Способ использования попутного нефтяного газа

Использование попутного нефтяного газа

В связи с ратификацией Киотского протокола в 2004 году в России заметно усилился интерес к такой важной проблеме как утилизация попутного газа (ПНГ). «Попутка» (так нефтяники называют попутный газ) — это обязательный элемент, сопровождающий процесс добычи нефти и присутствующий на любом нефтяном, а тем более газонефтяном и газоконденсатном месторождении. Фактически, это газ, который выделяется из нефти при её добыче.

Существующее положение в области использования ПНГ

До вступления в силу в России Киотского протокола, одним из пунктов которого является обеспечение максимального уровня использования попутного нефтяного газа, этот газ мало кого интересовал. В советское время создавались мощности по его переработке, большая часть которых сейчас находится под управлением холдинга «СИБУР» — крупнейшего производителя в области нефтегазохимии. Но, несмотря на то, что крупные газоперерабатывающие комплексы (ГПК), такие как Нижневартовский, Белозёрный, Южно-Балыкский, Сургутский, Муравленковский и др. были сосредоточены в районах с максимальной нефтедобычей, факела всё равно горят. Газа оказалось значительно больше, чем предполагалось. Особенно актуальна эта проблема на Самотлоре — крупнейшем районе нефтедобычи в Западной Сибири (Нижневартовск). Тем не менее, за последние два десятилетия там не было построено ни одного нового современного комплекса по переработке попутного нефтяного газа. И только после официального обращения президента В. Путина к Федеральному Собранию в 2007 году, в котором он обозначил проблему сжигания попутного газа, началось активное движение в сторону разрешения этого актуального вопроса, а именно — рациональное использование попутного нефтяного газа.

Состав попутного нефтяного газа

Так что же такое «попутка»? Что представляет собой попутный газ и где поставить запятую в сочетании слов: «утилизировать нельзя сжечь!»? В чём сложность реализации, казалось бы, простого решения «утилизировать!»?

В отечественной и зарубежной научной литературе 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, обводнённости 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 неуглеводородных 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 65÷70 0 С), что способствует переходу лёгких компонентов нефти в газообразное состояние. Согласно ТУ 0271-016-00148300-2005 «Газ нефтяной попутный, подлежащий сдаче потребителям» нефтяной газ классифицируется по «жирности»:

Классификация ПНГ

Наименование	Содержание С3+, г/м 3
Тощий	менее 100
Средний	от 101 до 200
Жирный	от 201 до 350
Особо жирный	более 351

Сфера применения попутного нефтяного газа

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: этан → этилен → полиэтилен → пластиковые изделия и др.), ценность новой продукции будет многократно возрастать.

Технологические сложности по использованию ПНГ

Несмотря на всю привлекательность использования попутного газа в производственных и коммерческих целях, существуют определённые технологические сложности, связанные с некоторыми особенностями данного вида сырья. Выделившийся при многоступенчатой сепарации нефти на месторождении попутный газ необходимо подготовить для транспортировки к потребителю.

Комплекс подготовки и транспортировки ПНГ

Мероприятия	Эффект
Удаление механических примесей и осушка (удаление влаги из газовой смеси)	Обеспечивают транспортные свойства газа
Отбензинивание (извлечение части углеводородов С3+)	Предотвращает «выпадение» сжиженных фракций в газопроводе и значительно облегчает транспорт до потребителя
Сероочистка (извлечение сероводорода и меркаптановой серы, которые нередко присутствует в попутном нефтяном газе)	Предотвращает коррозию газопровода и способствует его безопасной эксплуатации
Удаление негорючих компонентов газа (азот, двуокись углерода)	Способствует уменьшению «бесполезного» количества газа
Компримирование газа (сжатие, повышение давления)	Способствует стабильной подаче газа потребителю на расстояния свыше 50 км
Создание инфраструктуры (строительство разветвлённых газосборных сетей и газопроводов)	Способствует эффективному сбору, подготовке и транспортировке попутного нефтяного газа и продуктов его переработки к одному или нескольким потребителям

Состав, содержание и объём каждого мероприятия напрямую зависит от качества ПНГ, условий его транспортировки (температура, давление), расстояния от месторождения до потребителя, условий местности и требований потребителя к качеству газа, зависящих от специфики переработки газа. Следовательно, не обязательно выполнение всех этих пунктов комплекса одновременно. Тем не менее, решение нефтяными компаниями даже некоторых из представленных выше задач влечёт за собой главною проблему — увеличивается стоимость нефтяного газа и, как следствие, возможная нерентабельность мероприятий, направленных на достижение лицензионного уровня использования (95%) данного сырья.

Для определения себестоимости ПНГ существуют следующие документы:

1. Инструкция по планированию, учёту и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа (Минтопэнерго РФ и ГП «Роснефть»: Утв. 1 нояб. 1994 г);
2. Методика по планированию, учёту и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа (Минтопэнерго РФ: Утв. 29 дек. 1995 г).

Эти две методики имеют одно принципиальное различие по определению себестоимости ПНГ:

• по Инструкции 1994 года на себестоимость ПНГ относится пропорциональная часть всех затрат на добычу нефти;
• по Методике 1995 года на себестоимость ПНГ относятся затраты после первого сепаратора, т.е. те затраты, которые появляются после выделения попутного нефтяного газа из нефти на поверхности.

Примечательно, что затраты по Методике 1995 года почти в 10 раз ниже, чем затраты по Инструкции 1994 года. Однако, несмотря на то, что Инструкция была отменена с 1996 года, некоторые нефтяные компании предпочитают пользоваться именно ей. В результате повышается стоимость нефтяного газа

Уровень использования нефтяного газа

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 газохимии, т.е. должно быть повышение уровней «передела» нефтяного газа с целью более эффективной экономической деятельности.

Зарубежный опыт по использованию ПНГ

Подводя итог, хотелось бы отметить, что основной особенностью объектов подготовки нефти и газа на зарубежных промыслах является их органическая связь со всем комплексом нефтяного месторождения. Практически во всех развитых странах применяется совместная обработка нефти и газа, что позволяет значительно уменьшить территорию объектов за счёт сокращения и объединения многих узлов общего назначения и снизить капиталовложения и энергозатраты на 25-30 процентов, по сравнению с вариантом раздельной подготовки нефти и газа на технологически и организационно автономных объектах. В США, Канаде, Франции и других странах, приняты законы, запрещающие добычу и подготовку нефти без утилизации попутного нефтяного газа. Таким образом использование попутного нефтяного газа в этих странах достигает максимального уровня. Однако это не означает, что использоваться должен в обязательном порядке весь объём добываемого газа. Используются только экономически целесообразные или промышленные объёмы попутного газа.

Данную публикацию я подготовил на основе моей статьи «Попутный нефтяной газ — «попутка» или ценный ресурс?», которая была опубликована в следующем журнале:

Нефть, газ и бизнес №12, 2009

Источник

Использование попутного нефтяного газа

Состав попутного нефтяного газа

Добыча нефти сопровождается выделением попутных газов. В состав попутного нефтяного газа по разным типам месторождения входят следующие вещества:

• в нефтяном месторождении из общего объема ПНГ почти 2/3 приходятся на метан, около 8% — на этан, 17 %- пропан, 8% — бутан и его производные;
• газонефтяном месторождении доля метана еще выше — до 89 процентов.

После прохождения трех этапов сепарации ПНГ легкий метан испаряется, но становятся пригодными к использованию другие ценные компоненты: пентан, гексан, гептан, бензол.

Наличие большого спектра компонентов и изменяющимся основные свойства ПНГ не позволяют определить его точную химическую формулу.

По основным компонентам формула попутного нефтяного газа будет иметь вид:

Физические свойства попутного газа не отличаются стабильностью. Он относится к жирному типу газа, плотнее обычного природного газа.

Способы разделения

Для выделения отдельных составляющих ПНГ на нефтяных месторождениях чаще всего применяется компрессионный и адсорбционный способы разделения и переработки попутного нефтяного газа. Компоненты добытой газовой смеси в разной мере способны к сопротивлению воздействию пара. По плотности попутный нефтяной газ разделяют на тяжелую и легкую фракцию. Более тяжелые углеводороды отделяются, оставшаяся фракция легких углеводородов сжижается и может закачиваться в трубы для подачи на тепловые электростанции.

При применении адсорбционной технологии используется принцип короткоцикловой адсорбции. При прохождении газовой смеси через попеременно функционирующие адсорберы, наполненные углеродным молекулярным ситом (УМС), газы разделяются на фракции.

Какие фракции выделяют из попутного нефтяного газа? На завершающей стадии переработки ПНГ – ректификации, он разделяется на фракции:

• метановую;
• пропановую;
• бутан-бутиленовую;
• этиленовую;
• пропиленовую;
• амилен-бензольную.

Точный состав и количество фракций разделения зависит от применяемой технологии (компрессионной ректификации, адсорбционный метод Воронова, мембранный способ).

Основные виды

По способу залегания выделяют газ:

• существующий в виде газовой шапки над нефтяным месторождением;
• растворенный в самой нефти в качестве примеси.

По содержанию метана и других углеводородов (начиная с С₃) выделяют сухой (тощий), средний, жирный и особо жирный ПНГ. Содержание углеводородов (пропана и выше) здесь не превышает 100 г на кубический метр, а в особо жирном превышает 351 г/м 3 . В сухой разновидности этого энергоресурса содержание метана достигает 96%. Но чаще встречается ПНГ второго типа.

По концентрации меркаптановой серы и сероводорода попутный газ подразделяется на:

• бессернистый;
• малосернистый;
• сернистый;
• высокосернистый.

По содержанию азота, диоксида углерода и кислорода, т.е. негорючих компонентов, бывает безбалластный, малобалластный, среднебалластный и высокобалластный. Такие компоненты снижают ценность этого энергоресурса за счет уменьшения его теплотворной способности.

По содержанию механических примесей (частиц породы, строительного шлака, включений воды и пр.) ПНГ классифицируют на чистый, слабозагрязненный, загрязненный и сильнозагрязненный.

Получение и добыча попутного нефтяного газа:

Добыча попутного нефтяного газа осуществляется на любой стадии добычи и переработки нефти. Эта особенность обусловлена неразрывной связью ПНГ с нефтью.

В первую очередь извлекается попутный нефтяной газ, который содержится в нефтяных «шапках». Он сам выходит из скважины из-за разницы давления. После этого, происходит извлечение газа из самой нефти путем ее сепарации на специальных установках – многоступенчатых сепараторах за счет различного давления и температуры.

Сжечь или заработать

Варианты утилизации ПНГ универсальны по всему миру, но используются в разных пропорциях. Сжигание на факелах месторождений долгое время было основным способом, ценное углеводородное сырье и энергия горючих компонентов уходили в воздух с ущербом для окружающей среды. С середины прошлого века развитые страны начали серьезно ограничивать сжигание ПНГ.

Столь же удобный с точки зрения логистики, как и сжигание, но экологичный способ утилизации — закачка ПНГ обратно в пласт. Нередко этот метод применяют для повышения нефтеотдачи пласта, хотя эффективным он оказывается не всегда. Газ при дальнейшей добыче все равно вернется, но гидродинамика залежи может быть уже хуже. Еще один вариант использования ПНГ на месторождении — промысловая генерация электроэнергии: ПНГ направляется на газотурбинные и газопоршневые установки. Выхлопной газ можно использовать в системах теплоснабжения объектов месторождения или опять-таки закачивать в пласт для повышения нефтеотдачи. Промысловая генерация электроэнергии очень широко используется в России.

Эффективную монетизацию обеспечивает полноценная переработка попутного нефтяного газа, но это и стоит намного дороже. Тут есть свои сложности — ПНГ нестабилен по составу, в нем много примесей и влаги, требуется сложная подготовка. На выходе получают метан-этановую фракцию, по своим свойствам близкую к сухому природному газу, а также широкую фракцию легких углеводородов — ценное сырье для нефтехимических предприятий и производства сжиженного углеводородного газа (СУГ), использующегося для коммунально-бытовых нужд и в качестве топлива для автотранспорта.

Газоперерабатывающие заводы изначально строились возле крупных месторождений, позже для малых месторождений были предложены компактные блочные решения для переработки сырья.

Существует и сложная технология химической переработки ПНГ gas-to-liquids ( GTL ), позволяющая получать из газа жидкие нефтепродукты, характерные для традиционной нефтепереработки, а также метанол и базовые химические полуфабрикаты. В качестве альтернативы применяют мягкий паровой риформинг. Это, по сути, обратная GTL : жидкие остатки переработки нефтяного газа и газоконденсата трансформируются в газ, который затем можно использовать как топливо для генерации электроэнергии или транспортировать по обычному газопроводу.

«Выбор наиболее экономически привлекательных опций утилизации ПНГ зависит от конкретных факторов в привязке к конкретному месторождению. В целом глубокая переработка ПНГ наиболее экономически эффективна, но, например, при малых объемах доступного газа предпочтительна утилизация на месторождении, — говорит руководитель аналитического центра интегрированной газоперерабатывающей и нефтехимической компании «СИБУР» Ксения Каретина. — Также имеет значение состав ПНГ, спрос на локальных рынках и нетбэки на газ, электричество, тепло, дизель и т. д. Существенным фактором становится наличие инфраструктуры для транспортировки и переработки газа и расстояние до целевых рынков. К примеру, рост сжигания в мире в последние годы отчасти как раз и связан с освоением новых удаленных месторождений и развитием сланцевой добычи».

Технология утилизации ПНГ

Газовый факел в западносибирской тайге в начале 1980-х годов

Основная проблема при утилизации попутного газа заключается в высоком содержании тяжелых углеводородов. На сегодняшний день существует несколько технологий, повышающих качество ПНГ за счет удаления значительной части тяжелых углеводородов. Одна из них — подготовка ПНГ с помощью мембранных установок. При применении мембран метановое число газа значительно повышается, низшая теплотворная способность (LHV), тепловой эквивалент и температура точки росы (как по углеводородам, так и по воде) снижаются.

Мембранные углеводородные установки позволяют значительно снизить концентрацию сероводорода и диоксида углерода в потоке газа, что позволяет использовать их для очистки газа от кислых компонентов.

Получение

Где встречается попутный нефтяной газ? В первозданном виде ПНГ поступает из нефтяной или нефтегазовой скважины в центральный пункт подготовки нефти. После этого с помощью специального оборудования начинается подготовка попутного нефтяного газа к использованию. Газ после осушки, очистки от серы, углекислого газа и сепарирования поступает в специальные хранилища, на электростанции, в котельные. С помощью вакуумных компрессорных установок, газолифтных систем его предварительно компримируют – увеличивают плотность с одновременным удалением примесей.

Для получения промышленного ПНГ используются:

• маслосистемы с фильтрами тонкой очистки;
• специальная система теплообмена;
• газодожимное оборудование низкого давления;
• установки комплексной подготовки газа.

С помощью газомасляного сепаратора, фильтров – скруберов осуществляется удаление механических примесей.

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 ПНГ в наше время

В настоящее время ПНГ используют 3-мя основными способами — закачивают обратно в пласт, чтобы повысить нефтеотдачу месторождения, используют в качестве топлива на ГТС (Газотурбинных станциях) для выработки электроэнергии, необходимой для работы промысла, либо для продажи потребителю в случае большой удаленности месторождения и невозможности транспортировки ПНГ, и 3-ий способ — переработка ПНГ с целью получения пластиков, полимеров, каучуков, и прочих высоковостребованных и высокомаржинальных продуктов.

Источник