Нефтегазоперерабатывающая промышленность

     1 Литературный обзор

     Нефтегазоперерабатывающая промышленность является одной из экономически значимых составляющих топливно-энергетического  комплекса любого государства. Нефть  и углеводородные газы – универсальное  сырье для производства огромного  количества химических продуктов. Следовательно, без продуктов переработки нефти  и газа, т. е. без энергии, света, тепла, связи, радио, телевидения, вычислительной и космической техники, разнообразных  химических материалов, всех видов  транспорта, трудно представить жизнь  современного человека .

     До  середины XIX в. нефть добывалась в небольших количествах в основном из неглубоких колодцев вблизи естественных выходов ее на поверхность. Со второй половины ХIХ в. спрос на нефть стал возрастать в связи с широким использованием паровых машин и развитием на их основе промышленности. На рубеже ХIХ—ХХ вв. были изобретены дизельный и бензиновый двигатели внутреннего сгорания, положившие начало бурному развитию нефтедобывающей промышленности. Этому способствовало изобретение в середине ХIХ в. механического бурения скважин. Первую в мире нефтяную скважину пробурил американский полковник Дрейк в 1859 г. на окраине маленького городка Тайтесвилл в штате Пенсильвания. В России первые скважины были пробурены на Кубани в долине р. Кудако в 1864г. А. Н. Новосильцевым, и в 1866 г. одна из скважин дала нефтяной фонтан с начальным дебитом в 190 т. в сут. В начале ХХ в. нефть в промышленных масштабах добывали в 19 странах мира. В 1900 г. в мире было добыто почти 20 млн. т нефти, в том числе в России – более половины мировой добычи.

     Технический уровень промыслового газового хозяйства  до XX века был исключительно примитивным. Не находя экономически обоснованных областей применения, нефтепромышленники не только не заботились о сохранении газа или легких фракций углеводородов, но и старались от них избавиться. Негативное отношение наблюдалось и к бензиновым фракциям нефти, поскольку они вызывали повышение температуры вспышки и опасность загорания и взрывов.

     Выделение газовой промышленности в 1946 г. в самостоятельную отрасль позволило революционно изменить ситуацию и резко увеличить как объём добычи газа в абсолютном значении, так и его удельный вес в топливном балансе страны. Быстрые темпы роста добычи газа стали возможны благодаря коренному усилению работ по строительству магистральных газопроводов, соединивших основные газодобывающие районы с потребителями газа – крупными промышленными центрами и химическими заводами. В 1963 г. были введены в эксплуатацию наикрупнейшие в мире по протяжённости и диаметру газопровод Бухара–Урал и нефтепровод «Дружба» .

     Первая  послевоенная пятилетка явилась  дальнейшим шагом вперёд по пути совершенствования  новой техники и технологии переработки  нефти и газа. Были созданы крупные комплексы нефте- и газопереработки в Уфе, Куйбышеве, Рязани, Саратове, Омске и т.д.

     В области переработки нефти, природных и попутных газов широко развивались технологические связи между нефтегазовой и химической промышленностью. На нефтепромыслах вводились в строй газобензиновые установки и установки стабилизации нефти. Это явилось прочной основой обеспечения сырьём – попутным нефтяным газом – бурно развивающейся химической промышленности. Значение нефти и газа в народном хозяйстве ещё более увеличилось в связи с применением их как важного сырья для расширения производства минеральных удобрений, синтетического каучука, пластмасс и других химических продуктов. Этим, прежде всего, объясняется новое место газовой промышленности в системе народного хозяйства, превращение её из топливно–энергетической отрасли в промышленную отрасль, способную полностью обеспечить ценнейшим сырьём запросы химической и нефтехимической промышленности .

     В развитии нефтяной промышленности царской  России, затем бывшего СССР можно  выделить три этапа .

      Первый  этап – довоенный этап связан с  добычей нефти в Азербайджане. Второй этап – послевоенный до начала 1970-х гг. – связан с открытием, освоением и интенсивным введением  в разработку крупных нефтяных месторождений  Волго-Уральской нефтегазоносной  области. Датой рождения нефтяного  второго Баку считается 16 мая 1932 г., когда из скважины у д. Ишимбаево ударил фонтан нефти. После Ишимбая последовали нефти Туймазы, Шкапово, Большого Арлана в Башкирии, нефти Татарии, Волгоградской, Саратовской, Куйбышевской, Пермской, Астраханской и Оренбургской областей. До ввода в эксплуатацию нефтяных месторождений Западной Сибири Волго-Уральская провинция давала 75 % ежегодной добычи нефти в стране. Только одна Татария два десятилетия давала более 100 млн. т нефти ежегодно, а Башкирия более 40 млн. т. 

     Так, в 1960 г. в общесоюзной добыче нефти (150 млн. т) доля Урало-Поволжья и Кавказа составила соответственно 104 и 30 млн. т. Начиная с 1958 г. прирост добычи нефти в стране за каждые 5 лет составлял 100 млн. т.

     Третий  этап – наиболее интенсивный период развития нефтяной промышленности, который  охватывает начало 1970-х-конец 1990-х гг., связан с открытием уникального  нефтегазоносного бассейна в Западной Сибири (Тюменской обл.). Открытие этой провинции началось с фонтана  газа, полученного в 1953 г. на Березовской площади, а первая нефть была установлена в 1961 г. на Шаимской структуре. В дальнейшем здесь выявлен целый ряд таких крупных нефтяных месторождений, как Усть-Балыкское, Самотлорское, Мамонтовское, Правдинское, а также газовых гигантов Уренгоя, Медвежья, Ямбурга, Заполярья и др. К концу 1990-х гг. Западная Сибирь вышла на рубеж миллионной добычи нефти в сутки и обеспечивала более половины общесоюзной ее добычи. В 1987 г. в России было добыто рекордное количество нефти 624 млн. т. Однако в последующие годы добыча нефти в России сильно упала.

     Каковы  перспективы развития нефтегазового  комплекса мира и России в наступившем  ХХI в.

     По  статистическим данным, частично представленным, а также с учетом взглядов некоторых  всемирно известных специалистов по оценке нефтересурсов, их разведки и  истощения (таких как  М. К. Хубберт, К. Кампбел, Л. Ф. Иванхо, В. Н. Щелкачев, Н. П. Запивалов, А. А. Арбатов и др.), можно высказать следующие выводы  и прогнозы относительно дальнейшего развития нефтегазового комплекса мира и России [1].

     1 К началу ХХI в. добыта половина  всей “активной” (т. е. извлекаемой)  нефти.

     2 В настоящее время в мире  потребляется нефти в 3 раза  больше, чем восполняется.

     3 80 % добытой в 1995 г. нефти в мире было найдено до 1973 г., поэтому она была дешевой.

     4 В настоящее время обнаружено  около 90 % всей «активной»  нефти в мире.

     5 Период индустриальной нефтяной  цивилизации составит порядка  100 лет с 1930 по 2030 гг.

     6 Мировая добыча газа, который  меньше исчерпал, чем нефть, вероятно  достигнет максимума к 2020 г.

     7 Россия обладает скромными запасами  извлекаемой нефти (менее 5% от  мировых) и достаточно большими (более трети от мировых) запасами  природного газа. 

     Газы  нефтяные попутные – природные газы, сопровождающие нефть и выделяющиеся при ее добыче. Характерной особенностью состава ПНГ является наличие  в них, кроме метана, также этана, пропана и бутанов и паров  более тяжелых углеводородов [4].

      Во  многих ПНГ присутствуют сероводород  и негорючие компоненты: азот, углекислый газ, а также редкие газы – He, Ar. Последние содержатся в небольших количествах и редко представляют промышленный интерес.

      Нефть и газ скапливаются в таких  участках земной коры «ловушках», где  физические и геологические условия  благоприятствуют длительному сохранению. В нефтяной залежи газ, сопровождающий нефть, может находиться в растворенном виде (тяжелые углеводороды) или  располагаются над нефтью, образуя  газовую «шапку».

      Состав  свободных газов, находящихся непосредственно  над нефтью или мигрировавшие  в выше расположенные коллекторы, может сильно отличаться от состава  газов, растворенных в нефти. Газы, растворенные в нефти обогащены тяжелыми газообразными  углеводородами.

      Состав  попутного нефтяного газа выделяющийся из нефти в процессе ее добычи, значительно  отличается от состава свободных  газов, добываемых из газоносных пластов  того же месторождения. Влиянием растворимости  тяжелых углеводородов может  быть объяснены часто наблюдаемые  расхождения в составе образцов газов, получаемых из одной и той  же нефтяной скважины [4].

      Состав  газов сильно зависит от условий  отбора пробы, от давления, под которым  находится газ в скважине, соотношения  в пробе свободного газа из залежи и газа, выделившегося из нефти  при ее подъеме в скважине. В  связи с этим содержание и состав тяжелых углеводородов в газах, отобранных на одной и той же площади, показывают значительные колебания. Это  относится и к таким хорошо растворимым газам, как H₂S и СО₂.

      При вскрытии пласта скважиной вначале  начинает фонтанировать газ газовой  шапки, а затем, по мере падения давления, начинает выделяться газ, растворенный в нефти. В некоторых случаях, когда газ полностью растворен  в нефти, он добывается вместе с нефтью.

     Количество  газа в кубических метрах, приходящееся на 1 тонну добываемой нефти, называют газовым фактором, который для  различных месторождений неодинаков и зависит от природы месторождения, режима его эксплуатации и может  изменяться от 1-2 м³ до нескольких тысяч м³ на 1 тонну добываемой нефти.

     Состав  попутного газа зависит от природы  нефти, в которой они заключены, а также от принятой схемы отделения  газа от нефти при выходе их из скважины. В таблице 1 приведены составы  попутных газов некоторых нефтяных месторождений.

     Таблица 1.1 – Составы попутных газов (об. %) некоторых нефтяных месторождений.

      Большая часть попутного газа относится  к так называемым «жирным» газам, содержащим, кроме метана, тяжелые  углеводороды (пропан, бутан и т.д.) в количестве 50 г/м³ и выше. Газы, состоящие преимущественно из метана и содержащие до 50 г/м³ тяжелых углеводородов называются «сухими» или «тощими». Это, в основном, газы чисто газовых месторождений, содержание метана в них может составлять 90-98 %.

           Попутный нефтяной газ используют в качестве топлива  и химического сырья. Энергетическое использование связано с высокой  теплотворной способностью ПНГ, которая  колеблется от 9300 до 14000 ккал/м³ углеводородной части газа. Этан и пропан ПНГ могут служить источником получения этилена, бутилена, ацетальдегида, других кислородсодержащих соединений. Бутан может быть использован для получения дивинила, бутиловых спиртов, метилэтилкетона и других соединений.

     Нефтедобывающие компании сжигают попутный нефтяной газ (НПГ), и не отправляют его на переработку.

     В результате безвозвратно теряется ценнейшее  сырье, а окружающей среде наносится  непоправимый урон. В Российской Федерации  только около 40% попутного газа (примерно 12 млрд. куб. м) подвергается переработке  с целью получения сырья для  нефтехимических предприятий и  сжиженного газа для населения. Еще 40% сжигается без переработки  на ГРЭС, а 20% уничтожается на промыслах  путем сжигания в открытых факелах. По официальным данным, нефтяные компании в год сжигают 4 млрд. куб. м (по неофициальным  – 10 млрд. куб. м) кубoметpoв пoпутнoгo газа. Когда сжигается попутный газ, то горит не только метан – основной компонент природного газа, но и широкая фракция углеводородов, бензин и прочие [1].

     Газ отделяют от нефти в две или три ступени под небольшим давлением или при разрежении: I ступень: 0,7 ÷ 0,4 МПа, II ступень: 0,27 ÷ 0,35 МПа, III ступень: 0,1 ÷ 0,2 МПа. Сепараторы I ступени выполняющие одновременно роль буферных емкостей, располагают, как правило, непосредственно на месторождении, сепараторы II и III ступеней – обычно на территории центральных сборных пунктов (товарных парков и площадок для подготовки и перекачки нефти). Для очистки нефтяного газа от капель жидкости на промыслах устанавливают горизонтальные газовые сепараторы, оборудованные фильтрами грубой и тонкой очистки из колец Рашига, металлической стружки, проволочной сетки и др. материалов. Однако даже при трехступенчатой сепарации полное отделение газа от нефти не достигается; поэтому при ее транспортировке и хранении возможны потери легких углеводородов. Для предотвращения этого на некоторых месторождениях нефть сепарируют в т. наз. горячей ступени (при нагреве в процессе деэмульгирования).