Одна из острых проблем в нефтегазовом секторе сегодня – это проблема сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ). Она влечет за собой экономические, экологические социальные потери и риски для государства, и становится еще более актуальной при нарастании мировой тенденции по переводу экономики к низкоуглеродному и энергоэффективному способу развития.
ПНГ представляет собой смесь углеводородов, которые растворены в нефти. Он содержится в нефтяных пластах и высвобождается на поверхность при добыче «черного золота». ПНГ отличается от природного газа тем, что помимо метана, состоит из бутана, пропана, этана и других более тяжелых углеводородов. Кроме того в нем можно обнаружить и неуглеводородные составляющие, такие как гелий, аргон, сероводород, азот, углекислый газ.
Вопросы использования и утилизации ПНГ присущи всем нефтедобывающим странам. А для России они более актуальны, ввиду того, что наше государство, по данным Всемирного Банка, в лидерах списка стран с самыми высокими показателями сжигания ПНГ на факелах. По исследованиям экспертов, первое место в этой сфере досталось Нигерии, уже за ней следует Россия, а потом – Иран, Ирак и Ангола. Официальные данные говорят о том, что ежегодно в нашей стране извлекается 55 млрд. м3 ПНГ, из них — 20-25 млрд. м3 сжигается, и только 15-20 млрд. м3 попадает в химическую промышленность. Больше всего газа сжигается в труднодоступных местах добычи нефти Восточной и Западной Сибири. Из-за большого освещения ночью из космоса видны самые крупные мегаполисы Европы, Америки и Азии, а также малонаселенные участки Сибири, по причине огромного количества нефтяных факелов сжигания ПНГ.
Один из аспектов данной проблемы – экологический. При сжигании этого газа происходит большое количество вредных выбросов в атмосферу, что влечет за собой ухудшение состояния окружающей среды, уничтожение невозобновляемых природных ресурсов, развивает негативные общепланетарные процессы, которые крайне отрицательно влияют на климат. По недавним ежегодным статистическим данным от сжигания ПНГ только Россией и Казахстаном в атмосферу попадает более миллиона тонн загрязняющих веществ, в состав которых входят и углекислый газ, и диоксид серы, и сажевые частицы. Эти и многие другие вещества, естественно, попадают и в организм человека. Так, исследования по Тюменской области показали, что тут уровень заболеваемости многими классами болезней намного больше, чем в других регионах России. В этом списке – заболевания репродуктивной системы, наследственные патологии, ослабление иммунитета, онкологические заболевания.
Но проблемы утилизации ПНГ ставят не только экологические вопросы. Они с вязаны и с вопросами больших потерь в экономике государства. Попутный нефтяной газ – важное сырье для энергетической и химической отраслей промышленности. Он обладает большой теплотворной способностью, а входящие в состав ПНГ метан и этан используются в производстве пластмасс и каучука, другие его элементы – ценное сырье для высокооктановых топливных присадок и сжиженных углеводородных газов. Масштабы экономических потерь в этой области огромны. Например, нефтегазодобывающие предприятия России в 2008 году сожгли более 17 млрд.м3 ПНГ и 4,9 млрд. м3 природного газа, добывая газовый конденсат. Эти показатели сходны с годовой потребностью всех россиян в бытовом газе. Как последствие данной проблемы – экономические потери для нашей страны 2,3 млрд. долларов в год.
Проблема утилизации ПНГ в России зависит от многих исторически сложившихся причин, которые до сих пор не позволяют решить ее простыми и быстрыми способами. Свое начало она берет в нефтяной промышленности СССР. В то время в центре внимания были только гигантские месторождения, а основная цель — добыча огромных объемов нефти при минимальных издержках. Ввиду этого переработка попутного газа относилась к второстепенным вопросам и менее рентабельным проектам. Определенная схема утилизации, конечно, была принята. Для этого в самых крупных местах добычи нефти строились не менее крупные ГПЗ с разветвленной газосборной системой, которые были ориентированы на переработку сырья с близлежащих месторождений. Совершенно очевидно, что данная технология эффективно может работать только на крупном производстве, и несостоятельна на средних и малых месторождениях, которые наиболее активно разрабатываются в последнее время. Другая проблема советской схемы в том, что ее технические и транспортные характеристики не позволяют транспортировать и перерабатывать газ, обогащенный тяжелыми углеводородами в силу невозможности его перекачки по трубопроводам. Поэтому его до сих пор приходится сжигать в факелах. В СССР сбор газа и поставка его на заводы финансировались из единой системы. После того, как союз развалился, сформировались независимые нефтяные компании, в руках которых и сосредоточились источники ПНГ, в то время как доставка и сбор газа остались у грузопереработчиков. Последние и стали монополистами в этой сфере. Таким образом, у нефтяников просто не было стимула для инвестиций в строительство газосборных предприятий на новых месторождениях. Тем более, что использование ПНГ требует огромных вложений. Компаниям этот газ дешевле сжигать в факелах, чем строить систему сбора и переработки.
Основные причины сжигания ПНГ можно очертить следующим образом. Отсутствуют дешевые технологии, которые позволят утилизировать газ, обогащенный тяжелыми углеводородами. Нет достаточных мощностей для переработки. Различные составы ПНГ и природного газа ограничивают доступ нефтяникам к Единой системе газоснабжения, которая заполнена природным газом. Строительство необходимых газопроводов многократно повышает цену добываемого газа по сравнению с природным. Несовершенна и существующая в России система контроля по выполнению лицензионных соглашений. Штрафы за выбросы вредных веществ в атмосферу гораздо меньше затрат на утилизацию ПНГ. На российском рынке практически отсутствуют технологии, которые бы занимались сбором и переработкой этого газа. Подобные решения есть за рубежом, но их использование тормозится очень высокой ценой, а так же необходимой адаптацией к российским условиям, как климатическим, так и законодательным. Например, требования к промышленной безопасности у нас более жесткие. Уже есть случаи, когда заказчики вкладывали огромные суммы и в итоге получали оборудование, которое невозможно было эксплуатировать. Поэтому собственное производствогазоперекачивающих компрессорных станций и установок дожатия ПНГ важный вопрос для нефтегазовой отрасли России. Над его решением уже работают казанский«ПНГ-Энергия» и томский «БПЦ Инжиниринг». Несколько проектов по проблеме утилизации ПНГ на разных этапах развития находятся в Сколково.
Правительство Российской Федерации желает привести ситуацию с ПНГ к мировым стандартам. Вопросы о необходимой либерализации цен на этот продукт поставлены уже в 2003 году. В 2007 году произошло обнародование последних данных об объеме сжигаемого ПНГ в факелах – это треть всего продукта. В ежегодном Послании Президента РФ Федеральному Собранию РФ от 26 апреля 2007 года Владимир Путин обратил внимание на проблему и дал поручение правительству подготовить комплекс мер по решению этого вопроса. Он предложил увеличить штрафы, создать систему учета, ужесточить лицензионные требования к недропользователям, а также довести уровень утилизации ПНГ к среднемировому – 95% к 2011 году. Но Минэнерго рассчитало, что подобный показатель можно выполнить по самым оптимистичным прогнозам только к 2015 году. ХМАО, например, на данный момент перерабатывает 90%, при действующих восьми газоперерабатывающих предприятиях. ЯНАО характеризуется гигантскими необжитыми территориями, что усложняет вопрос утилизации ПНГ, поэтому здесь используется порядка 80%, а к 95 % округ придет только в 2015-2016 годах.
Переработка попутного нефтяного газа (ПНГ) - направление, которому сегодня уделяется повышенное внимание. Этому способствует ряд обстоятельств, прежде всего рост добычи нефти и ужесточение экологических норм. По данным 2002 г., всего в Российской Федерации извлечено из недр 34,2 млрд. м3 ПНГ, из них потреблено 28,2 млрд. м3. Таким образом, уровень использования ПНГ составил 82,5%, при этом в факелах сгорело около 6 млрд. м3 (17,5%).
В том же 2002 г. на газоперерабатывающих заводах России было переработано 12,3 млрд. м3 ПНГ (43,6% «потребленного» газа), из них в Тюменской области, основном регионе производства ПНГ - 10,3 млрд. м3. На промысловые нужды (подогрев нефти, отопление вахтовых поселков и т.п.) с учетом технологических потерь было израсходовано 4,8 млрд. м3 (17,1%), еще 11,1 млрд. м3 (39,3%) использовано для выработки электроэнергии на ГРЭС. Дальнейший рост утилизации ПНГ до заложенных в лицензионных соглашениях 95% наталкивается на ряд трудностей. Прежде всего, при существующих ценовых «вилках» 1 продажа газа на ГПЗ с небольшого месторождения (1-1,5 млн. т нефти в год) рентабельна, если перерабатывающий завод находится на расстоянии не более 60-80 км.
Однако вновь вводимые нефтяные месторождения удалены от ГПЗ на 150-200 км. В этом случае учет всех элементов затрат выводит себестоимость попутного газа на уровень, при котором вариант утилизации попутного газа на ГПЗ для многих недропользователей неэффективен и ими ищутся варианты переработки ПНГ непосредственно на нефтепромыслах.
Основные решения по утилизации ПНГ, которыми сегодня могут воспользоваться нефтедобывающие компании таковы:
1. Переработка ПНГ средствами нефтехимии.
2. «Малая энергетика» на базе ПНГ.
3. Закачка ПНГ и смесей на его основе в пласт для повышения нефтеотдачи.
4. Переработка газа на синтетическое топливо (технологии СЖТ/GTL).
5. Сжижение подготовленного ПНГ.
Как видно по приведенным ранее цифрам, в РФ в «глобальных масштабах» из этих направлений развиваются лишь два: потребление ПНГ в качестве топлива с целью выработки электроэнергии и как сырья для нефтехимии (получение сухого отбензиненного газа, газового бензина, ШФЛУ и сжиженного газа для бытовых нужд).
Между тем, новые технологии и оборудование позволяют реализовать многие процессы непосредственно на промыслах, что полностью устранит или существенно снизит потребность в дорогостоящей сетевой инфраструктуре, вовлечет в переработку неиспользуемые объемы ПНГ, улучшит экономическую эффективность нефтедобычи.
Согласно проведенному анализу к перспективным направлениям промысловой утилизации ПНГ сегодня относятся:
Микротурбинные или газопоршневые установки, покрывающие потребность нефтепромыслов в электрической и тепловой энергии.
. малогабаритные установки сепарации для получения товарной продукции (топливного метана на собственные нужды, ШФЛУ, газового бензина и ПБТ).
. комплексы (установки) конвертации ПНГ в метанол и синтетические жидкие углеводороды (автомобильный бензин, дизтопливо и т.п.).
Выработка попутного нефтяного газа
Доведение добытой сырой нефти до товарных кондиций происходит в установках комплексной подготовки нефти (УКПН). В УКПН, помимо обезвоживания, сероочистки и обессоливания нефти, осуществляется ее стабилизация, то есть отделение в специальных стабилизационных колоннах легких фракций (т.е. ПНГ и газа выветривания). С УКПН стабилизированная нефть требуемого качества подается через коммерческие узлы учета нефти в магистральные нефтепроводы. Выделенный ПНГ при наличии специального газопровода доставляется потребителям, а при отсутствии «трубы» сжигается, используется на собственные нужды или перерабатывается. Отметим, что ПНГ отличается от природного газа, состоящего на 70-99% из метана, высоким содержанием тяжелых углеводородов, что и делает его ценным сырьем для нефтехимических производств.
Состав ПНГ различных месторождений Западной Сибири
Месторождение | Состав газа, % масс. | ||||||||
| СН 4 | С 2 Н 6 | С 3 Н 8 | i-С 4 Н 10 | n-С 4 Н 10 | i-С 5 Н 12 | n-С 5 Н 12 | СO 2 | N 2 | |
| Самотлорское | 60,64 | 4,13 | 13,05 | 4,04 | 8,6 | 2,52 | 2,65 | 0,59 | 1,48 |
| Варьеганское | 59,33 | 8,31 | 13,51 | 4,05 | 6,65 | 2,2 | 1,8 | 0,69 | 1,51 |
| Аганское | 46,94 | 6,89 | 17,37 | 4,47 | 10,84 | 3,36 | 3,88 | 0,5 | 1,53 |
| Советское | 51,89 | 5,29 | 15,57 | 5,02 | 10,33 | 2,99 | 3,26 | 1,02 | 1,53 |
ПРИМЕР: стоимость УКПН зависит от пластового содержания ПНГ, а также количества попутных водяных паров, сероводорода и т.п. Ориентировочная оценка стоимости установки на 100-150 тыс. т. в год товарной нефти - $20-40 млн.
Фракционная («нехимическая») переработка ПНГ
В результате переработки ПНГ на газоперерабатывающих установках (заводах) получают «сухой» газ, сходный с природным, и продукт под названием «широкая фракция легких углеводородов» (ШФЛУ). При более глубокой переработке номенклатура продуктов расширяется - газы («сухой» газ, этан), сжиженные газы (СУГ, ПБТ, пропан, бутан и т.д.) и стабильный газовый бензин (СГБ). Все они, включая ШФЛУ, находят спрос, как на внутреннем, так и на внешнем рынках2.
Доставка продуктов переработки ПНГ до потребителя чаще всего осуществляется по трубопроводу. Необходимо помнить, что транспортировка трубопроводом довольно опасна. Как и ПНГ, ШФЛУ, СУГ и ПБТ тяжелее воздуха, поэтому при негерметичности трубы пары будут накапливаться в приземном слое с образованием взрывоопасного облака. Взрыв в облаке распыленного горючего вещества (т.н. «объемный») характеризуется повышенной разрушительной силой3. Альтернативные варианты транспортировки ШФЛУ, СУГ и ПБТ не представляют технических проблем. Сжиженные газы перевозится в ж/д цистернах и т.н. «универсальных контейнерах» под давлением до 16 атм. железнодорожным, речным (водным) и автомобильным транспортом.
При определении экономического эффекта от переработки ПНГ следует иметь в виду, что на российских производителей СУГ накладывается т.н. «балансовое задание» по поставкам СУГ для бытовых потребителей по «балансовым ценам» (по данным АК «СИБУР» - это 1,7 тыс. руб./т). «Задания» на практике достигают 30% от объема производства, что ведет к росту стоимости СУГ для коммерческих пользователей (4,5-27 тыс. руб./т в зависимости от региона). Министерство промышленности и энергетики РФ обещает отменить «балансовые задания» в конце 2006 года и это может вызвать снижение цен на рынке СУГ. Впрочем, производители сжиженного газа убеждены, что окончательное решение будет принято не ранее 2008 г. Из-за стабильно высоких цен на СУГ в Европе выгоднее перерабатывать ПНГ и ШФЛУ в СУГ. В России же более прибыльным может оказаться получение метанола или БТК (смесь бензола, толуола и ксилола). В дальнейшем смесь БТК может быть переработана деалкилированием в бензол, который является товарным продуктом, пользующимся высоким спросом.
ПРИМЕР: Комплекс по выработке ШФЛУ из ПНГ по схеме низкотемпературной конденсации запущен на ОАО «Губкинский ГПК» в 2005 г. Перерабатывается 1,5 млрд. м3 попутного нефтяного газа, производство ШФЛУ - до 330 тыс. т/г, общая стоимость комплекса, включая 32-х километровую врезку в конденсатопровод «Уренгой-Сургутский ЗСК», - 630 млн. рублей ($22,5 млн.). По схожей технологии могут работать малогабаритные установки сепарации, предназначенные для установки на промыслах.
Закачка ПНГ в пласт для повышения нефтеотдачи
Количество технологий, схем эксплуатации и оборудования (разной степени эффективности и освоенности) для повышения нефтеотдачи (см. диаграмму «Методы повышения нефтеотдачи») очень велико.
ПНГ, в силу своей гомологической близости к нефти, представляется оптимальным агентом газового и в особенности водогазового воздействия (ВГВ) на пласт закачкой попутного нефтяного газа и иных рабочих жидкостей с его использованием (ПНГ+ вода, водно-полимерные композиции, растворы кислот и др.) 4. При этом увеличение нефтеизвлечения по сравнению с заводнением пласта необработанной водой зависит от конкретных условий. Скажем, разработчики технологии ВГВ (ПНГ+вода) указывают, что наряду с утилизацией ПНГ дополнительная добыча нефти составила 4-9 тыс. т/г нефти на 1 участок.
Более перспективными видятся технологии сочетающие закачку ПНГ с переработкой. При проектировании обустройства Копанского газоконденсатнонефтяного месторождения был исследован следующий вариант освоения ресурсов углеводородов. Из пласта извлекается нефть вместе с растворенным и попутными газами. Из газа отделяется конденсат и часть осушенного газа сжигается на электростанции для получения электроэнергии и выхлопных газов. Выхлопные газы закачиваются в газоконденсатную шапку («сайклинг-процесс») для повышения конденсатоотдачи.
Сайклинг-процесс считается одним из эффективных методов повышения конденсатоотдачи пласта5. Однако в нашей стране он не реализован ни на одном газоконденсатном месторождении или газоконденсатнои шапке6. Одна из причин - дороговизна процесса консервации запасов сухого газа. В рассматриваемой же технологии часть сухого газа подается потребителю. Другая, сжигаемая часть, обеспечивает получение достаточного для сайклинг-процесса количества закачиваемого газа, поскольку 1 м3 метана при сжигании превращается примерно в 10 м3 выхлопных газов.
ПРИМЕР: Консорциум по разработке Харьягинского месторождения - Total, Norsk Hydro и «ННК» - планирует реализовать проект по утилизации попутного нефтяного газа7 стоимостью от $10-20 млн. На Харьягинском месторождении ежегодно добывается около 900 тыс. т нефти и 150 млн. м3 ПНГ. Часть попутного газа идет на собственные нужды, а остальное - сжигается. Предложено три решения проблемы, одно из которых - закачка ПНГ в скважину ниже пласта, откуда добывается нефть. По предварительным расчетам, так возможно закачать весь ПНГ, однако есть опасения, что газ дойдет до близлежащей скважины, которая уже ликвидирована и принадлежит ЛУКОЙЛу. Тем не менее, этот вариант - предпочтительный. Другие два менее приоритетных варианта - продажа ПНГ ЛУКОЙЛу (нет инфраструктуры) или производство электроэнергии (проблема с потенциальным покупателем).
Установка энергоблоков
Один из наиболее распространенных способов утилизации ПНГ - использование как топлива для электростанций. При приемлемом составе ПНГ эффективность этого способа высока. По данным разработчиков 80%), работающая на ПНГ, при егоэлектростанция с утилизацией тепла (кпд учетной стоимости 300 руб. за 1000 м3, окупается за 3-4 года.
Предложение энергоблоков на рынке очень широко. Отечественные и зарубежные компании наладили выпуск установок, как в газотурбинном (ГТУ), так и в поршневом вариантах. Как правило, для большинства конструкций имеется возможность работы на ШФЛУ или ПНГ (определенного состава). Практически всегда предусмотрена утилизация тепла выхлопных газов в систему теплоснабжения промысла, предлагаются варианты самых современных и технологичных парогазовых установок. Одним словом можно с уверенностью говорить о буме внедрения объектов малой энергетики нефтяными компаниями для снижения зависимости от поставок электроэнергии РАО «ЕЭС», упрощения требований к инфраструктуре при освоении новых месторождений, снижения затрат на электроэнергию с одновременной утилизацией ПНГ и ШФЛУ. Согласно расчетам, себестоимость 1 кВтч электроэнергии для ГТУ «Пермских моторов» составляет 52 коп, а для импортного агрегата на основе поршневого двигателя «Катерпиллер» - 38 коп. (при невозможности работать на чистом ШФЛУ и наблюдается потеря мощности при работе на смешанном топливе).
ПРИМЕРЫ: Типичная стоимость дизельной электростанции зарубежного производства мощностью 1,5 МВт по прайс-листу дилера составляет €340 тысяч ($418 тыс.). Однако установка на промысле энергоблока такой же мощности с инфраструктурой (резервированием) и работающего на подготовленном газе требует капитальных вложений в $1,85-2,0 млн. 8
При этом себестоимость 1 КВтч при цене газа 294 руб./тыс. м3 и расходе 451-580 м3/тыс. КВтч составит уже 1,08-1,21 руб., что превышает текущий тариф - 1,003 руб./КВтч. При повышении действующего тарифа до 2,5 руб./КВтч и сохранении цены газа на сегодняшнем уровне дисконтированный срок окупаемости 8-10 лет.
«Сургутнефтегаз», утилизирующий до 96% ПНГ, ведет строительство 5 газотурбинных электростанций на отдаленных месторождениях - Лукъявинском, Русскинском, Биттемском и Лянторском. Реализация проекта позволит обеспечить выработку 1,2 млрд. КВтч/год (суммарная мощность электростанции 156 МВт на базе 13 энергоблоков единичной мощностью 12 МВт производства «Искра-Энергетика»). Каждый из этих энергоблоков способен в год переработать до 30 млн. м3 попутного газа и выработать до 100 млн. кВтч электроэнергии. Суммарная стоимость проекта составляет по разным оценкам от $125-200 млн., его выполнение задерживается в связи со срывом графика поставки энергоблоков.
Переработка ПНГ на синтетическое топливо (GTL)
Технология GTL только начинает свое распространение. Ожидается, что при дальнейшем развитии и росте цен на топливо она станет рентабельной. Пока GTL-проекты, реализующие технологию Фишера-Тропша, рентабельны только при достаточно больших объемах перерабатываемого сырья (от 1,4-2,0 млрд. м3 в год). Обычно GTL-проект рассчитан на утилизацию метана, однако есть сведения, что процесс может быть реализован и для углеводородных фракций C3-C4 и соответственно применен для переработки ПНГ. Первой стадией производства на базе технологии GTL является получение синтез-газа, который может быть получен даже из угля. Однако этот способ переработки более применим к ПНГ и ШФЛУ, а газовый бензин выгоднее утилизировать отдельно в качестве нефтехимического сырья.
На сегодняшний день в мире реализовано 2 крупных GTL-проекта:
Shell Middle Distillate Synthesis (SMDS) - Бинтулу, Малайзия, 600 000 т/г,
Завод в ЮАР постройки Sasol, заказчик Mossgas для PetroSA, 1 100 000 т/г.
В ближайшее время планируется осуществить полтора десятка других крупных проектов, находящихся в разной стадии готовности. Один из них, например, проект строительства завода в Катаре мощностью 7 млн. т нефтяного эквивалента. Его ориентировочная стоимость составит $4 млрд., или $600 на тонну продукции. Текущая стоимость строительства GTL-завода, по оценкам специалистов, составляет $400-500 на тонну продукции, и продолжает снижаться. В качестве комментария к этой цифре добавим, что хотя опыт эксплуатации коммерческих предприятий GTL-FT имеется, он ограничен жаркой и умеренной климатической зоной. Таким образом, имеющиеся проекты не могут быть перенесены без изменений в Россию, например, в район Якутии. Учитывая отсутствие у компаний опыта эксплуатации установок GTL-FT в жестких климатических условиях, изменение и доработка проектов могут потребовать значительного времени и, возможно, проведения дополнительных исследовательских работ. Среди известных разработчиков GTL-проектов отметим американскую венчурную компанию «Syntroleum» (www.syntroleum.com ), поставившую задачу проведения исследований с целью получения малых модульных производств для временного размещения на месторождениях, в т.ч. с возможностью утилизации ПНГ и ШФЛУ.
ПРИМЕРЫ: По оценке ООО НПО «Синтез» капитальные затраты на завод GTL-FT производительностью 500 тысяч тонн жидкого топлива в год с потреблением 1,4 млрд. м3 природного газа в год при размещении в Якутии составит $650 млн. ($1300 на тонну годовой производительности). Согласно рекламным материалам российского разработчика строительство установки, использующей традиционные технологии (паровая конверсия, получение 82% метанола-сырца) с годовой мощностью 12,5 тыс. тонн метанола и утилизацией 12 млн. м3 газа требует капитальных затрат $12 млн. ($960 на тонну годовой производительности). Установка «Энергосинтоп10000» примерно такой же производительности (12 тыс. тонн 96% технического метанола) обойдется в $10 млн. ($830 на тонну годовой производительности). А благодаря низким эксплутационных расходов себестоимость метанола окажется на 17-20% ниже.
Криогенная переработка ПНГ в сжиженный газ
Разработчики и изготовители предлагают как крупнотоннажные установки получения сжиженного природного газа производительностью 10-40 т/час с высоким (более 90%) коэффициентом ожижения перерабатываемого газа, так и установки малой производительности до 1 т/час. Способ сжижения - использование замкнутого однопоточного холодильного цикла на смеси углеводородов с азотом.
Для установок малой производительности по сжиженному природному газу возможны следующие способы сжижения:
Применение однопоточного холодильного цикла при переработке малых расходов исходного газа (коэффициент ожижения 0,95)
. применение детандерного цикла:
. а) замкнутого с коэффициентом ожижения 0,7-0,8;
. б) разомкнутого с коэффициентом ожижения 0,08-0,12.
Последний рекомендуется к применению на газораспределительных станциях, где узел редуцирования заменяется установкой получения сжиженного природного газа с расширением газа в детандере и частичным его ожижением. Этот способ практически не требует затрат энергии. Производительность установки зависит от расхода поступающего на газораспределительные станции газа и диапазона перепада давлений на входе и выходе станции. Получение сжиженного газа (метана) из ПНГ требует его предварительной подготовки. Условия перспективности криогенной переработки ПНГ (по данным «ЛенНИИхиммаш»):
Наиболее рентабельны установки при производительности от 500 млн. нм3/год до 3,0 млрд. нм3/год по перерабатываемому газу.
Располагаемое давление исходного газа для переработки не менее 3,5 МПа. При давлении ниже установка должна быть укомплектована блоком предварительного дожатия газа, что увеличивает капитальные и энергетические затраты.
. Запас газа не менее чем на 20 лет эксплуатации установки.
. Содержание тяжелых углеводородов, % об.: С3Н8 > 1,2. Сумма C 4+В > 0,45.
. Низкое содержание сернистых соединений (не более 60 мг/куб.м) и двуокиси углерода (не более 3%), не требующее очистки от них исходного газа.
. При содержании в газе этана более 3,5% об. и наличия его потребителей целесообразно получение в качестве товарного продукта этановой фракции. Это значительно снижает удельные эксплуатационные затраты.
1 Например, в ценах 2000 г.: себестоимость добычи ПНГ была 200-250 руб./тыс. м3, транспортировка могла добавить еще до 400 руб./тыс. м3 при рекомендованной Минэкономразвития и Минфином цене 150 руб./тыс. м3. Сегодня эту цену регулируют ФЭКи и в среднем это $10/тыс. м3.
2 Например, в РФ ежегодно производится 8 млн. т СУГ на сумму около $1 млрд. СУГ используется как сырье для предприятий нефтехимической промышленности (50-52% газа), в бытовых целях, на транспорте и в промышленности (28-30%). 18-20% газа идет на экспорт. Вследствие невысокого уровня газификации страны для личных нужд СУГ потребляют около 50 млн. человек, в то время как природный газ - 78 млн. человек.
3 3 июня 1989 года около дер. Улу-Теляк произошел разрыв трубы диаметром 700 мм продуктопровода широких фракций легких углеводородов (ШФЛУ) Западная Сибирь - Урал-Поволжье с последующим взрывом углеводородно-воздушной смеси, эквивалентным взрыву 300 тонн тротила. Возникший при этом пожар охватил территорию около 250 га, с находящимися на ней двумя пассажирскими поездами (Новосибирск-Адлер, 20 вагонов и Адлер-Новосибирск, 18 вагонов), в которых следовало 1284 пассажира (в т.ч. 383 - дети) и 86 членов поездных и локомотивных бригад. Взрывом были разрушены 37 вагонов и 2 электровоза, из которых 7 вагонов сгорели полностью, 26 - выгорели изнутри, Ударной волной было оторвано и сброшено с путей 11 вагонов. На месте аварии было обнаружено 258 трупов, 806 человек получили ожоги и травмы различной степени тяжести, из них 317 умерло в больницах. Всего погибло 575 человек, травмировано - 623.
4 Известно, что закачивать газ в залежи вязких нефтей с целью вытеснения и поддержания давления не очень эффективно, так как вследствие языкообразования происходит преждевременный прорыв газа к эксплуатационным скважинам.
5 Удовлетворительные технико-экономические показатели сайклинг-процесса достигаются только на ГКМ с начальным содержанием конденсата в газе не ниже 250—300 г/м3.
6 Среди проблем, связанных с закачкой газа, эксперты отмечают отсутствие в России подобного опыта, а как следствие - сложность согласования проектов. Единственный пример практически реализованного в странах СНГ сайклинг-процесса - Новотроицкое ГКМ (Украина).
7 По материалам круглого стола "Современные технологии и практика по сокращению объемов сжигания попутного нефтяного газа", 2005 г. Данных о реализации проекта пока нет.
8 Данные по тарифам, капвложениям, окупаемости и т.п. согласно «Инвестиционному замыслу строительства ЭСН на Западно-Таркосалинском ГП ООО «Ноябрьскгаздобыча» с использованием газа выветривания в качестве топлива». ТюменьНИИГипрогаз, ОАО «Газпром», 2005.
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.
Попутный нефтяной газ (associated gas) определяется как газ, растворённый в нефти, который извлекается из недр совместно с нефтью и отделяется от неё путём многоступенчатой сепарации на объектах добычи и подготовки нефти: дожимных насосных станциях (ДНС), установках сепарации нефти, установках подготовки нефти (УПН), центральных пунктах подготовки нефти до товарной кондиции (ЦППН). Выделение ПНГ происходит непосредственно в сепараторах нефти, установленных на данных объектах. Количество ступеней сепарации зависит от качества добываемой нефти, пластового давления и температуры флюида. Обычно на объектах подготовки нефти применяют две ступени сепарации, изредка одну или, наоборот, три (концевые) ступени сепарации.
Компонентный состав попутного нефтяного газа представляет собой смесь различных газообразных и жидких (находящихся в нестабильном состоянии) углеводородов, начиная от метана и заканчивая его гомологами вплоть до С10+, а также не углеводородных газов (H2, S, N2, He, СO2, меркаптанов) и других веществ. С каждой последующей ступенью сепарации выделяющийся из нефти газ становится более плотным (иногда даже более 1700 г/м 3) и калорийным (до 14000 ккал/ м 3), содержащим в своём составе свыше 1000 г/м 3 углеводородов С3+. Связано это с уменьшением давления в сепараторе концевой ступени (менее 0,1 кгс/см 2 .) и повышением температуры подготовки нефти (до 65ч70 0 С), что способствует переходу лёгких компонентов нефти в газообразное состояние.
Большинство попутных, особенно низконапорных газов, относятся к категории жирных и особо жирных. С лёгкой нефтью обычно добывают более жирные газы, с тяжёлыми нефтями - в основном сухие (тощие и средние) газы. С увеличением содержания углеводородов С3+ возрастает ценность попутного нефтяного газа. В отличие от природного газа, имеющего в своём составе до 98% метана, сфера применения нефтяного газа гораздо шире. Ведь этот газ можно использовать не только для получения тепловой или электрической энергии, но и как ценное сырьё для нефтегазохимии. Ассортимент продукции, которую возможно получить из попутного газа физическим разделением, достаточно широк:
- - Сухой отбензиненный газ (СОГ);
- - Широкая фракция лёгких углеводородов (ШФЛУ);
- - Стабильный газовый бензин;
- - Газовое моторное топливо (автомобильный пропан-бутан);
- - Сжиженный нефтяной газ (СНГ) для коммунально-бытовых нужд;
- - Этан и другие узкие фракции, в том числе индивидуальные углеводороды (пропан, бутаны, пентаны).
Кроме этого из ПНГ могут быть выделены азот, гелий, сернистые соединения. Стоит отметить, что при каждом последующем переделе, где исходным сырьём будут служить продукты предыдущего передела, например:
Где ценность новой продукции будет многократно возрастать.
Что касается 95%-ного уровня использования ПНГ, то здесь тоже стоит обратить внимание на существующий подход к решению проблемы. В России на каждом лицензионном участке требуется использовать 95% всего объёма извлечённого попутного нефтяного газа вне зависимости от того, большое месторождение или маленькое, с существующей инфраструктурой или нет. В советский период государство само устанавливало высокие уровни использования попутного газа и само выделяло средства на строительство соответствующих объектов. Эффективность мероприятий рассчитывалась без возврата инвестиций и без процента ставок за кредиты. Объекты по использованию ПНГ считались экологическими и имели налоговые льготы. И, кстати, уровень использования ПНГ успешно увеличивался. Сегодня ситуация обстоит иначе. Нефтяные компании теперь вынуждены самостоятельно заниматься вопросами повышения уровня использования ПНГ, что часто влечёт за собой необходимость строительства неэффективных объектов и, возможно, даже без возврата капиталовложений от проведения данных мероприятий. Причина проста: на старых обустроенных месторождениях с развитой инфраструктурой объёмы ПНГ используются в большинстве случаев на 95% (в основном, поставка на ГПЗ), в отличие от новых, удалённых месторождений, которые сейчас вводятся в разработку всё больше и больше ввиду истощения запасов на старых. Естественно, новые нефтяные месторождения должны быть связаны между собой газотранспортной системой, должны быть построены объекты для подготовки и переработки газа, получения продуктов газовой химии, т. е., должно быть повышение уровней "передела" нефтяного газа с целью более эффективной экономической деятельности.
ПРИМЕНЕНИЕ ГАЗА
Газ может находиться в природе в залежах трех типов: газовых, газонефтяных и газоконденсатных.
В залежах первого типа - газовых - газ образует огромные естественные подземные скопления, не имеющие непосредственной связи с нефтяными месторождениями.
В залежах второго типа - газонефтяных - газ сопровождает нефть или нефть сопровождает газ. Газонефтяные залежи, как указано выше, бывают двух типов: нефтяные с газовой шапкой (в них основной объем занимает нефть) и газовые с нефтяной оторочкой (основной объем занимает газ). Каждая газонефтяная залежь характеризуется газовым фактором - количеством газа (в м 3), приходящимся на 1000 кг нефти.
Газоконденсатные залежи характеризуются высоким давлением (более 3–10 7 Па) и высокими температурами (80–100°С и выше) в пласте. В этих условиях в газ переходят углеводороды С 5 и выше, а при снижении давления происходит конденсация этих углеводородов - процесс обратной конденсации.
Газы всех рассмотренных залежей называются природными газами, в отличие от попутных нефтяных газов, растворенных в нефти и выделяющихся из нее при добыче.
Природные газы
Природные газы состоят в основном из метана. Наряду с метаном в них обычно содержатся этан, пропан, бутан, небольшое количество пентана и высших гомологов и незначительные количества неуглеводородных компонентов: углекислого газа, азота, сероводорода и инертных газов (аргона, гелия и др.).
Углекислый газ, который обычно присутствует во всех природных газах, является одним из главных продуктов превращения в природе органического исходного вещества углеводородов. Его содержание в природном газе ниже, чем можно было бы ожидать, исходя из механизма химических превращений органических остатков в природе, так как углекислый газ - активный компонент, он переходит в пластовую воду, образуя растворы бикарбонатов. Как правило, содержание углекислого газа не превышает 2,5%. Содержание азота, также обычно присутствующего в природных, связано либо с попаданием атмосферного воздуха, либо с реакциями распада белков живых организмов. Количество азота обычно выше в тех случаях, когда образование газового месторождения происходило в известняковых и гипсовых породах.
Особое место в составе некоторых природных газов занимает гелий. В природе гелий встречается часто (в воздухе, природном газе и др.), но в ограниченных количествах. Хотя содержание гелия в природном газе невелико (максимально до 1–1,2%), выделение его оказывается выгодным из-за большого дефицита этого газа, а также благодаря большому объему добычи природного газа.
Сероводород, как правило, отсутствует в газовых залежах. Исключение составляет, например, Усть-Вилюйская залежь, где содержание H 2 S достигает 2,5%, и некоторые другие. По-видимому, наличие сероводорода в газе связано с составом вмещающих пород. Замечено, что газ, находящийся в контакте с сульфатами (гипсом и др.) или сульфитами (пирит), содержит относительно больше сероводорода.
Природные газы, содержащие в основном метан и имеющие очень незначительное содержание гомологов С 5 и выше, относят к сухим или бедным газам. К сухим относится подавляющее большинство газов, добываемых из газовых залежей. Газ газоконденсатных залежей отличается меньшим содержанием метана и повышенным содержанием его гомологов. Такие газы называются жирными или богатыми. В газах газоконденсатных залежей, помимо легких углеводородов, содержатся и высококипящие гомологи, которые при снижении давления выделяются в жидком виде (конденсат). В зависимости от глубины скважины и давления на забое в газообразном состоянии могут находиться углеводороды, кипящие до 300–400°С.
Газ газоконденсатных залежей характеризуется содержанием выпавшего конденсата (в см 3 на 1 м 3 газа).
Образование газоконденсатных залежей связано с тем, что при больших давлениях происходит явление обратного растворения - обратной конденсации нефти в сжатом газе. При давлениях около 75×10 6 Па нефть растворяется в сжатом этане и пропане, плотность которых при этом значительно превышает плотность нефти.
Состав конденсата зависит от режима эксплуатации скважины. Так, при поддержании постоянного пластового давления качество конденсата стабильно, но при уменьшении давления в пласте состав и количество конденсата изменяются.
Состав стабильных конденсатов некоторых месторождений хорошо изучен. Конец кипения их обычно не выше 300°С. По групповому составу: большую часть составляют метановые углеводороды, несколько меньше - нафтеновые и еще меньше - ароматические. Состав газов газоконденсатных месторождений после отделения конденсата близок к составу сухих газов. Плотность природного газа относительно воздуха (плотность воздуха принята за единицу) колеблется от 0,560 до 0,650. Теплота сгорания около 37700–54600 Дж/кг.
Попутные (нефтяные) газы
Попутным газом называется не весь газ данной залежи, а газ, растворенный в нефти и выделяющийся из нее при добыче.
Нефть и газ по выходе из скважины проходят через газосепараторы, в которых попутный газ отделяется от нестабильной нефти, направляемой на дальнейшую переработку.
Попутные газы являются ценным сырьем для промышленного нефтехимического синтеза. Качественно они не отличаются по составу от природных газов, однако количественное отличие весьма существенное. Содержание метана в них может не превышать 25–30%, зато значительно больше его гомологов - этана, пропана, бутана и высших углеводородов. Поэтому эти газы относят к жирным.
В связи с различием в количественном составе попутных и природных газов их физические свойства различны. Плотность (по воздуху) попутных газов выше, чем природных, - она достигает 1,0 и более; теплота сгорания их составляет 46000–50000 Дж/кг.
Применение газа
Одна из главных областей применения углеводородных газов - это использование их в качестве топлива. Высокая теплота сгорания, удобство и экономичность использования бесспорно ставят газ на одно из первых мест среди других видов энергетических ресурсов.
Другой важный вид использования попутного нефтяного газа - его отбензинивание, т. е. извлечение из него газового бензина на газоперерабатывающих заводах или установках. Газ подвергается при помощи мощных компрессоров сильному сжатию и охлаждению, при этом пары жидких углеводородов конденсируются, частично растворяя газообразные углеводороды (этан, пропан, бутан, изобутан). Образуется летучая жидкость - нестабильный газовый бензин, который легко отделяется от остальной неконденсирующейся массы газа в сепараторе. После фракционирования - отделения этана, пропана, части бутанов - получается стабильный газовый бензин, который используют в качестве добавки к товарным бензинам, повышающей их испаряемость.
Освобождающиеся при стабилизации газового бензина пропан, бутан, изобутан в виде сжиженных газов, нагнетаемых в баллоны, применяются в качестве горючего. Метан, этан, пропан, бутаны служат также сырьем для нефтехимической промышленности.
После отделения С 2 -С 4 из попутных газов оставшийся отработанный газ близок по составу к сухому. Практически его можно рассматривать как чистый метан. Сухой и отработанный газы при сжигании в присутствии незначительных количеств воздуха в специальных установках образуют очень ценный промышленный продукт - газовую сажу:
CH 4 + O 2 à C + 2H 2 O
Она применяется главным образом в резиновой промышленности. Пропусканием метана с водяным паром над никелевым катализатором при температуре 850°С получают смесь водорода и окиси углерода - «синтез - газ»:
CH 4 + H 2 O à CO + 3H 2
При пропускании этой смеси над катализатором FeO при 450°С окись углерода превращается в двуокись и выделяется дополнительное количество водорода:
CO + H 2 O à CO 2 + H 2
Полученный при этом водород применяют для синтеза аммиака. При обработке хлором и бромом метана и других алканов получаются продукты замещения:
1. СН 4 + Сl 2 à СН 3 С1 +НСl - хлористый метил;
2. СН 4 + 2С1 2 à СН 2 С1 2 + 2НС1 - хлористый метилен;
3. CH 4 + 3Cl 2 à CHCl 3 + 3HCl - хлороформ;
4. CH 4 + 4Cl 2 à CCl 4 + 4HCl - четыреххлористый углерод.
Метан служит также сырьем для получения синильной кислоты:
2СH 4 + 2NH 3 + 3O 2 à 2HCN + 6H 2 O, а также для производства сероуглерода CS 2 , нитрометана CH 3 NO 2 , который используется как растворитель для лаков.