Jedan od gorućih problema u sektoru nafte i gasa danas je problem spaljivanja povezanog naftnog gasa (APG). To povlači za sobom ekonomske, ekološke, društvene gubitke i rizike za državu, a postaje još relevantnije sa rastućim globalnim trendom prelaska privrede na niskougljični i energetski efikasan način razvoja.
APG je mješavina ugljovodonika koji su otopljeni u ulju. Nalazi se u rezervoarima nafte i ispušta se na površinu tokom vađenja “crnog zlata”. APG se od prirodnog plina razlikuje po tome što ga, osim metana, čine butan, propan, etan i drugi teži ugljikovodici. Osim toga, u njemu se mogu naći neugljikovodične komponente, kao što su helij, argon, sumporovodik, dušik i ugljični dioksid.
Pitanja upotrebe i odlaganja APG-a su zajednička za sve zemlje proizvođače nafte. A za Rusiju su relevantniji zbog činjenice da je naša država, prema Svjetskoj banci, na vrhu liste zemalja s najvećim stopama sagorevanja APG-a. Prema stručnim istraživanjima, prvo mjesto u ovoj oblasti zauzela je Nigerija, a slijede Rusija, a potom Iran, Irak i Angola. Zvanični podaci govore da se u našoj zemlji godišnje izvuče 55 milijardi m3 APG-a, od čega se 20-25 milijardi m3 sagori, a samo 15-20 milijardi m3 završi u hemijskoj industriji. Većina plina sagorijeva se u teško dostupnim područjima proizvodnje nafte u istočnom i zapadnom Sibiru. Zbog velike osvetljenosti noću, najveće metropole Evrope, Amerike i Azije, kao i slabo naseljena područja Sibira, vidljivi su iz svemira zbog ogromnog broja naftnih baklji koje pale APG.
Jedan aspekt ovog problema je okoliš. Kada se ovaj gas sagori, dolazi do njega veliki brojštetnih emisija u atmosferu, što povlači za sobom propadanje okruženje, uništavanje neobnovljivih prirodni resursi, razvija negativne planetarne procese koji imaju izuzetno negativan uticaj na klimu. Prema najnovijim godišnjim statistikama, samo sagorijevanje APG-a u Rusiji i Kazahstanu oslobađa više od milion tona zagađivača u atmosferu, uključujući ugljični dioksid, sumpor-dioksid i čestice čađi. Ove i mnoge druge supstance prirodno ulaze u ljudski organizam. Stoga su studije u Tjumenskoj regiji pokazale da je stopa incidencije mnogih klasa bolesti ovdje mnogo veća nego u drugim regijama Rusije. Ova lista uključuje bolesti reproduktivnog sistema, nasljedne patologije, oslabljen imunitet i rak.
Ali problemi korištenja APG-a ne predstavljaju samo ekološka pitanja. One se odnose i na probleme velikih gubitaka u privredi države. Povezani naftni gas je važna sirovina za energetsku i hemijsku industriju. Ima visoku kalorijsku vrijednost, a metan i etan koji se nalaze u APG-u koriste se u proizvodnji plastike i gume, a njegovi ostali elementi su vrijedne sirovine za visokooktanske aditive goriva i ukapljene ugljikovodične plinove. Razmjere ekonomskih gubitaka u ovoj oblasti su ogromne. Na primjer, 2008. godine, preduzeća za proizvodnju nafte i plina u Rusiji spalili su više od 17 milijardi m3 pratećeg plina i 4,9 milijardi m3 prirodnog plina, izvlačeći gasni kondenzat. Ove brojke su slične godišnjoj potražnji svih Rusa za gasom za domaćinstvo. Kao posledica ovog problema, ekonomski gubici za našu zemlju iznose 2,3 milijarde dolara godišnje.
Problem korišćenja APG-a u Rusiji zavisi od mnogih istorijskih razloga koji još uvek ne dozvoljavaju da se reši na jednostavan i jednostavan način. brze načine. Potječe iz naftne industrije SSSR-a. U to vrijeme fokus je bio samo na divovskim poljima, a glavni cilj je bio proizvesti ogromne količine nafte uz minimalne troškove. S obzirom na to, prerada pratećeg gasa smatrana je sporednim pitanjem i manje isplativim projektom. Određena shema reciklaže je, naravno, usvojena. Da bi se to postiglo, izgrađena su ništa manje velika postrojenja za preradu gasa sa ekstenzivnim sistemom sakupljanja gasa u najvećim oblastima proizvodnje nafte, koja su bila usmerena na preradu sirovina sa obližnjih polja. Sasvim je očigledno da ova tehnologija jedino može djelotvorno raditi velika proizvodnja, a neodrživ je u srednjim i malim poljima koja se najaktivnije razvijaju U poslednje vreme. Drugi problem sa sovjetskom shemom je to što je njena tehnička i transportne karakteristike ne dozvoljavaju transport i preradu gasa obogaćenog teškim ugljovodonicima zbog nemogućnosti njegovog pumpanja kroz cjevovode. Stoga se i dalje mora spaliti u bakljama. U SSSR-u se prikupljanje gasa i snabdevanje fabrika finansiralo iz jednog sistema. Nakon raspada sindikata formirane su samostalne naftne kompanije u čijim rukama su bili koncentrisani izvori APG-a, dok su isporuka i naplata gasa ostali prerađivačima tereta. Potonji su postali monopolisti u ovoj oblasti. Dakle, proizvođači nafte jednostavno nisu imali poticaj da ulažu u izgradnju postrojenja za prikupljanje plina na novim poljima. Štaviše, upotreba APG-a zahtijeva ogromna ulaganja. Za kompanije je jeftinije da spale ovaj gas nego da izgrade sistem za sakupljanje i preradu.
Glavni razlozi spaljivanja APG-a mogu se opisati na sljedeći način. Ne postoje jeftine tehnologije koje će omogućiti korištenje plina obogaćenog teškim ugljovodonicima. Nema dovoljno kapaciteta za obradu. Različiti sastavi APG-a i prirodnog gasa ograničavaju pristup naftnih radnika Jedinstvenom sistemu za snabdevanje gasom koji je napunjen prirodnim gasom. Izgradnja neophodnih gasovoda u velikoj meri povećava cenu proizvedenog gasa u odnosu na prirodni gas. Postojeći sistem kontrole u Rusiji za sprovođenje ugovora o licenci je takođe nesavršen. Kazne za ispuštanje štetnih materija u atmosferu su mnogo manje od troškova zbrinjavanja APG-a. On Rusko tržište Praktično ne postoje tehnologije koje bi sakupljale i prerađivale ovaj gas. Slična rješenja postoje iu inostranstvu, ali njihovo korištenje otežava vrlo visoka cijena, kao i neophodno prilagođavanje ruskim uslovima, kako klimatskim tako i zakonodavnim. Na primjer, naši zahtjevi za industrijsku sigurnost su stroži. Već postoje slučajevi kada su kupci uložili ogromne sume i završili sa opremom kojom nije bilo moguće upravljati. Dakle, vlastita proizvodnja plinskog pumpanja kompresorske stanice i APG postrojenja za kompresiju je važno pitanje za rusku naftnu i plinsku industriju. Kazan PNG-Energy i Tomsk BPC Engineering već rade na njegovom rješenju. Nekoliko projekata o problemu korišćenja APG-a je u različitim fazama razvoja u Skolkovu.
Vlada Ruska Federacijaželi dovesti situaciju sa PNG-om na svjetske standarde. Pitanja o neophodnoj liberalizaciji cijena za ovaj proizvod su se postavljala još 2003. godine. Godine 2007. objavljeni su najnoviji podaci o količini APG-a koji je spaljen u bakljama - to je trećina ukupnog proizvoda. Vladimir Putin je u godišnjem obraćanju predsjednika Ruske Federacije Federalnoj skupštini Ruske Federacije od 26. aprila 2007. godine skrenuo pažnju na problem i naložio Vladi da pripremi set mjera za rješavanje ovog pitanja. Predložio je povećanje kazni, stvaranje računovodstvenog sistema, pooštravanje uslova za izdavanje dozvola za korisnike podzemnih voda i dovođenje nivoa iskorišćenja APG-a na svetski prosek - 95% do 2011. godine. No, u Ministarstvu energetike su izračunali da se takav cilj može postići, prema najoptimističnijim prognozama, tek do 2015. godine. Hanti-Mansijski autonomni okrug, na primjer, trenutno prerađuje 90%, sa osam pogona za preradu plina u pogonu. Jamalo-Nenecki autonomni okrug karakterišu gigantske nenaseljene teritorije, što otežava pitanje korišćenja APG-a, pa se ovde koristi oko 80%, a okrug će dostići 95% tek u 2015-2016.
Prerada povezanog naftnog gasa (APG) je oblast kojoj se danas posvećuje sve veća pažnja. Tome doprinose niz okolnosti, prije svega povećanje proizvodnje nafte i pooštravanje ekoloških standarda. Prema podacima iz 2002. godine, u Ruskoj Federaciji je izvučeno ukupno 34,2 milijarde m3 APG-a iz podzemlja, od čega je potrošeno 28,2 milijarde m3. Tako je nivo upotrebe APG-a bio 82,5%, dok je u bakljama izgorjelo oko 6 milijardi m3 (17,5%).
U istoj 2002. godini, ruska postrojenja za preradu gasa preradila su 12,3 milijarde m3 APG-a (43,6% „potrošenog” gasa), od čega je 10,3 milijarde m3 prerađeno u Tjumenskoj oblasti, glavnom regionu proizvodnje APG-a. Za potrebe terena (grijanje na naftu, grijanje rotacionih kampova itd.), uzimajući u obzir tehnološke gubitke, potrošeno je 4,8 milijardi m3 (17,1%), a još 11,1 milijardi m3 (39,3%) je utrošeno za proizvodnju električne energije u državnim elektranama. . Dalji rast iskorišćenja APG-a na 95% predviđenih licencnim ugovorima nailazi na niz poteškoća. Prije svega, uz postojeće cjenovne „račve“ 1, prodaja gasa fabrici za preradu gasa sa malog polja (1-1,5 miliona tona nafte godišnje) je isplativa ako se pogon za preradu nalazi na udaljenosti od br. više od 60-80 km.
Međutim, novouvedena naftna polja su 150-200 km udaljena od postrojenja za preradu plina. U ovom slučaju, uzimanje u obzir svih elemenata troškova dovodi trošak pratećeg plina na nivo na kojem je mogućnost korištenja povezanog plina u postrojenju za preradu plina neefikasna za mnoge korisnike podzemlja i traže opcije za preradu pratećeg plina direktno na naftnim poljima.
Glavna rješenja za korištenje APG-a koja kompanije za proizvodnju nafte danas mogu koristiti su sljedeća:
1. Prerada APG-a korištenjem petrohemikalija.
2. “Mala energija” na bazi APG-a.
3. Ubrizgavanje APG-a i mješavina na bazi njega u ležište radi poboljšanja povrata nafte.
4. Prerada plina u sintetičko gorivo (GTL/GTL tehnologije).
5. Ukapljivanje pripremljenog APG-a.
Kao što se može vidjeti iz prethodno datih brojki, u Ruskoj Federaciji samo dvije od ovih oblasti se razvijaju na „globalnom nivou“: potrošnja APG-a kao goriva u svrhu proizvodnje električne energije i kao sirovine za petrohemijske proizvode (proizvodnja suvog gasa, gasnog benzina, tečnosti prirodnog gasa i tečni gas za potrebe domaćinstva).
U međuvremenu, nove tehnologije i oprema omogućavaju implementaciju mnogih procesa direktno na poljima, što će u potpunosti eliminirati ili značajno smanjiti potrebu za skupom mrežnom infrastrukturom, uključiti neiskorištene količine APG-a u preradu i poboljšati ekonomsku efikasnost proizvodnje nafte.
Prema analizi, danas obećavajuća područja za komercijalnu upotrebu APG-a su:
Mikroturbinske ili plinske klipne jedinice koje pokrivaju potrebe naftnih polja za električnu i toplinsku energiju.
. mala postrojenja za separaciju za proizvodnju komercijalnih proizvoda (gorivo metan za sopstvene potrebe, tečni prirodni gas, gasni benzin i PBT).
. kompleksi (postrojenja) za pretvaranje APG-a u metanol i sintetičke tečne ugljovodonike (motorni benzin, dizel gorivo, itd.).
Proizvodnja pratećeg naftnog gasa
Dovođenje izvađene sirove nafte na tržišne standarde se dešava u postrojenjima sveobuhvatnu obuku ulje (UKPN). U UKPN-u se pored dehidracije, odsumporavanja i odsoljevanja nafte stabilizira, odnosno odvajanje lakih frakcija (tj. APG-a i atmosferskog plina) u posebnim stabilizacijskim kolonama. Uz UKPN, stabilizirano ulje traženog kvaliteta se isporučuje preko komercijalnih uređaja za doziranje ulja u magistralnih naftovoda. Dodijeljeni APG, ako postoji poseban gasovod, isporučuje se potrošačima, a ako nema “cijevi” se spaljuje, koristi za vlastite potrebe ili prerađuje. Imajte na umu da se APG od prirodnog plina, koji se sastoji od 70-99% metana, razlikuje po visokom sadržaju teških ugljovodonika, što ga čini vrijednom sirovinom za petrohemijsku proizvodnju.
Sastav APG-a iz raznih oblasti Zapadnog Sibira
Polje | Sastav gasa, mas.% | ||||||||
| CH 4 | C 2 H 6 | C 3 H 8 | i-C 4 N 10 | n-S 4 N 10 | i-C 5 N 12 | n-C 5 N 12 | CO 2 | N 2 | |
| Samotlorskoe | 60,64 | 4,13 | 13,05 | 4,04 | 8,6 | 2,52 | 2,65 | 0,59 | 1,48 |
| Varieganskoe | 59,33 | 8,31 | 13,51 | 4,05 | 6,65 | 2,2 | 1,8 | 0,69 | 1,51 |
| Aganskoye | 46,94 | 6,89 | 17,37 | 4,47 | 10,84 | 3,36 | 3,88 | 0,5 | 1,53 |
| Sovjetski | 51,89 | 5,29 | 15,57 | 5,02 | 10,33 | 2,99 | 3,26 | 1,02 | 1,53 |
PRIMJER: trošak UKP zavisi od sadržaja APG-a u rezervoaru, kao i količine pripadajuće vodene pare, vodonik sulfida itd. Procijenjeni trošak instalacije za 100-150 hiljada tona komercijalnog ulja godišnje je 20-40 miliona dolara.
Frakciona (“nehemijska”) obrada APG-a
Kao rezultat prerade APG-a u postrojenjima za preradu plina (postrojenja), dobiva se “suhi” plin, sličan prirodnom plinu, i proizvod pod nazivom “široka frakcija lakih ugljikovodika” (NGL). Dubljom preradom širi se asortiman proizvoda - gasovi („suvi“ gas, etan), tečni gasovi (LPG, PBT, propan, butan itd.) i stabilni gas benzin (SGB). Svi oni, uključujući tečni prirodni gas, traženi su kako na domaćem tako i na inostranom tržištu2.
Isporuka proizvoda prerade APG-a potrošačima se najčešće vrši cevovodom. Treba imati na umu da je transport cjevovodom prilično opasan. Kao i APG, NGL, LPG i PBT su teži od zraka, stoga, ako cijev propušta, para će se akumulirati u sloju tla uz stvaranje eksplozivnog oblaka. Eksplozija u oblaku atomizirane zapaljive tvari (tzv. “volumetrijska”) karakterizira povećana destruktivna moć3. Alternativne opcije transport NGL-a, TNG-a i PBT-a ne predstavlja nikakve tehničke probleme. Tečni gasovi se transportuju u železničkim cisternama itd. “univerzalne posude” pod pritiskom do 16 atm. željeznica, rijeka (voda) i automobilom.
Prilikom utvrđivanja ekonomskog efekta prerade APG-a treba imati u vidu da ruski proizvođači TNG-a podležu tzv. „bilansni cilj“ za isporuku TNG-a potrošačima u domaćinstvu po „bilansnim cijenama“ (prema AK SIBUR, to je 1,7 hiljada rubalja/t). „Zadaci“ u praksi dostižu 30% obima proizvodnje, što dovodi do povećanja troškova TNG-a za komercijalne korisnike (4,5-27 hiljada rubalja/t u zavisnosti od regiona). Ministarstvo industrije i energetike Ruske Federacije obećava da će poništiti „ciljeve ravnoteže“ krajem 2006. godine i to može uzrokovati pad cijena na tržištu TNG-a. Međutim, proizvođači ukapljenog plina uvjereni su da će konačna odluka biti donesena tek 2008. godine. Zbog stabilne visoke cijene za TNG u Evropi je isplativije prerađivati APG i NGL u TNG. U Rusiji bi možda bilo isplativije proizvoditi metanol ili BTX (mješavina benzena, toluena i ksilena). Smjesa BTX-a može se dalje prerađivati dealkilacijom u benzen, koji je tržišni proizvod za kojim je velika potražnja.
PRIMJER: U OJSC Gubkinsky Gas Processing Plant 2005. godine pokrenut je kompleks za proizvodnju tečnosti prirodnog gasa iz pratećeg gasa korišćenjem šeme niske temperature. hiljada t/godišnje, ukupna cijena kompleksa, uključujući 32 kilometra spajanja u kondenzat cjevovod Urengoj-Surgutski ZSK - 630 miliona rubalja (22,5 miliona dolara). Male jedinice za odvajanje dizajnirane za instalaciju na poljima mogu raditi koristeći sličnu tehnologiju.
Ubrizgavanje APG-a u rezervoar radi poboljšanja povrata nafte
Broj tehnologija, operativnih shema i opreme (različitog stepena efikasnosti i sofisticiranosti) za povećanje povrata nafte (pogledajte dijagram „Metode za povećanje povrata nafte“) je veoma velik.
APG se, zbog svoje homološke blizine nafti, čini optimalnim sredstvom za gas i posebno vodeno-gasnu stimulaciju (WGI) na formiranje ubrizgavanjem pratećeg naftnog gasa i drugih radnih fluida koji ga koriste (APG + voda, voda-polimer kompozicije, rastvori kiselina, itd. ) 4. Istovremeno, povećanje povrata nafte u poređenju sa plavljenjem formacije netretiranom vodom zavisi od specifičnih uslova. Na primjer, programeri WGV (APG + voda) tehnologije ukazuju da je, uz korištenje APG-a, dodatna proizvodnja nafte iznosila 4-9 hiljada tona godišnje nafte po 1 lokaciji.
Tehnologije koje kombinuju ubrizgavanje i preradu APG-a izgledaju obećavajuće. Prilikom projektiranja razvoja plinskog kondenzata i naftnog polja Kopan, istražena je sljedeća opcija razvoja ugljikovodičnih resursa. Nafta se vadi iz ležišta zajedno sa otopljenim i povezanim gasovima. Kondenzat se odvaja od plina, a dio osušenog plina sagorijeva u elektrani za proizvodnju električne energije i izduvnih gasova. Ispušni plinovi se pumpaju u poklopac plinskog kondenzata („ciklični proces“) kako bi se povećao oporavak kondenzata.
Proces bicikliranja se smatra jednim od efikasne metode povećanje povrata kondenzata iz formacije5. Međutim, u našoj zemlji to nije implementirano ni na jednom gasno-kondenzatnom polju ili gasno-kondenzatnoj kapi6. Jedan od razloga je visoka cijena procesa očuvanja suhih rezervi plina. U tehnologiji koja se razmatra, dio suhog plina se isporučuje potrošaču. Drugi, spaljeni dio, osigurava proizvodnju dovoljne količine ubrizganog plina za ciklus ciklusa, jer se 1 m3 metana, kada se sagori, pretvara u približno 10 m3 izduvnih plinova.
PRIMJER: Konzorcijum za razvoj polja Kharyaga - Total, Norsk Hydro i NNK - planira da realizuje projekat korišćenja pratećeg naftnog gasa7 u vrednosti od 10-20 miliona dolara Oko 900 hiljada tona nafte i 150 miliona m3 APG-a proizvode se godišnje na polju Kharyaga. Dio pripadajućeg plina koristimo za vlastite potrebe, a ostatak se spaljuje. Predložena su tri rješenja problema, od kojih je jedno ubrizgavanje APG-a u bušotinu ispod formacije iz koje se crpi nafta. Prema preliminarnim proračunima, moguće je upumpati sav prateći gas, ali postoji bojazan da će gas doći do obližnje bušotine, koja je već napuštena i pripada LUKOIL-u. Međutim, ova opcija je poželjnija. Druge dvije opcije nižeg prioriteta su prodaja APG-a LUKOIL-u (bez infrastrukture) ili proizvodnja električne energije (problem sa potencijalnim kupcem).
Instalacija energetskih jedinica
Jedan od najčešćih načina korištenja APG-a je korištenje kao gorivo za elektrane. S obzirom na prihvatljiv sastav APG-a, efikasnost ove metode je visoka. Prema programerima, 80%), koji radi na APG, sa svojom elektranom sa povratom topline (efikasnost računovodstvenih troškova je 300 rubalja na 1000 m3, isplati se za 3-4 godine.
Ponuda energetskih jedinica na tržištu je vrlo široka. Domaće i strane kompanije počele su da proizvode agregate iu gasnoj turbinskoj (GTU) i klipnoj verziji. Po pravilu, za većinu konstrukcija moguće je raditi na tečnostima prirodnog gasa ili pratećem gasu (određenog sastava). Gotovo uvijek postoji mogućnost povrata topline izduvnih plinova u sistem za opskrbu toplinom na terenu, a nude se i opcije za najmodernija i tehnološki napredna plinska postrojenja s kombiniranim ciklusom. Jednom riječju, možemo sa sigurnošću govoriti o procvatu implementacije malih energetskih objekata od strane naftnih kompanija kako bi se smanjila ovisnost o opskrbi električnom energijom iz RAO UES, pojednostavili infrastrukturni zahtjevi za razvoj novih polja, smanjili troškovi energije uz istovremeno korištenje APG i tečnosti prirodnog gasa. Prema proračunima, cijena 1 kWh električne energije za plinsku turbinu Perm Motors iznosi 52 kopejke, a za uvezenu jedinicu na bazi klipnog motora Caterpillar - 38 kopejki. (ako je nemoguće raditi na čistim tekućinama prirodnog plina i dolazi do gubitka snage pri radu na miješanom gorivu).
PRIMJERI: Tipična cijena dizel elektrane strane proizvodnje snage 1,5 MW prema cjenovniku dilera iznosi 340 hiljada eura (418 hiljada dolara). Međutim, instaliranje agregata istog kapaciteta sa infrastrukturom (redundancija) i rad na prečišćenom gasu na polju zahtijeva kapitalna ulaganja od 1,85-2,0 miliona dolara.
U isto vrijeme, cijena 1 kWh po cijeni plina od 294 rubalja/hiljadu. m3 i potrošnja 451-580 m3/hilj. KWh će biti 1,08-1,21 rublja, što premašuje trenutnu tarifu - 1,003 rublja/kWh. Ako se trenutna tarifa poveća na 2,5 rubalja/kWh i cijena gasa se zadrži na trenutnom nivou, diskontiran period povrata je 8-10 godina.
Surgutneftegaz, koji koristi do 96% pratećeg gasa, gradi 5 gasnih turbinskih elektrana na udaljenim poljima - Lukjavinskoe, Russkinskoe, Bittemskoje i Ljantorskoje. Realizacijom projekta osigurat će se proizvodnja od 1,2 milijarde kWh/godišnje (ukupna snaga elektrane je 156 MW na bazi 13 agregata jedinične snage 12 MW koje proizvodi Iskra-Energetika). Svaki od ovih blokova je sposoban da preradi do 30 miliona m3 pratećeg gasa godišnje i proizvede do 100 miliona kWh električne energije. Ukupna vrijednost projekta je, prema različitim procjenama, od 125-200 miliona dolara, a njegova realizacija kasni zbog kašnjenja u rasporedu isporuke energetskih blokova.
APG prerada u sintetičko gorivo (GTL)
GTL tehnologija se tek počinje širiti. Očekuje se da će daljim razvojem i poskupljenjem goriva postati profitabilan. Do sada su GTL projekti koji implementiraju Fischer-Tropsch tehnologiju isplativi samo uz dovoljno velike količine prerađenih sirovina (od 1,4-2,0 milijardi m3 godišnje). Tipično, GTL projekt je dizajniran za korištenje metana, ali postoje informacije da se proces može implementirati i za C3-C4 ugljikovodične frakcije i, shodno tome, primijeniti na preradu APG-a. Prva faza proizvodnje bazirana na GTL tehnologiji je proizvodnja sintetskog gasa, koji se može dobiti čak i iz uglja. Međutim, ova metoda obrade je primjenjivija na APG i tekućine prirodnog plina, a isplativije je odlagati plinski benzin odvojeno kao petrohemijsku sirovinu.
Do danas su u svijetu realizovana 2 velika GTL projekta:
Shell Middle Distillate Synthesis (SMDS) - Bintulu, Malezija, 600.000 t/g,
Tvornica u Južnoj Africi koju je izgradio Sasol, kupac Mossgas za PetroSA, 1.100.000 t/g.
U bliskoj budućnosti planira se realizacija još desetak velikih projekata koji su u različitim fazama spremnosti. Jedan od njih je, na primjer, projekat izgradnje fabrike u Kataru kapaciteta 7 miliona tona ekvivalentne nafte. Njegova procijenjena cijena bit će 4 milijarde dolara, odnosno 600 dolara po toni proizvoda. Trenutni trošak izgradnje GTL fabrike, prema ekspertima, iznosi 400-500 dolara po toni proizvoda i nastavlja da opada. Kao komentar ove brojke, dodajemo da iako postoji iskustvo u upravljanju komercijalnim GTL-FT preduzećima, ono je ograničeno na tople i umjerene klimatske zone. Stoga se postojeći projekti ne mogu prenijeti bez promjena u Rusiju, na primjer, u regiju Jakutije. S obzirom na nedostatak iskustva kompanija u radu GTL-FT instalacija u teškim klimatskim uslovima, promjene i modifikacije dizajna mogu zahtijevati značajno vrijeme i, eventualno, dodatni istraživački rad. Među poznatim programerima GTL projekata ističemo američku kompaniju Syntroleum ( www.syntroleum.com ), koji je postavio zadatak sprovođenja istraživanja u cilju dobijanja malih modularnih proizvodnih pogona za privremeni smeštaj na poljima, uklj. sa mogućnošću reciklaže APG i NGL-a.
PRIMJERI: Prema NPO Sintez LLC, kapitalni troškovi za GTL-FT tvornicu kapaciteta 500 hiljada tona tekućeg goriva godišnje sa potrošnjom od 1,4 milijarde m3 prirodnog gasa godišnje kada se nalazi u Jakutiji iznosiće 650 miliona dolara (1300 dolara po toni godišnje produktivnosti). Prema promotivnim materijalima ruskog programera, izgradnja postrojenja koristi tradicionalne tehnologije(pretvorba pare, dobijanje 82% sirovog metanola) sa godišnjim kapacitetom od 12,5 hiljada tona metanola i korišćenjem 12 miliona m3 gasa zahtevaju kapitalne troškove od 12 miliona dolara (960 dolara po toni godišnje produktivnosti). Instalacija Energosintop10000 sa približno istom produktivnošću (12 hiljada tona 96% tehničkog metanola) koštaće 10 miliona dolara (830 dolara po toni godišnje produktivnosti). A zahvaljujući niskim operativnim troškovima, cijena metanola bit će 17-20% niža.
Kriogena prerada APG-a u tečni gas
Programeri i proizvođači nude kako postrojenja za proizvodnju ukapljenog prirodnog gasa velikog kapaciteta kapaciteta 10-40 t/sat sa visokim (više od 90%) koeficijentom ukapljivanja prerađenog gasa, tako i postrojenja niskog kapaciteta kapaciteta do 1 t/sat. Metoda ukapljivanja je upotreba zatvorenog ciklusa hlađenja sa jednim protokom koji koristi mješavinu ugljikovodika i dušika.
Za postrojenja na ukapljeni prirodni plin niskog kapaciteta moguće su sljedeće metode ukapljivanja:
Primjena jednoprotočnog rashladnog ciklusa pri preradi niskih brzina protoka izvornog plina (koeficijent ukapljivanja 0,95)
. primjena ciklusa ekspandera:
. a) zatvoren sa koeficijentom tečenja od 0,7-0,8;
. b) otvoren sa koeficijentom tečenja od 0,08-0,12.
Potonji se preporučuje za upotrebu na plinskim distributivnim stanicama, gdje se redukcijska jedinica zamjenjuje instalacijom za proizvodnju ukapljenog prirodnog plina sa ekspanzijom plina u ekspanderu i njegovim djelomičnim ukapljivanjem. Ova metoda ne zahtijeva gotovo nikakvu potrošnju energije. Performanse instalacije zavise od protoka gasa koji se isporučuje u gasne distributivne stanice i opsega razlika pritisaka na ulazu i izlazu iz stanice. Dobivanje tečnog gasa (metana) iz PNG zahteva to preliminarne pripreme. Uslovi za izglede kriogene obrade PNG (prema LenNIIkhimmash):
Najisplativije instalacije za produktivnost sa 500 miliona nm3/godišnje na 3,0 milijarde nm3/godišnje za prerađeni gas.
Dostupni pritisak izvornog gasa za obradu je najmanje 3,5 MPa. Pri nižem pritisku, instalacija mora biti opremljena plinskom predkompresionom jedinicom, što povećava kapitalne i energetske troškove.
. Rezerva plina za najmanje 20 godina rada instalacije.
. Sadržaj teških ugljovodonika, vol. %: C3H8 > 1.2. Zbir C 4+B > 0,45.
. Nizak sadržaj sumpornih jedinjenja (ne više od 60 mg/kubni metar) i ugljen-dioksida (ne više od 3%), što ne zahteva prečišćavanje izvornog gasa.
. Kada je sadržaj etana u gasu veći od 3,5% vol. i prisustvo njegovih potrošača, preporučljivo je nabaviti etansku frakciju kao komercijalni proizvod. Ovo značajno smanjuje operativne troškove jedinice.
1 Na primjer, u cijenama iz 2000. godine: troškovi proizvodnje APG-a bili su 200-250 rubalja/hiljadu. m3, transport bi mogao dodati do 400 rubalja/hiljadu. m3 po preporučenoj cijeni Ministarstva za ekonomski razvoj i Ministarstva finansija od 150 rubalja/hiljadu. m3. Danas ovu cijenu reguliše FEC i u prosjeku je 10$/hiljadu. m3.
2 Na primjer, u Ruskoj Federaciji se godišnje proizvede 8 miliona tona TNG-a, u vrijednosti od oko 1 milijardu dolara. TNG se koristi kao sirovina za preduzeća petrohemijske industrije (50-52% gasa), za domaće potrebe, u transportu i u industriji (28-30%). 18-20% gasa se izvozi. Zbog niskog stepena gasifikacije u zemlji, oko 50 miliona ljudi troši TNG za lične potrebe, dok prirodni gas troši 78 miliona ljudi.
3. 03. 06. 1989. kod s. Ulu-Telyak došlo je do puknuća cijevi promjera 700 mm produktovoda širokih frakcija lakih ugljovodonika (NGL) Zapadni Sibir - regija Ural-Volga s naknadnom eksplozijom smjese ugljikovodika i zraka, što je ekvivalentno eksplozija 300 tona TNT-a. Nastali požar zahvatio je površinu od oko 250 hektara, na kojoj su se nalazila dva putnička voza (Novosibirsk-Adler, 20 vagona i Adler-Novosibirsk, 18 vagona), koji su prevozili 1284 putnika (od toga 383 djece) i 86 članova voza. i lokomotivske ekipe. Eksplozija je uništila 37 vagona i 2 električne lokomotive, od kojih je 7 vagona potpuno izgorjelo, 26 izgorjelo iznutra, 11 vagona je otkinuto i odbačeno s kolosijeka udarnim valom. Na mjestu nesreće pronađeno je 258 leševa, 806 osoba je zadobilo opekotine i povrede različite težine, od kojih je 317 preminulo u bolnicama. Ukupno je poginulo 575 ljudi, a 623 su povrijeđene.
4 Poznato je da pumpanje gasa u viskozna naftna ležišta kako bi se istisnuo i održao pritisak nije veoma efikasno, jer formiranje jezika uzrokuje prerano probijanje gasa u proizvodne bušotine.
5 Zadovoljavajući tehničko-ekonomski pokazatelji ciklusnog procesa postižu se samo na gasno-kondenzatnim poljima sa početnim sadržajem kondenzata u gasu od najmanje 250-300 g/m3.
6 Među problemima vezanim za ubrizgavanje gasa, stručnjaci ističu nedostatak sličnog iskustva u Rusiji, a kao rezultat toga, poteškoće u koordinaciji projekata. Jedini primjer ciklusnog procesa koji se praktično implementira u zemljama ZND je Novotroičko gasno kondenzatno polje (Ukrajina).
7 Na osnovu materijala okrugli stol "Moderne tehnologije i praksa smanjenja obima spaljivanja pratećeg naftnog gasa“, 2005. Još nema podataka o realizaciji projekta.
8 Podaci o tarifama, kapitalnim ulaganjima, povratima itd. prema „Investicionom planu za izgradnju sistema za snabdevanje električnom energijom u Zapadno-Tarkosalinskom državnom preduzeću LLC Noyabrskgazdobycha koji koristi gas kao gorivo. TyumenNIIGiprogaz, OJSC Gazprom, 2005.
Danas nafta i gas imaju najveću vrijednost od svih minerala. Upravo oni, unatoč razvoju novih tehnologija u oblasti energetike, i dalje se kopaju širom svijeta i koriste za proizvodnju proizvoda neophodnih za ljudski život. Međutim, uz njih postoji i takozvani povezani naftni plin, koji već duže vrijeme nije našao nikakvu primjenu. Ali u posljednjih nekoliko godina odnos prema ovu vrstu mineralni resursi su se radikalno promijenili. Počeo je da se vrednuje i koristi zajedno sa prirodnim gasom.
Povezani naftni gas (APG) je mješavina različitih plinovitih ugljovodonika koji su otopljeni u nafti i oslobađaju se tokom proizvodnje i obrade nafte. Osim toga, APG je i naziv za one plinove koji se oslobađaju prilikom termičke obrade nafte, na primjer, krekiranja ili hidrotretiranja. Takvi plinovi se sastoje od zasićenih i nezasićenih ugljikovodika, koji uključuju metan i etilen.
Vrijedi napomenuti da se prateći naftni plin nalazi u nafti u različite količine. Jedna tona nafte može sadržavati ili jedan kubni metar APG-a ili nekoliko hiljada. Budući da se prateći naftni gas oslobađa samo pri separaciji nafte, a ne može se proizvoditi na bilo koji drugi način osim zajedno (kao nusproizvod) sa naftom, onda je, shodno tome, nusproizvod proizvodnje nafte.
Glavne komponente APG-a su metan i teži ugljovodonici, kao što su etan, butan, propan i drugi. Vrijedi napomenuti da će različita naftna polja sadržavati, prvo, različite količine povezanog naftnog plina, i drugo, imat će različite sastave. Tako se u nekim regijama neugljikovodične komponente (jedinjenja dušika, sumpora, kisika) mogu naći u sastavu takvog plina. Također, plin koji izlazi iz zemlje u obliku fontana nakon otvaranja naftnih slojeva sadrži smanjenu količinu teških ugljikovodičnih plinova. To je zbog činjenice da dio plina koji se čini „težim“ ostaje u samom ulju. S tim u vezi, na samom početku razvoja naftnih polja uz naftu se proizvodi i APG koji sadrži veliku količinu metana. Međutim, s daljnjim razvojem polja, ovaj pokazatelj se smanjuje i teški ugljikovodici postaju glavne komponente plina.
Korištenje pratećeg naftnog plina
Ovaj gas se donedavno nije koristio ni na koji način. Odmah nakon proizvodnje spaljen je prateći naftni gas. To je uglavnom bilo zbog činjenice da nije postojala potrebna infrastruktura za njegovo prikupljanje, transport i preradu, zbog čega je najveći dio APG-a jednostavno izgubljen. Stoga je najveći dio spaljen u bakljama. Međutim, spaljivanje pratećeg naftnog gasa imalo je niz negativne posljedice povezano s ispuštanjem ogromnih količina zagađivača u atmosferu, kao što su čestice čađi, ugljični dioksid, sumpor dioksid i još mnogo toga. Što je veća koncentracija ovih supstanci u atmosferi, to su ljudi manje zdravi, jer mogu uzrokovati bolesti reproduktivnog sistema ljudskog tijela, nasljedne patologije, rak itd.
Tako se donedavno velika pažnja poklanjala korišćenju i preradi pratećeg naftnog gasa. Dakle, postoji nekoliko metoda koje su korištene za korištenje APG-a:
- Prerada pratećeg naftnog gasa u energetske svrhe. Ova metoda omogućava korištenje plina kao goriva u industrijske svrhe. Ova metoda obrade u konačnici proizvodi ekološki prihvatljiv plin s poboljšanim svojstvima. Pored toga, ovaj način odlaganja je veoma koristan za proizvodnju, jer omogućava preduzeću da uštedi sopstvena sredstva. Ova tehnologija ima mnoge prednosti, od kojih je jedna ekološka prihvatljivost. Doista, za razliku od jednostavnog sagorijevanja APG-a, u ovom slučaju izgaranja nema, a samim tim i emisija štetnih tvari u atmosferu je minimalna. Osim toga, moguće je daljinski upravljati procesom korištenja plina.
- Primjena APG-a u petrohemijskoj industriji. Prerada takvog gasa se odvija pojavom suvog gasa, benzina. Dobijeni proizvodi se koriste za zadovoljavanje potreba proizvodnje u domaćinstvu. Na primjer, takve mješavine su sastavni učesnici u proizvodnim procesima mnogih umjetnih petrokemijskih proizvoda, kao što su plastika, visokooktanski benzin i mnogi polimeri;
- Poboljšan oporavak nafte ubrizgavanjem APG-a u rezervoar. Ova metoda dovodi do spajanja APG-a s vodom, naftom i drugim stijenama, što rezultira reakcijom koja je u interakciji s razmjenom i međusobnim otapanjem. U ovom procesu voda je zasićena hemijski elementi, što zauzvrat dovodi do intenzivnijeg procesa proizvodnje nafte. Međutim, unatoč činjenici da je ova metoda, s jedne strane, korisna, jer povećava povrat ulja, s druge strane uzrokuje nepopravljivu štetu na opremi. To je zbog taloženja soli na opremi tokom upotrebe ove metode. Stoga, ako takvu metodu ima smisla primijeniti, onda se uz nju provode mnoge aktivnosti usmjerene na očuvanje živih organizama;
- Korištenje "galzifta". Drugim riječima, gas se upumpava u bunar. Ovu metodu odlikuje ekonomičnost, jer u ovom slučaju trebate samo potrošiti novac na kupovinu odgovarajuće opreme. Metodu je preporučljivo koristiti za plitke bunare u kojima velike razlike pritisak. Osim toga, "gas lift" se često koristi prilikom ugradnje sistema užadi.
Uprkos raznovrsnosti metoda za preradu pratećeg naftnog gasa, najčešća je separacija gasa na njegove komponente. Zahvaljujući ovoj metodi, postaje moguće dobiti suhi pročišćeni plin, koji nije gori od prirodnog plina poznatog svima, kao i široku frakciju lakih ugljikovodika. U ovom obliku, mješavina je pogodna za upotrebu kao sirovina za petrohemijsku industriju.
Upotreba pratećeg naftnog gasa
Danas, prateći naftni gas nije ništa manje vrijedan mineralni resurs od nafte i prirodnog plina. Ekstrahira se kao nusproizvod nafte i koristi se kao gorivo, ali i za proizvodnju. razne supstance u hemijskoj industriji. Naftni plinovi su također odličan izvor za proizvodnju propilena, butilena, butadiena i drugih proizvoda uključenih u proizvodnju materijala kao što su plastika i guma. Vrijedi napomenuti da se u procesu višestrukih istraživanja pratećeg naftnog plina pokazalo da je riječ o vrlo vrijednoj sirovini jer ima određena svojstva. Jedno od ovih svojstava je njegova visoka kalorijska vrijednost, budući da se pri sagorijevanju oslobađa oko 9-15 hiljada kcal/kubni metar.
Osim toga, kao što je ranije spomenuto, prateći plin, zbog svog sadržaja metana i etana, odličan je izvorni materijal za proizvodnju različitih supstanci koje se koriste u hemijskoj industriji, kao i za proizvodnju aditiva za gorivo, aromatičnih ugljovodonika i tečnih ugljovodonika. gasovi.
Ovaj resurs se koristi ovisno o veličini depozita. Na primjer, plin koji se crpi iz malih ležišta bio bi primjeren za opskrbu električnom energijom lokalnih potrošača. Najracionalnije je izvađene resurse iz srednjih nalazišta prodavati preduzećima hemijske industrije. Prikladno je koristiti plin iz velikih ležišta za proizvodnju električne energije u velikim elektranama za dalju prodaju.
Stoga je vrijedno napomenuti da se povezani prirodni plin trenutno smatra vrlo vrijednim mineralnim resursom. Zahvaljujući razvoju tehnologije, pronalasku novih načina čišćenja atmosfere industrijsko zagađenje, ljudi su naučili da izvlače i racionalno koriste APG minimalna šteta za životnu sredinu. Istovremeno, danas se APG praktički ne reciklira, već se racionalno koristi.
Povezani gas se definiše kao gas rastvoren u nafti, koji se ekstrahuje iz podzemlja zajedno sa naftom i odvaja od nje višestepenom separacijom u postrojenjima za proizvodnju i prečišćavanje nafte: pumpne stanice (BPS), jedinice za separaciju nafte, jedinice za preradu nafte ( UPN), centralne tačke za pripremu ulja do tržišnog stanja (CPPN). APG se ispušta direktno u separatore ulja koji su instalirani na ovim objektima. Broj faza separacije zavisi od kvaliteta proizvedenog ulja, pritiska u rezervoaru i temperature fluida. Uobičajeno, postrojenja za preradu ulja koriste dvije faze separacije, a povremeno jednu ili, obrnuto, tri (krajnje) faze separacije.
Komponentni sastav pratećeg naftnog gasa je mešavina različitih gasovitih i tečnih (u nestabilnom stanju) ugljovodonika, u rasponu od metana i završavajući njegovim homolozima do C10+, kao i neugljikovodičnih gasova (H2, S, N2, He , CO2, merkaptani) i druge supstance. Sa svakom sljedećom fazom separacije, plin koji se oslobađa iz nafte postaje gušći (ponekad i više od 1700 g/m3) i visokokalorični (do 14000 kcal/m3), a sadrži više od 1000 g/m3 C3+ ugljikovodika. To je zbog smanjenja tlaka u završnom separatoru (manje od 0,1 kgf/cm2) i povećanja temperature pripreme ulja (do 65-70 0 C), što doprinosi tranziciji lakih komponenti ulja u gasovito stanje.
Većina pratećih gasova, posebno gasova niskog pritiska, spadaju u kategoriju masnih i posebno masnih. Sa lakim naftom obično se proizvode bogatiji gasovi, sa teškim uljima - uglavnom suvi (posni i srednji) gasovi. Sa povećanjem sadržaja C3+ ugljovodonika povećava se i vrijednost pratećeg naftnog plina. Za razliku od prirodnog gasa koji sadrži do 98% metana, opseg primene naftnog gasa je mnogo širi. Uostalom, ovaj plin se može koristiti ne samo za proizvodnju termalnih ili električna energija, ali i kao vrijedna sirovina za petrohemijsku hemiju. Asortiman proizvoda koji se iz pratećeg plina mogu dobiti fizičkim odvajanjem prilično je širok:
- - Suvi očišćeni gas (DSG);
- - Široka frakcija lakih ugljovodonika (NGL);
- - Stabilni gas benzin;
- - plinsko motorno gorivo (automobil propan-butan);
- - Tečni naftni gas (TNG) za komunalne i domaće potrebe;
- - Etan i druge uske frakcije, uključujući pojedinačne ugljovodonike (propan, butan, pentane).
Osim toga, jedinjenja dušika, helijuma i sumpora mogu se izolovati iz APG-a. Vrijedi napomenuti da pri svakoj narednoj redistribuciji, gdje će sirovine biti proizvodi prethodne redistribucije, na primjer:
Gdje će se vrijednost novih proizvoda višestruko povećati.
Što se tiče nivoa upotrebe APG-a od 95%, i ovde je vredno obratiti pažnju na postojeći pristup rešavanju problema. U Rusiji, svako licencirano područje mora koristiti 95% ukupne količine izvađenog pratećeg naftnog gasa, bez obzira da li je polje veliko ili malo, sa postojećom infrastrukturom ili ne. IN Sovjetski period sama država uspostavila visoki nivoi korišćenjem pratećeg gasa i sama izdvojila sredstva za izgradnju odgovarajućih objekata. Efikasnost mjera izračunata je bez povrata ulaganja i bez kamatnih stopa na kredite. Postrojenja za korištenje APG-a smatrani su ekološkim i imali poreske olakšice. I, inače, nivo upotrebe APG-a se uspješno povećava. Danas je situacija drugačija. Naftne kompanije su sada prinuđene da se samostalno bave pitanjima povećanja nivoa upotrebe APG-a, što često povlači potrebu za izgradnjom neefikasnih objekata, a moguće i bez povrata ulaganja iz ovih aktivnosti. Razlog je jednostavan: u starim razvijenim poljima sa razvijenom infrastrukturom količine APG-a se u većini slučajeva koriste sa 95% (uglavnom se isporučuju u postrojenja za preradu gasa), za razliku od novih, udaljenih polja, koja se sada sve više uvode u razvoj. zbog iscrpljivanja rezervi u starim . Naravno, nova naftna polja moraju biti međusobno povezana gasnim transportnim sistemom, moraju se izgraditi objekti za pripremu i preradu gasa, dobijanje gasnih hemijskih proizvoda, odnosno mora doći do povećanja nivoa „prerade“ naftnog gasa za svrhu efikasnije ekonomske aktivnosti.
PLINSKA APPLICATION
Gas se u prirodi nalazi u tri vrste ležišta: gas, gas-nafta i gas-kondenzat.
U ležištima prve vrste - gasa - gas formira ogromne prirodne podzemne akumulacije koje nemaju direktnu vezu sa naftnim poljima.
U drugoj vrsti ležišta - gas-nafta - gas prati naftu ili naftu prati gas. Gasno-naftna ležišta, kao što je gore navedeno, su dva tipa: nafta sa gasnom kapom (čiju glavnu zapreminu zauzima nafta) i gas sa naftnim obodom (glavnu zapreminu zauzima gas). Svako gasno-uljno ležište karakteriše gasni faktor - količina gasa (u m3) na 1000 kg nafte.
Karakteriziraju se depoziti plinskog kondenzata visokog pritiska(više od 3–10 7 Pa) i visoke temperature (80–100°C i više) u formaciji. U tim uslovima ugljovodonici C5 i više prelaze u gas, a kada se pritisak smanji, dolazi do kondenzacije ovih ugljovodonika – procesa reverzne kondenzacije.
Gasovi svih razmatranih ležišta nazivaju se prirodnim gasovima, za razliku od pratećih naftnih gasova rastvorenih u nafti i oslobođenih iz nje tokom proizvodnje.
Prirodni gasovi
Prirodni gasovi se uglavnom sastoje od metana. Uz metan obično sadrže etan, propan, butan, malu količinu pentana i viših homologa i male količine neugljikovodičnih komponenti: ugljični dioksid, dušik, sumporovodik i inertne plinove (argon, helij itd.).
Ugljični dioksid, koji je obično prisutan u svim prirodnim plinovima, jedan je od glavnih proizvoda transformacije u prirodi organskog početnog materijala ugljikovodika. Njegov sadržaj u prirodnom gasu je manji nego što bi se očekivalo na osnovu mehanizma hemijskih transformacija organskih ostataka u prirodi, budući da je ugljen dioksid aktivni sastojak, prelazi u formacijske vode, formirajući rastvore bikarbonata. U pravilu sadržaj ugljičnog dioksida ne prelazi 2,5%. Sadržaj dušika, također obično prisutan u prirodnim, povezan je ili s ulaskom atmosferskog zraka ili s reakcijama razgradnje proteina živih organizama. Količina dušika je obično veća u slučajevima kada je do formiranja plinskog polja došlo u krečnjačkim i gipsanim stijenama.
Helijum zauzima posebno mesto u sastavu nekih prirodnih gasova. Helij se često nalazi u prirodi (u zraku, prirodnom plinu, itd.), ali u ograničenim količinama. Iako je sadržaj helijuma u prirodnom gasu mali (maksimalno 1-1,2%), njegova izolacija se pokazuje isplativom zbog velikog deficita ovog gasa, kao i zbog velikog obima proizvodnje prirodnog gasa. .
Vodonik sulfid, po pravilu, nema u naslagama gasa. Izuzetak je, na primjer, ležište Ust-Vilyui, gdje sadržaj H 2 S dostiže 2,5%, i još neki. Očigledno je prisustvo sumporovodika u gasu povezano sa sastavom stena domaćina. Primijećeno je da plin u kontaktu sa sulfatima (gips, itd.) ili sulfitima (pirit) sadrži relativno više vodonik sulfida.
Prirodni gasovi, koji uglavnom sadrže metan i imaju vrlo mali sadržaj homologa C5 i više, klasifikuju se kao suvi ili mršavi gasovi. Velika većina plinova proizvedenih iz plinskih ležišta je suha. Plin iz ležišta plinskog kondenzata karakterizira niži sadržaj metana i veći sadržaj njegovih homologa. Takvi gasovi se nazivaju masnim ili bogatim. Pored lakih ugljovodonika, gasovi gasno-kondenzatnih naslaga sadrže i homologe visokog ključanja, koji se oslobađaju u tečnom obliku (kondenzatu) kada se pritisak smanji. U zavisnosti od dubine bušotine i pritiska na dnu, ugljovodonici mogu biti u gasovitom stanju, ključajući na 300-400°C.
Gas iz ležišta gasnog kondenzata karakteriše sadržaj istaloženog kondenzata (u cm 3 po 1 m 3 gasa).
Formiranje naslaga plinskog kondenzata uzrokovano je činjenicom da pri visokim pritiscima dolazi do fenomena obrnutog rastvaranja - reverzne kondenzacije nafte u komprimiranom plinu. Pri pritiscima od oko 75×10 6 Pa, ulje se otapa u komprimovanom etanu i propanu, čija je gustina znatno veća od gustine nafte.
Sastav kondenzata ovisi o načinu rada bunara. Dakle, uz održavanje konstantnog pritiska u rezervoaru, kvalitet kondenzata je stabilan, ali kada se pritisak u rezervoaru smanji, sastav i količina kondenzata se menja.
Sastav stabilnih kondenzata nekih polja je dobro proučen. Njihova tačka ključanja obično nije viša od 300°C. Po grupnom sastavu: većina su metanski ugljovodonici, nešto manje naftenski i još manje aromatični. Sastav gasova iz gasnih kondenzatnih polja nakon separacije kondenzata je blizak sastavu suhih gasova. Gustina prirodnog gasa u odnosu na vazduh (gustina vazduha se uzima kao jedinica) kreće se od 0,560 do 0,650. Toplota sagorevanja je oko 37700–54600 J/kg.
Povezani (naftni) gasovi
Povezani gas nije sav gas u datom ležištu, već gas otopljen u nafti i oslobođen iz nje tokom proizvodnje.
Po izlasku iz bušotine nafta i gas prolaze kroz gasne separatore, u kojima se prateći gas odvaja od nestabilne nafte, koja se šalje na dalju preradu.
Povezani gasovi su vrijedne sirovine za industrijsku petrohemijsku sintezu. Ne razlikuju se kvalitativno po sastavu od prirodnih plinova, ali je kvantitativna razlika vrlo značajna. Sadržaj metana u njima ne smije prelaziti 25-30%, ali je mnogo veći od njegovih homologa - etana, propana, butana i viših ugljikovodika. Stoga se ovi gasovi klasifikuju kao masni gasovi.
Zbog razlike u kvantitativnom sastavu pratećih i prirodnih plinova, njihova fizička svojstva su različiti. Gustina (u zraku) pratećih plinova je veća od prirodnih plinova - dostiže 1,0 ili više; njihova kalorijska vrijednost je 46.000–50.000 J/kg.
Gas Application
Jedna od glavnih primjena ugljikovodičnih plinova je njihova upotreba kao goriva. Visoka kalorijska vrijednost, praktičnost i ekonomičnost korištenja nesumnjivo stavljaju plin na jedno od prvih mjesta među ostalim vrstama energenata.
Druga važna upotreba pratećeg naftnog gasa je njegovo prelivanje, odnosno vađenje gasnog benzina iz njega u postrojenjima ili instalacijama za preradu gasa. Gas se podvrgava jakoj kompresiji i hlađenju pomoću snažnih kompresora, dok se pare tečnih ugljovodonika kondenzuju, delimično otapajući gasovite ugljovodonike (etan, propan, butan, izobutan). Formira se hlapljiva tečnost - nestabilan gasni benzin, koji se lako odvaja od ostatka nekondenzujuće mase gasa u separatoru. Nakon frakcioniranja - odvajanja etana, propana i dijela butana - dobiva se stabilan plinski benzin, koji se koristi kao aditiv komercijalnom benzinu, povećavajući njihovu isparljivost.
Kao gorivo koriste se propan, butan i izobutan koji se oslobađaju prilikom stabilizacije gasnog benzina u obliku tečnih gasova koji se upumpavaju u cilindre. Metan, etan, propan i butan takođe služe kao sirovine za petrohemijsku industriju.
Nakon odvajanja C 2 -C 4 od pratećih gasova, preostali izduvni gasovi su po sastavu bliski da se osuši. U praksi se može smatrati čistim metanom. Suhi i izduvni gasovi, kada se sagorevaju u prisustvu malih količina vazduha u specijalnim instalacijama, formiraju veoma vredan industrijski proizvod - gasnu čađ:
CH 4 + O 2 do C + 2H 2 O
Uglavnom se koristi u gumarskoj industriji. Propuštanjem metana sa vodenom parom preko nikalnog katalizatora na temperaturi od 850°C, dobija se mešavina vodonika i ugljičnog monoksida - "sintetski plin":
CH 4 + H 2 O à CO + 3H 2
Kada se ova smjesa prođe preko FeO katalizatora na 450°C, ugljični monoksid se pretvara u dioksid i dodatno se oslobađa vodonik:
CO + H 2 O à CO 2 + H 2
Dobiveni vodonik se koristi za sintezu amonijaka. Kada se metan i drugi alkani tretiraju hlorom i bromom, dobijaju se supstitucijski proizvodi:
1. CH 4 + Cl 2 à CH 3 C1 + HCl - metil hlorid;
2. CH 4 + 2C1 2 à CH 2 C1 2 + 2HC1 - metilen hlorid;
3. CH 4 + 3Cl 2 à CHCl 3 + 3HCl - hloroform;
4. CH 4 + 4Cl 2 à CCl 4 + 4HCl - ugljen tetrahlorid.
Metan također služi kao sirovina za proizvodnju cijanovodonične kiseline:
2CH 4 + 2NH 3 + 3O 2 à 2HCN + 6H 2 O, kao i za proizvodnju ugljen-disulfida CS 2, nitrometana CH 3 NO 2, koji se koristi kao rastvarač za lakove.