Презентация "природный и попутный нефтяной газ". Попутные нефтяные газы

Долгое время попутный нефтяной газ не имел никакой ценности. Его считали вредной примесью при добыче нефти и сжигали непосредственно при выходе газа из нефтеносной скважины. Но время шло. Появились новые технологии, которые позволили по-другому взглянуть на ПНГ и его свойства.

Состав

Попутный нефтяной газ располагается в «шапке» нефтеносного пласта - пространстве между грунтом и залежами ископаемой нефти. Также некоторая его часть находится в растворенном состоянии и в самой нефти. По сути, ПНГ тот же природный газ, состав которого обладает большим количеством примесей.

Попутный нефтяной газ отличается большим многообразием содержания разного рода углеводородов. Главным образом это этан, пропан, метан, бутан. Также на его состав приходится и более тяжелые углеводороды: пентан и гексан. Помимо этого, нефтяной газ включает в себя некоторое количество негорючих компонентов: гелий, сероводород, углекислый газ, азот и аргон.

Стоит отметить, что состав попутного нефтяного газа крайне нестабилен. Одно и то же месторождение ПНГ способно в течение нескольких лет заметно поменять процентное содержание тех или иных элементов. Особенно это касается метана и этана. Но даже несмотря на это нефтяной газ высоко энергоемок. Один кубометр ПНГ в зависимости от типа углеводородов, которые входят в его состав, способен выделить от 9 000 до 15 000 ккал энергии, что делает его перспективным для использования в различных секаторах экономики.

По добыче попутного нефтяного газа лидируют Иран, Ирак, Саудовская Аравия, Российская Федерация и прочие страны, в которых сосредоточено основные запасы нефти. На Россию здесь приходится около 50 млрд. кубометров попутного нефтяного газа в год. Половина этого объема идет на нужды производственных сфер, 25% на дополнительную переработку, а остальная часть сжигается.

Очистка

В первозданном виде попутный нефтяной газ не применяется. Его использование становиться возможным только после предварительно очистки. Для этого слои углеводородов, имеющих разную плотность, отделяют друг от друга в специально разработанном для этого оборудовании - многоступенчатый сепаратор давления.

Всем известно, что вода в горах закипает при более низкой температуре. В зависимости от высоты температура кипения ее может опускаться до 95 ºС. Происходит это по причине разницы атмосферного давления. Этот принцип и используется в работе многоступенчатых сепараторов.

Изначально, сепаратор подает давление 30 атмосфер и через определенный промежуток времени постепенно уменьшает его значение с шагом 2-4 атмосферы. Тем самым осуществляется равномерное отделение углеводородов с различной температурой кипения друг от друга. Далее, полученные компоненты отправляют непосредственно на следующий этап очистки на заводы по переработки нефти.

Применение попутного нефтяного газа

Сейчас активно востребован в некоторых сферах производства. Прежде всего, это - химическая промышленность. Для нее ПНГ служит материалом для изготовления пластмассы и резины.

Энергетическая отрасль также неравнодушна к побочному продукту нефтедобычи. ПНГ является сырьем, из которого получают следующие виды топлива:

• Сухой отбензиненный газ.
• Широкая фракция легких углеводородов.
• Газовое моторное топливо.
• Сжиженный нефтяной газ.
• Стабильный газовый бензин.
• Отдельные фракции на основе углерода и водорода: этан, пропан, бутан и прочие газы.

Объемы использования попутного нефтяного газа были бы еще более высокими, если бы не ряд сложностей, которые возникают при его транспортировке:

• Необходимость удаления механических примесей из состава газа. Во время истечения ПНГ из скважины, в газ попадают мельчайшие частицы грунта, которые значительно снижают его транспортные свойства.
• Попутный нефтяной газ должен обязательно пройти процедуру обензинивания. Без этого сжиженная фракция выпадет в осадок в газопроводе во время его транспортировки.
• Состав попутного нефтяного газа должен подвергаться очистке от серы. Повышенное содержание серы является одной из главных причин образования очагов коррозии в трубопроводе.
• Удаление азота и двуокисей углерода для повышения теплотворной способности газа.

В силу выше названых причин долгое время попутный нефтяной газ не подвергали утилизации, а жгли непосредственно возле скважины, где залегала нефть. Особенно, за этим хорошо было наблюдать, пролетая над Сибирью, где постоянно виднелись факелы с отходящими от них черными облаками дыма. Так продолжалось пока в дело не вмешались экологи, осознав весь тот непоправимый вред, который наносится таким образом природе.

Последствия сжигания

Сжигание газа сопровождается активным термическим воздействием на окружающую среду. В радиусе 50-100 метров от непосредственного места горения наблюдается заметное снижение объема растительности, а на расстояние до 10 метров вообще полное ее отсутствие. Связано это главным образом с выгоранием питательных элементов почвы, от которых так зависят разного рода деревья и травы.

Горящий факел служит источником окиси углерода, того самого, который ответственен за разрушение озонового слоя Земли. Помимо всего в газе содержатся сернистый ангидрид и оксид азота. Эти элементы относятся к группе ядовитых веществ для живых организмов.

Так, у людей, проживающих в районах с активной добычей нефти, наблюдается повышенный риск развития разного рода патологий: онкологии, бесплодия, ослабления иммунитета и т.д.

По этой причине в конце 2000-х годов встал остро вопрос об утилизации ПНГ, который мы и рассмотрим ниже.

Способы утилизации попутного нефтяного газа

На данный момент существует множество вариантов удаления отходов нефти без нанесения вреда окружающей среде. Наиболее распространенными из них являются:

• Отправка непосредственно на завод по переработки нефти. Является наиболее оптимальным решением, как с финансовой, так и экологической точки зрения. Но при условии, если уже имеется развитая инфраструктура газопроводов. При ее отсутствии потребуется значительное вложение капитала, что обоснованно только в случае крупных месторождений.
• Утилизация путем использования ПНГ в качестве топлива. Попутный нефтяной газ поставляется электростанциям, где с помощью газовых турбин из него производят электрическую энергию. Минусом такого способа является необходимость установок оборудования для предварительно очистки, а также его транспортировка до пункта назначения.
• Закачка отработанного ПНГ в залегающий пласт нефти, тем самым повышая коэффициент нефтеотдачи скважины. Происходит это за счет увеличения под слоем грунта. Данный вариант отличается простотой реализации и относительно низкой стоимостью используемого оборудования. Минус здесь только один - отсутствие фактической утилизации ПНГ. Происходит только ее отсрочка, но проблема так и остается нерешенной.

Попутный нефтяной газ (ПНГ), как ясно из самого названия, является побочным продуктом добычи нефти. Нефть залегает в земле вместе с газом и технически практически невозможно обеспечить добычу исключительно жидкой фазы углеводородного сырья, оставляя газ внутри пласта.

На данном этапе именно газ воспринимается как попутное сырье, так как мировые цены на нефть обуславливают большую ценность именно жидкой фазы. В отличие от газовых месторождений, где все производственные и технические характеристики добычи направлены на извлечение исключительно газообразной фазы (с незначительной примесью газового конденсата), нефтяные промысли не обустроены таким образом, чтобы эффективно вести процесс добычи и утилизации попутного газа.

Далее в этой главнее будут рассмотрены более детально технические и экономические аспекты добычи ПНГ, и исходя из полученных заключений будут выбраны параметры, для которых будет построена эконометрическая модель.

Общая характеристика попутного нефтяного газа

Описание технических аспектов добычи углеводородов начинается с описания условий их залегания.

Сама нефть образуется из органических остатков умерших организмов, оседающих на морском и речном дне. С течением времени вода и ил предохраняли вещество от разложения, и по мере накопления новых слоев давлением на залегающие пласты усиливалось, что в совокупности с температурными и химическими условиями обуславливало образование нефти и природного газа.

Нефть и газ залегают вместе. В условиях большого давления данные вещества скапливаются в порах так называемых материнских пород, и постепенно, проходя процесс непрерывного преобразования, микрокапиллярными силами поднимаются наверх. Но по мере выхода наверх, может образоваться ловушка - когда более плотный пласт накрывает пласт, по которому мигрирует углеводород, и таким образом происходит накапливание. В момент, когда накопилось достаточное количество углеводородов, начинает происходить процесс вытеснения оттуда вначале солёной воды, более тяжёлой, чем нефть. Далее сама нефть отделяется от более лёгкого газа, но при этом часть растворённого газа остаётся в жидкой фракции. Именно отделившаяся вода и газ служат инструментов выталкивания нефти наружу, образуя водо- или газонапорные режимы.

Исходя из условий, глубины залегания и контура территории залегания, разработчик выбирает количество скважин, позволяющее максимизировать добычу.

Основной современный используемый тип бурения - это роторное бурение. В этом случае бурение сопровождается непрерывным подъёмом бурового шлама - фрагментов пласта, отделённых буровым долотом, наружу. При этом, для улучшения условий бурения, используется буровой раствор, зачастую состоящий из смеси химических реагентов. [Грей Форест, 2001]

Состав попутного нефтяного газа будет различаться от месторождения к месторождению - в зависимости от всей геологической истории формирования данных залежей (материнская порода, физико-химические условия и т.д.). В среднем, доля содержания метана в таком газе составляет 70% (для сравнения - природный газ имеет в метан своём составе до 99% объёма). Большое количество примесей создаёт, с одной стороны, трудности для транспортировки газа посредством газотранспортной системы (ГТС), с другой стороны, наличие таких крайне важных составляющих, как этан, пропан, бутан, изобутан и др. делаёт попутный газ крайне желанным сырьём для нефтехимического производства. Для нефтяных месторождений Западной Сибири характерны следующие показатели содержания углеводородов в попутном газе [Популярная нефтехимия, 2011]:

• · Метан 60-70%
• · Этан 5-13%
• · Пропан 10-17%
• · Бутан 8-9%

ТУ 0271-016-00148300-2005 «Газ нефтяной попутный, подлежащий сдаче потребителям» определяет следующие категории ПНГ (по содержанию компонентов C 3 ++, г/м 3):

• · «Тощий» - менее 100
• · «Средний» - 101-200
• · «Жирный» - 201-350
• · Особо жирный - более 351

На следующем рисунке [Филиппов, 2011] указаны основные мероприятия, проводимые с попутным нефтяным газом и эффекты, достигаемые этими мероприятиями.

Рисунок 1 - Основные мероприятия, проводимые с ПНГ и эффекты от них, источник: http://www.avfinfo.ru/page/inzhiniring-002

При добычи нефти и дальнейшей поступенчатой сепарации, выделяющийся газ имеет разный состав - самым первым выделяется газ с высоким содержанием метановой фракции, на следующих ступенях сепарации выделяется газ со всё большим содержание углеводородов более высокого порядка. Факторами, влияющими на выделение попутного газа, является температура и давление.

Для определения содержания попутного газа используется газовый хроматограф. При определении состава попутного газа важно так же обратить внимание на присутствие неуглеводородных компонентов - так, наличие сероводорода в составе ПНГ может негативным образом сказаться на возможности транспортировки газа, так как в трубопроводе могут происходить коррозийные процессы.

Рисунок 2 - Схема подготовки нефти и учёта ПНГ, источник: Энергетический центр Сколково

На рисунке 2 схематически изображён процесс поэтапной доработки нефти с выделением попутного газа. Как видно из рисунка, попутный газ - это в основной своей массе побочный продукт первичной сепарации углеводородного сырья, добываемого из нефтяной скважины. Проблема учёта попутного газа заключается в необходимости установки автоматических учётных приборов на нескольких стадиях сепарации, а в дальнейшем и поставках на утилизацию (ГПЗ, котельные и т.д.).

Основные применяемые установки на объектах добычи [Филиппов, 2009]:

• · Дожимные насосные станции (ДНС)
• · Установки сепарации нефти (УСН)
• · Установки подготовки нефти (УПН)
• · Центральные пункты подготовки нефти (ЦППН)

Количество ступеней зависит от физико-химических свойств попутного газа, в частности от такого фактора, как газосодержание и газовый фактор. Часто газ первой стадии сепарации используется в печах для выработки тепла и подогрева всей массы нефти, с целью увеличение выхода газа на следующих стадиях сепарации. Для движущих механизмов используется электроэнергия, которая так же вырабатывается на промысле, либо используются магистральные электросети. В основном используется газопоршневые элекстростанции (ГПЭС), газотурбинные (ГТС) и дизельгенераторные (ДГУ). Газовые мощности работают на газе первой ступени сепарации, дизельная станция работает на привозном жидком топливе. Конкретный тип электрогенерации выбирается исходя из потребностей и особенностей каждого отдельного проекта. ГТЭС в некоторых случаях может вырабатывать избыточное количество электроэнергии, хватающее на соседние объекты добычи нефти, а в некоторых случаях остатки могут быть проданы на оптовом рынке электроэнергии. При когенерирующем типе производства энергии установки одновременно производят тепло и электроэнергию.

Факельные линии являются обязательным атрибутом любого месторождения. Даже в случае их неиспользования они необходимы для сжигания избытка газа в аварийном случае.

С точки зрения экономики нефтедобычи, инвестиционные процессы в области утилизации попутного газа достаточно инерционны, и ориентируются в первую очередь не на конъюнктуру рынка в краткосрочном периоде, а на совокупность всех экономических и институциональных факторов на достаточно долгосрочном горизонте.

Экономические аспекты добычи углеводородов имеют свою особую специфику. Особенностью нефтедобычи является:

• · Долгосрочный характер ключевых инвестиционных решений
• · Значительные инвестиционные лаги
• · Крупные начальные инвестиции
• · Необратимость начальных инвестиций
• · Естественное снижение добычи во времени

Для того, чтобы оценить эффективность любого проекта, распространённой моделью оценки стоимости бизнеса является оценка NPV.

NPV (Net Present Value) - оценка основывается на том, что все будущие предположительные доходы фирмы будут просуммированы и приведены к нынешней стоимости этих доходов. Одна и та же денежная сумма сегодня и завтра отличается на ставку дисконта (i). Это связано с тем, что в период времени t=0 имеющиеся у нас деньги имеют определённую ценность. В то время как в период времени t=1 на данные денежные средства будет распространена инфляция, будут иметься всевозможные риски и негативные влияния. Все это делает будущие деньги «дешевле», чем нынешние.

Средний срок проекта по добыче нефти может составлять около 30 лет с последующим длительным прекращением добычи, растянутым иногда на десятилетия, что связано с уровнем цен на нефть и с окупаемостью операционных затрат. Причём пика добыча нефти достигает в первые пять лет добычи, а потом, в виду естественного падения добычи, постепенно затухает.

В первые годы компания проводит крупные начальные инвестиции. Но сама добыча начинается только через несколько лет после начала капитальных вложений. Каждая компания стремится минимизировать инвестиционный лаг, чтобы как можно скорее выйти на окупаемость проекта.

Типичный график доходности проекта предоставлен на рисунке 3:

Рисунок 3 - схема NPV для типичного проекта нефтедобычи

На данном рисунке изображено NPV проекта. Максимально отрицательное значение - это показатель MCO (maximum cash outlay), является отображением того, насколько больших инвестиций требует проект. Пересечение графика линии накопленных денежных потоков с осью времени в годах - это точка времени окупаемости проекта. Скорость накопления NPV имеет убывающий характер, в связи как со снижающимся темпом добычи, так и со ставкой дисконта времени.

Помимо капитальных вложений, ежегодно добыча требует операционных затрат. Увеличение операционных затрат, коими могут являться ежегодные технические затраты, связанные с экологическими рисками, уменьшают NPV проекта и увеличивают срок окупаемости проекта.

Таким образом, дополнительные траты на учёт, сбор и утилизацию попутного нефтяного газа могут быть оправданы с точки зрения проекта, только если данные расходы будут увеличивать NPV проекта. В ином случае будет происходить уменьшение привлекательности проекта и, как следствие, либо уменьшение количество реализуемых проектов, либо скорректированы объёмы добычи нефти и газа в рамках одного проекта.

Условно, все проекты по утилизации попутного газа можно разделить на три группы:

• 1. Проект по утилизации сам по себе является прибыльными (с учётом всех экономических и институциональных факторов), и компании не будут нуждаться в дополнительном стимулировании к реализации.
• 2. Проект по утилизации имеет отрицательный ЧДД, при этом кумулятивный ЧДД от всего проекта по нефтедобычи является положительным. Именно на эту группу могут быть сконцентрированы все меры по стимулированию. Общий принцип будет заключаться в том, чтобы создать условия (льготами и штрафами), при которых компании будет выгодно проводить проекты по утилизации, а не платить штрафы. Причём чтобы суммарные затраты на проект не превышали совокупный NPV.
• 3. Проекты по утилизации имеют отрицательный NPV, при этом в случае их реализации общий проект нефтедобычи данного месторождения так же становится убыточным. В таком случае меры по стимулированию либо не будут приводить к уменьшению выбросов (компания будут платить штрафы вплоть до их кумулятивной стоимости, равной ЧДД проекта), либо месторождение будет консервироваться, а лицензия сдаваться.

По данным Энергетического центра Сколково, инвестиционный цикл в области реализации проектов по утилизации ПНГ составляет более 3 лет.

Инвестиции, по данным Минприроды, должны составить около 300 млрд рублей до 2014 года для достижения целевого уровня. Исходя из логики администрирования проектов второго типа, ставки выплат за загрязнения должны быть таковы, чтобы потенциальная стоимость всех выплат была бы выше 300 млрд рублей, а альтернативная стоимость равнялась бы совокупным инвестициям.

ПРИМЕНЕНИЕ ГАЗА

Газ может находиться в природе в залежах трех типов: газовых, газонефтяных и газоконденсатных.

В залежах первого типа - газовых - газ образует огромные естественные подземные скопления, не имеющие непосредственной связи с нефтяными месторождениями.

В залежах второго типа - газонефтяных - газ сопровождает нефть или нефть сопровождает газ. Газонефтяные залежи, как указано выше, бывают двух типов: нефтяные с газовой шапкой (в них основной объем занимает нефть) и газовые с нефтяной оторочкой (основной объем занимает газ). Каждая газонефтяная залежь характеризуется га­зовым фактором - количеством газа (в м 3), приходящимся на 1000 кг нефти.

Газоконденсатные залежи характеризуются высоким давлением (более 3–10 7 Па) и высокими температурами (80–100°С и выше) в пласте. В этих условиях в газ переходят углеводороды С 5 и выше, а при снижении давления происходит конденсация этих углеводородов - процесс обратной конденсации.

Газы всех рассмотренных залежей называются природ­ными газами, в отличие от попутных нефтяных газов, растворенных в нефти и выделяющихся из нее при добыче.

Природные газы

Природные газы состоят в основном из метана. Наряду с метаном в них обычно содержатся этан, пропан, бутан, небольшое количество пентана и высших гомологов и незначительные количества неуглеводородных компонентов: углекислого газа, азота, сероводо­рода и инертных газов (аргона, гелия и др.).

Углекислый газ, который обычно присутствует во всех природных газах, является одним из главных продуктов превращения в природе органического исходного вещества углеводородов. Его содержание в природном газе ниже, чем можно было бы ожидать, исходя из механизма химических превращений органических остатков в при­роде, так как углекислый газ - активный компонент, он переходит в пластовую воду, образуя растворы бикарбонатов. Как правило, содержание углекислого газа не превышает 2,5%. Содержание азота, также обычно присутствующего в природных, связано либо с попаданием атмосферного воздуха, либо с реакциями распада белков живых организмов. Количество азота обычно выше в тех случаях, когда образование газового место­рождения происходило в известняковых и гипсовых породах.

Особое место в составе некоторых природных газов занимает гелий. В природе гелий встречается часто (в воздухе, природном газе и др.), но в ограниченных количествах. Хотя содержание гелия в природном газе невелико (максимально до 1–1,2%), выделение его оказывается выгодным из-за большого дефицита этого газа, а также благодаря большому объему добычи природного газа.

Сероводород, как правило, отсутствует в газовых залежах. Исключение составляет, например, Усть-Вилюйская залежь, где содержание H 2 S достигает 2,5%, и некоторые другие. По-видимому, наличие сероводорода в газе связано с составом вмещающих пород. Замечено, что газ, находящийся в контакте с сульфатами (гипсом и др.) или сульфитами (пирит), содержит относительно больше серо­водорода.

Природные газы, содержащие в основном метан и имеющие очень незначительное содержание гомологов С 5 и выше, относят к сухим или бедным газам. К сухим относится подавляющее большинство газов, добываемых из газовых залежей. Газ газоконденсатных залежей отличается меньшим содержанием метана и по­вышенным содержанием его гомологов. Такие газы называются жирными или богатыми. В газах газоконденсатных залежей, помимо легких углеводородов, содержатся и высококипящие гомологи, которые при снижении давления выделяются в жидком виде (конденсат). В зависимости от глубины скважины и давления на забое в газообразном состоянии могут находиться углеводороды, кипящие до 300–400°С.

Газ газоконденсатных залежей характеризуется содержанием выпавшего конденсата (в см 3 на 1 м 3 газа).

Образование газоконденсатных залежей связано с тем, что при больших давлениях происходит явление обратного растворения - обратной конденсации нефти в сжатом газе. При давлениях около 75×10 6 Па нефть растворяется в сжатом этане и пропане, плотность которых при этом значительно превышает плотность нефти.

Состав конденсата зависит от режима эксплуатации скважины. Так, при поддержании постоянного пластового давления качество конденсата стабильно, но при уменьшении давления в пласте состав и количество конденсата изменяются.

Состав стабильных конденсатов некоторых месторождений хо­рошо изучен. Конец кипения их обычно не выше 300°С. По групповому составу: большую часть составляют метановые углеводороды, несколько меньше - нафтено­вые и еще меньше - ароматические. Состав газов газоконденсатных месторождений после отделения конденсата близок к составу сухих газов. Плотность природного газа относительно воздуха (плотность воздуха принята за единицу) колеблется от 0,560 до 0,650. Теплота сгорания около 37700–54600 Дж/кг.

Попутные (нефтяные) газы

Попутным газом называется не весь газ данной залежи, а газ, растворенный в нефти и выделяющийся из нее при добыче.

Нефть и газ по выходе из скважины проходят через газосепараторы, в которых попутный газ отделяется от не­стабильной нефти, направляемой на дальнейшую переработку.

Попутные газы являются ценным сырьем для промышленного нефтехимического синтеза. Качественно они не отличаются по составу от природных газов, однако количественное отличие весьма существенное. Содержание метана в них может не превышать 25–30%, зато значительно больше его гомологов - этана, пропана, бутана и высших углеводородов. Поэтому эти газы относят к жирным.

В связи с различием в количественном составе попутных и при­родных газов их физические свойства различны. Плотность (по воз­духу) попутных газов выше, чем природных, - она достигает 1,0 и более; теплота сгорания их составляет 46000–50000 Дж/кг.

Применение газа

Одна из главных областей применения углеводородных газов - это использование их в качестве топлива. Высокая теплота сгорания, удобство и экономичность использования бесспорно ставят газ на одно из первых мест среди других видов энергетических ресурсов.

Другой важный вид использования попутного нефтяного газа - его отбензинивание, т. е. извлечение из него газового бензина на газоперерабатывающих заводах или установках. Газ подвергается при помощи мощных компрессоров сильному сжатию и охлаждению, при этом пары жидких углеводородов конденсируются, частично растворяя газообразные углеводороды (этан, пропан, бутан, изобутан). Образуется летучая жидкость - нестабильный газовый бензин, который легко отделяется от остальной неконденсирующейся массы газа в сепараторе. После фракционирования - отделения этана, пропана, части бутанов - получается стабильный газовый бензин, который используют в качестве добавки к товарным бензи­нам, повышающей их испаряемость.

Освобождающиеся при стабилизации газового бензина пропан, бутан, изобутан в виде сжиженных газов, нагнетаемых в баллоны, применяются в качестве горючего. Метан, этан, пропан, бутаны служат также сырьем для нефтехимической промышленности.

После отделения С 2 -С 4 из попутных газов оставшийся отрабо­танный газ близок по составу к сухому. Практически его можно рассматривать как чистый метан. Сухой и отработанный газы при сжигании в присутствии незначительных количеств воздуха в спе­циальных установках образуют очень ценный промышленный про­дукт - газовую сажу:

CH 4 + O 2 à C + 2H 2 O

Она применяется главным образом в резиновой промышленности. Пропусканием метана с водяным паром над никелевым катализатором при температуре 850°С получают смесь водорода и окиси угле­рода - «синтез - газ»:

CH 4 + H 2 O à CO + 3H 2

При пропускании этой смеси над катализатором FeO при 450°С окись углерода превращается в двуокись и выделяется дополни­тельное количество водорода:

CO + H 2 O à CO 2 + H 2

Полученный при этом водород применяют для синтеза аммиака. При обработке хлором и бромом метана и дру­гих алканов получаются продукты замещения:

1. СН 4 + Сl 2 à СН 3 С1 +НСl - хлористый метил;

2. СН 4 + 2С1 2 à СН 2 С1 2 + 2НС1 - хлористый метилен;

3. CH 4 + 3Cl 2 à CHCl 3 + 3HCl - хлороформ;

4. CH 4 + 4Cl 2 à CCl 4 + 4HCl - четыреххлористый углерод.

Метан служит также сырьем для получения синильной кислоты:

2СH 4 + 2NH 3 + 3O 2 à 2HCN + 6H 2 O, а также для производства сероуглерода CS 2 , нитрометана CH 3 NO 2 , который используется как растворитель для лаков.

Попутный нефтяной газ, или ПНГ - это газ, растворенный в нефти. Добывается попутный нефтяной газ при добыче нефти, то есть он, по сути, является сопутствующим продуктом. Но и сам по себе ПНГ - это ценное сырье для дальнейшей переработки.

Молекулярный состав

Попутный нефтяной газ состоит из легких углеводородов . Это, прежде всего, метан - главный компонент природного газа - а также более тяжелые компоненты: этан, пропан, бутан и другие.

Все эти компоненты различаются количеством атомов углерода в молекуле. Так, в составе молекулы метана один атом углерода, у этана их два, у пропана - три, у бутана - четыре и т. д.

~ 400 000 тонн - грузоподъемность нефтяного супертанкера.

По данным Всемирного фонда дикой природы (WWF), в нефтедобывающих регионах ежегодно выбрасывается в атмосферу до 400 000 тонн твердых загрязняющих веществ, значительную долю которых занимают продукты сжигания ПНГ.

Страхи экологов

Попутный нефтяной газ нужно отделять от нефти для того, чтобы она соответствовала требуемым стандартам. Долгое время ПНГ оставался для нефтяных компаний побочным продуктом, поэтому и проблему его утилизации решали достаточно просто - сжигали.

Еще некоторое время назад, пролетая на самолете над Западной Сибирью, можно было увидеть множество горящих факелов: это горел попутный нефтяной газ.

В России в результате сжигания газа в факелах ежегодно образуется почти 100 млн тонн CO 2 .
Опасность представляют также выбросы сажи: по мнению экологов, мельчайшие сажевые частички могут переноситься на большие расстояния и осаждаться на поверхности снега или льда.

Даже практически невидимое глазу загрязнение снега и льда заметно снижает их альбедо, то есть отражательную способность. В результате снег и приземный слой воздуха нагреваются, и наша планета отражает меньшее количество солнечной радиации.

Отражательная способность незагрязненного снега:

Изменения к лучшему

В последнее время ситуация с утилизацией ПНГ стала меняться. Нефтяные компании все больше внимания уделяют проблеме рационального использования попутного газа. Активизации этого процесса способствует принятое Правительством Российской Федерации постановление № 7 от 8 января 2009 года, в котором заложено требование по доведению уровня утилизации попутного газа до 95%. В случае если этого не произойдет, нефтяным компаниям грозят высокие штрафы.

В ОАО «Газпром» подготовлена Среднесрочная инвестиционная программа повышения эффективности использования ПНГ на 2011–2013 гг. Уровень использования ПНГ по Группе «Газпром» (с учетом ОАО «Газпром нефть») в 2012 г. в среднем составил около 70%, (в 2011 году - 68,4%, в 2010 году - 64%), при этом с IV квартала 2012 года на месторождениях ОАО «Газпром» уровень полезного использования ПНГ составляет 95%, а ООО «Газпром добыча Оренбург» , ООО «Газпром переработка» и ООО «Газпром нефть Оренбург» уже используют 100% ПНГ.

Варианты утилизации

Существует большое количество способов полезной утилизации ПНГ, однако на практике используется только несколько.

Основным способом утилизации ПНГ является его разделение на компоненты, из которых большую часть составляет сухой отбензиненный газ (по сути, тот же природный газ, то есть в основном метан, который может содержать некоторое количество этана). Вторая группа компонентов носит название широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Она представляет собой смесь веществ с двумя и более атомами углерода (фракция C 2 +). Именно эта смесь является сырьем для нефтехимии.

Процессы разделения попутного нефтяного газа происходят на установках низкотемпературной конденсации (НТК) и низкотемпературной абсорбции (НТА). После разделения сухой отбензиненный газ может транспортироваться по обычному газопроводу, а ШФЛУ - поставляться на дальнейшую переработку для производства нефтехимических продуктов.

По данным Министерства природных ресурсов и экологии, в 2010 году крупнейшие нефтяные компании использовали 74,5% всего добытого газа, а сожгли на факелах 23,4%.

Заводы по переработке газа, нефти и газового конденсата в нефтехимические продукты являются высокотехнологичными комплексами, сочетающими в себе химические производства с производствами нефтепереработки. Переработка углеводородного сырья осуществляется на мощностях дочерних обществ «Газпрома»: на Астраханском, Оренбургском, Сосногорском газоперерабатывающих заводах, Оренбургском гелиевом заводе, Сургутском заводе по стабилизации конденсата и Уренгойском заводе по подготовке конденсата к транспорту.

Также можно использовать попутный нефтяной газ на энергетических установках для выработки электроэнергии - это позволяет нефтяным компаниям решить проблему энергоснабжения промыслов, не прибегая к покупке электроэнергии.

Кроме того, ПНГ нагнетают обратно в пласт, что позволяет повышать уровень извлечения нефти из пласта. Этот способ называется сайклинг-процесс.

Природный газ – это смесь, которая состоит из: 88-95% метана (СН 4), 3-8% этана (С 2 Н 6), 0,7-2% пропана (С 3 Н 8), 0,2-0,7% бутана (С 4 Н 10), 0,03-0,5% пентана (С 5 Н 12), углекислого газа (СО 2), азота (N 2), гелия (He). Существует закономерность: чем выше относительная молекулярная масса углеводорода, тем меньше его содержится в природном газе. Применение:

1) топливо в промышленности и в быту, т.к. СН 4 + 2О 2 = СО 2 + 2Н 2 О + 890 КДЖ

2) получение галогенпроизводных углеводородов и хлороводорода:

CH 4 + Cl 2 → CH 3 Cl + HCl, CH 3 Cl - хлорметан – растворитель, сырье для кремнийорганических соединений; HCl – получение соляной кислоты

3) получение непредельных углеводородов: 2 СН 4 → С 2 Н 2 + 3Н 2 , (С 2 Н 2 – ацетилен – этин - сварка и резка металлов); С 2 Н 6 → С 2 Н 4 + Н 2 (С 2 Н 4 – этилен – этен - получение полиэтилена, этанола, уксусной кислоты)

4) получение водорода и сажи: СН 4 → С + 2Н 2 , (С – сажа → резины и типографских красителей, Н 2 →аммиака NH 3)

5) получение кислородсодержащих органических соединений:

СН 3 ─ (СН 2) 2 ─ СН 3 → 2СН 3 СООН + Н 2 О, СН 3 СООН - уксусная кислота, получение красителей, медикаментов….

Попутный нефтяной газ находиться над залежами нефти или растворен в ней под давлением.

Содержит углеводороды, которые для рационального применения делят на смеси:

1) газовый бензин (пентана (С 5 Н 12) и гексан (С 6 Н 14)) добавляют к бензину для улучшения работы двигателя;

2) пропан - бутановая (пропана (С 3 Н 8) и бутана (С 4 Н 10)) в сжиженном виде как топливо;

3) сухой газ (по составу сходен с природным) для получения С 2 Н 2 – ацетилен, Н 2 и других веществ, как топливо: СН 4 + Н 2 О ↔ 3Н 2 + СО; СО + Н 2 ↔ СН 3 ОН, СН 3 ОН - метанол

О синтез газ

СН 4 + О 2 → Н 2 О + HC , HCHО – метаналь, муравьиный альдегид.

Арены

Арены, ароматические углеводороды – органические соединения, молекулы которых содержат устойчивые циклические структуры – бензольные ядра, с особым характером связей. Общая формула: C n H 2 n -6 , где n ≥ 6.

Физические свойства:

C 6 H 6 - бензол – жидкость, без цвета, запах характерный, T кип =80°С, T пл =5,5°С, не растворим в Н 2 О, плотность = 0,879 г/см³, молярная масса =78,11г/моль, хороший растворитель, ядовит. Открыт М.Фарадеем в светильном газе в 1825 г.

Строение

Молекула плоская, атомы углерода объединены в правильный шестиугольник, находятся в состоянии sp 2 – гибридизации, валентный угол = 120°; длина (С ≡С) =0,140 нм. Шесть неспаренных негибридных р -электронов образуют единую π-электронную систему (ароматическое ядро), которое располагается перпендикулярно к плоскости бензольного кольца, перекрываясь друг с другом сверху и снизу этой плоскости.

Химические свойства

I. Сходство с предельными углеводородами.

1. Качественные реакции. Устойчивость к действию обычных окислителей: не обесцвечивают растворы бромной воды (Br 2 aq) (при обычных условиях), и перманганата калия (KMnO 4).

2. Реакции замещения:

А) Галогенирование, взаимодействие с галогенами (при нагревании и в присутствии катализаторов): С 6 H 6 + Cl 2 FeCl3 С 6 H 5 Cl + HCl, хлорбензол

Б) Нитрование, взаимодействие с концентрированной азотной кислотой (при нагревании и в присутствии концентрированной серной кислоты):

С 6 H 6 + HNO 3 H 2 SO 4 С 6 H 5 NO 2 + H 2 O, нитробензол

В) Алкилирование, взаимодействие с галогенпроизводными (при нагревании и в присутствии катализаторов) (реакция Фриделя-Крафтса):

С 6 H 6 + С 2 H 5 Cl AlCl3 С 6 H 5 С 2 H 5 + HCl, этилбензол

II. Сходство с непредельными углеводородами. Реакции присоединения:

1. Гидрирование, присоединение водорода (при нагревании и в присутствии катализаторов): С 6 H 6 + 3H 2 t kat С 6 H 12 , циклогексан

2. Галогенирование, присоединение галогенов (на свету и в присутствии катализатора):

С 6 H 6 + 3Cl 2 освещение C 6 H 6 Cl 6 ,гексахлорциклогексана, гексохлоран

3. В отличие от непредельных углеводородов не взаимодействуют с H 2 O, галогенводородами, р-ром KMnO 4 .

Получение:

1. Выделение из природных источников: нефти, каменного угля;

2. Ароматизация нефти: 1) дегидрирование циклоалканов: С 6 H 12 t kat С 6 H 6 + 3H 2 ;

2) циклизация и дегидрирование алканов: С 6 H 14 t kat С 6 H 6 + 3H 2 ;

3) тримеризация алкинов: 2С 2 H 2 t kat С 6 H 6

Применение:

1. Растворитель; 2. Добавка к моторному топливу; 3. В органических синтезах: получение нитробензола, анилина и красителей; хлорбензола, фенола и фенол-формальдегидных смол и др.

Биологическое действие

При непродолжительном вдыхании паров бензола не возникает немедленного отравления, поэтому до недавнего времени порядок работ с бензолом особо не регламентировался. В больших дозах бензол вызывает тошноту и головокружение, а в некоторых тяжёлых случаях отравление может повлечь смертельный исход. Пары бензола могут проникать через неповрежденную кожу. Если организм человека подвергается длительному воздействию бензола в малых количествах, последствия также могут быть очень серьёзными. В этом случае хроническое отравление бензолом может стать причиной лейкемии (рака крови) и анемии (недостатка гемоглобина в крови). Сильный канцероген.

Нефть

Нефть – темная, маслянистая жидкость со своеобразным запахом, легче воды и ней не растворима (этим объясняется большое количество экологических катастроф, связанных с разливом нефти при добычи и транспортировке на море и суше) .

Нефть содержит в основном неразветвленные и разветвленные алканы, циклоалканы (нафтены) и ароматические углеводороды. Их наличие и соотношение в нефти зависит от ее месторождения. Еще встречаются органические соединения, которые содержат кислород, азот, серу и др. элементы, а так же и высокомолекулярные вещества (смолы и асфальтовые в-ва).

Нефтепродукты . Фракционная перегонка «сырой» нефти приводит к образованию:

1) бензин содержитуглеводороды С 6 – С 9 , кипят при температуре от 40 до 200° С, используется для двигателей внутреннего сгорания;

2) лигроин содержит углеводороды С 8 – С 14 , кипят при температуре от 150 до 250° С, используется как топливо для тракторов;

3) керосин содержитуглеводороды С 9 – С 16 , кипят при температуре от 220 до 275° С, используется как топливо для турбинных двигателей, крекинг до низших углеводородов;

4) газойль или дизельное топливо кипят при температуре от 200 до 400° С, используется как топливо для дизельных двигателей;

5) мазут содержит углеводороды С 20 – …, высококипящий, его делят на фракции: соляровые масла – дизельное топливо, смазочные масла - автотракторное, авиационные, индустриальные и др., вазелин – основа для косметических средств и лекарств. Иногда получают парафин – для производства спичек, свечей и др. После отгонки остается гудрон, который применяют в дорожном строительстве.