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.
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.
Долгое время попутный нефтяной газ не имел никакой ценности. Его считали вредной примесью при добыче нефти и сжигали непосредственно при выходе газа из нефтеносной скважины. Но время шло. Появились новые технологии, которые позволили по-другому взглянуть на ПНГ и его свойства.
Состав
Попутный нефтяной газ располагается в «шапке» нефтеносного пласта - пространстве между грунтом и залежами ископаемой нефти. Также некоторая его часть находится в растворенном состоянии и в самой нефти. По сути, ПНГ тот же природный газ, состав которого обладает большим количеством примесей.
Попутный нефтяной газ отличается большим многообразием содержания разного рода углеводородов. Главным образом это этан, пропан, метан, бутан. Также на его состав приходится и более тяжелые углеводороды: пентан и гексан. Помимо этого, нефтяной газ включает в себя некоторое количество негорючих компонентов: гелий, сероводород, углекислый газ, азот и аргон.
Стоит отметить, что состав попутного нефтяного газа крайне нестабилен. Одно и то же месторождение ПНГ способно в течение нескольких лет заметно поменять процентное содержание тех или иных элементов. Особенно это касается метана и этана. Но даже несмотря на это нефтяной газ высоко энергоемок. Один кубометр ПНГ в зависимости от типа углеводородов, которые входят в его состав, способен выделить от 9 000 до 15 000 ккал энергии, что делает его перспективным для использования в различных секаторах экономики.
По добыче попутного нефтяного газа лидируют Иран, Ирак, Саудовская Аравия, Российская Федерация и прочие страны, в которых сосредоточено основные запасы нефти. На Россию здесь приходится около 50 млрд. кубометров попутного нефтяного газа в год. Половина этого объема идет на нужды производственных сфер, 25% на дополнительную переработку, а остальная часть сжигается.
Очистка
В первозданном виде попутный нефтяной газ не применяется. Его использование становиться возможным только после предварительно очистки. Для этого слои углеводородов, имеющих разную плотность, отделяют друг от друга в специально разработанном для этого оборудовании - многоступенчатый сепаратор давления.
Всем известно, что вода в горах закипает при более низкой температуре. В зависимости от высоты температура кипения ее может опускаться до 95 ºС. Происходит это по причине разницы атмосферного давления. Этот принцип и используется в работе многоступенчатых сепараторов.
Изначально, сепаратор подает давление 30 атмосфер и через определенный промежуток времени постепенно уменьшает его значение с шагом 2-4 атмосферы. Тем самым осуществляется равномерное отделение углеводородов с различной температурой кипения друг от друга. Далее, полученные компоненты отправляют непосредственно на следующий этап очистки на заводы по переработки нефти.
Применение попутного нефтяного газа
Сейчас активно востребован в некоторых сферах производства. Прежде всего, это - химическая промышленность. Для нее ПНГ служит материалом для изготовления пластмассы и резины.
Энергетическая отрасль также неравнодушна к побочному продукту нефтедобычи. ПНГ является сырьем, из которого получают следующие виды топлива:
- Сухой отбензиненный газ.
- Широкая фракция легких углеводородов.
- Газовое моторное топливо.
- Сжиженный нефтяной газ.
- Стабильный газовый бензин.
- Отдельные фракции на основе углерода и водорода: этан, пропан, бутан и прочие газы.
Объемы использования попутного нефтяного газа были бы еще более высокими, если бы не ряд сложностей, которые возникают при его транспортировке:
- Необходимость удаления механических примесей из состава газа. Во время истечения ПНГ из скважины, в газ попадают мельчайшие частицы грунта, которые значительно снижают его транспортные свойства.
- Попутный нефтяной газ должен обязательно пройти процедуру обензинивания. Без этого сжиженная фракция выпадет в осадок в газопроводе во время его транспортировки.
- Состав попутного нефтяного газа должен подвергаться очистке от серы. Повышенное содержание серы является одной из главных причин образования очагов коррозии в трубопроводе.
- Удаление азота и двуокисей углерода для повышения теплотворной способности газа.
В силу выше названых причин долгое время попутный нефтяной газ не подвергали утилизации, а жгли непосредственно возле скважины, где залегала нефть. Особенно, за этим хорошо было наблюдать, пролетая над Сибирью, где постоянно виднелись факелы с отходящими от них черными облаками дыма. Так продолжалось пока в дело не вмешались экологи, осознав весь тот непоправимый вред, который наносится таким образом природе.
Последствия сжигания
Сжигание газа сопровождается активным термическим воздействием на окружающую среду. В радиусе 50-100 метров от непосредственного места горения наблюдается заметное снижение объема растительности, а на расстояние до 10 метров вообще полное ее отсутствие. Связано это главным образом с выгоранием питательных элементов почвы, от которых так зависят разного рода деревья и травы.
Горящий факел служит источником окиси углерода, того самого, который ответственен за разрушение озонового слоя Земли. Помимо всего в газе содержатся сернистый ангидрид и оксид азота. Эти элементы относятся к группе ядовитых веществ для живых организмов.
Так, у людей, проживающих в районах с активной добычей нефти, наблюдается повышенный риск развития разного рода патологий: онкологии, бесплодия, ослабления иммунитета и т.д.
По этой причине в конце 2000-х годов встал остро вопрос об утилизации ПНГ, который мы и рассмотрим ниже.
Способы утилизации попутного нефтяного газа
На данный момент существует множество вариантов удаления отходов нефти без нанесения вреда окружающей среде. Наиболее распространенными из них являются:
- Отправка непосредственно на завод по переработки нефти. Является наиболее оптимальным решением, как с финансовой, так и экологической точки зрения. Но при условии, если уже имеется развитая инфраструктура газопроводов. При ее отсутствии потребуется значительное вложение капитала, что обоснованно только в случае крупных месторождений.
- Утилизация путем использования ПНГ в качестве топлива. Попутный нефтяной газ поставляется электростанциям, где с помощью газовых турбин из него производят электрическую энергию. Минусом такого способа является необходимость установок оборудования для предварительно очистки, а также его транспортировка до пункта назначения.
- Закачка отработанного ПНГ в залегающий пласт нефти, тем самым повышая коэффициент нефтеотдачи скважины. Происходит это за счет увеличения под слоем грунта. Данный вариант отличается простотой реализации и относительно низкой стоимостью используемого оборудования. Минус здесь только один - отсутствие фактической утилизации ПНГ. Происходит только ее отсрочка, но проблема так и остается нерешенной.
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.
Одну из современных проблем нефтедобывающей отрасли легко заметить, пролетая над бескрайними просторами Сибири: многочисленные горящие факелы. На них сжигают попутный нефтяной газ (ПНГ).
По некоторым оценкам на территории России функционируют несколько тысяч крупных факельных установок. С проблемами утилизации ПНГ сталкиваются все страны, занимающиеся добычей нефти. Россия находится на лидирующей позиции в этой прискорбной области, следом идут Нигерия, Иран и Ирак.
ПНГ включает в свой состав метан, этан, пропан, бутан и более тяжелые углеводородные компоненты. Кроме того, он может содержать азот, аргон, углекислый газ, сероводород, гелий. ПНГ чаще всего растворен в нефти и выделяется при ее добыче, но также может накапливаться в «шапках» нефтяных месторождений.
Утилизация ПНГ подразумевает целевое использование ПНГ и его компонентов, приносящее положительный эффект (экономический, экологический и т.п.) по сравнению с его сжиганием на факельных установках.
Виды и способы утилизации ПНГ
Существует несколько направлений утилизации ПНГ:
- или на промыслах (выдача в газопровод газа по кондициям ПАО «Газпром», получение СПБТ, СПГ)
Отправка ПНГ на переработку на ГПЗ требует меньше всего капитальных затрат в случае наличия развитой инфраструктуры по транспортировки газа. Недостатком этого направления для удаленных промыслов является возможная необходимость строительства дополнительных газоперекачивающих станций.
Для промыслов с большим устойчивым дебетом ПНГ, расположенным поблизости от магистрального газопровода и сети транспортных коммуникаций актуально строительство мини-ГПЗ, на котором возможно получение пропан-бутановых фракций (СПБТ), подготовка остаточного газа до кондиций ПАО «Газпром» с выдачей в магистральный газопровод, ожижение легких компонентов с получением жидкой фракции, аналогичной СПГ. Недостатком этого направления является его неприемлемость для удаленных месторождений.
Оборудование для реализации процессов: емкостное оборудование (сепараторы, накопительные емкости), тепло-массообменное оборудование (теплообменники, ректификационные колонны), компрессоры, насосы, пароконденсационные холодильные установки, ожижители газа в блочно-модульном исполнении.
- выработка электроэнергии (применение ГТЭС, ГПЭС)
Высокая калорийность ПНГ обуславливает его применение в качестве топлива. При этом возможно применение газа как для приводов газокомпрессорного оборудования, так и для выработки электроэнергии на собственные нужды с применением газотурбинных или газопоршневых установок. Для крупных месторождений со значительным дебитом ПНГ целесообразна организация электростанций с выдачей электроэнергии в региональные сети электроснабжения.
К недостаткам этого направления можно отнести жесткие требования широко распространенных традиционных ГТЭС и ГПЭС к составу топлива (содержание сероводорода не выше 0,1%), что требует увеличенных капитальных затрат на применение систем газоочистки и эксплуатационных затрат на техническое обслуживание оборудования. Выдача электроэнергии во внешние электросети невозможна на отдаленных месторождениях по причине отсутствия внешней энергетической инфраструктуры.
Преимущества направления заключается в обеспечении нужд промысла электроэнергией и осуществление теплоснабжения промысла без затрат на внешнюю инфраструктуру электроснабжения, компактность электрогазогенераторов. Применение современных микротурбинных установок позволяет утилизировать ПНГ с содержанием сероводорода до 4-7%.
Оборудование для реализации процессов: емкостное оборудование (сепараторы, накопительные емкости), ГТЭС или ГПЭС блочно-модульного исполнения.
- химическая переработка (процессы «ПНГ в БТК», «Cyclar »)
Процесс «ПНГ в БТК» разработан ПАО «НИПИгазпереработка» и позволяет каталитически перерабатывать ПНГ в смесь ароматических углеводородов (преимущественно бензол, толуол и смесь ксилолов), которая может быть подмешена к основному потоку нефти и передана по существующему нефтепроводу на НПЗ. Оставшиеся легкие углеводороды по составу сходные с природным газом могут быть использованы в качестве топлива для генерации электроэнергии на нужды промысла.
Процесс «Cyclar» разработан компаниями UOP и British Petroleum и предполагает получение смеси ароматических углеводородов (во многом аналогичных процессу «ПНГ в БТК») из пропан-пентановой фракции ПНГ. Недостатком по сравнению с процессом «ПНГ в БТК» является необходимость предварительной подготовки НПГ для выделения пропан-пентановой фракции.
Недостатком направления является значительная величина капитальных затрат на расширение инфраструктуры промысла.
Оборудование для реализации процессов: емкостное оборудование (сепараторы, накопительные емкости), теплообменники, каталитические реакторы, ректификационные колонны, компрессоры, насосы.
- газохимические процессы (процесс Фишера-Тропша)
Переработка ПНГ методом Фишера-Тропша – многостадийный процесс. Первоначально из ПНГ термическим окислением при высокой температуре получают синтез-газ (смесь CO и H 2), из которого вырабатывают метанол или синтетические углеводороды, используемые для производства моторного топлива. Недостаток направления – высокие капитальные и эксплуатационные затраты.
Оборудование для реализации процесса: емкостное оборудование (сепараторы, накопительные емкости), теплообменники, каталитические реакторы, компрессоры, насосы.
- применение для технологических нужд промысла (сайклинг-процесс, газлифт)
Процесс закачки ПНГ в нефтеносный пласт (сайклинг-процесс) предполагает закачку газа в газовую «шапку» месторождения для повышения внутрипластового давления, приводящего к повышению нефтеотдачи. К преимуществам способа можно отнести простоту реализации и малые капитальные затраты на реализацию процесса. Недостатком является отсутствие фактической утилизации – имеет место лишь отсрочка проблемы на некоторую перспективу.
Процесс подъема нефти с помощью газлифта заключается в использовании энергии закачиваемого в нее компримированного ПНГ. Преимущества этого способа заключаются в возможности эксплуатации скважин с большим газовым фактором, в малом влиянии на процесс добычи механических примесей, температуры, давления, в возможности гибко регулировать режим работы скважин, в простоте обслуживания и ремонта газлифтных скважин. Недостаток способа – необходимость подготовки и наземного регулирования подачи газа, что повышает капитальные затраты в обустройстве месторождения.
Оборудование для реализации процессов: емкостное оборудование (сепараторы, накопительные емкости), компрессоры, насосы.
Причины необходимости утилизации ПНГ
Одним из результатов отсутствия инфраструктуры по утилизации ПНГ и практики бесконтрольного его сжигания является нарушение экологии. При сжигании ПНГ в атмосферу выбрасывается большое количество загрязняющих веществ: частицы сажи, углекислый газ, диоксид серы. Повышенное содержание этих веществ в атмосфере приводит к заболеваниям репродуктивной системы организма людей, наследственным патологиям, онкологическим заболеваниям.
Отсутствие в России наработанных методик по утилизации ПНГ приводит к значительным потерям в экономике. При рациональном использовании ПНГ представляет большую ценность для энергетической и химической отраслей промышленности.
По официальным данным при годовой добыче ПНГ в количестве около 55 млрд. м3 используется в химической промышленности только 15-20 млрд. м3, небольшая часть используется для повышения пластового давления, а сжигается на факелах около 20-25 млрд. м3. Подобные потери близки с потреблением всех жителей России в бытовом газе.
Однако существует ряд факторов, особо актуальных для российской нефтедобычи, препятствующих увеличению и развитию направления утилизации ПНГ:
Удаленность скважин от объектов газопереработки;
Неразвитые или отсутствующие системы сбора, подготовки и транспортировки газа;
Вариативность объемов добываемого газа;
Присутствие примесей, затрудняющих переработку;
Низкая стоимость газа в сочетании с крайне низкой заинтересованностью в финансировании подобных проектов;
Экологические штрафы за сжигание ПНГ значительно ниже затрат на его утилизацию.
В последние годы нефтедобывающие компании начали уделять больше внимания вопросам утилизации ПНГ. Особо этому способствует принятое Правительством Российской Федерации Постановление №7 от 8 января 2009 года «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках», требующее довести уровень утилизации ПНГ до 95%. С 2012 года для расчета платежей за выбросы от сжигания объемов ПНГ, превышающих нормативные 5%, введен повышающий коэффициент 4,5, с 2013 года этот коэффициент был увеличен до 12, с 2014 года – до 25, а при отсутствии приборов учета – до 120. Дополнительным стимулом начала работ по увеличению степени утилизации ПНГ стал принятый в 2013 году процесс уменьшения платы за выбросы на величину затрат на реализацию проектов по утилизации ПНГ.