|
|
|
Главная --> Справочник терминов Газоконденсатных месторождений 2. Васильев В. Г. Газовые и газоконденсатные месторождения. Справочник. М., Недра, 1975. 527 с. Большой интерес представляет газоконденсатные месторождения, в которых пластовым газом является в основном углекислый газ. Ранее уже было показано, что этот газ в сжатом надкритическом состоянии хорошо растворяет УВ. Дурмишьян А. Г. Газоконденсатные месторождения. М., Недра, 1979. Ермаков В. И., Кабанова 3. В. Масштабы накопления угольного вещества и генерации газов в мезозойских отложениях молодых плит СССР.— Труды ВНИГРИ. Л., вып. 175, с. 60—82. Основной прирост добычи газа и конденсата в Российской Федерации приходится на газовые и газоконденсатные месторождения севера Тюменской области, обладающие близкими термодинамическими и физико-химическими характеристиками. Поэтому опыт работы установок подготовки газа одного из месторождений можно использовать и на других. Габера—Вейсса схема 190 Газовые конденсаты 20—22 Газовый фактор 22 Газоконденсатные месторождения 21, 2. Васильев В. Г. Газовые и газоконденсатные месторождения. Справочник. -М., Недра, 1975. 527 с. Источниками газоснабжения являются нефтяные, газовые и газоконденсатные месторождения и газовые или коксогазовые заводы. Углеводородные газы, сопутствующие нефти и выделяющиеся из нее при сепарации, принято называть попутными. Попутный газ в пластовых условиях может быть растворен в нефти или находиться в газовой шапке. В свою очередь нефтяные углеводороды могут растворяться в сжатом газе (газоконденсатные месторождения). 1. Великовский А. С., Юшки и В. В. Газоконденсатные месторождения. Гостоптехиздат, 1957. Газоконденсатные месторождения имеют, как правило, высокое пластовое давление (выше 100 кГ/см?), залегают на большой глубине (1200 м и больше); 1 нм3 газа таких месторождений обычно содержит от 20 до 400 см3 конденсата плотностью 0,70—0,79. Начало кипения конденсата 40—50° С; ко- к нец кипения изменяется в довольно широких пределах (от 210 до 360° С); давление насыщенных паров составляет около 250 мм рт. ст. 12. Газовые и газоконденсатные месторождения: Справочник/Под ред.. И. П. Жабрева. М.: Недра, 1983. 373 с. Рост потребностей в моторных и жидких тошшвлх вызвал тенденцию углубления извлечения газового бензина, пропана и бутанов и все большее вовлечение в переработку сравнительно «тощих» газов газовых и газоконденсатных месторождений. Началось совершенствование технологий переработки газа. Масляная абсорбция превратилась в низкотемпературную абсорбцию (Габс = —30ч—50 °С) и в абсорбцию под высоким давлением (/оабс = 14—16 МПа), адсорбция — в короткоцикло-вую адсорбцию. Началось освоение нового процесса — низкотемпературной конденсации. Извлечение пропана и бутанов Ввод в разработку в середине 50-х годов газоконденсатных месторождений усложнил подготовку газа к транспортированию. Теперь требовалось извлекать из газа и жидкие углеводороды — газовый конденсат. Был разработан процесс низкотемпературной сепарации газа — процесс однократной конденсации при температурах —10ч—15°С с использованием ингибиторов гидратообразования. Метод НТС для извлечения жидких углеводородов из продукции скважин газоконденсатных месторождений был впервые использован в США, где в 1950 г. была пущена в эксплуатацию первая промышленная установка НТС. Принципиальная технологическая схема процессов химической абсорбции не отличается от обычной схемы абсорбционного процесса. Однако в конкретных условиях в зависимости от количества кислых газов в очищаемом газе, наличия примесей, при особых требованиях к степени очистки, к качеству кислого газа, и других факторов технологические схемы могут существенно отличаться. Так, например, при использовании амиппых процессов при очистке газов газоконденсатных месторождений под высоким давлением и с высокой концентрацией кислых компонентов широко используется схема с разветвленными потоками абсорбента (рис. 53), позволяющая сократить капитальные вложения и в некоторой степени эксплуатационные затраты. Высокая концентрация кислых компонентов требует больших объемов циркуляции поглотительного раствора. Это не только вызывает рост энергетических затрат на перекачку и регенерацию абсорбента, но и требует больших объемов массообменных аппаратов, т. е. увеличения капитальных вложений. Вместе с. тем из практики известно, что в силу высоких скоростей реакций аминов с кислыми газами основная очистка газа происходит па первых по ходу очищаемого газа пяти—десяти реальных тарелках абсорбера; на последующих тарелках идет топкая доочист-ка. Этот факт послужил основанием для подачи основного количества грубо регенерированного абсорбента в середину абсорбера, а в верхнюю часть абсорбера — меньшей части глубоко-регенерированного абсорбента. Это позволило использовать абсорбер переменного сечения (нижняя часть большего диаметра, верхняя — меньшего), что снизило металлозатраты, а также сократить затраты энергии за счет глубокой регенерации только части абсорбента. бутана, изобутана). Эти газы получали при разделении нефтяных, а впоследствии природных газов газоконденсатных месторождений. Их особенность — то, что они сжижаются при сравнительно небольшом давлении и нормальной температуре. Переход к разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления, когда газовый конденсат становится целевым продуктом разработки месторождения, требует применения новых процессов извлечения газоконденсата из природного газа и принципиального нового подхода к использованию его сырьевых ресурсов. Для рационального использования углеводородного сырья нефтяной и природный газ с повышенным содержанием этана целесообразно транспортировать в районы потребления так, чтобы по мере необходимости этот газ можно было использовать для производства этана. Транспортная схема должна обеспечивать возможность подачи этансодержащего газа до определенных пунктов в чистом виде — без смешения с метановым газом. Дополнительные капитальные вложения, которые могут потребоваться при раздельном транспортировании метанового и этансодержащего газов, окупятся, так как в этом случае можно будет получить дополнительные ресурсы этана и использовать их для производства этилена вместо дорогостоящих углеводородных фракций — продуктов переработки мазута и угля (затраты на производство 3— 4 млн. т в год бензиновых фракций из угля соизмеримы с капитальными затратами, необходимыми для строительства крупных газопроводов). В связи с высокой эффективностью газового сырья может оказаться целесообразным извлекать этан из природных и нефтяных газов и закачивать в одно или несколько газовых или газоконденсатных месторождений, которые в связи с истощением собственных запасов газа могут быть использованы в качестве подземных хранилищ. При наличии такой системы появятся дополнительные возможности для более гибкого использования минерально-сырьевых ресурсов нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений (в этансодержащих природных газах на долю этана приходится около 55% от всех потенциальных запасов углеводородов — от этана до бутанов включительно). Все это свидетельствует о том, что минерально-сырьевые ресурсы нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений являются крупным национальным богатством, рациональное использование которых зависит в частности от наличия мощностей по переработке нефтяных и природных газов. В СССР промышленность по переработке газа начала развиваться особенно быстрыми темпами после открытия и освоения нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений в Среднем ГАЗОВЫЕ КОНДЕНСАТЫ ОСНОВНЫХ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СССР Содержание жидких компонентов в газе газоконденсатных месторождений СССР колеблется в широком диапазоне.  Гидроксильные соединения Ганических соединений Гидролитически расщепляется Гидролитическое расщепление Гидролиза алкилгалогенидов Гидролиза хлорбензола Гидролиза полученного Гидролиза различных Гидролизе целлюлозы |
- |
Навигация