ПРИРОДНЫЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ ГАЗЫ

ПРИРОДНЫЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ ГАЗЫ

Виды месторождений УВ газов:

Ø Газовые месторождения – содержат УВ, которые являются газовыми как в условиях нахождения под землёй, так и после выхода на поверхность (добыча).

Ø Попутные газы нефтяных месторождений – газы находятся в растворённом виде или в форме газовых шапок в большинстве месторождений нефти.

Ø Газоконденсатные месторождения– газ содержит УВ, которые являются жидкими при нормальных условиях, и после добычи эти УВ отделяются в виде жидкой фазы (газовый бензин).

Ø Природные газы в месторождениях каменного угля или сланцев – газ находится как в порах твёрдых ископаемых (угля) так и между их слоями. В последние годы в США все шире проводится добыча сланцевых газов.

Ø Месторождения газовых гидратов – твёрдые снегообразные образования, состоящие из низших алканов С₁-С₃ и молекул воды, связанными слабыми взаимодействиями, причём молекула воды образует каркас (как в кристаллах льда, в полости которых удерживается молекула УВ). В зависимости от структуры кристалла гидраты могут иметь разный состав. Таких месторождений разведано огромное количество – углеводородов в них больше, чем в других газовых месторождениях в сумме с нефтяными. Но пока не существует безопасных технологий их добычи (при нагреве до 20-30 0С начинается взрывной процесс разложения газовых гидратов). Поэтому их пока рассматривают только как перспективное сырье.

Состав природных газов:

· Низшие насыщенные углеводороды. Метан (СН₄) – основной компонент природного газа, его доля может достигать 98-99%. А в попутных газах и газоконденсатах доля метана может составлять менее 90% и увеличивается доля алканов С₂-С₅. Газы, в которых таких алканов (С₂-С₅) больше 5%, часто называют жирными.

· Азот (N₂) – является одним из компонентов природного газа и его доля в нём может достигать 15%.

· Газообразные сераорганические примеси (меркаптаны СН₃SH, сульфиды R-S-R), иногда их может быть несколько процентов.

· Различные другие газообразные примеси – СО₂, Н₂, Н₂S, Н₂O, He.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ КОМПОНЕНТОВ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Метан широко используется как топливо на электростанциях и для бытовых нужд, а также как ценное сырьё для производства синтез-газа (СО+Н₂), синильной кислоты (НСN), ацетилена (СН≡ СН).

Смесь алканов С₂-С₆ называют широкой фракцией лёгких УВ (ШФЛУ), она являются сырьём для процесса пиролиза с получением этилена, пропилена, бензола, бутенов и др.

Смесь алканов С₃-С₄– широко используется как топливо (пропан-бутановое), из н-бутана получают дегидрированием бутадиен.

Добыча газа осуществляется через сеть скважин. Себестоимость добычи газа меньше себестоимости добычи нефти или угля, поскольку газ самопроизвольно выходит на поверхность по скважине или по трубе. Степень извлечения газов из газовых и газоконденсатных месторождений составляет 80-90%.

Глубина, на которой находятся добываемые в настоящее время природные газы, колеблется от 1000 метров до нескольких километров. Газ извлекается из недр при помощи специально пробуренных скважин, которые называются добывающими или эксплуатационными. Существует несколько разновидностей скважин — они используются не только для добычи, но и для изучения геологического строения недр, поиска новых месторождений, вспомогательных работ и т.д. Добывающие скважины располагаются по всей территории месторождения, чтобы пластовое давление спадало относительно равномерно. Усредненное расстояние между нагнетательными скважинами составляет 800 – 1200 м, а между добывающими 400 – 800 м.

Бурение обычно проводят «лесенкой», т.е по мере углубления скважины для укрепления ее стенок трубы вкладываются (следующая внутрь предыдущей) — по принципу раскладной подзорной трубы. Ствол скважины укрепляют специальными обсадными трубами и цементируют.

Наряду с разработкой газовых и газоконденсатных месторождений без поддержания давления (этот метод наиболее распространен), иногда используется также метод разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем закачки сухого (отбензиненного) газа обратно в пласт. Этот способ называется сайклинг-процесс. При сайклинг-процессе совместная добыча газа и конденсата производится с целью получения в качестве основного продукта конденсата. Этот процесс применяется, когда в месторождении много конденсата и относительно немного газов. Его продолжают до тех пор, пока добыча конденсата рентабельна, затем месторождение разрабатывается как чисто газовое на истощение. Основным недостатком этого метода является длительная консервация запасов газа

НЕФТЬ – СОСТАВ, СВОЙСТВА, ДОБЫЧА, ПЕРВИЧНАЯ ОЧИСТКА, ТРАНСПОРТИРОВКА

СОСТАВ НЕФТЕЙ

«Классическая» нефть представляет собой подвижную маслянистую горючую жидкость легче воды от светло-коричневого до черного цвета со специфическим запахом. Однако доля таких легких и относительно низковязких нефтей в добыче довольно быстро снижается, а растет доля тяжелых нефтей – с высокой плотностью и вязкостью. Их гораздо тяжелее добывать, транспортировать и перерабатывать в наиболее ценные нефтепродукты (бенхин, дизтопливо и др.) и в легкое углеводородное сырье для ПОС.

С позиций химии нефть – сложная многокомпонентная смесь газообразных, жидких и твердых взаиморастворимых углеводородов различного химического строения с числом углеродных атомов до 100 и более (но в основном – до С50) с примесью гетероорганических соединений серы, азота, кислорода и некоторых металлов. Чем больше высокомолекулярных компонентов в нефтях (смол и асфальтенов), тем они «тяжелее». Когда много высокомолекулярных твердых парафинов (алканов) и асфальтенов (полиароматики), то повышается температура застывания нефти, когда много полимерных углеводородов (смол), то растет вязкость. Сейчас часто добывают нефти, которые при нормальных условиях почти не текут, иногда температура их застывания превышает 30 ⁰С. По химическому составу нефти различных месторождений весьма разнообразны – в них могут преобладать алканы, нафтены, реже – ароматика.

Кроме углеводородов и примесей воды, сернистых и азотсодержащих примесей, в нефтях обнаружены в незначительных количествах очень многие элементы, в т. ч. металлы (Са, Mg, Fe, Al, V, Ni и др.).

Смоло-асфальтеновые вещества затрудняют переработку нефтей в наиболее востребованные легкие топлива (бензины, керосины, дизтоплива) и отрицательно влияют на качество смазочных масел (ухудшают цвет, увеличивают нагарообразование, понижают смазывающую способность и т. д.). Однако в составе получаемых из нефтяных остатков (гудронов и др.) битумов они обеспечивают необходимые качества. Основные направления использования битумов: дорожные покрытия, гидроизоляционные материалы, в строительстве, производство кровельных изделий, битумно-асфальте-новых лаков, пластиков, пеков, коксов, связующих для брикетирования углей, порошковых ионатов и др.

Классификация нефтей

Основные физико-химические характеристики нефтей

- Температура застывания

- кривая фракционной разгонки

- плотность при 15 0С

- вязкость

- вода

- соли

- механические примеси

-давление паров

В настоящее время в России принята технологическая классификация нефтей по ГОСТ Р 518558-2002.

Классификация и условное обозначение нефтей

При оценке качества нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды. В зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют на классы 1-4 (таблица 1).

Т а б л и ц а 1 - Классы нефти

Класс нефти	Наименование	Массовая доля серы, %
	Малосернистая	До 0, 60 включ.
	Сернистая	От 0, 61 > > 1, 80
	Высокосернистая	> > 1, 81 > > 3, 50
	Особо высокосернистая	Св. 3, 50

4.3 По плотности, а при поставке на экспорт - дополнительно по выходу фракций и массовой доле парафина нефть подразделяют на пять типов (таблица 2): 0 - особо легкая; 1 - легкая; 2 - средняя; 3 - тяжелая; 4 – битуминозная (раньше такие месторождения вообще не относили к нефтяным, они содержат преимущественно САВ).

Т а б л и ц а 2 - Типы нефти

Наименование параметра	Норма для нефти типа


1 Плотность, кг/м³, при температуре 20 °С	Не более 830, 0	830, 1-850, 0	850, 1-870, 0	870, 1-895, 0	Более 895, 0
2 Массовая доля высших парафинов, %, не более

По степени подготовки нефть подразделяют на группы 1-3 (таблица 3).

Т а б л и ц а 3 - Группы нефти

Наименование показателя	Норма для нефти группы

1 Массовая доля воды, %, не более	0, 5	0, 5	1, 0
2 Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм³, не более
3 Массовая доля механических примесей, %, не более	0, 05
4 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более	66, 7 (500)
5 Массовая доля органических хлоридов во фракции, выкипающей до температуры 204⁰С, млн.^-1 (ррm), не более

По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на 2 вида (таблица 4).

Т а б л и ц а 4 - Виды нефти

Наименование показателя	Вид нефти

1 Массовая доля сероводорода, млн.^-1 (ррт), не более
2 Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн.^-1 (ррт), не более

Схемы подготовки и стабилизации нефти на нефтепромысле

ТЕНДЕНЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

К лидерам по добыче нефти традиционно относят арабские страны Ближнего Востока (Саудовскую Аравию, Кувейт, Иран, Ирак, у них самые лучшие легкие нефти, содержащие много ценных бензиновых и дизельных фракций), Россию (они с Саудовской Аравией являются лидерами), Нигерия, Венесуэла (у них – очень вязкая, «тяжелая» нефть с малым содержанием бензиновых и дизельных фракций), Норвегия (добыча на морских шельфах). Но сейчас ситуация резко меняется. С ростом добычи шельфовой и сланцевой нефти к лидерам приблизились США, а с началом крупномасштабной добычи битуминозной нефти (содержащей до 80 % смол, тяжелых масел и асфальтенов) в список лидеров добавилась и Канада. Например, в Мексиканском заливе, в прибрежной зоне США компания BP ведет добычу нефти в Мексиканском заливе с платформы, расположенной в 240 км от берега. На сегодня Atlantis — самый глубоководный из действующих в мире проектов по добыче нефти. Практически все новые крупные месторождения — это «трудная» нефть. Либо она залегает в сложных местах: на глубине океана (Ангола, Бразилия, Нигерия) или на арктическом шельфе (Аляска, Баренцево море). В последние десятилетия к нефтям начали относить и эксплуатировать такие месторождения, которые нельзя относить к «классическим» - добывается не привычная жидкая нефть, а высоковязкая (битумная) или вообще залегающая в твердых сланцевых залежах.

Добыча всех таких нефтей требует сложных дорогих технологий: например, для битумной нефти себестоимость выходит в 2-3 раза выше, чем на «жидких» месторождениях. Например, в Канаде нефть сейчас грузят самосвалами. В огромных карьерах гигантские экскаваторы черпают черную липкую грязь -это битуминозные пески. Их грузят в 400-тонные грузовики и везут на сепарационные установки. Там битуминозный песок смешивается с теплой водой, чтобы нефть отделилась от песчаника. Получившаяся субстанция затем еще разбавляется водой и подается насосами по трубе на установку, где сырье опять обезвоживают и «обогащают» путем повышения в нем доли водорода (процесс легкого гидрокрекинга) и вырабатывают синтетическую нефть, которая дальше идет на глубокую переработку на НПЗ.
Такая технология в сравнении с традиционной нефтедобычей чрезвычайно затратная. Тот факт, что добыча нефти из битуминозных песков стала рентабельной, позволяет пересмотреть взгляды на то, когда иссякнут нефтяные запасы. «Хорошей» нефти осталось лет на 50, но теперь можно говорить уже о сроках не менее 400 лет. Запасы «песчаной» нефти только в Канаде превышают 1, 6 трлн баррелей (и залегают они на глубине всего несколько метров) - это крупнейшее разведанное месторождение нефти на Земле. Когда битуминозные залежи стали относить к нефтям, то Канада вышла на второе место в мире по запасам нефти — после Саудовской Аравии.
СИТУАЦИЯ В РОССИИ. Большинство отечественных месторождений нефти ныне находится на стадии исчерпания активных рентабельных запасов. Непрерывно растет обводненность нефтяных месторождений, которая в среднем по России составляет 82 %. Низок среднесуточный дебит одной скважины (около 7 т), резко растет доля сернистых и парафинистых нефтей. В ближайшем будущем Россия обречена работать с трудно извлекаемыми и малодебитными месторождениями нефти. У нас нет таких нефтеносных песчаников, как в Канаде. Но в России находится треть мировых запасов тяжелой нефти — главным образом запасы «Татнефти» - на глубине 100 м по всему Татарстану залегает огромное количество битумной нефти, они оцениваются примерно в 7 млрд т. Но просто качать из скважины такую вязкую нефть не получается, ее нужно разжижать. Для этого бурят дополнительную скважину, в которую закачивают горячий пар под давлением, и выкачивают горячую водо-нефтяную эмульсию, которую уже можно поднять на поверхность.
Другие направления – начало освоения труднодоступных месторождений в Восточной Сибире, на северных шельфах, в Арктике, на Сахалине.

Требования к характеристикам автомобильного бензина

Показатели	Euro 2	Euro 3	Euro 4	Euro 5
Бензол (н/б), % Сера (н/б), ppm ∑ аренов (н/б), % ∑ олефинов (н/б), % Кислород (н/б), % Октановое число (исследовательский метод), н/м	- -	2, 3	2, 7	2.7

Глубина переработки нефти (ГПН) = 100 * (Объём переработки - Объём производства мазута - Объём потерь – Объем топлива на собственные нужды) / Объём переработки

или ГПН= 100% – КТ – (Т + П)

где ГПН - глубина переработки нефти, КТ – котельное топливо (% от переработанной нефти), Т и П - соответственно удельные расходы топлива на переработку и потери нефти на НПЗ (в процентах от переработанной нефти).

Т.е. ГПН – это доля переработанной нефти, перешедшей в более ценные продукты, чем котельное топливо.

Термические (без применения катализаторов) процессы вторичной переработки нефти и газа в сырьевые компоненты для ПОС

Процесс (сырье)	Условия	Основное назначение
Т, ⁰С	τ	Р, МПа
Пиролиз с целевым получением этилена (бензиновая фракция, этан)	800 - 850	0, 2 – 0, 4 сек	До 0, 3	1. этилен, пропилен; 2. фракция С₄ – С₅; 3. арены; 4. углеводородные газы; 5. метановая фракция;
Пиролиз с целевым получением ацетилена: (СН₄)	1400 - 1600	0, 001-0, 03 сек		1. ацетилен; 2. водород; 3. углеводородные газы (УВГ)
Производство синтез - газа (мазут и другие ТНО)	1300 - 1500	1 сек	До 14	Синтез – газ СО + Н₂

ПРИРОДНЫЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ ГАЗЫ

Виды месторождений УВ газов:

Состав природных газов:

· Азот (N₂) – является одним из компонентов природного газа и его доля в нём может достигать 15%.

· Различные другие газообразные примеси – СО₂, Н₂, Н₂S, Н₂O, He.

12 3 4 Следующая ⇒