Попутный нефтяной газ. Как обозначается нефть газ


Условные обозначения полезных ископаемых. Как на картах обозначают месторождения нефти, газа, угля, железной руды?

Ежегодно из недр Земли извлекается огромное количество различных минералов и пород, которые в дальнейшем применяются в самых разных сферах промышленности. Так, из нефти делают бензин, газом отапливаются наши дома, из гранита и мрамора изготавливают великолепные скульптуры и фонтаны. В этой статье мы расскажем об условных обозначениях полезных ископаемых, которые используются при составлении карт. И покажем, как они выглядят.

Полезные ископаемые и их виды

Полезными ископаемыми называют минеральные образования с определенными физическими и химическими свойствами, позволяющими эффективно использовать их в сфере материального производства. В толще земной коры они залегают в виде линз, пластов или россыпей. Иногда месторождения полезных ископаемых сосредоточены на небольшой территории, образуя провинции или бассейны.

Ниже вы можете увидеть, какой вид имеют самые известные условные обозначения (железной руды, угля, газа, нефти, торфа). Как обозначают месторождения других полезных ископаемых на географических картах? Об этом речь пойдет далее.

Условные обозначения полезных ископаемых

На геологических, физических и экономических картах можно встретить особые графические знаки, обозначающие те или иные месторождения минеральных ресурсов. Они являются общепринятыми и имеют один вид (смотрите фото ниже). В большинстве случаев условные обозначения полезных ископаемых представлены простыми или сложными геометрическими фигурами. Иногда они напоминают собой очертания того минерального сырья, которое они изображают. Например, условное обозначение торфа похоже на брикеты этого топлива, сложенные друг на друга.

Иногда в качестве условных обозначений полезных ископаемых на картах (как правило, рудных) используются обычные цветные кружки. Внутри каждого из них указывается латинское обозначение того или иного металла (например, Fe – железо, Pb – свинец, Zn – цинк и т.д.). Пример такой карты смотрите ниже. Она была взята из советской геологической энциклопедии, изданной в 1984-1990 годах.

Кроме того, существует некий ГОСТ (№ 2.857-75), утвержденный еще в 1979 году. В нем была разработана своя цветовая система условных обозначений полезных ископаемых, которая используется исключительно в горном деле. Так, например, в этом ГОСТе марганцевые руды обозначаются пурпурным оттенком, медные – зеленым, а вот ртутные – красным.

Горючие полезные ископаемые

Топливные ресурсы, как правило, отображаются на картах условными знаками черного цвета. Давайте выясним, как выглядят самые распространенные из них:

  • Каменный уголь – затушеванный равносторонний квадрат.
  • Бурый уголь – квадрат с диагональной штриховкой.
  • Нефть – равнобедренный затушеванный треугольник.
  • Газ – равнобедренный пустой треугольник.
  • Горючий сланец – затушеванный параллелограмм.
  • Торф – пирамидка из трех прямоугольников.

Интересно, что условное обозначение нефти очень напоминает собой реальную нефтяную вышку.

Рудные полезные ископаемые

Месторождения руд черных и цветных металлов на географических картах нередко обозначают условными знаками красного цвета. Давайте выясним, какой вид имеют самые распространенные из них:

  • Железная руда – закрашенный равносторонний треугольник.
  • Марганцевая руда – знак, напоминающий корону с двумя зубцами.
  • Титан – ромб с закрашенной левой половиной.
  • Молибден – ромб с квадратом внутри.
  • Вольфрам – пустой квадрат.
  • Алюминий – квадрат с кругом внутри.
  • Медь – закрашенный прямоугольник.
  • Ртуть – пустой круг.
  • Золото – круг с закрашенной левой половиной.

Нерудные полезные ископаемые

Нерудные минеральные ресурсы (включая различное строительное сырье) на картах довольно часто (но не всегда) показаны условными знаками зеленого цвета. Вот так выглядят некоторые из них:

  • Асбест – простой крест.
  • Слюда – пересеченный по диагонали квадрат.
  • Соль калийная – куб с закрашенными верхней и боковой гранями.
  • Соль каменная – куб с незакрашенными гранями.
  • Глауберова соль – перевернутый т-образный знак.
  • Сера – равносторонний треугольник с закрашенной левой половиной.
  • Кварц – ромб с закрашенной правой половиной.
  • Известняк – квадрат, пересеченный по обеим диагоналям.
  • Фосфориты - закрашенный круг с вертикальной прорезью.

Любопытный факт: условное обозначение графита напоминает своим начертанием карандаш, в котором, как известно, и используется графитовый стержень.

В заключение

Теперь вы знаете, как выглядят на картах условные обозначения полезных ископаемых. Самые распространенные из них следует заучить каждому образованному человеку. Это прежде всего значки нефти, природного газа, железной руды, угля и торфа. Но и знать, как выглядят обозначения других минеральных ресурсов, тоже не будет лишним.

autogear.ru

Маркировка углей

Марки угля

Буквенное обозначение марок

Выход летучих веществ V, %

Содержание углерода С, %

Теплота сгорания Q, ккал/кг

Бурые

Б

41 и более

76 и менее

6900-7500

Длиннопламенные

Д

39 и более

76

7500-8000

Газовые

Г

36

83

7900-8600

Жирные

Ж

30

86

8300-8700

Коксовые

К

20

88

8400-8700

Отощённо-спекающиеся

ОС

15

89

8450-8780

Тощие

Т

12

90

7300-8750

Антрациты

А

менее 8

91 и более

8100-8750

Кроме указанных в таблице, в некоторых бассейнах выделяются промежуточные марки:

Угли подразделяются на технологические группы по спекающей способности; для указания технологической группы к буквенному обозначению марки прибавляется цифра, указывающая низшее значение толщины пластического слоя в данных углях, например Г6, Г17, КЖ14 и т.п.

В конце названия марки угля может стоять аббревиатура ОК (ОК1, ОК2), обозначающая степень окисления. Также, в зависимости от степени обогащения угли делятся на концентраты, промпродукты и шламы. Концентраты, как правило, используются в котельных и для получения электроэнергии. Промпродукты обычно идут на нужды металлургии. Из шламов можно изготавливать брикеты и продавать в розницу населению для личного использования.

Угли марок Д, Г и антрациты находят свое применение, как правило, в котельных, т.к. они могут гореть без поддува. Угли марок СС, ОС, Т применяются для получения электрической энергии, т.к. они имеют большую теплоту сгорания, но сжигание данного вида углей связано с технологическими трудностями, которые оправданы лишь в случае необходимости большого количества угля.

В соответствии с  классификация углей по маркам и в зависимости от выхода летучих веществ делятся на 11 марок. Маркировка угля — установлена с целью рационального промышленного использования. Угли подразделяются на марки и технологические группы; в основу такого подразделения положены параметры, характеризующие поведение углей в процессе термического воздействия на них.

По крупности кусков выделяют 6 сортов угля.

Природный газ

Природный газ — встречающаяся в природе легковоспламеняющаяся газообразная смесь углеводородов, ископаемое топливо. Природный газ в условиях залегания в земных недрах находится в газообразном состоянии в виде отдельных скоплений -газовые залежи или в виде газовой шапки нефтегазовых месторождений, либо в растворённом состоянии в нефти или воде. При стандартных условиях (101,325 кПа и 20 °C) природный газ находится только в газообразном состоянии. Также природный газ может находиться в кристаллическом состоянии в виде естественных газогидратов.

Состав:

Основную часть природного газа составляет метан (Ch5) — от 92 до 98 %. В состав природного газа могут также входить более тяжёлые углеводороды— гомологи метана: этан (C2H6), пропан (C3H8), бутан (C4h20), а также другие неуглеводородные вещества.

Свойство находиться в твердом состоянии в земной коре:

В науке долгое время считалось, что скопления углеводородов с молекулярном весом более 60 пребывают в земной коре в жидком состоянии, а более легкие — в газообразном. Однако российские ученые А.А.Трофимук, Н.В.Черский, Ф.А.Требин, Ю.Ф.Макогон, В.Г.Васильев обнаружили свойство природного газа в определенных термодинамических условиях переходить в земной коре в твердое состояние и образовывать газогидратные залежи. Это явление было признано как научное открытие и занесено в Государственный реестр открытий СССР под № 75 с приоритетом от 1961 г.

Газ переходит в твердое состояние в земной коре, соединяясь с пластовой водой при гидростатических давлениях (до 250 атм) и сравнительно низких температурах (до 295°К). Газогидратные залежи обладают несравненно более высокой концентрацией газа в единице объема пористой среды, чем в обычных газовых месторождениях, так как один объем воды при переходе ее в гидратное состояние связывает до 220 объемов газа. Зоны размещения газогидратных залежей сосредоточены главным образом в районах распространения многолетномерзлых пород , а также под дном Мирового океана.

Происхождение:

Углеводородные природные газы, содержащиеся в нефтегазовых залежах, по своему происхождению тесно связаны с нефтью. Помимо этих нефтяных природных газов, существуют и такие природные газы, которые имеют иное происхождение. Газы, образующиеся на земной поверхности (в почве, на дне различных водоемов), почти исключительно являются результатом жизнедеятельности микроорганизмов. Продуктами этой жизнедеятельности являются углекислый газ, метан, азот и некоторые другие газообразные соединения. Растительные организмы при своей жизнедеятельности выделяют кислород и углекислый газ. Присутствующий в природных газах гелий обязан своим происхождением процессам радиоактивного распада.

В осадочной оболочке земной коры сосредоточены огромные залежи природного газа. Согласно теории биогенного (органического) происхождения нефти, они образуются в результате разложения останков живых организмов. Считается, что природный газ образуется в осадочной оболочке при бо́льших температурах и давлениях, чем нефть. С этим согласуется тот факт, что месторождения газа часто расположены глубже, чем месторождения нефти. Позже выяснилось, что запасы природного газа в данном состоянии огромны. Они располагаются как под землёй, так и на незначительном углублении под морским дном. Метан и некоторые другие углеводороды широко распространены вкосмосе. Метан — третий по распространённости газ вселенной, после водорода и гелия. В виде метанового льда он участвует в строении многих удалённых от солнца планет и астероидов, однако такие скопления, как правило, не относят к залежам природного газа, и они до сих пор не нашли практического применения. Значительное количество углеводородов присутствует в мантии Земли однако они тоже не представляют интереса.

В экологическом отношении природный газ является самым чистым видом органического топлива. При его сгорании образуется значительно меньшее количество вредных веществ по сравнению с другими видами топлива. Однако сжигание человечеством огромного количества различных видов топлива, в том числе природного газа, за последние полвека привело к некоторому незначительному увеличению содержания углекислого газа в атмосфере, который является парниковым газом. Некоторые ученые на этом основании делают вывод об опасности возникновения парникового эффекта и как следствие — потепление климата.

Природный газ транспортируется по трубопроводам.

Сжиженный природный газ (СПГ, LNG) искусственно сжиженный, путём охлаждения до −160 °C, для облегчения хранения и транспортировки. Для хозяйственного применения преобразуется в газообразное состояние на специальных регазификационных производствах. Регазификация СПГ процесс преобразования СПГ из жидкого состояния в газообразное, после чего он становится пригодным для обычного использования — подачи по трубопроводам потребителям и закачки в газовые баллоны.

Транспортировка СПГ в крупных объёмах осуществляется морскими танкерами. Они доставляют СПГ на специальные регазификационные терминалы, которые состоят из причала, сливной эстакады, резервуаров для хранения, испарительной системы, установок обработки газов испарения из резервуаров и узла учёта. Превращение в газ происходит в системе испарения с помощью нагрева. Подогрев может осуществляться прямым и непрямым способом. В первом случае газ получает тепло непосредственно от горячего теплоносителя, во втором — тепло поступает к газу через промежуточный теплоноситель, обогреваемый горячим теплоносителем. Наиболее часто в качестве горячего теплоносителя используется морская вода, в качестве промежуточного теплоносителя —пропан..

Компримированный природный газ (КПГ, сжатый природный газ)- используемый в качестве моторного топлива вместо, дизельного топива и пропанаоплива, а вызываемый продуктами его сгорания парниковый эффект с обычными видами топлива, поэтому он безопаснее для окружающей среды. Компримированный природный газ производят путем сжатия (компримирования) природного газа в компрессорных установках транспортировка компримированного природного газа происходит в специальных накопителях газа под давлением 200—220 бар. Также используется добавление к компримированному природному газу биогаза, что позволяет снизить выбросы углерода в атмосферу.

Сжатый природный газ как топливо имеет целый ряд преимуществ перед традиционной пропан-бутановой смесью:

  • Метан, основной компонент природного газа и КПГ, легче воздуха и практически сразу испаряется, поэтому в случае аварийного разлива он быстро улетучивается в атмосферу рассеиваясь, в отличие от более тяжёлой пропан-бутановой смеси (баллоны «Пропан»), накапливающегося в естественных и искусственных углублениях, медленно испаряющегося и создающего опасность взрыва

  • Стоимость природного газа, и следовательно КПГ заведомо меньше, чем любого жидкого нефтяного топлива.

  • Низкая температура кипения гарантирует полное испарение природного газа при самых низких температурах окружающего воздуха.

  • Природный газ сгорает практически полностью и не оставляет копоти, ухудшающей экологию и снижающей КПД, отводимые дымовые газы не имеют примесей серы и не разрушают металл дымовой трубы за счет изначально низкого содержания серы в природном газе

  • Эксплуатационные затраты на обслуживание газовых котельных также ниже, чем традиционных.

Горючие сланцы, полезное ископаемое, являющееся осадочными породами, содержащие органические вещества, что роднит их с нефтью. Они при сухой перегонке дают значительное количество смолы (близкой по составу к нефти).

Состав:

Горючие сланцы состоят из преобладающей минеральной (кальциты, доломит и др. ) и органических частей (кероген), последняя составляет 10—30% от массы породы и только в сланцах самого высокого качества достигает 50—70%. . В зависимости от соотношений водорослевых и гумусовых компонентов разделяются на сапропелитовые и гумитосапропелитовые. Первая группа отличается от второй повышенным содержанием водорода (8—10%). Сапропелитовые - обладают повышенным выходом смол до 20—30% и теплотой сгорания до 14,6—16,7 Мдж/кг (3500—4000 ккал/кг). В мировой практике добычи и использования горючих сланцев диапазон важнейших показателей очень широк.

Происхождение:

Органическая часть является био- и геохимически преобразованным веществом простейших водорослей, сохранившим клеточное строение или потерявшим его ; в виде примеси в органической части присутствуют измененные остатки высших растений

Гоючие сланцы используются как топливо. При нагреве сланцев без доступа воздуха образуются жидкие и газообразные углеводороды (20-70% от первоначальной массы). Жидкие углеводороды представляют собой сланцевое масло – смолу, которая близка по составу нефтяным углеводородам и, по сути, может считаться нетрадиционной (сланцевой) нефтью.

Мировые запасы горючих сланцев оцениваются в 650 трлн. т. Из них можно получить до 26 трлн. т сланцевой нефти. Основные запасы горючих сланцев сосредоточены в США - порядка 450 трлн. т (24,7 трлн. т сланцевой нефти). Значительные запасы горючих сланцев сосредоточены в Бразилии и Китае. Россия также располагает обширными запасами горючих сланцев (порядка 7% от мировых запасов). Однако эти оценки нельзя считать окончательными, они все время уточняются. Кроме того, в настоящее время можно рассматривать как пригодные для промышленного использования не более трети прогнозных запасов.

studfiles.net

Нефтяной газ Вики

Попутный нефтяной газ (ПНГ) — смесь различных газообразных углеводородов, растворенных в нефти; выделяющихся в процессе добычи и подготовки нефти. К нефтяным газам также относят газы, выделяющиеся в процессах термической переработки нефти (крекинга, риформинга, гидроочистки и др.), состоящие из предельных и непредельных (метана, этилена) углеводородов. Нефтяные газы применяют как топливо и для получения различных химических веществ. Из нефтяных газов путём химической переработки получают пропилен, бутилены, бутадиен и др., которые используют в производстве пластмасс и каучуков.

Попутный нефтяной газ является побочным продуктом нефтедобычи, получаемым в процессе сепарации нефти.

Состав[ | код]

Попутный нефтяной газ — смесь газов, выделяющаяся из нефти, состоящая из метана, этана, пропана, бутана и изобутана, содержащая растворенные в ней высокомолекулярные жидкости (от пентанов и выше) и различного состава и фазового состояния.

Пример компонентного состава ПНГ[1][ | код]

Компоненты газовой смеси Обозначение компонента Нефтяной газ в % объёма
1 ступень 2 ступень 3 ступень
Метан Ch5 61,7452 45,6094 19,4437
Этан C2H6 7,7166 16,3140 5,7315
Пропан C3H8 17,5915 21,1402 4,5642
И-Бутан iC4h20 3,7653 5,1382 4,3904
Бутан C4h20 4,8729 7,0745 9,6642
И-Пентаны iC5h22 0,9822 1,4431 9,9321
Пентан C5h22 0,9173 1,3521 12,3281
И-Гексаны iC6h24 0,5266 0,7539 13,8146
Гексан C6h24 0,2403 0,2825 3,7314
И-Гептаны iC7h26 0,0274 0,1321 6,7260
Бензол C6H6 0,0017 0,0061 0,0414
Гептан C7h26 0,1014 0,0753 1,5978
И-Октаны iC8h28 0,0256 0,0193 4,3698
Толуол C7H8 0,0688 0,0679 0,0901
Октан C8h28 0,0017 0,0026 0,4826
И-Нонаны iC9h30 0,0006 0,0003 0,8705
Нонан C9h30 0,0015 0,0012 0,8714
И-Деканы iC10h32 0,0131 0,0100 0,1852
Декан C10h32 0,0191 0,0160 0,1912
Углекислый газ CO2 0,0382 0,1084 0,7743
Азот N2 1,3430 0,4530 0,1995
Сероводород h3S 0,0000 0,0000 0,0000
Молекулярная масса, г/моль 27,702 32,067 63,371
Плотность газа, г/м3 1151,610 1333,052 2634,436
Содержание углеводородов С3+В, г/м3 627,019 817,684 2416,626
Содержание углеводородов С5+В, г/м3 95,817 135,059 1993,360

Получение[ | код]

ПНГ является ценным углеводородным компонентом, выделяющимся из добываемых, транспортируемых и перерабатываемых содержащих углеводороды минералов на всех стадиях инвестиционного цикла жизни до реализации готовых продуктов конечному потребителю. Таким образом, особенностью происхождения нефтяного попутного газа является то, что он выделяется из нефти на любой из стадий от разведки и добычи до конечной реализации, также как и в процессе нефтепереработки.

Получают ПНГ путём сепарирования от нефти в многоступенчатых сепараторах. Давление на ступенях сепарации значительно отличается и составляет 16—30 бар на первой ступени и до 1,5—4,0 бар на последней. Давление и температура получаемого ПНГ определяется технологией сепарирования смеси вода—нефть—газ, поступающей со скважины.

Специфической особенностью ПНГ является переменный расход получаемого газа, от 100 до 5000 нм³/час.[источник не указан 2278 дней] Содержание углеводородов СЗ+ может изменяться в диапазоне от 100 до 600 г/м³. При этом состав и количество ПНГ не является величиной постоянной. Возможны как сезонные, так и разовые колебания (нормальное изменение значений до 15 %).

Газ первой ступени сепарации, как правило, высокого давления и легко находит свое применение - отправляется непосредственно на газоперерабатывающий завод, используется в энергетике или химической конверсии. Значительные трудности возникают при попытках использовать газ с давлением менее 5 бар. До недавнего времени такой газ в подавляющем большинстве случаев просто сжигался на факелах, однако, сейчас ввиду изменений политики государства в области утилизации ПНГ и ряда других факторов ситуация значительно изменяется. В соответствии с Постановлением Правительства России от 8 января 2009 г. № 7 «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках» был установлен целевой показатель сжигания попутного нефтяного газа в размере не более 5 процентов от объема добытого попутного нефтяного газа. В настоящий момент объемы добываемого, утилизируемого и сжигаемого ПНГ невозможно оценить в связи с отсутствием на многих месторождениях узлов учета газа. Но по приблизительным оценкам это порядка 25 млрд м³.

Способы разделения[ | код]

Основная особенность попутного газа заключается в высоком содержании тяжелых углеводородов.

Сегодня в мире существуют три основные технологии газоразделения, которые позволяют разделить попутный газ на ценные составляющие: (СОГ, СУГ, конденсат)

  1. Криогенные технологии (низкотемпературная сепарация, конденсация, ректификация)
  2. Мембранная технология
  3. Адсорбционная технология

Технологии утилизации ПНГ[ | код]

Газовый факел в западносибирской тайге в начале 1980-х годов

До недавнего времени попутный газ в подавляющем большинстве случаев просто сжигался на факелах, что наносило значительный вред окружающей среде и приводило к значительным потерям ценного углеводородного сырья.

К основным направлениям утилизации ПНГ можно отнести:

Для этого проводится подготовка газа для магистральных газопроводов ОАО «Газпром» в соответствии с СТО Газпром 089-2010

  • использование ПНГ на энергетических установках для выработки электроэнергии.

Широкое распространение получили газотурбинные (ГТЭС) и газопоршневые (ГПЭС) энергоустановки. Однако, наличие тяжелых углеводородов в составе попутного газа негативно сказывается на их работе, что приводит к снижению номинальной производительности и межремонтного пробега. В этой связи, использование микротурбинных энергоустановок позволит более эффективно использовать попутный нефтяной газ в качестве топлива[2].

  • закачка ПНГ в пласт для интенсификации нефтеотдачи.

Газ может закачиваться в газовую шапку месторождения с целью поддержания пластового давления, также ограниченно применяется использование «газлифта». Перспективным направлением является также и совместная закачка в пласт газа и воды (водогазовое воздействие).

  • химическая переработка ПНГ с получением жидких углеводородных продуктов, т.н. GTL - методы.

Мембранное газоразделение[ | код]

Существуют мембранные установки очистки газа от примесей, таких как пары воды, серосодержащие примеси и тяжёлые углеводороды. Данные устройства предназначены для подготовки попутного нефтяного газа к транспортировке потребителю. Нефтяной газ содержит обычно множество веществ, недопустимых нормами газотранспортной компании (например СТО Газпром 089-2010), и очистка является необходимым условием для предотвращения разрушения газопроводов или обеспечения экологичности сжигания газа. Мембранная очистка широко применяется в комбинации с другими процессами газоочистки, так как не может обеспечить высокую степень очистки, но позволяет существенно сократить эксплуатационные затраты[3].

Схема распределения газовых потоков в мембранном модуле

По своей конструкции мембранная установка представляет собой цилиндрический блок со входом ПНГ и выходами очищенного газа и примесей в виде воды, сероводорода, тяжелых углеводородов. Общая схема работы картриджа показана на рисунке. Внутри блока находится эластичная полимерная мембрана, которая, по утверждениям некоторых производителей[4], пропускает конденсирующиеся (сжимаемые) пары, такие как C3+ углеводороды и тяжелее, ароматические углеводороды и воду, и не пропускает неконденсируемые газы, такие как метан, этан, азот и водород. Таким образом сквозь мембрану вытесняется «грязный» газ, а остаётся газ, очищенный от примесей; такая схема работы называется тангенциальной фильтрацией потока газа (также называемая перекрестной фильтрацией потока, англоязычные термины cross-flow filtration или tangential flow filtration). Компоненты газового потока, прошедший сквозь мембрану, называют пермеатом, а оставшийся газ – ретентатом.

Конфигурация установки мембранного газоразделения в каждом конкретном случае определяется специально, так как исходный состав ПНГ может сильно разниться.

Напорная схема подготовки ПНГ с применением мембран

Схема установки в принципиальной конфигурации:

Вакуумная схема подготовки ПНГ c применением мембран
  • Предварительный сепаратор для очистки от грубых примесей, крупной капельной влаги и нефти,
  • Ресивер на входе,
  • Компрессор,
  • Холодильник для доохлаждения газа до температуры ниже от +10 до +20 °C,
  • Фильтр тонкой очистки газа от масла и парафинистых соединений,
  • Углеводородный мембранный блок,
  • Система утилизации конденсата (из сепараторов),
  • Система утилизации пермеата,
  • Выброс.

Существует две схемы подготовки ПНГ: напорная и вакуумная.

См. также[ | код]

Примечания[ | код]

Ссылки[ | код]

ru.wikibedia.ru

Нефтяной газ Википедия

Попутный нефтяной газ (ПНГ) — смесь различных газообразных углеводородов, растворенных в нефти; выделяющихся в процессе добычи и подготовки нефти. К нефтяным газам также относят газы, выделяющиеся в процессах термической переработки нефти (крекинга, риформинга, гидроочистки и др.), состоящие из предельных и непредельных (метана, этилена) углеводородов. Нефтяные газы применяют как топливо и для получения различных химических веществ. Из нефтяных газов путём химической переработки получают пропилен, бутилены, бутадиен и др., которые используют в производстве пластмасс и каучуков.

Попутный нефтяной газ является побочным продуктом нефтедобычи, получаемым в процессе сепарации нефти.

Состав

Попутный нефтяной газ — смесь газов, выделяющаяся из нефти, состоящая из метана, этана, пропана, бутана и изобутана, содержащая растворенные в ней высокомолекулярные жидкости (от пентанов и выше) и различного состава и фазового состояния.

Пример компонентного состава ПНГ[1]

Компоненты газовой смеси Обозначение компонента Нефтяной газ в % объёма
1 ступень 2 ступень 3 ступень
Метан Ch5 61,7452 45,6094 19,4437
Этан C2H6 7,7166 16,3140 5,7315
Пропан C3H8 17,5915 21,1402 4,5642
И-Бутан iC4h20 3,7653 5,1382 4,3904
Бутан C4h20 4,8729 7,0745 9,6642
И-Пентаны iC5h22 0,9822 1,4431 9,9321
Пентан C5h22 0,9173 1,3521 12,3281
И-Гексаны iC6h24 0,5266 0,7539 13,8146
Гексан C6h24 0,2403 0,2825 3,7314
И-Гептаны iC7h26 0,0274 0,1321 6,7260
Бензол C6H6 0,0017 0,0061 0,0414
Гептан C7h26 0,1014 0,0753 1,5978
И-Октаны iC8h28 0,0256 0,0193 4,3698
Толуол C7H8 0,0688 0,0679 0,0901
Октан C8h28 0,0017 0,0026 0,4826
И-Нонаны iC9h30 0,0006 0,0003 0,8705
Нонан C9h30 0,0015 0,0012 0,8714
И-Деканы iC10h32 0,0131 0,0100 0,1852
Декан C10h32 0,0191 0,0160 0,1912
Углекислый газ CO2 0,0382 0,1084 0,7743
Азот N2 1,3430 0,4530 0,1995
Сероводород h3S 0,0000 0,0000 0,0000
Молекулярная масса, г/моль 27,702 32,067 63,371
Плотность газа, г/м3 1151,610 1333,052 2634,436
Содержание углеводородов С3+В, г/м3 627,019 817,684 2416,626
Содержание углеводородов С5+В, г/м3 95,817 135,059 1993,360

Получение

ПНГ является ценным углеводородным компонентом, выделяющимся из добываемых, транспортируемых и перерабатываемых содержащих углеводороды минералов на всех стадиях инвестиционного цикла жизни до реализации готовых продуктов конечному потребителю. Таким образом, особенностью происхождения нефтяного попутного газа является то, что он выделяется из нефти на любой из стадий от разведки и добычи до конечной реализации, также как и в процессе нефтепереработки.

Получают ПНГ путём сепарирования от нефти в многоступенчатых сепараторах. Давление на ступенях сепарации значительно отличается и составляет 16—30 бар на первой ступени и до 1,5—4,0 бар на последней. Давление и температура получаемого ПНГ определяется технологией сепарирования смеси вода—нефть—газ, поступающей со скважины.

Специфической особенностью ПНГ является переменный расход получаемого газа, от 100 до 5000 нм³/час.[источник не указан 2278 дней] Содержание углеводородов СЗ+ может изменяться в диапазоне от 100 до 600 г/м³. При этом состав и количество ПНГ не является величиной постоянной. Возможны как сезонные, так и разовые колебания (нормальное изменение значений до 15 %).

Газ первой ступени сепарации, как правило, высокого давления и легко находит свое применение - отправляется непосредственно на газоперерабатывающий завод, используется в энергетике или химической конверсии. Значительные трудности возникают при попытках использовать газ с давлением менее 5 бар. До недавнего времени такой газ в подавляющем большинстве случаев просто сжигался на факелах, однако, сейчас ввиду изменений политики государства в области утилизации ПНГ и ряда других факторов ситуация значительно изменяется. В соответствии с Постановлением Правительства России от 8 января 2009 г. № 7 «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках» был установлен целевой показатель сжигания попутного нефтяного газа в размере не более 5 процентов от объема добытого попутного нефтяного газа. В настоящий момент объемы добываемого, утилизируемого и сжигаемого ПНГ невозможно оценить в связи с отсутствием на многих месторождениях узлов учета газа. Но по приблизительным оценкам это порядка 25 млрд м³.

Способы разделения

Основная особенность попутного газа заключается в высоком содержании тяжелых углеводородов.

Сегодня в мире существуют три основные технологии газоразделения, которые позволяют разделить попутный газ на ценные составляющие: (СОГ, СУГ, конденсат)

  1. Криогенные технологии (низкотемпературная сепарация, конденсация, ректификация)
  2. Мембранная технология
  3. Адсорбционная технология

Технологии утилизации ПНГ

Газовый факел в западносибирской тайге в начале 1980-х годов

До недавнего времени попутный газ в подавляющем большинстве случаев просто сжигался на факелах, что наносило значительный вред окружающей среде и приводило к значительным потерям ценного углеводородного сырья.

К основным направлениям утилизации ПНГ можно отнести:

Для этого проводится подготовка газа для магистральных газопроводов ОАО «Газпром» в соответствии с СТО Газпром 089-2010

  • использование ПНГ на энергетических установках для выработки электроэнергии.

Широкое распространение получили газотурбинные (ГТЭС) и газопоршневые (ГПЭС) энергоустановки. Однако, наличие тяжелых углеводородов в составе попутного газа негативно сказывается на их работе, что приводит к снижению номинальной производительности и межремонтного пробега. В этой связи, использование микротурбинных энергоустановок позволит более эффективно использовать попутный нефтяной газ в качестве топлива[2].

  • закачка ПНГ в пласт для интенсификации нефтеотдачи.

Газ может закачиваться в газовую шапку месторождения с целью поддержания пластового давления, также ограниченно применяется использование «газлифта». Перспективным направлением является также и совместная закачка в пласт газа и воды (водогазовое воздействие).

  • химическая переработка ПНГ с получением жидких углеводородных продуктов, т.н. GTL - методы.

Мембранное газоразделение

Существуют мембранные установки очистки газа от примесей, таких как пары воды, серосодержащие примеси и тяжёлые углеводороды. Данные устройства предназначены для подготовки попутного нефтяного газа к транспортировке потребителю. Нефтяной газ содержит обычно множество веществ, недопустимых нормами газотранспортной компании (например СТО Газпром 089-2010), и очистка является необходимым условием для предотвращения разрушения газопроводов или обеспечения экологичности сжигания газа. Мембранная очистка широко применяется в комбинации с другими процессами газоочистки, так как не может обеспечить высокую степень очистки, но позволяет существенно сократить эксплуатационные затраты[3].

Схема распределения газовых потоков в мембранном модуле

По своей конструкции мембранная установка представляет собой цилиндрический блок со входом ПНГ и выходами очищенного газа и примесей в виде воды, сероводорода, тяжелых углеводородов. Общая схема работы картриджа показана на рисунке. Внутри блока находится эластичная полимерная мембрана, которая, по утверждениям некоторых производителей[4], пропускает конденсирующиеся (сжимаемые) пары, такие как C3+ углеводороды и тяжелее, ароматические углеводороды и воду, и не пропускает неконденсируемые газы, такие как метан, этан, азот и водород. Таким образом сквозь мембрану вытесняется «грязный» газ, а остаётся газ, очищенный от примесей; такая схема работы называется тангенциальной фильтрацией потока газа (также называемая перекрестной фильтрацией потока, англоязычные термины cross-flow filtration или tangential flow filtration). Компоненты газового потока, прошедший сквозь мембрану, называют пермеатом, а оставшийся газ – ретентатом.

Конфигурация установки мембранного газоразделения в каждом конкретном случае определяется специально, так как исходный состав ПНГ может сильно разниться.

Напорная схема подготовки ПНГ с применением мембран

Схема установки в принципиальной конфигурации:

Вакуумная схема подготовки ПНГ c применением мембран
  • Предварительный сепаратор для очистки от грубых примесей, крупной капельной влаги и нефти,
  • Ресивер на входе,
  • Компрессор,
  • Холодильник для доохлаждения газа до температуры ниже от +10 до +20 °C,
  • Фильтр тонкой очистки газа от масла и парафинистых соединений,
  • Углеводородный мембранный блок,
  • Система утилизации конденсата (из сепараторов),
  • Система утилизации пермеата,
  • Выброс.

Существует две схемы подготовки ПНГ: напорная и вакуумная.

См. также

Примечания

Ссылки

wikiredia.ru

Нефть и газ — Нефтяная отрасль

Нефть и газ − горючие полезные ископаемые углеводородного состава, соответственно называемые жидкими и газообразными углеводородами или, по И. М. Губкину, каустобиолитами, состоящими из углерода и водорода. Характерной чертой их является удельный вес: для нефти − как правило, меньший, чем у воды (в среднем от 0,8 до 0,9 г/смЗ), для газа − легче воздуха (в среднем 0,65-0,75 /по воздуху/). Теплотворная способность их наибольшая по сравнению с другими видами топлив и достигает у нефти 12000 ккал, у газа − 13000 ккал. Таким образом, нефть и газ представляют важнейшие энергетические источники. Однако, заключение великого русского ученого Дмитрия Ивановича Менделеева − создателя периодической системы элементов, на конференции русских химиков в 1887 году в Москве: «Сжигать нефть и газ в топках равносильно тому, что растапливать печь ассигнациями…» было пророческим для важнейшего технологического использования углеводородного сырья. Двадцатое столетие явилось поистине эпохальным в народно-хозяйственном (технологическом) применении нефти, газа и конденсата. Ткани, строительные и лакокрасочные материалы, металлозаменители, масла и многое другое являются продуктами переработки углеводородов.

На заре человечества в эпохи палеолита 7-6 тыс. лет до н. э. как показали археологические раскопки в Китае (провинции Юнань, Син-Цзянь, Шанси), Ближнем Востоке (бассейны рек Тигр и Евфрат), в Крыму (гг. Судак, Феодосия, Керчь) и многих других районах, нефть использовалась для освещения, обогрева, лечебных целей, в качестве строительного сырья; широкое бытовое применение находил также горючий газ. Вплоть до второй половины XIX столетия нефть извлекалась из неглубоких шахт и колодцев примитивными способами. Во второй половине XIX века машинный способ добычи нефти путем бурения скважин сменяет кустарный. Всё возрастающая потребность в горючем в связи с ростом промышленности и транспорта стимулирует развитие добычи нефти и газа и их переработку. Таким образом, нефть и газ как наиболее экономичные виды топлива прочно заняли с этого времени ведущее место в топливно-энергетическом балансе индустриально развитых стран мира, играя определяющую роль в их энерговооруженности.

На основе добычи этих полезных ископаемых активно развивается перерабатывающая и, прежде всего, химическая промышленность по производству новых материалов, в т. ч. металлозаменителей, совершенствуются технологические процессы во всех важнейших отраслях народного хозяйства. Газификация городов и районов, приобретающая всеобъемлющий характер, имела огромное социальное значение, освобождая людей от непроизводительно затрачиваемого времени, являясь важнейшим фактором экологического оздоровления среды обитания и безопасности жизнедеятельности. Таким образом, нефть и газ образуют необходимую основу современного технико-технологического, экологического и социального прогресса.

Современная теория образования нефти и природного газа, положенная в основу изучения проблемы формирования месторождений и изучения закономерностей их пространственного размещения, представлена биогенной осадочно-миграционной теорией стадийной генерации углеводородов различного фазового состава. Она является развитием известной органической концепции, выдвинутой выдающимся ученым нефтяником, академиком И. М. Губкиным, основоположником советской нефтегазогеологической школы, получившей мировое признание.

В 80-е годы и на текущем этапе рыночных экономических отношений в России наиболее глубокую проработку получила эволюционно-катагенетическая модель данной теории, обеспечивающая высокую достоверность раздельного количественного прогноза перспектив нефтегазоносности. В соответствии с ней последовательно рассматриваются важнейшие теоретические положения курса: образование углеводородов, условия формирования и закономерности размещения залежей, оценка перспектив нефтегазоносности и обоснование главных направлений поиска месторождений, нефтегазогеологическое районирование, пути повышения эффективности поисково-разведочных работ и рациональные экологически обеспеченные системы их размещения, определяющие наибольшую рентабельность освоения ресурсов нефти и газа.

Основными задачами курса являются:

  • изучение геологических условий генерации и аккумуляции углеводородов, формирования и размещения регионально нефтегазоносных территорий, комплексов, зон нефтегазонакопления, месторождений и залежей;
  • количественный прогноз перспектив нефтегазоносности и сравнительная оценка нефтегазового потенциала территорий и осадочных комплексов;
  • нефтегазогеологическое районирование территории и научное обоснование главных направлений поиска нефтяных и газовых месторождений;
  • изучение стадийности геологоразведочных работ (ГРР) на нефть и газ, рациональный комплекс ГРР, эффективные методы поискового и разведочного бурения и экологически обеспеченные схемы их размещения;
  • освоение методов научного анализа и обработки результатов поисково-разведочных работ на нефть и газ, практическое применение их;
  • перспективы развития нефтяной и газовой промышленности России в XXI столетии.

В процессе подготовки и выполнения поисково-разведочных работ на нефть и газ в качестве руководящих необходимо использовать основные положения современной геологической и экономической науки о развитии топливно-энергетического комплекса страны в рыночных условиях. Геологоразведочные работы нефтегазового профиля должны проводиться с наибольшей экономической эффективностью при полной экологической обеспеченности как поисков, так и разведки месторождений. При этом должны соблюдаться оптимальные условия в поисково-разведочном процессе, в последовательности и режимах реализации видов и объемов работ, сроках выполнения их с минимальными затратами. Своевременная окупаемость значительных затрат на геологоразведку, определяемая вводом в поисково-разведочное бурение регионов и площадей с максимальным нефтегазовым потенциалом, обеспечивается открытием новых значительных по размеру месторождений. Это составляет основу современной стратегии поиска нефти и газа.

На рубеже XX и XXI столетий в нефтяной промышленности основной упор должен делаться на освоение перспективных центральных и западных районов Западной Сибири, а также восполнение ресурсной базы путем совершенствования технологии разработки и нефтеотдачи на нефтяных гигантах Среднеобской и Фроловской нефтеносных областей и в других районах с развитой инфраструктурой нефтедобычи. Одновременно должны осваиваться высокопродуктивные нефтяные объекты Республики Коми и Ямало-Ненецкого автономного национального округа и смежного арктического шельфа – месторождения-гиганты Приразломное, Северо-Гуляевское и др.; на суше Пермской области (Пермско-Башкирского свода), Республики Соха (Непско-Ботуобинского свода) и Прикаспийской мегавпадины (шельфа Северного Каспия). При этом уровень годовой добычи нефти в России к 2005 году за счет эффективного освоения этих и других регионов должен превзойти 400-410 млн. т (при существующем 250 млн. т).

В газовой промышленности будущий прогресс связывается с подготовкой и ускоренным вводом в разработку газовых гигантов на севере п-ова Ямал Бованенковского, Хоросавейского, Крузенштерновского, а в ближайшем будущем крупнейших газоконденсатных и газонефтяных месторождений в пределах арктического шельфа Баренцевого и Карского морей (Штокмановского, Ленинградского, Русановского и др.). Одновременно будет продолжено активное наращивание ресурсной базы по газу и конденсату за счет опоискования высокоперспективных объектов в пределах арктического и, прежде всего, Печороморского шельфа, смежного Баренцевоморского шельфа, северной части Западной Сибири (Гыданская и Надым-Пурская газоносные области), Ямало-Ненецкого автономного округа и Республики Коми (Денисовская и Косью-Роговская впадина с Печороморским шельфом), Прикаспийской мегавпадины и других газо-перспективных регионов России. Большое экономическое значение для страны имеет разработка новых прогрессивных технологий по извлечению газового конденсата и эксплуатации газогидратных залежей. Все это позволит обеспечить устойчивый рост ежегодной добычи газа в России около 900 млрд. м3 к 2005 году (при существующем уровне 635-640 млрд. м3). Анализ ежегодного потребления углеводородного сырья и восполнения ресурсной базы нефтяной и газовой отраслей России позволяет заключить, что уже к 2003 году будет в целом достигнута стабильность нефтегазодобычи и обеспечен в ближайшем будущем рост основных показателей развития нефтегазовой отрасли. Указанные темпы роста добычи нефти и газа будут характеризовать устойчивое динамичное развитие топливно-энергетического комплекса России.

moineftandgaz.ru

Попутный нефтяной газ - услуги лаборатории

Попутный нефтяной газ – так называется природный газ, который сопровождает нефть и выделяется при её добыче. К характерным особенностям состава этого газа можно отнести наличие в них, помимо метана, паров этана, пропана, бутана, а также более тяжёлых углеродов.

Также следует обозначить наличие в таких газах сероводорода и некоторых негорючих компонентов, таких как углекислый газ и азот. Возможно присутствие некоторых редких газов – He, Ar. Кстати говоря, наличие аргона весьма незначительно, поэтому он не представляет какого-либо интереса для промышленности.

Как же образуется попутный нефтяной газ? Происходит это следующим образом. Нефть вместе с газом скапливаются в своеобразных «ловушках», участках земной коры, где геологические и физические условия создают благоприятную обстановку для длительного сохранения. Сопровождающий нефть газ в нефтяной залежи может находиться в сжиженном виде, что характерно для тяжёлых углеводородов, или же располагается над нефтью, образуя так называемую газовую «шапку».

По своему составу свободные газы, которые находятся над нефтью, могут сильно отличаться от тех, что растворены в ней. В свою очередь, попутные нефтяные газы, выделяющиеся из нефти во время её добычи, также значительно отличаются своим составом от тех, что добываются из газоносных пластов на том же месторождении.

Вообще, состав газов довольно зависим от многих факторов: давления, под которым газ находится в скважине, условий взятия пробы, соотношения в пробе газа, который выделился из нефти в скважине при её подъёме, и свободного газа, взятого из залежи. Собственно, во многом благодаря этому, состав и содержание в газах, которые были отобраны на одной площадке, тяжёлых углеводородов, показывают значительные колебания. Все эти наблюдения также относятся и к хорошо растворимым газам – CO² и H²S.

Направления утилизации

К основным направлениям утилизации ПНГ относятся такие, как:

  • Генерация электроэнергии;
  • Переработка на ГПЗ;
  • Сжигание в личных интересах;
  • Закачка обратно для поддержания пластового давления;
  • Закачка в добывающие скважины;
  • Подготовка газа для ОАО «Газпром».

eco18.ru