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 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 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 CO 2 + H 2
Полученный при этом водород применяют для синтеза аммиака. При обработке хлором и бромом метана и других алканов получаются продукты замещения:
СН 4 + Сl 2 СН 3 С1 +НСl - хлористый метил;
СН 4 + 2С1 2 СН 2 С1 2 + 2НС1 - хлористый метилен;
CH 4 + 3Cl 2 CHCl 3 + 3HCl - хлороформ;
CH 4 + 4Cl 2 CCl 4 + 4HCl - четыреххлористый углерод.
Метан служит также сырьем для получения синильной кислоты:
2СH 4 + 2NH 3 + 3O 2 2HCN + 6H 2 O, а также для производства сероуглерода CS 2 , нитрометана CH 3 NO 2 , который используется как растворитель для лаков.
Этан применяется как сырье для производства этилена путем пиролиза. Этилен, в свою очередь, является исходным сырьем для получения окиси этилена, этилового спирта, полиэтилена, стирола и др.
Пропан используется для выработки ацетона, уксусной кислоты, формальдегида, бутан - для получения олефинов: этилена, пропилена, бутиленов, а также ацетилена и бутадиена (сырья для синтетического каучука). При окислении бутана образуется ацетальдегид, уксусная кислота, формальдегид, ацетон и др.
Все эти виды химической переработки газов более детально рассматриваются в курсах нефтехимии.
НЕФТЬ И ГАЗ, ИХ СОСТАВ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА
НЕФТЬ
Нефть представляет собой горючую, маслянистую жидкость, по преимуществу темного цвета, со специфическим запахом. По химическому составу нефть является в основном смесью различных углеводородов, содержащихся в ней в самых разнообразных сочетаниях и определяющих ее физические и химические свойства.
В нефтях встречаются следующие группы углеводородов: 1) метановые (парафиновые) с общей формулой С я Н 2я+2 ; 2) нафтеновые с общей формулой С„Н 2П; 3) ароматические с общей формулой
СпН 2л -в- /
Наиболее распространены в природных условиях углеводороды метанового ряда. Углеводороды этого ряда - метан СН 4 , этан С 2 Н в, пропан С 3 Н 8 и бутан С 4 Ню - при атмосферном давлении и нормальной температуре находятся в газообразном состоянии. Они входят в состав нефтяных газов. При повышении давления и температуры эти легкие углеводороды могут частично или полностью переходить в жидкое состояние.
Пентан С 8 Н 12 ,\гексан С в Н 14 и гептан С 7 Н 1в при тех же условиях находятся в неустойчивом состоянии: легко переходят из газообразного состояния в жидкое и обратно.
Углеводороды от С 8 Н 18 до С 17 Н зв - жидкие вещества.
Углеводороды, в молекулах которых имеется свыше 17 атомов углерода, относятся к твердым веществам. Это парафины и церезины, содержащиеся в тех или иных количествах во всех нефтях.
Физические свойства нефтей и нефтяных газов, а также их качественная характеристика зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или их различных групп. Нефти с преобладанием сложных углеводородов (тяжелые нефти) содержат меньшее количество бензиновых и масляных фракций. Содержание в нефти
В, М-МУРАВЬЕ В
большого количества смолистых и парафиновых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что требует особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки.
Кроме того, нефти подразделяют по основным качественным показателям - содержанию светлых бензиновых, керосиновых и масляных фракций.
Фракционный состав нефтей определяют путем лабораторной разгонки их, которая основана на том, что каждый углеводород, входящий в ее состав, имеет свою определенную точку кипения.
Легкие углеводороды имеют низкие точки кипения. Например, у пентана (С Б Н1а) точка кипения равна 36° С, у гексана (С 6 Н1 4) - 69° С. У тяжелых углеводородов точки кипения более высокие и доходят до 300° С и выше. Поэтому при подогревании нефти выкипают и испаряются сначала ее более легкие фракции, при повышении температуры начинают кипеть и испаряться более тяжелые углеводороды.
Если пары нефти, подогретой до определенной температуры, собрать и охладить, то эти пары снова превратятся в жидкость, представляющую собой группу углеводородов, выкипающих из нефти в данном интервале температур. Таким образом, в зависимости от температуры подогрева нефти из нее сначала испаряются самые легкие - бензиновые фракции, затем более тяжелые - керосиновые, затем соляровые и т. д.
Процентное содержание в нефти отдельных фракций, выкипающих в определенных температурных интервалах, характеризует фракционный состав нефти.
Обычно в лабораторных условиях разгонку нефти производят в интервалах температур до 100, 150, 200, 250, 300 и 350° С.
Простейшая переработка нефти основана на том же принципе, что и описанная лабораторная разгонка. Это прямая перегонка нефти с выделением из нее в условиях атмосферного давления и нагрева до 300-350° С бензиновых, керосиновых и соляровых фракций.
В СССР встречаются нефти разнообразного химического состава и свойств. Даже нефти одного и того же месторождения могут сильно различаться между собой. Однако нефти каждого района СССР имеют и свои специфические особенности. Например, нефти Урало-Волжского района обычно содержат значительное количество смол, парафина и сернистых соединений. Нефти Эмбенского района отличаются относительно небольшим содержанием серы.
Наибольшим разнообразием состава и физических свойств обладают нефти Бакинского района. Здесь наряду с бесцветными неф-тями в верхних горизонтах Сураханского месторождения, состоящими практически из одних только бензиновых и керосиновых фракций, встречаются нефти, не содержащие бензиновых фракций. В этом районе имеются нефти, не содержащие смолистых веществ, а также высокосмолистые. Во многих нефтях Азербайджана содержатся нафтеновые кислоты. В большинстве нефтей отсутствуют парафины. По содержанию серы все бакинские нефти относятся к мало-сернистым.
Одним из основных показателей товарного качества нефти/является ее плотность. Плотность нефти при стандартной температуре 20° С и атмосферном давлении колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м 3 .
В промысловой практике по величине плотности сырой нефти ориентировочно судят о ее качестве. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м 3 являются наиболее ценными; они, как правило, содержат больше бензиновых и масляных фракций.
Плотность, нефтей обычно измеряют специальными ареометрами. Ареометр представляет собой стеклянную трубку с расширенной нижней частью, в которой помещается ртутный термометр. Вследствие значительного веса ртути ареометр при погружении в нефть принимает вертикальное положение. В верхней узкой части ареометр имеет шкалу для замера плотности, а в нижней части - шкалу температур.
Для определения плотности нефти ареометр опускают в сосуд с этой нефтью и по верхнему краю образовавшегося мениска отсчитывают величину ее плотности.
Чтобы полученный замер плотности нефти при данной температуре привести к стандартным условиям, т. е. к температуре 20° С, необходимо ввести температурную поправку, которая учитывается следующей формулой:
р2о = Р* + в(<-20), (1)
где р 20 - искомая плотность при 20° С; р/ - плотность при температуре измерения I; а - коэффициент объемного расширения нефти, величина которого берется из специальных таблиц; она
В отличие от 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.
Закачка в недра для повышения пластового давления и, тем самым, эффективности добычи нефти. Однако в России, в отличие от ряда зарубежных стран, этот метод за редким исключением не используется, т. к. это высоко затратный процесс.
Использование на местах для выработки электроэнергии, идущей на нужды нефтепромыслов.
При выделении значительных и устойчивых объемов попутного нефтяного газа - использование в качестве топлива на крупных электростанциях, либо для дальнейшей переработки.
Наиболее эффективный способ утилизации попутного нефтяного газа - его переработка на газоперерабатывающих заводах с получением сухого отбензиненного газа (СОГ), широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), сжиженных газов (СУГ) и стабильного газового бензина (СГБ).
Крупная консалтинговая компания в сфере ТЭКа PFC Energy в исследовании "Утилизация попутного нефтяного газа в России" отметила, что оптимальный вариант использования ПНГ зависит от размера месторождения. Так, для малых месторождений наиболее привлекательным вариантом является выработка электроэнергии в малых масштабах для собственных промысловых нужд и нужд других местных потребителей.
Для средних месторождений , по оценкам исследователей, наиболее экономически целесообразным вариантом утилизации попутного нефтяного газа является извлечение сжиженного нефтяного газа на газоперерабатывающем заводе и продажа сжиженного нефтяного газа (СНГ) или нефтехимической продукции и сухого газа.
Для крупных месторождений наиболее привлекательным вариантом является генерирование электроэнергии на крупной электростанции для последующей оптовой продажи в энергосистему.
По мнению экспертов, решение проблемы утилизации попутного газа - это не только вопрос экологии и ресурсосбережения, это еще и потенциальный национальный проект стоимостью 10- 15 млрд долларов. Только утилизация объемов ПНГ позволила бы ежегодно производить до 5- 6 млн тонн жидких углеводородов, 3- 4 млрд кубометров этана, 15- 20 млрд кубометров сухого газа или 60- 70 тысяч ГВт/ч электроэнергии.
Президент РФ Дмитрий Медведев дал поручение правительству РФ принять меры по прекращению практики нерационального использования попутного газа к 1 февраля 2010 года.
На сегодняшний день наибольшую ценность среди всех полезных ископаемых имеют нефть и газ. Именно они, несмотря на разработки новых технологий в области энергетики, продолжают добываться по всему миру и использоваться для производства продуктов, необходимых для человеческой жизнедеятельности. Однако, наряду с ними присутствует так называемый попутный нефтяной газ, который на протяжении достаточно длительного времени не находил никакого использования. Но в последние несколько лет отношение к данному виду полезного ископаемого изменилось в корне. Он стал цениться и наряду с природным газом также использоваться.
Попутным нефтяным газом (ПНГ) называется смесь разнообразных газообразны углеводородов, которые находятся в нефти в растворенном состоянии, и выделяются во время добычи и подготовки нефти. Кроме этого, ПНГ также называются те газы, выделение которых происходит во время термической переработки нефти, например, крекинга или гидроочистки. Такие газы состоят из предельных и непредельных углеводородов, к которым относятся метан и этилен.
Стоит отметить, что попутный нефтяной газ содержится в нефти в разных количествах. Одна тонна нефти может иметь в своем составе как один кубометр ПНГ, так и несколько тысяч. Так как попутный нефтяной газ выделяется только во время сепарации нефти, и другими способами его нельзя добыть, кроме как вместе (попутно) с нефтью, то, соответственно, он является побочным продуктом нефтедобычи.
Основное место в составе ПНГ занимают метан и более тяжелые углеводороды, такие как этан, бутан, пропан и другие. Стоит отметить, что различные нефтяные месторождения будут содержать, во-первых, разный объем попутного нефтяного газа, а, во-вторых, он будет разного состава. Так, в одних регионах в составе такого газа можно обнаружить неуглеводородные компоненты (соединения азота, серы, кислорода). Также, тот газ, который выходит из-под земли в виде фонтанов после вскрытия пластов нефти в своем составе имеет сниженное количество тяжелых углеводородных газов. Это связано с тем, что та часть газа, которая представляется более «тяжелой», остается в самой нефти. В связи с этим, в самом начале разработки нефтяных месторождений, вместе с нефтью происходит добыча ПНГ, в составе которого содержится большое количество метана. Однако, при дальнейшей разработки месторождения, данный показатель уменьшается и основными компонентами газа становятся тяжелые углеводороды.
Утилизация попутного нефтяного газа
До недавнего времени данный газ никак не использовался. Сразу после его добычи происходило сжигание попутного нефтяного газа. Это было связано, в основном с тем, что не было необходимой инфраструктуры для его сбора, транспортировки и переработки, в результате чего основная масса ПНГ просто терялась. Поэтому, большая его часть сжигалась в факелах. Однако, сжигание попутного нефтяного газа имело ряд негативных последствий, связанных с выбросом в атмосферу огромного количества загрязняющих веществ, таких, как частицы сажи, углекислый газ, диоксид серы и многое другое. Чем выше концентрация данных веществ в атмосфере, тем меньше здоровья у людей, так как они способны вызывать заболевания репродуктивной системы человеческого организма, наследственные патологии, онкологические заболевания и др.
Таким образом, до недавнего времени, уделялось много внимания утилизации и переработке попутного нефтяного газа. Так, существует несколько методов, которыми пользовались с целью утилизировать ПНГ:
- Переработка попутного нефтяного газа в энергетических целях. Данный способ позволяет применять газ в качестве топлива в промышленных целях. При таком способе переработки в конечном итоге получается экологически чистый газ с улучшенными свойствами. Кроме этого, данный способ утилизации является очень выгодным для производства, поскольку позволяет предприятию сэкономить собственные средства. Данная технология имеет множество плюсов, одним из которых является экологичность. Ведь, в отличие от простого сжигания ПНГ, в данном случае горение отсутствует, а, следовательно, выброс вредных веществ в атмосферу минимален. Кроме этого, есть возможность дистанционно контролировать процесс утилизации газа.
- Применение ПНГ в нефтехимической промышленности. Имеет место обработка такого газа с появлением сухого газа, бензина. Полученные на выходе продукты применяются для удовлетворения бытовых производственных потребностей. Например, подобные смеси являются неотъемлемыми участниками процессов производства многих искусственных нефтехимических продуктов, таких, как пластмасса, бензина с высоким октановым числом, многих полимеров;
- Повышение нефтеотдачи путем закачивания ПНГ в пласт. Данный метод обуславливает соединение ПНГ с водой, нефтью, а также другими горными породами, в результате чего происходит реакция, которая взаимодействует с обменом и взаимным растворением. В этом процессе происходит насыщение воды химическими элементами, что, в свою очередь, приводит к более интенсивному процессу нефтяной добычи. Однако, не смотря на то, что данный метод, с одной стороны, является полезным, так как увеличивает нефтеотдачу, с другой стороны, он наносит непоправимый вред оборудованию. Это связно с отложением солей на технике во время использования данного метода. Поэтому, если такой метод имеет смысл применить, то наряду с ним осуществляется множество мероприятий, направленных на сохранение живых организмов;
- Использование «галзифта». Другими словами, газ закачивается в скважину. Данный способ отличается своей экономичностью, поскольку в данном случае необходимо потратиться только на приобретение надлежащего оборудования. Метод целесообразно использовать для неглубоких скважин, в которых наблюдаются большие перепады давления. Кроме этого, «газлифт» часто применяют при обустройствах канатных систем.
Несмотря на разнообразие способов переработки попутного нефтяного газа, наиболее распространенным является разделение газа на составляющие. Благодаря данному методу становится возможным получить сухой очищенный газ, который ни чем не хуже привычного всем природного газа, а также широкую фракцию легких углеводородов. В таком виде смесь пригодна для применения в качестве сырья для нефтехимической промышленности.
Использование попутного нефтяного газа
На сегодняшний день попутный нефтяной газ является не менее ценным полезным ископаемым, чем нефть и природный газ. Он добывается попутно с нефтью и используется в качестве топлива, а также для производства различных веществ в химической промышленности. Нефтяные газы также являются отличным материалом для получения пропилена, бутиленов, бутадиена и других продуктов, участвующих в процессе производства таких материалов, как пластмасса и каучуки. Стоит отметить, что в процессе множественных исследований попутного нефтяного газа было выявлено, что он является очень ценным сырьем, поскольку обладает определенными свойствами. Одним из таких свойств выступает высокая теплотворная способность, поскольку при его сгорании выделяется порядка 9-15 тысяч ккал/кубометр.
Кроме этого, как уже говорилось ранее, попутный газ из-за содержания в своем составе метана и этана является отличным исходным материалом для производства различных веществ, используемых в химической промышленности, а также для изготовления топливных присадок, ароматических углеводородов и сжиженных углеводородных газов.
Данный ресурс используется в зависимости от размера месторождения. Например, тот газ, который извлекается из мелких месторождений, уместно будет использовать для обеспечения электроэнергией потребителей на местах. Добытый ресурс из средних месторождений рациональнее всего продавать предприятиям химической промышленности. Газ из крупных месторождений уместно применять для производства электроэнергии на крупных электростанциях с дальнейшей продажей.
Таким образом, стоит отметить, что попутный природный газ в настоящее время считается очень ценным полезным ископаемым. Благодаря развитию технологий, изобретению новых способов очистки атмосферы от промышленных загрязнений, люди научились добывать и рационально использовать ПНГ с минимальным вредом для окружающей среды. При этом, сегодня ПНГ практически не утилизируется, а рационально используется.
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.
