Выдержка из текста работы
3.3. Описание технологической схемы МАУ. 75 ГЛАВА 4. ПРОДУКТЫ ГАЗОПЕРЕРАБОТКИ. ПУТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ. 84 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 ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 106 ПРИЛОЖЕНИЯ
Введение
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.
ГЛАВА 1. СТАНОВЛЕНИЕ ГАЗОПЕРЕРАБОТКИ В УРАЛО-ПОВОЛЖЬЕ И ОРЕНБУРГСКОЙ ОБЛАСТИ
1.1. 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].
Таблица 1.1.
Динамика фонда месторождений действующих газовых скважин и добыча газа.
—————[ Количество месторождении в разработке Количество действующих газовых Добыча газа, млн. mj
Годы Куйбышевская область Оренбургская область Всего скважин на месторождениях и в газохранилищах Куйб-шевская область Оренбургская область Всего
1942 1943 1 2 1 1 2 2 15 0,2 33.8 0,5 8.6 0.7 42.4
1944 1945 2 2 2 2 4 4 18 21 187.8 125.3 26,6 107,6 214.4 232,9
1946 1947 3 2 3 5 6 27 31 132,1 180,9 124,4 87,8 256,5 268,7
1948 1949 3 2 4 4 7 6 30 25 125.3 155.4 213,4 139,8 338,7 395,2
1950 1951 2 3 4 4 6 7 27 30 118,5 127.2 313,5 308,7 432,0 435,9
1952 1953 4 4 6 10 11 42 51 150.5 154,1 292,4 346.5 442,9 500,6
1954 1955 4 4 8 Q 12 13 67 67 159.8 122,9 357,8 388,8 517,6 511,6
1956 1957 4 4 9 9 !3з 69 76 141,8 128,9 428,6 526,5 570,4 655,4
1958 1959 5 5 9 9 14 14 63 74 89,9 102,7 572,1 562,9 662,0 665,6
1960 1961 5 5 9 9 14 14 75 84 186,0 185,3 476,6 471,3 662,6 656,6
1962 1963 6 6 11 11 17 17 93 89 212,8 219,1 465,6 450,6 678,3 669,7
1964 1965 6 6 12 12 18 18 109 108 171,1 148Л 499,9 542,9 674,0 691,0 ¦
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.
Таблица 1.2
Ресурсы, добыча и использование нефтяного газа в 1966 г. (данные Министерства нефтедобывающей промышленности)
Годы Ресурсы нефтяных газов, млрд. м Добыча нефтяных газов, млрд. м Нефтяные газы — сырьё нефтехимии, млрд. м3 Нефтяные газы-топливо млрд. mj Потери, млрд. mj
1964 21,3 14,2 5,4 8,8 7,1
1966 23,9 16,1 6,7 — 7,8
1967 26,2 17,2 — — 8,9
1970 31,1 23,8 16 7,8 7,3
В табл. 1.3. и 1.4. приведены данные по добыче топливно-энергетических ресурсов России за период с 1913 по 1999 гг. [1].
Так создавалась сырьевая база и возникала необходимость в создании заводов для переработки газа нефтяных месторождений. Первые заводы создавались для производства газового бензина. Пионерами создания отечественного газобензинового производства по праву являются грозненские нефтяники. Первый газобензиновый завод (ГБЗ) был построен в Грозном в августе 1924 г. В 1925 г. здесь же были построены два абсорбционных и два компрессионных ГБЗ [15]. В период с 1928 по 1941 гг. резко возрастает добыча нефти в Баку и Грозном. В связи с этим усиливается внимание к проблеме отбензинивания газа. В эти годы строятся ГБЗ заводы в Баку, Краснодарском крае, вводится в эксплуатацию Майкопская углеадсорбционная га-зоотбензинивающая установка. В 1931 г. начало развиваться производство сажи из газа.
Таблица 1.3.
ДОБЫЧА ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ РОССИИ, В ПЕРЕРАСЧЁТЕ НА УСЛОВНОЕ ТОПЛИВО 7000 кКал., млн. т [12, 13]
1922 1940 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1986 1987 1988 1989
Нефть с 6,7 44,5 211,4 346,4 502,5 701,9 862,6 851,3 879,1 892,6 892,8 868,4
газовым
конден-
сатом
Газ 0,03 4,4 54,4 149,8 233,5 342,9 514,2 742,9 792,7 840,1 889,4 919,5
Таблица 1.4
ДОБЫЧА ПОПУТНОГО ГАЗА, НЕФТИ С ГАЗОВЫМ КОНДЕНСАТОМ В РОССИИ [12,13]
1913 1940 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1986 1987 1988 1989 1997 1998 1999
Попутный газ, млрд.м3 03 3,2 — 16,5 23 28,6 33,1 39 40,4 41,9 44,3 46 — — —
Нефть с газ. конд., млн. т — 31,1 148 242,9 353,0 490,8 603,2 595,3 611,4 624,2 624,3 607,3 305,6 303,4 302,0
В начале 1970-х годов, наряду со строительством новых газобензиновых заводов, начался качественно новый этап в использовании газа — его химическая переработка. Газобензиновые заводы уже рассматриваются как предприятия, обеспечивающих получение широкой гаммы ценных углеводородов. Составляющие газ компоненты приобретают самостоятельное значение как ценные высокооктановые составные моторного топлива и химическое сырьё.
С 1959 по 1965 гг. вступили в строй газобензиновые заводы в Башкирии (Туймазинский и Шкаповский), в Татарии (Миннибаевский), в Куйбышевской области (Отрадненский).
К 1965 г. в эксплуатации находились 12 крупных газобензиновых заводов, работающих по схеме масляной абсорбции (50%), низкотемпературной конденсации (30%) и угольной адсорбции (20%). Объём переработки нефтяных газов возрос до 6,1 млрд.м3 в год (в том числе 1,7 млрд.мЗ природного газа), что обеспечило получение свыше 1,1 млн.т сжиженных газов. В табл. 1.5. приведена динамика добычи нефти по основным нефтедобывающим объединениям в 1970-1973 гг.
Таблица 1.5. Динамика добычи нефти (млн. т) в основных объединениях [18]
Наименование объединений 1970 1972 1973
Татнефть 100,4 102,1 103,2
Башнефть 40,7 62,7 86,5
Куйбышевнефть 34,9 35,5 35,9
Оренбургнефть 7,4 9,4 10,5
Увеличение добычи природного и нефтяного газа позволило увеличить масштабы их использования в народном хозяйстве. Так в 1970 году основными потребителями природного и нефтяного газ были энергетики
(43,3%) и технологические промышленные потребители (30,7%). Третьим по объёму потребления было коммунально-бытовое хозяйство (13,8%). В сумме, эти потребители получили 206 млрд. м3 газа или 87,8%. В качестве сырья промышленность получила 18,4 млрд. м3, или 7,8% всего добываемого газа, в том числе на химическую переработку газа — 4%, производство жидких газов м газового бензина — 1,9% и производство газовой серы -1,9%. Объём переработки газа на ГБЗ к 1970 г. составил примерно 10 млрд. м3, а число ГБЗ увеличилось до 24.
Производственными планами того времени ставились задачи значительного увеличения отбора из нефтяного газа пропана, бутанов, а также извлечение на большинстве заводов этановых фракций. Планировалось применение транспортирования по одному продуктопроводу ШФЛУ с ГБЗ и разделение этих фракций на крупных центральных газофракционирую-щих установках нефтехимических комбинатов, являющихся потребителями всех индивидуальных углеводородов.
Для обеспечения эффективности капитальных вложений необходимо было обеспечить также полную загрузку сырьём ГБЗ, а это было возможно только при правильном их размещении с учётом ресурсов сырья и ряда других экономических предпосылок.
Газоперерабатывающие заводы сегодня рассматриваются как предприятия, обеспечивающие получение широкой гаммы ценных углеводородов. Составляющие газ компоненты приобретают самостоятельное значение как ценные высокооктановые составные моторного топлива и химическое сырьё.
В настоящее время добыча природного и попутного газа составляет более 600 млрд. м3, нефти и газового конденсата 305 млн. т;
• вовлечены в разработку Ямбургское, Карачаганакское и другие газо-конденсатные месторождения;
• осуществлены работы, связанные с организацией добычи газа на полуострове Ямал;
• начато создание на этой базе крупнотоннажного газохимического производства;
• широко внедряются автоматизированные блочно-комплектные установки, в том числе большой единичной мощности, для комплексной подготовки газа и газового конденсата (рис 1.1) [11].
1950 1955 1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 — —Нефть … …Природный газ
Рис. 1.1 Динамика добычи нефти и газа в России.
Развитие и совершенствование научных и практических основ разработки газовых и газоконденсатных месторождений можно разделить на несколько основных периодов.
На первых этапах развития газодобывающей промышленности месторождения разрабатывались примитивными методами. Скважины бурились в непосредственной близости от потребителей газа.
Затем методы разработки нефтяных месторождений стали использовать для разработки газовых и газоконденсатных месторождений, не учитывая их специфики.
Позднее начинается этап создания и внедрения научно-обоснованных методов разработки газовых месторождений.
В настоящее время проектирование рациональной схемы разработки газовых месторождений ведётся на основе комплексных геологических,
газогидродинамических и промысловых исследований месторождений, дополненных технико—экономическим анализом при использовании компьютеров.
По мере развития газодобывающей промышленности технология добычи газа претерпела существенные изменения. Образовалась новая отрасль газовой промышленности — добыча газового конденсата (табл. 1.6).
Таблица 1.6. Добыча нефти и газового конденсата (1995-1999 гг.), тыс. т
Нефтяные компании 1995 1996 1997 1998 1999
Оренбургнефть 7410 7 566 7 495 7 421 7 465
Самаранефтегаз 9 087 8 866 8 542 8 160 7 692
Татнефть 25 022 2 478 24 538 24 439 24 065
Добыча газа в царской России была очень слабо развита. Так, за 1913 год в России было добыто всего около 300 млн. м3, главным образом нефтяного газа. Газ использовался частично в промышленности, а также для освещения улиц и в сравнительно ограниченном объёме поступал для газоснабжения населения.
В период гражданской войны несколько уменьшился объём добычи природного газа и резко сократился объём производства искусственных газов на заводах.
В последующие довоенные годы отечественная газовая промышленность развивалась главным образом в направлении упорядочения газового хозяйства на нефтепромыслах с целью ликвидации потерь добываемого попутно с нефтью газа и организации его использования. В связи со значительным объёмом проведённых работ по закрытой эксплуатации нефтяных скважин, строительству газобензиновых заводов и компрессорных станций
добыча газа более чем в 10 раз превысила уровень его добычи в 1913 г., составив в 1940 г. 3 219 млн. м3.
Выделение газовой промышленности в 1946 г. в самостоятельную отрасль позволило резко увеличить как объём добычи газа в абсолютном значении, так и его удельный вес в топливном балансе страны. Быстрые темпы роста добычи газа стали возможны благодаря коренному усилению работ по строительству магистральных газопроводов, соединивших основные газодобывающие районы с потребителями газа — крупными промышленными центрами и химическими заводами. Общая протяжённость магистральных газопроводов в стране к 1964 г. достигла 33 400 км.
В 1963 г. введены в эксплуатацию наиболее крупные в мире по протяжённости и диаметрам газопровод Бухара-Урал и нефтепровод «Дружба» [20]. Основой быстрого роста добычи газа являлось открытие большого числа новых газовых и газоконденсатных месторождений.
В нашей стране нефтехимический синтез в промышленных масштабах получил широкое развитие. В последние годы отечественная нефтехимическая промышленность стала крупным потребителем газов, добываемых из нефтяных и газовых месторождений. Для химической переработки газов весьма важен их углеводородный состав.
Природные газы газовых месторождений в основном состоят из метана и «инертных» газов, поэтому химическая переработка этих газов развивается в направлении различных химических превращений метана (аммиак, метанол, ацетилен и др.). В нашей стране сложилась довольно крупная промышленность, производящая азотные удобрения, капроновые волокна, фенолформальдегидные и полихлорвиниловые смолы. Основным сырьём для этих производств явились исходные мономеры, получаемые при деструктивной переработке газа непосредственно на химических заводах. В настоящее время лишь около 7% всего добываемого в стране природного газа перерабатывется в химические продукты [21].
Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений, содержат значительно большее количество углеводородов С2…С5+высшие по сравнению с газами чисто газовых месторождений. Эти газы являются крупным резервом расширения химического сырья в нашей стране.
Особую роль для химической переработки играют газы, добываемые из нефтяных скважин, отличающиеся высоким содержанием углеводородов С2…С5+высшие. В табл. 1.7. приведён состав попутных газов нефтяных месторождений Урало-Поволжского региона [22].
Таблица 1.7
Состав попутных газов нефтяных месторождений Урало-Поволжского региона, % масс.
Месторождение СО2 N2 с, с2 Сз iC4 пС4 ^-з+в
Ромашкинское
(Татарстан) 0,7 9,5 27,0 23,6 22,4 2,9 6,7 6,7
Ярино-
Каменноложское — 19,3 25,0 23,3 20,2 2,7 5,8 2,6
(Пермская обл.)
Кунгурское 2,1 8,6 50,4 21,1 11,6 1,6 2,6 2,0
(Пермская обл.)
Чернушенское — 16,0 34,0 20,0 18,0 2,0 4,0 6,0
(Пермская обл.)
Шкаповское — 22,4 23,4 19,0 23,0 4,7 5,0 3,7
(Башкирия)
Мухановское 1,9 11,7 И,5 27,4 33,6 3,6 12,9 10,4
