Период становления газовой промышленности

Дальнейшее развитие газовой промышленности связано с открытием новых месторождений в Ставропольском и Краснодарском краях, в Тюменской области и на Украине.

В 1950 г. в Ставропольском крае были открыты Ставропольс-ко-Полагнадское, Тахта-Кугультинское и Расшеватское газовые месторождения. На Украине введены в эксплуатацию Бильче-Валиц-кое (1954 г.), Радковское (1958 г.) и Шебелинское месторождения газа.

21 сентября 1953 г. на окраине старинного сибирского села Березово ударил мощный газовый фонтан, возвестивший об открытии первой в Западной Сибири газоносной провинции. Скважина-перво-открывательница Р-1 поставила последнюю точку в спорах ученых о перспективах добычи газа в данном регионе.

Благодаря этим событиям газ все шире стал использоваться как высококачественное и дешевое топливо в промышленности, начала осуществляться программа газификации городов и поселков, возросли объемы переработки природных и нефтяных газов.

Период до распада СССР

Период после 1955 г. характеризуется бурным развитием газовой промышленности.

К концу 50-х годов в результате поисковых работ на Украине, Северном Кавказе, в Прикаспии и Узбекистане разведанные запасы газа увеличились по сравнению с 1946 г. в 16 раз. В 60-е годы поисковые работы переместились на восток страны. Были открыты крупные газовые месторождения в Западной Сибири (Пунгинское, Заполярное, Медвежье, Уренгойское), в Коми АССР (Вуктыльское), в Туркмении (Ачакское, Шатлыкское), в Узбекистане (Учкырское, Уртабулакское). Это позволило довести добычу газа в 1965 г. до 127,7 млрд. м³, а к концу 1970 г. - до 198 млрд. м³.

Начиная с 70-х годов, главным направлением развития газовой промышленности России стало освоение крупных залежей природного газа в Западной Сибири. Добыча газа здесь стремительно росла: с 10 млрд. м³ в 1965 г. до 195,7 млрд. м^:! в 1981 г. Таким образом, всего за 20 лет в суровых условиях Западной Сибири был создан мощный Западно-Сибирский топливно-энергетический комплекс, включающий предприятия нефтяной и газовой промышленности.

В 1980 г. в стране было добыто 435,2 млрд. м³ природного газа. Начиная с 1981 г. ускоренное развитие газовой отрасли стало возможным, благодаря освоению новых месторождений в Туркмении, Астраханской, Тюменской и Оренбургской областях. К концу 1985 г. добыча газа в СССР достигла 643 млрд. м^!. На долю Западной Сибири при этом приходилось 376 млрд. м¹, из которых 270 млрд. м³ давало Уренгойское месторождение.

Уже в 1984 г. СССР вышел на первое место в мире по добыче газа, опередив США. Однако рост добычи «голубого золота» продолжался и в последующем. В 1990 г. добыча газа в стране составила 815 млрд. м³, из которых 640,5 млрд. м³ приходились на долю России.

Современный период

Россия - одна из немногих стран мира, полностью удовлетворяющая свои потребности в газе за счет собственных ресурсов. По состоянию на 1.01.98 г. ее разведанные запасы природного газа составляют 48,1 трлн. м³, т.е. около 33 % мировых. Потенциальные же ресурсы газа в нашей стране оцениваются в 236 трлн. м^!.

В настоящее время в стране имеется 7 газодобывающих регионов: Северный, Северо-Кавказский, Поволжский, Уральский, Западно-Сибирский и Дальневосточный. Распределение запасов газа между ними таково: Европейская часть страны - 10,8 %, Западно-Сибирский регион - 84,4 %, Восточно-Сибирский и Дальневосточный регионы - 4,8 %.

Добыча газа в России в последние годы сокращалась: в 1991 г. -643 млрд. м³, в 1992 г. - 641 млрд. м^:!, в 1993 г. - 617 млрд. м³, в 1994 г. -607 млрд. м³, в 1995 г. - 595 млрд. м³. В 1999 г, добыча газа составила около 590 млрд. м³. Уменьшение газодобычи вызвано снижением спроса на газ, обусловленного в свою очередь снижением промышленного производства и падением платежеспособности потребителей.

Основными видами деятельности общества являются:

- геологоразведочные работы на суше и на шельфе;

- бурение разведочных и эксплуатационных скважин;

- добыча газа, газового конденсата и нефти;

- переработка газа, газового конденсата, производство жидких углево-дородов, этана, пропан - бутана, серы и гелия;

- транспорт и распределение газа и газового конденсата;

- подземное хранение газа;

- экспорт газа;

- использование газа в качестве моторного топлива;

- ремонт и восстановление газопроводов и оборудования;

- научно - исследовательские и проектные разработки.

2. Происхождение природных горючих газов.

Горючие газы по происхождению разделяются на природные и искусственные. Природные газы добываются из недр земли, а искусственные получаются на газовых заводах из жидкого или твердого топлива.

Природный газ имеет ряд преимуществ по сравнению с другими видами топлива.

1. Стоимость добычи природного газа значительно ниже, чем других видов топлива; производительность труда при его добыче примерно в 35 раз выше, чем при добыче угля, и в 5 раз выше, чем при добыче нефти.

2. Высокая теплотворная способность дает возможность транспортировать газ по магистральным газопроводам на значительные расстояния.

3. Обеспечивается полнота сгорания и облегчаются условия труда обслуживающего персонала.

4. Отсутствие в природных газах окиси углерода предотвращает возможность отравления при утечках газа, что особенно важно при газоснабжении, коммунальных и бытовых потребителей.

5. Применение природного газа обеспечивает населению снижение затрат только на топливо, расходуемое для бытовых нужд (без отопления), на 60—80 руб. в год на среднюю семью.

6. Газоснабжение городов и населенных пунктов значительно улучшает состояние воздушного бассейна городов, что имеет не только санитарное, но и экономическое значение (увеличивается срок службы, металлических конструкций, сохранность зеленых насаждений и т. д.).

7. Высокая жаропроизводительность (более 2000С) позволяет эффективно применять природный газ в качестве энергетического и технологического топлив.

8. Природный газ является ценным сырьем для химической промышленности.

9. Обеспечивается возможность автоматизации процессов горения, достижение высоких к.п.д. Наибольшее увеличение к.п.д. достигается в жилищно-коммунальном хозяйстве у бытовых приборов, отопительных печей и котлов малой производительности.

 

 

3. Состав природных газов.

Газообразные топлива – это в основном смесь различных газов, таких как метан, эти- лен, и других углеводородов. Также в состав газообразного топлива входят оксид углеро- да, диоксид углерода или углекислого газа, азот, водород, сероводород, кислород и другие газы, а также водяные пары.

Природный газ добывают из чисто газовых месторождений или вместе с нефтью (попутный газ). В первом случае основной горючей составляющей является метан, содер- жание которого может доходить до 95–98%. Попутные газы, помимо метана, содержат значительные количества других углеводородов: этан (С2Н6), пропан (С3Н8), бутан (С4Н10), пентан (С5Н12) и др. Попутные газы имеют высокую теплоту сгорания, но в каче- стве топлива их используют редко. Их применяют в основном в химической промышлен- ности.

Метан (СН4) – основная составляющая часть многих природных газов. При сгорании 1 м3 метана выделяется 35800 кДж теплоты.

Этилен (С2Н4) – при сгорании 1 м³ этилена выделяется 59000 кДж теплоты. В газах может содержаться небольшое его количество.

Водород (Н2) – при сгорании 1 м³ водорода выделяется 10800 кДж теплоты. Многие горючие газы, кроме коксового, содержат относительно небольшое количество водорода. Однако в коксовом газе его содержание может достигнуть 50-60%.

Пропан (С3Н8), бутан (С4Н10) – при горении этих углеводородов выделяется большее количество теплоты, чем при сгорании этилена, но в горючих газах их содержание незна- чительно.

Оксид углерода (СО) – при сгорании 1 м3 этого газа выделяется 12770 кДж теплоты. Оксид углерода – основная горючая составляющая доменного газа. Этот газ не имеет ни цвета, ни запаха, очень ядовит.

Сероводород (H2S) – при горении 1 м³ сероводорода выделяется 23 400 кДж теплоты. При наличии в газообразном топливе сероводорода повышается коррозия металлических частей печи и газопровода. При одновременном присутствии в газе кислорода и влаги коррозирующее воздействие сероводорода усиливается. Сероводород – тяжелый газ с неприятным запахом, обладает высокой токсичностью.

Остальные газы (СО2, N2, О2) и пары воды – балластные составляющие. Их присут- ствие в топливе приводит к понижению температуры его горения. При повышении содер- жания этих газов снижается содержание горючих составляющих. Содержание в топливе более 0,5% свободного кислорода считается опасным по условиям техники безопасности.

 

 

4. Свойства компонентов природного газа.

Природный газ не имеет цвета, запаха, вкуса, легче воздуха (плотность 0,75 кг/м3). воспламенения в воздухе - это температура, которую должен иметь газ или газовое топли- во, чтобы начался самопроизвольный процесс горения за счет выделения теплоты горя- щими частицами газа без подвода теплоты извне. Для метана температура воспламенения в воздухе 654.790 °С. При концентрации природного газа более 17 % - он огнеопасен.

Содержание вредных примесей регламентируется нормативными документами: А) сероводород - не более 2 г на 100 м3 газа;

Б) смола и пыль - не более 0,1 % на 100 м3, так как они приводят к закупоркам и отложе- ниям на стенках труб, а пыль ухудшает процесс горения и приводит к засорению прибо- ров;

В) нафталин - не более 10 г на 100 м3 летом и не более 5 г на 100 м3 газа зимой;

Г) аммиак - не более 2 г на 100 м3, так как токсичен и коррозионно воздействует на мед- ные сплавы;

Д) влага нежелательна, так как увеличивает коррозию труб и арматуры, снижает теплоту сгорания, поэтому газ до подачи осушают специальными поглотителями.

Отклонение теплоты сгорания от номинального значения не должно быть более ± 5 %.

Для газоснабжения применяют влажные и сухие газы. Содержание влаги не должно пре- восходить количества, насыщающего газ при t = − 20° С (зимой) и 35° С (летом).

 

Метан (СН4) – основная составляющая часть многих природных газов. При сгорании 1 м3 метана выделяется 35800 кДж теплоты.

Этилен (С2Н4) – при сгорании 1 м³ этилена выделяется 59000 кДж теплоты. В газах может содержаться небольшое его количество.

Водород (Н2) – при сгорании 1 м³ водорода выделяется 10800 кДж теплоты. Многие горючие газы, кроме коксового, содержат относительно небольшое количество водорода. Однако в коксовом газе его содержание может достигнуть 50-60%.

Пропан (С3Н8), бутан (С4Н10) – при горении этих углеводородов выделяется большее количество теплоты, чем при сгорании этилена, но в горючих газах их содержание незна- чительно.

Оксид углерода (СО) – при сгорании 1 м3 этого газа выделяется 12770 кДж теплоты. Оксид углерода – основная горючая составляющая доменного газа. Этот газ не имеет ни цвета, ни запаха, очень ядовит.

Сероводород (H2S) – при горении 1 м³ сероводорода выделяется 23 400 кДж теплоты. При наличии в газообразном топливе сероводорода повышается коррозия металлических частей печи и газопровода. При одновременном присутствии в газе кислорода и влаги коррозирующее воздействие сероводорода усиливается. Сероводород – тяжелый газ с неприятным запахом, обладает высокой токсичностью.

Остальные газы (СО2, N2, О2) и пары воды – балластные составляющие. Их присут- ствие в топливе приводит к понижению температуры его горения. При повышении содер- жания этих газов снижается содержание горючих составляющих. Содержание в топливе более 0,5% свободного кислорода считается опасным по условиям техники безопасности.

 

5. Единицы измерения параметров газа: давление, температура, количество теплоты, объем, плотность, вязкость, теплоемкость.

Давление газа (сила, с которой давит газ, стремясь к расширению под действием теплового движения молекул) – измеряется в Паскалях (Па), в редких случаях в мм. Ртутного столба. 

Температура – измеряется в двух шкалах. Абсолютная шкала Кельвина (мера измерения – Кельвин) и температурная шкала Цельсия (градус Цельсия).

Количество теплоты – измеряется в Джоулях (Дж).

Объем газа (пространство, заполняемое газом) – измеряется в литрах.

Плотность (отношение массы газа, к занимаемому им объему) – кг/м3.

Вязкость (свойство газа, благодаря которому происходит выравнивание скорости движения различных слоев газа) – м2/с.

Теплоемкость (физическая величина, определяемая как количество теплоты, которое необходимо подвести к телу в данном процессе, чтобы его температура возросла на один кельвин) – Дж/К.

 

6. Основные законы газового состояния: Бойля-Мариотта, Гей-Люссака, Шарля, Авогадро, Клайперона-Менделеева, Грейама, Дальтона, Рауля.

Молекулы газообразного топлива отдалены друг от друга на значительные расстояния, вследствие этого силы взаимодействия между ними незначительны. Размеры молекул ничтожны по сравнению с расстояниями между ними. Поэтому природные газы легко сжимаются и вследствие этого уменьшают свой объем. При повышении температуры газа скорость движения молекул увеличивается, сила ударов их о стенки газопроводов или других сосудов становится больше и давление возрастает.

Таким образом, при изменении состояния газов его параметры изменяются. Для определения этих изменений выведены специальные законы газового состояния. Эти законы относятся также к идеальным газам, т.е. газам, представляющим собой совокупность молекул, обладающих массой, но не взаимодействующих между собой и не имеющих геометрических размеров. Такие молекулы обладают только одним видом движения - хаотическим (от одного столкновения до другого).

 

Закон Шарля. При постоянном объеме абсолютное давление неизменного количества газа прямо пропорционально его абсолютным температурам.

Формула: p₁ / p₂ = T₁ / T₂.

Закон Гей-Люссака. При постоянном давлении объемы одного и того же количества газа прямо пропорциональны их абсолютным температурам.

Многочисленные опыты показывают, что при нагревании газа на 1° при постоянном давлении их объем увеличивается на постоянную величину, равную 1/273,2 первоначального их объема. Эта величина называется термическим коэффициентом расширения.

С учетом этого закон Гей-Люссака можно сформулировать так: объем данной массы газа при постоянном давлении есть линейная функция температуры.

Формула: V₁ / V₂ = T₁ / T₂

 

Закон Бойля-Мариотта. При постоянной температуре объемы одного и того же количества газа обратно пропорциональны его абсолютным давлениям.

При изменении объема газа, его давления и температуры применяют ооъединеный закон Бойля-Мариотта.

Этот закон также имеет практическое применение в газовом хозяйстве. С его помощью можно выразить объемы газов при различных температурах и давлениях в объемах при нормальных физических условиях.

Формула:: p₁ / p₂ = V₂ / V₁

 

Закон Авогадро. В равных объемах любых газов, взятых при одинаковых температурах и одинаковом давлении, содержится одинаковое число молекул (или равное число молекул любых газов занимает один и тот же объем при нормальных условиях).

Многочисленными опытами установлено, что 1 грамм-молекула (г-моль) любого газа при нормальных условиях занимает объем 22,4 л. Этот объем называют молярным объемом, или числом Авогадро.

Формула:

Уравнение Клайперона-Менделеева: Газы нередко бывают реагентами и продуктами в химических реакциях. Не всегда удается заставить их реагировать между собой при нормальных условиях. Поэтому нужно научиться определять число молей газов в условиях, отличных от нормальных.

Для этого используют уравнение состояния идеального газа (его также называют уравнением Клапейрона-Менделеева):

PV = n RT

где n – число молей газа;

Закон Грейама: скорость диффузии газа обратно пропорциональна корню квадратному из его плотности.

Распространяя этот закон на истечение газа из малых отверстий, закон Грейама гласит, что при одинаковых давлениях и температурах скорости истечения разных газов ω из малых отверстий обратно пропорциональны корням квадратным из их плотности ρ, т. е.

.

Закон Дальтона: давление p смеси газов, химически не взаимодействующих между собой, равно сумме давлений (парциальных давлений) каждого из компонентов смеси:

Закон Рауля: парциальное давление над раствором прямо пропорционально мольной доле растворенного вещества:

7. Влажность газов.

Природный газ в пластовых условиях всегда насыщен парами воды, так в газоносных породах всегда содержится связанная, подошвенная или краевая вода.

Виды влажности. Влажность газа характеризуется концентрацией воды в паровой фазе системы газ – вода. Обычно она выражается массой паров воды, приходящейся на единицу массы сухого газа (массовая влажность) или числом молей паров воды, приходящейся на моль сухого газа (молярная влажность).

Абсолютная влажность W характеризуется количеством водяного пара в единице объема газовой смеси, приведенной к нормальным условиям (Т=273К, р=0,1Мпа), измеряется в г/м3 или кг/1000м3.

Относительная влажность – отношение абсолютной влажности к максимальной, соответствующей полному насыщению парами воды, при данной температуре и давлении (в %). Полное насыщение оценивается в 100%.

Факторы, определяющие влагосодержание природных газов: давление, температура, состав газа; количество солей, растворенных в воде, контактирующей с данным газом.

Методы определения влагосодержания: экспериментально, по аналитическим уравнениям или номограммам, составленным при обработке экспериментальных или расчетных данных.

Влияние неуглеводородных компонент и свойств газа на влажность. Присутствие углекислого газа и сероводорода в газах увеличивает их влагосодержание. Наличие азота приводит к уменьшению влагосодержанияю, так как он способствует уменьшению отклонения газовой смеси от идеального газа и менее растворим в воде. С увеличение плотности (или молекулярной массы газа), за счет роста количества тяжелых углеводородов, влажность газа уменьшается из-за взаимодействия молекул тяжелых углеводородов с молекулами воды. Наличие в пластовой воде растворенных солей уменьшает влагосодержание газа, так как при растворении солей в воде снижается парциальное давление паров воды.

Влияние давления и температуры. При уменьшении температуры происходит уменьшение влагосодержания, а при падении давления его увеличение.

 

 

8. Гидратообразование.

Состав и структура гидратов. Природный газ, насыщенный парами воды, при высоком давлении и при определенной положительной температуре способен образовывать твердые соединения с водой гидраты.

Особое значение гидратообразование приобретает при добычи газа из месторождений Сибири и Крайнего Севера. Низкие пластовые температуры и суровые климатические условия этих районов создают благоприятные условия для образования гидратов.

Гидраты природных газов представляют собой неустойчивое физико-химическое соединение воды с углеводородами, которое с повышением температуры или при понижении давления разлагается на газ и воду. По внешнему виду это белая кристаллическая масса, похожая на лед или снег.

Гидраты относятся к веществам, в которых молекулы одних компонентов размещены в полостях решетки между узлами ассоциированных молекул другого компонента. Такие соединения обычно называют твердыми растворами внедрения, а иногда соединениями включения.

По современным представлениям молекулы гидратообразователей в полостях между узлами ассоциированных молекул воды гидратной решетки удерживаются с помощью Ван-дер-Ваальсовых сил притяжения.

Влияние неуглеводородных компонент и свойств природного газа на гидратообразование. Увеличение процентного содержания сероводорода углекислого газа приводит к повышению равновесной температуры гидратообразования и понижению равновесного давления. Например, при давлении 50ата для чистого метана температура образования гидратов составляет 6оС, а при 25-ом содержании H2S она достигает 10оС. Природные газы, содержащие азот, имеют более низкую температуру образования гидратов, т. е. в этом случае гидраты становятся менее устойчивыми. Например, если в природном газе с относительной плотностью 0,6 отсутствует азот, гидраты его при температуре 10С остаются устойчивыми до давления 34 ата, если же в газе содержится 18% азота, равновесное давление гидратообразования снижается до 30ата

Для образования гидратов в жидких углеводородных газах требуются более высокое давление и более низкие температуры. В отличие от природных газов выделение гидратов в жидких углеводородных газах сопровождается увеличением давления системы (в замкнутом объеме). Кроме того, как и в природных газах, в этом случае выделяется теплота, в результате чего повышается температура системы. Поскольку объем остается постоянным, с увеличением температуры в системе растет и давление.

Разложение гидратов жидких углеводородных газов сопровождается уменьшением объема и, следовательно, понижением давления. Образование гидратов в жидких углеводородах идет несравнимо труднее, чем в газообразных. Чтобы начался этот процесс, требуется выдержать систему при соответствующих условиях в течение некоторого времени и в основном в условиях равновесия. Однако при отрицательных температурах после появления мелких кристалликов льда гидраты начинают образовываться быстро. Гидраты жидких углеводородных газов легче воды.

 

9. Газовые месторождения.

Газовое месторождение — совокупность газовых залежей, приуроченных к общему участку поверхности и контролируемых единым структурным элементом.

Газовые месторождения разделяются на многопластовые и однопластовые. В разрезе многопластового газового месторождения на одной площади имеется несколько газовых залежей, расположенных одна под другой на разной глубине. Подавляющая часть газового месторождения пространственно обобщена, группируется в зонах газонакопления и распространена в газоносных или газонефтеносных областях платформенного (сводовых поднятий, внутриплатформенных впадин и др.), геосинклинального (межгорных впадин, срединных массивов) и переходного (предгорных прогибов и впадин) типов.

Многопластовые газовые месторождения эксплуатируют как раздельно — скважинами, пробурёнными на каждый горизонт, так и скважинами, одновременно вскрывшими все залежи. При раздельной эксплуатации для экономии числа скважин часто осуществляют эксплуатацию при помощи разобщителей (пакеров) — т.н. совместно-раздельная эксплуатация. В этом случае газ из нижнего горизонта поступает в фонтанные трубы, а из верхнего горизонта — в затрубное пространство.

Газовые месторождения разрабатываются без поддержания давления, на естественном режиме. Чисто газовые месторождения имеют в составе газа 94-99% метана и незначительное количество этана, пропана; более тяжёлые углеводороды в большинстве случаев присутствуют в виде следов. В газе газового месторождения наблюдаются примеси CO₂, N₂, Н₂S, He

Газовые месторождения классифицируется на:

· мелкие — до 10 млрд м³ газа;

· средние — 10 — 100 млрд м³ газа (Астрикс, Амангельды);

· крупные — 100—1000 млрд м³ газа (Ормен Ланге, Кенган, Хангиран, Zohr);

· крупнейшие (гигантские) — 1 — 5 трлн м³ газа (Хасси-Рмель, Шах-Дениз, Гронингенское, Дхирубхай);

· уникальные (супергигантские) — 5 трлн м³ и более (Северное/Южный Парс, Уренгойское, Галкыныш)

·

10. Добыча газа.

Добыча природного газа — процесс извлечения жидких и газообразных углеводородов из недр с помощь технических средств.

 

Природный газ добывается с помощью эксплуатационных газовых скважин, а система разработки определяется геологическими условиями месторождения и экономическими расчетами. Рост добычи природного газа обеспечивается за счет открытия новых месторождений, вовлечения в разработку менее богатых месторождений, совершенствования технологий добычи и переработки сырья с использованием безотходной технологии. Масштабы добычи природного газа возрастают по мере развития промышленного производства, технического прогресса и роста народонаселения.

Процесс добычи газа:

Так как природный газ находится в небольших трещинах земной коры или в подземных пещерах, его добывают посредством бурения скважин. Сейчас это единственный способ его получения, и состоит он из 2 основных этапов:

Исследование местности - С помощью специального оборудования геологи тщательно обследуют и анализируют необходимое место. Аппаратура обладает сверхвысокой точностью, что дает возможность определить как расположение, так и объем газовых залежей. В том случае, если количество газа небольшое, разработка месторождения не имеет смысла. Так как в конечном счете работы не окупятся в силу высокой стоимости установки техники и процесса бурения. Добыча целесообразна лишь при обнаружении больших объемов газа. Только тогда переходят к следующему шагу.

Разработка месторождения - Разработка также производится с помощью специального оборудования, которое позволяет добывать газ с больших глубин. Минимальная глубина залежей составляет около 1000 метров. Для открытия газу доступа наружу применяют буры. В зависимости от глубины залежей выбирают подходящую длину инструмента и начинают бурение. Как правило, все буры производят из стали повышенной прочности, поэтому они позволяют проникнуть в любую разновидность грунта. После процесса бурения образуется большая разница в давлении, и газ начинает поступать на поверхность. Так как он поднимается сам, в оборудовании для откачки нет необходимости. В одной местности с газовыми залежами может находиться несколько скважин. Это позволяет добиться требуемых объемов ресурса. Наиболее глубокая скважина расположена на территории России и превышает 6 километров.

 

11. Процесс отделения газа от нефти.

Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором происходит отделение газа от продукции нефтяных скважин, называют газосепаратором.

В современных системах сбора нефти и газа газосепараторами оснащаются все блочные автоматизированные групповые замерные установки (за исключением установок, оснащенных массовыми расходомерами), дожимные насосные станции и центральные пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды.

На блочных автоматизированных замерных установках отделение газа от нефти осуществляется только с целью раздельного измерения дебита скважин по жидкости и газу. После измерения нефть и газ снова смешиваются и подаются в общий нефтегазовый коллектор. Часто отвод свободного газа от нефти осуществляется в нескольких местах. Каждый пункт вывода отсепарированного газа называется ступенью сепарации газа.

От проведения процессов сепарации зависят потери легких фракций нефти, при последующем транспорте и хранении ее. Установлено, что при моментальной сепарации нефти (с резким снижением давления) существенно увеличивается уносимое количество тяжелых углеводородов быстро движущейся струёй свободного газа.

При ступенчатой сепарации подбором давлений на ступенях можно достигнуть выделения в основном только свободного газа. Поэтому, если на промыслах нет стабилизационных установок, необходимо проводить сепарацию по возможности методами с минимальными потерями бензиновых фракций. Один из них - ступенчатая сепарация. Однако многоступенчатая сепарация нефти должна не только сократить унос тяжелых фракций с газами, а также резко снизить и унос нефтью легких свободных газов, с выделением которых в резервуарах немало теряется нефти на последующих этапах ее движения.

При сборе нефтей до любой из описанных схем давление на пути от скважины до товарных парков или нефтеперерабатывающих заводов снижается до атмосферного и нефть стремится принять температуру окружающей среды, что существенно сказывается на распределении углеводородов между фазами на сепарационных узлах, т. е. создаются условия для регулирования этого процесса подбором соответствующих условий (числом ступеней, перепадом давления между ними и изменением температуры). Это особенно важно при сборе легких нефтей. Практика показала, что число ступеней сепарации легких нефтей (Саудовская Аравия. Кувейт) может достигнуть 6-7, причем энергия газов первой ступени обычно используется на турбинах, приводящих в движение центробежные насосы, откачивающие нефти. Многоступенчатая сепарация применяется для постепенного отвода свободного газа по мере снижения давления. Она применяется при высоких давлениях на устье скважин.

Нефтегазовую смесь из скважины направляют сначала в газосепаратор высокого давления, в котором из нефти выделяется основная масса газа. Этот газ может транспортироваться на большие расстояния под собственным давлением. Из сепаратора высокого давления нефть поступает в сепаратор среднего и низкого давления для окончательного отделения от газа.

Сепарация газа от нефти может происходить под влиянием:

· гравитационных сил;

· инерционных сил;

· за счет селективной смачиваемости нефти.

В зависимости от этого и различают:

· гравитационную;

· инерционную;

· пленочную сепарации;

а газосепараторы —

· гравитационные;

· гидроциклонные;

· жалюзийные.

Гравитационная сепарация осуществляется вследствие разности плотностей жидкости и газа, т.е. под действием их силы тяжести.

Инерционная сепарация происходит при резких поворотах газонефтяного потока. В результате этого жидкость, как более инерционная, продолжает двигаться по прямой, а газ меняет свое направление. В результате происходит их разделение. На этом принципе построена работа гидроциклонного газосепаратора, осуществляемая подачей газонефтяной смеси в циклонную головку, в которой жидкость отбрасывается к внутренней поверхности и затем стекает вниз в нефтяное пространство газосепаратора, а газ двигается по центру циклона.

Пленочная сепарация основана на явлении селективного смачивания жидкости на металлической поверхности. При прохождении потока газа с некоторым содержанием нефти через жалюзийные насадки (каплеуловители) капли нефти, соприкасаясь с металлической поверхностью, смачивают ее и образуют на ней сплошную жидкостную пленку. Жидкость на этой пленке держится достаточно хорошо и при достижении определенной толщины начинает непрерывно стекать вниз. Это явление называется эффектом пленочной сепарации. На этом принципе основана работа жалюзийных сепараторов.

 

 

12. Получение газового бензина и СУГ,

 

Сжиженный углеводородный газ (СУГ), Сжиженный нефятной газ (СНГ) или пропан-бутан (смесь пропана C₃H₈ и бутана C₄H₁₀₎ является одним из наиболее широко распространенных видов альтернативного топлива.

Газ сжиженный углеводородный представляет собой смесь пропана, нормального бутана, изобутана, пропилена, этана, этилена и других углеводородов.

Сжиженные углеводородные газы (СУГ) получают, главным образом, из искусственных и нефтяных газов. На сегодняшний день имеется ряд способов получения СУГ. Назовем основные из них:

–                        отделение из попутных нефтяных газов на газобензиновых заводах;

- выделение СУГ из природных газов, главным образом, газоконденсатных ме- сторождений, содержащих помимо легких фракций (метан, этан) и определенное количе- ство более тяжелых фракций (попан, бутан, пентан);

                          - на заводах синтетического моторного топлива из искусственных газов (из оки- си углерода и водорода, синтеза моторного топлива и др.);

- на установках термического и термокаталитического крекинга из термической и термокаталитической переработки нефти.

Из перечисленных путей получения СУГ наибольшее значение имеют попутные нефтяные газа. После отделения газа от нефти в сепараторах получается следующее при- близительное процентное содержание компонентов, входящих в газовую смесь: пропан – 30%, бутан – 35%, 30% - газовый бензин.

Если рассматривать искусственные заводские нефтяные газы, то они значительно отличаются по своему составу от природных и попутных газов. Искусственные газы со- держат большое количество непредельных углеводородов, которые являются ценным сы- рьем для химической промышленности.

 

                          Бензин получают за счет переработке нефти, природного газа, газового конденсата, торфа, угля, горючих сланцев, и синтезом из водорода и окиси углерода. Сырье, которое используется для производства бензина - нефть: больше 20% нефти, которую добывают во всем мире, перерабатывают в бензин.

За последние годы процесс каталитического крекинга при производстве бензина, стал усовершенствованным, с целью повышения селективности при конверсии исходного вторичного сырья в бензин. Нефтеперерабатывающее производство, в результате которого получают бензин, состоит из трех основных этапов:

· первичная переработка нефти: осуществляется разделение сырой нефти на отдельные фракции, каждая из которых отличаются температурой кипения.

· вторичная переработка: осуществляется обработка фракций, которые были получены после первого этапа. На данной стадии получаются "товарные" нефтепродукты.

· товарное производство: разные фракции должны пройти дополнительную очистку и, если это необходимо, обогащаются присадками, увеличивающими октановое количество топлива.

После того, как нефть прошла переработку, получают не только дизельное топливо и бензин, но и парафины, смазочные масла, битумы. Многие привычные для нас вещи созданы именно благодаря процессу переработки нефти.

Уровень очистки нефти напрямую зависит от заводского оборудования. Не каждый нефтеперерабатывающий завод может создать 95-ю и хотя бы 92-ю марку бензина: оборудование не позволяет. Но, безусловно, стоит этим заниматься, так как применение присадок вредит окружающей природе и даже моторам автомобилей.

 

13. Искусственные газы

(ИОС) Горючие газы по происхождению разделяются на природные и искусственные. Природные газы добываются из недр земли, а искусственные получаются на газовых заводах из жидкого или твердого топлива.

Если рассматривать искусственные заводские нефтяные газы, то они значительно отличаются по своему составу от природных и попутных газов. Искусственные газы со-держат большое количество непредельных углеводородов, которые являются ценным сы-рьем для химической промышленности.

 

(инет) Искусственные газы получают при переработке твердого или жидкого топлива. К таким газам относятся коксовый, сланцевый и генераторный, используемые для газоснабжения городов, населен­ных пунктов и промышленных объектов в чистом или смешанном виде.

Коксовый газ получают в специальных печах, в которых каменный уголь нагревается до температуры 900-1000 °С без доступа воздуха. При нагревании твердого топлива в бескислородной среде происходит разложение массы топлива с образованием твердого остатка — кокса и газа с теплотой сгорания, равной примерно 4350 ккал/м³. Получен­ный коксовый газ отсасывают из камер печи специальным вентиля­тором — эксгаустером. Коксовый газ является побочным продуктом при получении кокса, который нео