Газообразное топливо

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Контрольная работа

по геологии нефти и газа

на тему: Газообразные топлива

Выполнил:

Комин А.Н.

Проверил:

Карева Г.Н.

Волгоград, 2013 год



Содержание

Введение

1. Классификация углеводородных газов, состав первичных и вторичных газов

2. Требования к качеству природного газа. Использование природного газа: бытовое, промышленное и как моторного топлива

3. Достоинства и недостатки сжатого природного газа (СПГ). Требования к сжатому природному газу для газобаллонных автомобилей по ГОСТ 27577-87(27577-2000)

4. Использование нефтяного попутного газа

5. Особенности использования сжиженных нефтяных газов в качестве автомобильных топлив. Требования к качеству углеводородных сжиженных нефтяных газов для автомобильного транспорта по ГОСТ 27578-87

Заключение



Введение

Газообразное топливо с каждым годом находит всё более широкое применение в различных отраслях народного хозяйства.

В сельскохозяйственном производстве широко используется для технологических (при отоплении теплиц, парников, сушилок, животноводческих и птицеводческих комплексов) и бытовых целей. В последнее время его всё больше стали применять для двигателей внутреннего сгорания. По сравнению с другими видами газообразное топливо обладает следующими преимуществами:

- сгорает в теоретическом количестве воздуха, что обеспечивает высокие тепловые КПД и температуру кипения;

- при сгорании не образует нежелательных продуктов сухой перегонки и сернистых соединений, копоти и дыма;

- сравнительно легко подводится по газопроводам к удалённым объектам потребления и может храниться централизованно;

- легко зажигается при любой температуре окружающего воздуха;

- требует значительно небольших затрат при добыче, а значит, является по сравнению с другими более дешёвым видом топлива;

- может быть использовано в сжатом и сжиженном виде для двигателей внутреннего сгорания;

- при сгорании не образует конденсата, что обеспечивает значительное уменьшение износа деталей двигателей и др.

Вместе с тем газообразное топливо имеет также определённые отрицательные свойства, к которым относятся: отравляющее действие, образование взрывчатых смесей при смешении с воздухом, лёгкое протекание через не плотности соединений и др. Поэтому при работе с газообразным топливом требуется тщательное соблюдение соответствующих правил техники безопасности.



1. Классификация углеводородных газов, состав первичных и вторичных газов

Промышленные месторождения Г. п. г. встречаются в виде обособленных скоплений, не связанных с каким-либо др. полезным ископаемым, в виде газонефтяных месторождений, в которых газообразные углеводороды полностью или частично растворены в нефти или находятся в свободном состоянии и заполняют повышенную часть залежи (газовые шапки) или верхние части сообщающихся между собой горизонтов газонефтяной свиты, в виде газоконденсатных месторождений, в которых газ обогащен жидкими, преимущественно низкокипящими углеводородами. Г. п. г. состоят из метана, этана, пропана и бутана, иногда содержат примеси легкокипящих жидких углеводородов - пентана, гексана и др.

В них присутствуют также углекислый газ, азот, сероводород и инертные газы. Многие месторождения Г. п. г., залегающие на глубине не более 1,5 км, состоят почти из одного метана с небольшими примесями его гомологов (этапа, пропана, бутана), азота, аргона, иногда углекислого газа и сероводорода, с глубиной содержание гомологов метана обычно растет.

В газоконденсатных месторождениях содержание гомологов метана значительно выше, чем метана. Это же характерно для газов нефтяных попутных. В отдельных газовых месторождениях наблюдается повышенное содержание углекислого газа, сероводорода и азота.

Встречаются Г. п. г. в отложениях всех геологических систем начиная с конца протерозоя и на различных глубинах, но чаще всего до 3 км.

Образуются Г. п. г. в основном в результате катагенетического преобразования органического вещества осадочных горных пород. Залежи Г. п. г. формируются в природных ловушках на путях миграции газа. Миграция происходит в результате статической или динамической нагрузки пород, выжимающих газ, а также при свободной диффузии газа из областей высокого давления в зоны меньшего давления. Различают внерезервуарную региональную миграцию сквозь мощные толщи пород различной проницаемости по капиллярам, порам, разломам и трещинам и внутрирезервуарную локальную миграцию внутри хорошо проницаемых пластов, корректирующих газ.

Газовые залежи по особенностям их строения разделяются на две группы: пластовые и массивные. В пластовых залежах скопления газа приурочены к определённым пластам-коллекторам. Массивные залежи не подчиняются в своей локализации определённым пластам. Наиболее распространены среди пластовых сводовые залежи, сохраняемые мощной глинистой или галогенной покрышкой.

Подземными природными резервуарами для 85% общего числа газовых и газоконденсатных залежей служат песчаные, песчано-алевритовые и алевритовые породы, нередко переслоённые глинами, в остальных 15% случаев коллекторами газа являются карбонатные породы. Серия залежей, подчинённых единой геологической структуре, составляет отдельные месторождения. Структуры месторождений различны для складчатых и платформенных условий. В складчатых районах выделяются две группы структур, связанные с антиклиналями и моноклиналями.

В платформенных районах намечаются 4 группы структур: куполовидных брахиантиклинальных поднятий, эрозионных и рифовых массивов, моноклиналей, синклинальных прогибов.

Все газовые и газонефтяные месторождения приурочены к тому пли иному газонефтеносному осадочному (осадочно-породному) бассейну, представляющему собой автономные области крупного и длительного погружения в современной структуре земной коры. Среди них различают 4 группы:

- приуроченные к прогнутым краевым частям платформ (например, Зап.-Сибирский в СССР);

- контролируемые впадинами возрожденных гор (бассейны Скалистых гор в США, бассейны Ферганской и Таджикской впадин в СССР);

- приуроченные к внутриплатформенным прогибам (например, Мичиганский и Иллинойсский бассейн Сев. Америки, Волго-Уральская обл. СССР);

- связанные с предгорными и внутренними впадинами молодых альпийских горных сооружений (Калифорнийский бассейн в США, сахалинский бассейн в СССР).

Всё больше открывается газовых залежей в зоне шельфа и в мелководных бассейнах (например, в Северном море крупные газовые месторождения - Уэст-Сол, Хьюит, Леман-Банк). Мировые геологические запасы горючих газов на континентах, в зоне шельфов и мелководных морей, по прогнозной оценке, достигают 1015 м³, что эквивалентно 1012 т. нефти. СССР обладает огромными ресурсами Г. п. г.

Наиболее крупными месторождениями являются:

- Уренгойское (4 триллиона м³) и Заполярное (1,5 триллиона м³), приуроченные к меловым отложениям Зап.-Сибирского бассейна Вуктыльское (750 млрд. м³) и Оренбургское (650 млрд. м³) в Волго-Уральской обл.;

- Газли (445 млрд. м³) в Средней Азии;

- Шебслинское (390 млрд. м³) на Украине;

- Ставропольское (220 млрд. м³) на Сев. Кавказе.

Среди зарубежных стран наиболее крупными запасами Г. п. г. располагают (оценка общих запасов в триллионах м³):

- США (8,3), Алжир (4,0), Иран (3,1), Нидерланды (2,3);

- крупнейшими месторождениями за рубежом являются (в триллионах м³): в США - Панхандл-Хьюготон (1,96);

- в Нидерландах - Слохтерен (Гронинген) (1,65);

- в Алжире - Хасси-Рмель (около 1). Н.Б. Вассоевич.

Природные углеводородные газы встречаются в виде свободного газа и газа, растворенного в нефтях. Последний называется попутным, или нефтяным, газом. Свободные газы состоят в основном из метана (85-99.5%) и его газообразных гомологов - этана, пропана, бутана и изобутана. В газовых залежах могут присутствовать так называемые газоконденсаты. Они представляют собой природную смесь газообразных и легкокипящих жидких углеводородов. В 1 м³ газа содержится до 1000 г. газоконденсата.

В условиях больших давлений и высоких температур, господствующих в недрах, газоконденсаты находятся в парообразном состоянии, но на земной поверхности при значительном охлаждении и снижении давления до атмосферного из них выпадает жидкая фаза - конденсат (лат. Газоконденсаты состоят преимущественно из углеводородов метанового ряда с примесью нафтеновых и ароматических углеводородов.

Природные углеводородные газы представляют собой многокомпонентные смеси предельных УВ вида СпН2п 2 и не углеводородных соединений: азота, углекислоты, сероводорода, инертных газов (Не, Аг), паров ртути и меркаптанов. В состав природных углеводородных газов входят также этан СоНе, пропан С3Н8, нормальный бутан п - С4Ню изобутан г - СНю и более тяжелые гомологи метана, объединенные в зависимости от способа их определения как пентаны.

Природные углеводородные газы условно делятся на собственно природные - газы, добываемые из чисто газовых месторождений, и попутные - газы, выделяемые из скважин совместно с нефтью.

Природные углеводородные газы, добываемые из нефтяных и собственно газовых месторождений, по своему составу могут быть разделены на сухие (тощие) газы, содержащие - в основном метан и не содержащие паров жидких углеводородов, и влажные (жирные) газы, содержащие пропан более высокомолекулярные, конденсируемые углеводороды.

Природные углеводородные газы представляют собой многокомпонентные смеси предельных УВ вида СпН на и не углеводородных соединений: азота, углекислоты, сероводорода, инертных газов (Не, Аг), паров ртути и меркаптанов. В состав природных углеводородных газов входят также этан С-Нб, пропан С3Н8, нормальный бутан С4Ню изобутан - С, Ню и более тяжелые гомологи метана, объединенные в зависимости от способа их определения как пентаны.

2. Требования к качеству природного газа. Использование природного газа: бытовое, промышленное и как моторного топлива

Природный газ содержит метан, тяжёлые углеводороды и инертные компоненты, которые влияют на характеристики горения. По этой причине транспортные компании и покупатели СПГ устанавливают допустимые диапазоны содержания компонентов и теплоты сгорания. Эти требования широко варьируются в зависимости от рынка сбыта. Но, несмотря на это, требования к качеству СПГ никогда не получали большого внимания при проектировании заводов. Исторически сложилось так, что проекты заводов опирались на долгосрочные контракты с несколькими покупателями, и почти не возникало нужды гибко подходить к проектированию заводов как в отношении процесса сжижения, так и на стороне получения конечного продукта. Однако ситуация меняется, так как индустрия СПГ становится более глобальной. Собственники заводов СПГ ориентируются теперь не на один-единственный рынок, а новые рынки предъявляют требования, которые не всегда совместимы с существующими производствами. Кроме того, растущий рынок СПГ даёт больше возможностей покупателям и продавцам, которые могут обеспечить гибкость в отношении показателей качества. В результате наблюдается активная тенденция к внедрению технологий повышения качества СПГ во время сжижения и на стороне получения конечных продуктов. Требования к качеству природного газа преследуют несколько целей, включая защиту от коррозии, исключение выпадения жидкой фазы в трубопроводах и влияние на характеристики горения. Требования, связанные с предотвращением коррозии, ограничивают концентрации СО2, H2S, меркаптанов и общей серы. Установки СПГ удаляют СО2 из газа до уровня 50 ppmv, чтобы предотвратить замерзание в криогенных перерабатывающих установках и, таким образом, выполнить требования, предъявляемые к газу магистрального качества. Требования по сере обычно соответствуют японскому рынку, который ограничивает концентрацию H2S значением 5 мг/нм³, а общую серу - цифрой 30 мг/нм³. Соответствие японским требованиям будет также означать соответствие требованиям для Европы и США (кроме штата Калифорния, где общая сера не должна превышать 18 мг/нм³). Кислый газ обычно удаляется в установках амиловой очистки, использующих принцип поглощения кислых компонентов газа щелочным растворителем. СО2 как кислота слабее H2S, и поэтому часто именно процесс снижения концентрации СО2 до уровня 50 ppmv выступает определяющим при проектировании установок удаления кислого газа (H2S - более сильная кислота, и поэтому от него легче избавиться). Исключение составляют заводы, перерабатывающие природный газ с высоким содержанием меркаптанов.

Меркаптаны - крайне слабые кислоты, и их приходится удалять иными методами, чем прямое химическое поглощение. Чтобы предотвратить выпадение жидкости, газотранспортные компании ограничивают количество бутана, пентана и более тяжёлых компонентов. Заводы СПГ должны удалять более тяжёлые углеводороды, чтобы предотвратить замерзание в процессе сжижения, а удалённые тяжёлые компоненты представляют собой побочный продукт - газоконденсатный бензин. Таким образом, технические требования на содержание тяжёлых фракций большинство заводов сжижения удовлетворяет без труда.

Требования к предотвращению коррозии и выпадению жидкости достаточно последовательны, и нужды самих производств СПГ (то есть, предотвращение замерзания в ходе криогенной переработки) делают эти технические требования почти универсальными. Остаются требования к теплотворной способности и взаимозаменяемости газа. Здесь технические требования значительно отличаются, как и сама продукция из разных источников СПГ по всему миру, и именно взаимозаменяемость представляет самую большую проблему.

Использование природного газа для удовлетворения различных потребностей человека началось задолго до рождения современной газовой промышленности и имеет не менее богатую и даже более длительную историю, чем использование жидких и полутвердых разновидностей углеводородного сырья: нефти, битума, асфальта.

Первые успешные попытки применения газообразного топлива были предприняты в Древнем Китае не менее чем за 1000 лет до нашей эры: природный газ, добывавшийся при помощи глубоких скважин и перекачивавшийся по бамбуковым трубопроводам, использовался в качестве топлива для выпаривания соли из естественных соляных растворов.

И, тем не менее, применение газообразного топлива не получило сколь либо заметного развития до начала 19 века, первые десятилетия которого ознаменовались началом коммерческого использования искусственного (каменноугольного) газа для освещения улиц, жилых домов и т. п.

Что касается природного газа, то его использование в промышленных масштабах началось гораздо позже - в 70-х годах прошлого столетия - в связи с прокладкой первых магистральных трубопроводов в северо-восточных районах США, а становление мировой промышленности природного газа - лишь по окончании второй мировой войны.

Без обширного использования природного газа, невозможно эффективное развитие важнейших отраслей промышленности, особенно таких как, цветная и черная металлургия, металлообрабатывающая, цементная, химическая и нефтехимическая, нефтеперерабатывающая, машиностроение и многие другие. Большое количество природного газа используется в коммунальном хозяйстве. Природный газ широко используется, т. к., имеет сравнительно дешевую стоимость, простую трубопроводную транспортировку и распределения. Применение природного газа способствует увеличению производительности труда, автоматизации технологических процессов, повышению качества и снижению стоимости выпускаемой продукции. Основное преимущество газового топлива - это повышение санитарно-гигиенического уровня производства, улучшение условий быта населения, очистка воздушного бассейна. Кроме природного газа народом часто потребляется большое количество искусственных газов. А также транспортировка газа по трубопроводам намного дешевле транспортировок топлива по железной дороге, что позволяет высвободить огромное количество рабочей силы, используемое при, перевозке, загрузке/разгрузке железнодорожного транспорта и добыче.

Использование природного газа в такой промышленности, как химическая, позволяет увеличить производство ценных химических веществ (синтетических волокон, каучука, спиртов и других). Подведя итоги, видно, что преимущества использования газа очевидны перед другими видами топлива. Так что приходим к выводу, что другие виды топлива, имеет значение развивать только в качестве резервных или дополнительных - на случай перебоя газоснабжения.

Начало применению газа как моторного топлива было положено более 150 лет назад, когда бельгиец Этьен Ленуар создал двигатель внутреннего сгорания, работавший на светильном газе. Особой популярности этот вид топлива не получил. Последовавший вскоре рост добычи нефти и удешевление продуктов ее переработки, а также создание более совершенных двигателей сделали бензин лидером топливного рынка. Вновь интерес к газомоторному топливу возник в первой половине XX века. В России это направление стало развиваться с 30-х годов, когда из-за дефицита нефти при бурно развивающейся промышленности правительство приняло решение перевести часть транспорта на газ. Соответствующее постановление вышло в 1936 году. Был налажен выпуск техники, открыты заправки, начались разработки газовых двигателей, причем использовались оба вида газа - компримированный и углеводородный. Полномасштабной реализации программы помешала Великая Отечественная война. Тем не менее, от замысла не отказались: уже в мирное время были спроектированы и переданы в производство новые газобаллонные автомобили, число которых достигло 40 тыс. Для них строились десятки газозаправочных станций.

Газ как моторное топливо представлен двумя основными разновидностями - компримированный природный газ (КПГ), который поступает на специальные заправки - АГНКС - по газопроводам, и сжиженный углеводородный газ (СУГ). Первый является метаном, а второй - смесью пропана и бутана, продуктом переработки попутного нефтяного газа (ПНГ). Исторически первым распространение получил пропан-бутан. Его преимущество в том, что он легко сжижается при обычной температуре при давлении всего 10-15 атмосфер. При этом для его перевозки достаточно стального баллона с толщиной стенок всего 4-5 мм. С метаном сложнее. Сжижать его можно только при низких температурах, порядка минус 160 градусов по Цельсию. Расход сжатого природного газа (в отличие от сжиженного нефтяного газа) измеряется не в литрах, а в наполнительных метрах. Так как КПГ в основном состоит из метана, то его массовая теплота сгорания составляет 49,4 МДж/кг, что на 9% выше, чем у бензина, и на 11% выше, чем у авиа-керосина.

У потребителя, если он переходит с традиционного горючего на СУГ, расходы на горюче-смазочные материалы сокращаются на 20-25%. В свою очередь у компримированного природного газа по сравнению с углеводородным тоже есть преимущество.

Энергетическая отдача СУГ примерно на 25% меньше, чем у КПГ - 6175 ккал/м. куб. и 8280 ккал/м. куб. соответственно. Для потребителя это означает, что на одинаковое расстояние сжиженного углеводородного газа потребуется на 25-30% больше, к тому же он немного уступает КПГ по экологическим параметрам.

Также благодаря использованию природного газа в качестве топлива увеличивается срок службы масла и самого двигателя внутреннего сгорания. При работе мотора на газовом топливе не происходит смывания масляной пленки со стенок блока цилиндров, кроме того, на головке блока цилиндров не образовываются отложения углерода, не закоксовываются поршневые кольца, из-за которых происходит изнашивание элементов.

Оборотной стороной медали использования газа в качестве топлива становится возможная неравномерность работы мотора. Это связано с резонансом во впускной системе и расслоением газо-воздушной смеси. Усложняется и пуск холодного двигателя внутреннего сгорания зимой. Это объясняется более высокой температурой воспламенения газового топлива и меньшей скоростью сгорания.

3. Достоинства и недостатки сжатого природного газа (СПГ). Требования к сжатому природному газу для газобаллонных автомобилей по ГОСТ 27577-87(27577-2000)

У природного газа есть преимущества перед нефтью и углем, он горит чисто, не производя побочных продуктов за исключением углекислого газа и воды, таким образом, он не вызывает ту же самую степень загрязнения воздуха, как другое ископаемое топливо. Он не производит шлак, который получается при сжигании угольного топлива. Природный газ может стать замечательной альтернативой бензину, в качестве топлива для автомобилей, грузовиков. Большинство автомобилей на природном газе используют другую технологию для заправки, она почти идентична процессу заправки бензином. Некоторые автомобили могут использовать и бензин и природный сжатый газ. Автомобили на природном газе не испытывают никаких трудностей, так как они попадают под экологические стандарты из-за их низкой эмиссии при сгорании газа. Много лет природный газ был более дешевым чем бензин. Много городов преобразовали муниципальный и служебный транспорт для использования природного газа, это хорошо подходило в качестве топлива, так как они не передвигались на большие расстояния, где могли отсутствовать заправки газа.

Недостатки природного газа.

Природный газ трудно транспортировать и хранить, но современная технология по большей части исчерпала эту проблему. Одна из причин, по которой природный газ не совершенная замена для нефти, это ограниченное количество залежей. По действующим потребностям в газе, его запасы иссякнут через сорок - девяносто лет. Автомобили на природном газе не стали широко распространенными, потому что преобразовать автомобили с бензиновым двигателей для использования природного газа относительно дорого, количество станций заправки природным газом мало, и такие автомобили не могут путешествовать на большие расстояния без дозаправки.

Природный газ это самое чистое ископаемое топливо. Его сгорание не выпускает пепла и производит минимум углекислого газа и других углеводородов и очень небольшое количество окисей азота и двуокиси серы. Автомобили на природном газом, испускают на 90 процентов меньше угарного газа и 25 процент меньше углекислого газа чем у бензинового автомобиля. Природный газ все более и более распространен как топливо для электростанций и заводов. Электростанции на природном газе, производят гораздо меньше эмиссии чем в отличии от угольных.

Сгорание природного газа не способствует значительному формированию смога. Сгорание природного газа испускает углекислый газ, который считают парниковым газом, который способствует глобальному потеплению. С другой стороны природный газ производит на 30 процентов меньше углекислого газа чем сгорание нефти и на 45 процентов меньше углекислого газа чем при сгорании угля.

На экономическом уровне стоимость использования сжатого газа значительно выгодна. Усовершенствование технологий LNG означает, что газ становится менее дорогим для хранения и транспортировки, и методов сжижения (превращения газа в жидкость). Постоянно улучшаются методы обнаружения и извлечения природного газа из земли. Природный газ может изменить способ, которым люди получают энергию для своих потребностей. В двадцать первом столетии природный газ - незначительное топливо по сравнению с бензином, но у газа есть потенциал и перспектива. Если электростанции переключаются на использование природного газа в течение лета, когда спрос на природный газ является самым низким, они могли бы уменьшить количество выхлопных газов и улучшить качество воздуха. Используя природный газ вместо другого ископаемого топлива поможет уменьшить эмиссию макро-частиц и кислотный дождь. Поскольку люди больше стали предавать значение экономии топлива, они могут использовать автомобили на природном газе, тогда они станут широко доступными и менее дорогими.

Основные плюсы:

- низкая стоимость;

- повышенный уровень безопасности;

- сниженный уровень выбросов вредных веществ в атмосферу;

- увеличение срока службы масла;

- продление сроков изнашивания двигателя;

- снижение теплотворной способности газо-воздушной смеси.

Основные минусы:

- возможное возникновение неровности работы двигателя;

- усложнение пуска холодного двигателя в мороз;

- ухудшение динамических характеристик автомобиля;

- увеличение массы машины и снижение ее грузоподъемности;

- увеличение трудоемкости технического обслуживания и ремонта двигателя.

Природный топливный компримированный газ получают из горючего природного газа, транспортируемого по магистральным газопроводам или городским газовым сетям, компримированием и удалением примесей на газонаполнительной компрессорной станции (ГНКС) по технологии, не предусматривающей изменения компонентного состава и утвержденной в установленном порядке.

По физико-химическим показателям газ должен соответствовать требованиям и нормам:

Избыточное давление газов момент окончания заправки баллона должно соответствовать ТУ на ГНКС и ТУ на газобаллонные средства заправки.

Температура газа, заправляемого в баллон, может превышать температуру окружающего воздуха не более чем на 15°С, но не должна быть выше 333 К (60°С).

Требования безопасности

Газ по токсикологической характеристике относится к веществам 4-го класса опасности поГОСТ12.1.007.

Газ относится к группе веществ, способных образовывать с воздухом взрывоопасные смеси. Концентрационные пределы воспламенения газа (по метану) в смеси с воздухом при температуре 293 К (20°С) и нормальном давлении:

- нижний - 5%(по объему);

- верхний - 15%(по объему).

Для газа конкретного состава концентрационные пределы воспламенения определяют в соответствии с ГОСТ12.1.044.

Категория и группа взрывоопасной смеси IIA-T1 - по ГОСТ12.1.011.

Максимальное давление взрыва смеси газа с воздухом, находящейся при абсолютном давлении 0,1013 МПа и температуре 293 К (20°С), равно 0,72 МПа (по метану).

Для тушения при возгорании газа должны применяться углекислотные, пенные или порошковые огнетушители, песок или земля, асбестовая кошма или специальные огнетушащие газы и другие средства в соответствии с технологическим регламентом АГНКС.

При производстве, хранении, транспортировании и использовании газа необходимо соблюдать требования безопасности, предусмотренные Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, и Правилам и технической эксплуатации и безопасного обслуживания оборудования автомобильной газонаполнительной компрессорной станции (АГНКС).

Меры и средства защиты работающих от воздействия газа, требования к личной гигиене работающих, оборудованию и применению регламентируются Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промышленности и Правилами безопасности в газовом хозяйстве, а также Правилами технической эксплуатации и безопасного обслуживания оборудования АГНКС. Предельно допустимая концентрация (ПДК) углеводородов газа в воздухе рабочей зоны недолжна превышать 300 мг/м³ в пересчете на углерод (ГОСТ12.1.005).

Предельно допустимая концентрация сероводорода в воздухе рабочей зоны 10 мг/м³,сероводорода в смеси с углеводородами С1С5 до 3 мг/м³.

4. Использование нефтяного попутного газа

Попутный нефтяной газ (associated gas) определяется как газ, растворённый в нефти, который извлекается из недр совместно с нефтью и отделяется от неё путём многоступенчатой сепарации на объектах добычи и подготовки нефти: дожимных насосных станциях (ДНС), установках сепарации нефти, установках подготовки нефти (УПН), центральных пунктах подготовки нефти до товарной кондиции (ЦППН). Выделение ПНГ происходит непосредственно в сепараторах нефти, установленных на данных объектах. Количество ступеней сепарации зависит от качества добываемой нефти, пластового давления и температуры флюида. Обычно на объектах подготовки нефти применяют две ступени сепарации, изредка одну или, наоборот, три (концевые) ступени сепарации.

Компонентный состав попутного нефтяного газа представляет собой смесь различных газообразных и жидких (находящихся в нестабильном состоянии) углеводородов, начиная от метана и заканчивая его гомологами вплоть до С10+, а также не углеводородных газов (H2, S, N2, He, СO2, меркаптанов) и других веществ. С каждой последующей ступенью сепарации выделяющийся из нефти газ становится более плотным (иногда даже более 1700 г/м³) и калорийным (до 14000 ккал/ м³), содержащим в своём составе свыше 1000 г/м³ углеводородов С3+. Связано это с уменьшением давления в сепараторе концевой ступени (менее 0,1 кгс/см².) и повышением температуры подготовки нефти (до 65ч70⁰С), что способствует переходу лёгких компонентов нефти в газообразное состояние.

Большинство попутных, особенно низконапорных газов, относятся к категории жирных и особо жирных. С лёгкой нефтью обычно добывают более жирные газы, с тяжёлыми нефтями - в основном сухие (тощие и средние) газы. С увеличением содержания углеводородов С3+ возрастает ценность попутного нефтяного газа. В отличие от природного газа, имеющего в своём составе до 98% метана, сфера применения нефтяного газа гораздо шире. Ведь этот газ можно использовать не только для получения тепловой или электрической энергии, но и как ценное сырьё для нефтегазохимии. Ассортимент продукции, которую возможно получить из попутного газа физическим разделением, достаточно широк:

- Сухой отбензиненный газ (СОГ);

- Широкая фракция лёгких углеводородов (ШФЛУ);

- Стабильный газовый бензин;

- Газовое моторное топливо (автомобильный пропан-бутан);

- Сжиженный нефтяной газ (СНГ) для коммунально-бытовых нужд;

- Этан и другие узкие фракции, в том числе индивидуальные углеводороды (пропан, бутаны, пентаны).

Кроме этого из ПНГ могут быть выделены азот, гелий, сернистые соединения. Стоит отметить, что при каждом последующем переделе, где исходным сырьём будут служить продукты предыдущего передела, например:

Где ценность новой продукции будет многократно возрастать.

Что касается 95%-ного уровня использования ПНГ, то здесь тоже стоит обратить внимание на существующий подход к решению проблемы. В России на каждом лицензионном участке требуется использовать 95% всего объёма извлечённого попутного нефтяного газа вне зависимости от того, большое месторождение или маленькое, с существующей инфраструктурой или нет. В советский период государство само устанавливало высокие уровни использования попутного газа и само выделяло средства на строительство соответствующих объектов. Эффективность мероприятий рассчитывалась без возврата инвестиций и без процента ставок за кредиты. Объекты по использованию ПНГ считались экологическими и имели налоговые льготы. И, кстати, уровень использования ПНГ успешно увеличивался. Сегодня ситуация обстоит иначе. Нефтяные компании теперь вынуждены самостоятельно заниматься вопросами повышения уровня использования ПНГ, что часто влечёт за собой необходимость строительства неэффективных объектов и, возможно, даже без возврата капиталовложений от проведения данных мероприятий. Причина проста: на старых обустроенных месторождениях с развитой инфраструктурой объёмы ПНГ используются в большинстве случаев на 95% (в основном, поставка на ГПЗ), в отличие от новых, удалённых месторождений, которые сейчас вводятся в разработку всё больше и больше ввиду истощения запасов на старых. Естественно, новые нефтяные месторождения должны быть связаны между собой газотранспортной системой, должны быть построены объекты для подготовки и переработки газа, получения продуктов газовой химии, т. е., должно быть повышение уровней "передела" нефтяного газа с целью более эффективной экономической деятельности.

5. Особенности использования сжиженных нефтяных газов в качестве автомобильных топлив. Требования к качеству углеводородных сжиженных нефтяных газов для автомобильного транспорта по ГОСТ 27578-87

Как нам уже известно, к основным видам газомоторного топлива, получившим практическое применение, относятся сжиженный нефтяной газ (пропан бутановая смесь), компримированный природный газ и сжиженный природный газ. Как нам уже известно, к основным видам газомоторного топлива, получившим практическое применение, относятся:

- сжиженный нефтяной газ (пропан бутановая смесь) - продукт переработки нефти реализуется через сеть автомобильных газозаправочных станций (АГЗС). В первую очередь он используется в качестве топлива для газификации коммунально-бытового сектора, а также в качестве сырья для нефтехимической промышленности, его объемы для использования в качестве моторного топлива в России составляют около 5%;

- компримированный природный газ получают на автомобильных газонаполнительных компрессорных станциях (АГНКС) путем подготовки и компремирования (сжатия) природного газа, поступающего по магистральным газопроводам. Объемы его реализации через сети АГНКС в 2005 году составили более 200 млн. м.;

- сжиженный природный газ также получают из природного газа. Его производят, хранят, транспортируют и реализуют с помощью специального криогенного оборудования. Главным преимуществом сжиженного природного газа является то, что при сжижении объем газа уменьшается в 600 раз, т. е., в одинаковом геометрическом объеме сжиженного природного газа содержится в 3 раза больше, чем компримированного природного газа при давлении 200 атмосфер. газ топливный нефтяной

Из всех вышеназванных видов газомоторного топлива сжатый природный газ в настоящее время рассматривается как одно из наиболее перспективных моторных топлив. Его преимущества по сравнению с топливами нефтяного происхождения хорошо известны:

- высокое октановое число (120);

- более высокое по сравнению с бензином и дизельным топливом соотношение «водород-углерод» (4/1). Поэтому при сгорании метана образуется примерно на 10% меньше диоксида углерода (СО2), чем при сгорании эквивалентного количества бензина и дизельного топлива;

- при сгорании метана практически не выделяются углеводороды, участвующие в реакциях образования озона в атмосфере;

- способность обеспечивать устойчивое сгорание на более «бедных» топливовоздушных смесях, чем на бензине.

В Российской Федерации имеются все предпосылки для более широкого использования в качестве моторного топлива сжатого газа:

- значительные разведанные запасы природного газа (32% от мировых), разветвленная сеть газопроводов, которые обеспечивают газом 700 городов и 20 тыс. населенных пунктов;

- сеть АГНКС (213 шт.), позволяющая заправлять природным газом весь парк газобаллонных автомобилей, выполнять на этом виде топлива внутригородские, международные перевозки в страны СНГ и страны Западной Европы, использование проектных мощностей позволяет ежегодно замещать более 1,5 млн. тонн бензина и дизельного топлива и почти на 800 тысяч тонн снизить выбросы вредных веществ в окружающую среду.

Перевод автотранспортных средств для работы на газомоторном топливе позволяет одновременно решать ряд важнейших задач…

Снижение вредного воздействия отработавших газов на окружающую среду. Вредность выбросов, приведенная к эквивалентному количеству СО, при переводе транспортных средств на газ снижается:

- для грузовых автомобилей с карбюраторным двигателем - на 69%;

- с дизельным двигателем при переводе в газодизельный режим - на 53%;

- для автобусов с карбюраторным двигателем - на 76%;

- с дизельным двигателем при переводе в газодизельный режим - на 44%.

Сокращение эксплуатационных затрат и, следовательно, сдерживание роста тарифов на транспортные перевозки. В целом газ для автотранспорта дешевле традиционных видов нефтяного моторного топлива.

И если в некоторых регионах России разница в цене бензина и сжиженного нефтяного газа иногда не очень существенная, то природный газ всегда как минимум в два, а то и в три газа дешевле бензина и значительно дешевле дизельного топлива.

Показатели экономической эффективности затрат на переоборудование автотранспорта зависят от структуры переводимого автопарка и его технико-эксплуатационных показателей, в частности среднегодового пробега автомашин, т. е., расхода горючего. Очевидно, что для получения ощутимого экономического эффекта в первую очередь необходимо планировать перевод на газ пассажирских автобусов и грузового транспорта с большим расходом топлива (от 25 л/100 км) и годовым пробегом более 30 тысяч км.

Высвобождение значительной части традиционных видов моторного топлива для использования в тех областях, где им нет альтернативы (район Крайнего Севера).

От успешного решения следующих технических проблем будет зависеть динамика применения метана на автомобильном транспорте:

- создание искровых газовых двигателей большого объема (на базе соответствующих дизелей), работающих на «бедных» топливовоздушных смесях и соответствующих современным требованиям по экологии (не ниже Евро-2);

- повышение надежности элементов газобаллонного оборудования и двигателей, работающих на газе, должна наконец появиться современная топливная аппаратура с распределенной подачей газа и микропроцессорным управлением;

- создание конструкций ГБО и баллонов высокого давления, предназначенных для работы с большими рабочими давлениями (300 и более атм.);

- развитие криогенных систем бортового хранения метана и инфраструктуры заправок сжиженным метаном.

Безусловно, широкие перспективы открывает малотоннажное производство сжиженного природного газа. Себестоимость производства СПГ на АГНКС и газораспределительных станциях уже сегодня приближается к уровню конкурентоспособности с мазутом М-100, не говоря уже о дизельном топливе.



Заключение

Газообразное топливо имеет значительные преимущества по сравнению с твердым топливом и находит широкое применение в промышленности» в быту, в автотранспорте, химической промышленности. И использование газообразных топлив целесообразней, чем использование жидких топлив, так как они более экологичны и экономичны. Также, преимуществом является то, что запасы газообразных видов топлив, на данный момент, гораздо больше, чем других видов.

Размещено на Allbest.ru

...