Россия является мощной газовой державой, располагающей огромными запасами природных газов и газоконденсата. Разведанные запасы природного газа и конденсата достаточны для организации их крупномасштабной добычи [1]. Попутный нефтяной газ (ПНГ) и природный газ (ПГ) добываемые из недр Земли представляют собой смесь углеводородов метанового ряда: этана, пропана, бутана и др [2]. Все углеводородные газы по их происхождению можно разделить на две большие группы: природные газы и газы нефтеперерабатывающих заводов.
Природные газы — это газы, добываемые непосредственно из земных недр, в зависимости от условий залегания они имеют различный состав. Обычно с нарастанием глубины и, соответственно, пластового давления изменяется состав газа. Для так называемого сеноманского газа, например, на Уренгойском газоконденсатном месторождении характерны глубины 1040–1230 м и содержание метана в природном газе более 98 %. Ачимовские залежи Уренгойского ГКМ расположены в диапазоне 3370–3800 м, содержание метана в пластовом газе ачимовских залежей составляет менее 80 % [6]. Содержание этана этих месторождений колеблется от 4,5 до 6 % для валажинских залежей и свыше 8 % для ачимовских отложений газа. Природные газы могут быть извлечены из месторождений трех типов: чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных.
Газы чисто газовых месторождений (к ним чаще всего применимо название «сухой» газ), в основном состоят из метана, содержание которого достигает 98 %.
Природный газ (ПГ) и попутный нефтяной газ (ПНГ) в последние годы расширили свои функции, перестав просто быть нефтехимическим сырьем, а становясь заменителями нефти. Нефть, природный газ, а также продукты их переработки составляют основу топливно-энергетического комплекса Российской Федерации и определяют экономическое развитие других отраслей и страны в целом.
Рассматривая долгосрочные перспективы добычи нефти в России, большинство экспертов оценивают их очень сдержанно. Открытые и вновь открываемые месторождения характеризуются большой долей трудно- извлекаемых запасов и невысокой продуктивностью. Из-за отдаленности новых нефтяных провинций, суровых природно-климатических и тяжелых геолого-экономических условий, а также отсутствия инфраструктуры возросли издержки добычи и транспорта нефти. Требуются огромные средства для того, чтобы поддерживать уровень добычи на действующих месторождениях.
В то же время, по разведанным запасам газа и объемам его добычи Россия занимает первое место в мире. Добыча газа в России надежно обеспечена разведанными запасами.
Таким образом развитие сырьевой базы для топливно-энергетического комплекса страны и для производства различных химических продуктов характеризуется двумя основными тенденциями:
– небольшим увеличением объемов добычи нефти при одновременном возрастании ее себестоимости из-за вложения значительных средств в разработку малопродуктивных и выработанных месторождений, а также роста затрат на транспорт;
– стабильным ростом объемов добычи природного газа, который используется неквалифицированно, в основном как бытовое и промышленное топливо.
В настоящее время использование полезных компонентов газа в нашей стране не отвечает потенциальным возможностям сырьевой базы и не соответствует мировой практике. За последние 25 лет запасы конденсата возросли в 100 раз, а его выделение не превышает 3–6 млн. т в год. Об отношении США к целевым компонентам можно судить по тому факту что еще в 1977 году был построен трубопровод, для транспортирования этана, этилена, пропана и бутанов из западных районов Канады в США [2].
Одной из ключевых задач при освоении северных газоконденсатных месторождений России является создание высокоэффективных малогабаритных установок комплексной подготовки природного газа к транспорту (УКПГ). Существующие УКПГ, базирующиеся на процессе низкотемпературной сепарации (НТС), основанном на охлаждении газа за счет падения его давления в клапане Джоуля-Томсона или турбодетандере, не отвечают современным требованиям ресурсо- и энергосбережения при эксплуатации месторождений. Поэтому значительный интерес представляет технология газодинамической сепарации (ГДС) газа которая базируется на использовании охлаждения газа в сверхзвуковом закрученном потоке природного газа [3].
Принцип действия: Сырой газ поступает в сепаратор С-1, где за счет действия гравитационных сил из газа отделяется жидкая фаза. Далее все компоненты, находящиеся в газообразном состоянии, поступают в теплообменник Т-1, где охлаждается до минусовой температуры. И подается на вход завихрителя устройства 1 и поступает в сопло 3, где резко возрастает скорость, происходит снижение давления и температуры. В результате этого пропан-бутановая фракция переходит в жидкое состояния и поступает в вихревую трубу 4, где за счет центробежных сил отбрасывается к периферии, и далее выводится через кольцевые щели, образованные вихревой трубой 4 и диффузором 5. Центральный поток газа проходит через диффузор 5 где частично восстанавливает свое давление.
Рис. 1. Схема разделения газов: 1 — завихритель; 2 — корпус; 3 — сверхзвуковое сопло Лаваля; 4 — вихревая труба; 5 — диффузор; 6 — вывод пропан-бутана
Основные отличия данной схемы от схем, использующих клапан Джоуля-Томсона или турбодетандер, состоит в том, что в сверхзвуковом сепараторе происходит охлаждение потока и его дальнейшее разделение на газовую и жидкую составляющие. Технологические же схемы с использованием клапана Джоуля-Томсона предполагают после охлаждения газа его разделение в низкотемпературном сепараторе на двухфазный поток. Другим важным преимуществом технологии ГДС, по сравнению с традиционными технологиями, базирующимися, например, на охлаждении газа при его расширении в дроссельном клапане, является возможность обеспечения более низких температур газа в сверхзвуковом потоке при одном и том же перепаде давлений на входе из устройств.
Литература:
- Берлин М.А, В. Г. Гореченков, Н. П. Волков. Переработка нефтяных и природных газов.-М.: Химия- 472с
- Берлин М. А., Аношина К. В. Не попутчик неудобный, а равноправный «пассажир» // Сфера. Нефть и газ 2013. № 4 С 106–110.
- Ишмурзин А. А., Мияссаров Р. Ф. Повышение эффективности разделения компонентов природного и попутного нефтяного газа. // Материалы IV Международной научной конференции «Актуальные проблемы нано- и микроэлектроники». —Уфа: «РИЦ БашГУ», 2015 — С. 206.
- Андреев О. П., Минигулов Р. М., Корытников Р. В., Багиров Л. А., Имаев С. З. Технологические схемы УКПГ на основе 3S-технологии для северных нефте- газоконденсатных месторождений // Наука и техника в газовой промышленности. 2009. № 2. С. 4–10
