De ce se eliberează gaz din petrol. Gazul petrolier asociat și problema eliminării acestuia

Orice câmp petrolier dezvoltat astăzi este o sursă nu numai de aur negru, ci și de numeroase produse secundare care necesită eliminare în timp util. Cerințe moderne pentru nivelul de ecologicitate al operatorilor forței de producție pentru a inventa metode din ce în ce mai eficiente de procesare a gazelor petroliere asociate. În ultimii câțiva ani, această resursă a fost în curs de procesare și este utilizată pe scară largă împreună cu .

Gazul petrolier asociat, sau pe scurt APG, este o substanță găsită în câmpurile petroliere. Se formează deasupra rezervorului principal și în grosimea acestuia ca urmare a scăderii presiunii sub presiunea de saturație a uleiului. Concentrația sa depinde de adâncimea în care se află uleiul și variază de la 5 m 3 în stratul superior la câteva mii de m 3 în cel inferior.

De regulă, la deschiderea unui rezervor, petroliștii dau peste așa-numitul „capac” gazos. Gazele de hidrocarburi există atât în ​​mod independent și sunt prezente în uleiul însuși sub formă lichidă, separându-se de acesta în timpul procesului și procesării. Gazul în sine constă în principal din metan și hidrocarburi mai grele. Compoziția sa chimică depinde de factori externi, cum ar fi geografia formațiunii.

Principalele tipuri

Valoarea gazelor petroliere asociate și perspectivele de utilizare ulterioară a acestuia sunt determinate de proporția de hidrocarburi din compoziția sa. Astfel, substanța eliberată din „capac” se numește gaz liber, deoarece constă în principal din metan ușor. Pe măsură ce se scufundă mai adânc în rezervor, cantitatea sa scade vizibil, dând loc altor gaze de hidrocarburi mai grele.

Gazul petrolier asociat condiționat este împărțit în mai multe grupuri, în funcție de cât de „hidrocarbură” este:

• pur, conținând 95–100% hidrocarburi;
• hidrocarbură cu un amestec de dioxid de carbon (de la 4 la 20%);
• hidrocarbură cu un amestec de azot (de la 3 la 15%);
• hidrocarbură-azot, în care azotul reprezintă până la 50% din volum.

Diferența fundamentală dintre gazele petroliere asociate și gazele naturale este prezența componentelor vaporoase, lichide cu molecul mare și substanțe care nu sunt incluse în grupul de hidrocarburi:

• sulfat de hidrogen;
• argon;
• acid carbonic;
• azot;
• heliu etc.

Metode asociate de prelucrare a gazelor petroliere

La mijlocul secolului trecut, APG obținut în mod inevitabil în procesul de producție a petrolului a fost aproape complet explodat. Prelucrarea acestui produs secundar a fost considerată atât de neprofitabilă încât consecințe negative de la arderea sa pentru o lungă perioadă de timp nu a fost acordată atenția cuvenită din partea publicului. Cu toate acestea, concentrarea produselor de ardere în atmosferă a determinat o deteriorare semnificativă a sănătății populației, ceea ce a reprezentat o sarcină dificilă pentru industria chimică: prelucrarea APG și aplicarea sa practică. Există câteva modalități cele mai populare de a utiliza gazul petrolier asociat.

metoda fracționată

Această metodă de procesare APG este separarea gazului în componente. Ca rezultat al procesului, se obțin gaze uscate purificate și o fracțiune largă de hidrocarburi ușoare: acestea și alte produse sunt foarte populare pe piața mondială. Un dezavantaj semnificativ al acestei scheme este nevoia de utilizatori finali prin conductă. Deoarece GPL, PBT și NGL sunt mai grele decât aerul, ele tind să se acumuleze în zonele joase și să formeze nori explozivi care pot provoca daune semnificative atunci când sunt explodate.

Gazul petrolier asociat este adesea folosit pentru a îmbunătăți recuperarea petrolului în câmpuri prin reinjectarea acestuia în rezervor - în acest fel presiunea crește și 10 mii de tone mai mult petrol pot fi produse dintr-un singur puț. Această metodă de utilizare a gazului este considerată costisitoare, prin urmare nu este utilizată pe scară largă în Federația Rusă și este folosită în principal în Europa. Principalul avantaj al metodei constă în costul redus: compania trebuie să cumpere doar echipamentul necesar. În același timp, astfel de măsuri nu utilizează APG, ci doar amână problema pentru ceva timp.

Instalarea unităților de alimentare

Un alt domeniu semnificativ de exploatare a gazelor asociate este furnizarea de energie la centralele electrice. În funcție de compoziția dorită a materiilor prime, metoda diferă Eficiență ridicatăși este foarte popular pe piață.

Gama de unități este largă: companiile au lansat atât producția de turbine cu gaz, cât și unități de putere cu piston. Aceste dispozitive fac posibilă asigurarea întregii funcționări a stației cu posibilitatea de reciclare a căldurii generate în producție.

Astfel de tehnologii sunt implementate activ în industria petrochimică, deoarece companiile luptă pentru independență față de furnizarea de energie electrică a deșeurilor radioactive. Cu toate acestea, oportunitatea și rentabilitatea ridicată a schemei se pot datora numai locației apropiate a centralei electrice de câmp, deoarece costurile de transport APG vor depăși potențialele economii. Pentru funcționarea în siguranță a sistemului, gazul trebuie să fie pre-uscat și curățat.

Metoda se bazează pe un proces de compresie criogenică folosind un ciclu de refrigerare cu un singur flux. APG preparat este lichefiat prin interacțiunea sa cu azotul în condiții create artificial.

Potențialul metodei luate în considerare depinde de o serie de condiții:

• performanța instalării;
• presiunea gazului sursă;
• alimentare cu gaz;
• conținut de hidrocarburi grele, compuși etan și sulf etc.

Schema se va manifesta cel mai eficient dacă complexele criogenice sunt instalate la stațiile de distribuție.

Curățarea membranei

Una dintre cele mai promițătoare tehnologii în acest moment. Principiul de funcționare al metodei constă în viteza diferită cu care componentele gazului asociat trec prin membrane speciale. Odată cu apariția materialelor cu fibre goale, metoda a câștigat o mulțime de avantaje față de metodele tradiționale de purificare și filtrare APG.

Gazul purificat este lichefiat și apoi trece printr-o procedură de separare în două segmente industriale: pentru a obține combustibil sau materie primă petrochimică. Procesul produce de obicei gaz slab care este ușor de transportat și LGN care sunt trimise la fabrici pentru producția de cauciuc, materiale plastice și aditivi pentru combustibili.

Domeniul de aplicare al APG

APG, așa cum am menționat mai sus, este o alternativă excelentă la sursele tradiționale de energie pentru centralele electrice, care este extrem de ecologică și permite întreprinderilor să economisească fonduri semnificative. Un alt domeniu este producția petrochimică. Dacă sunt disponibile finanțări, este posibil să se supună gazul unei procesări profunde, cu separarea ulterioară a substanțelor din el care sunt la mare căutare și joc. rol important atât în ​​industrie cât și acasă.

Pe lângă faptul că este folosit ca sursă de energie în centrale electrice și pentru producția în industria petrochimică, gazul petrolier asociat a fost folosit și ca materie primă pentru producția de combustibili sintetici (GTL). Tehnologia abia a început să decoleze și este de așteptat să devină destul de rentabilă dacă prețurile combustibilului continuă să crească.

Până în prezent, 2 proiecte majore au fost implementate în străinătate și sunt planificate încă 15 modificări. Cu alte cuvinte, chiar și într-o situație bună în Rusia, această tehnologie nu va fi răspândită în toate regiunile.

Unul dintre cele mai moderne moduri utilizarea eficientă de producție a gazului asociat se numește „gas lift”. Această tehnologie facilitează reglarea funcționării unui puț, simplificarea întreținerii acestuia și extragerea cu succes a petrolului din câmpurile cu un GOR ridicat. Dezavantajul tehnologiei este că avantajele enumerate măresc semnificativ costurile de capital pentru echipamentele tehnice ale puțului.

Sfera de aplicare a APG-ului procesat ar trebui să fie determinată de dimensiunea câmpului din care a fost obținut. Astfel, gazul din puțurile mici poate fi utilizat în mod corespunzător pe plan local ca combustibil, fără a cheltui bani pentru transportul său, în timp ce materiile prime la scară mai mare pot fi procesate și utilizate în întreprinderile industriale.

Pericol pentru mediu

Relevanța problemei utilizării și utilizării aplicate a gazului asociat este legată de fapt efect negativ, pe care îl redă dacă pur și simplu este ars în torțe. Prin această metodă, industria nu numai că pierde materii prime valoroase, ci și poluează atmosfera. Substanțe dăunătoare intensificarea efectului de seră. Toxinele și dioxidul de carbon dăunează atât mediului, cât și populației locale, crescând riscul de dezvoltare boală gravă, inclusiv cancerul.

Principalul obstacol în calea dezvoltării active a infrastructurii care s-ar ocupa de purificarea și procesarea gazelor petroliere asociate este discrepanța dintre mărimea taxei pe gazele arse și costul arderii gazelor. aplicare eficientă. Majoritatea companiilor petroliere preferă să plătească o amendă decât să aloce un buget semnificativ pentru întreprinderile prietenoase cu mediul care vor plăti abia după câțiva ani.

În ciuda dificultăților asociate cu transportul și purificarea APG, îmbunătățirea ulterioară a tehnologiilor pentru utilizarea corectă a acestei materii prime va rezolva problemele de mediu din multe regiuni și va deveni baza pentru o întreagă industrie la scară națională, al cărei cost în Federația Rusă, conform celor mai conservatoare estimări ale experților, va fi de aproximativ 15 miliarde de dolari.

În stadiul actual de dezvoltare a industriei petroliere, companiile producătoare au urmat un curs spre creșterea eficienței utilizării gazului asociat, un însoțitor inevitabil al „aurului negru” în orice domeniu din lume. Operatorii trec de la arderea cu gaz simplă și familiară cele mai noi tehnologii utilizarea și prelucrarea acestuia. Cu toate acestea, utilizarea gazelor petroliere este încă neprofitabilă și necesită forță de muncă.

Ce este gazul asociat

Gazul petrolier asociat (APG) se găsește în rezervoarele de petrol. Este eliberat atunci când presiunea din rezervor scade la un nivel mai mic decât presiunea de saturație a uleiului. Factorul gaz - concentrația de gaz în petrol - depinde de adâncimea zăcămintelor și variază de la cinci metri cubi până la straturile superioare până la câteva mii de metri cubi pe tonă în straturile inferioare. APG este eliberat în timpul pregătirii și producerii uleiului. După deschiderea rezervorului, fântâna de gaz de la „capac” începe să bată în primul rând. În plus, hidrocarburile gazoase se formează în timpul tratamentului termic al materiei prime, inclusiv hidrotratarea, reformarea și cracarea.

Separarea directă a gazelor petroliere de petrol prin separare se realizează pentru a atinge calitatea standard de „aur negru”. O astfel de muncă este efectuată folosind separatoare în mai multe etape. La prima etapă a unui astfel de dispozitiv, presiunea este de până la 30 bar, în ultima etapă - până la 4 bar. La rândul lor, temperatura și presiunea gazului rezultat depind de tehnologia specifică de separare. În același timp, producția de gaz este variabilă și se ridică la 100-5000 de metri cubi pe oră sau 25-800 de metri cubi pe tonă.

Compoziția gazului poate varia în funcție de caracteristicile specifice ale uleiului, de condițiile de formare și de apariție a acestuia, precum și de factorii care pot contribui la degazarea materiei prime. Împreună cu uleiul ușor, gazele grase sunt extrase la suprafață, iar gazele uscate sunt extrase cu ulei greu.

Valoarea produsului rezultat este direct proporțională cu volumul de hidrocarburi din compoziția sa, al cărui conținut fluctuează la nivelul de 100-600 de grame pe metru cub de APG. Gazul care se eliberează din „capsele”, numit gaz liber, conține componente de hidrocarburi mai puțin grele decât cel care este dizolvat direct în ulei. Datorită acestor proprietăți, proporția de metan din APG în stadiile inițiale de dezvoltare a câmpului este mai mare decât în ​​mai multe perioade târzii dezvoltarea blocului. După epuizarea „capselor” de gaz, partea principală a APG este înlocuită cu gaze dizolvate în ulei.

Clasificarea APG în funcție de compoziția sa calitativă:

1. Hidrocarbură pură (95–100% hidrocarburi).
2. Hidrocarbură cu dioxid de carbon (un amestec de 4–20% CO 2 ).
3. Hidrocarbură cu azot (impuritate 3–15% N2).
4. Hidrocarburi-azot (până la 50% N 2).

Gazul petrolier este diferit de gazul natural, care constă în principal din metan, cantitati mari butan, propan și etan, alte hidrocarburi saturate. APG include nu numai gaze, ci și componente de vapori, lichide macromoleculare, începând cu pentani, precum și substanțe care nu sunt hidrocarburi - mercaptani, hidrogen sulfurat, argon, azot, heliu, dioxid de carbon.

Pericol pentru om și natură

Datorită ritmului scăzut de dezvoltare a infrastructurii necesare colectării, mișcării și procesării gazelor petroliere și din cauza lipsei cererii pentru acesta, toate APG fără excepție au fost anterior arsă chiar la locurile de producție de petrol. Nici în prezent nu este posibil să se estimeze volumele de gaz asociat ars, deoarece multe câmpuri nu au sisteme de măsurare.

Potrivit estimărilor medii, vorbim de zeci de miliarde de metri cubi pe an la nivel mondial. În anii 2000, numai Rusia a ars 6,2 miliarde de metri cubi de APG anual. Un studiu al dezvoltării câmpului Priobskoye din regiunea autonomă Khanty-Mansiysk ne permite să concluzionam că astfel de date au fost semnificativ subestimate, deoarece aproximativ un miliard de metri cubi de APG sunt arși anual numai la acest sit.

Se estimează că, ca urmare a arderii gazului peste teritoriul rusesc Aproximativ 100 de milioane de tone de dioxid de carbon sunt produse anual. Astfel de estimări au fost făcute pe baza ipotezei utilizării eficiente a gazelor, deși acest lucru este departe de realitate. De fapt, din cauza arderii incomplete a gazului, metanul intră și în atmosferă, care este considerat un gaz cu efect de seră mai activ decât dioxidul de carbon. Arderea gazului eliberează, de asemenea, oxid de azot și dioxid de sulf. Astfel de componente din aerul atmosferic provoacă o creștere a cazurilor de boli ale organelor. sistemul respirator, viziune și tract gastrointestinal oamenii care locuiesc în regiunile de producție a petrolului.

Aproximativ 500 de mii de tone de funingine activă intră anual în aerul atmosferic. Experții în mediu cred că particulele de funingine pot fi transferate liber distante lungiși să fie depuse de gheață sau zăpadă pe suprafața pământului, ceea ce duce la o deteriorare a situației în zonele câmpurilor petroliere din cauza precipitațiilor particulelor solide poluante.

Pe lângă eliberarea de componente toxice în atmosferă, apare și poluarea termică. În jurul torței, în care este ars APG, începe distrugerea termică a solului pe o rază de până la 25 de metri, vegetația suferă pe o suprafață mai mare - pe o rază de până la 150 de metri.

Înainte de intrarea în vigoare în 2004 a Protocolului de la Kyoto, care include cerința de a utiliza gazul petrolier asociat, problema utilizării APG în stat rusesc practic ignorat. Situația s-a schimbat în partea mai buna din 2009, când un decret al guvernului Federației Ruse a prescris să ardă nu mai mult de 5% din volumul de gaz petrolier asociat.

Arderea gazelor petroliere asociate în străinătate este acuzată sever de autorități și supusă amenzilor semnificative. Sancțiunile financiare pentru incinerare sunt de așa natură încât aceasta devine neviabilă din punct de vedere economic. În Rusia, deci măsuri eficiente nu sunt încă acceptate.

Ministerul Resurselor Naturale al Federației Ruse, de exemplu, a afirmat că țara produce anual 55 de miliarde de metri cubi de gaz petrolier și doar 26% din acest volum este trimis pentru prelucrare, alți 47% este folosit la fața locului pentru nevoile de câmpul și anulat, iar restul de gaz - 27% - este ars . Pronedra a scris mai devreme că utilizarea APG de 95% în Rusia este așteptată abia până în 2035.

Probleme de transport

Rata scăzută de reducere a arderii gazelor se datorează în primul rând subdezvoltării tehnologiilor care ar permite utilizarea eficientă a acestuia. Compoziția unui astfel de gaz este instabilă și include impurități. Cheltuielile mari sunt asociate cu necesitatea de a „strânge” APG, deoarece se caracterizează prin nivel inalt conținut de umiditate de până la 100%.

APG este saturat cu hidrocarburi grele, ceea ce complică foarte mult procesul de transport prin sistemele de conducte. Consumatorii potențiali de gaze sunt de obicei departe de câmpurile petroliere. Instalarea conductelor către întreprinderile de prelucrare a gazelor este asociată cu costul ridicat al implementării unor astfel de proiecte. Un kilometru de conductă pentru pomparea APG costă aproximativ 1,5 milioane de dolari.

Stația de compresoare Yuzhno-Priobskaya

În legătură cu costurile de transport, costul pompării a 1.000 de metri cubi de gaz costă 30 USD. Spre comparație, costul obținerii aceleiași cantități de gaze naturale la întreprinderile Gazprom este de maximum 7 USD. Cu costul producției APG de până la 250 de ruble și al transportului - 400 de ruble la 1.000 de metri cubi, prețul unui astfel de gaz de pe piață este stabilit la cel mult 500 de ruble, ceea ce face automat orice metodă de procesare neprofitabilă. Reamintim că Lukoil a propus stabilirea unei taxe preferențiale pentru producția de APG supusă procesării profunde.

Costurile de operare semnificative sunt, de asemenea, asociate cu pierderea gazului asociat pe parcursul deplasării acestuia către punctele de procesare. Nu este posibil să se calculeze amploarea pierderilor tehnologice, deoarece acum nu există un sistem bine stabilit al contabilității lor instrumentale. Neprofitabilitatea lucrului cu APG duce la faptul că companiile din industrie includ de fapt costul construcției și exploatării sistemelor de conducte și stațiilor de compresoare pentru transportul gazului în costul petrolului.

Utilizarea gazului pentru nevoile câmpului

Ca o alternativă la arderea ineficientă și la procesarea costisitoare, tehnologia de utilizare APG poate fi utilizată prin pomparea acesteia împreună cu fluidele de lucru înapoi în rezervor - în "capac" - în procesul de producere a uleiului pentru a restabili presiunea din rezervor. În acest fel, se poate obține o creștere a gradului de recuperare a rezervorului.

Conform rezultatelor cercetării, s-a dovedit că, folosind metoda de injectare în rezervor, este posibil să se producă încă 10 mii de tone de petrol pe an dintr-un puț. Acum se studiază posibilitatea introducerii tehnologiei de injectare a gazului asociat în rezervor împreună cu apă, care se numește „impact apă-gaz”. Din păcate, practica injectării gazului în rezervoare este folosită în principal în străinătate, iar în Rusia, datorită costului său ridicat, nu a câștigat încă popularitate.

Operatori campuri petroliere APG este utilizat, inclusiv pentru generarea de energie. Energia generată este utilizată atât pentru nevoile pescuitului, cât și pentru alimentarea cu energie a zonelor din apropiere. Pentru operatorii care dezvoltă câmpuri mici, este fezabil din punct de vedere economic să producă energie pentru a-și satisface propriile nevoi și să furnizeze energie în cantități mici consumatorilor terți.

Centrala electrică cu turbină cu gaz Shinginskaya care funcționează cu gaz petrolier asociat

Dacă vorbim despre obținerea de gaze petroliere în blocuri mari, atunci în acest caz cea mai atractivă opțiune este producția de energie la centrale puternice cu mai departe angro la sistemul general de alimentare. În Rusia, construcția de centrale electrice cu APG la câmpuri este deja folosită peste tot. Volumul total de producție în cadrul schemei menționate se apropie de 1 miliard kWh pe an.

Eficiența APG pentru producerea de energie este rezonabilă cu condiția ca generarea să fie situată în apropierea câmpurilor. cu cel mai mult opțiune eficientă este utilizarea centralelor electrice cu microturbine. Acum se produc deja un număr mare de instalații, atât de tip piston, cât și de tip turbină, care funcționează pe gaz petrolier. Fracțiunile de evacuare formate atunci când APG este utilizat în astfel de sisteme pot fi utilizate pentru alimentarea cu căldură a instalațiilor.

În același timp, prezența hidrocarburilor de grup grele în APG afectează negativ eficiența utilizării gazului ca combustibil pentru generarea de energie, și anume, reduce capacitatea nominală a stațiilor și reduce timpul de funcționare a instalațiilor de generare între reparații. Trebuie remarcat faptul că compoziția instabilă și contaminarea cu impurități fac ca utilizarea APG pentru generarea de energie electrică fără uscare și purificare prealabilă să fie problematică.

Curățare și prelucrare APG

Toate gazele asociate pe care companiile petroliere nu le ard și nu le folosesc pentru injectare în rezervor sau pentru generarea de energie sunt trimise pentru procesare. Înainte de a fi transportat la unitățile de procesare, gazul petrolier este curățat. Eliberarea gazului din impuritățile mecanice și apă facilitează transportul acestuia. Pentru a preveni precipitarea fracțiilor lichefiate în cavitatea conductelor de gaz și pentru a ușura amestecul în ansamblu, unele dintre hidrocarburile grele sunt filtrate.

Îndepărtarea elementelor de sulf face posibilă prevenirea efectului coroziv al APG asupra pereților conductelor, iar extracția de azot și dioxid de carbon face posibilă reducerea volumului amestecului neutilizat în procesare. Curățarea se realizează folosind diferite tehnologii. După răcirea și comprimarea (comprimarea sub presiune) a gazului, acesta este separat sau prelucrat prin metode gaz-dinamice. Astfel de metode sunt ieftine, dar nu permit extragerea componentelor dioxid de carbon și sulf din APG.

Separatoare de separare la o stație de tratare a uleiului

În cazul utilizării metodelor de sorbție, nu numai hidrogenul sulfurat este îndepărtat parțial, ci și uscarea se efectuează din apă și fracțiuni de hidrocarburi umede. Dezavantajul sorbției este adaptarea nesatisfăcătoare a tehnologiei la condițiile de teren, ceea ce duce la pierderea a până la o treime din volumul APG. Uscarea cu glicol poate fi folosită pentru a îndepărta umezeala, dar numai ca a măsură suplimentară, întrucât, în afară de apă, nu extrage nimic altceva din amestec. Un alt proces specializat este desulfurarea - după cum sugerează și numele, folosit pentru îndepărtarea componentelor sulfului. De asemenea, se folosesc metode de curățare alcalină și de curățare cu amine.

Uscător cu adsorbție pentru uscarea gazelor asociate

Toate metodele de mai sus astăzi pot fi deja considerate învechite. În timp, ele vor fi probabil înlocuite sau combinate cu cele mai noi și cele mai multe metoda eficienta- curatarea membranei. Principiul se bazează pe rate diferite de penetrare a diferitelor componente APG prin fibrele membranei. Până în prezent, această metodă nu a fost folosită din cauza faptului că până la lansarea pe piață a membranelor cu fibre goale, utilizarea acesteia a fost ineficientă și nu a avut avantaje față de alte metode de tratare a gazelor.

Principiul de funcționare al instalației cu membrane

Gazul purificat, dacă nu este vândut imediat consumatorilor sub formă lichefiată pentru nevoile casnice și municipale, suferă o procedură de separare în două segmente - pentru a obține combustibil sau materii prime pentru industria petrochimică. După ce intră în instalația de procesare, APG este separat prin absorbție la temperatură scăzută și condensare în fracțiuni de bază, dintre care unele sunt produse gata de utilizare.

Ca urmare a separării, se formează în mare parte gazul stripat - metan cu un amestec de etan și o fracțiune largă de hidrocarburi ușoare (NGL). Gazul stripat poate fi transportat liber prin sisteme de conducte și folosit ca combustibil, precum și ca materie primă pentru producerea de acetilenă și hidrogen. În plus, procesarea gazelor produce propan-butan pentru automobile de tip lichid (adică combustibil pe gaz), hidrocarburi aromatice, fracții înguste și benzină stabilă. LGN-urile sunt trimise pentru prelucrare ulterioară la uzinele petrochimice. Acolo, din această materie primă se produc materiale plastice, cauciuc, aditivi pentru combustibil, hidrocarburi lichefiate.

1 - injectarea gazului în rezervor; 2 - combustibil pentru centrala electrica; 3 - ardere; 4 - curatare in profunzime; 5 - conducta principală de gaze; 6 - separarea APG; 7 - NGL; 8 - combustibil; 9 - statie de compresoare; 10 - APG transport

În străinătate se implementează într-un ritm dinamic cea mai recentă metodă producerea de hidrocarburi lichide din gazul asociat folosind tehnologia Gas-to-liquids, care prevede prelucrarea prin mijloace chimice. În Rusia, este puțin probabil ca această tehnică să fie utilizată pe scară largă, deoarece este strâns legată de condițiile de temperatură. mediu inconjurator si poate fi realizata doar in latitudinile cu clima calda sau temperata. În Rusia, ponderea predominantă a volumului de petrol este produsă în regiunile nordice, prin urmare, pentru a adopta metoda Gaz-to-lichide, va trebui să fie efectuată o muncă de cercetare minuțioasă.

Industria implementează în mod activ tehnologia compresiei criogenice APG folosind un ciclu cu un singur flux. Cele mai puternice sisteme de răcire sunt deja capabile să proceseze până la 3 miliarde de metri cubi de gaz asociat pe an. O soluție eficientă este instalarea unor astfel de complexe la stațiile de distribuție.

Gazul petrolier asociat, în ciuda rentabilității scăzute și uneori zero a prelucrării sale, își găsește cea mai largă aplicație în complexul de combustibil și energie și în industria petrochimică. Ca urmare a arderii APG, apar pierderi iremediabile ale unei cantități colosale de materii prime și resurse energetice. Deci, în fiecare an în Rusia aproape 140 de miliarde de ruble sunt „arse” în rachete - valoarea totală a gaz asociat propan, butan și alte componente.

Îmbunătățirea tehnologiilor de utilizare a APG va permite Rusiei să producă încă 6 milioane de tone de hidrocarburi lichide, 4 miliarde de metri cubi de etan, până la 20 de miliarde de metri cubi de gaz uscat pe an și, de asemenea, să genereze 70.000 GW de energie electrică. Stabilirea lucrărilor privind utilizarea eficientă a APG nu este doar o modalitate de a rezolva problemele de mediu și de a economisi resursele energetice, ci și baza pentru înființarea unei întregi industrii, al cărei cost la nivel național, conform celor mai conservatoare estimări, este estimat de experți la o duzină și jumătate de miliarde de dolari.

ȚEIUL ȘI GAZUL, COMPOZIȚIA LOR ȘI PROPRIETĂȚI FIZICE

ULEI

Uleiul este un lichid inflamabil, uleios, de culoare predominant închisă, cu un miros specific. Conform compoziției chimice, uleiul este în principal un amestec de diferite hidrocarburi conținute în el într-o mare varietate de combinații și determinându-i proprietățile fizice și chimice.

În uleiuri se găsesc următoarele grupe de hidrocarburi: 1) metan (parafinic) cu formula generală C i H 2i + 2; 2) naftenic cu formula generală С„Н 2П; 3) aromatice cu formula generala

spn 2l -in- /

Cel mai frecvent în conditii naturale hidrocarburi din seria metanului. Hidrocarburi din această serie - metan CH 4, etan C 2 H in, propan C 3 H 8 și butan C 4 Nu - la presiune atmosferică iar temperatura normală sunt în stare gazoasă. Ele fac parte din gazele petroliere. Odată cu creșterea presiunii și a temperaturii, aceste hidrocarburi ușoare pot deveni parțial sau complet lichide.

Pentanul C 8 H 12, \ hexanul C în H 14 şi heptanul C 7 H 1b în aceleaşi condiţii se află într-o stare instabilă: trec uşor de la starea gazoasă la cea lichidă şi invers.

Hidrocarburile de la C 8 H 18 la C 17 H stea sunt substanțe lichide.

Hidrocarburile cu mai mult de 17 atomi de carbon în moleculele lor sunt clasificate ca solide. Acestea sunt parafine și ceresine conținute în anumite cantități în toate uleiurile.

Proprietățile fizice ale uleiurilor și gazelor petroliere, precum și caracteristicile lor calitative, depind de predominanța hidrocarburilor individuale în ele sau de diverse grupuri. Uleiurile cu predominanță de hidrocarburi complexe (uleiuri grele) conțin o cantitate mai mică de benzină și fracțiuni de petrol. Conținut în ulei

B, M-ANT B

un numar mare compușii rășinoși și parafinici îl fac vâscos și inactiv, ceea ce necesită măsuri speciale de extragere la suprafață și transport ulterior.

În plus, uleiurile sunt subdivizate în funcție de principalii indicatori de calitate - conținutul de benzină ușoară, kerosen și fracțiuni de ulei.

Compoziția fracționată a uleiurilor se determină prin distilare de laborator, care se bazează pe faptul că fiecare hidrocarbură inclusă în compoziția sa are propriul punct de fierbere specific.

Hidrocarburile ușoare au puncte de fierbere scăzute. De exemplu, pentanul (C B H1a) are un punct de fierbere de 36 ° C, iar hexanul (C 6 H1 4) are un punct de fierbere de 69 ° C. Hidrocarburile grele au puncte de fierbere mai mari și ajung la 300 ° C și mai sus. Prin urmare, atunci când uleiul este încălzit, fracțiunile sale mai ușoare fierb mai întâi și se evaporă, iar pe măsură ce temperatura crește, hidrocarburile mai grele încep să fiarbă și să se evapore.

Dacă vaporii de ulei încălziți la o anumită temperatură sunt colectați și răciți, atunci acești vapori se vor transforma din nou într-un lichid, care este un grup de hidrocarburi care fierb din ulei într-un anumit interval de temperatură. Astfel, în funcție de temperatura de încălzire a uleiului, cele mai ușoare fracții - fracțiile de benzină - se evaporă mai întâi din acesta, apoi cele mai grele - kerosen, apoi solar etc.

Procentul de fracții individuale din ulei care fierb în anumite intervale de temperatură caracterizează compoziția fracționată a uleiului.

De obicei, în condiții de laborator, distilarea uleiului se efectuează în intervale de temperatură de până la 100, 150, 200, 250, 300 și 350 ° C.

Cea mai simplă rafinare a petrolului se bazează pe același principiu ca și distilarea de laborator descrisă. Aceasta este o distilare directă a uleiului cu eliberare de benzină, kerosen și fracțiuni solare din acesta sub presiune atmosferică și încălzire la 300-350 ° C.

În URSS, există uleiuri de diferite compoziție chimică si proprietati. Chiar și uleiurile din același domeniu pot varia foarte mult. Cu toate acestea, uleiurile din fiecare regiune a URSS au propriile lor caracteristici specifice. De exemplu, uleiurile din regiunea Ural-Volga conțin de obicei o cantitate semnificativă de rășini, parafină și compuși cu sulf. Uleiurile din regiunea Emba se caracterizează printr-un conținut relativ scăzut de sulf.

Cea mai mare varietate de compoziție și proprietăți fizice au petrol din regiunea Baku. Aici, alături de uleiurile incolore din orizonturile superioare ale câmpului Surakhani, constând practic numai din fracții de benzină și kerosen, există uleiuri care nu conțin fracții de benzină. În această zonă există uleiuri care nu conțin substanțe rășinoase, precum și cele foarte rășinoase. Multe uleiuri din Azerbaidjan conțin acizi naftenici. Majoritatea uleiurilor nu conțin parafine. În funcție de conținutul de sulf, toate uleiurile Baku sunt clasificate drept cu conținut scăzut de sulf.

Unul dintre principalii indicatori ai calității comerciale a uleiului / este densitatea acestuia. Densitatea uleiului la o temperatură standard de 20°C și presiunea atmosferică variază de la 700 (condens de gaz) la 980 și chiar 1000 kg/m 3 .

În practica de teren, densitatea țițeiului este utilizată pentru a evalua în general calitatea acestuia. Uleiurile ușoare cu o densitate de până la 880 kg/m 3 sunt cele mai valoroase; tind să conțină mai multe fracții de benzină și ulei.

Densitatea uleiurilor este de obicei măsurată cu hidrometre speciale. Hidrometrul este un tub de sticlă cu un tub expandat fundîn care se pune un termometru cu mercur. Datorită greutății semnificative a mercurului, hidrometrul, atunci când este scufundat în ulei, ia pozitie verticala. În partea îngustă superioară, hidrometrul are o scară pentru măsurarea densității, iar în partea inferioară, o scară de temperatură.

Pentru a determina densitatea uleiului, un hidrometru este coborât într-un vas cu acest ulei și valoarea densității sale este măsurată de-a lungul marginii superioare a meniscului format.

Pentru a aduce măsurarea densității uleiului obținut la o anumită temperatură la condiții standard, adică la o temperatură de 20 ° C, este necesar să se introducă o corecție a temperaturii, care este luată în considerare prin următoarea formulă:

p2o = P* + b(<-20), (1)

unde p 20 este densitatea dorită la 20 ° C; p/ - densitatea la temperatura de măsurare eu; A- coeficientul de dilatare volumetrică a petrolului, a cărui valoare este luată din tabele speciale; ea

Trimiteți-vă munca bună în baza de cunoștințe este simplu. Utilizați formularul de mai jos

Studenții, studenții absolvenți, tinerii oameni de știință care folosesc baza de cunoștințe în studiile și munca lor vă vor fi foarte recunoscători.

postat pe http://www.allbest.ru/

Caracteristica APG

Trecereuleigaz(PNG) este un gaz natural de hidrocarburi dizolvat în petrol sau situat în „calotele” zăcămintelor de condensat de petrol și gaze.

Spre deosebire de binecunoscutul gaz natural, gazul petrolier asociat conține, pe lângă metan și etan, o mare proporție de propani, butani și vapori de hidrocarburi mai grele. Multe gaze asociate, în funcție de domeniu, conțin și componente non-hidrocarburi: hidrogen sulfurat și mercaptani, dioxid de carbon, azot, heliu și argon.

La deschiderea rezervoarelor de ulei, gazul „capselor” de ulei începe de obicei să curgă primul. Ulterior, partea principală a gazului asociat produs este gazele dizolvate în ulei. Gazul „capselor” de gaz sau gazul liber este „mai ușor” în compoziție (cu un conținut mai scăzut de gaze de hidrocarburi grele) în contrast cu gazul dizolvat în ulei. Astfel, etapele inițiale ale dezvoltării câmpului sunt de obicei caracterizate de producția anuală mare de gaz petrolier asociat cu o proporție mai mare de metan în compoziția sa. Odată cu funcționarea pe termen lung a zăcământului, debitul de gaz petrolier asociat este redus și o mare parte a gazului cade pe componente grele.

Trecere ulei gaz este important materii prime Pentru energie Și chimic industrie. APG are o putere calorică mare, care variază de la 9.000 la 15.000 Kcal/m3, dar utilizarea lui în generarea de energie este îngreunată de instabilitatea compoziției și prezența unei cantități mari de impurități, ceea ce necesită costuri suplimentare pentru purificarea gazelor („ uscare"). În industria chimică, metanul și etanul conținute în APG sunt utilizate pentru producția de materiale plastice și cauciuc, în timp ce elementele mai grele servesc drept materii prime pentru producerea de hidrocarburi aromatice, aditivi pentru combustibili cu octan ridicat și gaze de hidrocarburi lichefiate, în special lichefiate tehnice. propan-butan (SPBT).

PNG în cifre

În Rusia, conform datelor oficiale, anual se extrag aproximativ 55 de miliarde de m3 de gaz petrolier asociat. Dintre acestea, aproximativ 20-25 miliarde m3 sunt arse pe câmpuri și doar circa 15-20 miliarde m3 sunt folosiți în industria chimică. Cea mai mare parte a APG ars provine din câmpuri noi și greu accesibile din Siberia de Vest și de Est.

Un indicator important pentru fiecare câmp petrolier este GOR de petrol - cantitatea de gaz petrolier asociat per tonă de petrol produsă. Pentru fiecare câmp, acest indicator este individual și depinde de natura câmpului, de natura funcționării acestuia și de durata dezvoltării și poate varia de la 1-2 m3 la câteva mii de m3 pe tonă.

Rezolvarea problemei utilizării gazelor asociate nu este doar o chestiune de ecologie și economisire a resurselor, ci este și un potențial proiect național în valoare de 10-15 miliarde USD Gazul petrolier asociat este cel mai valoros combustibil, energie și materie primă chimică. Doar utilizarea volumelor de APG, a căror prelucrare este viabilă economic în condițiile actuale de piață, ar face posibilă producerea anuală a până la 5-6 milioane de tone de hidrocarburi lichide, 3-4 miliarde de metri cubi. etan, 15-20 miliarde de metri cubi gaz uscat sau 60 - 70 mii GWh de energie electrică. Posibilul efect cumulat va fi de până la 10 miliarde USD/an în prețurile pieței interne, sau aproape 1% din PIB-ul Federației Ruse.

În Republica Kazahstan, problema utilizării APG nu este mai puțin acută. În prezent, conform datelor oficiale, din 9 miliarde de metri cubi. Sunt utilizate doar două treimi din APG produs anual în țară. Volumul gazului ars ajunge la 3 miliarde de metri cubi. in an. Mai mult de un sfert din întreprinderile producătoare de petrol care operează în țară ard mai mult de 90% din APG produs. Gazele petroliere asociate reprezintă aproape jumătate din toate gazele produse în țară, iar ritmul de creștere a producției APG depășește în prezent ritmul de creștere a producției de gaze naturale.

Problemă de utilizare a APG

Problema utilizării gazului petrolier asociat a fost moștenită de Rusia din epoca sovietică, când accentul în dezvoltare era adesea pus pe metode extinse de dezvoltare. În dezvoltarea provinciilor petroliere, în prim plan a fost creșterea producției de țiței, principala sursă de venit pentru bugetul național. Calculul a fost făcut pe zăcăminte gigantice, producție pe scară largă și minimizarea costurilor. Procesarea gazelor petroliere asociate, pe de o parte, a fost pe fundal din cauza necesității de a face investiții de capital semnificative în proiecte relativ mai puțin profitabile, pe de altă parte, au fost create sisteme ramificate de colectare a gazelor în cele mai mari provincii petroliere și GPP-uri gigantice. au fost construite pentru materii prime din câmpurile din apropiere. În prezent observăm consecințele unei astfel de megalomanii.

Schema de utilizare a gazelor asociate adoptată în mod tradițional în Rusia încă din epoca sovietică implică construirea de fabrici mari de procesare a gazelor, împreună cu o rețea extinsă de conducte de gaz pentru colectarea și livrarea gazelor asociate. Implementarea schemelor tradiționale de utilizare necesită cheltuieli de capital și timp semnificative și, după cum arată experiența, aproape întotdeauna se află cu câțiva ani în urmă față de dezvoltarea depozitelor. Utilizarea acestor tehnologii este eficientă din punct de vedere economic doar la unități de producție mari (miliarde de metri cubi de gaz sursă) și nejustificată din punct de vedere economic la zăcămintele medii și mici.

Un alt dezavantaj al acestor scheme este incapacitatea, din motive tehnice și de transport, de a utiliza gazul asociat etapelor de separare finală din cauza îmbogățirii acestuia cu hidrocarburi grele - un astfel de gaz nu poate fi pompat prin conducte și este de obicei ars. Prin urmare, chiar și la câmpurile echipate cu gazoducte, gazele asociate din etapele finale ale separării continuă să fie arse.

Principalele pierderi de gaze petroliere se formează în principal din cauza câmpurilor îndepărtate mici, mici și mijlocii, a căror pondere în țara noastră continuă să crească rapid. Organizarea colectării gazelor din astfel de zăcăminte, așa cum s-a arătat mai sus, conform schemelor propuse pentru construcția de instalații mari de procesare a gazelor, este o măsură foarte intensivă în capital și ineficientă.

Chiar și în regiunile în care sunt amplasate fabrici de procesare a gazelor și există o rețea extinsă de colectare a gazelor, întreprinderile de prelucrare a gazelor sunt încărcate cu 40-50%, iar în jurul lor ard zeci de vechi și se aprind torțe noi. Acest lucru se datorează reglementărilor actuale din industrie și lipsei de atenție față de problemă, atât din partea petrolierilor, cât și a procesatorilor de gaze.

În epoca sovietică, dezvoltarea infrastructurii de colectare a gazelor și furnizarea de APG la uzinele de prelucrare a gazelor au fost realizate în cadrul unui sistem planificat și finanțate în conformitate cu un program unificat de dezvoltare a câmpului. După prăbușirea Uniunii și formarea companiilor petroliere independente, infrastructura pentru colectarea și livrarea APG către uzine a rămas în mâinile procesatorilor de gaze, iar sursele de gaze, desigur, au fost controlate de lucrătorii din petrol. Situația de monopol a cumpărătorului a apărut atunci când companiile petroliere, de fapt, nu aveau alternative pentru utilizarea gazului petrolier asociat, cu excepția livrării acestuia într-o conductă pentru transportul către GPP. Mai mult, guvernul a stabilit în mod legal prețurile pentru livrarea gazelor asociate către fabricile de procesare a gazelor la un nivel deliberat scăzut. Pe de o parte, acest lucru a permis fabricilor de procesare a gazelor să supraviețuiască și chiar să se simtă bine în turbulenții ani 90, pe de altă parte, a privat companiile petroliere de un stimulent să investească în construirea infrastructurii de colectare a gazelor la noi zăcăminte și să furnizeze gaz asociat către întreprinderile existente. Drept urmare, Rusia are acum simultan instalații de procesare a gazului inactiv și zeci de rachete de materii prime pentru încălzirea aerului.

În prezent, Guvernul Federației Ruse, în conformitate cu Planul de acțiune aprobat pentru dezvoltarea industriei și tehnologiei pentru 2006-2007. se elaborează un Decret pentru a include în acordurile de licență cu utilizatorii subsolului cerințe obligatorii pentru construirea de unități de producție pentru prelucrarea gazelor petroliere asociate generate în timpul producției de petrol. Examinarea și adoptarea rezoluției vor avea loc în al doilea trimestru al anului 2007.

În mod evident, implementarea prevederilor acestui document va presupune necesitatea ca utilizatorii subsolului să atragă resurse financiare semnificative pentru a rezolva problemele de utilizare a gazelor de ardere și construirea de instalații relevante cu infrastructura necesară. Totodată, investițiile de capital necesare în complexele de producție de procesare a gazelor fiind create depășesc în cele mai multe cazuri costul instalațiilor de infrastructură petrolieră existente în câmp.

Necesitatea unor astfel de investiții suplimentare semnificative într-o parte non-core și mai puțin profitabilă a afacerii companiilor petroliere, în opinia noastră, va duce inevitabil la o reducere a activităților de investiții ale utilizatorilor subsolului care vizează găsirea, dezvoltarea, dezvoltarea de noi domenii și intensificarea producției de produs principal și cel mai profitabil - petrol, sau poate duce la nerespectarea cerințelor acordurilor de licență cu toate consecințele care decurg. O soluție alternativă la situația cu utilizarea gazelor de ardere, în opinia noastră, este implicarea unor companii specializate de servicii de management care sunt capabile să implementeze rapid și eficient astfel de proiecte fără a atrage resurse financiare de la utilizatorii subsolului.

gaz petrol prelucrare gaz hidrocarbură

Aspecte de mediu

Arderetrecereuleigaz reprezintă o problemă gravă de mediu atât pentru regiunile producătoare de petrol, cât și pentru mediul global.

În fiecare an, în Rusia și Kazahstan, ca urmare a arderii gazelor petroliere asociate, mai mult de un milion de tone de poluanți, inclusiv dioxid de carbon, dioxid de sulf și particule de funingine, intră în atmosferă. Emisiile rezultate din arderea gazelor petroliere asociate reprezintă 30% din toate emisiile în atmosferă din Siberia de Vest, 2% din emisiile din surse staționare din Rusia și până la 10% din totalul emisiilor atmosferice ale Republicii Kazahstan.

De asemenea, este necesar să se țină cont de impactul negativ al poluării termice, a cărei sursă este exploziile de petrol. Siberia de Vest a Rusiei este una dintre puținele regiuni slab populate ale lumii ale căror lumini pot fi văzute noaptea din spațiu, împreună cu iluminarea nocturnă a marilor orașe din Europa, Asia și America.

În același timp, problema utilizării APG este văzută ca fiind deosebit de actuală pe fondul ratificării de către Rusia a Protocolului de la Kyoto. Atragerea de fonduri din fondurile europene de carbon pentru proiectele de stingere a incendiilor ar face posibilă finanțarea a până la 50% din costurile de capital necesare și ar crește semnificativ atractivitatea economică a acestei zone pentru investitorii privați. Până la sfârșitul anului 2006, volumul investițiilor în carbon atrase de companiile chineze în cadrul Protocolului de la Kyoto a depășit 6 miliarde de dolari, în ciuda faptului că țări precum China, Singapore sau Brazilia nu și-au asumat obligații de reducere a emisiilor. Cert este că doar pentru ei există posibilitatea de a vinde emisii reduse în cadrul așa-numitului „mecanism de dezvoltare curată”, atunci când se estimează reducerea emisiilor potențiale, mai degrabă decât reale. Întârzierea Rusiei în materie de înregistrare legislativă a mecanismelor de înregistrare și transfer de cote de carbon va costa companiile autohtone miliarde de dolari din investiții pierdute.

Găzduit pe Allbest.ru

...

Documente similare

Modalități de utilizare a gazelor petroliere asociate. Utilizarea arderii gazelor petroliere asociate pentru sistemul de încălzire, alimentare cu apă caldă, ventilație. Dispozitiv și principiu de funcționare. Calculul bilanțului de materiale. Căldura fizică a reactanților și a produselor.

rezumat, adăugat 04.10.2014


Utilizarea gazelor petroliere asociate (APG) și impactul acestuia asupra naturii și omului. Motive pentru utilizarea incompletă a APG, compoziția sa. Impunerea de amenzi pentru arderea APG, aplicarea de restricții și creșterea coeficienților. Modalități alternative de utilizare a APG.

rezumat, adăugat 20.03.2011


Conceptul de gaze asociate petrolului ca un amestec de hidrocarburi care sunt eliberate din cauza scăderii presiunii atunci când petrolul se ridică la suprafața Pământului. Compoziția gazului petrolier asociat, caracteristicile prelucrării și utilizării acestuia, principalele metode de utilizare.

prezentare, adaugat 11.10.2015


Descrierea generală a unei centrale electrice cu turbină cu gaz. Implementarea unui sistem de control îmbunătățit pentru încălzirea pe gaz petrolier asociat, calculul coeficienților de control pentru acest sistem. Descrierea proceselor fizice în timpul încălzirii gazului petrolier asociat.

teză, adăugată 29.04.2015


Compresoare utilizate pentru transportul gazelor. Limita de explozie a gazelor petroliere. Calculul efectului economic anual din introducerea blocurilor de compresoare pentru comprimarea și transportul gazelor petroliere. Greutatea specifică a gazului la injectare.

lucrare de termen, adăugată 28.11.2010


Structura organizatorică a OJSC „Samotlorneftegaz”, istoria creării și dezvoltării companiei. Caracteristicile domeniilor dezvoltate; dezvoltarea și perspectivele de dezvoltare a acestora. Metode de exploatare a câmpurilor petroliere. Sisteme de colectare a petrolului și gazelor.

raport de practică, adăugat la 25.03.2014


Măsuri și echipamente pentru prevenirea eliberării fluidelor și a gazelor petroliere asociate în mediu. Echipament pentru prevenirea fântânilor deschise. Complexe de control pentru supapele de închidere de fund. Protecția muncii și a mediului în fântâni.

teză, adăugată 27.02.2009


Gaz petrolier asociat ca amestec de gaze și componente vaporoase de hidrocarburi și nehidrocarburi de origine naturală, caracteristici ale utilizării și eliminării acestuia. Separarea petrolului de gaze: esența, justificarea acestui proces. Tipuri de separatoare.

lucrare de termen, adăugată 14.04.2015


Soluții de proiectare de bază pentru dezvoltarea câmpului Barsukovsky. Starea de dezvoltare și stocul puțurilor. Concepte despre colectarea, transportul și prepararea petrolului și gazelor în domeniu. Caracteristicile materiilor prime, materialelor auxiliare și produselor finite.

lucrare de termen, adăugată 26.08.2010


Analiza arzatoarelor pe gaz: clasificarea, alimentarea cu gaz si aer a frontului de ardere a gazelor, formarea amestecului, stabilizarea frontului de aprindere, asigurarea intensitatii arderii gazelor. Aplicații ale sistemelor de automatizare parțială sau complexă a arderii gazelor.

Gazul asociat este definit ca gazul dizolvat în petrol, care este extras din subsol împreună cu petrol și separat de acesta prin separare în mai multe etape la instalațiile de producție și tratare a petrolului: stații de pompare de rapel (BPS), unități de separare a uleiului, unități de tratare a petrolului ( UPN), punctele centrale pentru prepararea petrolului la starea de comercializare (TsPPN). Separarea APG are loc direct în separatoarele de ulei instalate la aceste instalații. Numărul de etape de separare depinde de calitatea uleiului produs, de presiunea din rezervor și de temperatura fluidului. De obicei, la instalațiile de tratare a uleiului se folosesc două etape de separare, ocazional una sau, dimpotrivă, trei etape de separare (finale).

Compoziția componentelor gazului petrolier asociat este un amestec de diferite hidrocarburi gazoase și lichide (în stare instabilă), variind de la metan la omologii săi până la C10+, precum și gaze non-hidrocarburi (H2, S, N2, He, CO2). , mercaptani) și alte substanțe. Cu fiecare etapă ulterioară de separare, gazul eliberat din ulei devine mai dens (uneori chiar mai mult de 1700 g / m 3 ) și bogat în calorii (până la 14 000 kcal / m 3), conținând în compoziția sa mai mult de 1000 g / m 3 C3 + hidrocarburi. Acest lucru se datorează unei scăderi a presiunii în separatorul etapei finale (mai puțin de 0,1 kgf / cm 2 .) și unei creșteri a temperaturii de preparare a uleiului (până la 65-70 0 C), care contribuie la trecerea componentele uleiului ușor în stare gazoasă.

Cele mai multe gaze asociate, în special gazele de joasă presiune, sunt clasificate ca gaze grase și extragrase. Cu uleiul ușor se produc de obicei gaze mai grase, cu uleiuri grele, mai ales gaze uscate (sărace și medii). Pe măsură ce conținutul de hidrocarburi C3+ crește, valoarea gazului petrolier asociat crește. Spre deosebire de gazul natural, care conține până la 98% metan, domeniul de aplicare al gazelor petroliere este mult mai larg. La urma urmei, acest gaz poate fi folosit nu numai pentru a produce căldură sau electricitate, ci și ca materie primă valoroasă pentru produse petrochimice. Gama de produse care pot fi obținute din gazul asociat prin separare fizică este destul de largă:

• - Gaz uscat stripat (SOG);
• - Fracție largă de hidrocarburi ușoare (NGL);
• - benzină stabilă;
• - Combustibil pe gaz (propan-butan auto);
• - Gaz petrolier lichefiat (GPL) pentru nevoi casnice;
• - Etan și alte fracții înguste, inclusiv hidrocarburi individuale (propan, butani, pentani).

În plus, compușii cu azot, heliu și sulf pot fi izolați din APG. Trebuie remarcat faptul că pentru fiecare redistribuire ulterioară, în care produsele redistribuirii anterioare vor servi ca materie primă, de exemplu:

Unde valoarea produselor noi va crește de multe ori.

În ceea ce privește nivelul de utilizare a APG de 95%, aici merită să acordați atenție abordării existente pentru rezolvarea problemei. În Rusia, fiecare zonă de licență trebuie să utilizeze 95% din cantitatea totală de gaz petrolier asociat recuperat, indiferent dacă zăcământul este mare sau mic, cu infrastructură existentă sau nu. În perioada sovietică, statul însuși a stabilit niveluri ridicate de utilizare a gazelor asociate și a alocat el însuși fonduri pentru construcția de instalații relevante. Eficacitatea măsurilor a fost calculată fără rentabilitatea investiției și fără dobânzi pentru împrumuturi. Instalațiile de utilizare a APG au fost considerate ecologice și au avut avantaje fiscale. Și, apropo, nivelul de utilizare a APG a crescut cu succes. Astăzi situația este diferită. Companiile petroliere sunt acum forțate să se ocupe în mod independent de problemele creșterii nivelului de utilizare a APG, ceea ce implică adesea necesitatea construirii unor instalații ineficiente și, eventual, chiar și fără rentabilitatea investiției din aceste activități. Motivul este simplu: la zăcămintele vechi dezvoltate cu infrastructură dezvoltată, volumele APG sunt utilizate în majoritatea cazurilor în proporție de 95% (în principal pentru uzinele de procesare a gazelor), spre deosebire de zăcăminte noi, îndepărtate, care acum sunt aduse în dezvoltare din ce în ce mai mult datorită la epuizarea rezervelor în vechi . În mod firesc, noile zăcăminte de petrol ar trebui să fie interconectate printr-un sistem de transport al gazelor, ar trebui construite instalații pentru prepararea și procesarea gazelor, obținerea de produse de chimie a gazelor, adică ar trebui să existe o creștere a nivelurilor de „redistribuire” a gazelor petroliere pentru a activitate economică eficientă.