керосинови 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 повече. Следователно, когато маслото се нагрява, неговите по-леки фракции първо извират и се изпаряват, а с повишаване на температурата по-тежките въглеводороди започват да кипят и се изпаряват.

Ако изпаренията от масло, нагрято до определена температура, се съберат и охладят, тогава тези изпарения отново ще се превърнат в течност, която е група от въглеводороди, които кипят от масло 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 слънчевата и т.н.

Процентът на отделните фракции в маслото, които изкипят в определени температурни интервали, характеризира фракционния състав на маслото.

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

Най-простото рафиниране на масло се основава на същия принцип като описаната лабораторна дестилация. Това е директна дестилация на нефт с отделяне на бензин, керосин и слънчеви фракции от него при атмосферно налягане и нагряване до 300-350 ° C.

В СССР има масла с различен химичен състав и свойства. Дори маслата от едно и също поле могат да се различават значително. Въпреки това, маслата от всеки регион на СССР също имат свои собствени характеристики. Например, маслата от района на Урал-Волга обикновено съдържат значително количество смоли, парафин и серни съединения. Маслата от района на Емба се характеризират със сравнително ниско съдържание на сяра.

Маслата от района на Баку имат най-голямо разнообразие от състав и физични свойства. Тук, наред с безцветните масла в горните хоризонти на находището Сурахани, състоящи се практически само от бензинови и керосинови фракции, има масла, които не съдържат бензинови фракции. В тази област има масла, които не съдържат смолисти вещества, както и силно смолисти. Много азербайджански масла съдържат нафтенови киселини. Повечето масла не съдържат парафини. Според съдържанието на сяра всички бакински масла се класифицират като нискосернисти.

Един от основните показатели за търговското качество на маслото / е неговата плътност. Плътността на маслото при стандартна температура 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. Ареометърът представлява 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 хидрометърът има скала за измерване на плътността, а в долната част - температурна скала.

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

p2o = P* + b(<-20), (1)

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