Çfarë lidhet me gazin e naftës. Përdorimi i gazit shoqërues të naftës

Gazi i naftës është një gaz që tretet në naftë në kushte rezervuari. Një gaz i tillë merret gjatë zhvillimit të depozitave të naftës për shkak të një rënie të presionit të rezervuarit. Ai reduktohet në një nivel nën presionin e ngopjes së vajit. Vëllimi i gazit të naftës (m3/t) në naftë, ose siç quhet edhe faktori i gazit, mund të variojë nga 3-5 në horizontet e sipërme deri në 200-250 në shtresat e thella, nëse depozitat ruhen mirë.

Gazi i lidhur i naftës

Fushat e gazit të naftës janë fusha nafte. Gazi i lidhur i naftës (APG) është një gaz hidrokarbur natyror, ose më saktë një përzierje e gazrave dhe përbërësve të avulluar të hidrokarbureve dhe jo hidrokarbureve që treten në naftë ose ndodhen në "kapakët" e fushave të kondensatës së naftës dhe gazit.
Në fakt, APG është një nënprodukt i prodhimit të naftës. Që në fillimet e prodhimit të naftës, gazi i shoqëruar i naftës, për shkak të infrastrukturës së papërsosur për grumbullimin, përgatitjen, transportimin dhe përpunimin e tij, si dhe mungesën e konsumatorëve, thjesht u ndez.
Një ton naftë mund të përmbajë nga 1-2 m3 deri në disa mijëra m3 gaz nafte, gjithçka varet nga rajoni i prodhimit.

Përdorimi i gazrave të naftës

Gazi i lidhur i naftës është një lëndë e parë e rëndësishme për industrinë energjetike dhe kimike. Një gaz i tillë ka një vlerë kalorifike të rritur, e cila mund të shkojë nga 9 mijë deri në 15 mijë Kcal/m3. Megjithatë, përdorimi i tij në prodhimin e energjisë është i ndërlikuar nga përbërja e tij e paqëndrueshme dhe prania e shumë papastërtive. Prandaj, kërkohen kosto shtesë për pastrimin e gazit ("tharje").
Në industrinë kimike, metani dhe etani që përmban gazi shoqërues përdoren për prodhimin e plastikës dhe gomës, ndërsa përbërësit më të rëndë përdoren si lëndë të para për krijimin e hidrokarbureve aromatike, aditivëve të karburantit me një numër të lartë oktani dhe gazeve hidrokarbure të lëngshëm, përkatësisht propanit të lëngshëm. -butan teknik (SPBT).
Sipas informacioneve nga Ministria e Burimeve Natyrore dhe Mjedisit të Federatës Ruse (MPR), nga 55 miliardë m3 gaz shoqërues që prodhohet çdo vit në Rusi, vetëm 26% (14 miliardë m3) përpunohet. Një tjetër 47% (26 miliardë m3) shkon për nevojat e industrive ose fshihet si humbje teknologjike dhe 27% tjetër (15 miliardë m3) është ndezur. Vlerësimet e ekspertëve sugjerojnë se djegia e gazit shoqërues të naftës është shkaku i humbjes së pothuajse 139.2 miliardë rubla, të cilat mund të ishin marrë nga shitja e hidrokarbureve të lëngëta, propanit, butanit dhe gazit të thatë.

Problemi i ndezjes së gazit të naftës

Ky proces është shkaku i emetimeve në shkallë të gjerë të ndotësve të ngurtë, si dhe i një përkeqësimi të përgjithshëm të situatës mjedisore në rajonet prodhuese të naftës. Gjatë procesit të "humbjeve teknologjike" dhe djegies së APG, dioksidi i karbonit dhe bloza aktive hyjnë në atmosferë.
Për shkak të ndezjes së gazit në Rusi, rreth 100 milion ton emetime CO2 regjistrohen çdo vit (nëse i gjithë vëllimi i gazit është i ndezur). Në të njëjtën kohë, flakët ruse janë të njohur për joefikasitetin e tyre, domethënë jo të gjithë gazrat digjen në to. Rezulton se metani, i cili është një gaz serrë shumë më i rrezikshëm se dioksidi i karbonit, hyn në atmosferë.
Sasia e emetimeve të blozës gjatë djegies së gazit të naftës vlerësohet në rreth 0.5 milion ton në vit. Djegia e gazit të naftës shoqërohet me ndotje termike të mjedisit. Pranë pishtarit, rrezja e shkatërrimit termik të tokës është 10-25 metra, dhe e botës bimore - nga 50 në 150 metra.
Përqendrimi i lartë në atmosferë i produkteve të djegies së një gazi të tillë, përkatësisht oksidi i azotit, dioksidi i squfurit, monoksidi i karbonit, shkakton një rritje të incidencës së kancerit të mushkërive dhe bronkeve në popullatën lokale, si dhe dëmtim të mëlçisë dhe traktit gastrointestinal. , sistemin nervor dhe shikimin.
Metoda më korrekte dhe efektive e përdorimit të gazit të naftës shoqërues mund të quhet përpunimi i tij në impiantet e përpunimit të gazit me formimin e gazit të zhveshur të thatë (DSG), një fraksion të gjerë të hidrokarbureve të lehta (NGL), si dhe gazeve të lëngshëm (LPG) dhe benzinë ​​e qëndrueshme me gaz (SGB).
Shfrytëzimi i duhur i gazit të naftës do të bëjë të mundur prodhimin e rreth 5-6 milionë tonë hidrokarbure të lëngshme, 3-4 miliardë m3 etan, 15-20 miliardë m3 gaz të thatë ose 60-70 mijë GWh energji elektrike çdo vit.
Është interesante se më 1 janar 2012, hyri në fuqi Dekreti i Qeverisë së Federatës Ruse "Për masat për të stimuluar reduktimin e ndotjes së ajrit atmosferik nga produktet e djegies së gazit të naftës shoqërues në flakët". Në këtë dokument thuhet se ndërmarrjet minerare duhet të riciklojnë 95% të APG.

Përbërja e gazit të naftës

Përbërja e gazit të naftës mund të ndryshojë. Nga çfarë varet? Ekspertët identifikojnë faktorët e mëposhtëm që ndikojnë në përbërjen e gazit të naftës:

Përbërja e naftës në të cilën është tretur gazi
kushtet e shfaqjes dhe formimit të depozitave që janë përgjegjëse për qëndrueshmërinë e sistemeve të naftës dhe gazit natyror
mundësia e degazimit natyror.

Shumica e gazrave të lidhur, në varësi të rajonit të prodhimit, mund të përmbajnë edhe përbërës jo hidrokarbur, për shembull, sulfid hidrogjeni dhe mercaptan, dioksid karboni, azot, helium dhe argon. Nëse hidrokarburet mbizotërojnë në përbërjen e gazrave të naftës (95-100%), ato quhen hidrokarbure. Ekzistojnë gjithashtu gazra që përmbajnë dioksid karboni (CO2 nga 4 në 20%) ose azot (N2 nga 3 në 15%). Gazrat hidrokarbur-azoti përmbajnë deri në 50% azot. Në bazë të raportit të metanit dhe homologëve të tij, dallohen:

• i thatë (metan më shumë se 85%, C2H6 + më i lartë 10-15%)
• yndyrore (CH4 60-85%, C2H6 + më e lartë 20-35%).

Bazuar në karakteristikat gjeologjike, gazrat e shoqëruar nga tapat e gazit çlirohen, si dhe gazrat që treten drejtpërdrejt në vaj. Në procesin e hapjes së rezervuarëve të naftës, gazi nga kapakët e naftës më shpesh fillon të dalë jashtë. Më tej, vëllimi kryesor i APG i prodhuar përbëhet nga gazra që treten në vaj.
Gazi nga kapakët e gazit, i quajtur gjithashtu gaz i lirë, ka një përbërje "më të lehtë". Ai përmban një sasi më të vogël të gazeve të rënda hidrokarbure, e cila krahasohet në mënyrë të favorshme me gazin e tretur në vaj. Rezulton se fazat e para të zhvillimit të fushës shpesh kanë vëllime të mëdha vjetore të prodhimit të APG me një mbizotërim të metanit në përbërjen e tij.
Sidoqoftë, me kalimin e kohës, prodhimi i gazit të naftës shoqërues zvogëlohet, dhe vëllimi i përbërësve të rëndë rritet.
Për të zbuluar se sa gaz përmban një vaj i caktuar dhe cila është përbërja e tij, specialistët kryejnë degazimin e një kampioni vaji të marrë në grykën e pusit ose në kushtet e rezervuarit duke përdorur një kampionues të thellë. Për shkak të degazimit jo të plotë të vajrave në zonën e gropës së poshtme dhe tubat ngritës, gazi i naftës i marrë nga gryka e pusit përmban një sasi më të madhe metani dhe një vëllim më të vogël të homologëve të tij, krahasuar me gazin nga mostrat e thella të naftës.

Përbërja e gazit shoqërues të naftës nga fusha të ndryshme në Siberinë Perëndimore

Fusha e Rajonit	Përbërja e gazit, wt.%
CH 4	C 2 H 6	C 3 H 8	i-C 4 N 10	n-С 4 Н 10	i-C 5 N 12	n-C 5 N 12	CO 2	N 2
SIBERI PERËNDIMOR
Samotlorskoye	60,64	4,13	13,05	4,04	8,6	2,52	2,65	0,59	1,48
Varieganskoe	59,33	8,31	13,51	4,05	6,65	2,2	1,8	0,69	1,51
B ash k o r t o s t a n
Arlanskoe	12,29	8,91	19,6	10,8	6,75	0,86	42,01
Vyatskoe	8,2	12,6	17,8	10,4	4,0	1,7	46,2
Republika Udmurt
Lozolyuksko-Zurinskoye	7,88	16,7	27,94	3,93	8,73	2,17	1,8	1,73	28,31
Arkhangelskoe	10,96	3,56	12,5	3,36	6,44	2,27	1,7	1,28	56,57
Rajoni i Permit
Kuedinskoe	32,184	12,075	13,012	1,796	3,481	1,059	0,813	0,402	33,985
Krasnoyarsk	44,965	13,539	13,805	2,118	3,596	1,050	0,838	1,792	17,029
Gondyrskoye	21,305	20,106	19,215	2,142	3,874	0,828	0,558	0,891	29,597
Stepanovskoe	40,289	15,522	12,534	2,318	3,867	1,358	0,799	1,887	20,105

Gaz i lëngshëm i naftës

Karakterizimi i plotë i gazrave të naftës në gjendje të lëngshme bën të mundur përdorimin e tyre si lëndë djegëse me cilësi të lartë dhe të plotë për motorët e automobilave. Përbërësit kryesorë të gazit të lëngshëm të naftës janë propani dhe butani, të cilët janë nënprodukte të prodhimit ose rafinimit të naftës në ndërmarrjet e gazit dhe benzinës.
Gazi kombinohet në mënyrë të përkryer me ajrin për të formuar një përzierje homogjene të djegshme, e cila garanton një nxehtësi të lartë të djegies dhe gjithashtu shmang shpërthimin gjatë procesit të djegies. Gazi përmban një sasi minimale të komponentëve që kontribuojnë në formimin e karbonit dhe ndotjen e sistemit të energjisë, dhe gjithashtu shkaktojnë korrozion.
Përbërja e gazit të lëngshëm të naftës bën të mundur krijimin e vetive motorike të karburantit të gazit.
Në procesin e përzierjes së propanit, është e mundur të sigurohet një presion i përshtatshëm i avullit të ngopur në përzierjen e gazit, i cili ka një rëndësi të madhe për përdorimin e automjeteve me cilindra gazi në kushte të ndryshme klimatike. Është për këtë arsye që prania e propanit është shumë e dëshirueshme.
Gazi i lëngshëm i naftës nuk ka ngjyrë ose erë. Për shkak të kësaj, për të garantuar përdorim të sigurt në makina, i jepet një aromë e veçantë - erë.

Gazi i mbetur i shoqëruar, të cilin kompanitë prodhuese të naftës nuk e ndezin ose e injektojnë në rezervuar, përfundon për përpunim. Duhet të pastrohet përpara se të transportohet në një fabrikë përpunimi. Gazi i çliruar nga papastërtitë mekanike dhe uji është shumë më i lehtë për t'u transportuar. Për të parandaluar reshjet e fraksioneve të lëngshme në zgavrën e tubacioneve të gazit dhe për të lehtësuar përzierjen, hidrokarburet e rënda filtrohen.
Duke hequr elementët e squfurit, mund të parandalohet efekti gërryes i gazit shoqërues të naftës në murin e tubacionit dhe duke nxjerrë azot dhe dioksid karboni, vëllimi i përzierjes që nuk përdoret në përpunim mund të reduktohet. Gazi pastrohet duke përdorur metoda të ndryshme. Pas përfundimit të ftohjes dhe kompresimit (ngjeshja nën presion) të gazit, mund të filloni ta ndani ose ta përpunoni atë duke përdorur metoda dinamike të gazit. Këto metoda janë mjaft të lira, por ato nuk bëjnë të mundur izolimin e dioksidit të karbonit dhe përbërësve të squfurit nga gazi i naftës.
Nëse përdoren metodat e thithjes, atëherë përveç heqjes së sulfurit të hidrogjenit, kryhet edhe tharja e ujit dhe përbërësve të lagësht të hidrokarbureve. E vetmja pengesë e kësaj metode është përshtatja e dobët e teknologjisë me kushtet e fushës, e cila shkakton një humbje prej afërsisht 30% të vëllimit të gazit. Përveç kësaj, për të hequr lëngun përdoret metoda e tharjes me glikol, por vetëm si proces dytësor, sepse përveç ujit, nuk çliron asgjë tjetër nga përzierja.
Të gjitha këto metoda mund të quhen të vjetruara sot. Metoda më moderne është pastrimi i membranës. Kjo metodë bazohet në ndryshimin në shkallën e depërtimit të përbërësve të ndryshëm të gazit të naftës përmes fibrave të membranës.
Kur gazi hyn në një fabrikë përpunimi, ai ndahet në fraksione bazë nga thithja dhe kondensimi në temperaturë të ulët. Disa nga këto fraksione bëhen menjëherë produkte përfundimtare. Pas ndarjes, përftohet gaz i zhveshur, i cili përmban metan dhe një përzierje të etanit, si dhe një pjesë të gjerë të hidrokarbureve të lehta (NGL). Një gaz i tillë transportohet lehtësisht përmes sistemeve të tubacioneve dhe përdoret si lëndë djegëse, dhe gjithashtu shërben si lëndë e parë për prodhimin e acetilenit dhe hidrogjenit. Gjithashtu, duke përdorur përpunimin e gazit, prodhohet propan-butan i lëngshëm për automobila (d.m.th., karburant motori me gaz), si dhe hidrokarbure aromatike, fraksione të ngushta dhe benzinë ​​të qëndrueshme.
Gazi i lidhur i naftës, megjithë përfitimin jashtëzakonisht të ulët të përpunimit të tij, përdoret në mënyrë aktive në industrinë e karburantit dhe energjisë dhe industrinë petrokimike.

Një nga problemet moderne të industrisë së naftës është e lehtë të vërehet kur fluturon mbi hapësirat e gjera të Siberisë: pishtarë të shumtë që digjen. Ata djegin gazin e shoqëruar të naftës (APG).

Sipas disa vlerësimeve, disa mijëra instalime të mëdha flakërimi funksionojnë në Rusi. Të gjitha vendet e përfshira në prodhimin e naftës përballen me probleme të përdorimit të APG. Rusia është në pozitën udhëheqëse në këtë zonë fatkeqe, e ndjekur nga Nigeria, Irani dhe Iraku.

APG përfshin metanin, etanin, propanin, butanin dhe përbërësit më të rëndë të hidrokarbureve. Përveç kësaj, mund të përmbajë azot, argon, dioksid karboni, sulfid hidrogjeni dhe helium. APG më së shpeshti tretet në naftë dhe lirohet gjatë prodhimit të tij, por mund të grumbullohet edhe në “kapakët” e fushave të naftës.

Përdorimi i APG nënkupton përdorimin e synuar të APG dhe përbërësve të tij, i cili sjell një efekt pozitiv (ekonomik, mjedisor, etj.) në krahasim me djegien e tij në flakë.

Llojet dhe metodat e përdorimit të APG

Ka disa udhëzime për përdorimin e APG:

- ose në fusha (shpërndarja e gazit në tubacionin e gazit sipas standardeve të PJSC Gazprom, marrja e SPBT, LNG)

Dërgimi i APG për përpunim në një fabrikë të përpunimit të gazit kërkon kostot më të vogla kapitale nëse ka një infrastrukturë të zhvilluar të transportit të gazit. Disavantazhi i këtij drejtimi për fushat e largëta është nevoja e mundshme për të ndërtuar stacione shtesë të pompimit të gazit.

Për fushat me një debit të madh të qëndrueshëm APG, të vendosura afër tubacionit kryesor të gazit dhe rrjetit të komunikimit të transportit, është e rëndësishme të ndërtohet një impiant mini-përpunimi i gazit, i cili mund të prodhojë fraksione propan-butan (SPBT), të përgatisë gazin e mbetur për Gazprom. Standardet e PJSC me lëshimin në tubacionin kryesor të gazit, lëngëzimin e përbërësve të lehtë për të marrë një fraksion të lëngshëm të ngjashëm me LNG. Disavantazhi i këtij drejtimi është papërshtatshmëria e tij për fusha të largëta.

Pajisjet për zbatimin e proceseve: pajisje kapacitive (ndarëse, rezervuarë magazinimi), pajisje për transferimin e nxehtësisë dhe masës (këmbyesit e nxehtësisë, kolonat e distilimit), kompresorët, pompat, njësitë ftohëse me kondensim me avull, lëngëzimin e gazit në dizajn bllok-modular.

- Prodhimi i energjisë elektrike (përdorimi i termocentraleve me turbina me gaz, termocentralet me gaz)

Përmbajtja e lartë kalorike e APG përcakton përdorimin e saj si lëndë djegëse. Në këtë rast, është e mundur të përdoret gaz si për ngasjet e pajisjeve të kompresorit të gazit ashtu edhe për gjenerimin e energjisë elektrike për nevojat e veta duke përdorur turbina me gaz ose njësi pistoni me gaz. Për fusha të mëdha me një rrjedhë të konsiderueshme APG, këshillohet të organizohen termocentrale që furnizojnë me energji elektrike rrjetet rajonale të furnizimit me energji elektrike.

Disavantazhet e këtij drejtimi përfshijnë kërkesat e rrepta të termocentraleve të përhapura tradicionale të turbinave me gaz dhe termocentraleve me gaz për përbërjen e karburantit (përmbajtja e sulfurit të hidrogjenit nuk është më e lartë se 0.1%), gjë që kërkon rritje të kostove kapitale për përdorimin e sistemeve të pastrimit të gazit. dhe kostot operative për mirëmbajtjen e pajisjeve. Shpërndarja e energjisë elektrike në rrjetet e jashtme të energjisë është e pamundur në fusha të largëta për shkak të mungesës së infrastrukturës së jashtme të energjisë.

Përparësitë e drejtimit janë sigurimi i nevojave të fushës me furnizimin me energji elektrike dhe ngrohje të fushës pa koston e infrastrukturës së jashtme të furnizimit me energji, dhe kompaktësia e gjeneratorëve të gazit elektrik. Përdorimi i impianteve moderne të mikroturbinave bën të mundur përdorimin e APG me një përmbajtje sulfuri hidrogjeni deri në 4-7%.

Pajisjet për zbatimin e proceseve: pajisje kapacitive (ndarëse, rezervuarë magazinimi), termocentrale me turbina me gaz ose termocentrale me turbina me gaz të projektimit bllok-modular.

- përpunimi kimik (proceset "APG në BTK", "Cyclar")

Procesi APG në BTK u zhvillua nga PJSC NIPIgazpererabotka dhe lejon përpunimin katalitik të APG në një përzierje hidrokarburesh aromatike (kryesisht benzen, toluen dhe një përzierje ksilenesh), të cilat mund të përzihen me rrjedhën kryesore të vajit dhe të transferohen përmes një vaji ekzistues. tubacioni për në rafineri. Hidrokarburet e lehta të mbetura, të ngjashme në përbërje me gazin natyror, mund të përdoren si lëndë djegëse për të prodhuar energji elektrike për nevojat e fushës.

Procesi "Cyclar" u zhvillua nga UOP dhe British Petroleum dhe përfshin prodhimin e një përzierjeje hidrokarburesh aromatike (në shumë mënyra të ngjashme me procesin "APG në BTK") nga fraksioni propan-pentan i APG. Disavantazhi në krahasim me procesin APG në BTK është nevoja për përgatitjen paraprake të APG për të izoluar fraksionin propan-pentan.

Disavantazhi i këtij drejtimi është shuma e konsiderueshme e kostove kapitale për zgjerimin e infrastrukturës së peshkimit.

Pajisjet për zbatimin e proceseve: pajisje kapacitive (ndarëse, rezervuarë magazinimi), këmbyes nxehtësie, reaktorë katalitikë, kolona distilimi, kompresorë, pompa.

- proceset kimike të gazit (procesi Fischer-Tropsch)

Përpunimi APG me metodën Fischer-Tropsch është një proces me shumë faza. Fillimisht, gazi i sintezës (përzierje CO dhe H2) merret nga APG me oksidim termik në temperatura të larta, nga i cili prodhohet metanoli ose hidrokarburet sintetike, të përdorura për prodhimin e karburantit motorik. Disavantazhi i këtij drejtimi janë kostot e larta kapitale dhe operative.

Pajisjet për zbatimin e procesit: pajisje kapacitive (ndarëse, rezervuarë magazinimi), shkëmbyes nxehtësie, reaktorë katalitikë, kompresorë, pompa.

- aplikimi për nevojat teknologjike të fushës (procesi i çiklizmit, ashensori i gazit)

Procesi i injektimit të APG në një formacion naftëmbajtës (procesi i çiklizmit) përfshin injektimin e gazit në "kapakun" e gazit të fushës për të rritur presionin në vend, duke çuar në rritjen e rikuperimit të naftës. Përparësitë e metodës përfshijnë lehtësinë e zbatimit dhe kostot e ulëta kapitale për zbatimin e procesit. Disavantazhi është mungesa e asgjësimit aktual - ka vetëm një shtyrje të problemit për disa kohë.

Procesi i ngritjes së naftës duke përdorur ngritësin me gaz përfshin përdorimin e energjisë së APG të ngjeshur të pompuar në të. Përparësitë e kësaj metode janë mundësia e funksionimit të puseve me një faktor të lartë gazi, ndikimi i vogël i papastërtive mekanike, temperatura, presioni në procesin e nxjerrjes, aftësia për të rregulluar në mënyrë fleksibël mënyrën e funksionimit të puseve dhe lehtësia e mirëmbajtjes dhe riparimit. të puseve të ngritjes së gazit. Disavantazhi i kësaj metode është nevoja për përgatitjen dhe rregullimin në terren të furnizimit me gaz, gjë që rrit kostot kapitale në zhvillimin e fushës.

Pajisjet për zbatimin e proceseve: pajisje kondensative (ndarëse, rezervuarë magazinimi), kompresorë, pompa.

Arsyet për nevojën e përdorimit të APG

Një nga rezultatet e mungesës së infrastrukturës për shfrytëzimin e APG dhe praktikimit të djegies së pakontrolluar të tij është dëmtimi i mjedisit. Kur APG digjet, një sasi e madhe e ndotësve lëshohet në atmosferë: grimcat e blozës, dioksidi i karbonit, dioksidi i squfurit. Një përmbajtje e shtuar e këtyre substancave në atmosferë çon në sëmundje të sistemit riprodhues të trupit të njeriut, patologji trashëgimore dhe kancer.

Mungesa e metodave të vendosura për përdorimin e APG në Rusi çon në humbje të konsiderueshme në ekonomi. Kur përdoret në mënyrë racionale, APG ka një vlerë të madhe për industrinë e energjisë dhe kimike.

Sipas të dhënave zyrtare, me një prodhim vjetor të APG-së prej rreth 55 miliardë m3, vetëm 15-20 miliardë m3 përdoret në industrinë kimike, një pjesë e vogël përdoret për të rritur presionin e rezervuarit dhe rreth 20-25 miliardë m3 ndizet. Humbje të tilla janë afër konsumit të gazit shtëpiak nga të gjithë banorët rusë.

Sidoqoftë, ka një sërë faktorësh që janë veçanërisht të rëndësishëm për prodhimin rus të naftës dhe pengojnë rritjen dhe zhvillimin e përdorimit të APG:

Largësia e puseve nga objektet e përpunimit të gazit;

Sistemet e grumbullimit, trajtimit dhe transportit të gazit të zhvilluar dobët ose mungojnë;

Ndryshueshmëria në vëllimet e gazit të prodhuar;

Prania e papastërtive që ndërlikojnë përpunimin;

Çmimet e ulëta të gazit të kombinuara me interesin jashtëzakonisht të ulët për financimin e projekteve të tilla;

Dënimet mjedisore për djegien e APG janë dukshëm më të ulëta se kostot e asgjësimit të tij.

Vitet e fundit, kompanitë prodhuese të naftës kanë filluar t'i kushtojnë më shumë vëmendje çështjeve të përdorimit të APG. Kjo lehtësohet veçanërisht nga Rezoluta nr. 7 e 8 janarit 2009, e miratuar nga Qeveria e Federatës Ruse, "Për masat për të stimuluar reduktimin e ndotjes së ajrit atmosferik nga produktet e djegies së gazit shoqërues të naftës në flakë", e cila kërkon rritjen e niveli i përdorimit të APG në 95%. Që nga viti 2012, për të llogaritur pagesat për emetimet nga djegia e vëllimeve APG që tejkalojnë standardin 5%, është futur një koeficient në rritje prej 4.5, që nga viti 2013 ky koeficient është rritur në 12, që nga viti 2014 - në 25, dhe në mungesë të Pajisjet matëse - në 120 Një nxitje shtesë për të filluar punën për rritjen e nivelit të përdorimit të APG ishte procesi i miratuar në vitin 2013 i uljes së tarifave të emetimeve me shumën e kostove për zbatimin e projekteve të përdorimit të APG.

Ndryshe nga gazi natyror, gazi i shoqëruar i naftës përmban, përveç metanit dhe etanit, një pjesë të madhe të propaneve, butaneve dhe avujve të hidrokarbureve më të rënda. Shumë gazra shoqërues, në varësi të fushës, përmbajnë gjithashtu përbërës jo hidrokarbur: sulfid hidrogjeni dhe mercaptan, dioksid karboni, azot, helium dhe argon.

Kur hapen rezervuarët e naftës, gazi nga kapakët e naftës zakonisht fillon të dalë i pari. Më pas, pjesa kryesore e gazit të shoqëruar të prodhuar përbëhet nga gazra të tretur në vaj. Gazi nga kapakët e gazit, ose gazi i lirë, është "më i lehtë" në përbërje (me një përmbajtje më të ulët të gazeve të rënda hidrokarbure) në kontrast me gazin e tretur në vaj. Kështu, fazat fillestare të zhvillimit të fushës zakonisht karakterizohen nga vëllime të mëdha vjetore të prodhimit të gazit të naftës shoqërues me një përqindje më të madhe të metanit në përbërjen e tij. Me shfrytëzimin afatgjatë të fushës, prodhimi i gazit shoqërues të naftës zvogëlohet dhe një pjesë e madhe e gazit bie në komponentët e rëndë.

Injektimi në nëntokë për të rritur presionin e rezervuarit dhe, në këtë mënyrë, efikasitetin e prodhimit të naftës. Megjithatë, në Rusi, ndryshe nga një numër vendesh të huaja, kjo metodë, me përjashtime të rralla, nuk përdoret, sepse është një proces shumë i kushtueshëm.

Përdorni në vend për të prodhuar energji elektrike për nevojat e fushave të naftës.

Kur lëshohen vëllime të konsiderueshme dhe të qëndrueshme të gazit të naftës shoqërues - përdoret si lëndë djegëse në termocentrale të mëdha ose për përpunim të mëtejshëm.

Mënyra më efektive për të përdorur gazin shoqërues të naftës është përpunimi i tij në impiantet e përpunimit të gazit për të prodhuar gaz të zhveshur të thatë (DSG), fraksion të gjerë të hidrokarbureve të lehta (NGL), gazra të lëngshëm (LPG) dhe benzinë ​​të qëndrueshme të gazit (SGG).

Një kompani e madhe konsulence në sektorin e karburantit dhe energjisë, PFC Energy, në studimin e saj "Përdorimi i gazit të lidhur me naftën në Rusi", vuri në dukje se opsioni optimal për përdorimin e APG varet nga madhësia e fushës. Kështu, për fushat e vogla, opsioni më tërheqës është prodhimi i energjisë elektrike në një shkallë të vogël për nevojat e tyre në terren dhe nevojat e konsumatorëve të tjerë vendas.

Për fushat me madhësi mesatare, sipas studiuesve, opsioni ekonomikisht më i mundshëm për përdorimin e gazit të naftës shoqërues është nxjerrja e gazit të lëngshëm të naftës në një fabrikë të përpunimit të gazit dhe shitja e gazit të lëngshëm të naftës (LPG) ose produkteve petrokimike dhe gazit të thatë.

Për fusha të mëdha, opsioni më tërheqës është të prodhohet energji elektrike në një termocentral të madh për shitjen e mëvonshme me shumicë në rrjetin elektrik.

Sipas ekspertëve, zgjidhja e problemit të përdorimit të gazit shoqërues nuk është vetëm një çështje e ekologjisë dhe ruajtjes së burimeve, por është gjithashtu një projekt i mundshëm kombëtar me vlerë 10-15 miliardë dollarë. Vetëm përdorimi i vëllimeve të APG do të bënte të mundur prodhimin në vit deri në 5-6 milion ton hidrokarbure të lëngshme, 3-4 miliardë metra kub etan, 15-20 miliardë metra kub gaz të thatë ose 60-70 mijë GWh energji elektrike. .

Presidenti rus Dmitry Medvedev udhëzoi qeverinë ruse të marrë masa për t'i dhënë fund praktikës së përdorimit joracional të gazit shoqërues deri më 1 shkurt 2010.

NAFJA DHE GAZI, PËRBËRJA DHE VETITË FIZIKE E TYRE

VAJ

Vaji është një lëng i ndezshëm, me vaj, kryesisht me ngjyrë të errët, me një erë specifike. Për sa i përket përbërjes kimike, vaji është kryesisht një përzierje e hidrokarbureve të ndryshme që përmbahen në të në një shumëllojshmëri të gjerë kombinimesh dhe që përcaktojnë vetitë e tij fizike dhe kimike.

Në vajra gjenden grupet e mëposhtme të hidrokarbureve: 1) metani (parafina) me formulën e përgjithshme C I H 2 I + 2; 2) naftenik me formulë të përgjithshme C„H 2P; 3) aromatike me formulë të përgjithshme

SpN 2l -v- /

Hidrokarburet më të zakonshme në kushte natyrore janë seria e metanit. Hidrokarburet e kësaj serie - metani CH 4, etani C 2 H in, propani C 3 H 8 dhe butani C 4 Nu - janë në gjendje të gaztë në presion atmosferik dhe temperaturë normale. Ato janë pjesë e gazrave të naftës. Me rritjen e presionit dhe temperaturës, këto hidrokarbure të lehta mund të lëngëzohen pjesërisht ose plotësisht.

Pentani C 8 H 12, heksani C në H 14 dhe heptani C 7 H 1 në të njëjtat kushte janë në një gjendje të paqëndrueshme: kalojnë lehtësisht nga një gjendje e gaztë në një gjendje të lëngshme dhe kthehen prapa.

Hidrokarburet nga tingulli C 8 H 18 deri në C 17 H janë substanca të lëngshme.

Hidrokarburet, molekulat e të cilave përmbajnë më shumë se 17 atome karboni, klasifikohen si lëndë të ngurta. Këto janë parafina dhe ceresina, të përfshira në sasi të ndryshme në të gjitha vajrat.

Vetitë fizike të vajrave dhe gazrave të naftës, si dhe karakteristikat e tyre cilësore, varen nga mbizotërimi i hidrokarbureve individuale ose grupeve të ndryshme të tyre. Vajrat me mbizotërim të hidrokarbureve komplekse (vajra të rëndë) përmbajnë sasi më të vogla të benzinës dhe fraksioneve të naftës. Përmbajtja në vaj

V, M-ANT V

një numër i madh i përbërjeve rrëshinore dhe parafine e bën atë viskoz dhe joaktiv, gjë që kërkon masa të veçanta për nxjerrjen e tij në sipërfaqe dhe transportimin e mëvonshëm.

Përveç kësaj, vajrat ndahen sipas treguesve kryesorë të cilësisë - përmbajtja e benzinës së lehtë, vajguri dhe fraksionet e naftës.

Përbërja fraksionale e vajrave përcaktohet me distilim laboratorik, i cili bazohet në faktin se çdo hidrokarbur i përfshirë në përbërjen e tij ka pikën e tij specifike të vlimit.

Hidrokarburet e lehta kanë pikë vlimi të ulët. Për shembull, pentani (C B H1a) ka një pikë vlimi prej 36 ° C, dhe heksani (C 6 H1 4) ka një pikë vlimi prej 69 ° C. Hidrokarburet e rënda kanë një pikë vlimi më të lartë dhe arrijnë 300 ° C dhe më të larta. Prandaj, kur vaji nxehet, fraksionet e tij më të lehta ziejnë dhe avullojnë së pari me rritjen e temperaturës, hidrokarburet më të rënda fillojnë të vlojnë dhe avullojnë.

Nëse avujt e vajit të ngrohur në një temperaturë të caktuar mblidhen dhe ftohen, atëherë këta avuj do të kthehen përsëri në një lëng, i cili është një grup hidrokarburesh që ziejnë larg vajit në një interval të caktuar temperaturash. Kështu, në varësi të temperaturës së ngrohjes së vajit, fraksionet më të lehta - fraksionet e benzinës - avullojnë së pari prej tij, pastaj ato më të rëndat - vajguri, pastaj karburanti dizel, etj.

Përqindja e fraksioneve individuale në vaj që ziejnë në intervale të caktuara temperaturash karakterizon përbërjen fraksionale të vajit.

Në mënyrë tipike, në kushte laboratorike, distilimi i vajit kryhet në intervalet e temperaturës deri në 100, 150, 200, 250, 300 dhe 350 ° C.

Rafinimi më i thjeshtë i naftës bazohet në të njëjtin parim si distilimi laboratorik i përshkruar më sipër. Ky është distilimi i drejtpërdrejtë i vajit me ndarjen e benzinës, vajgurit dhe fraksioneve të naftës prej tij nën presionin atmosferik dhe ngrohjen në 300-350 ° C.

Në BRSS, gjenden vajra të përbërjeve dhe vetive të ndryshme kimike. Edhe vajrat nga e njëjta fushë mund të ndryshojnë shumë nga njëri-tjetri. Sidoqoftë, vajrat e secilit rajon të BRSS kanë gjithashtu karakteristikat e tyre specifike. Për shembull, vajrat nga rajoni Ural-Volga zakonisht përmbajnë sasi të konsiderueshme të rrëshirave, parafinës dhe përbërjeve të squfurit. Vajrat nga rajoni Embensky dallohen nga një përmbajtje relativisht e ulët e squfurit.

Vajrat nga rajoni i Bakut kanë shumëllojshmërinë më të madhe të përbërjes dhe vetive fizike. Këtu, së bashku me vajrat pa ngjyrë në horizontet e sipërme të fushës Surakhani, të përbërë pothuajse ekskluzivisht nga fraksionet e benzinës dhe vajgurit, ka vajra që nuk përmbajnë fraksione benzine. Në këtë zonë ka vajra që nuk përmbajnë materie katrani, si dhe vajra shumë të katranit. Shumë vajra në Azerbajxhan përmbajnë acide naftenik. Shumica e vajrave nuk përmbajnë parafina. Për sa i përket përmbajtjes së squfurit, të gjitha vajrat e Baku klasifikohen si me squfur të ulët.

Një nga treguesit kryesorë të cilësisë tregtare të naftës është dendësia e tij. Dendësia e vajit në një temperaturë standarde prej 20°C dhe presion atmosferik varion nga 700 (kondensat gazi) deri në 980 dhe madje 1000 kg/m3.

Në praktikën në terren, dendësia e naftës së papërpunuar përdoret për të gjykuar përafërsisht cilësinë e saj. Vajrat e lehta me densitet deri në 880 kg/m 3 janë më të vlefshmet; ato priren të përmbajnë më shumë fraksione benzine dhe vaji.

Dendësia e vajrave zakonisht matet me hidrometra të veçantë. Një hidrometër është një tub qelqi me një pjesë të poshtme të zgjeruar në të cilin vendoset një termometër me merkur. Për shkak të peshës së konsiderueshme të merkurit, hidrometri merr një pozicion vertikal kur zhytet në vaj. Në pjesën e sipërme të ngushtë të hidrometrit ka një shkallë për matjen e densitetit, dhe në pjesën e poshtme ka një shkallë të temperaturës.

Për të përcaktuar densitetin e vajit, një hidrometër ulet në një enë me këtë vaj dhe vlera e densitetit të tij matet përgjatë skajit të sipërm të meniskut të formuar.

Për të sjellë matjen rezultuese të densitetit të vajit në një temperaturë të caktuar në kushte standarde, d.m.th., në një temperaturë prej 20 ° C, është e nevojshme të futet një korrigjim i temperaturës, i cili merret parasysh nga formula e mëposhtme:

р2о = Р* + в(<-20), (1)

ku p 20 është dendësia e dëshiruar në 20°C; p/ - dendësia në temperaturën e matjes unë; A- koeficienti i zgjerimit vëllimor të vajit, vlera e të cilit merret nga tabela të veçanta; ajo

Në fazën aktuale të zhvillimit të industrisë së naftës, kompanitë prodhuese kanë marrë një kurs drejt rritjes së efikasitetit të përdorimit të gazit shoqërues, një shoqërues i pashmangshëm i "arit të zi" në çdo fushë në botë. Operatorët po kalojnë nga ndezja e thjeshtë dhe e njohur e gazit në teknologjitë më të fundit për përdorimin dhe përpunimin e tij. Megjithatë, përdorimi i gazit të naftës është ende joprofitabile dhe kërkon punë intensive.

Çfarë është gazi i lidhur

Gazi i lidhur i naftës (APG) gjendet në rezervuarët e naftës. Ai çlirohet kur presioni i rezervuarit ulet në një nivel më të vogël se presioni i ngopjes së vajit. Faktori i gazit - përqendrimi i gazit në naftë - varet nga thellësia e depozitave dhe varion nga pesë metra kub në shtresat e sipërme deri në disa mijëra metra kub për ton në shtresat e poshtme. APG lëshohet gjatë përgatitjes dhe prodhimit të vajit. Pas hapjes së formacionit, burimi i gazit fillimisht fillon të rrjedhë nga "kapaku". Përveç kësaj, hidrokarburet e gazta formohen gjatë përpunimit termik të lëndëve të para, duke përfshirë hidrotrajtimin, reformimin dhe plasaritjen.

Ndarja e drejtpërdrejtë e gazit të naftës nga nafta duke përdorur ndarjen kryhet për të arritur cilësinë standarde të "arit të zi". Kjo punë kryhet duke përdorur ndarës me shumë faza. Në fazën e parë të një pajisjeje të tillë, presioni është deri në 30 bar, në fund - deri në 4 bar. Nga ana tjetër, temperatura dhe presioni i gazit që rezulton varet nga teknologjia specifike e ndarjes. Në të njëjtën kohë, prodhimi i gazit është i ndryshueshëm dhe varion nga 100–5000 metra kub në orë ose 25–800 metra kub për ton.

Përbërja e gazit mund të ndryshojë në varësi të karakteristikave specifike të vajit, kushteve të formimit dhe shfaqjes së tij, si dhe faktorëve që mund të kontribuojnë në degazimin e lëndës së parë. Gazrat e lagësht nxirren në sipërfaqe së bashku me vajin e lehtë, dhe gazrat e thatë nxirren nga vaji i rëndë.

Vlera e produktit që rezulton është drejtpërdrejt proporcionale me vëllimin e hidrokarbureve në përbërjen e tij, përmbajtja e të cilave luhatet në nivelin 100-600 gram për metër kub APG. Gazi që lirohet nga "kapakët", i quajtur gaz i lirë, përmban më pak përbërës të rëndë hidrokarbure sesa ai i tretur drejtpërdrejt në vaj. Për shkak të këtyre vetive, pjesa e metanit në APG në fazat fillestare të zhvillimit të fushës është më e lartë se në periudhat e mëvonshme të zhvillimit të bllokut. Pasi kapakët e gazit janë varfëruar, pjesa kryesore e APG zëvendësohet me gazra të tretur në vaj.

Klasifikimi i APG sipas përbërjes cilësore:

1. Hidrokarbure të pastër (95–100% hidrokarbure).
2. Hidrokarbur me dioksid karboni (përzierje prej 4–20% CO 2).
3. Hidrokarbur me azot (përzierje 3–15% N 2).
4. Hidrokarbur-azoti (deri në 50% N 2).

Gazi i naftës ndryshon nga gazi natyror, i cili përbëhet kryesisht nga metani, në sasi të mëdha butani, propani dhe etani dhe hidrokarbure të tjera të ngopura. APG përfshin jo vetëm përbërës të gazit, por edhe të avullit, lëngje me molekulare të lartë, duke filluar me pentanet, si dhe substanca që nuk janë hidrokarbure - mercaptane, sulfid hidrogjeni, argon, azot, helium, dioksid karboni.

Rrezik për njerëzit dhe natyrën

Për shkak të ritmit të ulët të zhvillimit të infrastrukturës së nevojshme për grumbullimin, lëvizjen dhe përpunimin e gazit të naftës dhe për shkak të mungesës së kërkesës për të, i gjithë gazi shoqërues, pa përjashtim, më parë ishte ndezur drejtpërdrejt në vendet e prodhimit të naftës. Edhe tani, nuk është e mundur të vlerësohet vëllimi i gazit shoqërues të ndezur, pasi shumë fusha nuk kanë sisteme të kontabilitetit.

Sipas vlerësimeve mesatare, bëhet fjalë për dhjetëra miliarda metra kub në vit në mbarë botën. Në vitet 2000, 6.2 miliardë metra kub APG digjeshin çdo vit vetëm në Rusi. Një studim i zhvillimit të fushës Priobskoye në Okrug Autonome Khanty-Mansi na lejon të konkludojmë se të dhëna të tilla janë nënvlerësuar ndjeshëm, pasi rreth një miliard metra kub APG digjen vetëm në këtë zonë në vit.

Vlerësohet se rreth 100 milion ton dioksid karboni gjenerohen çdo vit si rezultat i djegies së gazit në territorin rus. Vlerësime të tilla janë bërë bazuar në supozimin e shfrytëzimit efikas të gazit, edhe pse kjo është larg realitetit. Në fakt, për shkak të djegies jo të plotë të gazit, në atmosferë hyn edhe metani, i cili konsiderohet një gaz serrë më aktiv se dioksidi i karbonit. Kur gazi digjet, oksidi i azotit dhe dioksidi i squfurit lirohen gjithashtu. Përbërës të tillë në ajrin atmosferik shkaktojnë rritje të rasteve të sëmundjeve të sistemit të frymëmarrjes, shikimit dhe traktit gastrointestinal të njerëzve që jetojnë në rajonet e prodhimit të naftës.

Rreth 500 mijë tonë blozë aktive hyjnë gjithashtu në ajrin atmosferik çdo vit. Ekspertët e mjedisit besojnë se grimcat e blozës mund të transportohen lirshëm në distanca të gjata dhe të depozitohen nga akulli ose bora në sipërfaqen e tokës, gjë që çon në përkeqësimin e situatës në zonat e fushës së naftës për shkak të rënies së grimcave të ngurta ndotëse.

Përveç lëshimit të përbërësve toksikë në atmosferë, ndodh edhe ndotja termike. Rreth pishtarit në të cilin është djegur APG, shkatërrimi termik i tokës fillon brenda një rrezeje deri në 25 metra, bimësia vuan në një zonë më të madhe - brenda një rrezeje deri në 150 metra.

Para hyrjes në fuqi të Protokollit të Kiotos në 2004, i cili përfshin një kërkesë për përdorimin e gazit shoqërues të naftës, shteti rus praktikisht nuk i kushtoi vëmendje problemit të përdorimit të gazit shoqërues. Situata ka ndryshuar për mirë që nga viti 2009, kur një dekret i qeverisë ruse urdhëroi që të ndizet jo më shumë se 5% e vëllimit të gazit shoqërues të naftës.

Ndezja e gazit shoqërues të naftës jashtë vendit ndiqet rreptësisht nga autoritetet dhe i nënshtrohet gjobave të konsiderueshme. Dënimet financiare për djegien janë të tilla që ai bëhet ekonomikisht i parealizueshëm. Në Rusi, masa të tilla efektive nuk janë marrë ende.

Ministria e Burimeve Natyrore të Federatës Ruse, për shembull, deklaroi se në vend prodhohen 55 miliardë metra kub gaz nafte në vit dhe vetëm 26% e këtij vëllimi dërgohet për përpunim, 47% e tjera përdoret në vend për nevojat e fushë dhe është shlyer, dhe pjesa tjetër e gazit - 27% - është ndezur . Pronedra shkroi më herët se 95 përqind e përdorimit të APG në Rusi pritet vetëm deri në vitin 2035.

Problemet e transportit

Shkalla e ulët e reduktimit të ndezjes së gazit është kryesisht për shkak të mungesës së zhvillimit të teknologjive që do të lejonin përdorimin efektiv të tij. Përbërja e një gazi të tillë është e paqëndrueshme dhe përfshin papastërti. Kostot e mëdha shoqërohen me nevojën për të "tkurrur" APG, pasi karakterizohet nga një nivel i lartë lagështie, duke arritur në 100%.

APG është e ngopur me hidrokarbure të rënda, gjë që e ndërlikon ndjeshëm procesin e transportit të tij përmes sistemeve të tubacioneve. Konsumatorët e mundshëm të gazit zakonisht ndodhen në distanca të konsiderueshme nga fushat e naftës. Vendosja e tubacioneve në impiantet e përpunimit të gazit shoqërohet me koston e lartë të zbatimit të projekteve të tilla. Një kilometër tubacion për pompimin e APG kushton rreth 1.5 milion dollarë.

Stacioni i kompresorit Priobskaya Jugor

Për shkak të kostove të transportit, kostoja e pompimit të 1 mijë metër kub gaz kushton 30 dollarë. Për krahasim, kostoja e prodhimit të së njëjtës sasi të gazit natyror në ndërmarrjet e Gazprom është maksimumi 7 dollarë. Me koston e prodhimit të APG deri në 250 rubla dhe transportin - 400 rubla për 1 mijë metër kub, çmimi për një gaz të tillë në treg vendoset jo më i lartë se 500 rubla, gjë që automatikisht e bën çdo metodë të përpunimit joprofitabile. Kujtojmë se Lukoil propozoi vendosjen e taksimit preferencial për prodhimin e APG-së që i nënshtrohet përpunimit të avancuar.

Kostot e konsiderueshme të funksionimit shoqërohen gjithashtu me humbje të gazit shoqërues gjatë rrugës së lëvizjes së tij në pikat e përpunimit. Nuk është e mundur të llogaritet shkalla e humbjeve teknologjike, pasi aktualisht nuk ka një sistem të vendosur për kontabilitetin instrumental të tyre. Mospërfitueshmëria e punës me APG çon në faktin se kompanitë e industrisë përfshijnë në fakt koston e ndërtimit dhe funksionimit të sistemeve të tubacioneve dhe stacioneve të kompresorëve për transportin e gazit në koston e naftës.

Përdorimi i gazit për nevoja në terren

Si një alternativë ndaj djegies joefikase dhe përpunimit të kushtueshëm, teknologjia e përdorimit të APG mund të përdoret duke e injektuar atë së bashku me lëngjet e punës përsëri në rezervuar - në "kapak" - gjatë prodhimit të naftës për të rivendosur presionin e depozitave. Në këtë mënyrë, mund të arrihet një rritje në shkallën e rikuperimit të rezervuarit.

Bazuar në rezultatet e hulumtimit, rezultoi se duke përdorur metodën e injektimit në rezervuar, deri në 10 mijë tonë naftë shtesë mund të prodhohen në vit nga një pus. Aktualisht është duke u studiuar mundësia e futjes së një teknologjie për injektimin e gazit shoqërues në rezervuar së bashku me ujin, e cila quhet "stimulim ujë-gaz". Fatkeqësisht, praktika e pompimit të gazit në rezervuarë përdoret kryesisht jashtë vendit, dhe në Rusi, për shkak të kostove të larta, ende nuk ka fituar popullaritet.

Operatorët e fushës së naftës përdorin gjithashtu APG për prodhimin e energjisë. Energjia e prodhuar përdoret si për nevojat e fushës ashtu edhe për furnizimin me energji elektrike të zonave të afërta. Për operatorët e angazhuar në zhvillimin e fushave të vogla, është ekonomikisht e mundshme të prodhojnë energji për të përmbushur nevojat e tyre dhe të furnizojnë energji në vëllime të vogla për konsumatorët e palëve të treta.

Termocentrali i turbinave me gaz Shinginskaya që operon me gazin shoqërues të naftës

Nëse po flasim për prodhimin e gazit të naftës në blloqe të mëdha, atëherë në këtë rast opsioni më tërheqës është prodhimi i energjisë në termocentrale të fuqishme me shitje të mëtejshme me shumicë në sistemin e përgjithshëm të energjisë. Në Rusi, ndërtimi i termocentraleve që përdorin gazin shoqërues në fusha tashmë përdoret kudo. Vëllimi i përgjithshëm i gjenerimit sipas skemës së përmendur po i afrohet 1 miliard kWh në vit.

Efektiviteti i APG për prodhimin e energjisë është i këshillueshëm me kusht që gjenerimi të jetë i vendosur afër fushave. Opsioni më efektiv është përdorimi i termocentraleve me mikroturbina. Një numër i madh instalimesh të tipit pistoni dhe turbinash që funksionojnë me gaz nafte tashmë po prodhohen. Fraksionet e shkarkimit të krijuara kur përdoret APG në sisteme të tilla mund të përdoren për të furnizuar me nxehtësi objektet.

Në të njëjtën kohë, prania e hidrokarbureve të grupit të rëndë në APG ndikon negativisht në efikasitetin e përdorimit të gazit si lëndë djegëse për prodhimin e energjisë, përkatësisht, zvogëlon produktivitetin nominal të stacioneve dhe zvogëlon kohën e funksionimit të objekteve gjeneruese ndërmjet riparimeve. Duhet theksuar se përbërja e paqëndrueshme dhe ndotja me papastërti e bën problematik përdorimin e APG-së për gjenerimin e energjisë pa tharje dhe pastrim paraprak.

Pastrimi dhe përpunimi i APG

I gjithë gazi shoqërues që kompanitë e naftës nuk ndezin ose përdorin për injektim në rezervuarë ose për të prodhuar energji elektrike dërgohen për përpunim. Para transportimit në objektet e përpunimit, gazi i naftës pastrohet. Çlirimi i gazit nga papastërtitë mekanike dhe uji lehtëson transportin e tij. Për të parandaluar reshjet e fraksioneve të lëngshme në zgavrat e tubacioneve të gazit dhe për të lehtësuar përzierjen në tërësi, disa nga hidrokarburet e rënda filtrohen.

Heqja e elementeve të squfurit bën të mundur parandalimin e efektit gërryes të APG në muret e tubacioneve, dhe nxjerrja e azotit dhe dioksidit të karbonit bën të mundur uljen e vëllimit të përzierjes që nuk përdoret në përpunim. Pastrimi kryhet duke përdorur teknologji të ndryshme. Pas ftohjes dhe ngjeshjes (ngjeshjes nën presion) të gazit, ai ndahet ose përpunohet duke përdorur metoda dinamike të gazit. Metoda të tilla janë të lira, por nuk lejojnë nxjerrjen e përbërësve të dioksidit të karbonit dhe squfurit nga APG.

Ndarësit e ndarjes në një impiant të trajtimit të naftës

Nëse përdoren metodat e thithjes, sulfuri i hidrogjenit jo vetëm që hiqet pjesërisht, por kryhet edhe tharja nga uji dhe fraksionet e lagështa të hidrokarbureve. Disavantazhi i thithjes është përshtatja e pakënaqshme e teknologjisë me kushtet në terren, gjë që çon në humbjen e deri në një të tretën e vëllimit të APG. Për të hequr lagështinë, mund të përdoret metoda e tharjes me glikol, por vetëm si masë shtesë, pasi nuk nxjerr asgjë tjetër nga përzierja përveç ujit. Një metodë tjetër e specializuar është desulfurizimi - siç nënkupton edhe emri, që përdoret për të hequr përbërësit e squfurit. Përdoren gjithashtu metoda të pastrimit alkalin dhe larjes me amin.

Tharëse adsorbimi për tharjen e gazit të lidhur

Të gjitha metodat e mësipërme tani mund të konsiderohen të vjetëruara. Me kalimin e kohës, ato ndoshta do të zëvendësohen ose kombinohen me metodën më të re dhe mjaft efektive - pastrimin e membranës. Parimi bazohet në shkallë të ndryshme të depërtimit të komponentëve të ndryshëm APG përmes fibrave të membranës. Deri më tani, kjo metodë nuk është përdorur për faktin se deri në daljen në treg të membranave të fibrave të zbrazëta, përdorimi i saj ishte joefektiv dhe nuk kishte përparësi ndaj metodave të tjera të trajtimit të gazit.

Parimi i funksionimit të instalimit të membranës

Gazi i pastruar, nëse nuk u shitet menjëherë konsumatorëve në formë të lëngshme për nevoja shtëpiake dhe komunale, i nënshtrohet një procedure ndarjeje në dy segmente - për të marrë karburant ose lëndë të parë për industrinë petrokimike. Pasi të arrijë në fabrikën e përpunimit, APG ndahet duke përdorur thithjen dhe kondensimin në temperaturë të ulët në fraksione kryesore, disa prej të cilave janë produkte të gatshme për përdorim.

Si rezultat i ndarjes, formohet kryesisht gaz i zhveshur - metan me një përzierje të etanit dhe një pjesë të gjerë të hidrokarbureve të lehta (NGL). Gazi i zhveshur mund të transportohet lirshëm përmes sistemeve të tubacioneve dhe të përdoret si lëndë djegëse, si dhe të shërbejë si lëndë e parë për prodhimin e acetilenit dhe hidrogjenit. Përveç kësaj, përpunimi i gazit prodhon propan-butan të lëngshëm të automobilave (d.m.th., karburant motori me gaz), hidrokarbure aromatike, fraksione të ngushta dhe benzinë ​​të qëndrueshme të gazit. NGL-të dërgohen për përpunim të mëtejshëm në fabrikat petrokimike. Atje, plastika, goma, aditivët e karburantit dhe hidrokarburet e lëngshme prodhohen nga këto lëndë të para.

1 - injektimi i gazit në rezervuar; 2 - karburant për termocentralin; 3 - djegie; 4 - pastrim i thellë; 5 - tubacioni kryesor i gazit; 6 - Ndarja APG; 7 - NGL; 8 - karburant; 9 - stacioni i kompresorit; 10 - Transporti APG

Jashtë vendit, po prezantohet me shpejtësi metoda më e fundit për prodhimin e hidrokarbureve të lëngëta nga gazi shoqërues duke përdorur teknologjinë Gas-to-liquids, e cila përfshin përpunimin me metoda kimike. Në Rusi, kjo teknikë nuk ka gjasa të gjejë aplikim të gjerë, pasi është e lidhur ngushtë me kushtet e temperaturës mjedisore dhe mund të zbatohet vetëm në gjerësi me një klimë të nxehtë ose të butë. Në Rusi, pjesa mbizotëruese e naftës prodhohet në rajonet veriore, kështu që për të adoptuar metodën Gaz-në-lëng, do t'ju duhet të kryeni punë kërkimore të mundimshme.

Industria po zbaton në mënyrë aktive teknologjinë e kompresimit kriogjenik të APG duke përdorur një cikël me një rrjedhë të vetme. Sistemet më të fuqishme të ftohjes tashmë janë të afta të përpunojnë deri në 3 miliardë metra kub gaz të lidhur në vit. Një zgjidhje efektive është instalimi i komplekseve të tilla në stacionet e shpërndarjes.

Gazi i lidhur i naftës, megjithë përfitimin e ulët dhe ndonjëherë zero të përpunimit të tij, përdoret gjerësisht në kompleksin e karburantit dhe energjisë dhe në industrinë petrokimike. Për shkak të djegies së APG, ndodhin humbje të pakthyeshme të një sasie kolosale të burimeve të energjisë së papërpunuar. Kështu, pothuajse 140 miliardë rubla ndizen në Rusi çdo vit - kostoja totale e propanit, butanit dhe përbërësve të tjerë që përmbahen në gazin shoqërues.

Përmirësimi i teknologjive të përdorimit të APG do t'i lejojë Rusisë të prodhojë 6 milion ton hidrokarbure të lëngshme, 4 miliardë metra kub etan, deri në 20 miliardë metra kub gaz të thatë në vit, si dhe të gjenerojë 70 mijë GW energji elektrike. Krijimi i punës për përdorimin efektiv të APG nuk është vetëm një mënyrë për të zgjidhur problemet mjedisore dhe problemet e kursimit të burimeve të energjisë, por edhe baza për krijimin e një industrie të tërë, kostoja e së cilës në nivel kombëtar, sipas më konservatorëve. vlerësimet, vlerësohet nga ekspertët në një e gjysmë dhjetë miliardë dollarë.