Первичная переработка природных газов

Первичная переработка газа

Первое место в топливной иерархии занимал природный газ. Именно этот углеводород является наиболее пригодным заменителем для заканчивающейся нефти. По существующим оценкам, газ обладает целым рядом преимуществ, которые способствуют росту его потребления. Расширение использование относительно дешевого газа позволяет получать более высокие показатели экономического развития. Он является самым экологически чистым источником энергии. Его запасы намного превосходят запасы нефти и позволят обеспечить потребности современной цивилизации (при сохранении темпов потребления), как минимум еще в течение 250 лет.

ВВЕДЕНИЕ 3
1. СБОР ГАЗА 4
2. ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА 4
3. ПЕРВИЧНАЯ ПЕРЕРАБОТКА ГАЗА 4
4. УСТАНОВКИ ДЛЯ ПОДГОТОВКИ ГАЗА 10
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 4
Список литературы 4

Вложенные файлы: 1 файл

Реферат по сертитфикации.docx

Введение

Первое место в топливной иерархии занимал природный газ. Именно этот углеводород является наиболее пригодным заменителем для заканчивающейся нефти. По существующим оценкам, газ обладает целым рядом преимуществ, которые способствуют росту его потребления. Расширение использование относительно дешевого газа позволяет получать более высокие показатели экономического развития. Он является самым экологически чистым источником энергии. Его запасы намного превосходят запасы нефти и позволят обеспечить потребности современной цивилизации (при сохранении темпов потребления), как минимум еще в течение 250 лет. Нефть и газ являются одной из основ российской экономики, важнейшим источником экспортных поступлений страны. На рынке природного газа Россия крупнейший игрок, роль которого в регионе Европы доминирующая. Так для стран Прибалтики, Финляндии, Молдавии, Словакии и Македонии российский газ является единственным. Максимально сидят на отечественной газовой трубе и страны СНГ.В зависимости от поставок российского сырья находятся не только страны Восточной, но и западной Европы. Решающий критерий разработки месторождений — экономический. Надо решить, какое именно из имеющихся месторождений целесообразно и наиболее эффективно разрабатывать. Поэтому так много внимания уделяется способам добычи, обработки и доставки газа
1. Сбор газа

Газовый промысел — технологический комплекс, предназначенный для добычи и сбора газа с площади месторождения, а также обработки газа и нефти с целью подготовки их к дальнейшему транспортированию. Сооружения и коммуникации газового промысла условно разделяют на основные и вспомогательные. К основным относятся эксплуатационные, наблюдательные и разведочные скважины, газосборные коллекторы, газовые сборные пункты с технологическим оборудованием промысловой подготовки газа и конденсата компрессорные станции. Вспомогательные сооружения и коммуникации — объекты энергохозяйства, водоснабжения, канализации и связи, механические мастерские, транспортная сеть, автохозяйство, склады и т.д. Количество, характер и мощность промысловых сооружений зависят от геолого-эксплуатационной характеристики месторождения.

Добыча газа на промысле обеспечивается фондом эксплуатационных скважин, число, динамика изменения дебитов и система размещения которых определяются запасами газа, строением и количеством продуктивных горизонтов, размерами и конфигурацией залежи. На площади месторождения скважины располагаются отдельными объектами или кустами из 2-5 скважин. Особенно эффективно кустовое расположение скважин при разбуривании месторождений в северных районах со сложными климатическими и геокриологическими условиями. Фонд эксплуатационных скважин на месторождении не постоянен, его увеличивают по мере разработки залежи для компенсации снижения дебита скважины. Начальные дебиты скважины изменяются примерно от 100 тысяч до 1,5-2 млн. м3 в сутки. Контроль за разработкой месторождения осуществляется на газовом промысле с помощью наблюдательных скважин.

2. Переработка газа

Промысловая подготовка газа и конденсата к дальнему транспортированию ведётся по двум схемам: децентрализованной и централизованной. При первой полная обработка газа перед подачей в магистральный газопровод осуществляется на газовых сборных пунктах, при второй схеме на сборных пунктах производятся только сбор и первичная сепарация газа, а полный комплекс подготовки осуществляется на головных сооружениях магистрального газопровода. Основные способы обработки природного газа и конденсата на газовых промыслах: низкотемпературная сепарация газа, абсорбция, адсорбция, а также их сочетания. Для транспортирования обработанного газа с газового промысла в период, когда его давление снижается, приближаясь к значению этого параметра в магистральном газопроводе, на головных сооружениях вводится в эксплуатацию головная дожимная компрессорная станция.

Современный газовый промысел характеризуется высоким уровнем автоматизации, позволяющим осуществлять контроль и управление режимами эксплуатации газовых скважин, установок комплексной подготовки газа и газового конденсата (УКПГ), внутрипромысловой газосборной сети, дожимных компрессорных станций и т.д. Получают распространение автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУТП), действующие на базе автоматики, вычислительной и управляющей техники, автоматизированных средств сбора информации и обеспечивающие управление газовым промыслом в целом.

Нижний уровень АСУТП осуществляет управление технологическими процессами подготовки и стабилизации газа и газового конденсата на УКПГ (головными сооружениями) и реализуется средствами локальной автоматики и микро-ЭВМ; верхний — автоматизированное управление всем газовым промыслом и входящими в его состав УКПГ(ГС), дожимными компрессорными станциями и другими объектами основного и вспомогательного производства. Управляет всеми объектами газового промысла центральный диспетчер (из центрального диспетчерского пункта), получающий управляющую информацию из информационного вычислительного центра, где функционируют мини-ЭВМ.

Дистанционное управление осуществляется системами промышленной телемеханики. ЭВМ нижнего и верхнего уровней связаны между собой межмашинным обменом. Внедрение АСУТП значительно ускоряет ввод в разработку новых месторождений и повышает технико-экономические показатели работы всего промысла.

Основной источник электропитания газового промысла, расположенного в доступных районах, — линии электропередач (ЛЭП), в труднодоступных — специальные источники питания. Создание газового промысла производственной мощностью 50-100 млрд. м3 в год и более — одно из важнейших направлений развития газовой промышленности.

3. Первичная переработка газа

Природные газы от устья скважин до подачи в магистральные газопроводы проходят сложную систему сбора и обработки. Системы сбора продукции скважин включают комплект оборудования, арматуры и коммуникаций, предназначенных для подачи газов от устья скважин до установок комплексной подготовки газа (УКПГ), головных сооружений (ГС) или газоперерабатывающих заводов (ГПЗ).

Выбор схемы сбора зависит от запасов, объема и состава (наличие кислых компонентов и тяжелых углеводородов) газа, дебита и устьевых параметров скважин, площади и конфигурации месторождения, числа и характеристики продуктивных пластов и других параметров. В косвенном виде учитываются также способ подготовки газа к транспортированию, требования к качеству товарного газа, мощности технологических установок, наличие поблизости эксплуатируемого или спутникового месторождения и т.д.

Выбор параметров системы сбора связан со способом подготовки газа к транспорту для оптимизации выбора технологической схемы систем сбора и обустройства месторождения, необходимо знать следующие данные:

а) объемы добычи газа (газоконденсатной смеси) по годам разработки месторождения;

б) изменение давления и температуры на устье скважин и перед УКПГ;

в) расположение скважин на площади месторождения и расстояния от них до установок предварительной подготовки газа (УППГ) или (УКПГ);

г) состав добываемого сырья по годам, включая состав конденсата;

л) физико-химическую характеристику пластовой воды (содержание солей, плотность, коррозионную активность и

е) климатические данные (максимальную и минимальную температуру воздуха, глубину промерзания почвы, температуру грунта на разных глубинах и т.д.).

Основные элементы систем сбора продукции газовых скважин — отдельные трубопроводы и коллекторы, предназначенные для подачи газа от скважин до УКПГ, ТС или ГПЗ.

С началом интенсивного освоения крупных газовых и газоконденсатных месторождений широкое распространение получило групповое подключение скважин к одному внутрипромысловому газопроводу-шлейфу. Это обусловило применение труб среднего и большого диаметров для сооружения промысловых трубопроводов.

Первичные газы поступают на подготовку и переработку непосредственно из недр земли, поэтому технология их переработки зависит от следующих условий:

в процессе эксплуатации скважин пластовое давление постепенно снижается, что отражается на работе установокпо переработке газа;

по мере падения пластового давления существенно изменяется состав добываемого газа по соотношению в нем легких и тяжелых углеводородов (газ облегчается);

как следствие двух предыдущих факторов меняются материальные потоки по технологическим аппаратам установок по переработке газа.

Общим принципом технологических схем переработки газа является их двухступенчатость.

На первой ступени газ из скважин поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ), а на второй — проходит через ряд технологических установок, где из него выделяются вредные (сернистые соединения) и нежелательные (азот, диоксид углерода, влага) примеси и газовый конденсат (углеводороды от пропана и выше), происходит стабилизация этого конденсата с отделением ШФЛУ и газового бензина и выделением гелия из сухого газа.

Источник

Первичная переработка нефти и газа

Сбор и подготовка нефти и газа. Транспортировка нефти и газа. Стабилизация нефти.

Первичные технологии нефти, газоконденсатов и газов. Способы подготовки и очистки природных и нефтяных газов.

Методы разделения углеводородных газов. Методы подготовки, разделения и первичной переработки нефти и газоконденсатов.

Атмосферная перегонка нефти и газоконденсатов, атмосферно-вакуумная перегонка нефти, технологические методы разделения и очистки дистиллятов и остатков с применением разных реагентов, деасфальтизация, депарафиниза-ция.

Технологии вторичной переработки нефти и газа. Характеристика товарных продуктов

Термические процессы переработки нефти и газов.

Пиролиз различных нефтепродуктов и газов. Термический крекинг дистиллятного сырья. Процессы получения нефтяных пеков.

Термокаталитические процессы переработки нефтяного сырья. Каталитический крекинг.

Каталитическая изомеризация легких бензиновых фракций.

Гидроочистка различных дистиллятов нефти и газов. Гидрокрекинг нефтяного сырья.

Изомеризация пентан-гексановой фракции. Каталитическое алкилирование изобутана олефинами.

Современные процессы переработки бензиновых фракций, среднедистиллятных фракций нефти и газоконденсатов на цеолитсодержащих катализаторах (процессы «цеоформинг», депарафинизация дизельных фракций).

Современные процессы глубокой переработки природных, нефтяных попутных газов и ШФЛУ в низшие олефины, ароматические углеводороды и моторные топлива.

Процессы «циклар», «олефлекс» и другие.

Производство масел. Депарафинизация масел, адсорбционная очистка масел, гидроочистка масел.

Производство синтетических жидких топлив. Получение топлива из синтез-газа, метанола, биоэтанола.

Получение и характеристика товарных продуктов: бензинов, керосинов, масел и битумов.

Современные нефтеперерабатывающие заводы. Общезаводское хозяйство НПЗ.

Переработка природных углеводородных газов Сбор и подготовка нефти и газа

Общим для всех технологических схем сбора, подготовки и переработки природных углеводородных газов является их двухступенчатость.

На первой ступени углеводородное сырье от группы скважин по трубопроводам поступает на несколько автоматизированных групповых замерных установок (АГЗУ), на которых замеряется дебит каждой скважины, затем углеводородное сырье по сборному коллектору поступает на дожимную насосную станцию (ДНС), где происходит отделение от нефти (конденсата) газа — первая ступень сепарации (1), предварительное отделение воды (2) и механических примесей (3).

После отделения основного количества газа нефть (конденсат) с пластовой водой и остатками газа поступает в в сепараторы второй ступени (С-2), где отделяются большая часть воды и газа, а водонефтяная эмульсия направляется в электродегидраторы установки подготовки нефти (УПН). В УПН при температуре около 120 0 С и в присутствии деэмульгаторов (сепарол и другие) уменьшается содержание воды (менее 1 % мас.), минеральных солей (до 20-300 мг/л) и выделяется газ третьей ступени сепарации.

Стабильная нефть (4) поступает на установку сдачи товарной нефти (УТН) и по магистральному нефтепроводу направляется на НПЗ.

Вода с УПН и емкостей предварительного сброса воды передается на установку подготовки воды (УПВ) очищенная вода (5) используется для заводнения пласта (закачки в пласт).

Газы, выделившиеся в сепараторах, поступают по трубопроводу на газоперерабатывающий завод для разделения.

Источник