Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. СТАНОВЛЕНИЕ ГАЗОПЕРЕРАБОТКИ В УРАЛО-ПОВОЛЖЬЕ И ОРЕНБУРГСКОЙ ОБЛАСТИ. 7
1.1. Некоторые вопросы истории добычи и использования попутного нефтяного газа 7
1.2. Основные тенденции переработки попутного нефтяного газа, природного газа газовых и газоконденсатных месторождений 19
ГЛАВА 2. ЗАРОЖДЕНИЕ, СТАНОВЛЕНИЕ И РАЗВИТИЕ ПЕРЕРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ НЕКОТОРЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ. 28
2.1. Тюменская область - крупнейший нефтедобывающий район России . 28
2.2. Наличие и использование ресурсов нефтяного газа в Западной Сибири. 33
2.3. Прогноз ресурсов нефтяного газа и других источников лёгкого углеводородного сырья по месторождениям Западной Сибири. 36
2.4. Истоки становления газопереработки. 41
2.5. Нижневартовский ГПЗ - первенец отрасли. 45
ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВА И СВОЙСТВ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ. ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ. 52
3.1. Метод определения компонентного состава газа и результаты исследований . 52
3.2. Сущность первичной переработки и процессы разделения ПНГ. 66
3.3. Описание технологической схемы МАУ. 75
ГЛАВА 4. ПРОДУКТЫ ГАЗОПЕРЕРАБОТКИ. ПУТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ.
4.1. Товарная продукция ГПЗ и её использование. 84
4.2. Принципиальные схемы нефтехимических производств. 88
4.3. ЦГФУ - схема, описание, дальнейшее использование продуктов разделения. 95
4.4. Перспективы развития нефтехимической отрасли. 102
ВЫВОДЫ 105
СПИСОК
- Некоторые вопросы истории добычи и использования попутного нефтяного газа
- Тюменская область - крупнейший нефтедобывающий район России
- Метод определения компонентного состава газа и результаты исследований
Введение к работе
Цель работы.
Целью работы является:
- Исследование исторических аспектов возникновения, становления и развития научных работ по изучению химического состава и свойств попутных газов нефтяных месторождений Западно-Сибирского региона, а также комплекса проблем, связанных с переработкой попутных газов с целью получения высококачественного сырья для нефтехимической промышленности.
— Исследование химического состава и свойств попутных газов нефтяных месторождений Западной Сибири: Самотлорского, Советского, Варьёганского, Мамонтовского, Южно-Балыкского, Тепловского и некоторых других с целью определения возможностей использования их в качестве сырья на Нижневартовском, Белозерном и Южно-Балыкском газоперерабатывающих заводах.
— Оценка возможности и эффективности использования полученных на газоперерабатывающих заводах углеводородных фракций для производства нефтехимических продуктов - мономеров, полимеров, каучу-ков, резин.
- Исследование зависимости режимных параметров и выхода широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), стабильного газового бензина (СГБ) и пропана на газоперерабатывающих установках.
Научная новизна
Впервые в хронологической последовательности проанализированы сведения по всем историческим этапам создания и совершенствования предприятий по переработке попутных нефтяных газов Западно-Сибирского региона.
Впервые исследован химический состав попутных газов различных нефтяных месторождений Западной Сибири (Самотлорского, Варьеганского, Южно-Балыкского и др.) и предложена научно-обоснованная схема их переработки.
Впервые проведена классификация попутных газов многих нефтяных месторождений Западной Сибири по содержанию наиболее ценных компонентов (С3-С5 и выше).
Практическая значимость
Практическая ценность работы заключается в том, что рекомендации по обеспечению максимального выхода ШФЛУ, СГБ и пропана, в зависимости от химического состава попутных газов нефтяных месторождений Западной Сибири и режимных параметров газоперерабатывающих установок, используются на Нижневартовском, Белозерском и Южно-Балыкском газоперерабатывающих заводах.
Материалы диссертационного исследования используются при чтении лекций и при проведении лабораторного практикума по отдельным разделам курсов «Технология нефти и газа» и «Общая химия» для студентов технологического факультета Уфимского государственного нефтяного технического университета.
Структура и содержание работы:
Диссертация изложена на 109 страницах машинописного текста и состоит из введения, четырех глав, выводов и списка цитируемой литературы.
Некоторые вопросы истории добычи и использования попутного нефтяного газа
Сегодня для каждого из нас обращение к славным страницам истории нефтегазовой промышленности России продиктовано не только естественным интересом к прошлому, но и попыткой осознать смысл и необходимость перемен, понять, что мы можем унаследовать из прошлого, какими критериями необходимо руководствоваться в нашем настоящем. Начало добычи нефти в нашей стране уходит в далёкое прошлое, однако годом рождения отечественной нефтяной промышленности принято считать 1864 г. - год перехода от ручного способа бурения нефтяных скважин к механическому ударному способу, первозачинателем которого был А. Н. Новосильцев [1].
Сбор нефти и газа на промыслах до революции был крайне примитивен. Технический уровень промыслового газового хозяйства был таким низким, что позволял эксплуатировать скважины, дающие только чистый газ. Промышленники не только не заботились о сохранении газа или лёгких фракций, но и всячески старались от них избавиться. Нефть в основном шла на топливо или на переработку. Основными продуктами, которые из неё получали, были керосин, лигроин и масла. Бензиновые фракции, содержащиеся в нефти, повышали температуру вспышки и поэтому считались нежелательными. Промышленники прибегали к различным мерам для выветривания лёгких фракций: нефть собирали в открытых земляных амбарах с большой поверхностью испарения, пропускали её через специальные градирни, удлиняли канавы, по которым она стекала в амбар и т.д. [2].
Единой обвязки скважин на промысле в то время не существовало. Только спустя несколько лет после национализации нефтяной промышленности появляются сепараторы, металлические мерники, выкидные линии, общепромысловые коллекторы и промысловые нефтесборные пункты. Промыслы начинают строиться по так называемой индивидуальной системе неф-тегазосбора. По этой системе около каждой скважины сооружались трап и мерник, где производилась сепарация нефти и замер дебита скважины. Но и эта система имела ряд недостатков: большое количество дорогой аппаратуры на оборудование скважин, плохое использование пластовой энергии и сложность обслуживания разбросанных установок.
В конце 1930-х годов была создана так называемая «бакинская» система сбора, которая отвечала основным требованиям закрытой эксплуатации скважин.
После Великой Отечественной войны инженерами Ф. Г. Бароняном и С. А. Везировым была разработана новая система нефтегазосбора, которая выгодно отличалась своей компактностью, универсальностью и технологичностью [3].
Современный промысел представляет уже крупное индустриальное предприятие с высокой производительностью труда. Все промыслы оснащены полностью закрытыми системами сбора, исключающими потери нефти и газа. Сегодня на промыслах осуществляют процессы тонкой сепарации, де-эмульсации, обессоливания и в ряде случаев глубокой стабилизации нефти. Внедрена полная и комплексная автоматизация всех технологических процессов по сбору и подготовке нефти.
Следует отметить, что за послевоенный период значительно увеличилась добыча попутного газа на всех нефтяных промыслах страны и особенно в Татарии, Башкирии, Оренбургской и Куйбышевской областях (табл. 1.1) [4].
Отмечая факт роста добычи и использования попутного газа, необходимо сказать и о том, что на нефтепромыслах всё ещё терялось большое количество попутного газа, поступающего из месторождений вместе с нефтью.
Первая послевоенная пятилетка явилась дальнейшим шагом вперёд по пути совершенствования новой техники и технологии переработки нефти и газа. В области переработки нефти, природных и попутных газов широко развивались технологические связи между нефтегазовой и химической промышленностью. Были построены мощные нефтехимические комбинаты -Салаватский, Куйбышевский и Ангарский. Однако из-за отставания строительства объектов по сбору попутных газов и переработке их на газобензиновых заводах и отставания вводов в эксплуатацию вторичных процессов переработки нефти на НПЗ многие заводы нефтехимии плохо обеспечивались углеводородным сырьём. На нефтеперерабатывающих заводах, действующих на тот период времени, всё ещё оставалась низкой доля использования лёгкого углеводородного сырья для нефтехимии, которая не превышала 0,5 - 1% от объёма переработки нефти.
Это объяснялось применением несовершенных систем газосбора и газофракционирования на этих заводах, построенных десятки лет назад, когда нефтехимическая промышленность ещё не развивалась, и отставанием в строительстве установок вторичных процессов переработки нефти.
На нефтепромыслах вводились в строй газобензиновые установки и установки стабилизации нефти. Это являлось прочной основой обеспечения сырьём бурно развивающейся химической промышленности.
Значение нефти и газа в народном хозяйстве ещё более увеличилось в связи с применением их как важного сырья для расширения производства минеральных удобрений, синтетического каучука, искусственного волокна, пластмасс и других химических продуктов (табл. 1.2) [9, 10].
Этим, прежде всего, и объясняется новое место газовой промышленности в системе народного хозяйства, превращение её из отрасли чисто топливно-энергетической в промышленность, способную полностью ливно-энергетической в промышленность, способную полностью обеспечить ценнейшим сырьём запросы Большой химии.
Тюменская область - крупнейший нефтедобывающий район России
Земля наполнена богатствами, которые проявлялись и проявляются в отдельных её частях, но особенно они интересны, когда дают человеку большие дивиденды для жизнедеятельности. Богатства природы - это лес, живность суши и моря, а больше всего, - это не тронутые богатства земли (уголь, нефть, газ, сланцы, драгоценные камни и металлы, химические элементы и соединения). Всё это добывается, разрабатывается, изучается и используется человеком.
И сегодня, достаточно чётко определено значение каждого из ископаемых, а также оценены их возможности.
Одним из самых многогранных источников является газ, поскольку даёт тепло и свет (энергия), жидкие и твёрдые материалы (продукты нефтехимии) и наделён многими другими свойствами, что особенно выделяет его из всех богатств земли.
Тюменская область являет собой один из ярчайших примеров уникальности сырьевого потенциала, по производству валового регионального продукта, в том числе нефть, газ, она занимает 1 место среди регионов России.
Тюменская область как административно - территориальное образование создано в 1944 году. В настоящее время на территории Тюменской области на правах самостоятельных субъектов Российской Федерации, согласно Конституции России, принятой в 1993 году, расположены Тюменская область, Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий автономные округа. Особое значение имеют Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий округа, которые являясь частью Российской Федерации, обладая большой терри торией (7,5%) и сравнительно небольшой долей населения (1,3%), занимают особое место в стране в силу своего географического и геополитического положения, огромного природно-ресурсного потенциала и важного вклада в экономику страны.
Около 30 лет назад Западно-Сибирский нефтегазовый регион занял ведущее место в объёмах добычи нефти и газа нашей страны. В настоящее время здесь добывается 66 % российской нефти и газового конденсата, 92% природного газа, ежегодное потребление в мире топливно-энергетических ресурсов составляет более 14 млрд. тонн условного топлива, из них 35% приходится на долю нефти и свыше 25% на долю природного газа. Суммарные запасы нефти и газа на севере Западной Сибири составляют более четверти мировых запасов этих видов топливно-энергетических ресурсов и позволят западносибирской нефтегазовой провинции ещё несколько десятков лет оставаться не только ведущим регионом в российской нефтегазодобывающей отрасли, но и в целом экономике всей страны, и многие годы обеспечивать её основу. В доходную базу федерального бюджета России от топливно-энергетического комплекса Западной Сибири поступает более 40 % налоговых платежей.
Основные месторождения нефти и газа в Западной Сибири расположены на территориях Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов, а также на территории Томской, Омской и Тюменской областей. В 1978 году добыча газа превысила 100 млрд. кубометров газа в год. Именно Россия создала мировой рынок газа, когда пришла с газопроводами в Европу. И сегодня в балансе топливной энергетики России газ занимает более 60%, хотя баланс не совсем разумный. Сжигая газ в топках, мы лишаем наших потомков будущего. Газ - это химическое сырьё, он должен идти на переработку. Ещё Менделеев говорил, что «топить нефтью - всё равно, что топить ассигнациями».
В 2000 году на предприятиях ОАО «Газпром» добыто 523, 2 млрд. кубометров газа, а когда в 1953 году в Березово ударил газовый фонтан, варианты переброски газа к потребителю только ещё обсуждались. В 1960-е годы Краснодар и Ставрополь снабжали страну газом, львиная доля всех поставок приходилась на Узбекистан по газопроводам Бухара-Урал и Бухара-Центр. Промышленная поставка газа Западной Сибири началась лишь в конце 1965 года, когда было завершено строительство газопровода Пунга-Серов. Сначала на Урал поставляли до 10 млрд. кубометров газа в год, затем был построен газопровод Уренгой—Помары-Ужгород и т.д.
К середине 2001 года из недр Западной Сибири уже добыто около 8 млрд. т нефти и около 10 трлн. кубометров газа. Российская нефтяная промышленность зародилась на Кавказе, затем переместилась в Волго-Уральскую нефтегазовую провинцию. Геологоразведочные работы в Урало-Поволжском регионе были начаты во второй половине XIX века, но неудачи первых попыток привели к длительному перерыву в проведении разведывательных работ на этой территории.
Под руководством академика И. М. Губкина была разработана программа поисков и разведки нефтяных месторождений Приуралья и Поволжья. Её осуществление привело к созданию Волго-Уральской нефтяной базы страны.
Метод определения компонентного состава газа и результаты исследований
Попутный нефтяной газ поступает по трубопроводам различного диаметра с нескольких месторождений Западной Сибири: Самотлорского, Варьёганского, Аганского, Тарасовского, Вынгапуровского и других на пункты замера и сепарации газа, где производится регулярный отбор проб для определения его компонентного состава.
Компонентный состав попутного газа определяется на газовом аналитическом хроматографе серии «Цвет - 500М», принцип действия которого основан на реализации метода газовой хроматографии на насадочных колонках в изотермическом режиме:
Хроматограф газовый аналитический серии «Цвет-500М» модель 560, исполнение 02 (кран-дозатор БДГО-171-кран обратной продувки, кран-дозатор КД 234-01).
1. Детектор по теплопроводности (ДТП), предел обнаружения по пС9 8,0 10-12.
2. Колонки насадочные:
2.1. Для определения неуглеводородных компонентов и метана- СаА, длина колонки -2 м.
2.2. Для определения углеводородов и диоксида углерода - Силохром С-120+25% ДМС, длина колонки -вы.
Исследовательский анализ проводился по полученным хромато-граммам, начиная с октября 2002 г. по январь 2004 г. с интервалом в шесть месяцев. Был установлен усреднённый состав попутного газа с отдельно взятого месторождения. На рисунках 3.1., 3.2., 3.3. и таблице 3.1. представ лены соответственно хроматограммы и состав попутного газа Самотлор-ского месторождения.
Использование данных о составе попутного нефтяного газа позволяет осуществить правильный выбор технологического оборудования, процесса осушки и разделения газа, выхода получаемой продукции.
Извлечение углеводородов из нефтяного газа может быть осуществлено несколькими способами, промышленное значение из них получили: компрессионный, абсорбционный, адсорбционный и низкотемпературная ректификация. Нередко встречается и сочетание их, как это имеет место на Нижневартовском ГПЗ.
Наиболее распространённым является маслоабсорбционный способ извлечения углеводородов из нефтепромысловых газов. Он основан на поглощении масляным абсорбентом углеводородов с более высокой молекулярной массой (С3, С4, С5 и Сб), в лучшей степени растворимых в абсорбенте, чем углеводороды Сі и С2. В качестве абсорбента используют продукты переработки нефти (керосин, бензин) с молекулярной массой 150, поэтому правильный выбор наиболее дешевого и эффективного абсорбента обеспечивает более высокие технико-экономические показатели процесса.
Учитывая высокое содержание С3+в (табл. 3.4.) на Белозёрном, Сургутском и Нижневартовском ГПЗ, наибольшее распространение получила низкотемпературная ректификация.
Нами представлена таблица по содержанию Сз+В в нефтяном попутном газе и извлечение этих фракций с начального периода работы газоперерабатывающих предприятий по настоящее время (табл. 3.5.) Она показывает колебания по наличию Сз+вПНГ и стабильная работа газоперерабатывающих комплексов объясняется правильным расчётом проектировщиков, которые закладывали показатели с учётом этих колебаний.
Извлечение целевых компонентов (Сз+в) отражает развитие ГПЗ, ввод блоков по выделению широкой фракции лёгких углеводородов и претворение на практике инженерных преобразований для максимального извлечения тяжёлых фракций.
На основании проведённых исследований можно предположить, что состав попутного нефтяного газа зависит от качества нефти, способа эксплуатации на нефтепромыслах. Очевидно, что нефть Самотлорского, Варь-ёганского, Советского месторождений «лёгкая», поэтому ПНГ отделяется «тяжёлый», потому что больше углеводородов С3 в из нефти при её подготовке переходит в попутный нефтяной газ.
В практике сбора и обработки нефти и газа приходится решать задачи распределения углеводородов между газом и нефтью, например при сепарации газа, испарении и нагреве нефти, извлечении углеводородов из нефти и газа и т.д., что ведёт к изменению состава нефтяного газа, поступающего на газоперерабатывающие предприятия. Это может быть осуществлено путём расчёта.
Исходя из предположения, что система газ-нефть находится в равновесных условиях при заданных давлении и температуре. Практика показала, что ни в газосепараторе, ни в резервуаре равновесных условий почти не бывает. Это зависит от ряда факторов: влияния ветра, солнечной радиации, положение солнца по отношению к газоотделителю, более интенсивное реагирование газа по сравнению с нефтью на изменение внешней температуры, т.е. температуры воздуха вследствие различных коэффициентов теплопередачи [23].
