Aplikimi i lidhur me përbërjen e gazit të naftës. Gazi i lidhur i naftës: përbërja

Gazi i lidhur i naftës

Gazi i lidhur i naftës (PNG) - një përzierje e hidrokarbureve të ndryshme të gaztë të tretur në vaj; ato lirohen gjatë procesit të nxjerrjes dhe distilimit (këto janë të ashtuquajturat gazrat e lidhur, kryesisht përbëhen nga propani dhe izomerë të butanit). Gazrat e naftës përfshijnë gjithashtu gazrat e plasaritjes së naftës, të përbërë nga hidrokarbure të ngopura dhe të pangopura (etilen, acetilen). Gazrat e naftës përdoren si lëndë djegëse dhe për prodhimin e kimikateve të ndryshme. Propileni, butilenet, butadieni etj., fitohen nga gazrat e naftës me përpunim kimik, të cilët përdoren në prodhimin e plastikës dhe gomave.

Kompleksi

Gazi i lidhur i naftës - një përzierje e gazrave të çliruar nga hidrokarburet e çdo gjendje fazore, e përbërë nga metani, etani, propani, butani dhe izobutani, që përmban lëngje me peshë të lartë molekulare të tretur në të (nga pentanet dhe më të larta në rritjen e serisë homologe) dhe përbërje të ndryshme dhe gjendje fazore të papastërtive.

Përbërja e përafërt e APG

Faturë

APG është një komponent i vlefshëm hidrokarbur i çliruar nga mineralet e minuara, të transportuara dhe të përpunuara që përmbajnë hidrokarbure në të gjitha fazat e ciklit jetësor të investimit deri në shitjen e produkteve të gatshme tek konsumatori përfundimtar. Kështu, një veçori e origjinës së gazit të naftës shoqërues është se ai çlirohet në çdo fazë nga kërkimi dhe prodhimi deri në shitjen përfundimtare, nga nafta, gazi, (burimet e tjera janë lënë jashtë) dhe në procesin e përpunimit të tyre nga çdo gjendje produkti jo e plotë. ndaj ndonjë prej produkteve të shumta përfundimtare.

Një tipar specifik i APG është zakonisht një shpejtësi e parëndësishme e rrjedhës së gazit që rezulton, nga 100 në 5000 nm³/h. Përmbajtja e hidrokarbureve СЗ + mund të ndryshojë në rangun nga 100 në 600 g/m³. Në të njëjtën kohë, përbërja dhe sasia e APG nuk është një vlerë konstante. Luhatjet sezonale dhe një herë janë të mundshme (ndryshimi i vlerës normale deri në 15%).

Gazi nga faza e parë e ndarjes zakonisht dërgohet direkt në impiantin e përpunimit të gazit. Vështirësi të konsiderueshme lindin kur përpiqeni të përdorni një gaz me presion më të vogël se 5 bar. Deri kohët e fundit, një gaz i tillë në shumicën dërrmuese të rasteve thjesht u ndez, megjithatë, tani, për shkak të ndryshimeve në politikën shtetërore në fushën e përdorimit të APG dhe një sërë faktorësh të tjerë, situata po ndryshon ndjeshëm. Në përputhje me Dekretin Nr. 7 të Qeverisë së Federatës Ruse, datë 8 janar 2009 "Për masat për të stimuluar reduktimin e ndotjes së ajrit atmosferik nga produktet e djegies së gazit të naftës në impiantet ndezëse", një tregues objektiv për ndezjen e gazit të naftës shoqërues u caktua në jo më shumë se 5 për qind e sasisë së gazit shoqërues të naftës të prodhuar. Aktualisht, vëllimet e APG të prodhuar, të përdorur dhe të ndezur nuk mund të vlerësohen për shkak të mungesës së stacioneve matëse të gazit në shumë fusha. Por sipas vlerësimeve të përafërta, bëhet fjalë për 25 miliardë m³.

Mënyrat e asgjësimit

Mënyrat kryesore të shfrytëzimit të APG janë përpunimi në GPP, prodhimi i energjisë, djegia për nevojat e veta, injektimi përsëri në rezervuar për stimulimin e rikuperimit të naftës (ruajtja e presionit të rezervuarit), injektimi në puset e prodhimit - përdorimi i "ngritjes së gazit".

Teknologjia e përdorimit të APG

Shpërthimi i gazit në taigën e Siberisë Perëndimore në fillim të viteve 1980

Problemi kryesor në përdorimin e gazit shoqërues është përmbajtja e lartë e hidrokarbureve të rënda. Deri më sot, ka disa teknologji që përmirësojnë cilësinë e APG duke hequr një pjesë të konsiderueshme të hidrokarbureve të rënda. Një prej tyre është përgatitja e APG duke përdorur bimë membranore. Gjatë përdorimit të membranave, numri i metanit të gazit rritet ndjeshëm, vlera kalorifike neto (LHV), ekuivalenti termik dhe temperatura e pikës së vesës (si për hidrokarburet ashtu edhe për ujin) zvogëlohen.

Impiantet e hidrokarbureve të membranës mund të zvogëlojnë ndjeshëm përqendrimin e sulfurit të hidrogjenit dhe dioksidit të karbonit në rrjedhën e gazit, gjë që u lejon atyre të përdoren për pastrimin e gazit nga përbërësit acidikë.

Dizajn

Skema e shpërndarjes së rrjedhave të gazit në modulin e membranës

Nga dizajni i saj, membrana hidrokarbure është një bllok cilindrik me dalje depërtimi, gaz produkti dhe hyrje APG. Brenda bllokut është një strukturë tubulare e një materiali selektiv që lejon vetëm disa lloje të molekulave të kalojnë. Diagrami i përgjithshëm i rrjedhës brenda fishekut është paraqitur në figurë.

Parimi i funksionimit

Konfigurimi i instalimit në secilin rast specifik përcaktohet në mënyrë specifike, pasi përbërja fillestare e APG mund të ndryshojë shumë.

Diagrami i instalimit në konfigurimin bazë:

Skema e presionit për trajtimin e APG

Skema vakum e përgatitjes së APG

• Parandarëse për pastrimin nga papastërtitë e trashë, lagështia e madhe e kondensuar dhe vaji,
• marrësi i hyrjes,
• Kompresor,
• Frigoriferi për ftohjen e mëpasme të gazit në një temperaturë prej +10 deri +20 °C,

• Filtri i imët i gazit për të hequr vajin dhe përbërjet e parafinës,
• Blloku i membranës hidrokarbure,
• instrumente,
• Sistemi i kontrollit duke përfshirë analizën e rrjedhës,
• Sistemi i asgjësimit të kondensatës (nga ndarësit),
• sistemi i rikuperimit të depërtimit,
• Dorëzimi i kontejnerit.

Kontejneri duhet të prodhohet në përputhje me kërkesat e sigurisë nga zjarri dhe shpërthimi në industrinë e naftës dhe gazit.

Ekzistojnë dy skema të trajtimit të APG: presioni dhe vakumi.

Baza e gazit shoqërues të naftës është një përzierje e hidrokarbureve të lehta, duke përfshirë metanin, etanin, propanin, butanin, izobutanin dhe hidrokarbure të tjera që treten në vaj nën presion (Fig. 1). APG lëshohet kur presioni zvogëlohet gjatë rikuperimit të vajit ose gjatë ndarjes, ngjashëm me procesin e çlirimit të dioksidit të karbonit kur hapet një shishe shampanjë. Siç nënkupton edhe emri, gazi i shoqëruar i naftës prodhohet së bashku me naftën dhe, në fakt, është një nënprodukt i prodhimit të naftës. Vëllimi dhe përbërja e APG varet nga zona e prodhimit dhe vetitë specifike të fushës. Në procesin e nxjerrjes dhe ndarjes së një ton naftë, mund të përftohen nga 25 deri në 800 m3 gaz shoqërues.

Ndezja e gazit shoqërues të naftës në ndezjet fushore është mënyra më pak racionale për ta përdorur atë. Me këtë qasje, APG bëhet në fakt një mbetje e procesit të prodhimit të naftës. Ndezja mund të justifikohet në kushte të caktuara, megjithatë, siç tregon përvoja botërore, një politikë efektive shtetërore bën të mundur arritjen e një niveli të ndezjes APG në shumën prej disa përqind të vëllimit të përgjithshëm të prodhimit të tij në vend.

Aktualisht, ekzistojnë dy mënyra më të zakonshme për të përdorur gazin shoqërues të naftës, alternativë ndaj ndezjes. Së pari, ky është injektimi i APG në formacionet naftëmbajtëse për të rritur rikuperimin e naftës ose ndoshta për ta ruajtur atë si një burim për të ardhmen. Opsioni i dytë është përdorimi i gazit shoqërues si lëndë djegëse për prodhimin e energjisë (Skema 1) dhe nevojat e ndërmarrjes në vendet e prodhimit të naftës, si dhe për prodhimin e energjisë elektrike dhe transmetimin e saj në rrjetin publik.

Në të njëjtën kohë, opsioni i përdorimit të APG për prodhimin e energjisë është gjithashtu një mënyrë për ta djegur atë, vetëm pak më racionale, pasi në këtë rast është e mundur të merret një efekt i dobishëm dhe të zvogëlohet disi ndikimi në mjedis. Ndryshe nga gazi natyror, i cili ka një përmbajtje metani në intervalin 92-98%, gazi i shoqëruar i naftës përmban më pak metan, por shpesh ka një përqindje të konsiderueshme të përbërësve të tjerë hidrokarbure, të cilat mund të arrijnë më shumë se gjysmën e vëllimit të përgjithshëm. APG mund të përmbajë gjithashtu përbërës jo hidrokarbur - dioksid karboni, azot, sulfid hidrogjeni dhe të tjerë. Si rezultat, gazi shoqërues i naftës në vetvete nuk është një karburant mjaft efikas.

Opsioni më racional është përpunimi i APG - përdorimi i tij si lëndë ushqyese për gazin dhe petrokiminë - gjë që bën të mundur marrjen e produkteve të vlefshme. Si rezultat i disa fazave të përpunimit të gazit të naftës, mund të merren materiale të tilla si polietileni, polipropileni, gomat sintetike, polistiren, klorur polivinil dhe të tjerë. Këto materiale, nga ana tjetër, shërbejnë si bazë për një gamë të gjerë mallrash, pa të cilat jeta moderne e një personi dhe ekonomia është e paimagjinueshme, duke përfshirë: këpucë, veshje, kontejnerë dhe ambalazhe, enët, pajisjet, dritaret, të gjitha llojet e produkte gome, mallra kulturore dhe shtëpiake, aplikacione, tubacione dhe pjesë tubacionesh, materiale për mjekësi dhe shkencë, etj. Duhet të theksohet se përpunimi APG bën të mundur edhe izolimin e gazit të zhveshur të thatë, i cili është një analog i gazit natyror, i cili tashmë mund të përdoret si lëndë djegëse më efikase se APG.

Treguesi i nivelit të gazit shoqërues të rikuperuar të përdorur për gazin dhe petrokiminë është një karakteristikë e zhvillimit inovativ të industrisë së naftës dhe gazit dhe petrokimike, se sa me efikasitet përdoren burimet hidrokarbure në ekonominë e vendit. Përdorimi racional i APG kërkon disponueshmërinë e një infrastrukture të përshtatshme, një rregullim efektiv shtetëror, një sistem vlerësimi, sanksione dhe stimuj për pjesëmarrësit e tregut. Prandaj, pesha e APG-së që përdoret për gazin dhe petrokiminë mund të karakterizojë edhe nivelin e zhvillimit ekonomik të vendit.

Arritja e një niveli 95-98% të përdorimit të gazit të naftës shoqërues të rikuperueshëm në shkallë kombëtare dhe një shkallë e lartë e përpunimit të tij për të marrë produkte të vlefshme, përfshirë gazin dhe petrokimikatet, janë një nga drejtimet e rëndësishme për zhvillimin e naftës dhe gazit dhe gazit. industria petrokimike në botë. Ky trend është tipik për vendet e zhvilluara të pasura me lëndë të para hidrokarbure, si Norvegjia, SHBA-të dhe Kanadaja. Është gjithashtu karakteristikë e një numri vendesh me ekonomi në tranzicion, si Kazakistani, si dhe vendeve në zhvillim, si Nigeria. Duhet theksuar se Arabia Saudite, lider në botë në prodhimin e naftës, po bëhet një nga liderët në gazin dhe petrokiminë botërore.

Aktualisht, Rusia zë vendin e parë "të nderuar" në botë për sa i përket ndezjes së APG. Në vitin 2013, ky nivel, sipas të dhënave zyrtare, ishte rreth 15.7 miliardë m3. Në të njëjtën kohë, sipas të dhënave jozyrtare, vëllimi i ndezjes së gazit të naftës në vendin tonë mund të jetë shumë më i lartë - të paktën 35 miliardë m3. Në të njëjtën kohë, edhe bazuar në statistikat zyrtare, Rusia është dukshëm përpara vendeve të tjera për sa i përket ndezjes së APG. Sipas të dhënave zyrtare, niveli i përdorimit të APG me metoda të tjera përveç flaringut në vendin tonë në vitin 2013 ishte mesatarisht 76.2%. Nga këto, 44.5% shkuan për përpunim në impiantet e përpunimit të gazit.

Kërkesat për uljen e nivelit të ndezjes së APG dhe rritjen e peshës së përpunimit të tij si lëndë ushqyese e vlefshme hidrokarbure janë paraqitur nga udhëheqja e vendit tonë gjatë viteve të fundit. Aktualisht, ekziston një Dekret i Qeverisë së Federatës Ruse nr. 1148, datë 08.11.2012, sipas të cilit kompanitë e naftës duhet të paguajnë gjoba të larta për djegien e tepërt - më shumë se niveli 5%.

Është e rëndësishme të theksohet se saktësia e statistikave zyrtare në lidhje me nivelin e riciklimit ngre dyshime serioze. Sipas ekspertëve, një pjesë dukshëm më e vogël e APG-së së nxjerrë përpunohet - rreth 30%. Dhe jo e gjitha që përdoret për të marrë gaz dhe produkte petrokimike, një pjesë e konsiderueshme përpunohet për të prodhuar energji elektrike. Kështu, pjesa reale e përdorimit efektiv të APG - si lëndë ushqyese për gazin dhe petrokiminë - mund të jetë jo më shumë se 20% e vëllimit të përgjithshëm të APG të prodhuar.

Kështu, edhe në bazë të të dhënave zyrtare, duke marrë parasysh vetëm vëllimet e ndezjes APG, mund të konkludojmë se çdo vit humbasin më shumë se 12 milion ton lëndë të para petrokimike të vlefshme, të cilat mund të përftoheshin nga përpunimi i gazit të naftës shoqërues. Kjo lëndë e parë mund të përdoret për të prodhuar produkte dhe mallra të rëndësishme për ekonominë vendase, mund të bëhet bazë për zhvillimin e industrive të reja, krijimin e vendeve të reja të punës, përfshirë edhe për qëllimin e zëvendësimit të produkteve të importuara. Sipas vlerësimeve të Bankës Botërore, të ardhurat shtesë të ekonomisë ruse nga përpunimi i kualifikuar i APG mund të arrijnë në më shumë se 7 miliardë dollarë në vit, dhe sipas Ministrisë së Burimeve Natyrore dhe Ekologjisë, ekonomia jonë humbet 13 miliardë dollarë çdo vit.

Në të njëjtën kohë, nëse marrim parasysh vëllimet e ndezjes së gazit shoqërues në fushat e naftës për nevojat tona dhe prodhimin e energjisë, mundësia e marrjes së lëndëve të para dhe, në përputhje me rrethanat, përfitimet shtesë për ekonominë e vendit tonë mund të jetë dy herë më e madhe. lartë.

Arsyet e përdorimit joracional të gazit shoqërues në vendin tonë lidhen me një sërë faktorësh. Shpesh, vendet e prodhimit të naftës ndodhen larg infrastrukturës për grumbullimin, transportin dhe përpunimin e gazit të naftës. Qasje e kufizuar në sistemin kryesor të gazsjellësit. Mungesa e konsumatorëve vendas të produkteve të përpunimit APG, mungesa e zgjidhjeve me kosto efektive për përdorim racional - e gjithë kjo çon në faktin se mënyra më e lehtë për kompanitë e naftës është shpesh ndezja e gazit shoqërues në fusha: në flakë ose për prodhimin e energjisë elektrike dhe nevojat shtëpiake. Duhet të theksohet se parakushtet për përdorimin e paarsyeshëm të gazit shoqërues të naftës u krijuan në fazat fillestare të zhvillimit të industrisë së naftës, që në periudhën sovjetike.

Aktualisht, nuk i kushtohet vëmendje e mjaftueshme vlerësimit të humbjeve ekonomike të shtetit nga përdorimi joracional - djegia e gazit të naftës shoqërues në fusha. Megjithatë, ndezja e APG shkakton dëme të konsiderueshme jo vetëm në ekonominë e vendeve prodhuese të naftës, por edhe në mjedis. Dëmtimi i mjedisit është më së shpeshti kumulativ dhe çon në pasoja afatgjata dhe shpesh të pakthyeshme. Në mënyrë që vlerësimet e dëmeve mjedisore dhe humbjeve ekonomike të mos jenë mesatare dhe të njëanshme dhe që motivimi për zgjidhjen e problemit të jetë kuptimplotë, është e nevojshme të merren parasysh përmasat e vendit tonë dhe interesat e të gjitha palëve. .

Gazi i lidhur i naftës (APG), siç nënkupton edhe emri, është një nënprodukt i prodhimit të naftës. Nafta shtrihet në tokë së bashku me gazin dhe teknikisht është praktikisht e pamundur të sigurohet prodhimi i një faze ekskluzivisht të lëngshme të lëndëve të para hidrokarbure, duke e lënë gazin brenda rezervuarit.

Në këtë fazë, është gazi ai që perceptohet si një lëndë e parë e lidhur, pasi çmimet botërore të naftës përcaktojnë vlerën më të madhe të fazës së lëngshme. Ndryshe nga fushat e gazit, ku të gjitha karakteristikat e prodhimit dhe teknike të prodhimit synojnë nxjerrjen ekskluzivisht të fazës së gaztë (me një përzierje të parëndësishme të kondensatës së gazit), fushat e naftës nuk janë të pajisura në atë mënyrë që të kryejnë në mënyrë efektive procesin e prodhimit dhe përdorimit të gazi i lidhur.

Më tej në këtë kapitull do të shqyrtohen më në detaje aspektet teknike dhe ekonomike të prodhimit të APG dhe në bazë të konkluzioneve të nxjerra do të përzgjidhen parametrat për të cilët do të ndërtohet një model ekonometrik.

Karakteristikat e përgjithshme të gazit shoqërues të naftës

Përshkrimi i aspekteve teknike të prodhimit të hidrokarbureve fillon me një përshkrim të kushteve të shfaqjes së tyre.

Vetë nafta formohet nga mbetjet organike të organizmave të vdekur që vendosen në fund të detit dhe lumit. Me kalimin e kohës, uji dhe llumi e mbronin substancën nga dekompozimi dhe me akumulimin e shtresave të reja, presioni mbi shtresat e poshtme u rrit, gjë që, së bashku me temperaturën dhe kushtet kimike, shkaktoi formimin e naftës dhe gazit natyror.

Nafta dhe gazi shkojnë së bashku. Në kushtet e presionit të lartë, këto substanca grumbullohen në poret e të ashtuquajturve shkëmbinj mëmë dhe gradualisht, duke kaluar nëpër një proces transformimi të vazhdueshëm, ngrihen me forca mikrokapilare. Por ndërsa ngjiteni, mund të formohet një kurth - kur një rezervuar më i dendur mbulon rezervuarin përgjatë të cilit migron hidrokarburet, dhe kështu ndodh akumulimi. Në momentin kur është grumbulluar një sasi e mjaftueshme hidrokarburesh, fillon të zhvillohet procesi i zhvendosjes së ujit fillimisht të kripur, më të rëndë se nafta. Më tej, vetë vaji ndahet nga gazi më i lehtë, por një pjesë e gazit të tretur mbetet në fraksionin e lëngshëm. Është uji dhe gazi i ndarë që shërbejnë si mjete për të shtyrë vajin jashtë, duke formuar regjime presioni uji ose gazi.

Bazuar në kushtet, thellësinë e shfaqjes dhe konturin e zonës së shfaqjes, zhvilluesi zgjedh numrin e puseve për të maksimizuar prodhimin.

Lloji kryesor modern i shpimit i përdorur është shpimi rrotullues. Në këtë rast, shpimi shoqërohet me një ngritje të vazhdueshme të prerjeve të stërvitjes - fragmente të formacionit, të ndara nga një shpuese, nga jashtë. Në të njëjtën kohë, për të përmirësuar kushtet e shpimit, përdoret një lëng shpimi, i cili shpesh përbëhet nga një përzierje e reagentëve kimikë. [Pylli Gri, 2001]

Përbërja e gazit shoqërues të naftës do të ndryshojë nga fusha në fushë, në varësi të gjithë historisë gjeologjike të formimit të këtyre depozitave (shkëmbi burimor, kushtet fizike dhe kimike, etj.). Mesatarisht, përqindja e përmbajtjes së metanit në një gaz të tillë është 70% (për krahasim, gazi natyror përmban deri në 99% metan në përbërjen e tij). Një sasi e madhe papastërtish krijon, nga njëra anë, vështirësi për transportimin e gazit përmes sistemit të transmetimit të gazit (GTS), nga ana tjetër, prania e përbërësve të tillë jashtëzakonisht të rëndësishëm si etani, propani, butani, izobutani etj. gazi një lëndë e parë jashtëzakonisht e dëshirueshme për prodhimin petrokimik. Fushat e naftës të Siberisë Perëndimore karakterizohen nga treguesit e mëposhtëm të përmbajtjes së hidrokarbureve në gazin shoqërues [Petrokimia popullore, 2011]:

• Metan 60-70%
• Etan 5-13%
• Propan 10-17%
• Butan 8-9%

TU 0271-016-00148300-2005 "Gazi i lidhur me naftë për t'u dorëzuar konsumatorëve" përcakton kategoritë e mëposhtme të APG (sipas përmbajtjes së komponentëve C 3 ++, g/m 3):

• "I dobët" - më pak se 100
• "Medium" - 101-200
• "Bold" - 201-350
• Yndyrë shtesë - më shumë se 351

Figura e mëposhtme [Filippov, 2011] tregon aktivitetet kryesore të kryera me gazin shoqërues të naftës dhe efektet e arritura nga këto aktivitete.

Figura 1 - Aktivitetet kryesore të kryera me APG dhe efektet e tyre, burimi: http://www.avfinfo.ru/page/engineering-002

Gjatë prodhimit të naftës dhe ndarjes së mëtejshme hap pas hapi, gazi i lëshuar ka një përbërje të ndryshme - gazi i parë lëshohet me një përmbajtje të lartë të fraksionit të metanit, në fazat e ardhshme të ndarjes, gazi lëshohet me një përmbajtje në rritje të hidrokarbureve të një rendit më të lartë. . Faktorët që ndikojnë në lirimin e gazit shoqërues janë temperatura dhe presioni.

Një gaz kromatograf përdoret për të përcaktuar përmbajtjen e gazit të lidhur. Gjatë përcaktimit të përbërjes së gazit shoqërues, është gjithashtu e rëndësishme t'i kushtohet vëmendje pranisë së përbërësve jo hidrokarbur - për shembull, prania e sulfurit të hidrogjenit në përbërjen APG mund të ndikojë negativisht në mundësinë e transportit të gazit, pasi mund të ndodhin procese korrozioni në tubacion.

Figura 2 - Skema e trajtimit të vajit dhe kontabilitetit APG, burimi: Qendra Energjetike Skolkovo

Figura 2 përshkruan në mënyrë skematike procesin e përpunimit hap pas hapi të naftës me çlirimin e gazit shoqërues. Siç mund të shihet nga figura, gazi i lidhur është, në pjesën më të madhe, një nënprodukt i ndarjes parësore të hidrokarbureve të prodhuara nga një pus nafte. Problemi i matjes së gazit shoqërues është nevoja për instalimin e pajisjeve matëse automatike në disa faza të ndarjes, dhe më vonë në dërgesat për shfrytëzim (GPP, kaldaja, etj.).

Instalimet kryesore të përdorura në vendet e prodhimit [Filippov, 2009]:

• Stacionet e pompimit përforcues (DNS)
• Njësitë e ndarjes së naftës (USN)
• Impiantet e trajtimit të naftës (UPN)
• Objektet qendrore të trajtimit të naftës (CPP)

Numri i fazave varet nga vetitë fiziko-kimike të gazit të lidhur, në veçanti, nga faktorë të tillë si përmbajtja e gazit dhe faktori i gazit. Shpesh gazi nga faza e parë e ndarjes përdoret në furra për të gjeneruar nxehtësi dhe për të ngrohur paraprakisht të gjithë masën e naftës në mënyrë që të rritet rendimenti i gazit në fazat pasuese të ndarjes. Për mekanizmat e drejtimit përdoret energjia elektrike, e cila prodhohet edhe në terren, ose përdoren rrjetet kryesore të energjisë. Përdoren kryesisht termocentralet me piston me gaz (GPES), turbinat me gaz (GTS) dhe gjeneratorët me naftë (DGU). Objektet e gazit funksionojnë me gaz të fazës së parë të ndarjes, stacioni i naftës funksionon me karburant të lëngshëm të importuar. Lloji specifik i prodhimit të energjisë zgjidhet në bazë të nevojave dhe karakteristikave të secilit projekt individual. GTPP në disa raste mund të gjenerojë energji të tepërt për objektet fqinje të prodhimit të naftës dhe në disa raste pjesa tjetër mund të shitet në tregun me shumicë të energjisë elektrike. Me llojin e kogjenerimit të prodhimit të energjisë, instalimet prodhojnë njëkohësisht ngrohje dhe energji elektrike.

Linjat e ndezjes janë një atribut i detyrueshëm i çdo fushe. Edhe nëse nuk përdoren, ato janë të nevojshme për të djegur gazin e tepërt në rast emergjence.

Nga pikëpamja e ekonomisë së prodhimit të naftës, proceset e investimit në fushën e shfrytëzimit të gazit shoqërues janë mjaft inerciale dhe janë të fokusuara kryesisht jo në kushtet e tregut në afat të shkurtër, por në tërësinë e të gjithë faktorëve ekonomikë dhe institucionalë në horizont mjaft afatgjatë.

Aspektet ekonomike të prodhimit të hidrokarbureve kanë specifikat e tyre. E veçanta e prodhimit të naftës është:

• Natyra afatgjatë e vendimeve kyçe të investimeve
• Vonesa të konsiderueshme të investimeve
• Investim i madh fillestar
• Pakthyeshmëria e investimit fillestar
• Rënia natyrore e prodhimit me kalimin e kohës

Për të vlerësuar efektivitetin e çdo projekti, një model i zakonshëm i vlerësimit të biznesit është vlerësimi NPV.

NPV (Vlera aktuale neto) - vlerësimi bazohet në faktin se të gjitha të ardhurat e ardhshme të vlerësuara të kompanisë do të përmblidhen dhe reduktohen në vlerën aktuale të këtyre të ardhurave. E njëjta shumë parash sot dhe nesër ndryshon nga norma e skontimit (i). Kjo për faktin se në periudhën kohore t=0 paratë që disponojmë kanë një vlerë të caktuar. Ndërsa në periudhën kohore t=1 do të përhapet inflacioni në këto fonde, do të ketë të gjitha llojet e rreziqeve dhe ndikimeve negative. E gjithë kjo i bën paratë e ardhshme "më të lira" sesa paratë aktuale.

Jetëgjatësia mesatare e një projekti të prodhimit të naftës mund të jetë rreth 30 vjet, e ndjekur nga një mbyllje e gjatë e prodhimit, ndonjëherë e shtrirë për dekada, e cila shoqërohet me nivelin e çmimeve të naftës dhe kthimin e kostove operative. Për më tepër, prodhimi i naftës arrin kulmin në pesë vitet e para të prodhimit dhe më pas, për shkak të rënies natyrore të prodhimit, gradualisht zbehet.

Në vitet e para, kompania bën investime të mëdha fillestare. Por vetë prodhimi fillon vetëm pak vite pas fillimit të investimeve kapitale. Çdo kompani kërkon të minimizojë vonesën e investimit në mënyrë që të arrijë shlyerjen e projektit sa më shpejt të jetë e mundur.

Një plan tipik i përfitueshmërisë së projektit është dhënë në Figurën 3:

Figura 3 - Skema NPV për një projekt tipik të prodhimit të naftës

Kjo shifër tregon NPV-në e projektit. Vlera maksimale negative është treguesi i ZKK-së (shpenzimi maksimal i parave), i cili pasqyron se sa investime të mëdha kërkon projekti. Kryqëzimi i grafikut të linjës së flukseve monetare të akumuluara me boshtin kohor në vite është pika kohore e shlyerjes së projektit. Norma e akumulimit të NPV-së është në rënie si për shkak të rënies së normës së prodhimit ashtu edhe për shkak të normës së skontimit në kohë.

Përveç investimeve kapitale, prodhimi vjetor kërkon kosto operative. Një rritje në kostot e funksionimit, të cilat mund të jenë kostot teknike vjetore të lidhura me rreziqet mjedisore, redukton NPV-në e projektit dhe rrit periudhën e shlyerjes së projektit.

Kështu, kostot shtesë për llogaritjen, grumbullimin dhe asgjësimin e gazit të naftës shoqëruese mund të justifikohen nga pikëpamja e projektit vetëm nëse këto kosto do të rrisin NPV-në e projektit. Përndryshe, do të ketë një ulje të atraktivitetit të projektit dhe, si rezultat, ose një ulje e numrit të projekteve në zbatim, ose do të rregullohen vëllimet e prodhimit të naftës dhe gazit brenda një projekti.

Në mënyrë konvencionale, të gjitha projektet e lidhura të shfrytëzimit të gazit mund të ndahen në tre grupe:

• 1. Vetë projekti i riciklimit është fitimprurës (duke marrë parasysh të gjithë faktorët ekonomikë dhe institucionalë), dhe kompanitë nuk do të kenë nevojë për stimuj shtesë për ta zbatuar.
• 2. Projekti i asgjësimit ka një NPV negative, ndërsa NPV kumulative nga i gjithë projekti i prodhimit të naftës është pozitive. Pikërisht në këtë grup mund të përqendrohen të gjitha masat nxitëse. Parimi i përgjithshëm do të ishte krijimi i kushteve (me përfitime dhe gjoba) sipas të cilave do të ishte e dobishme për kompanitë të ndërmerrnin projekte riciklimi në vend që të paguanin gjoba. Dhe në mënyrë që kostot totale të projektit të mos kalojnë NPV-në totale.
• 3. Projektet e shfrytëzimit kanë një NPV negative dhe nëse zbatohen, projekti i përgjithshëm i prodhimit të naftës në këtë fushë bëhet gjithashtu joprofitabël. Në këtë rast, masat nxitëse ose nuk do të çojnë në ulje të emetimeve (kompania do të paguajë gjoba deri në koston e tyre kumulative të barabartë me NPV-në e projektit), ose fusha do të bllokohet dhe licenca do të dorëzohet.

Sipas Qendrës Energjetike Skolkovo, cikli i investimeve në zbatimin e projekteve të shfrytëzimit të APG është më shumë se 3 vjet.

Investimet, sipas Ministrisë së Burimeve Natyrore, duhet të arrijnë në rreth 300 miliardë rubla deri në vitin 2014 për të arritur nivelin e synuar. Bazuar në logjikën e administrimit të projekteve të llojit të dytë, normat e pagesave për ndotjen duhet të jenë të tilla që kostoja e mundshme e të gjitha pagesave të jetë më shumë se 300 miliardë rubla, dhe kostoja oportune do të jetë e barabartë me investimin total.

Dërgoni punën tuaj të mirë në bazën e njohurive është e thjeshtë. Përdorni formularin e mëposhtëm

Studentët, studentët e diplomuar, shkencëtarët e rinj që përdorin bazën e njohurive në studimet dhe punën e tyre do t'ju jenë shumë mirënjohës.

Postuar ne http://www.allbest.ru/

Karakteristikë APG

Duke kaluarvajgazit(PNG)është një gaz natyror hidrokarbur i tretur në naftë ose i vendosur në "kapakët" e fushave të naftës dhe kondensatës së gazit.

Ndryshe nga gazi natyror i njohur, gazi i naftës shoqërues përmban, përveç metanit dhe etanit, një pjesë të madhe të propaneve, butaneve dhe avujve të hidrokarbureve më të rënda. Shumë gazra shoqërues, në varësi të fushës, përmbajnë gjithashtu përbërës jo hidrokarbur: sulfid hidrogjeni dhe mercaptan, dioksid karboni, azot, helium dhe argon.

Kur hapen rezervuarët e naftës, gazi i "kapave" të naftës zakonisht fillon të rrjedhë i pari. Më pas, pjesa kryesore e gazit shoqërues të prodhuar janë gazra të tretur në vaj. Gazi i gazit "kapakë", ose gazi i lirë, është "më i lehtë" në përbërje (me një përmbajtje më të ulët të gazeve të rënda hidrokarbure) në kontrast me gazin e tretur në vaj. Kështu, fazat fillestare të zhvillimit të fushës zakonisht karakterizohen nga prodhimi i madh vjetor i gazit të naftës shoqërues me një përqindje më të madhe të metanit në përbërjen e tij. Me funksionimin afatgjatë të fushës, debitimi i gazit shoqërues të naftës zvogëlohet dhe një pjesë e madhe e gazit bie mbi komponentët e rëndë.

Duke kaluar vaj gazit është e rëndësishme lende e pare, lende e paperpunuar Për energji Dhe kimike industrisë. APG ka një vlerë të lartë kalorifike, e cila varion nga 9,000 në 15,000 Kcal/m3, por përdorimi i saj në prodhimin e energjisë pengohet nga paqëndrueshmëria e përbërjes dhe prania e një sasie të madhe papastërtish, e cila kërkon kosto shtesë për pastrimin e gazit (“ tharje”). Në industrinë kimike, metani dhe etani që përmban APG përdoren për prodhimin e plastikës dhe gomës, ndërsa elementët më të rëndë shërbejnë si lëndë të para për prodhimin e hidrokarbureve aromatike, aditivëve të karburantit me oktan të lartë dhe gazeve hidrokarbure të lëngshëm, në veçanti, të lëngshëm teknik. propan-butan (SPBT).

PNG në numra

Në Rusi, sipas të dhënave zyrtare, çdo vit nxirren rreth 55 miliardë m3 gaz të lidhur nafte. Nga këto, rreth 20-25 miliardë m3 digjen në fusha dhe vetëm rreth 15-20 miliardë m3 përdoret në industrinë kimike. Shumica e APG-së së ndezur vjen nga fusha të reja dhe të vështira për t'u arritur në Siberinë Perëndimore dhe Lindore.

Një tregues i rëndësishëm për çdo fushë nafte është GOR i naftës - sasia e gazit të naftës shoqëruese për ton naftë të prodhuar. Për çdo fushë, ky tregues është individual dhe varet nga natyra e fushës, natyra e funksionimit të saj dhe kohëzgjatja e zhvillimit dhe mund të variojë nga 1-2 m3 deri në disa mijëra m3 për ton.

Zgjidhja e problemit të përdorimit të gazit shoqërues nuk është vetëm një çështje e ekologjisë dhe kursimit të burimeve, por është gjithashtu një projekt kombëtar i mundshëm me vlerë 10-15 miliardë dollarë. Gazi i lidhur i naftës është lënda djegëse, energjia dhe lënda e parë kimike më e vlefshme. Vetëm shfrytëzimi i vëllimeve APG, përpunimi i të cilave është ekonomikisht i qëndrueshëm në kushtet aktuale të tregut, do të bënte të mundur prodhimin në vit deri në 5-6 milionë tonë hidrokarbure të lëngëta, 3-4 miliardë metër kub. etani, 15-20 miliardë metër kub gaz i thatë ose 60 - 70 mijë GWh energji elektrike. Efekti i mundshëm kumulativ do të jetë deri në 10 miliardë dollarë/vit në çmimet e tregut vendas, ose pothuajse 1% e PBB-së së Federatës Ruse.

Në Republikën e Kazakistanit, problemi i përdorimit të APG nuk është më pak i mprehtë. Aktualisht, sipas të dhënave zyrtare, nga 9 miliardë metër kub. Përdoren vetëm dy të tretat e APG-së së prodhuar çdo vit në vend. Vëllimi i gazit të ndezur arrin 3 miliardë metra kub. në vit. Më shumë se një e katërta e ndërmarrjeve prodhuese të naftës që operojnë në vend djegin më shumë se 90% të APG-së së prodhuar. Gazi i shoqëruar i naftës përbën pothuajse gjysmën e të gjithë gazit të prodhuar në vend, dhe ritmi i rritjes së prodhimit të APG aktualisht është duke tejkaluar shkallën e rritjes së prodhimit të gazit natyror.

Problemi i përdorimit të APG

Problemi i përdorimit të gazit shoqërues të naftës u trashëgua nga Rusia që nga koha sovjetike, kur theksi në zhvillim vihej shpesh në metodat e gjera të zhvillimit. Në zhvillimin e krahinave naftëmbajtëse, në plan të parë ishte rritja e prodhimit të naftës bruto, burimi kryesor i të ardhurave për buxhetin kombëtar. Llogaritja është bërë për depozitat gjigante, prodhimin në shkallë të gjerë dhe minimizimin e kostos. Përpunimi i gazit shoqërues të naftës, nga njëra anë, ishte në plan të dytë për shkak të nevojës për të bërë investime të konsiderueshme kapitale në projekte relativisht më pak fitimprurëse, nga ana tjetër, sistemet e grumbullimit të gazit të degëzuar u krijuan në provincat më të mëdha të naftës dhe GPP gjigante. janë ndërtuar për lëndë të parë nga fushat e afërta. Aktualisht jemi duke vëzhguar pasojat e një megalomanie të tillë.

Skema shoqëruese e përdorimit të gazit e miratuar tradicionalisht në Rusi që nga koha sovjetike përfshin ndërtimin e impianteve të mëdha të përpunimit të gazit së bashku me një rrjet të gjerë tubacionesh gazi për të mbledhur dhe shpërndarë gazin përkatës. Zbatimi i skemave tradicionale të riciklimit kërkon shpenzime kapitale dhe kohë të konsiderueshme dhe, siç tregon përvoja, është pothuajse gjithmonë disa vite prapa zhvillimit të depozitave. Përdorimi i këtyre teknologjive është ekonomikisht efikas vetëm në objektet e mëdha të prodhimit (miliarda metra kub gaz burimor) dhe ekonomikisht i pajustifikuar në depozitat e mesme dhe të vogla.

Një tjetër disavantazh i këtyre skemave është pamundësia, për arsye teknike dhe transporti, për të shfrytëzuar gazin shoqërues të fazave të ndarjes fundore për shkak të pasurimit të tij me hidrokarbure të rënda - një gaz i tillë nuk mund të pompohet nëpër tubacione dhe zakonisht ndizet. Prandaj, edhe në fushat e pajisura me tubacione gazi, gazi shoqërues nga fazat përfundimtare të ndarjes vazhdon të digjet.

Humbjet kryesore të gazit të naftës janë krijuar kryesisht nga vendburimet e vogla, të vogla dhe të mesme të largëta, pesha e të cilave në vendin tonë vazhdon të rritet me shpejtësi. Organizimi i grumbullimit të gazit nga fusha të tilla, siç u tregua më sipër, sipas skemave të propozuara për ndërtimin e impianteve të mëdha të përpunimit të gazit, është një masë shumë kapitale dhe joefikase.

Edhe në rajonet ku ndodhen impiantet e përpunimit të gazit dhe ka një rrjet të gjerë grumbullimi gazi, ndërmarrjet e përpunimit të gazit ngarkohen me 40-50%, dhe rreth tyre digjen dhjetëra të vjetra dhe ndezen pishtarë të rinj. Kjo për shkak të rregulloreve aktuale në industri dhe mungesës së vëmendjes ndaj problemit, si nga naftëtarët, ashtu edhe nga përpunuesit e gazit.

Në kohët sovjetike, zhvillimi i infrastrukturës së grumbullimit të gazit dhe furnizimi me APG në impiantet e përpunimit të gazit kryheshin brenda kornizës së një sistemi të planifikuar dhe financoheshin në përputhje me një program të unifikuar të zhvillimit të fushës. Pas rënies së Unionit dhe formimit të kompanive të pavarura të naftës, infrastruktura për grumbullimin dhe dërgimin e APG në uzinat mbeti në duart e përpunuesve të gazit dhe burimet e gazit, natyrisht, kontrolloheshin nga punëtorët e naftës. Situata monopole e blerësit u krijua, kur kompanitë e naftës, në fakt, nuk kishin alternativa për shfrytëzimin e gazit shoqërues të naftës, përveç dërgimit të tij në një tub për transport në GPP. Për më tepër, qeveria ka vendosur ligjërisht çmimet për dërgimin e gazit shoqërues në impiantet e përpunimit të gazit në një nivel qëllimisht të ulët. Nga njëra anë, kjo i lejoi impiantet e përpunimit të gazit të mbijetonin dhe madje të ndiheshin mirë në vitet e trazuara të viteve '90, nga ana tjetër, i privoi kompanitë e naftës nga një nxitje për të investuar në ndërtimin e infrastrukturës së grumbullimit të gazit në fusha të reja dhe furnizimin me gaz të lidhur. ndërmarrjet ekzistuese. Si rezultat, Rusia tani ka në të njëjtën kohë objekte të përpunimit të gazit boshe dhe dhjetëra ndezje të lëndëve të para për ngrohjen e ajrit.

Aktualisht, Qeveria e Federatës Ruse, në përputhje me Planin e Veprimit të miratuar për zhvillimin e industrisë dhe teknologjisë për 2006-2007. Një Dekret është duke u zhvilluar për të përfshirë në marrëveshjet e licencës me përdoruesit e nëntokës kërkesa të detyrueshme për ndërtimin e objekteve të prodhimit për përpunimin e gazit shoqërues të naftës të prodhuar gjatë prodhimit të naftës. Shqyrtimi dhe miratimi i rezolutës do të bëhet në tremujorin e dytë të vitit 2007.

Natyrisht, zbatimi i dispozitave të këtij dokumenti do të sjellë nevojën që përdoruesit e nëntokës të tërheqin burime të konsiderueshme financiare për të zgjidhur çështjet e përdorimit të gazit flakërues dhe ndërtimin e objekteve përkatëse me infrastrukturën e nevojshme. Në të njëjtën kohë, investimet e nevojshme kapitale në komplekset e prodhimit të përpunimit të gazit që krijohen në shumicën e rasteve tejkalojnë koston e objekteve të infrastrukturës së naftës që ekzistojnë në fushë.

Nevoja për investime të tilla të rëndësishme shtesë në një pjesë jo-thelbësore dhe më pak fitimprurëse të biznesit për kompanitë e naftës, për mendimin tonë, do të çojë në mënyrë të pashmangshme në një reduktim të aktiviteteve investuese të përdoruesve të nëntokës që synojnë gjetjen, zhvillimin, zhvillimin e vendburimeve të reja dhe duke intensifikuar prodhimin e produktit kryesor dhe më fitimprurës - naftën, ose mund të çojë në mospërmbushje të kërkesave të marrëveshjeve të licencës me të gjitha pasojat që pasojnë. Një zgjidhje alternative për situatën me përdorimin e gazit flakërues, për mendimin tonë, është përfshirja e kompanive të specializuara të shërbimit të menaxhimit që janë në gjendje të zbatojnë shpejt dhe me efikasitet projekte të tilla pa tërhequr burime financiare nga përdoruesit e nëntokës.

hidrokarbure për përpunimin e gazit të naftës

Aspektet mjedisore

Djegiaduke kaluarvajgaziështë një problem serioz mjedisor si për vetë rajonet prodhuese të naftës ashtu edhe për mjedisin global.

Çdo vit në Rusi dhe Kazakistan, si rezultat i djegies së gazeve të naftës shoqëruese, më shumë se një milion ton ndotës, duke përfshirë dioksidin e karbonit, dioksidin e squfurit dhe grimcat e blozës, hyjnë në atmosferë. Emetimet që rezultojnë nga djegia e gazeve të naftës shoqëruese përbëjnë 30% të të gjitha emetimeve në atmosferë në Siberinë Perëndimore, 2% të emetimeve nga burimet stacionare në Rusi dhe deri në 10% të emetimeve totale atmosferike të Republikës së Kazakistanit.

Është gjithashtu e nevojshme të merret parasysh ndikimi negativ i ndotjes termike, burimi i së cilës janë flakët e naftës. Siberia Perëndimore e Rusisë është një nga rajonet e pakta me popullsi të rrallë të botës, dritat e të cilit mund të shihen nga hapësira gjatë natës, së bashku me ndriçimin e natës të qyteteve kryesore në Evropë, Azi dhe Amerikë.

Në të njëjtën kohë, problemi i përdorimit të APG-së shihet si veçanërisht aktual në sfondin e ratifikimit të Protokollit të Kiotos nga Rusia. Tërheqja e fondeve nga fondet evropiane të karbonit për projektet e shuarjes së flakëve do të bënte të mundur financimin deri në 50% të kostove kapitale të kërkuara dhe do të rriste ndjeshëm atraktivitetin ekonomik të kësaj zone për investitorët privatë. Në fund të vitit 2006, vëllimi i investimeve të karbonit të tërhequr nga kompanitë kineze në bazë të Protokollit të Kiotos tejkaloi 6 miliardë dollarë, pavarësisht se vende të tilla si Kina, Singapori apo Brazili nuk morën detyrime për të reduktuar emetimet. Fakti është se vetëm për ta ka një mundësi për të shitur emetime të reduktuara nën të ashtuquajturin "mekanizëm të zhvillimit të pastër", kur vlerësohet reduktimi i emetimeve potenciale dhe jo reale. Vonesa e Rusisë në çështjet e regjistrimit legjislativ të mekanizmave për regjistrimin dhe transferimin e kuotave të karbonit do t'i kushtojë kompanive vendase miliarda dollarë investime të humbura.

Organizuar në Allbest.ru

...

Dokumente të ngjashme

Mënyrat e shfrytëzimit të gazit shoqërues të naftës. Përdorimi i djegies shoqëruese të gazit të naftës për sistemin e ngrohjes, furnizimin me ujë të nxehtë, ventilimin. Pajisja dhe parimi i funksionimit. Llogaritja e bilancit material. Nxehtësia fizike e reaktantëve dhe produkteve.

abstrakt, shtuar 04/10/2014


Përdorimi i gazit shoqërues të naftës (APG) dhe ndikimi i tij në natyrë dhe njeriun. Arsyet e përdorimit jo të plotë të APG, përbërja e tij. Vendosja e gjobave për ndezje APG, aplikimi i kufizimeve dhe koeficienteve në rritje. Mënyrat alternative të përdorimit të APG.

abstrakt, shtuar më 20.03.2011


Koncepti i gazeve të lidhura me naftën si një përzierje e hidrokarbureve që çlirohen për shkak të uljes së presionit kur nafta ngrihet në sipërfaqen e Tokës. Përbërja e gazit të shoqëruar të naftës, tiparet e përpunimit dhe përdorimit të tij, metodat kryesore të përdorimit.

prezantim, shtuar 11/10/2015


Përshkrimi i përgjithshëm i një termocentrali me turbina me gaz. Zbatimi i një sistemi të përmirësuar kontrolli për ngrohjen e lidhur me gazin e naftës, llogaritja e koeficientëve të kontrollit për këtë sistem. Përshkrimi i proceseve fizike gjatë ngrohjes së gazit shoqërues të naftës.

tezë, shtuar 29.04.2015


Kompresorët që përdoren për transportin e gazrave. Kufiri shpërthyes i gazit të naftës. Llogaritja e efektit ekonomik vjetor nga futja e njësive kompresore të bllokut për kompresimin dhe transportin e gazit të naftës. Graviteti specifik i gazit gjatë injektimit.

punim afatshkurtër, shtuar 28.11.2010


Struktura organizative e OJSC "Samotlorneftegaz", historia e krijimit dhe zhvillimit të kompanisë. Karakteristikat e fushave të zhvilluara; zhvillimin dhe perspektivat e zhvillimit të tyre. Metodat e shfrytëzimit të fushës së naftës. Sistemet e grumbullimit të naftës dhe gazit.

raport praktik, shtuar 25.03.2014


Masat dhe pajisjet për të parandaluar lëshimin e lëngjeve dhe gazit të naftës shoqërues në mjedis. Pajisje për parandalimin e burimeve të hapura. Komplekset e kontrollit për valvulat mbyllëse të vrimave. Puna dhe mbrojtja e mjedisit të puseve.

tezë, shtuar 27.02.2009


Gazi i lidhur i naftës si një përzierje e gazrave dhe përbërësve të avulluar hidrokarbure dhe jo hidrokarbure me origjinë natyrore, veçoritë e përdorimit dhe asgjësimit të tij. Ndarja e naftës nga gazi: thelbi, justifikimi i këtij procesi. Llojet e ndarësit.

punim afatshkurtër, shtuar 14.04.2015


Zgjidhjet bazë të projektimit për zhvillimin e fushës Barsukovsky. Gjendja e zhvillimit dhe stoku i puseve. Koncepte për grumbullimin, transportin dhe përgatitjen e naftës dhe gazit në terren. Karakteristikat e lëndëve të para, materialeve ndihmëse dhe produkteve të gatshme.

punim afatshkurtër, shtuar 26.08.2010


Analiza e djegësve të gazit: klasifikimi, furnizimi me gaz dhe ajër në pjesën e përparme të djegies së gazit, formimi i përzierjes, stabilizimi i frontit të ndezjes, sigurimi i intensitetit të djegies së gazit. Aplikimet e sistemeve për automatizimin e pjesshëm ose kompleks të djegies së gazit.

NAFJA DHE GAZI, PËRBËRJA DHE VETITË FIZIKE E TYRE

VAJ

Vaji është një lëng i ndezshëm, vajor, me ngjyrë kryesisht të errët, me një erë specifike. Sipas përbërjes kimike, nafta është kryesisht një përzierje e hidrokarbureve të ndryshme që përmbahen në të në një shumëllojshmëri të gjerë kombinimesh dhe që përcaktojnë vetitë e tij fizike dhe kimike.

Në vajra gjenden grupet e mëposhtme të hidrokarbureve: 1) metani (parafinik) me formulë të përgjithshme C i H 2i + 2; 2) naftenike me formulën e përgjithshme СН 2П; 3) aromatike me formulë të përgjithshme

spn 2l -in- /

Hidrokarburet e serisë së metanit janë më të zakonshmet në kushte natyrore. Hidrokarburet e kësaj serie - metani CH 4, etani C 2 H in, propani C 3 H 8 dhe butani C 4 Nu - në presion atmosferik dhe temperaturë normale janë në gjendje të gaztë. Ato janë pjesë e gazrave të naftës. Me rritjen e presionit dhe temperaturës, këto hidrokarbure të lehta mund të bëhen pjesërisht ose plotësisht të lëngshme.

Pentani C 8 H 12, \ heksani C në H 14 dhe heptani C 7 H 1b në të njëjtat kushte janë në gjendje të paqëndrueshme: kalojnë lehtësisht nga gjendja e gaztë në lëng dhe anasjelltas.

Hidrokarburet nga ylli C 8 H 18 deri në C 17 H janë substanca të lëngshme.

Hidrokarburet, në molekulat e të cilave ka më shumë se 17 atome karboni, janë të ngurta. Këto janë parafina dhe ceresina që përmbahen në sasi të caktuara në të gjitha vajrat.

Vetitë fizike të vajrave dhe gazrave të naftës, si dhe karakteristikat e tyre cilësore, varen nga mbizotërimi i hidrokarbureve individuale ose grupeve të tyre të ndryshme në to. Vajrat me mbizotërim të hidrokarbureve komplekse (vajra të rëndë) përmbajnë një sasi më të vogël të benzinës dhe fraksioneve të naftës. Përmbajtja në vaj

B, M-ANT B

një numër i madh i përbërjeve rrëshinore dhe parafinike e bën atë viskoz dhe joaktiv, gjë që kërkon masa të veçanta për nxjerrjen e tij në sipërfaqe dhe transportimin e mëvonshëm.

Për më tepër, vajrat ndahen sipas treguesve kryesorë të cilësisë - përmbajtja e benzinës së lehtë, vajguri dhe fraksionet e naftës.

Përbërja fraksionale e vajrave përcaktohet me distilim laboratorik, i cili bazohet në faktin se çdo hidrokarbur i përfshirë në përbërjen e tij ka pikën e tij specifike të vlimit.

Hidrokarburet e lehta kanë pikë vlimi të ulët. Për shembull, pentani (C B H1a) ka një pikë vlimi prej 36 ° C, dhe heksani (C 6 H1 4) ka një pikë vlimi prej 69 ° C. Hidrokarburet e rënda kanë një pikë vlimi më të lartë dhe arrijnë 300 ° C dhe më lart. Prandaj, kur vaji nxehet, fraksionet e tij më të lehta fillimisht zihen dhe avullojnë, dhe me rritjen e temperaturës, hidrokarburet më të rënda fillojnë të vlojnë dhe avullojnë.

Nëse avujt e vajit të ngrohur në një temperaturë të caktuar mblidhen dhe ftohen, atëherë këta avuj do të kthehen përsëri në një lëng, i cili është një grup hidrokarburesh që vlojnë nga vaji në një interval të caktuar temperaturash. Kështu, në varësi të temperaturës së ngrohjes së naftës, fraksionet më të lehta - fraksionet e benzinës - avullojnë së pari prej tij, pastaj ato më të rëndat - vajguri, pastaj dielli, etj.

Përqindja e fraksioneve individuale në vaj që ziejnë në intervale të caktuara të temperaturës karakterizon përbërjen fraksionale të vajit.

Zakonisht, në kushte laboratorike, distilimi i vajit kryhet në intervalet e temperaturës deri në 100, 150, 200, 250, 300 dhe 350°C.

Rafinimi më i thjeshtë i naftës bazohet në të njëjtin parim si distilimi i përshkruar laboratorik. Ky është një distilim i drejtpërdrejtë i vajit me lëshimin e benzinës, vajgurit dhe fraksioneve diellore prej tij nën presionin atmosferik dhe ngrohjen në 300-350 ° C.

Në BRSS, ka vajra të përbërjeve dhe vetive të ndryshme kimike. Edhe vajrat nga e njëjta fushë mund të ndryshojnë shumë. Sidoqoftë, vajrat e secilit rajon të BRSS kanë gjithashtu veçoritë e tyre specifike. Për shembull, vajrat e rajonit Ural-Volga zakonisht përmbajnë një sasi të konsiderueshme të rrëshirave, parafinës dhe përbërjeve të squfurit. Vajrat e rajonit Emba karakterizohen nga një përmbajtje relativisht e ulët e squfurit.

Vajrat e rajonit të Baku kanë larminë më të madhe të përbërjes dhe vetive fizike. Këtu, së bashku me vajrat pa ngjyrë në horizontet e sipërme të fushës Surakhani, të përbërë praktikisht vetëm nga fraksionet e benzinës dhe vajgurit, ka vajra që nuk përmbajnë fraksione benzine. Në këtë zonë ka vajra që nuk përmbajnë lëndë rrëshinore, si dhe vajra me shumë rrëshirë. Shumë vajra të Azerbajxhanit përmbajnë acide naftenik. Shumica e vajrave nuk përmbajnë parafina. Sipas përmbajtjes së squfurit, të gjitha vajrat e Baku klasifikohen si me squfur të ulët.

Një nga treguesit kryesorë të cilësisë tregtare të naftës / është dendësia e tij. Dendësia e vajit në një temperaturë standarde prej 20°C dhe presion atmosferik varion nga 700 (kondensat gazi) deri në 980 dhe madje 1000 kg/m3.

Në praktikën në terren, dendësia e naftës së papërpunuar përdoret për të gjykuar përafërsisht cilësinë e saj. Vajrat e lehta me densitet deri në 880 kg/m 3 janë më të vlefshmet; ato kanë tendencë të përmbajnë më shumë fraksione benzine dhe vaji.

Dendësia e vajrave zakonisht matet me hidrometra të veçantë. Hidrometri është një tub qelqi me pjesën e poshtme të zgjeruar, në të cilin vendoset një termometër me merkur. Për shkak të peshës së konsiderueshme të merkurit, hidrometri merr një pozicion vertikal kur zhytet në vaj. Në pjesën e sipërme të ngushtë, hidrometri ka një shkallë për matjen e dendësisë dhe në pjesën e poshtme, një shkallë të temperaturës.

Për të përcaktuar densitetin e vajit, një hidrometër ulet në një enë me këtë vaj dhe vlera e densitetit të tij matet përgjatë skajit të sipërm të meniskut të formuar.

Për të sjellë matjen e densitetit të vajit të marrë në një temperaturë të caktuar në kushte standarde, d.m.th. në një temperaturë prej 20 ° C, është e nevojshme të futet një korrigjim i temperaturës, i cili merret parasysh me formulën e mëposhtme:

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

ku p 20 është dendësia e dëshiruar në 20 ° C; p/ - dendësia në temperaturën e matjes unë; A- koeficienti i zgjerimit vëllimor të vajit, vlera e të cilit merret nga tabela të veçanta; ajo