Prezentacija "Prirodni i prateći naftni gas". Povezani naftni gasovi

Pregled:

Da biste koristili preglede prezentacija, kreirajte račun za sebe ( račun) Guglajte i prijavite se: https://accounts.google.com

Naslovi slajdova:

Prezentacija Prirodni i pripadajući naftni gasovi

Prirodni plinovi su mješavine plinovitih ugljovodonika različite strukture, koje ispunjavaju pore i šupljine stijena raspršenih u tlu, otopljenih u nafti i vodama u formaciji.

Prirodni gas

U prirodnom gasu dominira metan, čiji sadržaj dostiže 80-98%, prateći naftni gasovi sadrže 30-50% metana, ali mnogo više njegovih najbližih homologa - etana, propana i butana (do 20%).

Compound prirodni gas

Glavna nalazišta prirodnog gasa nalaze se u sjevernom i Zapadni Sibir, Volga-Ural basen, na Sjevernom Kavkazu (Stavropolj), u Republici Komi.

Glavna nalazišta prirodnog gasa nalaze se u severnom i zapadnom Sibiru i Volgo-Uralskom basenu. Na Sjevernom Kavkazu, Republici Komi, regiji Astrakhan, Barencovom moru

Povezani naftni gasovi su mešavine ugljovodonika koji prate naftu i oslobađaju se tokom njenog vađenja iz gasnih i naftnih polja. Ovi plinovi se rastvaraju u nafti i oslobađaju se iz nje zbog smanjenja tlaka kako se nafta diže na površinu Zemlje.

Prirodni i prateći naftni gasovi Povezani naftni gasovi su raznovrsnijeg sastava, pa ih je isplativije koristiti kao hemijske sirovine.

Karakteristike pratećih naftnih gasova naziv sastav primena Gas benzin Smeša pentana, heksana i drugih ugljovodonika Dodano u benzin radi poboljšanja pokretanja motora Frakcija propan-butana Smeša propana i butana Koristi se u obliku tečni gas kao gorivo Suvi gas Po sastavu sličan prirodnom gasu Koristi se za proizvodnju acetilena, vodonika i drugih supstanci, kao i goriva

PRIMENA Oko 90% prirodnih gasova se koristi kao gorivo, a samo 10% kao hemijske sirovine. Iz metana se dobijaju vodonik, čađ i acetilen. Ako plin sadrži najmanje 3% etana, onda se koristi za proizvodnju etilena. U Rusiji postoji cjevovod za etan od Orenburga do Kazana, u Kazanju se iz etana proizvodi etilen za organsku sintezu.

Prirodni plin Upotreba Gorivo u kotlarnicama, pećima, termoelektranama, u svakodnevnom životu; Hemijske sirovine industrija

EFIKASAN I JEFTIN IZVOR GORIVA SIROVINE ZA HEMIJSKU INDUSTRIJU Upotreba prirodnog gasa

Na temu: metodološki razvoji, prezentacije i bilješke

PREZENTACIJSKA UKRŽANKA "PRTISK U TEČNOSTIMA I GASOVIMA"

Ukrštenica "Pritisak u tečnostima i gasovima", MBOU "Licej br. 124" može se koristiti za pojačavanje teme "Pritisak u tečnostima i gasovima". .

Ova prezentacija pomaže nastavniku da objasni jasno i zanimljivo ovu temu. Nažalost, filmovi "Tajne prirodnog plina" (informativne informacije predstavljene su na pristupačan i zanimljiv način u obliku crtanog filma...

Prije Velikog domovinskog rata, industrijske rezerve prirodni gas bili poznati u Karpatskom regionu, Kavkazu, Povolžju i na severu (Komi ASSR). Proučavanje rezervi prirodnog gasa bilo je povezano samo sa istraživanjem nafte. Industrijske rezerve prirodnog gasa 1940. godine iznosile su 15 milijardi m3. Tada su otkrivena nalazišta plina na Sjevernom Kavkazu, Zakavkazju, Ukrajini, Povolžju, Centralnoj Aziji, Zapadnom Sibiru i Dalekom istoku. Do 1. januara 1976. dokazane rezerve prirodnog gasa iznosile su 25,8 biliona m3, od čega u evropskom delu SSSR-a - 4,2 triliona m3 (16,3%), na istoku - 21,6 triliona m3 (83,7%), uključujući 18,2 triliona m3 (70,5%) u Sibiru i na Dalekom istoku, 3,4 triliona m3 (13,2%) u Centralnoj Aziji i Kazahstanu. Od 1. januara 1980. potencijalne rezerve prirodnog gasa iznosile su 80–85 biliona m3, istražene rezerve su iznosile 34,3 triliona m3. Štaviše, rezerve su se povećale uglavnom zbog otkrića ležišta u istočnom dijelu zemlje – tamo su dokazane rezerve bile na nivou od oko
30,1 trilion m 3, što je iznosilo 87,8% ukupnog iznosa u cijeloj Uniji.
Danas Rusija raspolaže sa 35% svetskih rezervi prirodnog gasa, što iznosi više od 48 triliona m3. Glavna područja pojave prirodnog gasa u Rusiji i zemljama ZND (polja):

Zapadnosibirska provincija nafte i gasa:
Urengojskoje, Jamburškoje, Zapoljarnoje, Medvezje, Nadimskoje, Tazovskoje – Jamalo-Nenecki autonomni okrug;
Pokromskoje, Igrimskoje – Berezovski gasnonosni region;
Meldzhinskoe, Luginetskoe, Ust-Silginskoe - Vasyugan gasnonosna regija.
Volga-Uralska provincija nafte i gasa:
najznačajnije je Vuktilskoye, u Timan-Pechora naftno-gasnom regionu.
Centralna Azija i Kazahstan:
najznačajnije u Centralnoj Aziji je Gazlinskoye, u Ferganskoj dolini;
Kyzylkum, Bayram-Ali, Darvazin, Achak, Shatlyk.
Sjeverni Kavkaz i Zakavkazje:
Karadag, Duvanny – Azerbejdžan;
Dagestanska svjetla – Dagestan;
Severo-Stavropolskoye, Pelachiadinskoye - Stavropoljska teritorija;
Leningradskoye, Maikopskoye, Staro-Minskoye, Berezanskoye - Krasnodarski kraj.

Nalazišta prirodnog gasa poznata su i u Ukrajini, Sahalinu i na Dalekom istoku. Zapadni Sibir se ističe po rezervama prirodnog gasa (Urengojskoje, Jamburškoje, Zapoljarnoje, Medvežje). Industrijske rezerve ovdje dostižu 14 triliona m3. Jamalska gasno-kondenzatna polja (Bovanenkovskoye, Kruzenshternskoye, Kharasaveyskoye, itd.) sada postaju posebno značajna. Na njihovoj osnovi realizuje se projekat Yamal – Evropa. Proizvodnja prirodnog gasa je visoko koncentrisana i fokusirana je na područja sa najvećim i najprofitabilnijim poljima. Samo pet polja - Urengojskoe, Jamburškoje, Zapoljarnoje, Medvezje i Orenburgskoje - sadrže 1/2 svih industrijskih rezervi u Rusiji. Rezerve Medvezhye procjenjuju se na 1,5 biliona m3, a Urengoyskoe - na 5 triliona m3. Sljedeća karakteristika je dinamična lokacija lokacija za proizvodnju prirodnog gasa, što se objašnjava brzim širenjem granica identifikovanih resursa, kao i uporednom lakoćom i niskim troškovima njihovog uključivanja u razvoj. U kratkom vremenskom periodu glavni centri za proizvodnju prirodnog gasa preselili su se iz oblasti Volge u Ukrajinu i Severni Kavkaz. Dalja teritorijalna pomjeranja uzrokovana su razvojem ležišta u Zapadnom Sibiru, Centralnoj Aziji, Uralu i Sjeveru.

Nakon raspada SSSR-a, Rusija je doživjela pad proizvodnje prirodnog plina. Pad je primećen uglavnom u severnom ekonomskom regionu (8 milijardi m 3 1990. i 4 milijarde m 3 1994.), na Uralu (43 milijarde m 3 i 35 milijardi m 3), u zapadnosibirskom ekonomskom regionu (576 I
555 milijardi m3) i na Sjevernom Kavkazu (6 i 4 milijarde m3). Proizvodnja prirodnog gasa ostala je na istom nivou u Volgi (6 milijardi m3) i dalekoistočnom ekonomskom regionu. Krajem 1994. godine postojao je trend rasta u nivou proizvodnje. Od republika bivšeg SSSR-a najviše gasa proizvodi Ruska Federacija, na drugom mjestu je Turkmenistan (više od 1/10), a slijede Uzbekistan i Ukrajina. Vađenje prirodnog gasa na šelfu Svjetskog okeana je od posebnog značaja. Godine 1987. proizvedeno je 12,2 milijarde m 3 iz priobalnih polja, ili oko 2% proizvedenog plina u zemlji. Proizvodnja pratećeg gasa u istoj godini iznosila je 41,9 milijardi m3. Za mnoga područja, jedna od rezervi plinovitog goriva je gasifikacija uglja i škriljaca. Podzemna gasifikacija uglja se vrši u Donbasu (Lisičansk), Kuzbasu (Kiselevsk) i Moskovskoj oblasti (Tula).

Prirodni gas bio i ostao važan izvozni proizvod u ruskoj spoljnoj trgovini. Glavni centri za preradu prirodnog gasa nalaze se na Uralu (Orenburg, Škapovo, Almetjevsk), u Zapadnom Sibiru (Nižnjevartovsk, Surgut), u regionu Volge (Saratov), ​​na Severnom Kavkazu (Grozni) i u drugim gasovodima. nosećih provincija.

Može se primijetiti da postrojenja za preradu plina gravitiraju ka izvorima sirovina – poljima i velikim gasovodima. Najvažnija upotreba prirodnog gasa je kao gorivo. U poslednje vreme Postoji trend povećanja učešća prirodnog gasa u bilansu goriva zemlje. Kao gasovito gorivo, prirodni gas ima velike prednosti ne samo u odnosu na čvrsta i tečna goriva, već i u odnosu na druge vrste gasovitih goriva (visoke peći, koksni gas), jer je njegova kalorijska vrednost znatno veća. Metan je glavna komponenta ovog gasa. Osim metana, prirodni plin sadrži svoje najbliže homologe - etan, propan, butan. Što je veća molekularna težina ugljikovodika, manje ga se obično nalazi u prirodnom plinu.

Compound prirodni gas varira od polja do polja.

Prosečan sastav prirodnog gasa:

Najvredniji prirodni gas sa visokim sadržajem metana je Stavropolj (97,8% CH 4), Saratov (93,4%), Urengoj (95,16%).
Rezerve prirodnog gasa na našoj planeti su veoma velike (otprilike 1015 m3). Poznajemo više od 200 nalazišta u Rusiji, ona se nalaze u Zapadnom Sibiru, Volgo-Uralskom basenu i Sjevernom Kavkazu. Rusija zauzima prvo mjesto u svijetu po rezervama prirodnog gasa.
Prirodni gas je najvrednija vrsta goriva. Prilikom sagorijevanja plina oslobađa se mnogo topline, pa služi kao energetski učinkovito i jeftino gorivo u kotlovnicama, visokim pećima, otvorenim pećima i pećima za topljenje stakla. Upotreba prirodnog plina u proizvodnji omogućava značajno povećanje produktivnosti rada.
Prirodni plin je izvor sirovina za hemijsku industriju: proizvodnju acetilena, etilena, vodonika, čađi, raznih plastičnih masa, octene kiseline, boja, lijekova i drugih proizvoda.

Povezani naftni gas - ovo je plin koji postoji zajedno s naftom, otopljen je u nafti i nalazi se iznad njega, formirajući "plinsku kapu", pod pritiskom. Na izlazu iz bušotine pritisak pada i prateći gas se odvaja od nafte.

Compound povezani naftni gas varira od polja do polja.

Prosečan sastav gasa:

Povezani naftni gas je takođe prirodnog porekla. Dobio je posebno ime jer se nalazi u ležištima zajedno s naftom:

Ili rastvoren u njemu,

Ili je u slobodnom stanju

Povezani naftni gas se takođe uglavnom sastoji od metana, ali sadrži i značajne količine drugih ugljovodonika.

Ovaj plin se u prošlosti nije koristio, već je jednostavno spaljen. Trenutno se hvata i koristi kao gorivo i vrijedne hemijske sirovine. Mogućnosti korišćenja pratećih gasova su čak i šire od prirodnog gasa, jer... njihov sastav je bogatiji. Povezani plinovi sadrže manje metana od prirodnog plina, ali sadrže znatno više homologa metana. Radi racionalnijeg korišćenja pratećeg gasa, on se deli na mešavine užeg sastava. Nakon separacije dobijaju se gasni benzin, propan i butan i suvi gas.

Ekstrahiraju se i pojedinačni ugljovodonici - etan, propan, butan i drugi. Njihovom dehidrogenacijom dobijaju se nezasićeni ugljovodonici - etilen, propilen, butilen itd.

Povezani naftni gas (APG), kao što samo ime kaže, nusproizvod je proizvodnje nafte. Nafta leži u zemlji zajedno sa gasom i tehnički je gotovo nemoguće obezbediti proizvodnju isključivo tečne faze ugljikovodičnih sirovina, ostavljajući gas unutar formacije.

On u ovoj fazi Upravo se plin doživljava kao prateća sirovina, jer svjetske cijene nafte određuju veću vrijednost tečne faze. Za razliku od plinskih polja, gdje je sva proizvodnja i tehničke specifikacije proizvodnja je usmerena na ekstrakciju isključivo gasovite faze (sa neznatnom primesom gasnog kondenzata), naftna polja nisu opremljena na način da se efikasno odvija proces ekstrakcije i korišćenja pratećeg gasa.

Dalje u ovom poglavlju će se detaljnije ispitati tehnički i ekonomski aspekti proizvodnje APG-a, te će se na osnovu dobijenih zaključaka odabrati parametri za koje će se graditi ekonometrijski model.

Opće karakteristike pratećeg naftnog plina

Opis tehnički aspekti proizvodnja ugljovodonika počinje opisom uslova njihovog nastanka.

Sama nafta nastaje od organskih ostataka mrtvih organizama koji se talože na morskom i riječnom dnu. Vremenom su voda i mulj štitili supstancu od raspadanja, a kako su se novi slojevi gomilali, pritisak na slojeve ispod nje se povećavao, što je zajedno sa temperaturom i hemijskim uslovima izazvalo stvaranje nafte i prirodnog gasa.

Nafta i gas se javljaju zajedno. U uslovima visokog pritiska, ove supstance se akumuliraju u porama takozvanih matičnih stena i postepeno se, prolazeći kroz proces kontinuirane transformacije, uzdižu na vrh mikrokapilarnim silama. Ali kako se diže do vrha, može se formirati zamka - kada gušći sloj prekrije sloj kroz koji migrira ugljovodonik i tako dolazi do akumulacije. U trenutku kada se nakupi dovoljna količina ugljikovodika, počinje se odvijati proces istiskivanja prvobitno slane vode, teže od nafte. Zatim se samo ulje odvaja od lakšeg plina, ali dio otopljenog plina ostaje unutra tečna frakcija. Upravo odvojena voda i gas služe kao alati za potiskivanje nafte prema van, formirajući režime pritiska vode ili gasa.

Na osnovu uslova, dubine i konture lokacije, programer bira broj bunara kako bi maksimizirao proizvodnju.

Glavni moderni tip bušenja koji se koristi je rotaciono bušenje. U ovom slučaju, bušenje je praćeno kontinuiranim podizanjem bušaćih rezova - fragmenata formacije odvojenih svrdlom - prema van. Istovremeno, za poboljšanje uslova bušenja, koristi se tekućina za bušenje, koja se često sastoji od mješavine hemijski reagensi. [Siva šuma, 2001.]

Sastav pratećeg naftnog gasa će varirati od polja do polja – u zavisnosti od celokupne geološke istorije formiranja ovih ležišta (matični kamen, fizički i hemijski uslovi, itd.). U proseku, udeo sadržaja metana u takvom gasu je 70% (poređenja radi, prirodni gas sadrži do 99% svoje zapremine u metanu). Veliki broj nečistoća stvara, s jedne strane, poteškoće u transportu gasa kroz sistem za prenos gasa (GTS), as druge strane, prisustvo tako izuzetno važnih komponenti kao što su etan, propan, butan, izobutan i dr. gas izuzetno poželjna sirovina za petrohemijska proizvodnja. Naftna polja Zapadnog Sibira karakterišu sledeći pokazatelji sadržaja ugljovodonika u povezanom gasu [Popular Petrochemistry, 2011]:

• metan 60-70%
• etan 5-13%
• · Propan 10-17%
• · Butan 8-9%

TU 0271-016-00148300-2005 „Povezani naftni gas koji se isporučuje potrošačima” definiše sledeće kategorije APG (prema sadržaju komponenti C 3 ++, g/m 3):

• · „Mršavi“ - manje od 100
• · “Srednji” - 101-200
• · “Debeli” - 201-350
• · Ekstra masno - više od 351

Na sljedećoj slici [Filippov, 2011] prikazane su glavne aktivnosti koje se sprovode sa pratećim naftnim gasom i efekti koji se ovim aktivnostima postižu.

Slika 1 - Glavne aktivnosti provedene s APG-om i efekti iz njih, izvor: http://www.avfinfo.ru/page/inzhiniring-002

Prilikom proizvodnje nafte i daljeg postupnog odvajanja, oslobođeni plin ima drugačiji sastav - prvi se oslobađa plin s visokim sadržajem metanske frakcije, a u sljedećim fazama separacije oslobađa se plin sa sve većim sadržajem ugljovodonika. višeg reda. Faktori koji utiču na oslobađanje povezanog gasa su temperatura i pritisak.

Za određivanje sadržaja povezanog plina koristi se plinski hromatograf. Prilikom određivanja sastava pratećeg gasa važno je obratiti pažnju i na prisustvo neugljikovodičnih komponenti – na primjer, prisustvo sumporovodika u APG-u može negativno utjecati na mogućnost transporta plina, jer se mogu javiti procesi korozije u cjevovod.

Slika 2 - Šema pripreme nafte i obračuna APG-a, izvor: Energetski centar Skolkovo

Slika 2 shematski prikazuje proces korak-po-korak rafinacije nafte uz oslobađanje pratećeg plina. Kao što se može vidjeti sa slike, povezani plin je uglavnom nusproizvod primarne separacije ugljikovodika proizvedenog iz naftne bušotine. Problem mjerenja pratećeg gasa leži u potrebi ugradnje automatskih mjernih uređaja u nekoliko faza separacije, a potom i isporuke na odlaganje (postrojenja za preradu plina, kotlarnice i sl.).

Glavne instalacije koje se koriste na proizvodnim lokacijama [Filippov, 2009]:

• · Booster pumpne stanice(DNS)
• Jedinice za odvajanje ulja (OSN)
• · Jedinice za obradu ulja (OPN)
• · Centralne tačke za obradu ulja (CPPN)

Broj koraka zavisi od fizička i hemijska svojstva povezani gas, posebno od faktora kao što su sadržaj gasa i gasni faktor. Često se plin iz prve faze separacije koristi u pećima za stvaranje topline i predgrijavanje cjelokupne mase ulja, kako bi se povećao prinos plina u narednim fazama separacije. Za pogonske mehanizme koristi se električna energija, koja se također proizvodi na terenu, ili se koriste glavne električne mreže. Uglavnom se koriste plinske klipne elektrane (GPPP), plinske turbine (GTS) i dizel generatori (DGS). Gasni pogoni rade na gasu prvog stepena separacije, dok dizel stanica radi na uvozno tečno gorivo. Konkretna vrsta proizvodnje električne energije bira se na osnovu potreba i karakteristika svakog pojedinačnog projekta. Elektrana s plinskom turbinom u nekim slučajevima može proizvesti višak električne energije dovoljnu za susjedne pogone za proizvodnju nafte, au nekim slučajevima ostatak se može prodati veletržnica struja. U kogeneracijskom tipu proizvodnje energije, postrojenja istovremeno proizvode toplinu i električnu energiju.

Izbočene linije su obavezni atribut svakog polja. Čak i ako se ne koriste, potrebni su za sagorijevanje viška plina u hitnim slučajevima.

Sa stanovišta ekonomije proizvodnje nafte, investicioni procesi u oblasti korišćenja pratećeg gasa su prilično inercijski i nisu prvenstveno orijentisani na tržišne uslove u Srbiji. kratkoročno, već na ukupnosti svih ekonomskih i institucionalnih faktora u prilično dugoročnom horizontu.

Ekonomski aspekti proizvodnje ugljovodonika imaju svoje posebne specifičnosti. Posebnosti proizvodnje ulja su:

• Dugoročna priroda ključnih investicionih odluka
• · Značajno kašnjenje ulaganja
• · Velika početna investicija
• Nepovratnost početnog ulaganja
• Prirodni pad proizvodnje tokom vremena

Da bi se procenila efikasnost bilo kog projekta, uobičajen model za procenu vrednosti preduzeća je procena NPV.

NPV (Net Present Value) - procjena se zasniva na činjenici da će se svi budući procijenjeni prihodi kompanije sumirati i svesti na sadašnju vrijednost ovih prihoda. Isti iznos novca danas i sutra razlikuje se po diskontnoj stopi (i). To je zbog činjenice da u vremenskom periodu t=0 novac koji imamo ima određenu vrijednost. Dok je u vremenskom periodu t=1 na podacima gotovina inflacija će biti široko rasprostranjena, biće svih vrsta rizika i negativnih uticaja. Sve to čini budući novac „jeftinijim“ od sadašnjeg novca.

Prosječan vijek trajanja projekta proizvodnje nafte može biti oko 30 godina, nakon čega slijedi dugi prekid proizvodnje, koji se ponekad proteže i decenijama, što je povezano s nivoom cijene nafte i otplatom operativnih troškova. Štaviše, proizvodnja nafte dostiže svoj vrhunac u prvih pet godina proizvodnje, a zatim, usled prirodnog pada proizvodnje, postepeno jenjava.

U prvim godinama, kompanija pravi velika početna ulaganja. Ali sama proizvodnja počinje tek nekoliko godina nakon početka kapitalne investicije. Svaka kompanija nastoji da minimizira zaostatak ulaganja kako bi što prije postigla povrat projekta.

Tipičan grafikon profitabilnosti projekta prikazan je na slici 3:

Slika 3 - NPV dijagram za tipičan projekat proizvodnje nafte

Ova slika prikazuje NPV projekta. Maksimalna negativna vrijednost je MCO (maksimalni gotovinski izdatak) indikator, koji odražava koliko ulaganja projekt zahtijeva. Presjek akumuliranog linijskog grafa novčani tokovi sa vremenskom osom u godinama - ovo je vrijeme povrata projekta. Stopa akumulacije NPV se smanjuje, kako zbog opadajuće stope proizvodnje, tako i zbog vremenske diskontne stope.

Osim kapitalnih ulaganja, proizvodnja svake godine zahtijeva operativne troškove. Povećanje operativnih troškova, koji mogu biti godišnji tehnički troškovi, povezane sa rizicima po životnu sredinu, smanjuju NPV projekta i povećavaju period povrata projekta.

Dakle, dodatni troškovi za obračun, prikupljanje i korišćenje pratećeg naftnog gasa mogu biti opravdani sa projektne tačke gledišta samo ako ovi troškovi povećavaju NPV projekta. U suprotnom, doći će do smanjenja atraktivnosti projekta i, kao rezultat, ili smanjenja broja projekata koji se provode, ili će se prilagoditi obim proizvodnje nafte i plina u okviru jednog projekta.

Uobičajeno, svi projekti korištenja povezanog plina mogu se podijeliti u tri grupe:

• 1. Sam projekat reciklaže je isplativ (uzimajući u obzir sve ekonomske i institucionalne faktore), a kompanijama neće biti potrebni dodatni podsticaji za implementaciju.
• 2. Projekt korištenja ima negativnu NPV, dok je kumulativna NPV iz cjelokupnog projekta proizvodnje nafte pozitivna. Na ovu grupu se mogu koncentrirati sve podsticajne mjere. Opšti princip biće stvaranje uslova (sa beneficijama i kaznama) pod kojima će kompaniji biti isplativo da sprovodi projekte reciklaže umesto da plaća kazne. Štaviše, tako da ukupni troškovi projekta ne prelaze ukupnu NPV.
• 3. Projekti reciklaže imaju negativnu NPV i ako se realizuju generalni projekat Proizvodnja nafte iz ovog polja takođe postaje neisplativa. U ovom slučaju, podsticajne mjere ili neće dovesti do smanjenja emisija (kompanija će platiti kazne do njihove kumulativne cijene jednake NPV-u projekta), ili će teren biti ugašen i dozvola će biti predata.

Prema podacima Centra za energiju Skolkovo, investicioni ciklus u realizaciju projekata korišćenja APG-a je više od 3 godine.

Investicije bi, prema procjeni Ministarstva prirodnih resursa, do 2014. godine trebale iznositi oko 300 milijardi rubalja da bi se postigao ciljni nivo. Na osnovu logike administriranja projekata drugog tipa, stope plaćanja za zagađenje trebale bi biti takve da bi potencijalni trošak svih plaćanja bio iznad 300 milijardi rubalja, a oportunitetni trošak bio jednak ukupnoj investiciji.

Prirodni plin dolazi u različitim modifikacijama. Dakle, može se predstaviti u standardni obrazac ili biti klasifikovan kao slučajni. Koje su njegove karakteristike u oba slučaja?

Koje su karakteristike povezanog gasa?

Usput prirodni gas odnosi se na tvar koja je mješavina širokog spektra ugljikovodika koji su u početku otopljeni u ulju. Dobijaju se destilacijom odgovarajućih sirovina. Povezani gas uglavnom predstavljaju propan, kao i izomeri butana. Ponekad metan i etilen mogu postati produkt destilacije ulja. Povezani plin se aktivno koristi u hemijska industrija. Popularna je sirovina u proizvodnji plastičnih i gumenih proizvoda. Propan je jedan od najčešćih gasova koji se koriste kao gorivo za automobile.

Koje su specifičnosti konvencionalnog prirodnog gasa?

Ispod prirodni gas u svom uobičajenom obliku podrazumijeva se kao mineral koji se vadi iz plinonosnih formacija u gotovom obliku, koji u pravilu ne zahtijeva duboku preradu. U nekim slučajevima, vrsta plina u pitanju može biti u kristalnom stanju - u obliku plinskih hidrata. Ponekad se rastvara u ulju ili vodi.

Konvencionalni prirodni gas najčešće predstavlja metan, ponekad etan, propan i butan. U nekim slučajevima sadrži vodonik, azot i helijum.

Poređenje

Glavna razlika između pratećeg plina i prirodnog plina je u tome što je prvi proizvod prerade nafte, a drugi se ekstrahira iz utrobe zemlje u gotovom obliku. Razlikuju se i po obimu upotrebe, a u velikoj mjeri i po svom hemijskom sastavu.

Prirodni plin u svom uobičajenom obliku najčešće se koristi kao gorivo za grijanje stambenih i industrijskih prostora, za osiguranje rada elektrana, proizvodni kapacitet u fabrikama. No, vrijedno je napomenuti da se prateći plin (ako kompanija koja ga proizvodi uspije razviti dovoljno jeftinu tehnologiju za njegovu proizvodnju) može koristiti kao gorivo za grijanje velikih površina i osiguranje rada industrijska oprema. Zauzvrat, obični prirodni plin se također koristi kao sirovina u hemijskoj industriji - na primjer, u proizvodnji acetilena.

Mala tabela će nam pomoći da detaljnije pokažemo koja je razlika između povezanog i prirodnog gasa.

Za razliku od prirodnog plina, prateći naftni plin sadrži, pored metana i etana, veliki udio propana, butana i para težih ugljovodonika. Mnogi povezani plinovi, ovisno o polju, također sadrže neugljikovodične komponente: sumporovodik i merkaptane, ugljični dioksid, dušik, helij i argon.

Kada se rezervoari za naftu otvore, gas iz čepova ulja obično prvi počinje da izlazi. Nakon toga, glavni dio proizvedenog pratećeg plina čine plinovi otopljeni u nafti. Gas iz gasnih kapa ili slobodni gas je „lakšeg“ sastava (sa manjim sadržajem teških ugljovodoničnih gasova) za razliku od gasa rastvorenog u nafti. Dakle, početne faze razvoja polja obično karakterišu velike godišnje količine proizvodnje pratećeg naftnog gasa sa većim udelom metana u njegovom sastavu. Dugotrajnom eksploatacijom polja smanjuje se proizvodnja pratećeg naftnog gasa, a veliki udio gasa otpada na teške komponente.

Injektiranje u podzemlje za povećanje ležišnog pritiska i, samim tim, efikasnost proizvodnje nafte. Međutim, u Rusiji, za razliku od broja stranim zemljama, ova metoda se, uz rijetke izuzetke, ne koristi, jer je to veoma skup proces.

Koristiti lokalno za proizvodnju električne energije za potrebe naftnih polja.

Kada se ispuste značajne i stabilne količine pratećeg naftnog gasa - koristiti kao gorivo u velikim elektranama, ili za dalju preradu.

Većina efikasan način korišćenje pratećeg naftnog gasa - njegova prerada u postrojenjima za preradu gasa za proizvodnju suvog ugašenog gasa (DSG), široke frakcije lakih ugljovodonika (NGL), tečnih gasova (LPG) i stabilnog gasa benzina (SGG).

Veliki konsultantska kompanija u sektoru goriva i energije, PFC Energy je u studiji „Korišćenje povezanog naftnog gasa u Rusiji“ primetio da optimalna opcija za korišćenje APG zavisi od veličine polja. Stoga je za mala polja najatraktivnija opcija proizvodnja električne energije u malom obimu za vlastite terenske potrebe i potrebe drugih lokalnih potrošača.

Za polja srednje veličine, prema istraživačima, ekonomski najisplativija opcija za korištenje povezanog naftnog plina je ekstrakcija ukapljenog naftnog plina u postrojenju za preradu plina i prodaja ukapljenog naftnog plina (LPG) ili petrohemijskih proizvoda i suhog plina.

Za veliki depoziti najatraktivnija opcija je proizvodnja električne energije u velikoj elektrani za naknadno veleprodaja u energetski sistem.

Prema mišljenju stručnjaka, rješavanje problema korištenja pratećeg plina nije samo pitanje ekologije i očuvanja resursa, to je i potencijalni nacionalni projekat vrijedan 10-15 milijardi dolara. Samo korišćenje količine APG-a omogućilo bi godišnju proizvodnju do 5-6 miliona tona tečnih ugljovodonika, 3-4 milijarde kubnih metara etana, 15-20 milijardi kubnih metara suvog gasa ili 60-70 hiljada GWh električne energije .

Ruski predsjednik Dmitrij Medvedev naložio je ruskoj vladi da do 1. februara 2010. preduzme mjere za okončanje prakse neracionalnog korištenja pratećeg gasa.

Dugo vremena prateći naftni gas nije imao vrijednost. Smatralo se štetnom nečistoćom tokom proizvodnje nafte i sagorevalo se direktno kada je gas izlazio iz naftnog bunara. Ali vrijeme je prolazilo. Pojavile su se nove tehnologije koje su nam omogućile da drugačije pogledamo APG i njegova svojstva.

Compound

Povezani naftni gas nalazi se u „kapu“ naftonosne formacije – prostoru između tla i fosilnih naslaga. Također, dio je u otopljenom stanju u samom ulju. U suštini, APG je isti prirodni gas, čiji sastav sadrži veliki broj nečistoća.

Povezani naftni gas odlikuje se širokim spektrom različitih vrsta ugljovodonika. To su uglavnom etan, propan, metan, butan. Sadrži i teže ugljovodonike: pentan i heksan. Osim toga, naftni plin uključuje određenu količinu nezapaljivih komponenti: helijum, sumporovodik, ugljični dioksid, dušik i argon.

Vrijedi napomenuti da je sastav pratećeg naftnog plina izuzetno nestabilan. Isti depozit APG-a može značajno promijeniti postotak pojedinih elemenata tokom nekoliko godina. Ovo se posebno odnosi na metan i etan. Ali čak i uprkos tome, naftni gas je visoko energetski intenzivan. Jedan kubni metar APG-a, ovisno o vrsti ugljikovodika koji su uključeni u njegov sastav, može osloboditi od 9.000 do 15.000 kcal energije, što ga čini perspektivnim za upotrebu u raznim ekonomskim škarama.

Lideri u proizvodnji povezanog naftnog gasa su Iran, Irak, Saudijska Arabija, Ruska Federacija i druge zemlje u kojima su koncentrisane glavne rezerve nafte. Rusija proizvodi oko 50 milijardi kubnih metara pratećeg naftnog gasa godišnje. Polovina ovog obima ide za potrebe proizvodnih površina, 25% za dodatnu preradu, a ostatak se spaljuje.

Čišćenje

Povezani naftni gas se ne koristi u izvornom obliku. Njegova upotreba postaje moguća tek nakon prethodnog čišćenja. Da bi se to postiglo, slojevi ugljovodonika različite gustine odvajaju se jedan od drugog u opremi posebno dizajniranoj za tu svrhu - višestepenom separatoru pritiska.

Svi znaju da voda u planinama ključa na nižoj temperaturi. U zavisnosti od nadmorske visine, njegova tačka ključanja može pasti na 95 ºS. To se događa zbog razlike u atmosferskom pritisku. Ovaj princip se koristi u radu višestepenih separatora.

U početku, separator isporučuje pritisak od 30 atmosfera i nakon određenog vremenskog perioda postepeno smanjuje svoju vrijednost u koracima od 2-4 atmosfere. Ovo osigurava jednolično odvajanje ugljovodonika od različite temperature kipe jedno od drugog. Zatim se dobivene komponente šalju direktno u sljedeću fazu prečišćavanja u postrojenja za preradu nafte.

Primena pratećeg naftnog gasa

Sada je aktivno tražen u nekim područjima proizvodnje. Prije svega, ovo je hemijska industrija. Za nju APG služi kao materijal za proizvodnju plastike i gume.

Energetska industrija je također dio nusproizvoda proizvodnje nafte. APG je sirovina od koje se dobijaju sledeće vrste goriva:

• Suvi gas.
• Široka frakcija lakih ugljovodonika.
• Gasno motorno gorivo.
• Tečni naftni gas.
• Stabilan gas benzin.
• Odvojene frakcije na bazi ugljenika i vodonika: etan, propan, butan i drugi gasovi.

Obim upotrebe pratećeg naftnog gasa bio bi i veći da nije bilo niza poteškoća koje se javljaju prilikom njegovog transporta:

• Potreba za uklanjanjem mehaničkih nečistoća iz sastava gasa. Kada APG istječe iz bunara, sitne čestice tla ulaze u plin, što značajno smanjuje njegova transportna svojstva.
• Povezani naftni gas mora biti podvrgnut postupku obrade nafte. Bez toga, tečna frakcija će se taložiti u gasovodu tokom njegovog transporta.
• Sastav pratećeg naftnog gasa mora biti prečišćen od sumpora. Povećan sadržaj sumpora jedan je od glavnih razloga za stvaranje mrlja korozije u cjevovodu.
• Uklanjanje dušika i ugljičnog dioksida za poboljšanje kaloričnu vrijednost gas

Iz navedenih razloga, prateći naftni gas se dugo nije koristio, već je spaljivan neposredno u blizini bušotine u kojoj se nalazila nafta. Posebno je bilo dobro ovo gledati dok se leti iznad Sibira, gdje su se stalno vidjele baklje sa crnim oblacima dima koji su izlazili iz njih. Tako se nastavilo sve dok nisu intervenirali ekolozi, koji su shvatili svu nepopravljivu štetu koja je na ovaj način nanesena prirodi.

Posljedice opekotina

Sagorijevanje plina je praćeno aktivnim toplinskim djelovanjem na okruženje. U radijusu od 50-100 metara od neposredne lokacije požara primjetan je pad obima vegetacije, a na udaljenosti do 10 metara potpuni izostanak vegetacije. To je uglavnom zbog sagorijevanja nutrijenata u tlu, o čemu toliko ovise razne vrste drveća i bilja.

Zapaljena baklja služi kao izvor ugljičnog monoksida, istog onog koji je odgovoran za uništavanje Zemljinog ozonskog omotača. Osim toga, plin sadrži sumpor-dioksid i dušikov oksid. Ovi elementi spadaju u grupu toksičnih supstanci za žive organizme.

Dakle, ljudi koji žive u područjima s aktivnom proizvodnjom nafte imaju povećan rizik od razvoja različitih vrsta patologija: onkologije, neplodnosti, oslabljenog imuniteta itd.

Iz tog razloga se krajem 2000-ih pojavilo pitanje korištenja APG-a, koje ćemo razmotriti u nastavku.

Metode iskorišćavanja pratećeg naftnog gasa

On trenutno Postoji mnogo opcija za odlaganje naftnog otpada bez štete po okoliš. Najčešći su:

• Šalje se direktno u rafineriju nafte. To je najoptimalnije rješenje, kako sa finansijske tako i sa ekološke tačke gledišta. Ali pod uslovom da već postoji razvijena infrastruktura gasovoda. U nedostatku će vam trebati značajna investicija kapital, što je opravdano samo u slučaju velikih depozita.
• Recikliranje korištenjem APG-a kao goriva. Povezani naftni gas se isporučuje u elektrane, gde se koriste gasne turbine od njega se proizvodi električna energija. Nedostatak ove metode je potreba za ugradnjom opreme za prethodno čišćenje, kao i njen transport do odredišta.
• Ubrizgavanje istrošenog APG-a u ležište nafte ispod, čime se povećava faktor povrata nafte u bušotini. To se događa zbog povećanja ispod sloja tla. Ova opcija Karakterizira ga jednostavnost implementacije i relativno niska cijena opreme koja se koristi. Ovdje postoji samo jedan nedostatak - nedostatak stvarnog korištenja APG-a. Postoji samo kašnjenje, ali problem ostaje neriješen.

Prezentacija

Prirodni i prateći naftni gasovi

Prirodni gasovi

mješavine plinovitih ugljovodonika različite strukture, koje ispunjavaju pore i šupljine stijena raspršenih u tlu, otopljenih u nafti i vodama u formaciji.

Prirodni gas

Prirodni gas

• Prirodni gas

• prevladava metan, čiji sadržaj dostiže 80-98%

Sastav prirodnog gasa

Glavna nalazišta prirodnog gasa nalaze se u Severnom i Zapadnom Sibiru, Volgo-Uralskom basenu, Severnom Kavkazu (Stavropolj) i Republici Komi.

Glavna nalazišta prirodnog gasa nalaze se u severnom i zapadnom Sibiru i Volgo-Uralskom basenu. Na Sjevernom Kavkazu, Republici Komi, regiji Astrakhan, Barencovom moru

Povezani naftni gasovi

mješavine ugljovodonika koji prate naftu i oslobađaju se prilikom njenog vađenja iz plinskih i naftnih polja.

Ovi plinovi se rastvaraju u nafti i oslobađaju se iz nje zbog smanjenja tlaka kako se nafta diže na površinu Zemlje.

Prirodni i prateći naftni gasovi

Povezani naftni gasovi su raznovrsnijeg sastava, pa ih je isplativije koristiti kao hemijske sirovine.

Karakteristike pratećih naftnih gasova

PRIMJENA

Oko 90% prirodnog gasa se koristi kao gorivo, a samo 10% kao hemijska sirovina. Iz metana se dobijaju vodonik, čađ i acetilen. Ako plin sadrži najmanje 3% etana, onda se koristi za proizvodnju etilena. U Rusiji postoji cjevovod za etan od Orenburga do Kazana, u Kazanju se iz etana proizvodi etilen za organsku sintezu.

Prirodni gas

Upotreba

U prirodnom gasu dominira metan čiji sadržaj dostiže 80-98% Povezani naftni gasovi sadrže 30-50% metana, ali više od njegovih najbližih homologa - etana, propana i butana (do 20% svaki) 30-50% metana , ali mnogo više od najbližih homologa - etana, propana i butana (do 20% svaki)

Naziv sastav primjena Plin benzin Smjesa pentana, heksana i drugih ugljovodonika Dodano benzinu radi poboljšanja pokretanja motora Frakcija propan-butana Smjesa propana i butana Koristi se u obliku ukapljenog plina kao goriva Suvi plin Sastav je sličan prirodnom plinu Korišteni za proizvodnju acetilena, vodonika i drugih materija, kao i goriva

Oko 90% prirodnog gasa se koristi kao gorivo, a samo 10% kao hemijska sirovina. Iz metana se dobijaju vodonik, čađ i acetilen. Ako plin sadrži najmanje 3% etana, onda se koristi za proizvodnju etilena. U Rusiji radi naftovod Orenburg Kazan u Kazanju, etilen se proizvodi od etana za organsku sintezu.

Slajd 1

“Predloženi naftni gas i ekološki problemi koji nastaju tokom njegovog korišćenja.”

Slajd 2

Ciljevi rada: Upoznavanje sa pratećim naftnim gasom kao važnom sirovinom za petrohemijsku industriju.

Razmotrite sastav plina, njegove glavne karakteristike, probleme povezane s njegovim odlaganjem.

Otkriti suštinu ekoloških problema koji nastaju prilikom proizvodnje, prerade i odlaganja pratećeg naftnog gasa.

Slajd 3

APG je najvrednija ugljikovodična sirovina uz naftu i prirodni plin.
Slajd 4

Karakteristike APG-a.

Povezani naftni gas (APG) je prirodni ugljovodonični gas otopljen u nafti ili lociran u „kapama“ naftnih i gasnih kondenzatnih polja. Za razliku od poznatog prirodnog plina, prateći naftni plin sadrži, pored metana i etana, veliki udio propana, butana i para težih ugljovodonika. Mnogi povezani plinovi, ovisno o polju, također sadrže neugljikovodične komponente: sumporovodik i merkaptane, ugljični dioksid, dušik, helij i argon.

Slajd 5

Povezani naftni gas je važna sirovina za energetsku i hemijsku industriju. Slajd 6 U Rusiji se, prema zvaničnim podacima, godišnje izvuče oko 55 milijardi m3 pratećeg naftnog gasa. Od toga se oko 20-25 milijardi m3 spaljuje na poljima, a samo oko 15-20 milijardi m3 se koristi u hemijskoj industriji. Većina spaljenog APG-a dolazi sa novih i teško dostupnih polja u zapadnom i istočnom Sibiru.

Važan pokazatelj za sve

naftno polje
je gasni faktor nafte - količina pratećeg naftnog gasa po jednoj toni proizvedene nafte. Za svako ležište ovaj pokazatelj je individualan i zavisi od prirode ležišta, prirode njegovog rada i trajanja razvoja i može se kretati od 1-2 m3 do nekoliko hiljada m3 po toni. Slajd 7 Glavni problemi povezani s upotrebom APG-a u Rusiji.

Ukupno 2002

Glavni pravci upotrebe APG-a.
1. Potrošnja APG-a kao goriva. 2. Potrošnja APG-a kao sirovine za petrohemiju.

Slajd 9

Spaljivanje povezanog naftnog gasa predstavlja ozbiljan ekološki problem kako za same regije koje proizvode naftu, tako i za globalnu životnu sredinu.

Slajd 10

Proizvodi sagorevanja APG-a i njihov uticaj na ljudski organizam i životnu sredinu.

Slajd 11

Produkti sagorevanja povezanog naftnog gasa (APG) koji ulaze u okolinu predstavljaju potencijalnu opasnost za normalno funkcionisanje ljudskog organizma na fiziološkom nivou.

Izlaganja su vrlo opasna, čije posljedice nisu odmah vidljive. To uključuje utjecaj zagađivača na sposobnost ljudi da zatrudne i rađaju djecu, razvoj nasljednih patologija, slabljenje imunološkog sistema i povećanje broja oboljelih od raka.

Slajd 12
Proizvodnja pratećeg naftnog gasa u Pereljubskom okrugu Saratovske oblasti. Proizvodnja nafte u okrugu Perelyubsky vrši se oko 20 godina. Trenutno postoji 8 velikih nalazišta ugljovodonika. Najveća bušotina je Razumovskaja na njoj je ugrađen separator za prečišćavanje pratećeg gasa. Transportuje se u sveruski gasovodni sistem Jug, prateći naftni gas iz nekih drugih bušotina se koristi za transport nafte do stanice Smorodinka.