Что такое попутный нефтяной газ.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Характеристика ПНГ

Попутный нефтяной газ (ПНГ) - это природный углеводородный газ, растворенный в нефти или находящийся в «шапках» нефтяных и газоконденсатных месторождений.

В отличие от известного всем природного газа попутный нефтяной газ содержит в своем составе кроме метана и этана большую долю пропанов, бутанов и паров более тяжелых углеводородов. Во многих попутных газах, в зависимости от месторождения, содержатся также неуглеводородные компоненты: сероводород и меркаптаны, углекислый газ, азот, гелий и аргон.

При вскрытии нефтяных пластов обычно сначала начинает фонтанировать газ нефтяных «шапок». Впоследствии основную часть добываемого попутного газа составляют газы, растворенные в нефти. Газ газовых «шапок», или свободный газ, является более «легким» по составу (с меньшим содержанием тяжелых углеводородных газов) в отличие от растворенного в нефти газа. Таким образом начальные стадии освоения месторождений обычно характеризуются большими ежегодными объемами добычи попутного нефтяного газа с большей долей метана в своем составе. При длительной эксплуатации месторождения дебет попутного нефтяного газа сокращается и большая доля газа приходится на тяжелые составляющие.

Попутный нефтяной газ является важным сырьем для энергетики и химической промышленности. ПНГ имеет высокую теплотворную способность, которая колеблется в пределах от 9 000 до 15 000 Ккал/ м3, но его использование в энергогенерации затрудняется нестабильностью состава и наличием большого количества примесей, что требует дополнительных затрат на очистку («осушку») газа. В химической промышленности содержащиеся в ПНГ метан и этан используются для производства пластических масс и каучука, а более тяжелые элементы служат сырьем при производстве ароматических углеводородов, высокооктановых топливных присадок и сжиженных углеводородных газов, в частности, сжиженного пропан-бутана технического (СПБТ).

ПНГ в цифрах

В России ежегодно по официальным данным извлекается около 55 млрд. м3 попутного нефтяного газа. Из них порядка 20-25 млрд. м3 сжигается на месторождениях и лишь порядка 15-20 млрд. м3 используется в химической промышленности. Большая часть сжигаемого ПНГ приходится на новые и труднодоступные месторождения Западной и Восточной Сибири.

Важным показателем для каждого нефтяного месторождения является газовый фактор нефти - количество попутного нефтяного газа, приходящегося на одну тонну добываемой нефти. Для каждого месторождения этот показатель индивидуален и зависит от природы месторождения, характера его эксплуатации и длительности разработки и может составлять от 1-2 м3 до нескольких тысяч м3 на одну тонну.

Решение проблемы утилизации попутного газа - это не только вопрос экологии и ресурсосбережения, это еще и потенциальный национальный проект стоимостью $10 - $15 млрд. Попутный нефтяной газ - ценнейшее топливно-энергетическое и химическое сырье. Только утилизация объемов ПНГ, переработка которых является экономически рентабельной при текущей конъюнктуре рынка, позволила бы ежегодно производить до 5-6 млн. тонн жидких углеводородов, 3-4 млрд.м.куб. этана, 15-20 млрд.м.куб. сухого газа или 60 - 70 тыс. ГВт*ч электроэнергии. Возможный суммарный эффект составит до $10 млрд./год в ценах внутреннего рынка или почти 1% ВВП Российской Федерации.

В Республике Казахстан проблема утилизации ПНГ не менее остра. В настоящее время по официальным данным из 9 млрд. куб.м. ежегодно добываемого в стране ПНГ утилизируется только две трети. Объем сжигаемого газа достигает 3 млрд. куб.м. в год. Более четверти работающих в стране нефтедобывающих предприятий сжигают более 90% добываемого ПНГ. На попутный нефтяной газ приходится почти половина всего добываемого в стране газа и темпы роста добычи ПНГ на данный момент опережают темпы роста добычи природного газа.

Проблема утилизации ПНГ

Проблема утилизации попутного нефтяного газа была унаследована Россией еще с советских времен, когда упор в развитии зачастую делался на экстенсивные методы развития. При развитии нефтеносных провинций во главу угла ставился рост объемов добычи сырой нефти, основного источника доходов национального бюджета. Расчет делался на гигантские месторождения, крупные производства и минимизацию издержек. Переработка попутного нефтяного газа, с одной стороны, оказывалась на заднем плане ввиду необходимости осуществления существенных капитальных вложений в относительно менее рентабельные проекты, с другой стороны, в крупнейших нефтяных провинциях создавались разветвленные газосборные системы и строились гигантские ГПЗ под сырье с ближайших месторождений. Последствия подобной гигантомании мы наблюдаем в настоящее время.

Традиционно принятая в России еще с советских времен схема утилизации попутного газа предполагает строительство крупных газоперерабатывающих заводов совместно с разветвленной сетью газопроводов для сбора и доставки попутного газа. Реализация традиционных схем утилизации требует значительных капитальных затрат и времени и, как показывает опыт, практически всегда на несколько лет не успевает за освоением месторождений. Использование данных технологий экономически эффективно лишь на крупных производствах (миллиарды м.куб. исходного газа) и экономически необоснованно на средних и мелких месторождениях.

Другим недостатком этих схем является неспособность по техническим и транспортным причинам утилизировать попутный газ концевых ступеней сепарирования ввиду его обогащения тяжелыми углеводородами - такой газ не может перекачиваться по трубопроводам и обычно сжигается в факелах. Поэтому даже на обустроенных газопроводами месторождениях продолжают сжигать попутный газ концевых ступеней сепарирования.

Основные потери нефтяного газа формируются в основном за счет мелких, малых и средних удаленных месторождений, доля которых в нашей стране продолжает стремительно увеличиваться. Организация сбора газа с таких месторождений, как это было показано выше, по схемам, предложенным для строительства крупных газоперерабатывающих заводов, является весьма капиталоемким и неэффективным мероприятием.

Даже в регионах, где находятся ГПЗ, и существует разветвленная газосборная сеть, газоперерабатывающие предприятия стоят загруженными на 40-50%, а вокруг них горят десятки старых и зажигаются новые факела. Обусловлено это действующими нормами регулирования в отрасли и недостатком внимания к проблеме, как со стороны нефтяников, так и со стороны газопереработчиков.

В советские времена развитие газосборной инфраструктуры и поставки ПНГ на газоперерабатывающие заводы осуществлялись в рамках плановой системы и финансировались в соответствии с единой программой развития месторождений. После развала Союза и формирования независимых нефтяных компаний инфраструктура сбора и доставки ПНГ до заводов осталась в руках газопереработчиков, а источники газа, естественно, контролировались нефтяниками. Возникла ситуация монополизма покупателя, когда у нефтяных компаний, фактически, не осталось альтернатив утилизации попутного нефтяного газа, кроме как его сдача в трубу для транспортировки на ГПЗ. Более того, государством были законодательно установлены на заведомо низком уровне цены сдачи попутного газа на ГПЗ. С одной стороны это позволило газоперерабатывающим заводам выжить и даже хорошо себя чувствовать в бурные 90-е, с другой, лишило нефтяные компании стимула инвестировать в строительство газосборной инфраструктуры на новых месторождениях и поставлять попутный газ на существующие предприятия. В результате Россия имеет сейчас одновременно простаивающие мощности по переработке газа и десятки факелов отапливающего воздух сырья.

В настоящее время Правительством РФ в соответствии с утвержденным Планом мероприятий по развитию промышленности и технологий на 2006-2007г.г. разрабатывается Постановление о включении в лицензионные соглашения с недропользователями обязательных требований по строительству производственных мощностей по переработке попутного нефтяного газа, образующегося при добыче нефти. Рассмотрение и принятие постановления состоится во втором квартале 2007г.

Очевидно, что реализация положений указанного документа повлечет для недропользователей необходимость привлечения значительных финансовых ресурсов в проработку вопросов утилизации факельного газа и строительства соответствующих объектов с необходимой инфраструктурой. При этом требуемые капитальные вложения в создаваемые производственные комплексы переработки газа в большинстве случае превышают стоимость объектов нефтяной инфраструктуры, существующей на месторождении.

Необходимость столь значительных дополнительных вложений в непрофильную и менее рентабельную для нефтяных компаний часть бизнеса, по нашему мнению, неизбежно вызовет сокращение инвестиционной деятельности недропользователей, направленной на поиск, разработку, обустройство новых месторождений и интенсификацию добычи основного и наиболее рентабельного продукта - нефти, либо может привести к невыполнению требований лицензионных соглашений со всеми вытекающими последствиями. Альтернативным выходом в разрешении ситуации с утилизацией факельного газа, по нашему мнению, является привлечение специализированных управляющих сервисных компаний, способных быстро и эффективно реализовывать подобные проекты без привлечения финансовых средств недропользователей.

газ нефтяной газоперерабатывающий углеводородный

Экологические аспекты

Сжигание попутного нефтяного газа - серьезная экологическая проблема как для самих нефтедобывающих регионов, так и для глобальной окружающей среды.

Ежегодно в России и Казахстане в результате сжигания попутных нефтяных газов в атмосферу попадает более миллиона тонн загрязняющих веществ, включая углекислый газ, диоксид серы и сажевые частицы. Выбросы, образующиеся при сжигании попутных нефтяных газов составляют 30% от всех выбросов в атмосферу в Западной Сибири, 2% от выбросов от стационарных источников в России и до 10% суммарных атмосферных выбросов Республики Казахстан.

Необходимо также принять во внимание негативное влияние теплового загрязнения, источником которого являются нефтяные факела. Западная Сибирь России - один из немногих малонаселенных регионов мира, огни которого можно видеть ночью из космоса наряду с ночным освещением крупнейших городов Европы, Азии и Америки.

Особенно актуальной при этом проблема утилизации ПНГ видится на фоне ратификации Россией Киотского протокола. Привлечение средств европейских углеродных фондов под проекты тушения факелов позволило бы профинансировать до 50% требуемых капитальных затрат и существенно повысить экономическую привлекательность данного направления для частных инвесторов. Уже по итогам 2006-го года объем углеродных инвестиций, привлеченных компаниями Китая в рамках Киотского протокола, превысил $6 млрд., притом, что такие страны как Китай, Сингапур или Бразилия не брали на себя обязательств по сокращению выбросов. Дело в том, что только для них существует возможность продавать сокращенные выбросы по так называемому "механизму чистого развития", когда оценивается сокращение потенциальных, а не реальных выбросов. Отставание России в вопросах законодательного оформления механизмов оформления и передачи углеродных квот будет стоить отечественным компаниям миллиардов долларов недополученных инвестиций.

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

Пути утилизации попутного нефтяного газа. Использование сжигания попутного нефтяного газа для отопительной системы, горячего водоснабжения, вентиляции. Устройство и принцип работы. Расчет материального баланса. Физическое тепло реагентов и продуктов.

реферат , добавлен 10.04.2014

Использование попутного нефтяного газа (ПНГ) и его влияние на природу и человека. Причины неполного использования ПНГ, его состав. Наложение штрафов за сжигание ПНГ, применение ограничений и повышающих коэффициентов. Альтернативные пути использования ПНГ.

реферат , добавлен 20.03.2011

Понятие нефтяных попутных газов как смеси углеводородов, которые выделяются вследствие снижения давления при подъеме нефти на поверхность Земли. Состав попутного нефтяного газа, особенности его переработки и применения, основные способы утилизации.

презентация , добавлен 10.11.2015

Общее описание газотурбинной электростанции. Внедрение улучшенной системы регулирования на подогреве попутного нефтяного газа, расчет для этой системы коэффициентов регулирования. Описание физических процессов при подогреве попутного нефтяного газа.

дипломная работа , добавлен 29.04.2015

Компрессоры, используемые для транспортировки газов. Предел взрываемости нефтяного газа. Расчет годового экономического эффекта от внедрения блочных компрессорных установок для компрессирования и транспорта нефтяного газа. Удельный вес газа на нагнетании.

курсовая работа , добавлен 28.11.2010

Организационная структура ОАО "Самотлорнефтегаз", история создания и развития компании. Характеристика разрабатываемых месторождений; освоение и перспективы их разработки. Способы эксплуатации нефтяного месторождения. Системы сбора нефти и газа.

отчет по практике , добавлен 25.03.2014

Меры и оборудование для предупреждения попадания флюидов и попутного нефтяного газа в окружающую среду. Оборудование для предупреждения открытых фонтанов. Комплексы управления скважинными клапанами-отсекателями. Охрана труда и окружающей среды скважин.

дипломная работа , добавлен 27.02.2009

Попутный нефтяной газ как смесь газов и парообразных углеводородистых и не углеводородных компонентов природного происхождения, особенности его использования и утилизации. Сепарация нефти от газа: сущность, обоснование данного процесса. Типы сепараторов.

курсовая работа , добавлен 14.04.2015

Основные проектные решения по разработке Барсуковского месторождения. Состояние разработки и фонда скважин. Понятия о сборе, транспорте и подготовке нефти и газа на месторождении. Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции.

курсовая работа , добавлен 26.08.2010

Анализ газовых горелок: классификация, подача газа и воздуха к фронту горения газа, смесеобразование, стабилизация фронта воспламенения, обеспечение интенсивности горения газа. Применения систем частичной или комплексной автоматизации сжигания газа.

Попутный нефтяной газ (ПНГ), как ясно из самого названия, является побочным продуктом добычи нефти. Нефть залегает в земле вместе с газом и технически практически невозможно обеспечить добычу исключительно жидкой фазы углеводородного сырья, оставляя газ внутри пласта.

На данном этапе именно газ воспринимается как попутное сырье, так как мировые цены на нефть обуславливают большую ценность именно жидкой фазы. В отличие от газовых месторождений, где все производственные и технические характеристики добычи направлены на извлечение исключительно газообразной фазы (с незначительной примесью газового конденсата), нефтяные промысли не обустроены таким образом, чтобы эффективно вести процесс добычи и утилизации попутного газа.

Далее в этой главнее будут рассмотрены более детально технические и экономические аспекты добычи ПНГ, и исходя из полученных заключений будут выбраны параметры, для которых будет построена эконометрическая модель.

Общая характеристика попутного нефтяного газа

Описание технических аспектов добычи углеводородов начинается с описания условий их залегания.

Сама нефть образуется из органических остатков умерших организмов, оседающих на морском и речном дне. С течением времени вода и ил предохраняли вещество от разложения, и по мере накопления новых слоев давлением на залегающие пласты усиливалось, что в совокупности с температурными и химическими условиями обуславливало образование нефти и природного газа.

Нефть и газ залегают вместе. В условиях большого давления данные вещества скапливаются в порах так называемых материнских пород, и постепенно, проходя процесс непрерывного преобразования, микрокапиллярными силами поднимаются наверх. Но по мере выхода наверх, может образоваться ловушка - когда более плотный пласт накрывает пласт, по которому мигрирует углеводород, и таким образом происходит накапливание. В момент, когда накопилось достаточное количество углеводородов, начинает происходить процесс вытеснения оттуда вначале солёной воды, более тяжёлой, чем нефть. Далее сама нефть отделяется от более лёгкого газа, но при этом часть растворённого газа остаётся в жидкой фракции. Именно отделившаяся вода и газ служат инструментов выталкивания нефти наружу, образуя водо- или газонапорные режимы.

Исходя из условий, глубины залегания и контура территории залегания, разработчик выбирает количество скважин, позволяющее максимизировать добычу.

Основной современный используемый тип бурения - это роторное бурение. В этом случае бурение сопровождается непрерывным подъёмом бурового шлама - фрагментов пласта, отделённых буровым долотом, наружу. При этом, для улучшения условий бурения, используется буровой раствор, зачастую состоящий из смеси химических реагентов. [Грей Форест, 2001]

Состав попутного нефтяного газа будет различаться от месторождения к месторождению - в зависимости от всей геологической истории формирования данных залежей (материнская порода, физико-химические условия и т.д.). В среднем, доля содержания метана в таком газе составляет 70% (для сравнения - природный газ имеет в метан своём составе до 99% объёма). Большое количество примесей создаёт, с одной стороны, трудности для транспортировки газа посредством газотранспортной системы (ГТС), с другой стороны, наличие таких крайне важных составляющих, как этан, пропан, бутан, изобутан и др. делаёт попутный газ крайне желанным сырьём для нефтехимического производства. Для нефтяных месторождений Западной Сибири характерны следующие показатели содержания углеводородов в попутном газе [Популярная нефтехимия, 2011]:

· Метан 60-70%
· Этан 5-13%
· Пропан 10-17%
· Бутан 8-9%

ТУ 0271-016-00148300-2005 «Газ нефтяной попутный, подлежащий сдаче потребителям» определяет следующие категории ПНГ (по содержанию компонентов C 3 ++, г/м 3):

· «Тощий» - менее 100
· «Средний» - 101-200
· «Жирный» - 201-350
· Особо жирный - более 351

На следующем рисунке [Филиппов, 2011] указаны основные мероприятия, проводимые с попутным нефтяным газом и эффекты, достигаемые этими мероприятиями.

Рисунок 1 - Основные мероприятия, проводимые с ПНГ и эффекты от них, источник: http://www.avfinfo.ru/page/inzhiniring-002

При добычи нефти и дальнейшей поступенчатой сепарации, выделяющийся газ имеет разный состав - самым первым выделяется газ с высоким содержанием метановой фракции, на следующих ступенях сепарации выделяется газ со всё большим содержание углеводородов более высокого порядка. Факторами, влияющими на выделение попутного газа, является температура и давление.

Для определения содержания попутного газа используется газовый хроматограф. При определении состава попутного газа важно так же обратить внимание на присутствие неуглеводородных компонентов - так, наличие сероводорода в составе ПНГ может негативным образом сказаться на возможности транспортировки газа, так как в трубопроводе могут происходить коррозийные процессы.

Рисунок 2 - Схема подготовки нефти и учёта ПНГ, источник: Энергетический центр Сколково

На рисунке 2 схематически изображён процесс поэтапной доработки нефти с выделением попутного газа. Как видно из рисунка, попутный газ - это в основной своей массе побочный продукт первичной сепарации углеводородного сырья, добываемого из нефтяной скважины. Проблема учёта попутного газа заключается в необходимости установки автоматических учётных приборов на нескольких стадиях сепарации, а в дальнейшем и поставках на утилизацию (ГПЗ, котельные и т.д.).

Основные применяемые установки на объектах добычи [Филиппов, 2009]:

· Дожимные насосные станции (ДНС)
· Установки сепарации нефти (УСН)
· Установки подготовки нефти (УПН)
· Центральные пункты подготовки нефти (ЦППН)

Количество ступеней зависит от физико-химических свойств попутного газа, в частности от такого фактора, как газосодержание и газовый фактор. Часто газ первой стадии сепарации используется в печах для выработки тепла и подогрева всей массы нефти, с целью увеличение выхода газа на следующих стадиях сепарации. Для движущих механизмов используется электроэнергия, которая так же вырабатывается на промысле, либо используются магистральные электросети. В основном используется газопоршневые элекстростанции (ГПЭС), газотурбинные (ГТС) и дизельгенераторные (ДГУ). Газовые мощности работают на газе первой ступени сепарации, дизельная станция работает на привозном жидком топливе. Конкретный тип электрогенерации выбирается исходя из потребностей и особенностей каждого отдельного проекта. ГТЭС в некоторых случаях может вырабатывать избыточное количество электроэнергии, хватающее на соседние объекты добычи нефти, а в некоторых случаях остатки могут быть проданы на оптовом рынке электроэнергии. При когенерирующем типе производства энергии установки одновременно производят тепло и электроэнергию.

Факельные линии являются обязательным атрибутом любого месторождения. Даже в случае их неиспользования они необходимы для сжигания избытка газа в аварийном случае.

С точки зрения экономики нефтедобычи, инвестиционные процессы в области утилизации попутного газа достаточно инерционны, и ориентируются в первую очередь не на конъюнктуру рынка в краткосрочном периоде, а на совокупность всех экономических и институциональных факторов на достаточно долгосрочном горизонте.

Экономические аспекты добычи углеводородов имеют свою особую специфику. Особенностью нефтедобычи является:

· Долгосрочный характер ключевых инвестиционных решений
· Значительные инвестиционные лаги
· Крупные начальные инвестиции
· Необратимость начальных инвестиций
· Естественное снижение добычи во времени

Для того, чтобы оценить эффективность любого проекта, распространённой моделью оценки стоимости бизнеса является оценка NPV.

NPV (Net Present Value) - оценка основывается на том, что все будущие предположительные доходы фирмы будут просуммированы и приведены к нынешней стоимости этих доходов. Одна и та же денежная сумма сегодня и завтра отличается на ставку дисконта (i). Это связано с тем, что в период времени t=0 имеющиеся у нас деньги имеют определённую ценность. В то время как в период времени t=1 на данные денежные средства будет распространена инфляция, будут иметься всевозможные риски и негативные влияния. Все это делает будущие деньги «дешевле», чем нынешние.

Средний срок проекта по добыче нефти может составлять около 30 лет с последующим длительным прекращением добычи, растянутым иногда на десятилетия, что связано с уровнем цен на нефть и с окупаемостью операционных затрат. Причём пика добыча нефти достигает в первые пять лет добычи, а потом, в виду естественного падения добычи, постепенно затухает.

В первые годы компания проводит крупные начальные инвестиции. Но сама добыча начинается только через несколько лет после начала капитальных вложений. Каждая компания стремится минимизировать инвестиционный лаг, чтобы как можно скорее выйти на окупаемость проекта.

Типичный график доходности проекта предоставлен на рисунке 3:

Рисунок 3 - схема NPV для типичного проекта нефтедобычи

На данном рисунке изображено NPV проекта. Максимально отрицательное значение - это показатель MCO (maximum cash outlay), является отображением того, насколько больших инвестиций требует проект. Пересечение графика линии накопленных денежных потоков с осью времени в годах - это точка времени окупаемости проекта. Скорость накопления NPV имеет убывающий характер, в связи как со снижающимся темпом добычи, так и со ставкой дисконта времени.

Помимо капитальных вложений, ежегодно добыча требует операционных затрат. Увеличение операционных затрат, коими могут являться ежегодные технические затраты, связанные с экологическими рисками, уменьшают NPV проекта и увеличивают срок окупаемости проекта.

Таким образом, дополнительные траты на учёт, сбор и утилизацию попутного нефтяного газа могут быть оправданы с точки зрения проекта, только если данные расходы будут увеличивать NPV проекта. В ином случае будет происходить уменьшение привлекательности проекта и, как следствие, либо уменьшение количество реализуемых проектов, либо скорректированы объёмы добычи нефти и газа в рамках одного проекта.

Условно, все проекты по утилизации попутного газа можно разделить на три группы:

1. Проект по утилизации сам по себе является прибыльными (с учётом всех экономических и институциональных факторов), и компании не будут нуждаться в дополнительном стимулировании к реализации.
2. Проект по утилизации имеет отрицательный ЧДД, при этом кумулятивный ЧДД от всего проекта по нефтедобычи является положительным. Именно на эту группу могут быть сконцентрированы все меры по стимулированию. Общий принцип будет заключаться в том, чтобы создать условия (льготами и штрафами), при которых компании будет выгодно проводить проекты по утилизации, а не платить штрафы. Причём чтобы суммарные затраты на проект не превышали совокупный NPV.
3. Проекты по утилизации имеют отрицательный NPV, при этом в случае их реализации общий проект нефтедобычи данного месторождения так же становится убыточным. В таком случае меры по стимулированию либо не будут приводить к уменьшению выбросов (компания будут платить штрафы вплоть до их кумулятивной стоимости, равной ЧДД проекта), либо месторождение будет консервироваться, а лицензия сдаваться.

По данным Энергетического центра Сколково, инвестиционный цикл в области реализации проектов по утилизации ПНГ составляет более 3 лет.

Инвестиции, по данным Минприроды, должны составить около 300 млрд рублей до 2014 года для достижения целевого уровня. Исходя из логики администрирования проектов второго типа, ставки выплат за загрязнения должны быть таковы, чтобы потенциальная стоимость всех выплат была бы выше 300 млрд рублей, а альтернативная стоимость равнялась бы совокупным инвестициям.

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.
Месторождение	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 егоэлектростанция 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.

Любое разрабатываемое сегодня месторождение нефти – это источник не только чёрного золота, но и многочисленных побочных продуктов, требующих своевременной утилизации. Современные требования, предъявляемые к уровню экологичности производства, заставляют операторов изобретать всё более эффективные методы переработки попутного нефтяного газа. В последние несколько лет этот ресурс проходит обработку и широко используется наряду с .

Попутный нефтяной газ, или сокращённо ПНГ – это вещество, залегающее в нефтяных месторождениях. Оно образуется над основным пластом и в его толще в результате снижения давления до показателей ниже давления насыщения нефти. Его концентрация зависит от того, насколько глубоко залегает нефть, и варьируется в пределах от 5 м 3 в верхнем слое до нескольких тысяч м 3 в нижнем.

Как правило, при вскрытии пласта нефтяники натыкаются на так называемую газообразную «шапку». Углеводородные газы существуют и самостоятельно, и присутствуют в самой нефти в жидком виде, отделяясь от неё в процессе и переработки. Сам газ состоит преимущественно из метана и более тяжелых углеводородов. Его химический состав зависит от внешних факторов, таких как география расположения пласта.

Основные виды

Ценность попутного нефтяного газа и перспективы его дальнейшей утилизации определяются долей содержания углеводородов в его составе. Так, вещество, выделяемое из «шапки», называют свободным газом, так как он состоит в основном из легкого метана. По мере погружения вглубь пласта его количество заметно уменьшается, уступая место другим, более тяжелым углеводородным газам.

Условно попутный нефтяной газ делится на несколько групп в зависимости от того, насколько он «углеводородный»:

чистый, содержащий 95–100% углеводородов;
углеводородный с примесью углекислого газа (от 4 до 20%);
углеводородный с примесью азота (от 3 до 15%);
углеводородно-азотный, в котором азот составляет до 50% объёма.

Принципиальное отличие попутного нефтяного газа от природного – наличие парообразных компонентов, высокомолекулярных жидкостей и веществ, не входящих в углеводородную группу:

сероводорода;
аргона;
углекислоты;
азота;
гелия и т. д.

Способы переработки попутного нефтяного газа

Ещё в середине прошлого века ПНГ, неизбежно получаемый в процессе производства нефти, почти полностью сжигался в факелах. Переработка этого побочного продукта считалась настолько нерентабельной, что негативным последствиям от его сжигания долго не уделялось должного внимания со стороны общественности. Однако концентрация продуктов горения в атмосфере влекла за собой значительное ухудшение здоровья населения, что поставило перед химической промышленностью трудную задачу: переработка ПНГ и его практическое применение. Существует несколько наиболее востребованных способов утилизации попутного нефтяного газа.

Фракционный способ

Данный метод переработки ПНГ представляет собой разделение газа на составляющие. В результате процесса получают сухие очищенные газы и широкую фракцию легких углеводородов: эти и другие продукты пользуются большой популярностью на мировом рынке. Существенный недостаток этой схемы – необходимость конечным пользователям по трубопроводу. Поскольку СУГ, ПБТ и ШФЛУ тяжелее воздуха, они обладают свойством накапливаться в низинах и образовывать взрывоопасные облака, которые при взрыве способны нанести значительные разрушения.

Попутный нефтяной газ нередко используется для повышения нефтеотдачи на месторождениях через его обратную закачку в пласт – так давление повышается, и из одной скважины можно добыть на 10 тыс. т. нефти больше. Данный способ применения газа считается дорогостоящим, поэтому не получил широкого распространения на территории РФ и используется преимущественно в Европе. Основное преимущество способа заключается в его дешевизне: предприятию необходимо закупить лишь необходимое оборудование. В то же время подобные меры не утилизируют ПНГ, а лишь отсрочивают проблему на некоторое время.

Установка энергоблоков

Ещё одна значимая сфера эксплуатации попутного газа – это обеспечение энергией электростанций. При условии нужного состава сырья способ отличается высокой эффективностью и пользуется большой популярностью на рынке.

Ассортимент установок широк: компании наладили выпуск как газотурбинных, так и поршневых энергоблоков. Эти устройства позволяют обеспечить полноценное функционирование станции с возможностью вторичного использования вырабатываемого на производстве тепла.

Подобные технологии активно внедряются в нефтехимическую промышленность, так как компании стремятся к независимости от поставок электроэнергии РАО. Однако целесообразность и высокая рентабельность схемы может быть обусловлена только близким расположением электростанции к месторождению, так как затраты на транспортировку ПНГ превысят потенциальную экономию средств. Для безопасного функционирования системы газ нуждается в предварительной сушке и очистке.

Способ основан на криогенном процессе сжатия с использованием однопоточного холодильного цикла. Сжижение подготовленного ПНГ происходит через его взаимодействие с азотом в искусственно созданных условиях.

Потенциал рассматриваемого метода зависит от целого ряда условий:

производительность установки;
давление исходного газа;
запас газа;
содержание тяжелых углеводородов, этана и сернистых соединений и т. д.

Наиболее эффективно схема проявит себя, если устанавливать криогенные комплексы на распределительных станциях.

Мембранная очистка

Одна из наиболее перспективных на данный момент технологий. Принцип работы метода заключается в различной скорости, с которой компоненты попутного газа проходят сквозь специальные мембраны. С появлением половолоконных материалов способ приобрёл массу преимуществ над традиционными способами очистки и фильтрации ПНГ.

Очищенный газ подвергается сжижению и затем проходит через процедуру разделения в двух промышленных сегментах: для получения топлива или нефтехимического сырья. В результате процесса, как правило, образуется отбензиненный газ, который легко транспортируется, и ШФЛУ, которые отправляются на предприятия для производства каучука, пластмасс и топливных присадок.

Сфера применения ПНГ

ПНГ, как было упомянуто выше – это отличная альтернатива традиционным источникам энергии для электростанций, которая отличается высокой экологичностью и позволяет предприятиям сэкономить значительные средства. Ещё одна сфера – нефтехимическое производство. При наличии финансов возможно подвергнуть газ глубокой переработке с последующим выделением из него субстанций, пользующихся широким спросом и играющих важную роль и в промышленности, и в быту.

Помимо использования в качестве источника энергии на электростанциях и для производства в нефтехимической промышленности, попутный нефтяной газ нашел применение и как сырье для производства синтетического топлива (GTL). Эта технология только начала свое распространение, и, согласно прогнозам, она станет достаточно рентабельной при условии дальнейшего повышения цен на топливо.

На сегодняшний день за рубежом реализовано 2 крупных проекта и запланировано еще 15. Несмотря на кажущиеся огромными перспективы, схема еще не была апробирована в жестких климатических условиях, например, в Якутии, и с маленькой вероятностью сможет быть реализована в подобных регионах без каких-либо значительных изменений. Иными словами, даже при хорошем раскладе в России данная технология получит распространение далеко не во всех регионах.

Один из современнейших способов эффективного производственного применения попутного газа получил название «газлифт». Эта технология позволяет легко регулировать режим работы скважины, упростить ее обслуживание и успешно добывать нефть из месторождений с большим газовым фактором. Недостатком технологии является то, что перечисленные преимущества заметно повышают капитальные затраты на техническое оснащение скважины.

Сфера применения переработанного ПНГ должна определяться размером месторождения, откуда он был получен. Так, газ из небольших скважин уместно использовать на местах в качестве топлива, не затрачивая средств на его транспортировку, в то время как сырье в более крупных масштабах может подвергаться переработке и использованию на промышленных предприятиях.

Опасность для окружающей среды

Актуальность вопроса об утилизации и прикладном использовании попутного газа связана с тем негативным эффектом, который он оказывает, если его просто сжигать в факелах. При таком способе промышленность не только теряет ценное сырьё, но и загрязняет атмосферу вредными веществами, усиливающими парниковый эффект. Токсины и углекислый газ вредят и окружающей среде, и местному населению, увеличивая риск развития серьёзных заболеваний, в том числе онкологических.

Основным препятствием для активного развития инфраструктуры, которая бы занималась очисткой и переработкой попутного нефтяного газа, является несоответствие размеров налога на сжигаемый в факелах газ и затрат на его эффективное применение. Большинство нефтяных компаний предпочитают заплатить штраф, нежели выделять значительный бюджет на предприятия, защищающие окружающую среду, которые окупятся лишь спустя несколько лет.

Несмотря на трудности, связанные с транспортировкой и очисткой ПНГ, дальнейшее совершенствование технологий правильной утилизации этого сырья решит экологические проблемы многих регионов и станет базой для целой отрасли национального масштаба, стоимость которой в РФ, по самым скромным оценкам специалистов, составит около 15 млрд долларов.

На современном этапе развития нефтяной отрасли добывающие компании взяли курс на повышение эффективности утилизации попутного газа, неизбежного спутника «чёрного золота» на любом месторождении мира. От простого и привычного факельного сжигания газа операторы переходят к новейшим технологиям его использования и переработки. Тем не менее, утилизация нефтяного газа по-прежнему является малорентабельной и трудоёмкой.

Что представляет собой попутный газ

Попутный нефтяной газ (ПНГ) находится в нефтяных пластах. Он выделяется при снижении показателей давления залежей до отметки, меньшей, чем давление насыщения нефти. Газовый фактор - концентрация газа в нефти - зависит от глубины залежей и колеблется в пределах от пяти кубометров в верхних слоях до нескольких тысяч кубометров на тонну в нижних пластах. ПНГ выделяется в процессе подготовки и добычи нефти. После вскрытия пласта в первую очередь начинает бить газовый фонтан из «шапки». Кроме того, газообразные углеводороды образуются при термической обработке сырья, в том числе гидроочистке, риформинге и крекинге.

Непосредственно отделение нефтяного газа от нефти при помощи сепарирования производится с целью достижения нормативного качества «чёрного золота». Такая работа проводится с применением сепараторов многоступенчатого типа. На первой ступени такого устройства давление составляет до 30 бар, на последней - до 4 бар. В свою очередь, температура и давление получаемого газа зависит от конкретной технологии сепарирования. При этом выход газа является непостоянным и составляет 100–5000 кубометров в час или 25–800 кубометров с тонны.

Состав газа может меняться в зависимости от того, каковы конкретные характеристики нефти, условия её формирования и залегания, а также факторы, которые могут способствовать дегазации сырья. Вместе с лёгкой нефтью на поверхность извлекаются жирные газы, а с тяжёлой - сухие.

Ценность получаемого продукта прямо пропорциональна объёму углеводородов в его составе, содержание которых колеблется на уровне 100–600 граммов на кубометр ПНГ. Газ, который выделяется из «шапок», называемый свободным, содержит меньше тяжёлых углеводородных компонентов, чем тот, который растворён непосредственно в нефти. Благодаря таким свойствам, доля метана в ПНГ на начальных этапах разработки месторождений выше, чем в более поздние периоды освоения блоков. После истощения газовых «шапок» основная часть ПНГ замещается газами, растворёнными в нефти.

Классификация ПНГ по качественному составу:

Чистый углеводородный (95–100% углеводородов).
Углеводородный с углекислым газом (примесь 4–20% CO 2).
Углеводородный с азотом (примесь 3–15% N 2).
Углеводородно-азотный (до 50% N 2).

Нефтяной газ отличается от природного, состоящего преимущественно из метана, большими количествами бутана, пропана и этана, других предельных углеводородов. ПНГ включает не только газовые, но и парообразные компоненты, высокомолекулярные жидкости, начиная с пентанов, а также вещества, которые не являются углеводородами - меркаптаны, сероводород, аргон, азот, гелий, углекислота.

Опасность для человека и природы

В связи с невысокими темпами развития инфраструктуры, необходимой для сбора, перемещения и переработки нефтяного газа и ввиду отсутствия спроса на него, весь без исключения ПНГ раньше сжигался в факелах прямо в местах нефтедобычи. Даже в настоящее время нет возможности оценить объёмы сжигаемого попутного газа, поскольку на многих месторождениях отсутствуют системы учёта.

По усреднённым оценкам, речь идёт о десятках миллиардов кубометров в год во всём мире. В двухтысячных годах только в России сжигалось 6,2 млрд кубометров ПНГ ежегодно. Исследование освоения Приобского месторождения в ХМАО позволяет сделать вывод о том, что такие данные были значительно занижены, поскольку только на этом участке в год сжигается порядка миллиарда кубометров ПНГ.

Подсчитано, что в результате сжигания газа над российской территорией ежегодно образуется около 100 млн тонн углекислого газа. Такие оценки были сделаны, исходя из допущения об эффективной утилизации газа, хотя это и далеко от реальности. На самом же деле вследствие неполного сжигания газа в атмосферу попадает и метан, который считается более активным парниковым газом, чем углекислота. При сгорании газа также происходит выброс окиси азота и сернистого ангидрида. Такие компоненты в атмосферном воздухе вызывают учащение случаев заболеваний органов дыхательной системы, зрения и желудочно-кишечного тракта людей, проживающих в регионах нефтедобычи.

В атмосферный воздух ежегодно попадают также около 500 тыс. тонн активной сажи. Эксперты в области экологии полагают, что частички сажи могут свободно переноситься на большие расстояния и осаждаться льдом или снегом на земной поверхности, что приводит к ухудшению обстановки в районах нефтепромысла вследствие выпадения твёрдых загрязняющих частиц.

Помимо выхода в атмосферу токсичных компонентов, происходит и тепловое загрязнение. Вокруг факела, в котором сжигается ПНГ, начинается термическая деструкция почвы в радиусе до 25 метров, растительность страдает на большей площади - в радиусе до 150 метров.

До вступления в силу в 2004 году Киотского протокола, который включает требование использования попутного нефтяного газа, к проблеме утилизации ПНГ в российском государстве практически не присматривались. Ситуация изменилась в лучшую сторону с 2009 года, когда постановлением правительства РФ было предписано сжигать в факелах не более 5% от объёма попутного нефтяного газа.

Сжигание попутного нефтяного газа за рубежом жёстко преследуется властями и облагается значительными штрафами. Финансовые санкции за сжигание таковы, что оно становится экономически нецелесообразным. В России же настолько эффективные меры пока не принимаются.

В Минприроды РФ, к примеру, заявили, что в стране ежегодно добываются 55 млрд кубометров нефтяного газа и лишь 26% из этого объёма направляется на переработку, ещё 47% используется на месте в нуждах промысла и списывается, а остальной газ - 27% - сжигается. Пронедра писали ранее, что 95-процентная утилизация ПНГ в России ожидается лишь к 2035 году.

Транспортные проблемы

Низкие темпы сокращения объёмов сжигания газа связаны прежде всего с неразвитостью технологий, которые позволяли бы эффективно его утилизировать. Состав такого газа нестабилен и включает примеси. Большие расходы связаны с необходимостью «усушки» ПНГ, поскольку ему характерен высокий уровень влагосодержания, достигающий 100%.

ПНГ насыщен тяжёлыми углеводородами, что значительно осложняет процесс его транспортировки по трубопроводным системам. Потенциальные потребители газа обычно удалены от месторождений нефти на значительные расстояния. Прокладка трубопроводов к газоперерабатывающим предприятиям связана с высокой стоимостью реализации таких проектов. Километр трубопроводной магистрали для перекачки ПНГ стоит около $1,5 млн.

Южно-Приобская компрессорная станция

В связи с транспортными расходами себестоимость перекачки 1 тыс. кубометров газа обходится в $30. Для сравнения, затраты на получение такого же количества природного газа на предприятиях «Газпрома» составляет максимум $7. При себестоимости добычи ПНГ до 250 рублей и транспортировки - 400 рублей за 1 тыс. кубометров, цена на такой газ на рынке устанавливается не выше 500 рублей, что автоматически делает любой способ переработки нерентабельным. Напомним, «Лукойл» предложил установить льготное налогообложение добычи ПНГ, подлежащего глубокой переработке.

Значительные эксплуатационные затраты связаны также с потерями попутного газа по пути его перемещения к точкам переработки. Масштабы технологических потерь рассчитать не представляется возможным, поскольку сейчас отсутствует налаженная система их инструментального учёта. Убыточность работы с ПНГ приводит к тому, что отраслевые компании по факту включают стоимость строительства и эксплуатации трубопроводных систем и компрессорных станций для транспортировки газа в себестоимость нефти.

Использование газа для промысловых нужд

В качестве альтернативы неэффективному сжиганию и затратной переработке может служить технология утилизации ПНГ путём его закачки вместе с рабочими жидкостями обратно в пласт - в «шапку» - в процессе добычи нефти для восстановления давления залежей. Таким образом может достигаться повышение степени отдачи пласта.

По результатам исследований выяснилось, что с применением методики закачки в пласт в год с одной скважины можно добыть дополнительно до 10 тыс. тонн нефти. Сейчас изучается возможность внедрения технологии закачки в пласт попутного газа вместе с водой, которая получила название «водогазовое воздействие». К сожалению, практика закачки газа в пласты применяется в основном за рубежом, а в России по причине высокой затратности она популярности пока не обрела.

Операторы нефтяных месторождений применяют ПНГ в том числе для электрогенерации. Выработанная энергия используется как для нужд промысла, так и для электроснабжения близлежащих районов. Для операторов, которые занимаются освоением небольших месторождений, экономически целесообразно производить энергию для удовлетворения собственных нужд и поставок энергии в малых объёмах для сторонних потребителей.

Шингинская газотурбинная электростанция, работающая на попутном нефтяном газе

Если речь идёт о получении нефтяного газа на крупных блоках, то в данном случае наиболее привлекательным вариантом является производство энергии на мощных электростанциях с дальнейшей оптовой продажей в общую энергосистему. В России строительство электростанций на ПНГ на месторождениях уже применяется повсеместно. Совокупный объём генерации по упомянутой схеме приближается к 1 млрд кВт·ч в год.

Эффективность ПНГ для получения энергии целесообразна при условии близкого расположения генерации к месторождениям. Самым эффективным вариантом является применение энергоустановок с микротурбинами. Сейчас уже производится большое количество установок как поршневого и турбинного типа, которые работают на нефтяном газе. Выхлопные фракции, образующиеся при использовании ПНГ в таких системах, можно применять для теплоснабжения объектов.

В то же время, наличие в составе ПНГ углеводородов тяжёлой группы негативно сказывается на эффективности использования газа в качестве топлива для выработки энергии, а именно снижает номинальную производительность станций и сокращает время работы генерирующих объектов между ремонтами. Следует отметить, что нестабильный состав и загрязнённость примесями делает применение ПНГ для энергогенерации без предварительной усушки и очистки проблематичным.

Очистка и переработка ПНГ

Весь попутный газ, который нефтекомпании не сжигают в факелах и не используют для закачки в пласт или для выработки электроэнергии, направляется на переработку. Перед транспортировкой на перерабатывающие мощности производится очистка нефтяного газа. Освобождение газа от механических примесей и воды облегчает его транспортировку. С целью же предотвращения выпадения сжиженных фракций в полости газопроводов и облегчения смеси в целом производится отфильтровывание части тяжёлых углеводородов.

Удаление сернистых элементов позволяет предотвратить коррозионное воздействие ПНГ на стенки трубопроводов, а извлечение азота и углекислоты даёт возможность снизить объём смеси, не используемый в переработке. Очистка осуществляется с применением разных технологий. После охлаждения и компримирования (сжатия под давлением) газа производится его сепарация или обработка газодинамическими методами. Такие способы являются недорогими, но не позволяют извлечь углекислоту и сернистые компоненты из ПНГ.

Разделительные сепараторы на установке подготовки нефти

В случае задействования сорбционных методов не только частично удаляется сероводород, но и производится осушка от воды и влажных углеводородных фракций. Недостатком сорбции является неудовлетворительная адаптация технологии к полевым условиям, что приводит к потере до трети объёма ПНГ. Для удаления влаги может применяться метод гликолевой сушки, однако лишь в качестве дополнительной меры, поскольку, кроме воды, он ничего более из смеси не извлекает. Другим специализированным способом является обессеривание - как очевидно из названия, применяемый для удаления сернистых компонентов. Также используются методы щелочной очистки и аминовой отмывки.

Адсорбционный осушитель для осушки попутного газа

Все вышеупомянутые способы на сегодняшний день уже можно считать устаревшими. Со временем, вероятно, они будут вытеснены или скомбинированы с самым новым и достаточно эффективным методом - мембранной очисткой. Принцип основан на разной скорости проникновения различных компонентов ПНГ через волокна мембран. До настоящего времени такой метод не применялся в силу того, что до момента выпуска на рынок половолоконных мембран его использование было неэффективным и не имело преимуществ перед другими способами обработки газа.

Принцип работы мембранной установки

Очищенный газ, если сразу же не продаётся потребителям в сжиженном виде для бытовых и коммунальных нужд, проходит процедуру разделения в двух сегментах - для получения топлива или сырья для нефтехимической промышленности. После его поступления на перерабатывающее предприятие производится разделение ПНГ с помощью низкотемпературной абсорбции и конденсации на основные фракции, некоторые из них являются готовыми к использованию продуктами.

В результате разделения образуется по большей части отбензиненный газ - метан с примесью этана, и широкая фракция лёгких углеводородов (ШФЛУ). Отбензиненный газ может свободно транспортироваться по трубопроводным системам и применяться как топливо, а также служить сырьём для производства ацетилена и водорода. Кроме того, путём газопереработки производится автомобильный пропан-бутан жидкого типа (т. е. газомоторное топливо), ароматические углеводороды, узкие фракции и стабильный газовый бензин. ШФЛУ отправляются для дальнейшей переработки на нефтехимические предприятия. Там из данного сырья производятся пластмассы, каучук, топливные присадки, сжиженные углеводороды.

1 - закачка газа в пласт; 2 - топливо для электростанции; 3 - сжигание; 4 - глубокая очистка; 5 - магистральный газопровод; 6 - разделение ПНГ; 7 - ШФЛУ; 8 - топливо; 9 - компрессорная станция; 10 - транспортировка ПНГ

За рубежом динамичными темпами внедряется новейший метод получения жидких углеводородов из попутного газа с использованием технологии Gas-to-liquids, предусматривающей переработку химическими способами. В России данная методика вряд ли найдёт широкое применение, поскольку она плотно завязана на температурные условия окружающей среды и может реализовываться лишь в широтах с жарким или умеренным климатом. В России же преобладающая доля объёма нефти добывается в северных регионах, поэтому для взятия метода Gas-to-liquids на вооружение придётся провести кропотливую исследовательскую работу.

В отрасли активно воплощается в жизнь технология криогенного сжатия ПНГ с использованием однопоточного цикла. Самые мощные охладительные системы уже способны перерабатывать до 3 млрд кубометров попутного газа за год. Эффективным решением является установка таких комплексов на распределительных станциях.

Попутный нефтяной газ, несмотря на низкую и подчас нулевую рентабельность его переработки, находит широчайшее применение в топливно-энергетическом комплексе и нефтехимической промышленности. Вследствие сжигания ПНГ происходят безвозвратные потери колоссального объёма сырья энергоресурсов. Так, ежегодно в России «сжигается» в факелах почти 140 млрд рублей - совокупная стоимость содержащихся в попутном газе пропана, бутана и других компонентов.

Совершенствование технологий утилизации ПНГ позволит России производить в год дополнительно 6 млн тонн жидких углеводородов, 4 млрд кубометров этана, до 20 млрд кубометров сухого газа, а также генерировать 70 тыс. ГВт электрической энергии. Налаживание работы по эффективной утилизации ПНГ - это не только способ решения экологических проблем и задач экономии энергоресурсов, но и база для учреждения целой отрасли, стоимость которой на национальном уровне, по самым скромным подсчётам, оценивается специалистами в полтора десятка миллиардов долларов.