эффективность рационального использования нефтяного попутного газа на предприятии.. курсовая работа. 1 Попутный нефтяной газ как составляющая нефтедобывающего производства 5

• Название: 1 Попутный нефтяной газ как составляющая нефтедобывающего производства 5
• Анкор: эффективность рационального использования нефтяного попутного газа на предприятии
• Дата: 26.01.2020
• Размер: 1.27 Mb.
• Имя файла: курсовая работа.doc
• Тип: Реферат; #105878
• страница: 2 из 4

1.3 Особенности утилизации ПНГ

Попутный нефтяной газ (ПНГ) представляет собой смесь газо– и парообразных углеводородных и неуглеводородных компонентов, выделяющихся из нефтяных скважин и из пластовой нефти при её дегазации. В зависимости от района добычи и параметров сепарации из одной тонны нефти получают от 25 до 800 м3 газа. Основными компонентами попутных нефтяных газов являются углеводороды – от метана до гексана, включая изомеры С4–С6. Неуглеводородные компоненты попутных нефтяных газов представлены азотом, углекислым газом, гелием, аргоном, сероводородом (количество которого достигает иногда нескольких процентов), встречается водород.

Наиболее важной характеристикой, относящейся к использованию газа в газовом двигателе, является его детонационная стойкость. Она определяется значением метанового числа. Метан, обладающий высокой детонационной стойкостью, имеет индекс 100. Напротив, метановое число бутана равно 10, а водорода – 0. Метановое число ПНГ рассчитывается специальной методикой, и в зависимости от района промысла и условий добычи его значение составляет от 25 до 95.

Наличие в ПНГ даже незначительного количества высоких углеводородов резко снижает метановое число газа и приводит к определенным проблемам при его сжигании как в газопоршневых, так и в газотурбинных установках.

Для газопоршневых двигателей основной проблемой является необходимость при низких значениях метанового числа снижать давление в цилиндрах, чтобы не допустить детонации смеси. Это, в свою очередь, приводит к снижению мощности двигателя и электростанции в целом.

Высокие фракции углеводородов, создающие определенные проблемы при использовании ПНГ в качестве топлива, являются ценным нефтехимическим сырьем. Очевидным решением проблемы является разделение процесса утилизации ПНГ на два этапа – выделение из сырья высоких углеводородов и сжигание прошедшего обработку газа с более высоким (по отношению к исходному состоянию) метановым числом в газопоршневом двигателе.

Задача утилизации ПНГ стоит перед всеми нефтяными компаниями. Есть ряд объективных причин, по которым этот побочный продукт нефтедобычи, являющийся ценным сырьем нефтехимической промышленности, в огромных объемах сжигается в факелах.

Среди этих причин можно выделить следующие:

• 
  удаленность от мест переработки;
  
• 
  отсутствие необходимой транспортной инфраструктуры;
  
• 
  необходимость строительства газоперерабатывающих заводов.
  
• 
  низкая рентабельность инвестиций в энергетику по сравнению с инвестициями в добычу;
  
• 
  отсутствие опыта строительства и эксплуатации подобных объектов;
  
• 
  позиция энергетиков, не заинтересованных в развитии нефтяными компаниями собственной генерации.
  

К сожалению, в настоящий период, когда все без исключения нефтяные компании увеличивают объем добычи нефти и, как следствие, увеличивается объем ПНГ, основные переработчики попутного газа не увеличивают мощности по его сбору и переработке. В связи с этим компании вынуждены самостоятельно решать проблему утилизации ПНГ. Хотя существует достаточно много способов использования нефтяного газа в производстве сырья для нефтехимии, наиболее эффективным и «проработанным» на сегодня является энергетическое направление – использование ПНГ в качестве топлива для газопоршневых электростанций. Принципиальная схема использования ПНГ для газопоршневых электростанций показана на рисунке 2.1.



Рисунок 1.1 Принципиальная схема использования ПНГ для газопоршневых электростанций
При постоянном росте тарифов на электроэнергию и увеличении их доли в себестоимости продукции, использование ПНГ для выработки электрической энергии является экономически оправданным. Снижение затрат на строительство сетей и трансформаторных подстанций, отсутствие платы за подключение к энергосети позволяет частично или полностью компенсировать затраты, связанные со строительством собственных источников энергии. В процессе дальнейшей эксплуатации электростанций удается добиться значительного экономического эффекта от таких инвестиций, так как себестоимость получаемой электроэнергии в 2–3 раза ниже установленных тарифов. В случае если есть возможность использовать тепловую энергию, эффективность применения станций еще более увеличивается.

Первая в России электростанция GE Jenbacher (рисунок 1.2), работающая на попутном нефтяном газе, была поставлена компании «Северная нефть» (Республика Коми) в 2002 году. Станция суммарной электрической мощностью 3 775 кВт состоит из пяти энергоблоков в контейнерном исполнении. Она поставлялась в два этапа: три модуля заказчик заказывал тогда, когда первые два были успешно запущены в эксплуатацию.



Рисунок 1.2. Первая в России электростанция GE Jenbacher, работающая на попутном нефтяном газе.
Режим работы станции – автономный. Два энергоагрегата работают в режиме когенерации, поставляя на внутрипромысловые объекты около 1098 кВт тепла.

Одной из основных проблем, возникших при реализации этого проекта, стало высокое содержание серы в попутном нефтяном газе. Для ее удаления компания поставила заказчику систему газоподготовки, основанную на принципе связывания серы в момент прохождения газа через раствор NaOH (натриевый душ). Несмотря на некоторые сложности при запуске, система в целом смогла обеспечить высокую надежность и устойчивость работы машин. На настоящий момент наработка энергоагрегатов составляет около 25 тысяч часов. Обслуживание оборудования производится силами специалистов ОАО «Северная нефть».

Объект был сдан в эксплуатацию в 2004 году, Режим работы – автономный, с возможностью в дальнейшем организовать параллельную работу с сетью. Станция состоит из 10 энергоагрегатов JMS 320 GS–S.L/С контейнерного исполнения и быстровозводимого здания со всеми бытовыми и вспомогательными помещениями. Распределительное и трансформаторное оборудование в контейнерном исполнении, а также общестанционную автоматизированную систему управления поставила компания Siemens AG. Для запуска в автономном режиме крупных синхронных электродвигателей мощностью 1 600 кВт используются устройства плавного пуска. Станция по–своему уникальна, так как по требованию заказчика может быть в короткие сроки демонтирована и разделена на две электростанции по 5 МВт каждая. Это позволяет заказчику более оперативно решать свои производственные задачи.