- Влияние периодичности внесения физико-химических параметров на точность определения количества попутного нефтяного, природного и сухого отбензиненного газов
-
Опыт строительства завода глубокой переработки попутного нефтяного газа
- Объем работ:
- Описание установки:
- Задачи проекта:
- Основные решения:
- Блок приема попутного нефтяного газа
- Компрессорная станция
- Блок первичной подготовки и осушки газа
- Блок осушки газа адсорбционного типа
- Блок низкотемпературной сепарации
- Блок фракционирования
- Пропановый холодильный цикл
- Система хранения и налива
- Блок печей нагрева
- Компрессорная станция КИПиА
- Оборудование операторной и система мониторинга завода
- Результаты:
- Газ сухой отбензиненный
- отбензиненный газ
- отбензиненный газ
Влияние периодичности внесения физико-химических параметров на точность определения количества попутного нефтяного, природного и сухого отбензиненного газов
Поставка природного газа и попутного нефтяного газа (ПНГ) потребителям осуществляется по газопроводам с установкой в точках приема/передачи узлов учета газа, осуществляющих определение количества поставленного/принятого природного газа. Узел учета газа в общем случае состоит из преобразователя или преобразователей расхода газа, датчиков определения физико-химических параметров (ФХП) измеряемой среды и средств обработки информации (СОИ). При этом погрешность измерений количества поставленного/принятого газа нормируется приказом Минэнерго России [1]. Необходимая точность измерений количества газа обеспечивается как инструментально, с помощью применения высокоточных приборов, так и методически, посредством применения более совершенных методик измерения.
В предлагаемой Вашему вниманию статье рассматривается вопрос повышения точности определения количества попутного нефтяного, природного и сухого отбензиненного газов путем уменьшения методической погрешности, возникающей при использовании условно-постоянных подстановочных значений физико-химических параметров.
Попутный нефтяной газ в том или ином количестве всегда присутствует в составе сырой нефти. В то время как определенная часть ПНГ остается растворенной в добываемой нефти, другая часть добывается вместе с нефтью из скважины в свободной газообразной форме.
Путем переработки ПНГ на газоперерабатывающих заводах получают сухой отбензиненный газ (СОГ), который впоследствии реализуется конечным потребителям. ГОСТ Р 53865-2010 [2] определяет СОГ как попутный нефтяной газ, доведенный в результате переработки до свойств, аналогичных природному газу. Поэтому для целей учета СОГ считают природным газом и используют нормативную документацию, регламентирующую учет природного газа. В этой связи далее в статье под природным газом мы будем подразумевать как добываемый природный газ, так и СОГ.
Природный газ – основной энергетический ресурс России, составляющий в настоящее время более половины объема всех используемых для производства электричества энергетических ресурсов. Кроме того, помимо источника тепловой и электрической энергии, природный газ также служит ценным сырьем для химической промышленности.
СРЕДСТВА ОБРАБОТКИ ИНФОРМАЦИИ СИКГ
В настоящее время в Российской Федерации эксплуатируется огромный парк средств измерения количества газа, функциональные возможности которых постоянно расширяются и совершенствуются. С учетом этого для повышения точности измерений необходимо своевременно актуализировать используемую нормативную документацию в части соответствия возможностям используемых технических средств.
Использование электронных вычислительных устройств при определении количества газа сегодня уже практически вытеснило другие способы расчета и регистрации параметров газа. В настоящее время для учета количества газа широко используются электронные средства обработки информации, поступающей от датчиков систем измерения количества газа (СИКГ).
Современные СОИ представляют собой программируемые электронные устройства, позволяющие непосредственно на месте проведения измерений производить пересчет измеренных параметров газа в товарные единицы (метры кубические, приведенные к нормальным условиям). Кроме того, СОИ позволяют вычислять и хранить в своей памяти большое количество информации, необходимой для определения количества газа, обеспечивают защиту этой информации от несанкционированного вмешательства и выполняют другие функции.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ФХП ПРИРОДНОГО ГАЗА
Для вычисления в СОИ количества газа, приведенного к нормальным условиям, используется информация о составе измеряемого газа. Не всегда в состав СИКГ входят средства определения качественных характеристик состава газа (применение таких средств на СИКГ малого расхода экономически нецелесообразно). В таких случаях в СОИ используют так называемые условно-постоянные параметры, основные из которых относятся к ФХП. Как правило, в качестве ФХП на СИКГ природного газа используют три качественных параметра: плотность газа, содержание диоксида углерода, содержание азота.
Внесение ФХП должно проводиться регулярно, с заданной периодичностью. Частично, требования по соблюдению периодичности внесения ФХП оговариваются в методиках измерений на соответствующий метод измерения расхода газа (ультразвуковой, турбинный, вихревой и т.д.). К сожалению, сама периодичность внесения ФХП по умолчанию не нормируется.
Изучение практики определения расхода газа на различных узлах учета расхода газа показало, что данный вопрос часто (но не всегда) решается при разработке индивидуальной методики измерения (МИ), которая может предусматривать установление определенной периодичности внесения ФХП. В таком случае суммарная погрешность определения расхода СИКГ рассчитывается с учетом дополнительной погрешности измерений от внесения ФХП с заданной периодичностью. Однако существуют СИКГ, на которые собственник не разрабатывает индивидуальные МИ (например, СИКГ с положительным актом проверки на соответствие ГОСТ Р 8.740-2011 [3] или ГОСТ 8.611-2013 [4], которые зарегистрированы в качестве аттестованных методик измерений в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений). Расчет неопределенности на таких СИКГ не учитывает дополнительной погрешности измерений, возникающей при использовании подстановочных параметров.
ПЕРИОДИЧНОСТЬ ВНЕСЕНИЯ ФХП В СОИ СИКГ
Каково же влияние периодичности внесения условно-постоянных ФХП на точность определения количества природного газа?
Рассмотрим пример, в котором для построения модели расчета погрешности измерений используются произвольные исходные данные, не относящиеся к какому-либо из фактически эксплуатируемых объектов. Объектом расчетов будет служить условный узел учета газа с измерительным комплексом СГ-ЭК-Вз-Т-2,0400/1,6 (рис. 1). Определение ФХП газа осуществляется раз в месяц и подтверждается паспортами качества газа, оформляемыми специализированной химико-аналитической лабораторией.
Барометрическое давление, температуру и избыточное давление для наглядности расчетов примем как постоянные величины, равные: Рбар = 0,1005 МПа; T = 20 °С; Ризб = 1,2 МПа.
Ежемесячно определяемые ФХП газа представлены в табл. 1. В качестве ФХП, принятых и введенных в электронный корректор, используем среднегодовые значения ФХП. Определим величину дополнительной погрешности, возникающей при введении ФХП один раз в год. В соответствии с ГОСТ Р 8.740-2011 [3] объем газа вычисляется по формуле:
где qс – объем газа, приведенный к нормальным условиям; qv – объем газа в рабочих условиях; K – коэффициент сжимаемости газа; P – абсолютное давление газа; T – абсолютная температура газа; Pс – стандартное давление газа, равное 0,101325 МПа; Тс – стандартная температура газа, равная 293,15 К.
Относительная погрешность измерения объема газа, связанная с изменением периодичности ввода ФХП, определяется в соответствии с РМГ 91-2009 [5], как
где qca – месячный объем газа в стандартных условиях, определенный с использованием ежемесячных УПП; qcb – месячный объем газа в стандартных условиях, определенный с использованием среднегодовых УПП. Так как изменение ФХП влияет на расчет объема газа только через коэффициент сжимаемости, формула определения относительной погрешности примет вид:
где Кa – коэффициент сжимаемости, определенный с использованием среднегодовых УПП; Кb – коэффициент сжимаемости, определенный с использованием ежемесячных УПП.
Коэффициент сжимаемости вычисляется по уравнению состояния в соответствии с ГОСТ 30319.2-2015 [6]. Результаты расчетов представлены в табл. 2.
Как видно из проведенного примера, при внесении ФХП с периодичностью меньшей, чем периодичность отбора проб, и оформлении результатов определения ФХП учитываемого газа практически всегда возникает дополнительная погрешность расчета количества газа, которая оказывает влияние на суммарную погрешность определения количества газа.
В нашем случае, если принять, что потребление равномерно и составляет, допустим, 10 млн м 3 /год, эта дополнительная погрешность в абсолютном выражении составит 7 232 м 3 /год. Обращаю внимание на тот факт, что для примера рассматривалась статистика СИКГ с малоизменяющимся компонентным составом газа. На СИКГ, учитывающих газ с разных месторождений или газоперерабатывающих заводов, эта погрешность еще выше.
Также хотелось бы отметить, что возникновение такого рода погрешности справедливо как для природного, так и для попутного нефтяного газа, поскольку, несмотря на разность методов определения сжимаемости этих газов, измерение их количества производится на основании одних и тех же формул.
ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
В идеале избежать возникновения подобного рода дополнительной погрешности возможно, совместив периодичность определения ФХП с периодичностью внесения ФХП. Однако на практике это труднореализуемо. Ввиду отсутствия нормативных требований по периодичности внесения ФХП собственник узла учета газа выбирает периодичность внесения ФХП, исходя из соображений минимизации затрат на обслуживание СИКГ. Как правило, это календарный год.
Учитывая тот факт, что расчетным периодом по договорам поставки газа, как правило, служит календарный месяц, а также то, что качество поставляемого газа подтверждается паспортом качества газа ежемесячно, было бы целесообразно в нормативные документы по учету газа внести требования, регламентирующие периодичность внесения ФХП в вычислители/корректоры расхода газа не реже одного раза в месяц. Тем самым удалось бы избежать возникновения дополнительной погрешности и увеличить точность измерений газа и энергетическую эффективность использования газа.
Пренебрежение установлением периодичности внесения УПП, казалось бы, незначительно влияет на суммарную погрешность определения расхода газа. Однако с увеличением инструментальной точности средств измерений ее относительный вес в суммарной погрешности определения расхода газа СИКГ ощутимо возрастает. А на СИКГ большого расхода, ее значение в абсолютных единицах может достигать значительных величин. Учитывая методический характер возникающей дополнительный погрешности, для исключения ее влияния на результат измерений достаточно организовать внесение изменений в соответствующую нормативную документацию (например, в правила учета газа).
Дополнительные затраты на изменение периодичности определения ФХП возникают только по объектам, не оборудованным поточными средствами измерений ФХП, за счет увеличения количества анализов.
Предложение по исключению методической погрешности измерений от влияния периодичности внесения ФХП направлено, в первую очередь, на повышение достоверности измерений и, соответственно, не может обеспечить получение прямых доходов. Поэтому расчет экономической эффективности от реализации предлагаемых решений не проводился. SПриказ Минэнерго России от 15.03.2016 № 179 «Об утверждении перечня измерений, относящихся к сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, выполняемых при учете используемых энергетических ресурсов, и обязательных метрологических требований к ним, в том числе показателей точности измерений».
Влияние периодичности внесения физико-химических параметров на точность определения количества попутного нефтяного, природного и сухого отбензиненного газов Поставка природного газа и попутного
Источник: glavteh.ru
Опыт строительства завода глубокой переработки попутного нефтяного газа
Заказчик: ТОО «Саутс-Ойл»
Месторасположение: Республика Казахстан, Кызылординская область, месторождение «Кенлык»
Производительность установки по входному газу: 110 млн. нм 3 /год
СПБТ (смесь пропан-бутан техническая) – до 40 тыс. тонн/год
Конденсат газовый стабильный – до 10 тыс. тонн/год
СОГ (сухой отбензиненный газ) – до 95 млн. нм 3 /год
Объем работ:
Концептуальный инжиниринг, проектирование, поставка оборудования, шефмонтаж, пусконаладка.
Период выполнения работ: январь 2010- июль 2011 г.г.
Описание установки:
Установка комплексной переработки попутного нефтяного газа производительностью по входящему газу 110 млн. нм 3 /год размещена на площадке нефтяного месторождения «Кенлык», находящегося в Кызылординской области Республики Казахстан. Вырабатываемая продукция – СОГ (сухой отбензиненный газ) по СТ РК 1666-2007, полностью соответствующий СТО Газпром 089-2010, смесь пропан-бутан технического по ГОСТ 20448-90 и конденсат газовый стабильный по СТ РК 2188-2012.
Задачи проекта:
Хорошо известно, что именно нефтяная отрасль Казахстана на сегодняшний день является одной из важнейших в экономической инфраструктуре республики. Доходы от поставок нефтегазового сырья и нефтепродуктов собственного производства на внутренний и внешний рынки во многом обеспечивают невиданное увеличение ВВП на 5-10% ежегодно, создавая предпосылки для дальнейшего процветания и выдвижения Республики Казахстан в число наиболее динамично развивающихся стран мира. Вот почему столь значимым фактором является постоянное увеличение доли недропользования, включая наращивание темпов разведки и пуска в эксплуатацию все новых месторождений нефти и газа. Помимо только финансового фактора правительство Республики Казахстан в последние несколько лет ужесточила надзор и в экологической сфере, стараясь минимизировать выброс углеводородов в атмосферу. В связи с этим, был разработан и подписан закон «О недрах и недропользовании», устанавливающий требование к нефтекомпаниям об утилизации 95% добываемого попутного нефтяного газа (ПНГ), ограничивающее объем его сжигания в факелах на месторождениях и повышающее платежи за сверхлимитное сжигание газа.
Компания «Саутс-Ойл» заслуженно считается одним из наиболее успешных и динамично развивающихся предприятий на нефтегазовом рынке Казахстана, поэтому задачи, поставленные выше, особенно актуальны для них. Мы предложили компании «Саутс-Ойл» ряд высокоэффективных решений, которые позволили не только решить проблемы со сжиганием попутного нефтяного газа, но и даже заработать на этом. Кроме того, рекомендуемые нами решения быстро реализуемы – не более 1,5-2-х лет с подписания контракта. Если перефразировать известную поговорку, то наша компания всегда «убивает» сразу трех зайцев: решает экологическую проблему, помогает заработать заказчику и реализует всё это в кратчайшие сроки.
Если повести итог всего вышенаписанного, то основная цель данного проекта – это максимальная переработка попутного нефтяного газа с получением высококачественных продуктов, востребованных у покупателей в Казахстане и за его пределами.
Основные решения:
Попутный нефтяной газ (далее-ПНГ) – это природный углеводородный газ (смесь газов и парообразных углеводородных и не углеводородных компонентов), растворенный в нефти или находящийся в «шапках» нефтяных и газоконденсатных месторождений. ПНГ является побочным продуктом нефтедобычи, но при этом также ценным сырьем для дальнейшей переработки. Однако в отличие от природного газа, добычу которого можно регулировать в зависимости от объёма потребления, попутный газ извлекается вместе с нефтью, независимо от того имеются или отсутствуют условия для его использования. Поэтому было очень важно обеспечивать широкое регулирование производительности установки по входному потоку ПНГ.
Технологические решения, предложенные нашей компанией основаны на обширной практике передовых североамериканских нефтегазовых компаний и позволяют добиться этого с наилучшими показателями безопасности и эффективности.
Для выполнения вышеперечисленных технических решений нашей компанией предложена, спроектирована, согласована с заказчиком, поставлена и успешно запущена в работу установка комплексной переработки попутного нефтяного газа, состоящей из следующих блоков:
Блок приема попутного нефтяного газа
Блок приема попутного нефтяного газа предназначен для отделения свободной воды, углеводородного конденсата и механических примесей. Сепаратор входящего газа представляет собой емкостной аппарат, расположенный вертикально. Аппарат и основная обвязка выполнена на скиде.
Компрессорная станция
Компрессорная станция, состоящая из 2-х поршневых машин AJAX DPC-2804, предназначена для компримирования попутного нефтяного газа до давления 60 бар изб. Компрессоры типа AJAX DPC-2804 с четырьмя поршневым блоками цилиндров и интегрированным двигателем компрессорного блока. Данный вид агрегата оснащён двухтактным двигателем. Компрессоры данного типа известны своим «вечным» сроком службы, легкостью в эксплуатации и низкими технологическими затратами. Они крайне неприхотливы в обслуживании и могут работать практически на любом составе газа. В данном проекте компрессоры установлены под навесом, что защищает агрегат от атмосферных осадков, а также прямых солнечных лучей, что позволяет избежать дополнительных рисков при эксплуатации. Также такое техническое решение значительно облегчает работу операторов, что в итоге ведет к меньшим капитальным затратам и как следствие к меньшим срокам окупаемости.
Блок первичной подготовки и осушки газа
Трехфазный сепаратор представляет собой емкостной аппарат, расположенный горизонтально. Основное назначение трехфазного сепаратора – это отделение, образованного в процессе сжатии газа, конденсата. С верха трехфазного сепаратора выходит газ, из «середины» конденсат, а третья фаза (водная) направляется в дренажную емкость периодического опорожнения.
Блок осушки газа адсорбционного типа
Молекулярно-ситовой осушитель газа представляет собой аппараты колонного типа. Основное его назначение – это выделение влаги из газа, т.е. доведение точки росы газа до уровня, необходимого для дальнейшей переработки газа. В качестве адсорбента используются молекулярные сита (цеолиты). Процесс осушки на цеолитах включает в себя стадию адсорбции (поглощение воды цеолитами), и процесс десорбции – регенерация цеолита (выделение воды из пор цеолита). Процесс десорбции ведут газом регенерации, поступающим из печи нагрева газа регенерации молекулярных сит.
Блок низкотемпературной сепарации
Блок сепарации состоит из 2-х сепараторов и 2-х пластинчатых теплообменников.
Пластинчатые теплообменники участвуют в процессе охлаждения газа, либо за счет рекуперации, либо за счет внешнего холодильного контура.
Низкотемпературный и холодный сепараторы представляет собой емкостные аппараты, расположенные на одном скиде. Основное назначение аппаратов – это отделение конденсата от газа после резкого понижения температуры.
Блок фракционирования
Блок предназначен для получения СПБТ и конденсата газового стабильного. В его состав входят 2 колонны со всеми сопутствующими аппаратами, такими как ребойлеры, емкости рефлюкса, насосы и аппараты воздушного охлаждения.
Колонна-деэтанизатор представляет собой аппарат колонного типа, расположенный вертикально. В качестве массообменных устройств используются тарельчатые контактные устройства. Основное назначение колонны-деэтанизатора – это выделение этановой фракции.
Для поддержания температурного режима колонны, предусмотрено верхнее «острое» орошение, осуществляемое рефлюксными насосами, откачивающими конденсат из ёмкости рефлюкса деэтанизатора. Так же в колонну-деэтанизатор предусмотрена подача тепла. Подача тепла осуществляется по средствам циркуляции кубового потока через ребойлер деэтанизатора.
Колонна-дебутанизатор представляет собой аппарат колонного типа, расположенный вертикально. В качестве массообменных устройств используются тарельчатые контактные устройства. Основное назначение колонны-дебутанизатора – это разделение пропан-бутана и С5+.
Для поддержания температурного режима колонны, предусмотрено верхнее «острое» орошение, осуществляемое рефлюксными насосами, размещенными на скиде ёмкости рефлюкса дебутанизатора, откачивающими конденсат из ёмкости рефлюкса дебутанизатора. Так же в колонну-дебутанизатора предусмотрена подача тепла. Подача тепла осуществляется по средствам циркуляции кубового продукта через ребойлер дебутанизатора.
Пропановый холодильный цикл
Для генерации внешнего холода применена установка искусственного холода на основе пропана на базе винтовых компрессоров производства фирмы Vilter (США) по схеме: один компрессор в работе, а один в резерве. Компрессоры установлены над навесом, что делает оборудование менее уязвимым к атмосферным осадкам и прямым солнечным лучам, что продлевает срок службы оборудования. Также такое техническое решение облегчает работу операторов.
Система хранения и налива
Для хранения готовой продукции и отпуска ее потребителям проектом предусмотрена специализированная площадка базы хранения, площадка насосно-компрессорной и площадка налива СПБТ и конденсата газового стабильного, расположенная отдельно от основного технологического оборудования. В состав технологических сооружений этой площадки входят:
• Резервуарный парк хранения продукции (4 емкости марки ПС-200-0-2-И объемом 200м 3 для СПБТ и 1 емкость марки 1-200-1,0-3-И 200м 3 для конденсата газового стабильного)
• Насосно-компрессорное отделение (два насоса марки FAS-LGL 3 и два компрессора марки FAS-601/602 для СПБТ, для конденсата газового стабильного два насоса марки FAS-LGL 3)
• Узел налива продукции в автоцистерны-газовозы (две колонки для СПБТ и одна для конденсата газового стабильного)
Все технологическое оборудование и емкости оборудованы предохранительными клапанами для сброса излишков газа на факельный коллектор и защиты аппаратов от превышения давления .
Блок печей нагрева
Печь нагрева представляет собой нагревательный аппарат, где для нагрева теплоносителя используется тепло, выделяемое при сжигании топливного газа. Кроме самой печи в комплект блока входит расширительный бак теплоносителя с насосами.
Компрессорная станция КИПиА
Для обеспечения установки инструментальным воздухом была поставлена компрессорная станция КИПиА на базе винтового компрессора марки SM11 и адсорбционного осушителя холодной регенерации марки DC 12 E (на точку росы минус 70°C) производства немецкой компании Kaeser Kompressoren.
Оборудование операторной и система мониторинга завода
Технологический процесс, а также аппараты установки оборудованы современными контрольно-измерительными приборами, а также всей необходимой предохранительной, запорной, отсечной и регулирующей арматурой. Это позволяет “мониторить” технологический процесс в автоматическом/дистанционном режиме из помещения операторной.
Вид главной мнемосхемы, представленный ниже, содержит условно графические изображения технологических аппаратов, включая изображения потоков и электроагрегатов, анимированные изображения датчиков, запорной, регулирующей арматуры и органов управления.
Результаты:
• Всего за 18 месяцев был выполнен проект «под ключ».
• На данный момент заказчик уже более 4 лет эксплуатирует нашу установку, получая высокачественный продукт, который реализуется на рынке Республики Казахстан (а также за ее пределами) по очень выгодным ценам. Кроме этого, часть полученной продукции ТОО «Саутс-Ойл» использует для собственных нужд, а часть использует для поставок населению.
• Нефтекомпания «Саутс ойл» внедрила технологию глубокой переработки попутного газа, чем выполнила свои обязательства перед правительством Республики Казахстан и избежала, тем самым, значительных штрафов.
• Технология глубокой переработки, используемая на заводе по утилизации газа, значительно сократила выбросы в атмосферу за счет уменьшения сжигания газа на факелах.
• За время работы не произошло каких-либо форс-мажорных происшествий, либо значительных поломок оборудования.
• Инженеры компании своевременно и с большой ответственность относятся к сервисному обслуживанию оборудования, что позволяет ему работать безостановочно и выдавать необходимые продукты на протяжении всего периода эксплуатации.
• Из-за переменного характера подачи ПНГ установка доказала возможность работы в широких диапазонах регулирования.
• На установке обеспечен высочайший уровень безопасности, соответствующий всем мировым стандартам.
• Предприятие по утилизации ПНГ построено с расчетом на перспективу.
• Установка окупилась менее чем за 1,5 года.
• Система автоматики и мониторинга значительно облегчила работу операторов, а также свела вероятность человеческого фактора почти к 0.
Завод по глубокой переработке ПНГ с получением СПБТ, СОГ, конденсата газового стабильного. Строительство установки по утилизации попутного газа.
Источник: gazsurf.com
Газ сухой отбензиненный
Попутный нефтяной газ (ПНГ) представляет собой фракции различных летучих веществ, которые входят в состав сырой нефти. В связи с действием высокого давления они находятся в редком агрегатном состоянии. Но при добыче нефти давление резко уменьшается, а газы начинают выкипать из сырой нефти.
Состав таких веществ может быть очень разнообразным. В связи со сложностью их уловления и переработки ранее ПНГ просто выжигались из добываемой нефти. Однако с развитием нефтехимической промышленности, уменьшением запасов сырья и увеличением стоимости данных веществ их стали выделять в отдельную группу и перерабатывать вместе с природным газом. Главными составляющими попутного нефтяного газа являются метан, бутан, пропан и этан. Все эти вещества известны нам благодаря своей способности выделять большое количество тепла при сгорании. Этан является ценным сырьем для нефтехимии. Именно поэтому в наше время сложно встретить факелы над нефтедобывающими платформами. К примеру для залежей РФ в попутном газе содержится около 70% метана, до 13% этана, 17% пропана и 8% бутана. Просто сжигать такое количество энергоносителей стало нерентабельно.
Еще одной причиной переработки и грамотной утилизации попутного нефтяного газа стали экологические проблемы. Большие объемы угарного газа выделяются при сгорании этих веществ, что приводит к нарушению экологического баланса и повышению среднегодовой температуры в этих регионах.
Современная нефтехимия способна перерабатывать данные вещества и создавать из них полимерные соединения. Это стало решающим аргументом в пользу грамотного использования попутного газа. Оно позволило не только окупить затраты на его переработку, но и стало приносить большой доход. В наше время все ископаемые углеводороды перерабатываются практически на сто процентов.
Причины такого решения
Основными причинами, которые повлияли на добычу и переработку попутного нефтяного газа, были экономические и экологические. Не стоит забывать, что залежи углеводородов постепенно истощаются. Ископаемые не восстанавливаются за короткий период времени, поэтому их эффективное использование позволяет продлить срок службы добычи данных веществ. Несмотря на достаточно халатное отношение к экологическим проблемам в нашей стране, переоценить вредное влияние нефтедобывающих заводов сложно. При сгорании попутного газа образуется множество вредных веществ (углекислый газ и копоть различного типа). Легкие фракции этих продуктов способны преодолевать огромные расстояния с ветром. Это приносит ущерб не только малонаселенной Сибири, но и многим прилегающим территориям. Наносится вред природе нашей страны, что приводит не только к моральному, но и материальному ущербу. Проблему удалось решить благодаря стремительному развитию прогресса. В попутном нефтяном газе содержатся так называемые легкие вещества группы С2+. Все эти газы служат отличным сырьем для нефтехимии. Они используются для создания полимеров, в парфюмерной промышленности, строительстве и т.д. Таким образом, грамотная переработка попутного нефтяного газа стала оправдывать себя с экономической точки зрения.
Процесс переработки попутного нефтяного газа преследует единственную цель – выделить из газообразного метана и этана более легкие составляющие. Выполняться процесс может несколькими способами. Каждый из них имеет свои преимущества и позволяет получить сырье для дальнейшей переработки. Самый простой способ представляет собой процесс конденсации легкий фракций при низкой температуре и обычном давлении. Например, метан переходит в жидкое состояние при температуре -161,6 градус, этан – при 88,6. В то же время более легкие примеси оседают при более высоких температурах. Пропан имеет температуру сжижения -42 градуса, а бутан -0,5. Процесс конденсации очень простой. Смесь охлаждается в несколько этапов, во время которых удается отделить бутан, затем пропан и этан от газообразного метана. Последний используется в качестве топлива, а остальные вещества становятся сырьем для нефтехимии. При этом сжиженные газы относят к широкой фракции легких углеводородов, а газообразные – к сухому отбензиненному газу (СОГ).
Еще одним методом переработки является химический процесс фильтрации. Он основан на том, что разные вещества взаимодействуют с различными типами жидкости. Принцип основан на низкотемпературной абсорбции ШФЛУ другими углеводородами или жидкостями. Очень часто в качестве рабочего вещества используется жидкий пропан. В рабочие установки поступает нефтяной газ. Его легкие фракции растворяются в пропане, в то время как метан и этан проходят дальше. Процесс называется барбитурированием. После нескольких этапов фильтрации на выходе получается два готовых вида продукции. Жидкий пропан, обогащенный ШФЛУ, и чистый метан. Первые вещества становятся сырьем для нефтехимии, а метан используется в качестве топлива. В редких случаях в качестве рабочей жидкости используются маслянистые углеводороды, что приводит к образованию других полезных веществ.
Газопереработка в СИБУРе
Самым крупным предприятием на территории Российской Федерации, занимающимся переработкой попутного нефтяного газа, является компания СИБУР. Основные производственные мощности достались холдингу еще от Советского Союза. Именно на их базе было организовано само предприятие. Со временем грамотная политика и применение современных технологий привело к образованию новых активов и дочерних компаний. На сегодняшний день в состав компании входит шесть заводов по переработке нефтяного газа, расположенных в Тюменской области.
Газ сухой отбензиненный Попутный нефтяной газ (ПНГ) представляет собой фракции различных летучих веществ, которые входят в состав сырой нефти. В связи с действием высокого давления они находятся
Источник: pro-ptr.ru
отбензиненный газ
Русско-английский политехнический словарь . Академик.ру . 2011 .
Смотреть что такое “отбензиненный газ” в других словарях:
Газ отбензиненный сухой — Сухой отбензиненный газ; СОГ: попутный нефтяной газ, доведенный в результате переработки до свойств, аналогичных природному газу. Источник: ГОСТ Р 53865 2010. Национальный стандарт Российской Федерации. Системы газораспределительные. Термины и… … Официальная терминология
“газ” — природный, нефтяной (попутный) и отбензиненный сухой газы, добываемые и собираемые газонефтедобывающими организациями и вырабатываемые газонефтеперерабатывающими заводами; Источник: Постановление 1445: Правила поставки газа потребителям… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
газ — Природный газ, нефтяной (попутный) газ, отбензиненный сухой газ, газ из газоконденсатных месторождений, добываемый и собираемый газо и нефтедобывающими организациями, и газ, вырабатываемый газо и нефтеперерабатывающими организациями. [Федеральный … Справочник технического переводчика
ОТБЕНЗИНЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ГАЗ. — 50.ОТБЕНЗИНЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ГАЗ. Нефтяной газ,из которого удалены бензиновые фракции до норм, установленных условиями поставки. Источник: ОСТ 39.037 76: Сбор и подготовка нефти и нефтяного газа. Термины и определения … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Газ — природный, нефтяной (попутный) и отбензиненный сухой газы, добываемые и собираемые газонефтедобывающими организациями и вырабатываемые газонефтеперерабатывающими заводами. Правила, утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от … Словарь юридических понятий
Лукойл — (Lukoil) Компания Лукойл, история компании, добыча и продажи Компания Лукойл, история компании, добыча и продажи, акционеры и руководство Содержание Содержание Общая о ОАО «» История основание фирмы ОАО «Лукойл» Акционеры и руководство… … Энциклопедия инвестора
СибурТюменьГаз — ОАО «СибурТюменьГаз» Тип Открытое акционерное общество Год основания 1995 Расположение … Википедия
источник — 3.18 источник (source): Объект или деятельность с потенциальными последствиями. Примечание Применительно к безопасности источник представляет собой опасность (см. ИСО/МЭК Руководство 51). [ИСО/МЭК Руководство 73:2002, пункт 3.1.5] Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
ГОСТ Р 53865-2010: Системы газораспределительные. Термины и определения — Терминология ГОСТ Р 53865 2010: Системы газораспределительные. Термины и определения оригинал документа: 10 аварийно восстановительные работы на сети газораспределения [газопотребления]: Комплекс технологических операций по восстановлению… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
отбензиненный газ Русско-английский политехнический словарь . Академик.ру . 2011 . Смотреть что такое “отбензиненный газ” в других словарях: Газ отбензиненный сухой — Сухой
Источник: polytechnic_ru_en.enacademic.com
отбензиненный газ
Русско-французский словарь по нефти и газу. – М.: РУССО . А.И. Булатов . 2005 .
Regardez d’autres dictionnaires:
Газ отбензиненный сухой — Сухой отбензиненный газ; СОГ: попутный нефтяной газ, доведенный в результате переработки до свойств, аналогичных природному газу. Источник: ГОСТ Р 53865 2010. Национальный стандарт Российской Федерации. Системы газораспределительные. Термины и… … Официальная терминология
“газ” — природный, нефтяной (попутный) и отбензиненный сухой газы, добываемые и собираемые газонефтедобывающими организациями и вырабатываемые газонефтеперерабатывающими заводами; Источник: Постановление 1445: Правила поставки газа потребителям… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
газ — Природный газ, нефтяной (попутный) газ, отбензиненный сухой газ, газ из газоконденсатных месторождений, добываемый и собираемый газо и нефтедобывающими организациями, и газ, вырабатываемый газо и нефтеперерабатывающими организациями. [Федеральный … Справочник технического переводчика
ОТБЕНЗИНЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ГАЗ. — 50.ОТБЕНЗИНЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ГАЗ. Нефтяной газ,из которого удалены бензиновые фракции до норм, установленных условиями поставки. Источник: ОСТ 39.037 76: Сбор и подготовка нефти и нефтяного газа. Термины и определения … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
Газ — природный, нефтяной (попутный) и отбензиненный сухой газы, добываемые и собираемые газонефтедобывающими организациями и вырабатываемые газонефтеперерабатывающими заводами. Правила, утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от … Словарь юридических понятий
Лукойл — (Lukoil) Компания Лукойл, история компании, добыча и продажи Компания Лукойл, история компании, добыча и продажи, акционеры и руководство Содержание Содержание Общая о ОАО «» История основание фирмы ОАО «Лукойл» Акционеры и руководство… … Энциклопедия инвестора
СибурТюменьГаз — ОАО «СибурТюменьГаз» Тип Открытое акционерное общество Год основания 1995 Расположение … Википедия
источник — 3.18 источник (source): Объект или деятельность с потенциальными последствиями. Примечание Применительно к безопасности источник представляет собой опасность (см. ИСО/МЭК Руководство 51). [ИСО/МЭК Руководство 73:2002, пункт 3.1.5] Источник … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
ГОСТ Р 53865-2010: Системы газораспределительные. Термины и определения — Терминология ГОСТ Р 53865 2010: Системы газораспределительные. Термины и определения оригинал документа: 10 аварийно восстановительные работы на сети газораспределения [газопотребления]: Комплекс технологических операций по восстановлению… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации
отбензиненный газ Русско-французский словарь по нефти и газу. – М.: РУССО . А.И. Булатов . 2005 . Regardez d’autres dictionnaires: Газ отбензиненный сухой — Сухой отбензиненный газ;
Источник: oil_gas_ru_fr.fracademic.com
Станьте первым!