U rudama bogatoj Rusiji tek su se u 21. stoljeću ozbiljnije počeli baviti iskorištavanjem i korištenjem pratećeg naftnog plina (APG). Prirodni plin se od pratećeg naftnog plina razlikuje po tome što nema čitav niz korisnih komponenti koje se koriste u industriji.

Proizvodnja nafte je popraćena ispuštanjem pratećih plinova. Sastav pratećeg naftnog plina je različite vrste naslage uključuju sljedeće tvari:

• u naftnom polju, od ukupnog volumena APG-a, gotovo 2/3 je metan, oko 8% je etan, 17% je propan, 8% je butan i njegovi derivati;
• U plinskim i naftnim poljima udio metana još je veći - čak do 89 posto.

Nakon prolaska kroz tri stupnja odvajanja APG-a, lagani metan isparava, ali druge vrijedne komponente postaju iskoristive: pentan, heksan, heptan, benzen.

Prisutnost širokog spektra komponenti i promjenjiva osnovna svojstva APG-a ne dopuštaju nam da odredimo njegovu točnu kemijsku formulu.

Na temelju glavnih komponenti, formula pratećeg naftnog plina bit će:

CH 4 + C 2 H 6 + C 3 H 8 + C 4 H 10 + C 5 H 12 + N 2 (metan + etan + propan + butan + pentan + dušik).

Fizička svojstva pridruženog plina nisu stabilna. To je masna vrsta plina, gušća nego inače.

Primjer sastava komponente APG-a

Postupno izdvojeni APG iz naftnog polja dostiže gustoću od 1 kubnog metra do 2700 grama ili gotovo 2 kg čistog ugljikovodika. U trećem stupnju odvajanja sadrži 23% pentana i njegovih derivata, 19% metana, 17% heksana, 12% butana i njegovih spojeva, 5% etana, 4,5% propana, 4% oktana. Nakon provedbe potrebnih tehnoloških operacija (sušenje, pročišćavanje od sumpora i ugljičnog dioksida, uklanjanje mehaničkih nečistoća, kompresija), dobivene komponente plina koriste se u industrijske svrhe i koriste se kao gorivo za proizvodnju električne energije. Glavna karakteristična svojstva APG-a su veća gustoća, viskoznost i kompresibilnost u usporedbi s konvencionalnim prirodnim plinom.

Potvrda o primitku

Gdje se nalazi onaj prolazni? naftni plin? U svom izvornom obliku, APG dolazi iz naftne ili naftne i plinske bušotine do središnje točke pripreme. Nakon toga, pomoću posebne opreme, započinje priprema pratećeg naftnog plina za uporabu. Nakon sušenja, pročišćavanja od sumpora, ugljičnog dioksida i separacije, plin ulazi u posebna skladišta, elektrane i kotlovnice. Uz pomoć vakuumskih kompresorskih jedinica i plinskih lift sustava, vrši se predkomprimiranje - povećava se gustoća uz uklanjanje nečistoća.

Za dobivanje industrijskog APG-a koriste se:

• uljni sustavi s finim filtrima;
• poseban sustav izmjene topline;
• oprema za kompresiju plina niskog tlaka;
• kompleksne instalacije za obradu plina.

Mehaničke nečistoće uklanjaju se plinsko-uljnim separatorom i filtrima za čišćenje.

Metode odvajanja

Za izdvajanje pojedinih komponenti APG-a na naftnim poljima najčešće se koriste kompresijske i adsorpcijske metode odvajanja i obrade pratećeg naftnog plina. Komponente ekstrahirane plinske smjese sposobne su odoljeti učincima pare u različitim stupnjevima. Povezani naftni plin se prema gustoći dijeli na teške i lake frakcije. Teži ugljikovodici se odvajaju, a preostala laka frakcija ugljikovodika se ukapljuje i može se pumpati u cijevi za opskrbu termoelektranama.

Kod primjene adsorpcijske tehnologije koristi se princip adsorpcije kratkog ciklusa. Kada plinska smjesa prolazi kroz naizmjenično funkcionirajuće adsorbere ispunjene ugljičnim molekularnim sitom (CMS), plinovi se odvajaju u frakcije.

Koje se frakcije izdvajaju iz pratećeg naftnog plina? U završnoj fazi prerade APG - rektifikacije, dijeli se na frakcije:

• metan;
• propan;
• butan-butilen;
• etilen;
• propilen;
• amilen-benzen.

Točan sastav i količina separacijskih frakcija ovisi o korištenoj tehnologiji (kompresijska rektifikacija, Voronovljeva adsorpcijska metoda, membranska metoda).

Od 2009. godine Rusija je odlučila zaustaviti “bacanje APG-a u odvod” njegovim spaljivanjem, što je popraćeno zagađenjem okoliša. Naftaši imaju zadatak korisnu preradu i civilizirano iskorištavanje pratećeg naftnog plina. Znanstvenici su razvili desetke načina za učinkovitu obradu APG-a. Naftaši koriste nekoliko osnovnih metoda:

• proizvodnja električne energije. Uz pomoć opreme instalirane na naftnim poljima (separatori, kompresori, destilacijske kolone, pumpe) plinska smjesa koja dolazi iz bušotina se suši i odvaja. Nakon početnog odvajanja, APG je spreman za korištenje kao gorivo u elektranama, kao iu jedinicama plinske turbine;
• korištenje cikličkog procesa za ponovno ubrizgavanje plinske smjese u takozvanu "kapu" polja kako bi se povećao tlak unutar formacije;
• opskrba smjesom nafte i plina za preradu u postrojenjima za preradu plina ili mini postrojenjima za preradu plina izgrađenim izravno na poljima;
• Nakon ugradnje posebne opreme, uključujući, osim separatora i kompresora, katalitičke reaktore i izmjenjivače topline, APG se kemijski prerađuje u proizvodnju sintetskih ugljikovodika.

Grupa znanstvenika s Državnog sveučilišta u Tomsku razvila je i testirala u praksi inovativna tehnologija izgaranje pratećeg plina bez plamena. Nakon prolaska kroz katalizatore na temperaturi od 650 stupnjeva, APG se oksidira, pretvarajući se u vodu i ugljični dioksid.

Druga vrsta korištenja pratećeg naftnog plina je korištenje njegovih komponenti kao sirovina za proizvodnju gume, plastike, kemijskih spojeva propilena, butadiena.

Membransko odvajanje plina

Većina učinkovita metoda Priznata je membranska metoda za plinsku separaciju APG-a. Plinska smjesa dovodi se u membranu za odvajanje plina izrađenu od izdržljivih polimera. Neke komponente smjese brže prodiru kroz membranu i stvaraju struju permeata. Spori plinovi tvore rezidualni tok. Tokovi se šalju u različite spremnike za daljnju upotrebu.

Zaključci

Korištenje pratećeg naftnog plina kao goriva za termoelektrane, komercijalnog ukapljenog naftnog plina, izvora za proizvodnju butana, heksana, propana i benzena donosi ekonomsku korist prerađivačima i značajno poboljšava ekološku situaciju u naftnim regijama nakon odustajanja od izgaranja pratećeg naftnog plina. naftni plin. Dobivanje dodatnih proizvoda iz prerade pratećeg naftnog plina istovremeno oslobađa naftaše od kazni za onečišćenje okoliša.

1. Prema procjenama stručnjaka za razdoblje razvoja i industrijski rad Naftne bušotine samo u regiji Tyumen spalile su preko 200 milijardi kubičnih metara APG-a u prekrasnim gorućim bakljama, a do 20 milijuna tona štetnih tvari ispušteno je u atmosferu.
2. U razdoblju od 2014. do 2016. Rusija je doživjela stabilan porast proizvodnje pratećeg naftnog plina sa 72,5 milijardi kubičnih metara na 83,3 milijarde kubičnih metara. U 2017. brojka je porasla na 85,4 kubna metra. Godišnje povećanje u odnosu na 2014. iznosi više od 17%. U prvoj polovici 2018. proizvodnja prirodnog i pratećeg naftnog plina u Rusiji porasla je za 6,5 ​​posto.
3. U 2017. koeficijent korisnog korištenja APG-a u Rusiji porastao je na 90%, au Surgutneftegazu je premašio 99%.

Zauzima prateći naftni plin. Ranije se ovaj resurs nije koristio ni na koji način. Ali sada se odnos prema ovom vrijednom prirodnom resursu promijenio.

Što je prateći naftni plin

To je plin ugljikovodika koji se oslobađa iz bušotina i iz ležišne nafte tijekom procesa njezine separacije. To je mješavina parovitih ugljikovodičnih i neugljikovodičnih komponenti prirodnog podrijetla.

Njegova količina u nafti može varirati: od jednog kubnog metra do nekoliko tisuća u jednoj toni.

S obzirom na specifičnosti proizvodnje, prateći naftni plin smatra se nusproizvodom proizvodnje nafte. Odatle potječe i naziv. Zbog nedostatka potrebne infrastrukture za prikupljanje, transport i preradu plina veliki broj ovaj prirodni resurs se gubi. Zbog toga se većina pripadajućeg plina jednostavno spali.

Sastav plina

Povezani naftni plin sastoji se od metana i težih ugljikovodika - etana, butana, propana itd. Sastav plina u različitim naftnim poljima može malo varirati. U nekim regijama povezani plin može sadržavati komponente koje nisu ugljikovodici - spojeve dušika, sumpora i kisika.

Popratni plin, koji izbija nakon otvaranja naftnih ležišta, karakterizira manja količina teških ugljikovodičnih plinova. “Teži” dio plina nalazi se u samoj nafti. Stoga se u početnim fazama razvoja naftnih polja u pravilu proizvodi mnogo pratećeg plina s visokim sadržajem metana. Tijekom eksploatacije ležišta ti se pokazatelji postupno smanjuju, a najveći dio plina sastoji se od teških komponenti.

Prirodni i prateći naftni plin: u čemu je razlika

Povezani plin sadrži manje metana od prirodnog plina, ali ima velik broj njegovih homologa, uključujući pentan i heksan. Druga bitna razlika je kombinacija strukturnih komponenti u različitim poljima u kojima se proizvodi prateći naftni plin. Sastav APG-a može se čak mijenjati u različitim razdobljima na istom polju. Za usporedbu: kvantitativna kombinacija komponenti uvijek je konstantna. Dakle, APG se može koristiti u razne svrhe, a prirodni plin se koristi samo kao energetska sirovina.

Dobivanje APG-a

Povezani plin dobiva se odvajanjem od nafte. U tu svrhu koriste se višestupanjski separatori s različitim tlakovima. Tako se u prvoj fazi separacije stvara tlak od 16 do 30 bara. U svim sljedećim fazama tlak se postupno smanjuje. U posljednjoj fazi proizvodnje, parametar se smanjuje na 1,5-4 bara. Vrijednosti temperature i tlaka APG-a određuju se tehnologijom odvajanja.

Plin dobiven u prvom stupnju odmah se šalje u plin. Velike poteškoće nastaju kada se koristi plin s tlakom ispod 5 bara. Prije se takav APG uvijek spaljivao na baklji, no nedavno se politika korištenja plina promijenila. Vlada je počela razvijati poticajne mjere za smanjenje onečišćenja vanjsko okruženje. Tako je na državnoj razini 2009. godine utvrđena stopa spaljivanja APG-a na baklji koja ne bi smjela prelaziti 5% ukupne proizvodnje popratnog plina.

Primjena APG-a u industriji

Prethodno se APG nije koristio ni na koji način i spaljivao se odmah nakon ekstrakcije. Sada su znanstvenici uvidjeli vrijednost ovog prirodnog resursa i traže načine kako ga učinkovito koristiti.

Povezani naftni plin, čiji je sastav mješavina propana, butana i težih ugljikovodika, vrijedna je sirovina za energetsku i kemijsku industriju. APG ima kaloričnu vrijednost. Dakle, tijekom izgaranja emitira od 9 do 15 tisuća kcal / kubnom metru. Ne koristi se u izvornom obliku. Čišćenje je potrebno.

U kemijskoj industriji plastika i guma proizvode se od metana i etana sadržanih u pratećem plinu. Teže komponente ugljikovodika koriste se kao sirovine za proizvodnju visokooktanskih aditiva za goriva, aromatski ugljikovodici i ukapljeni ugljikovodični plinovi.

U Rusiji više od 80% količine proizvedenog pratećeg plina dolazi iz pet kompanija za proizvodnju nafte i plina: OJSC NK Rosneft, OJSC Gazprom Neft, OJSC Neftyanaya OJSC TNK-BP Holding, OJSC Surgutneftegaz Prema službenim podacima Zemlja godišnje proizvede više od 50 milijardi kubičnih metara APG-a, od čega se 26% prerađuje, 47% koristi u industrijske svrhe, a preostalih 27% se spaljuje.

Postoje situacije u kojima nije uvijek isplativo koristiti prateći naftni plin. Korištenje ovog resursa često ovisi o veličini ležišta. Stoga je preporučljivo koristiti plin proizveden iz malih polja za opskrbu električnom energijom lokalnih potrošača. Na poljima srednje veličine najekonomičnije je ukapljeni naftni plin vaditi u postrojenju za preradu plina i prodavati ga kemijskoj industriji. Najbolja opcija za velika polja je proizvoditi struju u velikoj elektrani i onda je prodavati.

Šteta od spaljivanja APG-a

Spaljivanje pratećeg plina zagađuje okruženje. Oko buktinje dolazi do toplinske destrukcije koja zahvaća tlo u radijusu od 10-25 metara i vegetaciju u radijusu od 50-150 metara. Tijekom procesa izgaranja u atmosferu se oslobađaju dušikovi i ugljikovi oksidi, sumporni dioksid i neizgoreni ugljikovodici. Znanstvenici su izračunali da se kao rezultat izgaranja APG-a oslobađa oko 0,5 milijuna tona čađe godišnje.

Također, proizvodi izgaranja plina vrlo su opasni za ljudsko zdravlje. Prema statističkim podacima, u glavnoj regiji prerade nafte u Rusiji - regiji Tyumen - učestalost stanovništva za mnoge vrste bolesti veća je od prosjeka za cijelu zemlju. Stanovnici regije posebno često pate od patologija dišnih organa. Postoji tendencija povećanja broja neoplazmi, bolesti osjetilnih organa i živčani sustav.

Osim toga, PNH uzrokuje patologije koje se pojavljuju tek nakon nekog vremena. To uključuje sljedeće:

• neplodnost;
• pobačaj;
• nasljedne bolesti;
• oslabljen imunitet;
• onkološke bolesti.

Tehnologije korištenja APG-a

Glavni problem korištenja naftnog plina je visoka koncentracija teških ugljikovodika. Moderna industrija nafte i plina koristi nekoliko učinkovite tehnologije, koji omogućuju poboljšanje kvalitete plina uklanjanjem teških ugljikovodika:

1. Odvajanje frakcioniranjem plina.
2. Adsorpcijska tehnologija.
3. Niskotemperaturno odvajanje.
4. Membranska tehnologija.

Načini iskorištavanja pratećeg plina

Postoje mnoge metode, ali samo neke se koriste u praksi. Glavna metoda je korištenje APG-a razdvajanjem na komponente. Ovim postupkom obrade proizvodi se suhi očišćeni plin, koji je u biti isti prirodni plin i široka frakcija lakih ugljikovodika (NGL). Ova se smjesa može koristiti kao sirovina za petrokemiju.

Odvajanje naftnog plina odvija se u niskotemperaturnim apsorpcijskim i kondenzacijskim jedinicama. Nakon završetka procesa, suhi plin se transportira kroz plinovode, a NGL se šalje u rafinerije na daljnju obradu.

Drugi učinkovit način Prerada APG - proces recikliranja. Ova metoda uključuje ubrizgavanje plina natrag u formaciju radi povećanja tlaka. Ovo rješenje omogućuje povećanje volumena ekstrakcije nafte iz ležišta.

Osim toga, prateći naftni plin može se koristiti za proizvodnju električne energije. To će omogućiti naftnim kompanijama da značajno uštede novac, jer neće biti potrebe za kupnjom električne energije izvana.

Značajke prirodnog plina.

1. Glavni komponenta prirodni plin – metan.

2. Osim metana, prirodni plin sadrži etan, propan i butan.

3. Općenito, što je veća molekularna težina ugljikovodika, to ga je manje u prirodnom plinu.

4. Sastav prirodnog plina iz različitih polja nije isti. Njegov prosječni sastav (u postocima po volumenu) je sljedeći: a) CH 4 – 80–97; b) C2H6 – 0,5–4,0; c) C3H8 – 0,2–1,5.

5. Prirodni plin kao gorivo ima velike prednosti pred krutim i tekućim gorivima.

6. Njegova toplina sagorijevanja je mnogo veća kada sagorijeva, ne ostavlja pepeo.

7. Produkti izgaranja mnogo su ekološki čišći.

8. Prirodni plin se široko koristi u termoelektranama, tvorničkim kotlovnicama i raznim industrijskim pećima.

Načini korištenja prirodnog plina

1. Izgaranje prirodnog plina u visokim pećima može smanjiti potrošnju koksa, smanjiti sadržaj sumpora u lijevanom željezu i značajno povećati produktivnost peći.

2. Korištenje prirodnog plina u kućanstvu.

3. Trenutno se počinje koristiti u vozilima (u visokotlačnim cilindrima), čime se štedi benzin, smanjuje trošenje motora i zahvaljujući potpunijem izgaranju goriva održava zrak čišćim.

4. Prirodni plin važan je izvor sirovina za kemijsku industriju te će njegova uloga u tom smislu rasti.

5. Vodik, acetilen i čađa nastaju iz metana.

Povezani naftni plin (značajke):

1) popratni naftni plin je i prirodni plin po podrijetlu; 2) dobio je poseban naziv jer se nalazi u naslagama zajedno s naftom - u njoj je otopljen i nalazi se iznad nafte, tvoreći plinsku "kapu"; 3) kada se nafta izvuče na površinu, odvaja se od nje zbog naglog pada tlaka.

Metode korištenja pratećeg naftnog plina.

1. Prije pridruženi plin nije našao nikakve koristi i odmah je spaljen u polju.

2. Sada se sve više hvata jer je, poput prirodnog plina, dobro gorivo i vrijedna kemijska sirovina.

3. Mogućnosti korištenja pratećeg plina čak su puno šire od prirodnog plina; Uz metan sadrži značajne količine i drugih ugljikovodika: etana, propana, butana, pentana.

32. Nafta i njena prerada

Industrija proizvodi naftne derivate potrebne nacionalnom gospodarstvu.

Prirodno ulje uvijek sadrži vodu, mineralne soli i razne vrste mehaničkih nečistoća.

Stoga, prije ulaska u preradu, prirodno ulje prolazi dehidraciju, odsoljavanje i niz drugih preliminarnih operacija.

Osobitosti destilacije ulja.

1. Metoda za proizvodnju naftnih proizvoda destilacijom jedne frakcije za drugom iz nafte, slično načinu na koji se to radi u laboratoriju, za industrijskim uvjetima neprihvatljivo.

2. Vrlo je neproduktivan, zahtijeva velike troškove i ne daje dovoljno jasnu raspodjelu ugljikovodika u frakcije u skladu s njihovom molekularnom masom.

Bez svih ovih nedostataka metoda destilacije ulja u cjevastim postrojenjima s kontinuiranim radom:

1) postrojenje se sastoji od cjevaste peći za lož ulje i destilacijske kolone, gdje se ulje razdvaja na frakcije (destilate) - odvojene smjese ugljikovodika u skladu s njihovim vrelištem - benzin, nafta, kerozin i dr.;

2) u cijevnoj peći postoji dugačak cjevovod smješten u obliku zavojnice;

3) ložište se zagrijava izgaranjem loživog ulja ili plina;

4) nafta se kontinuirano dovodi kroz cjevovod, gdje se zagrijava na 320–350 °C i ulazi u destilacijski stupac u obliku smjese tekućine i pare.

Značajke destilacijske kolone.

1. Destilacijski stupac – čelični cilindrični aparat visine oko 40 m.

2. Ima nekoliko desetaka vodoravnih pregrada s rupama iznutra, takozvanih ploča.

3. Uljna para koja ulazi u kolonu diže se i prolazi kroz rupe u pločama.

4. Postupno se hladeći dok se kreću prema gore, ukapljuju se na određenim pločama ovisno o točki vrenja.

5. Manje hlapljivi ugljikovodici se ukapljuju već na prvim pločama, tvoreći frakciju plinskog ulja, hlapljiviji ugljikovodici se skupljaju više i tvore kerozinsku frakciju, frakcija nafte se skuplja još više, najhlapljiviji ugljikovodici izlaze iz kolone u obliku pare i tvore benzin.

6. Dio benzina vraća se natrag u refluksnu kolonu, što pomaže u hlađenju i kondenzaciji para koje se dižu.

7. Tekući dio ulja koji ulazi u kolonu teče dolje kroz ploče, tvoreći loživo ulje.

Kako bi se olakšalo isparavanje hlapljivih ugljikovodika zadržanih u loživom ulju, pregrijana para dovodi se odozdo prema loživom ulju koje teče.

8. Rezultirajuće frakcije na određenim razinama uklanjaju se iz stupca.

Prije Velikog Domovinski rat industrijske rezerve prirodni plin bili su poznati u karpatskoj regiji, na Kavkazu, u regiji Volga i na sjeveru (Komi ASSR). Proučavanje rezervi prirodnog plina bilo je povezano samo s istraživanjem nafte. Industrijske rezerve prirodnog plina 1940. godine iznosile su 15 milijardi m3. Tada su otkrivena ležišta plina u Sjevernom Kavkazu, Zakavkazju, Ukrajini, Povolžju, središnjoj Aziji, zapadnom Sibiru i Daleki istok. Od 1. siječnja 1976. dokazane rezerve prirodnog plina iznosile su 25,8 bilijuna m3, od čega u europskom dijelu SSSR-a - 4,2 bilijuna m3 (16,3%), na istoku - 21,6 bilijuna m3 (83,7%), uključujući 18,2 bilijuna m3 (70,5%) u Sibiru i na Dalekom istoku, 3,4 bilijuna m3 (13,2%) u središnjoj Aziji i Kazahstanu. Od 1. siječnja 1980. potencijalne rezerve prirodnog plina iznosile su 80–85 trilijuna m3, istražene rezerve iznosile su 34,3 bilijuna m3. Štoviše, rezerve su se povećale uglavnom zbog otkrića nalazišta u istočnom dijelu zemlje - tamo su dokazane rezerve bile na razini od oko
30,1 trilijuna m 3, što je iznosilo 87,8% ukupnog iznosa za cijelu Uniju.
Danas Rusija posjeduje 35% svjetskih rezervi prirodnog plina, što iznosi više od 48 trilijuna m3. Glavna područja pojave prirodnog plina u Rusiji i zemljama ZND-a (polja):

Zapadnosibirska naftna i plinska provincija:
Urengojskoye, Yamburgskoye, Zapolyarnoye, Medvezhye, Nadymskoye, Tazovskoye – Yamalo-Nenets Autonomni Okrug;
Pokhromskoye, Igrimskoye – Berezovsky plinonosna regija;
Meldzhinskoe, Luginetskoe, Ust-Silginskoe - Vasyugan plinonosna regija.
Volga-Uralska naftna i plinska provincija:
najznačajnije je Vuktylskoye, u Timan-Pechora naftno-plinskom području.
Centralna Azija i Kazahstan:
najznačajnije u srednjoj Aziji je Gazlinskoye, u Ferganskoj dolini;
Kyzylkum, Bayram-Ali, Darvazin, Achak, Shatlyk.
Sjeverni Kavkaz i Zakavkazje:
Karadag, Duvanny – Azerbajdžan;
Dagestan Lights – Dagestan;
Severo-Stavropolskoye, Pelachiadinskoye - Stavropoljski kraj;
Leningradskoye, Maikopskoye, Staro-Minskoye, Berezanskoye - Krasnodarska regija.

Nalazišta prirodnog plina poznata su i u Ukrajini, na Sahalinu i na Dalekom istoku. Po zalihama prirodnog plina ističe se Zapadni Sibir (Urengojskoye, Yamburgskoye, Zapolyarnoye, Medvezhye). Industrijske rezerve ovdje dosežu 14 trilijuna m3. Posebno važno Sada se preuzimaju polja plinskog kondenzata Yamal (Bovanenkovskoye, Kruzenshternskoye, Kharasaveyskoye, itd.). Na njihovoj osnovi provodi se projekt Yamal - Europa. Proizvodnja prirodnog plina je visoko koncentrirana i usmjerena na područja s najvećim i najprofitabilnijim nalazištima. Samo pet polja - Urengojskoye, Yamburgskoye, Zapolyarnoye, Medvezhye i Orenburgskoye - sadrži 1/2 svih industrijskih rezervi u Rusiji. Rezerve Medvežja procjenjuju se na 1,5 bilijuna m3, a Urengojskoe na 5 bilijuna m3. Sljedeća značajka je dinamična lokacija lokacija za proizvodnju prirodnog plina, što se objašnjava brzim širenjem granica identificiranih resursa, kao i relativnom lakoćom i niskom cijenom njihovog uključivanja u razvoj. U kratkom su se razdoblju glavna središta proizvodnje prirodnog plina preselila iz regije Volge u Ukrajinu i Sjeverni Kavkaz. Daljnji teritorijalni pomaci uzrokovani su razvojem nalazišta u zapadnom Sibiru, srednjoj Aziji, Uralu i sjeveru.

Nakon raspada SSSR-a Rusija je doživjela pad proizvodnje prirodnog plina. Pad je primijećen uglavnom u sjevernoj gospodarskoj regiji (8 milijardi m 3 1990. i 4 milijarde m 3 1994.), na Uralu (43 milijarde m 3 i 35 milijardi m 3), u zapadnosibirskoj gospodarskoj regiji (576 i
555 milijardi m3) i na sjevernom Kavkazu (6 i 4 milijarde m3). Proizvodnja prirodnog plina ostala je na istoj razini u gospodarskim regijama Volge (6 milijardi m3) i Dalekog istoka. Krajem 1994. godine bilježi se trend rasta proizvodnje. Iz republika bivšeg SSSR-a Ruska Federacija proizvodi najviše plina, na drugom mjestu je Turkmenistan (više od 1/10), a slijede ga Uzbekistan i Ukrajina. Posebno je važno vađenje prirodnog plina na šelfu Svjetskog oceana. Godine 1987. proizvedeno je 12,2 milijarde m 3 iz morskih polja, ili oko 2% plina proizvedenog u zemlji. Proizvodnja popratnog plina u istoj godini iznosila je 41,9 milijardi m3. Za mnoga područja jedna od rezervi plinovitog goriva je rasplinjavanje ugljena i škriljevca. Podzemna plinifikacija ugljena provodi se u Donbasu (Lisichansk), Kuzbasu (Kiselevsk) i Moskovskoj regiji (Tula).

Prirodni plin bio i ostao važan proizvod izvoz u ruskoj vanjskoj trgovini. Glavni centri za preradu prirodnog plina nalaze se na Uralu (Orenburg, Shkapovo, Almetyevsk), u zapadnom Sibiru (Nizhnevartovsk, Surgut), u regiji Volga (Saratov), ​​​​na sjevernom Kavkazu (Grozny) iu drugim plino- nosive pokrajine.

Može se primijetiti da postrojenja za preradu plina gravitiraju prema izvorima sirovina - poljima i velikim plinovodima. Najvažnija upotreba prirodnog plina je kao gorivo. U posljednje vrijeme postoji tendencija povećanja udjela prirodnog plina u bilanci goriva u zemlji. Prirodni plin kao plinovito gorivo ima velike prednosti ne samo pred krutim i tekućim gorivima, već i pred drugim vrstama plinovitih goriva (visoki pećni plin, koksni plin), budući da mu je kalorijska vrijednost znatno veća. Metan je glavni sastojak ovog plina. Osim metana, prirodni plin sadrži svoje najbliže homologe - etan, propan, butan. Što je veća molekularna težina ugljikovodika, to ga se manje nalazi u prirodnom plinu.

Spoj prirodni plin varira od polja do polja.

Prosječni sastav prirodnog plina:

Najvrjedniji prirodni plin s visokim sadržajem metana je Stavropol (97,8% CH 4), Saratov (93,4%), Urengoy (95,16%).
Rezerve prirodnog plina na našem planetu su vrlo velike (oko 1015 m3). Poznato nam je više od 200 nalazišta u Zapadnom Sibiru, Volga-Uralskom bazenu i Sjevernom Kavkazu. Rusija zauzima prvo mjesto u svijetu po rezervama prirodnog plina.
Prirodni plin je najvrjednija vrsta goriva. Pri izgaranju plina oslobađa se velika količina topline, pa služi kao energetski učinkovito i jeftino gorivo u kotlovnicama, visokim pećima, otvorenim ložištima i pećima za taljenje stakla. Korištenje prirodnog plina u proizvodnji omogućuje značajno povećanje produktivnosti rada.
Prirodni plin izvor je sirovina za kemijsku industriju: proizvodnju acetilena, etilena, vodika, čađe, razne plastike, octene kiseline, boja, lijekova i drugih proizvoda.

Povezani naftni plin je plin koji postoji zajedno s naftom, otopljen je u nafti i nalazi se iznad nje, tvoreći “plinsku kapu”, pod pritiskom. Na izlazu iz bušotine tlak opada i pripadajući plin se izdvaja iz nafte.

Spoj prateći naftni plin razlikuje se od polja do polja.

Prosječni sastav plina:

Povezani naftni plin također je prirodnog podrijetla. Dobio je posebno ime jer se nalazi u naslagama zajedno s naftom:

Ili otopljen u njemu,

Ili je u slobodnom stanju

Povezani naftni plin također se uglavnom sastoji od metana, ali sadrži i značajne količine drugih ugljikovodika.

Taj se plin u prošlosti nije koristio, već se jednostavno spaljivao. Trenutno se hvata i koristi kao gorivo i vrijedna kemijska sirovina. Mogućnosti korištenja pratećih plinova još su šire od prirodnog plina, jer... sastav im je bogatiji. Povezani plinovi sadrže manje metana od prirodnog plina, ali sadrže znatno više homologa metana. Radi racionalnijeg korištenja popratnog plina, on se dijeli na smjese užeg sastava. Nakon odvajanja dobivaju se plinski benzin, propan i butan te suhi plin.

Ekstrahiraju se i pojedinačni ugljikovodici - etan, propan, butan i drugi. Njihovom dehidrogenacijom dobivaju se nezasićeni ugljikovodici - etilen, propilen, butilen itd.

Prirodni plin dolazi u različitim modifikacijama. Stoga se može prikazati u standardnom obliku ili klasificirati kao slučajno. Koje su njegove karakteristike u oba slučaja?

Koje su karakteristike pratećeg plina?

Usput prirodni plin odnosi se na tvar koja je mješavina širokog raspona ugljikovodika koji su u početku otopljeni u ulju. Dobivaju se destilacijom odgovarajućih sirovina. Povezani plin uglavnom je predstavljen propanom, kao i izomerima butana. Ponekad proizvod destilacije nafte može postati metan i etilen. Povezani plin se aktivno koristi u kemijskoj industriji. Popularna je sirovina u proizvodnji proizvoda od plastike i gume. Propan je među najčešćim plinovima koji se koriste kao gorivo za automobile.

Koje su specifičnosti konvencionalnog prirodnog plina?

Pod prirodni plin u svom uobičajenom obliku shvaća se kao mineral koji se izvlači iz plinonosnih formacija u gotovom obliku, koji u pravilu ne zahtijeva duboku obradu. U nekim slučajevima dotični plin može biti u kristalnom stanju – u obliku plinskih hidrata. Ponekad se otapa u ulju ili vodi.

Obični prirodni plin najčešće predstavlja metan, ponekad etan, propan, butan. U nekim slučajevima sadrži vodik, dušik i helij.

Usporedba

Glavna razlika između povezanog plina i prirodnog plina je u tome što je prvi proizvod rafiniranja nafte, drugi se izvlači iz utrobe zemlje u gotovom obliku. Razlikuju se i po području uporabe, a u velikoj mjeri i po kemijskom sastavu.

Prirodni plin u svom uobičajenom obliku najčešće se koristi kao gorivo za grijanje stambenih i industrijskih prostora, za osiguranje rada elektrana i proizvodnih pogona u tvornicama. Ali vrijedi napomenuti da se prateći plin (ako tvrtka koja ga proizvodi uspije razviti dovoljno jeftinu tehnologiju za njegovu proizvodnju) može koristiti kao gorivo za grijanje prostorija velika površina i osiguranje rada industrijska oprema. Zauzvrat, obični prirodni plin također se koristi kao sirovina u kemijskoj industriji - na primjer, u proizvodnji acetilena.

Mala tablica će nam pomoći da detaljnije pokažemo koja je razlika između pratećeg i prirodnog plina.