Опыт строительства завода глубокой переработки попутного нефтяного газа. Переработка попутного газа на нефтепромыслах сегодняшний день и перспективыУтилизация ПНГОдну из современных проблем нефтедобывающей отрасли легко заметить, пролетая над бескрайними просторами Сибири: многочисленные горящие факелы. На них сжигают попутный нефтяной газ (ПНГ).
По некоторым оценкам на территории России функционируют несколько тысяч крупных факельных установок. С проблемами утилизации ПНГ сталкиваются все страны, занимающиеся добычей нефти. Россия находится на лидирующей позиции в этой прискорбной области, следом идут Нигерия, Иран и Ирак. ПНГ включает в свой состав метан, этан, пропан, бутан и более тяжелые углеводородные компоненты. Кроме того, он может содержать азот, аргон, углекислый газ, сероводород, гелий. ПНГ чаще всего растворен в нефти и выделяется при ее добыче, но также может накапливаться в «шапках» нефтяных месторождений. Утилизация ПНГ подразумевает целевое использование ПНГ и его компонентов, приносящее положительный эффект (экономический, экологический и т.п.) по сравнению с его сжиганием на факельных установках. Виды и способы утилизации ПНГСуществует несколько направлений утилизации ПНГ:- переработка на ГПЗ или малых установках на промыслах (выдача в газопровод газа по кондициям ПАО «Газпром», получение СПБТ, СПГ)Отправка ПНГ на переработку на ГПЗ требует меньше всего капитальных затрат в случае наличия развитой инфраструктуры по транспортировки газа. Недостатком этого направления для удаленных промыслов является возможная необходимость строительства дополнительных газоперекачивающих станций. Для промыслов с большим устойчивым дебетом ПНГ, расположенным поблизости от магистрального газопровода и сети транспортных коммуникаций актуально строительство мини-ГПЗ, на котором возможно получение пропан-бутановых фракций (СПБТ), подготовка остаточного газа до кондиций ПАО «Газпром» с выдачей в магистральный газопровод, ожижение легких компонентов с получением жидкой фракции, аналогичной СПГ. Недостатком этого направления является его неприемлемость для удаленных месторождений. Оборудование для реализации процессов: емкостное оборудование (сепараторы, накопительные емкости), тепло-массообменное оборудование (теплообменники, ректификационные колонны), компрессоры, насосы, пароконденсационные холодильные установки, ожижители газа в блочно-модульном исполнении. - выработка электроэнергии (применение ГТЭС, ГПЭС)Высокая калорийность ПНГ обуславливает его применение в качестве топлива. При этом возможно применение газа как для приводов газокомпрессорного оборудования, так и для выработки электроэнергии на собственные нужды с применением газотурбинных или газопоршневых установок. Для крупных месторождений со значительным дебитом ПНГ целесообразна организация электростанций с выдачей электроэнергии в региональные сети электроснабжения. К недостаткам этого направления можно отнести жесткие требования широко распространенных традиционных ГТЭС и ГПЭС к составу топлива (содержание сероводорода не выше 0,1%), что требует увеличенных капитальных затрат на применение систем газоочистки и эксплуатационных затрат на техническое обслуживание оборудования. Выдача электроэнергии во внешние электросети невозможна на отдаленных месторождениях по причине отсутствия внешней энергетической инфраструктуры. Преимущества направления заключается в обеспечении нужд промысла электроэнергией и осуществление теплоснабжения промысла без затрат на внешнюю инфраструктуру электроснабжения, компактность электрогазогенераторов. Применение современных микротурбинных установок позволяет утилизировать ПНГ с содержанием сероводорода до 4-7%. Оборудование для реализации процессов: емкостное оборудование (сепараторы, накопительные емкости), ГТЭС или ГПЭС блочно-модульного исполнения. - химическая переработка (процессы «ПНГ в БТК», «Cyclar»)Процесс «ПНГ в БТК» разработан ПАО «НИПИгазпереработка» и позволяет каталитически перерабатывать ПНГ в смесь ароматических углеводородов (преимущественно бензол, толуол и смесь ксилолов), которая может быть подмешена к основному потоку нефти и передана по существующему нефтепроводу на НПЗ. Оставшиеся легкие углеводороды по составу сходные с природным газом могут быть использованы в качестве топлива для генерации электроэнергии на нужды промысла. Процесс «Cyclar» разработан компаниями UOP и British Petroleum и предполагает получение смеси ароматических углеводородов (во многом аналогичных процессу «ПНГ в БТК») из пропан-пентановой фракции ПНГ. Недостатком по сравнению с процессом «ПНГ в БТК» является необходимость предварительной подготовки НПГ для выделения пропан-пентановой фракции. Недостатком направления является значительная величина капитальных затрат на расширение инфраструктуры промысла. Оборудование для реализации процессов: емкостное оборудование (сепараторы, накопительные емкости), теплообменники, каталитические реакторы, ректификационные колонны, компрессоры, насосы. - газохимические процессы (процесс Фишера-Тропша)Переработка ПНГ методом Фишера-Тропша – многостадийный процесс. Первоначально из ПНГ термическим окислением при высокой температуре получают синтез-газ (смесь CO и h3), из которого вырабатывают метанол или синтетические углеводороды, используемые для производства моторного топлива. Недостаток направления – высокие капитальные и эксплуатационные затраты. Оборудование для реализации процесса: емкостное оборудование (сепараторы, накопительные емкости), теплообменники, каталитические реакторы, компрессоры, насосы. - применение для технологических нужд промысла (сайклинг-процесс, газлифт)Процесс закачки ПНГ в нефтеносный пласт (сайклинг-процесс) предполагает закачку газа в газовую «шапку» месторождения для повышения внутрипластового давления, приводящего к повышению нефтеотдачи. К преимуществам способа можно отнести простоту реализации и малые капитальные затраты на реализацию процесса. Недостатком является отсутствие фактической утилизации – имеет место лишь отсрочка проблемы на некоторую перспективу. Процесс подъема нефти с помощью газлифта заключается в использовании энергии закачиваемого в нее компримированного ПНГ. Преимущества этого способа заключаются в возможности эксплуатации скважин с большим газовым фактором, в малом влиянии на процесс добычи механических примесей, температуры, давления, в возможности гибко регулировать режим работы скважин, в простоте обслуживания и ремонта газлифтных скважин. Недостаток способа – необходимость подготовки и наземного регулирования подачи газа, что повышает капитальные затраты в обустройстве месторождения. Оборудование для реализации процессов: емкостное оборудование (сепараторы, накопительные емкости), компрессоры, насосы. Причины необходимости утилизации ПНГОдним из результатов отсутствия инфраструктуры по утилизации ПНГ и практики бесконтрольного его сжигания является нарушение экологии. При сжигании ПНГ в атмосферу выбрасывается большое количество загрязняющих веществ: частицы сажи, углекислый газ, диоксид серы. Повышенное содержание этих веществ в атмосфере приводит к заболеваниям репродуктивной системы организма людей, наследственным патологиям, онкологическим заболеваниям. Отсутствие в России наработанных методик по утилизации ПНГ приводит к значительным потерям в экономике. При рациональном использовании ПНГ представляет большую ценность для энергетической и химической отраслей промышленности. По официальным данным при годовой добыче ПНГ в количестве около 55 млрд. м3 используется в химической промышленности только 15-20 млрд. м3, небольшая часть используется для повышения пластового давления, а сжигается на факелах около 20-25 млрд. м3. Подобные потери близки с потреблением всех жителей России в бытовом газе. Однако существует ряд факторов, особо актуальных для российской нефтедобычи, препятствующих увеличению и развитию направления утилизации ПНГ:- удаленность скважин от объектов газопереработки; - неразвитые или отсутствующие системы сбора, подготовки и транспортировки газа; - вариативность объемов добываемого газа; - присутствие примесей, затрудняющих переработку; - низкая стоимость газа в сочетании с крайне низкой заинтересованностью в финансировании подобных проектов; - экологические штрафы за сжигание ПНГ значительно ниже затрат на его утилизацию. В последние годы нефтедобывающие компании начали уделять больше внимания вопросам утилизации ПНГ. Особо этому способствует принятое Правительством Российской Федерации Постановление №7 от 8 января 2009 года «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках», требующее довести уровень утилизации ПНГ до 95%. С 2012 года для расчета платежей за выбросы от сжигания объемов ПНГ, превышающих нормативные 5%, введен повышающий коэффициент 4,5, с 2013 года этот коэффициент был увеличен до 12, с 2014 года – до 25, а при отсутствии приборов учета – до 120. Дополнительным стимулом начала работ по увеличению степени утилизации ПНГ стал принятый в 2013 году процесс уменьшения платы за выбросы на величину затрат на реализацию проектов по утилизации ПНГ.
gazsurf.com Завод по переработке ПНГЗаказчик: ТОО «Саутс-Ойл» Месторасположение: Республика Казахстан, Кызылординская область, месторождение «Кенлык» Производительность установки по входному газу: 110 млн. нм3/год Продукты:СПБТ (смесь пропан-бутан техническая) – до 40 тыс. тонн/год Конденсат газовый стабильный – до 10 тыс. тонн/год СОГ (сухой отбензиненный газ) – до 95 млн. нм3/год Объем работ:Концептуальный инжиниринг, проектирование, поставка оборудования, шефмонтаж, пусконаладка. Период выполнения работ: январь 2010- июль 2011 г.г. Описание установки:Установка комплексной переработки попутного нефтяного газа производительностью по входящему газу 110 млн. нм3/год размещена на площадке нефтяного месторождения «Кенлык», находящегося в Кызылординской области Республики Казахстан. Вырабатываемая продукция – СОГ (сухой отбензиненный газ) по СТ РК 1666-2007, полностью соответствующий СТО Газпром 089-2010, смесь пропан-бутан технического по ГОСТ 20448-90 и конденсат газовый стабильный по СТ РК 2188-2012.
Задачи проекта:Хорошо известно, что именно нефтяная отрасль Казахстана на сегодняшний день является одной из важнейших в экономической инфраструктуре республики. Доходы от поставок нефтегазового сырья и нефтепродуктов собственного производства на внутренний и внешний рынки во многом обеспечивают невиданное увеличение ВВП на 5-10% ежегодно, создавая предпосылки для дальнейшего процветания и выдвижения Республики Казахстан в число наиболее динамично развивающихся стран мира. Вот почему столь значимым фактором является постоянное увеличение доли недропользования, включая наращивание темпов разведки и пуска в эксплуатацию все новых месторождений нефти и газа. Помимо только финансового фактора правительство Республики Казахстан в последние несколько лет ужесточила надзор и в экологической сфере, стараясь минимизировать выброс углеводородов в атмосферу. В связи с этим, был разработан и подписан закон «О недрах и недропользовании», устанавливающий требование к нефтекомпаниям об утилизации 95% добываемого попутного нефтяного газа (ПНГ), ограничивающее объем его сжигания в факелах на месторождениях и повышающее платежи за сверхлимитное сжигание газа. Компания «Саутс-Ойл» заслуженно считается одним из наиболее успешных и динамично развивающихся предприятий на нефтегазовом рынке Казахстана, поэтому задачи, поставленные выше, особенно актуальны для них. Мы предложили компании «Саутс-Ойл» ряд высокоэффективных решений, которые позволили не только решить проблемы со сжиганием попутного нефтяного газа, но и даже заработать на этом. Кроме того, рекомендуемые нами решения быстро реализуемы – не более 1,5-2-х лет с подписания контракта. Если перефразировать известную поговорку, то наша компания всегда «убивает» сразу трех зайцев: решает экологическую проблему, помогает заработать заказчику и реализует всё это в кратчайшие сроки. Если повести итог всего вышенаписанного, то основная цель данного проекта - это максимальная переработка попутного нефтяного газа с получением высококачественных продуктов, востребованных у покупателей в Казахстане и за его пределами.
Основные решения:Попутный нефтяной газ (далее-ПНГ) - это природный углеводородный газ (смесь газов и парообразных углеводородных и не углеводородных компонентов), растворенный в нефти или находящийся в «шапках» нефтяных и газоконденсатных месторождений. ПНГ является побочным продуктом нефтедобычи, но при этом также ценным сырьем для дальнейшей переработки. Однако в отличие от природного газа, добычу которого можно регулировать в зависимости от объёма потребления, попутный газ извлекается вместе с нефтью, независимо от того имеются или отсутствуют условия для его использования. Поэтому было очень важно обеспечивать широкое регулирование производительности установки по входному потоку ПНГ. Технологические решения, предложенные нашей компанией основаны на обширной практике передовых североамериканских нефтегазовых компаний и позволяют добиться этого с наилучшими показателями безопасности и эффективности. Для выполнения вышеперечисленных технических решений нашей компанией предложена, спроектирована, согласована с заказчиком, поставлена и успешно запущена в работу установка комплексной переработки попутного нефтяного газа, состоящей из следующих блоков: Блок приема попутного нефтяного газаБлок приема попутного нефтяного газа предназначен для отделения свободной воды, углеводородного конденсата и механических примесей. Сепаратор входящего газа представляет собой емкостной аппарат, расположенный вертикально. Аппарат и основная обвязка выполнена на скиде.
Компрессорная станцияКомпрессорная станция, состоящая из 2-х поршневых машин AJAX DPC-2804, предназначена для компримирования попутного нефтяного газа до давления 60 бар изб. Компрессоры типа AJAX DPC-2804 с четырьмя поршневым блоками цилиндров и интегрированным двигателем компрессорного блока. Данный вид агрегата оснащён двухтактным двигателем. Компрессоры данного типа известны своим «вечным» сроком службы, легкостью в эксплуатации и низкими технологическими затратами. Они крайне неприхотливы в обслуживании и могут работать практически на любом составе газа. В данном проекте компрессоры установлены под навесом, что защищает агрегат от атмосферных осадков, а также прямых солнечных лучей, что позволяет избежать дополнительных рисков при эксплуатации. Также такое техническое решение значительно облегчает работу операторов, что в итоге ведет к меньшим капитальным затратам и как следствие к меньшим срокам окупаемости.
Блок первичной подготовки и осушки газаТрехфазный сепаратор представляет собой емкостной аппарат, расположенный горизонтально. Основное назначение трехфазного сепаратора – это отделение, образованного в процессе сжатии газа, конденсата. С верха трехфазного сепаратора выходит газ, из «середины» конденсат, а третья фаза (водная) направляется в дренажную емкость периодического опорожнения.
Блок осушки газа адсорбционного типаМолекулярно-ситовой осушитель газа представляет собой аппараты колонного типа. Основное его назначение - это выделение влаги из газа, т.е. доведение точки росы газа до уровня, необходимого для дальнейшей переработки газа. В качестве адсорбента используются молекулярные сита (цеолиты). Процесс осушки на цеолитах включает в себя стадию адсорбции (поглощение воды цеолитами), и процесс десорбции – регенерация цеолита (выделение воды из пор цеолита). Процесс десорбции ведут газом регенерации, поступающим из печи нагрева газа регенерации молекулярных сит.
Блок низкотемпературной сепарацииБлок сепарации состоит из 2-х сепараторов и 2-х пластинчатых теплообменников. Пластинчатые теплообменники участвуют в процессе охлаждения газа, либо за счет рекуперации, либо за счет внешнего холодильного контура. Низкотемпературный и холодный сепараторы представляет собой емкостные аппараты, расположенные на одном скиде. Основное назначение аппаратов – это отделение конденсата от газа после резкого понижения температуры.
Блок фракционированияБлок предназначен для получения СПБТ и конденсата газового стабильного. В его состав входят 2 колонны со всеми сопутствующими аппаратами, такими как ребойлеры, емкости рефлюкса, насосы и аппараты воздушного охлаждения. Колонна-деэтанизатор представляет собой аппарат колонного типа, расположенный вертикально. В качестве массообменных устройств используются тарельчатые контактные устройства. Основное назначение колонны-деэтанизатора – это выделение этановой фракции. Для поддержания температурного режима колонны, предусмотрено верхнее «острое» орошение, осуществляемое рефлюксными насосами, откачивающими конденсат из ёмкости рефлюкса деэтанизатора. Так же в колонну-деэтанизатор предусмотрена подача тепла. Подача тепла осуществляется по средствам циркуляции кубового потока через ребойлер деэтанизатора. Колонна-дебутанизатор представляет собой аппарат колонного типа, расположенный вертикально. В качестве массообменных устройств используются тарельчатые контактные устройства. Основное назначение колонны-дебутанизатора – это разделение пропан-бутана и С5+. Для поддержания температурного режима колонны, предусмотрено верхнее «острое» орошение, осуществляемое рефлюксными насосами, размещенными на скиде ёмкости рефлюкса дебутанизатора, откачивающими конденсат из ёмкости рефлюкса дебутанизатора. Так же в колонну-дебутанизатора предусмотрена подача тепла. Подача тепла осуществляется по средствам циркуляции кубового продукта через ребойлер дебутанизатора.
Пропановый холодильный циклДля генерации внешнего холода применена установка искусственного холода на основе пропана на базе винтовых компрессоров производства фирмы Vilter (США) по схеме: один компрессор в работе, а один в резерве. Компрессоры установлены над навесом, что делает оборудование менее уязвимым к атмосферным осадкам и прямым солнечным лучам, что продлевает срок службы оборудования. Также такое техническое решение облегчает работу операторов.
Система хранения и наливаДля хранения готовой продукции и отпуска ее потребителям проектом предусмотрена специализированная площадка базы хранения, площадка насосно-компрессорной и площадка налива СПБТ и конденсата газового стабильного, расположенная отдельно от основного технологического оборудования. В состав технологических сооружений этой площадки входят: • Резервуарный парк хранения продукции (4 емкости марки ПС-200-0-2-И объемом 200м3 для СПБТ и 1 емкость марки 1-200-1,0-3-И 200м3 для конденсата газового стабильного) • Насосно-компрессорное отделение (два насоса марки FAS-LGL 3 и два компрессора марки FAS-601/602 для СПБТ, для конденсата газового стабильного два насоса марки FAS-LGL 3) • Узел налива продукции в автоцистерны-газовозы (две колонки для СПБТ и одна для конденсата газового стабильного) Все технологическое оборудование и емкости оборудованы предохранительными клапанами для сброса излишков газа на факельный коллектор и защиты аппаратов от превышения давления .
Блок печей нагреваПечь нагрева представляет собой нагревательный аппарат, где для нагрева теплоносителя используется тепло, выделяемое при сжигании топливного газа. Кроме самой печи в комплект блока входит расширительный бак теплоносителя с насосами.
Компрессорная станция КИПиАДля обеспечения установки инструментальным воздухом была поставлена компрессорная станция КИПиА на базе винтового компрессора марки SM11 и адсорбционного осушителя холодной регенерации марки DC 12 E (на точку росы минус 70°C) производства немецкой компании Kaeser Kompressoren.
Оборудование операторной и система мониторинга заводаТехнологический процесс, а также аппараты установки оборудованы современными контрольно-измерительными приборами, а также всей необходимой предохранительной, запорной, отсечной и регулирующей арматурой. Это позволяет "мониторить" технологический процесс в автоматическом/дистанционном режиме из помещения операторной. Вид главной мнемосхемы, представленный ниже, содержит условно графические изображения технологических аппаратов, включая изображения потоков и электроагрегатов, анимированные изображения датчиков, запорной, регулирующей арматуры и органов управления. Результаты:• Всего за 18 месяцев был выполнен проект «под ключ». • На данный момент заказчик уже более 4 лет эксплуатирует нашу установку, получая высокачественный продукт, который реализуется на рынке Республики Казахстан (а также за ее пределами) по очень выгодным ценам. Кроме этого, часть полученной продукции ТОО «Саутс-Ойл» использует для собственных нужд, а часть использует для поставок населению. • Нефтекомпания «Саутс ойл» внедрила технологию глубокой переработки попутного газа, чем выполнила свои обязательства перед правительством Республики Казахстан и избежала, тем самым, значительных штрафов. • Технология глубокой переработки, используемая на заводе по утилизации газа, значительно сократила выбросы в атмосферу за счет уменьшения сжигания газа на факелах. • За время работы не произошло каких-либо форс-мажорных происшествий, либо значительных поломок оборудования. • Инженеры компании своевременно и с большой ответственность относятся к сервисному обслуживанию оборудования, что позволяет ему работать безостановочно и выдавать необходимые продукты на протяжении всего периода эксплуатации. • Из-за переменного характера подачи ПНГ установка доказала возможность работы в широких диапазонах регулирования. • На установке обеспечен высочайший уровень безопасности, соответствующий всем мировым стандартам. • Предприятие по утилизации ПНГ построено с расчетом на перспективу. • Установка окупилась менее чем за 1,5 года. • Система автоматики и мониторинга значительно облегчила работу операторов, а также свела вероятность человеческого фактора почти к 0.
gazsurf.com Переработка природного газа: способы и технологияПерспективное развитие крупнейших отраслей промышленности невозможно без ценнейшего сырья и энергоносителя высокого качества – природного газа. Его использование не только автоматизирует многие технологические процессы, но и значительно улучшает бытовые условия населения.
Что такое природный газ?Не существует единой химической формулы природного газа – в каждом месторождении он имеет состав с различным соотношением входящих в него компонентов. Природный газ – это смесь углеводородов, большую часть которых составляет метан. Остальными компонентами являются: бутан, пропан, этан, водород, сероводород, гелий, азот, диоксид углерода. Природный газ не имеет цвета и запаха, его наличие в воздухе невозможно определить без помощи специальных приборов. Знакомый каждому человеку запах придаётся газу искусственным путём (одоризацией). Благодаря этому процессу имеется возможность ощущать присутствие газа в воздухе и предотвращать опасные для жизни ситуации. ПроисхождениеОтносительно происхождения газа не существует единой теории, учёные придерживаются двух версий:
ДобычаВопреки распространённому мнению, природный газ может находиться под землёй не только в пустотах, извлечение из которых не требует значительных материальных и энергозатрат. Зачастую он концентрируется внутри горных пород с настолько мелкой пористой структурой, что человеческим глазом её не увидеть. Глубина залежей может быть небольшой, но иногда достигает нескольких километров. Процесс добычи газа включает в себя несколько стадий:
|
|
Associated petroleum gas effective use’s problems & prospects in Russia A. KORZHUBAEV, Institute of Petroleum and Gas; Geology and Geophysics, Siberian Division of the Russian Academy of Sciences, D. LAMERT, Siberian State geodetic Academy, L. EDER, Institute of Petroleum Geology and Geophysics, Siberian Division of the Russian Academy of Sciences В настоящее время по официальным данным около 25% нефтяного газа в России сжигается в факелах.В статье проанализирована региональная и корпоративная структура добычи попутного нефтяного газа в стране, определены направления и представлены планы правительства и компаний по повышению уровня утилизации. Currently, according to official figures about 25% of associated gas in Russia is flared. The paper analyzes the regional and corporate structure of associated petroleum gas production in the country. Trends and plans of the government and companies to increase the effective utilization are presented. Направления использования попутного нефтяного газаСпецифика добычи попутного нефтяного газа (ПНГ) состоит в том, что он является побочным продуктом нефтедобычи. По геологическим характеристикам различают газ газовых шапок и газ, растворенный в нефти. ПНГ представляет собой смесь газо- и парообразных углеводородных и неуглеводородных компонентов, выделяющихся из нефтяных скважин и из пластовой нефти при ее разгазировании.Основными компонентами попутных нефтяных газов являются углеводороды от метана до гексана, включая изомеры C4 – C6. Неуглеводородные компоненты попутных нефтяных газов могут быть представлены азотом, углекислым газом, гелием, аргоном, а также сероводородом, количество которого достигает иногда нескольких процентов, в ряде случаев встречается водород.В настоящее время доля утилизации ПНГ в развитых странах – США, Канаде, Норвегии – составляет 99 – 100%, тогда как в России, странах Ближнего Востока и Африки значительная часть попутного газа сжигается в факелах. Основные направления квалифицированного использования попутного нефтяного газа (рис. 1):Рис. 1. Куда идет ПНГ в России
Современная ситуация добычи и утилизации ПНГ в РоссииВ 2011 г. валовая добыча ПНГ в России составила 67,8 млрд м3, из них сожжено в факелах 16,3 млрд м3, использовано – 51,2 млрд м3 (табл. 1), или 75,5%, около 30,3 млрд м3 (44,7% от общей добычи) было поставлено на газоперерабатывающие заводы, на собственные нужды нефтяных компаний для закачки в пласт и производства электрической энергии – 21,2 млрд м3 (31,3%).Табл. 1. Добыча и использование ПНГ в России, млрд м3 В настоящее время на 5 компаний в России (ТНК-ВР, «Роснефть», «Сургутнефтегаз», ЛУКОЙЛ, «Газпром нефть») приходится более 80% (около 55 млрд м3) всей добычи попутного газа. В связи с этим степень утилизации ПНГ в России в значительной степени связана с деятельностью этих компаний. Кроме того, значительный вклад в добычу ПНГ вносят компании «РуссНефть», «Славнефть», «Башнефть», «Татнефть».По состоянию на начало 2012 г. предписываемый уровень эффективной утилизации попутного нефтяного газа – 95% – в России достигли всего две компании – «Сургутнефтегаз» и «Татнефть» (рис. 2). Достаточно высокое значение этого показателя имеют операторы СРП, ТНК-ВР и «Башнефть». Государственные компании «Роснефть» и «Газпром нефть» являются аутсайдерами отрасли по эффективному использованию ПНГ.Рис. 2. Объем и степень эффективного использования ПНГ в России по компаниям В 2011 г. инвестиции в эффективное использование ПНГ в России составили порядка 82,2 млрд рублей, введено около 75 объектов электроэнергетики, 171 объект по подготовке ПНГ, построено порядка 2000 км трубопроводов. Несмотря на заявленные планы и предпринимаемые меры недропользователей по разработке мер по эффективному использованию нефтяного газа, динамика доли утилизации ПНГ последние годы имеет значительную тенденцию в сторону уменьшения. За последние 3 года этот показатель сократился на 8,7 п.п. с 84,1% до 75,4%. Россия продолжает активно наращивать объемы сжигания ПНГ. Это связано, преимущественно, с вводом в разработку новых месторождений в районах со слабо развитой инфраструктурой по переработке и транспорту попутного газа, при одновременном снижении добычи на старых хорошо обустроенных месторождениях.Региональная структура добычи и использования ПНГ в РоссииВ настоящее время около 65% (44 млрд м3) всего попутного нефтяного газа в России добывается в Западной Сибири (табл. 2). Крупнейшим регионом по этому показателю здесь является ХМАО – 37 млрд м3 (или около 55% добычи ПНГ по стране в целом). Кроме того, значительные объемы попутного газа приходятся на Ямало-Ненецкий автономный округ (7,5 млрд м3) и Томскую область (1,4 млрд м3).Табл. 2. Добыча и утилизация ПНГ в России с дифференциацией по регионам в 2011 г., млрд м3 ХМАО – второй по объемам добычи газа регион в России, здесь добывается около 37 млрд м3 (с учетом газа, который сжигается в факелах). Отличительной особенностью газодобывающего комплекса ХМАО является то, что практически весь извлекаемый из недр газ – попутный нефтяной. В связи с падением добычи нефти в ХМАО последние годы наблюдается некоторое снижение добычи ПНГ. Объем эффективного использования попутного нефтяного газа составил в 2011 г. около 32,1 млрд м3. Последние годы в ХМАО этот показатель постепенно увеличивался, что стало возможным благодаря проведению мероприятий, осуществляемых недропользователями в рамках реализации Программ по использованию попутного нефтяного газа. В результате этого в настоящее время степень утилизации ПНГ в ХМАО составляет около 87%, что в целом почти на 10 п.п. превышает общероссийский показатель. Общая добыча попутного нефтяного газа в ЯНАО составляет 7,5 млрд м3. Из них 61% сдается на газоперерабатывающие заводы или другим потребителям, в том числе на газотурбинные станции и установки, 14% используется на собственные нужды, 1% приходится на технические потери и 25% сжигается.На территории округа ПНГ поступает на газоперерабатывающие предприятия ОАО «Сибур Тюмень Газ» – Губкинский газоперерабатывающий комплекс (ГПК) и Ноябрьский ГПК. В состав последнего входят муравленковское производство по переработке газа, Холмогорская, Вынгапуровская и Вынгаяхинская компрессорные станции. Это, в основном, попутный нефтяной газ с месторождений «Газпром нефти», «Роснефти» и «Пурнефти».Вторым крупным регионам в России по добыче попутного нефтяного газа является Восточная Сибирь (7,5 млрд м3, или 11%), где рост его добычи связан с интенсивным освоением месторождений Красноярского края и Иркутской области. Основная причина низкого показателя этого коэффициента – неразвитая инфраструктура добычи и переработки газа, значительная удаленность от центров потребления. Основная доля добычи и сжигания ПНГ в Восточной Сибири приходится на Ванкорское месторождение, эксплуатируемое НК «Роснефть». На его долю приходится около более 25% от всего сожженного ПНГ в России. Несмотря на то что компания строит газотурбинные электростанции на своих месторождениях, использование ГТЭС ограничено собственными потребностями компании. Например, на Ванкорском месторождении сооружаются газотурбинная электростанция мощностью 200 МВт и две газопоршневые мощностью по 42 МВт каждая. Дополнительно планируется, что 2 млрд м3 планируется закачивать обратно в пласт для поддержания давления. Для утилизации остальных объемов газа необходимо строительство газопровода до магистральных сетей Газпрома в ЯНАО. В Иркутской области ближайшие два года ТНК-ВР планирует поставить и ввести в эксплуатацию на Верхнечонском месторождении установки по утилизации попутного нефтяного газа компании General Electric, что позволит довести утилизацию ПНГ до 95%. На Дальнем Востоке объем добываемого ПНГ составляет около 3,7 млрд м3 (5,5% от общероссийского показателя), эффективно утилизируется – 3,3 млрд м3. Здесь выделяется два основных центра нефтедобычи – Республика Саха (Якутия) и о. Сахалин. В Республике Саха (Якутия) компания «Сургутнефтегаз» эксплуатирует одно из крупнейших нефтяных месторождений на Востоке России – Талаканское. На промысле утилизируется более 95% всего попутного газа, который частично закачивается в пласт, остальной объем направляется на энергетические установки.На Сахалине компания «Сахалин Энерджи», оператор проекта «Сахалин-2», эксплуатирует три газотурбинных электростанции ГТЭС «Урал-4000» мощностью по 4 МВт, предназначенные для обеспечения электроэнергией насосно-компрессорной станции и два дожимных насосных агрегата ГТНА «Урал-6000», состоящих из газотурбинного привода мощностью 6 МВт, предназначенных для перекачки сырой нефти по магистральным трубопроводам. В рамках проекта «Сахалин-1» «РН-Сахалинморнефтегаз», дочернее предприятие «НК «Роснефть», в 2011 г. запустило в работу компрессорную станцию и установку подготовки газа. В результате газ подается в систему газоснабжения севера Сахалинской области. На европейскую часть России приходится около 15,8% (10,7 млрд м3) всего добываемого в России попутного газа. Крупнейшими регионами здесь по этому показателю являются Поволжье (4,4 млрд м3), Коми (2,8 млрд м3) и Урал (2,3 млрд м3). Высокая степень эффективной утилизации попутного газа имеет место на юге европейской части России на Кавказе и в Прикаспийском районе – 87% и на Урале – 81%. В то время как в Тимано-Печорской провинции в Республике Коми этот коэффициент имеет наименьшее значение – 46%.Поставки попутного нефтяного газа на ГПЗНа большинстве российских заводов по переработке ПНГ происходит разделение ПНГ на легкие и тяжелые фракции. Легкие фракции (отбензиненный газ) подаются в распределительные сети и магистральные газопроводы. Тяжелые фракции (ШФЛУ) поставляются на ГПЗ, НХК, где имеются газофракционные установки, для выделения по отдельности бутана, пропана, пентана, гексана и их смеси. Крупнейшей компанией по переработке попутного газа в России является «Сибирско-Уральская нефтегазохимическая компания», в структуру которой входят «Юграгазпереработка» и «СИБУР Тюмень Газ». Компания «СИБУР» перерабатывает около 17 млрд м3 попутного газа, что составило 57% от общего объема переработки попутного газа в России (табл. 3).Табл. 3. Организационная структура переработки попутного нефтяного газа на ГПЗ Также крупной компанией по переработке попутного газа является «Сургутнефтегаз», на долю которой в 2010 г. приходилось около 23% от общего объема переработки попутного газа в России. В состав «Сургутнефтегаза» входит Сургутское управление по переработке газа, которое перерабатывает попутный газ Быстринского, Западно-Сургутского, Лянторского, Соколинского и других месторождений. Объем переработки ПНГ Сургутским УПГ составляет около 7,1 млрд м3 попутного газа. Остальной объем переработки попутного газа приходится на компании: ЛУКОЙЛ (10%), ТНК-ВР (4%), «Роснефть» и «Татнефть» (3%), «Башнефть» (0,3%).Перспективы и условия повышения уровня эффективного использовании ПНГ в РоссииВ целях реализации поручений Правительства Российской Федерации в соответствии с постановлением от 08.01.2012 (протокол № 7, пункт 2) по принятию мер для предотвращения загрязнения атмосферного воздуха выбросами вредных (загрязняющих) веществ и сокращению эмиссии парниковых газов, образующихся при сжигании попутного нефтяного газа, установить целевой показатель сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках на 2012 г. и последующие годы в размере не более 5 процентов от объема добытого попутного нефтяного газа. Соответствующим постановлением установить, что с 1 января 2012 г. плата за выбросы вредных (загрязняющих) веществ, образующихся при сжигании попутного нефтяного газа на факельных установках, будет рассчитываться исходя из принятых коэффициентов.Постановление Правительства РФ «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках» вступило в силу 1 января 2012 г.Теперь при сжигании на факельных установках более 5% объема добытого попутного нефтяного газа плата за выбросы вредных веществ, образующихся при этом, рассчитывается как за сверхлимитное загрязнение. При расчете к нормативам платы применяется дополнительный коэффициент, равный 4,5.При отсутствии средств измерения и учета, подтверждающих фактический объем образования, использования и сжигания на факельных установках попутного нефтяного газа, значение коэффициента принимается равным шести. |
burneft.ru
Попутный нефтяной газ и проблема его утилизации
В рамках статьи проведён анализ утилизации одного из основных компонентов газонефтяной жидкости — попутного нефтяного газа. Показано, что сжигание попутного нефтяного газа в факельных установках приводит к негативным процессам воздействия на экосистему, а также к экономическим потерям. В статье отмечено, что в России на законодательном уровне уже предпринимаются попытки обратить внимание нефтедобывающих компаний на возможность использовать меры по решению проблемы полезного использования попутного нефтяного газа, но реализуемые российскими нефтегазовыми компаниями проекты не позволяют значительно снизить экологические и экономические потери.
Ключевые слова:попутный нефтяной газ, утилизация попутного нефтяного газа, нефтяные пласты, загрязнение окружающей среды
Потребности человечества в энергоресурсах ежегодно возрастают. Для удовлетворения запросов развивающейся цивилизации разрабатывается всё больше месторождений и с каждым днём расходуются ресурсы планеты. При нерациональном использовании богатства Земли могут закончится раньше, чем будут найдены и внедрены альтернативные источники энергии. Самый ценный и востребованный ресурс в мире — это нефть, ставшая главным топливом XX века. В процессе её добычи выделяется попутный газ — ценное углеводородное сырьё, которое может применяться как в производстве топлива, так и в нефтехимической отрасли.
Утилизация попутного нефтяного газа является одной из важнейших в нефтяной отрасли. В случае превышения предельно допустимого выброса на границе санитарно-защитной зоны проводится совершенствование факельной системы с целью более полного сжигания, а не меры по его переработке. В этом случае попутный нефтяной газ относится к отходам добычи (как бензин в XIX в., который сливали по ночам в реки), что позволяет отнести платежи за загрязнение в себестоимость продукции, как и расходы на утилизацию пластовых вод. Пластовые воды, как и попутный нефтяной газ, также являются источником ценного сырья для нефтехимии.
К сожалению, в России попутный нефтяной газ до сих пор не нашёл широкого применения по причине отдалённости большинства объектов нефтедобычи от транспортных магистралей и газопроводов [4, с. 19]. Именно поэтому нефтедобывающие предприятия России более 15 % или 20 млрд попутного нефтяного газа ежегодно сжигают на факельных установках. В мировом масштабе на месторождениях и нефтеперерабатывающих предприятиях горят более 17000 факелов, выбрасывая ежегодно в атмосферу около 350 млн т CO2, а также большое количество разнообразных загрязняющих веществ, в том числе очень опасных.
Один факел может сжечь в сутки 900 тыс. м3 газа. Продукты сгорания попутного нефтяного газа такие как окись азота, сернистый ангидрит, окись углерода и несгоревшие углеводороды являются токсичными веществами и негативно влияют на состояние всей экосистемы. Кислые продукты горения попутного нефтяного газа являются причиной кислотных дождей. По статистике, в нефтедобывающих районах люди больше подвержены болезням дыхательных путей, нервной системы и онкологическим заболеваниям. Сжигание попутного нефтяного газа в приарктических регионах приводит к образованию большого количества сажи, оседающей на снежном покрове, увеличивающей поглощение солнечной энергии и ускоряющей таяние арктических льдов. Чтобы предотвратить загрязнение окружающей среды выбросами, образующимися при сжигании попутного нефтяного газа, в соответствии с Постановлением правительства Российской Федерации № 1148 от 08 ноября 2012 года вступили в силу новые принципы расчёта платы за выбросы вредных веществ, образующихся при сжигании попутного нефтяного газа. А в июне 2017 года Минприроды России разработало уже новые изменения касательно этих принципов [1]. Несмотря на то, что законодатель разрабатывает некоторые меры, направленные на снижение уровня сжигания попутного газа, недропользователи не имеют чёткого понимания процесса реализации программ полезного использования попутного нефтяного газа по каждому месторождению.
Было приложено немало усилий, чтобы решить эту проблему, но уровень использования нефтяного газа ввиду малой рентабельности многих действий по его использованию остаётся низким. В промышленно развитых странах, где текущий уровень использования нефтяного газа превышает 95–98 %, утилизация газа некоторых месторождений также убыточна [2]. Внедрение их осуществляется при поддержке государства, посредством создания специального налогового режима или иных мероприятий, относящихся к категории экологических и энергосберегающих мероприятий. Однако из-за отсутствия единого системного подхода к выбору эффективных технических и экономических методов использования нефтяного газа и эффективных механизмов, способствующих их внедрению, для большинства предприятий, перерабатывающих нефтепродукты, решение этой проблемы даётся очень трудно.
Цель статьи заключается в исследовании проблем утилизации попутного нефтяного газа, а также проектов полезного использования попутного газа, направленных на снижение уровня загрязнения окружающей среды.
147 млрд м3 попутного нефтяного газа, сожжённого в 2015 году, могли бы превратиться в 750 млрд кВт-ч электроэнергии, что превышает её совокупное годовое потребление всеми странами Африканского континента [3]. Для России полное использование попутного нефтяного газа означало бы ежегодное производство 5–6 млн тонн жидких углеводородов, 3–4 млрд м3 этана, 15–20 млрд м3 сухого газа или 60–70 тыс. ГВт-ч электроэнергии [2, с. 4].
В настоящее время использование попутного нефтяного газа производится путём его глубокой переработки в газ, топливо и сырьё для нефтехимической промышленности [4, с. 18]. Газоперерабатывающие заводы покупают попутный нефтяной газ и разделяют его на метан и широкие фракции лёгких углеводородов. После этого метан закачивают в магистральную газопроводную систему, а широкие фракции лёгких углеводородов направляют на производство нефтехимических продуктов [6, c. 3–5].
При неглубокой переработке с помощью мобильных технологических установок попутный нефтяной газ разделятся на метан (сухой отбензиненный газ, СОГ) и пропан-бутановую смесь (топливный газ). Метан закачивается в газотранспортную систему, а топливный газ сжижается и отправляется потребителям в цистернах.
Попутный нефтяной газ используется также для генерации электрической и тепловой энергии. Необходимо отметить, что наличие в попутном нефтяном газе широких фракций углеводорода обуславливает повышенный выброс сажи при таком способе энергогенерации, соответственно, повышаются и уровни экологических рисков.
Небольшие объёмы попутного нефтяного газа могут быть закачаны в газотранспортную систему для последующей продажи потребителям в составе природного газа. Но в силу технологических условий этот метод может применён только при условии, что месторождение нефти находится вблизи к трубопроводу, в котором объём транзита природного газа во много раз превышает объём попутного нефтяного газа, который подлежит закачке в газотранспортную систему.
Вместо сжигания нефти производители нефти могли бы повторно закачивать газ в нефтяное месторождение [6, c. 7]. Однако нефтедобывающие компании часто не в состоянии применять подход повторного закачивания газа в нефтяное месторождение из-за технических, нормативных и экономических барьеров, препятствующих экономически эффективному внедрению таких стратегий использования. Например, количество газа, которое может быть повторно введено в нефтяной пласт или использовано для выработки электроэнергии на месте добычи нефти, намного меньше, чем количество попутного нефтяного газа, образовавшегося на этом нефтяном пласте. До 40 % попутного нефтяного газа как полезного сырья до теряется, поскольку при последующей добыче нефти не весь газ, закачанный обратно в пласт, можно будет извлечь обратно.
Этот метод условно можно охарактеризовать как экологически нейтральный, так как при этом не возникает дополнительных отрицательных воздействий на окружающую среду по сравнению с воздействиями, характерными для обычного процесса нефтедобычи.
Среди способов полезного использования попутного нефтяного газа наиболее эффективным и безопасным является рекуперация тепловой энергии сгорания газа в высокоэффективных циклонных реакторах для подогрева нефти, пластовой воды, производства перегретого пара и электроэнергии. Важно, что нагрев пластовой воды перед её последующей закачкой в пласт существенным образом увеличивает нефтеотдачу скважины и способствует полному извлечению запасов месторождения. Таким образом появляется возможность использовать попутный газ с минимальным влиянием на экосистему и одновременно с этим получать финансовую выгоду за счёт экономии средств на энергию и повышения эффективности производства. Особенно актуально это для месторождений с малыми объёмами выхода попутного газа, а также месторождений, находящихся в труднодоступных районах. В таких случаях для нефтедобывающих компаний использование тепла сгорания газа является рациональным решением, которое позволит не только вдумчиво расходовать природные ресурсы, но и избежать разорения из-за высоких штрафов.
Сжигание попутного нефтяного газа является общепризнанной проблемой нефтяной отрасли России. Несмотря на наметившуюся в последние годы позитивную тенденцию снижения объёмов сжигаемого попутного газа, текущая экономическая ситуация (низкие цены на нефть и газ, в частности) оказывает негативное влияние на положение дел в этой области.
Представители правительственных организаций заявляют о достижении показателей продуктивной переработки попутного нефтяного газа в 90 % в 2016 году, что по мнению Минприроды России, связано с принятием поправок в Закону «Об охране окружающей среды» (№ 219-ФЗ), которые обязывают предприятия устанавливать свои технологические нормативы на уровне применения наилучших доступных технологий. Общий объём инвестиций в повышение полезного использования попутного нефтяного газа был оценён в 200 млрд рублей. По прогнозам Министерства энергетики России, целевой показатель полезного использования попутного газа в 95 % будет достигнут до 2020 года.
В 2015 году объём сжигаемого попутного нефтяного газа в мире увеличился до 147 млрд м3 по сравнению с 145 млрд м3 в 2014 и 141 млрд м3 в 2013 году. Россия получила «лидерство» по факельному сжиганию попутного нефтяного газа, за ней следуют Ирак, Иран и США. По количеству факелов Россия также среди «лидеров» (на третьем месте после США и Канады).
Мировым сообществом признано, что одной из глобальных проблем, связанных с добычей и переработкой нефти, является утилизация попутного нефтяного газа. Этот вопрос постоянно стоит на повестке дня экологических конференций под эгидой ООН и Всемирного Банка. В частности, этот вопрос рассматривался на Всемирной конференции по климату в Париже (COP21) в 2015 году. Была принята программа «Zero Routine Flaring by 2030», целью которой является прекращение непродуктивного сжигания попутного нефтяного газа до 2030 года [5].
В настоящий момент Россия участвует в Инициативе только на уровне правительства, но каких-либо активных действий в рамках данной программы пока не наблюдается.
Таким образом, мировой опыт показывает, что полезное использование попутного нефтяного газа включает несколько вариантов, которые могут быть сгруппированы в два основных направления: сбор и переработка газа с извлечением широкой фракции лёгких углеводородов и получением сухого отбензиненного газа (сухого газа), который поставляется в газотранспортную систему, и использование газа в качестве сырья для технологических нужд промыслов в районах добычи (закачка газа в продуктивные нефтяные пласты для поддержания пластового давления, повышения нефтеотдачи) и для удовлетворения местных потребностей в энергоресурсах (включая выработку электроэнергии).
Альтернативой сжиганию попутного нефтяного газа является его сохранение путём обратной закачки в недра для добычи и переработки в будущем, использование для генерации электрической и тепловой энергии, переработка в топливо или сырьё для химической промышленности. Попутный нефтяной газ имеет высокую теплотворную способность, содержащиеся в нём этан и метан используются для производства пластических масс и каучука, более тяжёлые элементы в газе служат сырьём при производстве ароматических углеводородов, высокооктановых топливных присадок и сжиженного пропан-бутана, который используется в качестве топлива, а также для бытовых и промышленных нужд.
На сегодняшний день существуют проблемы с реализацией мер, а также их отбором и планированием, которые тормозят практическую реализацию потенциала полезного использования попутного нефтяного газа. Единого подхода к полезному использованию попутного нефтяного газа не может быть, так как каждое месторождение индивидуально и характеризуется своими специфическими как геологическими, так и промысловыми особенностями.
Литература:- Разработаны уточнения в порядок учёта природоохранных инвестиций компаний в счёт платы за выбросы при сжигании ПНГ // Минприроды Российской Федерации. — 14.06.2017. — [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.mnr.gov.ru/news/detail.php?ID=342964&sphrase_id=3345078
- Книжников А. Ю., Ильин А. М. Проблемы и перспективы использования попутного нефтяного газа в России — 2017 / А. Ю. Книжников, А. М. Ильин // WWF России, М., 2017 г. — 34 с.
- Flaring Gas: How Not to Waste a Valuable Resource // By Columbia center on sustainable investment. — September 16, 2016. — [Electronic resource]. Access denied: http://blogs.ei.columbia.edu/2016/09/16/flaring-gas-how-not-to-waste-a-valuable-resource/
- Оздоева А. Х. Выбор технологий полезного использования попутного нефтяного газа на основе экономических оценок: Дис. … канд. эконом. наук / А. Х. Оздоева. — М., 2016. — 170 с.
- Zero Routine Flaring by 2030 // The World Bank. — May 10, 2017. — [Electronic resource]. Access denied: http://www.worldbank.org/en/programs/zero-routine-flaring-by-2030
- Способы утилизации попутного нефтяного газа в России // Компания Sibur. — 2017. — [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.sibur.ru/upload/iblock/7f9/7f99b71b46a22dd0c4769d35596e3413.pdf
Основные термины (генерируются автоматически): попутный нефтяной газ, полезное использование, попутный газ, Россия, окружающая среда, нефтяной газ, газотранспортная система, газ, млрд, нефтяное месторождение.
moluch.ru
Переработка попутного нефтяного газа - База знаний
Переработка попутного нефтяного газа
Попутный нефтяной газ (ПНГ) представляет собой фракции различных летучих веществ, которые входят в состав сырой нефти. В связи с действием высокого давления они находятся в редком агрегатном состоянии. Но при добыче нефти давление резко уменьшается, а газы начинают выкипать из сырой нефти.
Состав таких веществ может быть очень разнообразным. В связи со сложностью их уловления и переработки ранее ПНГ просто выжигались из добываемой нефти. Однако с развитием нефтехимической промышленности, уменьшением запасов сырья и увеличением стоимости данных веществ их стали выделять в отдельную группу и перерабатывать вместе с природным газом. Главными составляющими попутного нефтяного газа являются метан, бутан, пропан и этан. Все эти вещества известны нам благодаря своей способности выделять большое количество тепла при сгорании. Этан является ценным сырьем для нефтехимии. Именно поэтому в наше время сложно встретить факелы над нефтедобывающими платформами. К примеру для залежей РФ в попутном газе содержится около 70% метана, до 13% этана, 17% пропана и 8% бутана. Просто сжигать такое количество энергоносителей стало нерентабельно.
Еще одной причиной переработки и грамотной утилизации попутного нефтяного газа стали экологические проблемы. Большие объемы угарного газа выделяются при сгорании этих веществ, что приводит к нарушению экологического баланса и повышению среднегодовой температуры в этих регионах.
Современная нефтехимия способна перерабатывать данные вещества и создавать из них полимерные соединения. Это стало решающим аргументом в пользу грамотного использования попутного газа. Оно позволило не только окупить затраты на его переработку, но и стало приносить большой доход. В наше время все ископаемые углеводороды перерабатываются практически на сто процентов.
Причины такого решения
Основными причинами, которые повлияли на добычу и переработку попутного нефтяного газа, были экономические и экологические. Не стоит забывать, что залежи углеводородов постепенно истощаются. Ископаемые не восстанавливаются за короткий период времени, поэтому их эффективное использование позволяет продлить срок службы добычи данных веществ. Несмотря на достаточно халатное отношение к экологическим проблемам в нашей стране, переоценить вредное влияние нефтедобывающих заводов сложно. При сгорании попутного газа образуется множество вредных веществ (углекислый газ и копоть различного типа). Легкие фракции этих продуктов способны преодолевать огромные расстояния с ветром. Это приносит ущерб не только малонаселенной Сибири, но и многим прилегающим территориям. Наносится вред природе нашей страны, что приводит не только к моральному, но и материальному ущербу. Проблему удалось решить благодаря стремительному развитию прогресса. В попутном нефтяном газе содержатся так называемые легкие вещества группы С2+. Все эти газы служат отличным сырьем для нефтехимии. Они используются для создания полимеров, в парфюмерной промышленности, строительстве и т.д. Таким образом, грамотная переработка попутного нефтяного газа стала оправдывать себя с экономической точки зрения.
Процесс переработки попутного нефтяного газа преследует единственную цель – выделить из газообразного метана и этана более легкие составляющие. Выполняться процесс может несколькими способами. Каждый из них имеет свои преимущества и позволяет получить сырье для дальнейшей переработки. Самый простой способ представляет собой процесс конденсации легкий фракций при низкой температуре и обычном давлении. Например, метан переходит в жидкое состояние при температуре -161,6 градус, этан – при 88,6. В то же время более легкие примеси оседают при более высоких температурах. Пропан имеет температуру сжижения -42 градуса, а бутан -0,5. Процесс конденсации очень простой. Смесь охлаждается в несколько этапов, во время которых удается отделить бутан, затем пропан и этан от газообразного метана. Последний используется в качестве топлива, а остальные вещества становятся сырьем для нефтехимии. При этом сжиженные газы относят к широкой фракции легких углеводородов, а газообразные – к сухому отбензиненному газу (СОГ).
Еще одним методом переработки является химический процесс фильтрации. Он основан на том, что разные вещества взаимодействуют с различными типами жидкости. Принцип основан на низкотемпературной абсорбции ШФЛУ другими углеводородами или жидкостями. Очень часто в качестве рабочего вещества используется жидкий пропан. В рабочие установки поступает нефтяной газ. Его легкие фракции растворяются в пропане, в то время как метан и этан проходят дальше. Процесс называется барбитурированием. После нескольких этапов фильтрации на выходе получается два готовых вида продукции. Жидкий пропан, обогащенный ШФЛУ, и чистый метан. Первые вещества становятся сырьем для нефтехимии, а метан используется в качестве топлива. В редких случаях в качестве рабочей жидкости используются маслянистые углеводороды, что приводит к образованию других полезных веществ.
Газопереработка в СИБУРе
Самым крупным предприятием на территории Российской Федерации, занимающимся переработкой попутного нефтяного газа, является компания СИБУР. Основные производственные мощности достались холдингу еще от Советского Союза. Именно на их базе было организовано само предприятие. Со временем грамотная политика и применение современных технологий привело к образованию новых активов и дочерних компаний. На сегодняшний день в состав компании входит шесть заводов по переработке нефтяного газа, расположенных в Тюменской области.
| Название | Год запуска | Местоположение | Проектная мощность по сырому газу, млрд. м³ | Поставщики ПНГ | Производство СОГ в 2009 году, млрд м³ | Производство ШЛФУ (ПБА) в 2009 году, тыс. тонн |
| «Южно-Балыкский ГПК» | 1977-2009 | г. Пыть-Ях, ХМАО | 2,930 | Месторождения ООО «РН-Юганнефтегаз» | 1,76 | 425,9 |
| «Ноябрьский газоперерабатывающий комплекс» (Муравленковский ГПЗ, Вынгапуровская КС, Вынгаяхинский КЦ, Холмогорский КЦ) | 1985-1991 | г. Ноябрьск, ЯНАО | 4,566 | Месторождения ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» | 1,61 | 326,0 |
| «Няганьгазпереработка»* | 1987-1989 | г. Нягань, ХМАО | 2,14 |
Месторождения ОАО «ТНК-Нягань»
Месторождения ТПП «Урайнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» |
1,15 | 158,3 (ПБА) |
| «Губкинский ГПК» | 1989-2010 | г. Губкинский, ЯНАО | 2,6 | Месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз», месторождения ООО «Пурнефть» | 2,23 | 288,6 |
| «Нижневартовский ГПЗ»* | 1974-1980 | г. Нижневартовск, ХМАО | 4,28 | Месторождения компаний «ТНК-ВР», «Славнефть», «РуссНефть» | 4,23 | 1307,0 |
| «Белозерный ГПЗ»* | 1981 | г. Нижневартовск, ХМАО | 4,28 | Месторождения компаний «ТНК-ВР», «РуссНефть» | 3,82 | 1238,0 |
* – в составе СП «Юграгазпереработка» с нефтяной компанией ТНК-ВР.
На сегодняшний день компания СИБУР тесно сотрудничает с нефтедобывающим предприятием ТНК-ВР. Получая попутный нефтяной газ с вышек этой организации, дочернее предприятие «Юграгазпереработка» осуществляет его переработку. При этом СОГ остается в собственности ТНК-ВР, а жидкие фракции отходят к СИБУР. В дальнейшем они становятся сырьем для остальных заводов компании, которые производят на их основе необходимые материалы путем газофракционирования и термической обработки. К примеру, в 2010 году всем заводам СИБУРа удалось произвести 15,3 млрд. кубических метров сухого газа и почти 4 тонны ШФЛУ. Это позволило получить громадный доход и существенно снизить вредные выбросы в атмосферу.
pro-ptr.ru
Природные попутно нефтяные газы - переработка, утилизация и сжигание
На сегодняшний день наибольшую ценность среди всех полезных ископаемых имеют нефть и газ. Именно они, несмотря на разработки новых технологий в области энергетики, продолжают добываться по всему миру и использоваться для производства продуктов, необходимых для человеческой жизнедеятельности. Однако, наряду с ними присутствует так называемый попутный нефтяной газ, который на протяжении достаточно длительного времени не находил никакого использования. Но в последние несколько лет отношение к данному виду полезного ископаемого изменилось в корне. Он стал цениться и наряду с природным газом также использоваться.
Попутным нефтяным газом (ПНГ) называется смесь разнообразных газообразны углеводородов, которые находятся в нефти в растворенном состоянии, и выделяются во время добычи и подготовки нефти. Кроме этого, ПНГ также называются те газы, выделение которых происходит во время термической переработки нефти, например, крекинга или гидроочистки. Такие газы состоят из предельных и непредельных углеводородов, к которым относятся метан и этилен.
Стоит отметить, что попутный нефтяной газ содержится в нефти в разных количествах. Одна тонна нефти может иметь в своем составе как один кубометр ПНГ, так и несколько тысяч. Так как попутный нефтяной газ выделяется только во время сепарации нефти, и другими способами его нельзя добыть, кроме как вместе (попутно) с нефтью, то, соответственно, он является побочным продуктом нефтедобычи.
Основное место в составе ПНГ занимают метан и более тяжелые углеводороды, такие как этан, бутан, пропан и другие. Стоит отметить, что различные нефтяные месторождения будут содержать, во-первых, разный объем попутного нефтяного газа, а, во-вторых, он будет разного состава. Так, в одних регионах в составе такого газа можно обнаружить неуглеводородные компоненты (соединения азота, серы, кислорода). Также, тот газ, который выходит из-под земли в виде фонтанов после вскрытия пластов нефти в своем составе имеет сниженное количество тяжелых углеводородных газов. Это связано с тем, что та часть газа, которая представляется более «тяжелой», остается в самой нефти. В связи с этим, в самом начале разработки нефтяных месторождений, вместе с нефтью происходит добыча ПНГ, в составе которого содержится большое количество метана. Однако, при дальнейшей разработки месторождения, данный показатель уменьшается и основными компонентами газа становятся тяжелые углеводороды.
Утилизация попутного нефтяного газа
До недавнего времени данный газ никак не использовался. Сразу после его добычи происходило сжигание попутного нефтяного газа. Это было связано, в основном с тем, что не было необходимой инфраструктуры для его сбора, транспортировки и переработки, в результате чего основная масса ПНГ просто терялась. Поэтому, большая его часть сжигалась в факелах. Однако, сжигание попутного нефтяного газа имело ряд негативных последствий, связанных с выбросом в атмосферу огромного количества загрязняющих веществ, таких, как частицы сажи, углекислый газ, диоксид серы и многое другое. Чем выше концентрация данных веществ в атмосфере, тем меньше здоровья у людей, так как они способны вызывать заболевания репродуктивной системы человеческого организма, наследственные патологии, онкологические заболевания и др.
Таким образом, до недавнего времени, уделялось много внимания утилизации и переработке попутного нефтяного газа. Так, существует несколько методов, которыми пользовались с целью утилизировать ПНГ:
- Переработка попутного нефтяного газа в энергетических целях. Данный способ позволяет применять газ в качестве топлива в промышленных целях. При таком способе переработки в конечном итоге получается экологически чистый газ с улучшенными свойствами. Кроме этого, данный способ утилизации является очень выгодным для производства, поскольку позволяет предприятию сэкономить собственные средства. Данная технология имеет множество плюсов, одним из которых является экологичность. Ведь, в отличие от простого сжигания ПНГ, в данном случае горение отсутствует, а, следовательно, выброс вредных веществ в атмосферу минимален. Кроме этого, есть возможность дистанционно контролировать процесс утилизации газа.
- Применение ПНГ в нефтехимической промышленности. Имеет место обработка такого газа с появлением сухого газа, бензина. Полученные на выходе продукты применяются для удовлетворения бытовых производственных потребностей. Например, подобные смеси являются неотъемлемыми участниками процессов производства многих искусственных нефтехимических продуктов, таких, как пластмасса, бензина с высоким октановым числом, многих полимеров;
- Повышение нефтеотдачи путем закачивания ПНГ в пласт. Данный метод обуславливает соединение ПНГ с водой, нефтью, а также другими горными породами, в результате чего происходит реакция, которая взаимодействует с обменом и взаимным растворением. В этом процессе происходит насыщение воды химическими элементами, что, в свою очередь, приводит к более интенсивному процессу нефтяной добычи. Однако, не смотря на то, что данный метод, с одной стороны, является полезным, так как увеличивает нефтеотдачу, с другой стороны, он наносит непоправимый вред оборудованию. Это связно с отложением солей на технике во время использования данного метода. Поэтому, если такой метод имеет смысл применить, то наряду с ним осуществляется множество мероприятий, направленных на сохранение живых организмов;
- Использование «галзифта». Другими словами, газ закачивается в скважину. Данный способ отличается своей экономичностью, поскольку в данном случае необходимо потратиться только на приобретение надлежащего оборудования. Метод целесообразно использовать для неглубоких скважин, в которых наблюдаются большие перепады давления. Кроме этого, «газлифт» часто применяют при обустройствах канатных систем.
Несмотря на разнообразие способов переработки попутного нефтяного газа, наиболее распространенным является разделение газа на составляющие. Благодаря данному методу становится возможным получить сухой очищенный газ, который ни чем не хуже привычного всем природного газа, а также широкую фракцию легких углеводородов. В таком виде смесь пригодна для применения в качестве сырья для нефтехимической промышленности.
Использование попутного нефтяного газа
На сегодняшний день попутный нефтяной газ является не менее ценным полезным ископаемым, чем нефть и природный газ. Он добывается попутно с нефтью и используется в качестве топлива, а также для производства различных веществ в химической промышленности. Нефтяные газы также являются отличным материалом для получения пропилена, бутиленов, бутадиена и других продуктов, участвующих в процессе производства таких материалов, как пластмасса и каучуки. Стоит отметить, что в процессе множественных исследований попутного нефтяного газа было выявлено, что он является очень ценным сырьем, поскольку обладает определенными свойствами. Одним из таких свойств выступает высокая теплотворная способность, поскольку при его сгорании выделяется порядка 9-15 тысяч ккал/кубометр.
Кроме этого, как уже говорилось ранее, попутный газ из-за содержания в своем составе метана и этана является отличным исходным материалом для производства различных веществ, используемых в химической промышленности, а также для изготовления топливных присадок, ароматических углеводородов и сжиженных углеводородных газов.
Данный ресурс используется в зависимости от размера месторождения. Например, тот газ, который извлекается из мелких месторождений, уместно будет использовать для обеспечения электроэнергией потребителей на местах. Добытый ресурс из средних месторождений рациональнее всего продавать предприятиям химической промышленности. Газ из крупных месторождений уместно применять для производства электроэнергии на крупных электростанциях с дальнейшей продажей.
Таким образом, стоит отметить, что попутный природный газ в настоящее время считается очень ценным полезным ископаемым. Благодаря развитию технологий, изобретению новых способов очистки атмосферы от промышленных загрязнений, люди научились добывать и рационально использовать ПНГ с минимальным вредом для окружающей среды. При этом, сегодня ПНГ практически не утилизируется, а рационально используется.
news-mining.ru
