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 gasa sagoreva teško dostupnim mestima proizvodnja nafte u istočnoj i Zapadni Sibir. 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. Prilikom sagorijevanja ovog plina u atmosferu se oslobađa velika količina štetnih emisija, što dovodi do propadanja okruženje s, uništavanje neobnovljivih izvora 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 reproduktivni sistem, nasljedne patologije, oslabljen imunitet, 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. Ovi pokazatelji su slični godišnjim potrebama svih Rusa za domaći gas. 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. Nastaje u naftna industrija SSSR. 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 biste to učinili, u većini velika mjesta U periodu proizvodnje nafte izgrađena su ništa manje velika postrojenja za preradu gasa sa ekstenzivnim sistemom sakupljanja gasa, 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 na srednjim i malim poljima, koja se u posljednje vrijeme najaktivnije razvijaju. 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 veće manje troškova za korištenje APG-a. On Rusko tržište Praktično ne postoje tehnologije koje bi sakupljale i prerađivale ovaj gas. Slična rješenja postoje iu inostranstvu, ali se vrlo sporo koriste po visokoj cijeni, kao i neophodnu adaptaciju na ruski uslovi, kako klimatskih tako i zakonodavnih. 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 Ruske Federacije želi situaciju s APG-om dovesti 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.
Osnova povezanog naftnog plina je mješavina lakih ugljovodonika, uključujući metan, etan, propan, butan, izobutan i druge ugljovodonike koji su otopljeni u nafti pod pritiskom (slika 1.). APG se oslobađa kada se pritisak smanji tokom povrata nafte ili tokom procesa separacije, slično procesu oslobađanja ugljičnog dioksida prilikom otvaranja boce šampanjca. Kao što samo ime govori, povezani naftni plin se proizvodi istovremeno s naftom i zapravo je nusproizvod proizvodnje nafte. Količina i sastav APG-a zavise od područja proizvodnje i specifičnih svojstava ležišta. U procesu proizvodnje i izdvajanja jedne tone nafte može se dobiti od 25 do 800 m3 pratećeg gasa.
Spaljivanje pratećeg naftnog gasa u poljskim bakljama je najmanje racionalan način njegovog korišćenja. Ovim pristupom APG u suštini postaje otpadni proizvod procesa proizvodnje nafte. Spaljivanje može biti opravdano kada određenim uslovima, međutim, kako pokazuje svjetsko iskustvo, djelotvoran javna politika omogućava postizanje nivoa sagorevanja APG-a od nekoliko procenata ukupnog obima njegove proizvodnje u zemlji.
Trenutno postoje dva najčešća načina korištenja povezanog naftnog plina, alternativa spaljivanju na baklju. Prvo, ovo je ubrizgavanje APG-a u naftonosne formacije kako bi se poboljšao oporavak nafte ili eventualno sačuvao kao resurs za budućnost. Druga opcija je korišćenje pratećeg gasa kao goriva za proizvodnju električne energije (šema 1) i potrebe preduzeća na lokacijama za proizvodnju nafte, kao i za proizvodnju električne energije i njen prenos u opštu elektroenergetsku mrežu.
Istovremeno, opcija korištenja APG-a za proizvodnju električne energije je i način njegovog sagorijevanja, ali je nešto racionalnija, jer je moguće postići povoljan učinak i donekle smanjiti utjecaj na okoliš. Za razliku od prirodnog gasa, čiji je sadržaj metana u rasponu od 92-98%, prateći naftni gas sadrži manje metana, ali često ima značajan udio drugih ugljikovodičnih komponenti, koji mogu doseći više od polovine ukupne zapremine. APG može sadržavati i komponente koje nisu ugljikovodične - ugljični dioksid, dušik, vodonik sulfid i druge. Kao rezultat toga, prateći naftni gas sam po sebi nije dovoljno efikasno gorivo.
Najracionalnija opcija je prerada APG-a - njegova upotreba kao sirovine za plin i petrokemiju - što omogućava dobivanje vrijednih proizvoda. Kao rezultat više faza prerade pratećeg naftnog gasa, moguće je dobiti materijale kao što su polietilen, polipropilen, sintetičke gume, polistiren, polivinil hlorid i drugi. Ovi materijali, zauzvrat, služe kao osnova za široku paletu proizvoda, bez kojih je to nezamislivo savremeni život ljudi i privrede, uključujući: obuću, odeću, kontejnere i ambalažu, posuđe, opremu, prozore, sve vrste proizvoda od gume, potrepštine za kulturu i domaćinstvo, cevi i delove cevovoda, materijale za medicinu i nauku itd. Treba napomenuti da prerada APG-a omogućava i izolaciju suvog odstranjenog gasa, koji je analog prirodnog gasa, koji se može koristiti kao efikasnije gorivo od APG-a.
Karakteristika je nivo ekstrahovanog pratećeg gasa koji se koristi za gas i petrohemiju inovativni razvoj naftne i gasne i petrohemijske industrije, koliko se efektivno koriste resursi ugljovodonika u ekonomiji zemlje. Racionalno korišćenje APG-a zahteva dostupnost odgovarajuće infrastrukture, efikasne vladina regulativa, sisteme procjene, sankcije i poticaje za učesnike na tržištu. Dakle, udio APG-a koji se koristi za plin i petrohemiju također može karakterizirati nivo ekonomski razvoj zemlje.
Postizanje 95-98% stepena iskorišćenosti pratećeg naftnog gasa ekstrahovanog u celoj zemlji i visok stepen njegove prerade za proizvodnju vrednih proizvoda, uključujući gas i petrohemiju, su među važnim pravcima razvoja naftne i gasne i petrohemijske industrije. u svijetu. Ovaj trend je tipičan za razvijene zemlje bogate ugljovodonicima, kao što su Norveška, SAD i Kanada. To je takođe tipično za brojne zemlje sa ekonomijama u tranziciji, na primjer Kazahstan, kao i zemlje u razvoju, na primjer Nigeriju. Treba napomenuti da Saudijska Arabija- lider u svetskoj proizvodnji nafte - postaje jedan od lidera svetske gasne i petrohemijske industrije.
Trenutno Rusija zauzima „časno“ prvo mesto u svetu po zapremini sagorevanja APG-a. U 2013. godini ovaj nivo je, prema zvaničnim podacima, iznosio oko 15,7 milijardi m3. Istovremeno, prema nezvaničnim podacima, obim spaljivanja pratećeg naftnog gasa u našoj zemlji može biti znatno veći - najmanje 35 milijardi m3. Istovremeno, čak i na osnovu zvanične statistike, Rusija je značajno ispred ostalih zemalja po količini sagorevanja APG-a. Prema zvaničnim podacima, stepen upotrebe APG-a drugim metodama osim spaljivanja u našoj zemlji u 2013. godini iznosio je u prosjeku 76,2%. Od toga je 44,5% prerađeno u pogonima za preradu gasa.
Zahtjeve za smanjenjem nivoa sagorijevanja APG-a i povećanjem udjela njegove prerade kao vrijedne ugljovodonične sirovine postavlja rukovodstvo naše zemlje u posljednjih nekoliko godina. Trenutno je na snazi Uredba ruske vlade br. 1148 od 8. novembra 2012. prema kojoj su kompanije koje proizvode naftu dužne da plaćaju visoke kazne za prekomjerno sagorijevanje - iznad nivoa od 5%.
Važno je napomenuti da je tačnost zvanične statistike u vezi sa stopama recikliranja ozbiljno upitna. Prema procjenama stručnjaka, prerađuje se znatno manji udio izvađenog APG-a - oko 30%. I ne koristi se sav za proizvodnju plina i petrokemijskih proizvoda, značajan dio se prerađuje za proizvodnju električne energije. Dakle, pravi udio efektivna upotreba APG – kao sirovina za gas i petrohemiju – ne može činiti više od 20% ukupne količine proizvedenog APG-a.
Dakle, čak i na osnovu zvaničnih podataka, uzimajući u obzir samo količine spaljivanja APG-a, možemo zaključiti da se godišnje gubi više od 12 miliona tona vrijednih petrohemijskih sirovina koje bi se mogle dobiti preradom pratećeg naftnog plina. Od ovih sirovina bi se mogli proizvoditi važni proizvodi i dobra za domaću privredu, koja bi mogla postati osnova za razvoj novih industrija, otvaranje novih radnih mjesta, uključujući i u svrhu zamjene uvoznih proizvoda. Prema podacima Svjetske banke, dodatni prihod Ruska privreda od kvalifikovane prerade APG-a mogla bi iznositi više od 7 milijardi dolara godišnje, a prema podacima Ministarstva prirodnih resursa i životne sredine, naša privreda svake godine gubi 13 milijardi dolara.
Istovremeno, ako se uzmu u obzir količine spaljivanja pratećeg gasa na naftnim poljima za sopstvene potrebe i proizvodnju električne energije, mogućnost dobijanja sirovina, a samim tim i dodatne koristi za privredu naše zemlje može biti duplo veća. .
Razlozi za neracionalno korišćenje pratećeg gasa u našoj zemlji povezani su sa nizom faktora. Često su lokacije za proizvodnju nafte udaljene od infrastrukture za sakupljanje, transport i preradu naftnog gasa. Ograničen pristup sistemu magistralnog gasovoda. Nedostatak lokalnih potrošača proizvoda prerade APG-a, nedostatak isplativih rješenja za racionalno korištenje - sve to dovodi do činjenice da je najjednostavnije rješenje za naftne kompanije često spaljivanje pratećeg plina na poljima: u bakljama ili na proizvodi električnu energiju i domaće potrebe. Treba napomenuti da su se preduvjeti za neracionalno korištenje pratećeg naftnog plina stvorili još u god. početnim fazama razvoj naftne industrije, još u sovjetski period.
Trenutno se nedovoljno pažnje poklanja procjeni ekonomskih gubitaka države od neracionalnog korištenja – spaljivanja pratećeg naftnog gasa na poljima. Međutim, spaljivanje APG-a nanosi značajnu štetu ne samo ekonomijama zemalja proizvođača nafte, već i okolišu. Šteta u okolišu najčešće ima akumulativni karakter i dovodi do dugotrajnih i često nepovratnih posljedica. Da procjene ekološke štete i ekonomskih gubitaka ne bi bile prosječne i jednostrane, a motivacija za rješavanje problema bila smislena, potrebno je voditi računa o razmjerima naše zemlje i interesima svih strana.
Prije Velikog Otadžbinski rat 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 gasa na Severnom Kavkazu, Zakavkazju, Ukrajini, regionu Volge, Centralnoj Aziji, Zapadnom Sibiru i Daleki istok. 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;
Meldžinskoe, Luginetskoe, Ust-Silginskoe - Vasjuganska gasnonosna regija.
Volga-Uralska provincija nafte i gasa:
najznačajnije je Vuktilskoje, 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.
Severni 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. Posebno bitan Sada se preuzimaju gasno-kondenzatna polja Yamal (Bovanenkovskoye, Kruzenshternskoye, Kharasaveyskoye, itd.). 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 Medvežje se procjenjuju na 1,5 triliona m3, a Urengojskoe 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. Iz republika bivšeg SSSR-a Ruska Federacija proizvodi najviše gasa, na drugom mjestu je Turkmenistan (više od 1/10), a slijede Uzbekistan i Ukrajina. Posebno značenje stječe proizvodnju prirodnog plina na polici Svjetskog okeana. 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. Poslednja stvar vrijeme teče 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 glavni komponenta ovaj gas. Osim metana, prirodni plin sadrži svoje najbliže homologe - etan, propan, butan. Što više molekularne mase ugljovodonika, manje ga obično sadrži prirodni gas.
Compound prirodni gas varira od polja do polja.
Prosečan sastav prirodnog gasa:
|
CH 4 |
C2H6 |
C 3 H 8 |
C4H10 |
C5H12 |
N 2 i drugi gasovi |
|
|
Prirodni gas (% zapremine) |
80-98 |
0,5-4,0 |
0,2-1,5 |
0,1-1,0 |
0-1,0 |
2-13 |
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 na Sjevernom Kavkazu. Rusija je na prvom mestu u svetu 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 je gas koji postoji zajedno sa naftom, rastvoren je u nafti i nalazi se iznad njega, formirajući „gasnu 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:
|
CH 4 |
C2H6 |
C 3 H 8 |
C4H10 |
C5H12 |
N 2 i drugi gasovi |
|
|
Prolaz naftni gas (% zapremine) |
Povezani naftni gas je takođe prirodnog porekla. Dobio je posebno ime jer se nalazi u ležištima zajedno sa naftom:
Ili rastvoren u njemu,
Ili je u slobodnom stanju
Povezani naftni gas se takođe uglavnom sastoji od metana, ali ga sadrži značajan iznos i drugi ugljovodonici.
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.
|
III |
|||
|
Ugljovodonici |
CH4, C2H6 |
C3H8, C4H10 |
C5H12, C6H14, itd. |
|
Otpuštene smjese |
Suvi gas |
Propan-butan mješavina |
Gas benzin |
|
Aplikacija |
Suvi plin, po sastavu sličan prirodnom plinu, koristi se za proizvodnju acetilena, vodonika i drugih tvari, a također i kao gorivo. |
Propan i butan u tečnom stanju naširoko se koriste kao gorivo u svakodnevnom životu iu automobilskom transportu. |
Benzin koji sadrži isparljive tekuće ugljovodonike koristi se kao aditiv benzinu za bolje paljenje pri pokretanju motora. |
Ekstrahiraju se i pojedinačni ugljovodonici - etan, propan, butan i drugi. Njihovom dehidrogenacijom dobijaju se nezasićeni ugljovodonici - etilen, propilen, butilen itd.
Povezani naftni gas.
Povezani naftni gas je takođe prirodni gas po poreklu. Dobio je posebno ime jer se nalazi u naslagama zajedno s naftom - u njoj je otopljen i nalazi se iznad nafte, tvoreći plinsku "kapu". Povezani plin se rastvara u nafti jer je pod pritiskom na velikim dubinama. Kada se izvuče na površinu, pritisak u sistemu tečnost-gas opada, usled čega se smanjuje rastvorljivost gasa i oslobađa se gas iz nafte. Ova pojava čini proizvodnju nafte opasnom od požara i eksplozije. Sastav prirodnih i pratećih gasova iz različitih oblasti je različit. Povezani gasovi su raznovrsniji u komponentama ugljikovodika od prirodnih, pa ih je isplativije koristiti kao kemijske sirovine.
Povezani gas, za razliku od prirodnog gasa, sadrži uglavnom propan i butan izomeri.
Karakteristike pratećih naftnih gasova
Povezani naftni plin također nastaje kao rezultat prirodnog krekiranja nafte, pa stoga uključuje zasićene (metan i homolozi) i nezasićene (etilen i homolozi) ugljovodonike, kao i nezapaljive plinove - dušik, argon i ugljični dioksid CO 2. Ranije se prateći gas nije koristio i odmah je spaljen na terenu. Sada se sve više hvata jer je, kao i prirodni gas, a dobro gorivo i vrijedne hemijske sirovine.
Povezani plinovi se prerađuju u postrojenjima za preradu plina. Od njih proizvode metan, etan, propan, butan i "laki" plin benzin koji sadrži ugljikovodike s brojem atoma ugljika 5 ili više. Etan i propan se dehidrogeniraju kako bi se dobili nezasićeni ugljikovodici - etilen i propilen. Kao gorivo za domaćinstvo koristi se mješavina propana i butana (tečni plin). Benzin se dodaje običnom benzinu kako bi se ubrzalo njegovo paljenje pri pokretanju motora sa unutrašnjim sagorevanjem.
Ulje
Ulje je tečni zapaljivi fosil uljastog izgleda od žute ili svijetlosmeđe do crne karakterističnog mirisa, gustine 0,70 - 1,04 g/cm³, lakši od vode, nerastvorljiv u vodi, prirodna je složena mješavina pretežno tekućine ugljovodonike, uglavnom u alkanima linearne i razgranate strukture, koji sadrže od 5 do 50 atoma ugljika u molekulima, sa drugim organskim supstancama. Budući da je ulje mješavina različitih ugljovodonika, ono nema određenu tačku ključanja. Gasovite i čvrste komponente ulja otopljene su u njegovim tekućim komponentama, što određuje njegovo agregatno stanje.
Njegov sastav značajno zavisi od mesta vađenja. Sastav ulja je parafinski, naftenski i aromatični. Na primjer, Baku ulje je bogato cikličkim ugljovodonicima (do 90%), zasićeni ugljovodonici prevladavaju u nafti Grozny, a aromatični ugljovodonici prevladavaju u Uralu. Najčešća ulja su mešovitog sastava. Na osnovu gustine razlikuju se laka i teška ulja. Međutim, ulje je najčešće mješoviti tip. Osim ugljikovodika, ulje sadrži i nečistoće organskog kisika i sumpornih spojeva, kao i vode i soli kalcija i magnezija otopljene u njemu. Ukupno, ulje sadrži oko 100 različitih jedinjenja. Ulje sadrži i mehaničke nečistoće – pijesak i glinu.
D. I. Mendelejev je vjerovao da je ulje vrijedna sirovina za proizvodnju mnogih organskih proizvoda.
Ulje je vrijedna sirovina za proizvodnju visokokvalitetnih motornih goriva. Nakon prečišćavanja od vode i drugih neželjenih nečistoća, ulje se prerađuje.
Većina ulja se koristi za proizvodnju (90%) se koristi za proizvodnju razne vrste gorivo i maziva. Ulje je vrijedna sirovina za hemijsku industriju. Iako je udio nafte koji se koristi za proizvodnju petrokemijskih proizvoda mali, ovi proizvodi imaju vrlo veliki značaj. Mnogo hiljada organskih jedinjenja dobija se iz proizvoda destilacije nafte. Oni se, pak, koriste za proizvodnju hiljada proizvoda koji zadovoljavaju ne samo osnovne potrebe modernog društva, ali i potreba za udobnošću. Od supstanci ekstrahovanih iz ulja dobijamo:
Sintetičke gume;
Plastika;
Eksplozivi;
Sintetička vlakna;
NAFTA I GAS, NJIHOV SASTAV I FIZIČKA SVOJSTVA
OIL
Ulje je zapaljiva, uljasta tečnost, uglavnom tamne boje, specifičnog mirisa. U smislu hemijskog sastava, ulje je uglavnom mješavina različitih ugljovodonika sadržanih u njemu u najrazličitijim kombinacijama i koje određuju njegova fizička i kemijska svojstva.
U uljima se nalaze sledeće grupe ugljovodonika: 1) metan (parafin) so opšta formula S I N 2I + 2; 2) naftenski sa opštom formulom C„H 2P; 3) aromatični sa opštom formulom
SpN 2l -v- /
Najčešći ugljovodonici u prirodnim uslovima su metanski niz. Ugljovodonici ove serije - metan CH 4, etan C 2 H in, propan C 3 H 8 i butan C 4 Nu - na atmosferski pritisak i normalne temperature su u gasovitom stanju. Oni su dio naftnih plinova. Kako se pritisak i temperatura povećavaju, ovi laki ugljikovodici se mogu djelomično ili potpuno ukapljivati.
Pentan C 8 H 12, heksan C u H 14 i heptan C 7 H 1 u pod istim uslovima su u nestabilnom stanju: lako prelaze iz gasovitog u tečno stanje i nazad.
Ugljovodonici od C 8 H 18 do C 17 H zvuka su tekuće supstance.
Ugljikovodici s molekulima koji sadrže više od 17 atoma ugljika klasificiraju se kao čvrste materije. To su parafini i cerezini, sadržani u različitim količinama u svim uljima.
Fizička svojstva ulja i naftnih plinova, kao i njihove kvalitativne karakteristike, zavise od prevlasti pojedinih ugljikovodika ili njihovih razne grupe. Ulja u kojima dominiraju složeni ugljikovodici (teška ulja) sadrže manje količine benzina i naftnih frakcija. Sadržaj ulja
V, M-ANT V
velika količina smolasti i parafinski spojevi čine ga viskoznim i neaktivnim, što zahtijeva posebne mjere za njegovo izvlačenje na površinu i naknadni transport.
Osim toga, ulja se dijele prema glavnim pokazateljima kvalitete - sadržaju lakog benzina, kerozina i uljnih frakcija.
Frakcijski sastav ulja određuje se laboratorijskom destilacijom, koja se temelji na činjenici da svaki ugljikovodik uključen u njegov sastav ima svoju specifičnu tačku ključanja.
Laki ugljovodonici imaju niske tačke ključanja. Na primjer, pentan (C B H1a) ima tačku ključanja od 36 °C, a heksan (C 6 H1 4) ima tačku ključanja od 69 °C. Teški ugljovodonici imaju više tačke ključanja i dostižu 300 °C i više. Stoga, kada se ulje zagrije, njegove lakše frakcije prvo ključaju i isparavaju; kako temperatura raste, teži ugljikovodici počinju ključati i isparavati.
Ako se pare ulja zagrijane na određenu temperaturu sakupe i ohlade, tada će se te pare ponovo pretvoriti u tekućinu, a to je grupa ugljikovodika koji ključaju iz nafte u datom temperaturnom rasponu. Tako, ovisno o temperaturi zagrijavanja ulja, iz njega prvo isparavaju najlakše frakcije - benzinske frakcije, zatim one teže - kerozin, zatim dizel gorivo itd.
Procenat pojedinih frakcija u ulju koje ispare u određenim temperaturnim rasponima karakterizira frakcijski sastav ulja.
Obično se u laboratorijskim uvjetima destilacija ulja provodi u temperaturnim rasponima do 100, 150, 200, 250, 300 i 350 ° C.
Najjednostavnija rafinacija nafte temelji se na istom principu kao i gore opisana laboratorijska destilacija. Ovo je direktna destilacija ulja sa odvajanjem frakcija benzina, kerozina i dizela iz njega pod atmosferskim pritiskom i zagrijavanjem na 300-350 ° C.
U SSSR-u postoje razna ulja hemijski sastav i svojstva. Čak se i ulja iz istog polja mogu jako razlikovati jedno od drugog. Međutim, ulja svake regije SSSR-a također imaju svoje specifične karakteristike. Na primjer, ulja iz regije Ural-Volga obično sadrže značajne količine smola, parafina i jedinjenja sumpora. Ulja iz regije Embensky odlikuju se relativno niskim sadržajem sumpora.
Najveća raznolikost kompozicija i fizička svojstva posjeduju naftu iz regije Baku. Ovdje, uz bezbojna ulja u gornjim horizontima polja Surakhani, koja se sastoje gotovo isključivo od frakcija benzina i kerozina, postoje ulja koja ne sadrže benzinske frakcije. U ovoj oblasti se nalaze ulja koja ne sadrže katran, kao i visoko katranasta. Mnoga ulja u Azerbejdžanu sadrže naftenske kiseline. Većina ulja ne sadrži parafine. U pogledu sadržaja sumpora, sva Baku ulja su klasifikovana kao nisko-sumporna.
Jedan od glavnih pokazatelja komercijalnog kvaliteta ulja je njegova gustina. Gustoća ulja pri standardnoj temperaturi od 20°C i atmosferskom pritisku kreće se od 700 (gasni kondenzat) do 980 pa čak i 1000 kg/m 3 .
U terenskoj praksi, gustina sirove nafte se koristi za grubu procjenu njenog kvaliteta. Najvrednija su laka ulja gustine do 880 kg/m 3; imaju tendenciju da sadrže više frakcija benzina i ulja.
Gustoća ulja se obično mjeri posebnim hidrometrima. Hidrometar je staklena cijev sa proširenim donjim dijelom, koja sadrži živin termometar. Zbog velike težine žive, hidrometar zauzima okomit položaj kada je uronjen u ulje. U gornjem užem dijelu hidrometra nalazi se skala za mjerenje gustine, au donjem dijelu temperaturna skala.
Da bi se odredila gustoća ulja, hidrometar se spušta u posudu s ovim uljem i vrijednost njegove gustoće se mjeri duž gornje ivice formiranog meniskusa.
Da bi se dobijeno merenje gustine ulja na datoj temperaturi dovelo na standardne uslove, odnosno na temperaturu od 20°C, potrebno je uvesti temperaturnu korekciju, koja se uzima u obzir sledećom formulom:
r2o = R* + v(<-20), (1)
gdje je p 20 željena gustina na 20°C; p/ - gustina na temperaturi mjerenja I; A- koeficijent volumetrijskog širenja ulja čija se vrijednost uzima iz posebnih tabela; ona