Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Виды и характеристика газов

1.1 Природный газ

1.2 Физические и химические свойства природного газа и их применение

1.2 Попутный газ

1.3 Коксовый газ

2. Добыча природного газа

3. Очистка природного газа

3.1 Очистка газа от пыли и механических примесей

3.2 Очистка газов от гидратов

3.3 Осушка газа

3.4 Одоризация газа

3.5 Очистка газа от сероводорода и углекислого газа

4. Транспортировка газа

4.1 Подготовка к транспортировке

4.2 Транспортировка природного газа

4.3 Подземное хранение

5. Продукты переработки газа

6. Мировые запасы природного газа

7. Запасы природного газа РФ

Заключение

Введение

В современном мире мы не представляем свою жизнь без газа. А еще три века назад слова “газ” не существовало. Его впервые ввел в XVII веке голландский ученый Ван-Гельмонт. Оно определяло вещество, которое, в отличии от твердых и жидких тел, способно распространятся по всему доступному ему пространству (в обычных условиях) без скачкообразного изменения своих свойств. С тех пор слово “газ” вошло во все основные языки мира. Среди известного комплекса естественных полезных ископаемых, относящихся к топливно-энергетичесской группе, одно из основных по использованию в народном хозяйстве странны занимают природные горючие газы.

1. Виды и характеристика газов

1.1 Природный газ

это полезное ископаемое в газообразном состоянии. Он образуется в недрах земли при анаэробном разложении органических веществ, в пластовых условиях (условиях залегания в земных недрах) находится в газообразном состоянии -- в виде отдельных скоплений (газовые залежи) или в виде газовой шапки нефтегазовых месторождений, либо в растворённом состоянии в нефти или воде. В стандартных условиях (101,325 кПа и 20 °С) природный газ находится только в газообразном состоянии,

В соответствии с условиями образования природного газа его месторождения делят на чисто газовые, газоконденсатные и нефтяные. Газы с содержанием тяжелых углеводородов (от пропана и выше) менее 50 г/м принято считать сухими, а газы с большим содержанием тяжелых углеводородов - жирными.

1.1.1 Физические и химические свойства природного газа и их применение

Природный газ бесцветен и не имеет запаха (в том случае, если не имеет в своём составе сероводорода), он легче воздуха. Горюч и взрывоопасен.

Основу природного газа (98%) составляет метан (CH₄). Обычно в его состав также входят более тяжелые углеводороды, гомологи метана: этан (C₂H₆), пропан (C₃H₈), бутан (C₄H₁₀) и некоторые не углеводородные примеси - углекислый газ (СО2), сероводород (Н2S), гелий (He), водород (H2),азот (N2).

(Свойства отдельных составляющих природного газа см. приложение №1)

1.2 Попутный газ

Попутный нефтяной газ (ПНГ) - это природный углеводородный газ, растворенный в нефти или находящийся в «шапках» нефтяных и газоконденсатных месторождений.

В одной тонне нефти количество ПНГ может колебаться от одного-двух до нескольких тысяч кубометров.

В отличие от природного газа попутный нефтяной газ содержит в своем составе кроме метана и этана большую долю пропанов, бутанов и паров более тяжелых углеводородов. Во многих попутных газах, в зависимости от месторождения, содержатся также неуглеводородные компоненты: сероводород и меркаптаны, углекислый газ, азот, гелий и аргон.

Попутный нефтяной газ является важным сырьем для энергетики и химической промышленности. ПНГ имеет высокую теплотворную способность, которая колеблется в пределах от 9 тысяч до 15 тысяч Ккал/ куб. м, но его использование в энергогенерации затрудняется нестабильностью состава и наличием большого количества примесей, что требует дополнительных затрат на очистку («осушку») газа. В химической промышленности содержащиеся в ПНГ метан и этан используются для производства пластических масс и каучука, а более тяжелые элементы служат сырьем при производстве ароматических углеводородов, высокооктановых топливных присадок и сжиженных углеводородных газов, в частности, сжиженного пропан-бутана технического (СПБТ).

1.3 Коксовый газ

Коксовый газ (не имеет цвета и с запахом сероводорода) представляет собой смесь газообразных продуктов сухой перегонки каменного угля в коксовых батареях.

В зависимости от места добычи угля и технологии выработки, коксовый газ содержит (в об. %): 40-60 водорода, 20-30 метана, 5-12 оксида углерода, 1,5-4 тяжелых углеводородов, 1,5-14 азота, 2-3 углекислого газа и 0,4-1 кислорода.

Коксовый газ имеет сравнительно низкую теплоту сгорания, но несмотря на это, благодаря дешевизне и наличию его на металлургических заводах, находит применение в качестве заменителя ацетилена при газопламенной обработке металлов.

Применяется в основном для резки сталей, сварки и пайки легкоплавких цветных металлов. При сварке и резке используют газ, очищенный от сернистых соединений и смолистых веществ. Для полного сгорания 1 м³необходимо 0,9 м³ кислорода.

Основные свойства коксового газа:

Плотность, кг/м30,4-0,55

Низшая теплота сгорания, МДж/м314,7-17,6

Температура газокислородного пламени, °С2100-2300

К месту работ коксовый газ транспортируется либо в баллонах под давлением 150 кгс/см², либо по газопроводам под низким давлением (30-150 мм вд. ст.).

В неочищенном коксовом газе содержится значительное количество паров смолистых веществ, которые, отлагаясь при конденсации на стенках труб и, в особенности, в узких каналах аппаратуры, могут их закупорить. Кроме того, в неочищенном коксовом газе имеются сероводород и другие сернистые соединения, разъединяющие стенки газопроводов и выходных каналов мундштуков, изготовленных из меди. В связи с этим коксовый газ, используемый при газопламенной обработке, необходимо очищать от смолистых веществ и сернистых соединений. При использовании коксового газа мундштуки следует изготовлять из латуни.

2. Добыча природного газа

Глубоко в недрах земли (от 1000 метров и более) газ находится в микроскопических пустотах (порах). Поры соединены между собой микроскопическими каналами -- трещинами, по этим каналам газ поступает из пор с высоким давлением в поры с более низким давлением до тех пор, пока не окажется в скважине.

Скважины стараются разместить равномерно по всей территории месторождения. Это делается для равномерного падения пластового давления в залежи. Иначе возможны перетоки газа между областями месторождения, а так же преждевременное обводнение залежи.

Газ выходит из недр вследствие того, что в пласте находится под огромным давлением, многократно превышающем атмосферное. Таким образом, движущей силой является разность давлений в пласте и системе сбора, и предопределяет чрезвычайную скорость его выхода. Поэтому, для его поднятия наверх по трубам, на пути устанавливается ряд стальных засовов, с помощью которых и происходит регулировка выпуска газа. Это защищает, в первую очередь от опасности, которую может повлечь добыча природного газа самовольно. Ведь заложенная в недрах «сила» природного газа, может не только разрушить оборудование, но и повлечь за собой пожар или намного более страшные последствия.

Из скважины газ поступает в систему очистки газа от механических примесей.

3. Очистка природного газа

3.1 Очистка газа от пыли и механических примесей

К механическим примесям относятся частицы породы, выносимые газовым потоком из скважины, строительный шлак, продукты коррозии и эрозии внутренних поверхностей и жидкие включения конденсата и воды. Так, при содержании 5--7 мг/м³ твердой взвеси к.п.д. трубопроводов уменьшается на 3--5% в течение двух месяцев эксплуатации, а при запыленности более чем ЗОмг/м³ трубопровод выходит из строя через несколько часов из-за полного эрозионно-ударного износа.

Очистка газа по пути следования его от месторождения до потребителя производится в несколько ступеней. Для ограничения выноса из месторождения породы призабойную зону оборудуют фильтром.

По принципу работы аппараты для очистки газа от механических примесей подразделяются на:

-работающие по принципу «сухого» отделения пыли. В таких аппаратах отделение пыли происходит в основном с использованием сил гравитации и инерции. К ним относятся циклонные пылеуловители, гравитационные сепараторы, различные фильтры (см. приложение №2);

- работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли. В этом случае удаляемая из газа взвесь смачивается промывочной жидкостью, которая отделяется от газового потока, выводится из аппарата для регенерации и очистки и затем возвращается в аппарат. К ним относятся масляные пылеуловители, шаровые скрубберы и т.д.;

Вторую ступень очистки газ проходит на промысле в наземных сепараторах, в которых сепарируется жидкость (вода и конденсат) и газ очищается от частиц породы и пыли. Промысловые очистные аппараты работают, используя свойства выпадения взвеси под действием силы тяжести при уменьшении скорости потока газа или используя действие центробежных сил при специальной закрутке потока. Поэтому промысловые аппараты очистки делятся на гравитационные и циклонные. Гравитационные аппараты бывают вертикальные и горизонтальные. Вертикальные гравитационные аппараты рекомендуются для сепарации газов, содержащих твердые частицы и тяжелые смолистые фракции, так как они имеют лучшие условия очистки и дренажа.

Вертикальные сепараторы изготовляют диаметром 400--1650мм, горизонтальные -- диаметром 400--1500мм при максимальном давлении 16 МПа. При оптимальной скорости эффективность сепарации составляет до 80%.

Третья ступень очистки газа происходит на линейной части газопровода и компрессорных станциях. На линейной части устанавливают конденсатосборники, так как в результате несовершенной сепарации на промысле газ всегда имеет жидкую фазу. Наибольшее распространение получили конденсатосборники типа «расширительная камера» (см. приложение №2). Принцип их работы основан на выпадении из потока газа капелек жидкости под действием силы тяжести из-за снижения скорости газа при увеличении диаметра трубопровода. Существенным недостатком при эксплуатации газопроводов с системой «расширительных камер» являются затруднения, связанные с пропуском устройств для очистки внутренней полости трубопровода.

Вертикальный масляный пылеуловитель представляет собой вертикальный стальной цилиндр со сферическим днищем, рассчитанным на рабочее давление в газопроводе. Диаметр пылеуловителя 1080--2400 мм. Внутри пылеуловителя находятся устройства, обеспечивающие контактирование масла с газом и отделение частиц масла от газа при выходе его из аппарата.

Рассмотрим принцип работы (см. приложение №3)

Чтобы обеспечить нормальную работу пылеуловителей, необходимо поддерживать постоянный уровень масла. Пропускная способность вертикальных масляных пылеуловителей при заданном давлении ограничивается скоростью потока газа в контактных трубках, которая не должна превосходить 1--3 м/с.

Преимущество вертикального масляного пылеуловителя по сравнению с горизонтальным пылеуловителем заключается в высокой степени очистки (общий коэффициент очистки достигает 97--98%). Недостатками его являются большая металлоемкость, наличие жидкости и ее унос (допускается не более 25 г. на 1000 м³ газа), большое гидравлическое сопротивление (0,35--0,5 кгс/см²), чувствительность к изменениям уровня жидкости. В горизонтальном пылеуловителе используется барботажный способ промывки газа вместо промывки в контактных трубках. Поток газа, поступающего в аппарат через два симметричных патрубка, меняет направление на 90° перед отбойным козырьком. Далее газ поступает в регистры с щелевидными отверстиями для равномерного распределения под горизонтальным стальным листом с перфорацией, который делит пылеуловитель на две части.

Циклонный пылеуловитель представляет собой аппарат цилиндрической формы с встроенными в него циклонами. Газ поступает через боковой верхний входной патрубок в распределитель, к которому приварены звездообразно расположенные циклоны, закрепленные неподвижно на нижней решетке. Отсепарированная жидкость и твердые частицы по дренажному конусу циклона попадают в грязевик.

3.2 Очистка газов от гидратов

Во влажном газе ( смесь сухого газа и водяного пара) при прохождении по трубопроводу, при определенном давлении и температуре, могут образовываться гидраты. Гидраты -- кристаллические вещества, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды; они имеют кристаллическую структуру, внешне похожи на мокрый спрессованный снег, переходящий в лед. Скапливаясь в газопроводах, они могут вызвать частичную или полную их закупорку и тем самым нарушить нормальный режим работы магистрали. Составы гидратов выражаются формулой

CH₄*6H₂O, C₂H₆*6H₂O, C₃H₈*17H₂O

В газопроводе очень важно определить место образования гидратов. Для этого необходимо знать состав и начальную влажность газа, а также его давление и температуру в газопроводе.

При понижении давления в газопроводе гидраты могут образовываться при все более низких температурах. Когда давление станет ниже некоторого предела, гидраты смогут образовываться при обычной температуре газа в газопроводе - возникает опасность гидратной пробки. После выпадения газ недонасыщен парами воды, что эквивалентно снижению его точки росы (температура, при которой газ становится насыщенным при данном давлении и количестве водяного пара, называется точкой росы газа). При дальнейшем движении газа может возникнуть еще одна гидратная пробка, соответствующая этой новой точке.

Предупредить образование гидратов можно:

-методом подогрева газа - при сохранении давления в газопроводе температура газа поддерживается выше равновесной температуры образования гидратов. Метод подогрева применяется на газораспределительных станциях, где при больших перепадах давления вследствие дроссельного эффекта температура газа может значительно снижаться, в результате чего обмерзают редуцирующие клапаны, краны, диафрагмы и др.

- методом снижения давления - при сохранении температуры в газопроводе снижается давление ниже равновесного давления образования гидратов. Этот метод возможен и при ликвидации уже образовавшихся гидратов. Ликвидация гидратных пробок осуществляется путем выпуска газа в атмосферу через продувочные свечи. После снижения давления необходимо некоторое время для разложения гидратов. Метод снижения давления применяется в аварийных случаях для разложения гидратов в газопроводе путем кратковременного уменьшения давления.

-введением ингибиторов в насыщенный водяными парами поток природного газа, которые частично поглощают водяные пары и переводят их вместе со свободной водой в раствор, который совсем не образует гидратов или образует их при температурах более низких, чем температура гидратообразования в случае наличия чистой воды. В качестве ингибиторов применяют:

метанол CH₃OH,- растворы этиленгликоля (ЭГ) - (СН₂ОН--СН₂ОН) -- простейший двухатомный спирт, используется в основном как ингибитор,( не применяется для осушки)

диэтиленгликоля (ДЭГ), - (СН₂ОН-СН₂-О-СН₂-СН₂ОН) в химически чистом виде - бесцветная жидкость.

триэтиленгликоля (ТЭГ) - (СН₂ОН-СН₂-О-СН₂- О-СН_2-СН₂ОН) получают соединением трех молекул ЭГ с образованием воды.

хлористый кальций СаСl2.

3.3 Осушка газа

При больших объемах транспортируемого газа его осушка является наиболее эффективным и экономичным способом предупреждения образования гидратов в магистральном газопроводе. Существующие способы осушки при промысловой подготовке газа к транспорту подразделяются на две основные группы: абсорбция (осушка жидкими поглотителями) и адсорбция (осушка твердыми поглотителями).

В результате осушки газа точка росы паров воды должна быть снижена ниже минимальной температуры при транспортировании газа.

Осушка газа жидкими поглотителями получила наибольшее применение в газовой промышленности.

Жидкие сорбенты, применяемые для осушки природных и нефтяных газов, должны иметь высокую растворимость в воде, низкую стоимость, хорошую антикоррозионность, стабильность по отношению к газовым компонентам и при регенерации - простоту регенерации, малую вязкость и т.д. природный газ очистка транспортировка

Большинству этих требований наилучшим образом отвечают диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ) и в меньшей степени моноэтиленгликоль (МЭГ).

Преимущества осушки с использованием жидких сорбентов:

- относительно небольшие капиталовложения и эксплуатационные расходы;

- малые перепады давления в системе осушки;

- возможность осушать газ, содержащий вещество, которое отравляет твердые поглотители;

- непрерывность процесса.

Недостатки:

- меньшее снижение точки росы (по сравнению с твердыми поглотителями);

- вспенивание гликолей при наличии в газе легких углеводородов.

Установки осушки газа с применением гликолей бывают двух разновидностей: абсорбционные и установки с впрыском гликоля в поток газа (см. приложение № 4).

Преимущества схемы абсорбции (концентрация гликоля 96-99%): -наименьшие потери гликоля.

Недостатки:

- Трудность достижения точки росы осушенного газа.

Экономичность работы абсорбционных установок в значительной степени зависит от потерь сорбента. Для их снижения в первую очередь необходимо строго поддерживать расчетный температурный режим десорбера, тщательно сепарировать газ и водяной пар и по возможности исключить пенообразование при контакте газа с абсорбентом за счет специальных добавок.

Преимущество схемы впрыска (концентрация гликоля 70-80% - по мере охлаждения газа одновременно снижается его точка росы, при этом осушается не только газ, но и конденсат, выпадающий при охлаждении газа.

Недостаток схемы впрыска- значительные потери гликоля вследствии растворимости его в углеводородном конденсате.

Для осушки газа методом адсорбции (см. приложение № 5), в качестве твердых поглотителей влаги в газовой промышленности широко применяются активированная окись алюминия и боксит, который на 50--60% состоит из Al₂O₃. Поглотительная способность боксита 4,0--6,5% от собственной массы.

Преимущества метода: низкая точка росы осушенного газа (до -65°С), простота регенерации поглотителя, компактность, несложность и низкая стоимость установки.

Для глубокой осушки применяют молекулярные сита, так называемые цеолиты. Цеолиты состоят из кислорода, алюминия, кремния и щелочноземельных металлов и представляют собой сложные неорганические полимеры с кристаллической структурой. Форма кристалла цеолита -- куб, на каждой из шести сторон его имеются щели, через которые влага проникает во внутреннее пространство. Каждый цеолит имеет свой размер щелей, образованных атомами кислорода. Благодаря этому

цеолиты способны резко избирательно сорбировать в основном мелкие молекулы, т. е. при адсорбции происходит как бы отсеивание более мелких от более крупных молекул. Мелкие молекулы проникают во внутреннее пространство кристалла и застревают в нем, а крупные молекулы не проходят и, следовательно, не будут адсорбироваться.

Цеолиты, применяемые в виде порошка или гранул размером до 3 мм, обладают высокой пористостью (до 50%) и огромной поверхностью пор. Их активность достигает 14--16 г. на 100 г. цеолитов при парциальном давлении 0,4 мм рт.ст.

Для регенерации молекулярных сит используют сухой газ, нагретый до 200-300° С, который пропускают через слой цеолита в направлении, обратном движению газа при осушке.

Цеолиты выдерживают до 5000 циклов, теряя при этом около 30% своей поглотительной способности.

Охлаждение широко применяется для осушки и выделения конденсата из газа газоконденсатных месторождений на установках низкотемпературной сепарации, а также при получении индивидуальных компонентов газа, сжижении газов и т.д.

Газ можно охлаждать путем расширения, когда необходимо снижать его давление, а также пропуская через холодильные установки. В условиях Крайнего Севера для охлаждения газа можно использовать низкую температуру окружающего воздуха (в зимнее время).

Процесс расширения с целью понижения температуры осуществляется двумя способами -- дросселированием без совершения внешней работы (изоэнтальпийный процесс) или адиабатическим расширением с отдачей внешней работы (изоэнтропийный процесс).

В тех случаях, когда давления газа на входе в установки низкотемпературной сепарации недостаточно для его охлаждения расширением, устанавливают холодильные установки, заменяющие или дополняющие узел расширения. Необходимая температура сепарации может обеспечиваться за счет установки дополнительных теплообменников-рекуператоров и холодильников. Для предупреждения гидратообразования перед теплообменником в поток сырого газа впрыскивается гликоль. Предусмотрен также ввод ингибитора.

Рассматривая рациональную область применения указанных способов осушки и извлечения конденсата из природных и попутных газов, необходимо отметить ,что осушку весьма тощих газов (чисто газовых месторождений) целесообразно вести с применением диэтиленгликоля и триэтиленгликоля, активированного боксита и цеолитов. Применять другие методы нерентабельно. Если же требуется только частичное удаление влаги из газа (получение точек росы не ниже --10° С), лучше применять гликоли. Ддя более глубокой осушки, а также при необходимости получения отдельных фракций желательно осушку вести активированным бокситом или цеолитом. Осушку и извлечение конденсата из газа газоконденсатных месторождений, в газах которых находится достаточно много конденсата, как правило, наиболее выгодно производить на установках низкотемпературной сепарации. При этом эффективность использования низкотемпературной сепарации газа зависит от начального давления и темпов его падения.

3.4 Одоризация газа

Чтобы использовать очищенный от сероводорода газ, который уже не имеет не цвета не запаха его одорируют этилмеркаптаном (С2Н5SН). Данный одорант физиологически безвреден, достаточно летуч, не взаимодействует с газом и за счет неприятного запаха помогает обнаружить вовремя утечку газа.

3.5 Очистка газа от сероводорода и углекислого газа

Сероводород часто является примесью природного газа. Он горюч, хорошо растворяется в воде, сам газ и продукт его сгорания, сернистый ангидрид -- ядовиты. Кроме того, сероводород и сернистые соединения вызывают коррозию стальных труб, резервуаров, оборудования трубопроводов и др. Присутствие сероводорода в газе ускоряет гидратообразование. При использовании газа для бытовых нужд содержание сероводорода в нем не должно превышать 0,02 г/м³ при 0°С и 760 мм.рт.ст.

По технико-экономическим условиям недопустимо также большое содержание в газе углекислого газа СО₂ (оно не должно превышать 2%). Очистку газа от СО₂ можно производить под давлением водой, в которой углекислый газ хорошо растворяется. Всего применяется около 20 различных процессов совместной очистки газов от Н₂S и СО₂. Обычно используют два технологических процесса -- адсорбцию твердым веществом и абсорбцию жидкостью. В адсорбционных процессах сероводород извлекается из газа путем концентрации его на поверхности твердого материала. При абсорбции жидкостью происходит переход сероводорода из газовой в жидкую фазу. Адсорбированный сероводород растворяется в жидкости. Удаление его является обращенным процессом, зависящим от температуры.

В качестве адсорбента в сухих провесах используют окись железа и активированный уголь. Наиболее распространен способ извлечения сероводорода гидратом окиси железа. Его осуществляют при сравнительно высоком содержании Н₂S в газе. В результате извлечения сероводорода его содержание снижается до 0,02г/см₃.

«Мокрым» способом одновременной очистки газа от сероводорода и углекислого газа при сравнительно низкой стоимости является процесс с использованием аминов: моноэтаноламина, диэтаноламина.

4. Транспортировка газа

4.1 Подготовка к транспортировке

Газ, поступающий из скважин, необходимо подготовить к транспортировке конечному пользователю -- химический завод, котельная, ТЭЦ, городские газовые сети. Этим целям служат очистка и осушка газа.

Газ подготавливают по различным схемам, например, в непосредственной близости от месторождения сооружается установка комплексной подготовки газа (УКПГ), где производится очистка и осушка газа. Такая схема реализована на Уренгойском месторождении.

Если газ содержит в большом количестве гелий, либо сероводород, то газ обрабатывают на газоперерабатывающем заводе, где выделяют гелий и серу. Эта схема реализована, например, на Оренбургском месторождении.

Помимо подготовки самого газа, необходимо подготовить и трубопровод. Широкое применение здесь находят азотные установки, которые применяются для создания инертной среды в трубопроводе.

4.2 Транспортировка природного газа

В настоящее время основным видом транспортировки является трубопровод. Газ под давлением 75 атмосфер движется по трубам диаметром до 1,4 метра. По мере продвижения по трубопроводу, он теряет энергию, преодолевая силы трения как между газом и стенкой трубы, так и между слоями газа. Поэтому через определённые промежутки необходимо сооружать компрессорные станции (КС), на которых газ дожимается до 75 атм. Сооружение и обслуживание трубопровода весьма дорогостояще, но тем не менее -- это наиболее дешёвый способ транспортировки газа и нефти.

Кроме трубопроводного транспорта используют специальные танкеры -- газовозы. Это специальные корабли, на которых газ перевозится в сжиженном состоянии при определённых термобарических условиях. Таким образом для транспортировки газа этим способом необходимо протянуть газопровод до берега моря, построить на берегу сжижающий газ завод, порт для танкеров, и сами танкеры. Такой вид транспорта считается экономически обоснованным при отдалённости потребителя сжиженного газа более 3000 км. В 2004 г. международные поставки газа по трубопроводам составили 502 млрд мі, сжиженного газа -- 178 млрд мі.

Также есть и другие проекты транспортировки газа, например, с помощью дирижаблей или в газогидратном состоянии, но эти проекты не нашли широкого применения в силу различных причин

4.3 Подземное хранение

Месторождение природного газа не всегда находятся около населенных и промышленных центров, поэтому часто газ приходится подавать потребителю на значительные расстояния.

Сейчас более 80% добываемого в нашей стране газа транспортируется по мощным магистральным газопроводом, протяженностью в сотни и даже тысячи километров. Такие системы надо эксплуатировать с полной нагрузкой. В противном случае себестоимость перекачки газа заметно возрастет. Потребление же газа отличается значительной неравномерностью. Неравномерность потребления газа для крупных городов исчисляется сотнями миллионов и даже миллиардами кубометров. Соответствующий объем должны иметь и «аккумуляторы» газа.

Сезонные колебания спроса на газ покрываются применением специальных хранилищ, создаваемых вблизи от потребителей на базе истощенных газовых пластов. Подземные хранилища газа менее опасны, чем наземные, а стоимость их намного ниже.

Там, где нет пористых пластов пригодных для газохранилищ, но есть достаточно мощные и однородные отложения соли, газ можно хранить в полостях, вымываемых в этой формации. В таких емкостях удобно хранить жидкие углеводороды - пропан, бутан, ацетилен и др.

Создание хранилища продолжается, как правило, несколько лет. Одно из существенных отличий хранилища от залежи состоит в том, что в хранилище газодинамические процессы протекают значительно быстрее и носят ярко выраженный нестационарный характер.

В хранилище различают обычно максимально допустимое, минимальное и среднее давление. Максимально допустимое давление - это наибольшее давление в хранилище, которое можно допустить, исходя из условия сохранения герметичности покрышки. Чем выше давление в хранилище, тем больше газа может в нем поместиться. Но повышать давление беспредельно нельзя.

5. Продукты переработки газа

Газ прекрасное и дешёвое топливо - для бытовых и промышленных нужд используют очищенную смесь пропана и бутана.

Все способы переработки природного газа основаны на процессах каталитического синтеза. Из основного компонента природного газа - метана получают водород. Поскольку водород не является слишком востребованным продуктом в химических технологиях, почти 90% его идёт на получение аммиака(NH4). Аммиак - важнейшее сырьё химической промышленности и потребность в нём очень большая. На основе аммиака получают:

Азотную кислоту - важнейшее химическое сырьё.

Нитрат аммония - производное для получения удобрений и взрывчатых веществ.

Анилин - основа для получения красителей.

Из водорода и окиси углерода синтезируют метанол необходимый компонент различных химических производств. Вторым по значению компонентом природного газа является этан - как основа для получения этилена, который является основным сырьём при производстве пластмасс, полиэтилена.

Одним из важных элементов переработки природного газа является получение ацетилена. Продуктом сгорания, которого является химически чистый углерод. Этот продукт широко используется в резинотехнической промышленности и при сборке атомных реакторов.

Цианистый водород, получаемый из аммиака, наряду с ацетиленом служит исходным сырьем для производства синтетических волокон, ацетатного шелка.

6. Мировые запасы природного газа

Природный газ относится к категории наиболее важных энергоресурсов мира. Более половины потребностей в энергетическом сырье удовлетворяется за счет использования природного газа и продуктов его переработки. Разведанные запасы природного газа достаточно велики, однако они распределены по регионам мира весьма неравномерно.

Основными запасами газа обладают три страны: Россия, Иран и Катар. На их долю приходится более половины газовых ресурсов.

В Иране основные запасы газа находятся в прибрежных водах Персидского залива, однако представляют интерес и месторождения на северо-востоке страны (Амударьинский район, граничащий с Туркменистаном). Разработка и эксплуатация месторождений сдерживается отсутствием инвестиций в данную отрасль и законодательными актами страны.

В тройку лидеров входит также Катар. Основное месторождение Норт Филд, граничит с территорией Ирана и является продолжением его газовых запасов (месторождения Саут Парс). Особенность этого объекта состоит в том, что природный газ в нем добывается без нефти, что существенно облегчает его переработку. В стране развита газодобывающая и газоперерабатывающая отрасли. В их финансовой структуре высока доля внешнего капитала. Катар является крупнейшим экспортером сжиженного природного газа (СПГ).

Из десяти крупнейших газовых месторождений мира (см. приложение № 6), начальные запасы которых составляли не менее 63 трлн куб. м., половина находится в России. Самое крупное, однако, Южный Парс/Северное находится в территориальных водах Катара и Ирана. Запасы этого месторождения оцениваются в 13,4 трлн куб. м газа и 7 млрд т нефти. На втором месте в мире - Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение с общими геологическими запасами 16 трлн куб. м и остаточными запасами - 10,2 трлн куб. м. Самое молодое месторождение первой десятки Хейнсвиль - открыто в США в 2008 г.

7. Запасы природного газа РФ

Потенциальные (прогнозные + перспективные) ресурсы природного газа России оцениваются в 151,3 трлн куб. м, что составляет около 40% мировых. Однако наиболее достоверные перспективные ресурсы составляют в этом объеме всего около 24%, а примерно половина приходится на прогнозные ресурсы категории D2, оценка которых наименее достоверна.

. Более 71,2% запасов газа сосредоточены в 28 уникальных месторождениях ( баллансовый запас более 500 млрд. куб.м). Еще 86 месторождений имеют долю в общем объеме до 21,6% (75 - 500 млрд.куб.м).

Особенностью залегания месторождений газа в РФ является их труднодоступность. Наиболее важные месторождения находятся в северных районах страны: Западной Сибири (51,7%), Восточной Сибири (29,5%), прибрежном шельфе Баренцева и Карского морей (17,7%), в Арктике (7,1%) и шельфе Охотского моря (4,8%).

Основная часть высокоэффективных запасов приурочена к Надым-Пур-Тазовскому региону (НПТР) Ямало-Ненецкого АО - главному газодобывающему району страны, где сосредоточена примерно четверть разведанных запасов свободного газа (сеноманский газ, «сухой»). В том же регионе сосредоточено около 16% разведанных запасов свободного газа России, так называемого «жирного газа». Он характеризуется более сложным составом: помимо метана, в нем в значительных количествах присутствуют другие углеводороды: этан, пропан и бутаны, являющиеся ценным газохимическим сырьем, а также конденсат. Вне пределов Надым-Пур-Тазовского региона в Ямало-Ненецком АО находится еще около 25% российских разведанных запасов природного газа; на "сухой" сеноманский газ приходится немногим более четверти этого объема. Однако регион пока не приспособлен для газодобычи - нет газотранспортной сети, предприятий для подготовки газа к транспортировке и перерабатывающих мощностей. К освоению запасов газа полуострова Ямал в настоящее время приступает ОАО "Газпром".

Чуть более 20% запасов "сухого" газа сосредоточено на востоке страны, в основном в труднодоступных районах со слабо развитой инфраструктурой. В европейской части России основные запасы свободного газа представлены "жирным" газом уникальных Оренбургского и Астраханского месторождений, добыча которого имеет экологические ограничения из-за высокого содержания в нем серы; остальные запасы рассредоточены в большом количестве главным образом мелких месторождений.

Всего в России на "сухой" газ приходится около 42% разведанных запасов свободного газа. Остальной объем составляет "жирный" газ, около половины запасов которого содержится в недрах Ямало-Ненецкого автономного округа, примерно 13% - на шельфе Баренцева моря, около 10% - в Астраханской области, около 9% - в месторождениях Сибири (см. приложение № 7).

В общем объеме разведанных запасов свободного газа примерно 10% составляет газ газовых шапок, образующий скопления над нефтяными залежами и обеспечивающий необходимый газонапорный режим (т.н. режим газовой шапки). В связи с этим отработка газа таких месторождений должна, как правило, координироваться с добычей нефти.

Около 13% запасов природного газа России содержат редкий, обладающий уникальными свойствами компонент - гелий; по его запасам страна находится на втором месте в мире после США. Основные запасы гелия РФ сосредоточены в газовых месторождениях Сибирского и Дальневосточного федеральных округов. Предварительное извлечение гелия усложняет разработку месторождений, поскольку требует строительства установок по извлечению, хранилищ и специальных транспортных систем. Однако освоение запасов без предварительного извлечения из него гелия крайне нерационально по причине стратегической важности этого полезного компонента.

Перспективные разработки в ближайшем будущем - переход на

синтетическое жидкое топливо (СЖП) -- это моторное топливо, произведенное из газа, а не из нефти.

Переработка природного газа в СЖТ (по международной классификации: Gas to Liquids -- GTL) давно привлекает внимание крупнейших нефтегазовых и нефтехимических компаний мира. Результаты испытаний показали, что использование продуктов GTL вместо традиционного дизельного топлива при эксплуатации автобусного парка дает возможность сократить выбросы экологически опасных и парниковых газов.

На сегодняшний день выявлен ряд новых подходов в применении технологии GTL. Особенно это актуально для стран со значительными запасами газа, месторождения которого находятся на больших расстояниях от районов потребления при полном отсутствии транспортной инфраструктуры. Внедрение технологии GTL в промышленных масштабах позволяет превратить в востребованный продукт те обширные запасы газа, которые раньше считалось экономически нецелесообразным добывать и транспортировать потребителю.

Также ученые работают по вопросам утилизация попутного нефтяного газа (ПНГ). Большое значение для решения проблемы парниковых газов в нефтегазовом сегменте имеет сокращение факельного сжигания ПНГ.

Группа «Газпром» ведет работу над решением вопроса утилизации (использования) ПНГ с целью повышения эффективности использования газа, а также минимизации рисков, связанных с загрязнением окружающей среды и налого-обложением. Уровень использования попутного нефтяного газа по Группе «Газпром» в 2011 году в среднем составил 68,4% (в 2010 году -- 64%, в 2009 году -- 59%), при этом ООО «Газпром добыча Оренбург», ООО «Газпром переработка» и ЗАО «Газпром нефть Оренбург» уже используют 100 % ПНГ (см. приложение № 8).

Заключение

В экологическом отношении природный газ является самым чистым видом минерального топлива. При сгорании его образуется значительно меньшее количество вредных веществ по сравнению с другими видами топлива. Однако сжигание человечеством огромного количества различных видов топлива, в том числе природного газа, за последние полвека привело к заметному увеличению содержания углекислого газа в атмосфере, который является, как и метан, парниковым газом. Большинство ученых именно это обстоятельство считают причиной наблюдающегося в настоящее время потепления климата.

Почему же мы тогда не можем отказаться от использования природного газа? Это предопределено рядом преимуществ, которыми владеет природный газ, о которых уже не раз говорилось на наших страницах. Основными из них является: простота в транспортировке, низкая себестоимость добычи, значительная теплоотдача, которая является, чуть ли не самым главным фактором влияния, отсутствие потребности в строительстве складских помещений. Это и стимулирует добычу природного газа.

Хочу от себя прибавить, невзирая на всю опасность природного газа, -- его добычи, транспортировки и использования, - он намного облегчает существование, как отдельной личности, так и общества в целом. Поэтому значение природного газа в нашей жизни не стоит приуменьшать.

Размещено на Allbest.ru

...