Попутно нефтяной газ применение. Попутные нефтяные газы

Нефтяным газом называют газ, который растворён в нефти при пластовых условиях. Такой газ получают в процессе разработки нефтяных залежей вследствие уменьшения пластового давления. Его уменьшают до отметки ниже давления насыщения нефти. Объем нефтяного газа (м3/т) в нефти, или как его еще называют газовый фактор, может колебаться от 3-5 в верхних горизонтах до 200-250 в глубокозалегающих пластах, если залежи хорошо сохранились.

Попутный нефтяной газ

Месторождения нефтяного газа - это месторождения нефти. Попутный нефтяной газ (ПНГ) является природным углеводородным газом, а точнее смесью газов и парообразных углеводородных и не углеводородных составляющих, которые растворены в нефти или находятся в «шапках» нефтяных и газоконденсатных месторождений.
Фактически ПНГ - это побочный продукт добычи нефти. В самом начале добычи нефти попутный нефтяной газ из-за несовершенной инфраструктуры для его сбора, подготовки, перевозки и переработки, а также из-за отсутствия потребителей, попросту сжигали на факелах.
Одна тонна нефти может содержать от 1-2 м3 до нескольких тысяч м3 нефтяного газ, все зависит от региона добычи.

Использование нефтяных газов

Попутный нефтяной газ - это важное сырье для энергетической и химической промышленности. Такой газ отличается повышенной теплотворной способностью, которая может составлять от 9 тысяч до 15 тысяч Ккал/ м3. Однако его применение в энергогенерации затруднено нестабильным составом и присутствием множества примесей. Поэтому необходимы дополнительные затраты на очистку («осушку») газа.
В химической отрасли находящийся в попутном газе метан и этан применяют для изготовления пластических масс и каучука, тогда как более тяжелые компоненты используются в качестве сырья для создания ароматических углеводородов, топливных присадок с высоким октановым числом и сжиженных углеводородных газов, а именно сжиженного пропан-бутана технического (СПБТ).
Согласно информации Министерства природных ресурсов и экологии РФ (МПР), из 55 млрд м3 попутного газа, который каждый год добывается в России, только 26% (14 млрд м3) подвергается переработке. Еще 47% (26 млрд м3) поступает на нужды промыслов или списывается как технологические потери, а еще 27% (15 млрд м3) сжигают в факелах. Подсчеты специалистов говорят о том, что сжигание попутного нефтяного газ является причиной потери почти 139,2 млрд рублей, которые можно было бы получить в результате продажи жидких углеводородов, пропана, бутана и сухого газа.

Проблема сжигания нефтяного газа

Этот процесс является причиной масштабных выбросов твердых загрязняющих соединений, а также общего ухудшения экологической обстановки в нефтедобывающих регионах. В процессе «технологических потерь» и сжигания ПНГ в атмосферу попадает диоксид углерода и активная сажа.
Вследствие сгорания газа в факелах в России каждый год отмечается примерно 100 млн тонн выбросов СО2 (если сжигать весь объем газа). В тоже время российские факелы печально знамениты своей неэффективностью, то есть газ в них сгорает не весь. Получается, что в атмосферу попадает метан, который является намного более опасным парниковым газом, чем углекислый газ.
Количество выбросов сажи в процессе сгорания нефтяного газа оценивают примерно в 0,5 млн тонн ежегодно. Сгорание нефтяного газа сопряжено с тепловым загрязнением окружающей среды. Около факела радиус термического разрушения почвы составляет 10-25 метров, а растительного мира - от 50 до 150 метров.
Высокая концентрация в атмосфере продуктов сгорания такого газ, а именно окись азота, сернистый ангидрид, окись углерода, становится причиной роста случаев заболеваемости местного населения раком легких, бронхов, а также поражениями печени и желудочно-кишечного тракта, нервной системы, зрения.
Самым правильным и эффективным методом утилизации попутного нефтяного газа можно назвать его переработку на газоперерабатывающих предприятиях с образованием сухого отбензиненного газа (СОГ), широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), а также сжиженных газов (СУГ) и стабильного газового бензина (СГБ).
Правильная утилизация нефтяного газа даст возможность каждый год изготавливать около 5-6 млн тонн жидких углеводородов, 3-4 млрд м3 этана, 15-20 млрд м3 сухого газа или 60-70 тысяч ГВт/ч электроэнергии.
Интересно, что 1 января 2012 г вступило в силу постановление Правительства РФ «О мерах по стимулированию снижения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках». В этом документе сказано, что добывающие предприятия должны подвергать утилизации 95% ПНГ.

Состав нефтяного газа

Состав нефтяного газа может быть различным. От чего он зависит? Специалисты выделяют следующие факторы, влияющие на состав нефтяного газ:

Состав нефти, в которой растворён газ
условия залегания и формирования залежей, которые отвечают за устойчивость природных нефтегазовых систем
возможность естественной дегазации.

Большинство попутных газов, в зависимости от региона добычи, могут содержаться даже неуглеводородные составляющие, к примеру, сероводород и меркаптаны, углекислый газ, азот, гелий и аргон. Если в составе нефтяных газов преобладают углеводороды (95-100%) их называют углеводородными. Также бывают газы с примесью углекислого газа (CO2 от 4 до 20%), или азота (N2 от 3 до 15%). Углеводородно-азотные газы имеют в своем составе до 50% азота. По соотношению метана и его гомологов выделяют:

• сухие (метана более 85%, С2Н6 + высшие 10-15%)
• жирные (CH4 60-85%, С2Н6 + высшие 20-35%).

Исходя из геологических характеристик, выделяют попутные газы газовых шапок, а также газы, которые растворены непосредственно в нефти. В процессе вскрытия нефтяных пластов чаще всего начинает фонтанировать газ нефтяных шапок. Далее главный объем получаемого ПНГ составляют газы, которые растворены в нефти.
Газ из газовых шапок, его еще называют свободным газом, имеет более «легкий» состав. Он содержит меньшее количество тяжелых углеводородных газов, чем выгодно отличается от растворенного в нефти газа. Получается, что первые этапы разработки месторождений зачастую имеют большие ежегодные объемы добычи ПНГ с преобладанием метана в своем составе.
Однако, со временем дебет попутного нефтяного газа снижается, и увеличивается объем тяжелых составляющих.
Чтобы выяснить, сколько газа содержится в определенной нефти и какой его состав, специалисты осуществляют дегазацию пробы нефти, отобранной на устье скважины или в пластовых условиях при помощи глубинного проботборника. Вследствие неполной дегазации нефтей в призабойной зоне и подъёмных трубах нефтяной газ, взятый из устья скважины, имеет в своем составе более высокое количество метана и меньший объем его гомологов, в сравнении с газом из глубинных проб нефтей.

Состав попутного нефтяного газа различных месторождений Западной Сибири

Регион Месторождение	Состав газа, % масс.
СН 4	С 2 Н 6	С 3 Н 8	i-С 4 Н 10	n-С 4 Н 10	i-С 5 Н 12	n-С 5 Н 12	СO 2	N 2
З а п а д н а я С и б и р ь
Самотлорское	60,64	4,13	13,05	4,04	8,6	2,52	2,65	0,59	1,48
Варьеганское	59,33	8,31	13,51	4,05	6,65	2,2	1,8	0,69	1,51
Б а ш к о р т о с т а н
Арланское	12,29	8,91	19,6	10,8	6,75	0,86	42,01
Вятское	8,2	12,6	17,8	10,4	4,0	1,7	46,2
У д м у р т с к а я Р е с п у б л и к а
Лозолюкско-Зуринское	7,88	16,7	27,94	3,93	8,73	2,17	1,8	1,73	28,31
Архангельское	10,96	3,56	12,5	3,36	6,44	2,27	1,7	1,28	56,57
П е р м с к и й к р а й
Куединское	32,184	12,075	13,012	1,796	3,481	1,059	0,813	0,402	33,985
Красноярское	44,965	13,539	13,805	2,118	3,596	1,050	0,838	1,792	17,029
Гондырское	21,305	20,106	19,215	2,142	3,874	0,828	0,558	0,891	29,597
Степановкое	40,289	15,522	12,534	2,318	3,867	1,358	0,799	1,887	20,105

Сжиженный нефтяной газ

Полная характеристика нефтяных газов в сжиженном состоянии дает возможность использовать их в качестве высококачественного полноценного топлива для автомобильных моторов. Главными составляющими сжиженного нефтяного газ являются пропан и бутан, которые являются побочными продуктами добычи или переработки нефти на газо-бензинных предприятиях.
Газ прекрасно соединяется с воздухом с формированием однородной горючей смеси, что гарантирует высокую теплоту сгорания, а также позволяет избежать детонации в процессе сгорания. В газе имеется минимальное количество компонентов, которые способствуют нагарообразованию и загрязнению системы питания, а также вызывают коррозию.
Состав сжиженного нефтяного газа дают возможность создавать моторные свойства газового топлива.
В процессе перемешивания пропана можно обеспечить подходящее давление насыщенных паров в газовой смеси, что имеет большое значение для использования газобаллонных автомобилей в разных климатических условиях. Именно по этой причине присутствие пропана очень желательно.
Цвет и запах у сжиженного нефтяного газа отсутствует. Из-за этого для гарантии безопасной эксплуатации на автомобилях ему придают специальный аромат - одорируют.

Оставшийся попутный газ, который нефтедобывающие компании не сжигают в факелах и не закачивают в пласт, попадает на переработку. Прежде чем перевозить его на перерабатывающий комбинат, его нужно очистить. Освобожденный газ от механических примесей и воды намного легче перевозить. Для того, чтобы предотвратить выпадение сжиженных фракций в полость газопроводов и облегчить смесь осуществляют отфильтровывание тяжёлых углеводородов.
Посредством выведения сернистых элементов можно предотвратить коррозионное действие попутного нефтяного газа на стенку трубопровода, а извлечением азота и углекислоты можно снизить объем смеси, который не используется в переработке. Очищают газ различными методами. По окончанию охлаждения и компримирования (сжатия под давлением) газа можно приступать к его сепарации или обработки газодинамическими способами. Эти методы довольно бюджетны, однако они не дают возможности выделить углекислоту и сернистые компоненты из нефтяного газа.
Если применяются сорбционные методы, то кроме удаления сероводорода осуществляется и осушка от воды и влажных углеводородных компонентов. Единственный недостаток этого метода - плохая адаптация технологии к полевым условиям, что является причиной потери примерно 30% объёма газа. Кроме этого, чтобы удалить жидкость используется способ гликолевой сушки, но исключительно как второстепенный процесс, потому что помимо воды, он больше ничего из смеси не выделяет.
Все перечисленные методы сегодня можно назвать устаревшими. Наиболее современным методом является мембранная очистка. В основе этого метода - разница в скорости проникновения разных компонентов нефтяного газа через волокна мембран.
Когда газ поступает на перерабатывающее предприятие, его подвергают разделению при помощи низкотемпературной абсорбции и конденсации на базовые фракции. Часть таких фракций сразу являются конечными продуктами. После разделения получают отбензиненный газ, в составе которого метан и примесь этана, а также широкая фракция лёгких углеводородов (ШФЛУ). Такой газ без проблем транспортируется по трубопроводным системам и применяется в качестве топлива, а также служит сырьём для изготовления ацетилена и водорода. Также при помощи газопереработки изготавливают автомобильный пропан-бутан жидкого типа (т. е. газомоторное топливо), а также ароматические углеводороды, узкие фракции и стабильный газовый бензин.
Попутный нефтяной газ, невзирая на крайне невысокую рентабельность его переработки, активно применяется в топливно-энергетической отрасли и нефтехимической промышленности.

Попутный нефтяной газ

Попутный нефтяной газ (ПНГ ) - смесь различных газообразных углеводородов , растворенных в нефти ; они выделяются в процессе добычи и перегонки (это так называемые попутные газы , главным образом состоят из пропана и изомеров бутана). К нефтяным газам также относят газы крекинга нефти, состоящие из предельных и непредельных (этилена , ацетилена) углеводородов. Нефтяные газы применяют как топливо и для получения различных химических веществ. Из нефтяных газов путем химической переработки получают пропилен , бутилены , бутадиен и др., которые используют в производстве пластмасс и каучуков .

Состав

Попутный нефтяной газ - смесь газов, выделяющаяся из углеводородов любого фазового состояния, состоящая из метана , этана , пропана , бутана и изобутана , содержащая растворенные в ней высокомолекулярные жидкости (от пентанов и выше по росту гомологического ряда) и различного состава и фазового состояния примеси.

Приблизительный состав ПНГ

Получение

ПНГ является ценным углеводородным компонентом, выделяющимся из добываемых, транспортируемых и перерабатываемых содержащих углеводороды минералов на всех стадиях инвестиционного цикла жизни до реализации готовых продуктов конечному потребителю. Таким образом, особенностью происхождения нефтяного попутного газа является то, что он выделяется на любой из стадий от разведки и добычи до конечной реализации, из нефти, газа, (другие источники опущены) и в процессе их переработки из любого неполного продуктового состояния до любого из многочисленных конечных продуктов.

Специфической особенностью ПНГ является обычно незначительный расход получаемого газа, от 100 до 5000 нм³/час . Содержание углеводородов С З + может изменяться в диапазоне от 100 до 600 г/м³ . При этом состав и количество ПНГ не является величиной постоянной. Возможны как сезонные, так и разовые колебания (нормальное изменение значений до 15 %).

Газ первой ступени сепарации, как правило, отправляется непосредственно на газоперерабатывающий завод. Значительные трудности возникают при попытках использовать газ с давлением менее 5 бар . До недавнего времени такой газ в подавляющем большинстве случаев просто сжигался на факелах, однако, сейчас ввиду изменений политики государства в области утилизации ПНГ и ряда других факторов ситуация значительно изменяется. В соответствии с Постановлением Правительства России от 8 января 2009 г. № 7 «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках» был установлен целевой показатель сжигания попутного нефтяного газа в размере не более 5 процентов от объема добытого попутного нефтяного газа. В настоящий момент объемы добываемого, утилизируемого и сжигаемого ПНГ невозможно оценить в связи с отсутствием на многих месторождениях узлов учета газа. Но по приблизительным оценкам это порядка 25 млрд м³ .

Пути утилизации

Основными путями утилизации ПНГ являются переработка на ГПЗ, генерация электроэнергии, сжигание на собственные нужды, закачка обратно в пласт для интенсификации нефтеотдачи (поддержание пластового давления), закачка в добывающие скважины - использование «газлифта».

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.

Конструкция

Схема распределния газовых потоков в мембранном модуле

По своей конструкции углеводородная мембрана представляет собой цилиндрический блок с выходами пермеата, продуктового газа и входа ПНГ. Внутри блока находится трубчатая структура селективного материала, который пропускает только определенный вид молекул. Общая схема потока внутри картриджа показана на рисунке.

Принцип работы

Конфигурация установки в каждом конкретном случае определяется специально, так как исходный состав ПНГ может сильно разниться.

Схема установки в принципиальной конфигурации:

Напорная схема подготовки ПНГ

Вакуумная схема подготовки ПНГ

• Предварительный сепаратор для очистки от грубых примесей, крупной капельной влаги и нефти,
• Ресивер на входе,
• Компрессор,
• Холодильник для доохлаждения газа до температуры от +10 до +20 °C,

• Фильтр тонкой очистки газа от масла и парафинистых соединений,
• Углеводородный мембранный блок ,
• КИПиА,
• Система управления, включая поточный анализ,
• Система утилизации конденсата (из сепараторов),
• Система утилизации пермеата,
• Контейнерная поставка.

Контейнер должен быть изготовлен в соответствии с требованиями пожаро- взровобезопасности в нефтяной и газовой промышленности.

Существует две схемы подготовки ПНГ: напорная и вакуумная.

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.

Прежде всего, давайте выясним, что понимают под термином «попутный нефтяной газ» или ПНГ. Чем он отличается от традиционных добываемых углеводородов и какими особенностями обладает.

Уже из самого названия видно, что ПНГ имеет непосредственное отношение к добыче нефти. Это смесь газов, либо растворенная в самой нефти, либо находящаяся в так называемых «шапках» углеводородных месторождений.

Состав

В попутном нефтяном газе, в отличие от традиционного природного, помимо метана и этана, содержится существенное количество более тяжелых углеводородов, таких как пропан, бутан и так далее.

Анализ 13 различных месторождений показал, что процентный состав ПНГ имеет следующий вид:

• метан: 66.85-92.37%,
• этан: 1.76-14.04%,
• пропан: 0.77-12.06%,
• изобутан: 0.02-2.65%,
• н-бутан: 0.02-5.37%,
• пентан: 0.00-1.77%,
• гексан и выше: 0.00-0,74%,
• двуокись углерода: 0.10-2.77%,
• азот: 0.50-2.00%.

В одной тонне нефти, в зависимости от расположения конкретного нефтеносного месторождения, содержится от одного до несколько тысяч кубометров попутного газа.

Получение

ПНГ является побочным продуктом нефтяной добычи. При вскрытии очередного пласта первым делом начинается фонтанирование расположенного в «шапке» попутного газа. Он обычно является более «легким» по сравнению с растворенным непосредственно в нефти. Таким образом, на первых порах процент метана, содержащегося в ПНГ, довольно высок. Со временем при дальнейшем освоении месторождения его доля сокращается, зато увеличивается процент содержания тяжелых углеводородов.

Способы утилизации и переработки попутных газов

Известно, что ПНГ обладает высокой теплотворной способностью, уровень которой находится в диапазоне 9-15 тысяч Ккал/м 3 . Таким образом, он может эффективно использоваться в энергетике, а большой процент тяжелых углеводородов делает газ ценным сырьем в химической промышленности. В частности, из ПНГ можно изготавливать пластмассы, каучук, высокооктановые топливные присадки, ароматические углеводороды и так далее. Однако успешному использованию в экономике попутного нефтяного газа мешают два фактора. Во-первых, это нестабильность его состава и наличие большого количества примесей, а во-вторых, необходимость существенных затрат на его «осушку». Дело в том, что нефтяные газы обладают уровнем влагосодержания, равным 100%.

Сжигание ПНГ

Из-за сложностей переработки долгое время основным способом утилизации нефтяного газа являлось его банальное сжигание на месте добычи. Этот варварский метод приводит не только к безвозвратной потере ценного углеводородного сырья и к растрачиванию впустую энергии горючих компонентов, но и к серьезным последствиям для окружающей среды. Это и тепловое загрязнение, и выброс огромного количества пыли и сажи, и заражение атмосферы токсичными веществами. Если в других странах существуют огромные штрафы за такой способ утилизации нефтяного газа, делая его экономически невыгодным, то в России дела обстоят намного хуже. В отдаленных месторождениях при себестоимости добычи ПНГ 200-250 руб./тыс. м 3 и стоимости транспортировки до 400 руб./тыс. м 3 продать его можно максимум за 500 руб., что делает нерентабельным любой способ переработки.

Закачка ПНГ в пласт

Поскольку попутный газ добывается в непосредственной близости от месторождения нефти, его можно использовать в качестве инструмента для повышения уровня отдачи пласта. Для этого осуществляется закачка ПНГ и различных рабочих жидкостей в пласт. По результатам практических измерений оказалось, что дополнительная добыча с каждого участка составляет 5-10 тысяч тонн в год. Такой способ утилизации газа все же предпочтительнее по сравнению со сжиганием. Кроме того, имеются современные разработки по увеличению его эффективности.

Фракционная переработка попутного нефтяного газа (ПНГ)

Внедрение данной технологии позволяет достигать повышения рентабельности и эффективности производства. Товарными продуктами, получаемыми в результате переработки углеводородного сырья, являются: газовый бензин, стабильный конденсат, пропан-бутановая фракция, ароматические углеводороды и многое другое. В целях оптимизации затрат перерабатывающие заводы в основном строятся на крупных газовых и нефтяных месторождениях, а на малых месторождениях благодаря достижениям научно-технического прогресса используется блочное компактное оборудование по переработке сырья.

Очистка ПНГ

Переработка ПНГ начинается с его очистки. Очистка от механических примесей, двуокиси углерода и сероводорода проводится для улучшения качества продукта. Сначала ПНГ охлаждается, при этом все примеси конденсируются в башнях, циклонах, электрофильтрах, пенных и прочих аппаратах. Затем проходит процесс осушки, при котором влага поглощается твердыми или жидкими веществами. Данный процесс считается обязательным, так как излишнее количество влаги значительно увеличивает расходы на транспортировку и затрудняет использование конечного продукта.

Рассмотрим самые распространенные сегодня методы очистки ПНГ.

• Сепарационные методы. Это самые простые технологии, применяемые исключительно для выделения конденсата после компримирования и охлаждения газа. Методы могут быть использованы в любых условиях и отличаются низким уровнем отходов
• Однако качество получаемого ПНГ, особенно при низких давлениях, невысокое. Углекислый газ и сернистые соединения не удаляются.
• Газодинамические методы. Основаны на процессах преобразования потенциальной энергии высоконапорной газовой смеси в звуковые и сверхзвуковые течения. Используемое оборудование отличается низкой стоимостью и простотой эксплуатации. При низких давлениях эффективность методов невысока, сернистые соединения и CO 2 также не удаляются.
• Сорбционные методы. Позволяют осуществлять осушку газа как по воде, так и по углеводородам. Кроме того, возможно удаление небольших концентраций сероводорода. С другой стороны, сорбционные методы очистки плохо адаптируются к полевым условиям, а потери газа составляют до 30%.
• Гликолевая осушка. Используется в качестве самого эффективного способа удаления влаги из газа. Данный метод востребован в качестве дополнения к другим способам очистки, поскольку ничего кроме воды он не удаляет. Потери газа составляют менее 3%.
• Обессеривание. Еще один узкоспециализированный набор методов, направленный на удаление из ПНГ сернистых соединений
• Для этого используются технологии аминовой отмывки, щелочной очистки, процесс «Серокс» и так далее. Недостатком является 100% влажность ПНГ на выходе.
• Мембранная технология. Это самый эффективный метод очистки ПНГ. Его принцип основан на различной скорости прохождения отдельных элементов газовой смеси через мембрану. На выходе получаются два потока, один из которых обогащен легкопроникающими компонентами, а другой - труднопроникающими. Раньше селективных и прочностных характеристик традиционных мембран было недостаточно для очистки ПНГ. Однако сегодня на рынке появились новые половолоконные мембраны, способные работать с газами, имеющими высокую концентрацию тяжелых углеводородов и сернистых соединений. Специалисты НПК «Грасис» в течение нескольких лет проводили испытания на различных объектах и пришли к выводу, что данная технология на базе новой мембраны способна существенно снизить затраты на очистку ПНГ. Соответственно, имеет серьезные перспективы на рынке.

Анализ ПНГ

Рентабельна ли фракционная утилизация попутного нефтяного газа, можно выяснить после того, как будет проведен тщательный анализ на предприятии. Современное оборудование и инновационные технологии открывают для данного метода новые просторы и безграничные возможности. Переработка ПНГ позволяет получить «сухой» газ, который по своему составу близок к природному и может быть использован на промышленных или коммунально-бытовых предприятиях.

Проведенные исследования подтвердили, что прекращение сжигания попутного нефтяного газа приведет к тому, что с помощью современного оборудования для переработки можно будет получить дополнительного около 20 млн. кубометров сухого газа в год.

Использование ПНГ при эксплуатации малых энергетических объектов

Еще одним очевидным способом утилизации такого газа является использование его в качестве топлива для электростанций. Эффективность ПНГ в таком случае может достигать 80% и выше. Разумеется, для этого энергоблоки должны быть расположены максимально близко к месторождению. Сегодня на рынке представлено огромное количество турбинных и поршневых установок, способных работать на ПНГ. Дополнительным бонусом является возможность использовать выхлопной газ для организации системы теплоснабжения объектов месторождения. Кроме того, его можно закачивать в пласт для повышений нефтеотдачи. Следует отметить, что данный метод утилизации ПНГ уже сегодня широко применяется в России. В частности, нефтегазовые компании строят газотурбинные электростанции на своих отдаленных месторождениях, что позволяет вырабатывать более миллиарда киловатт-часов электроэнергии в год.

Технология «Gas-to-liquids» (химическая переработка ПНГ в топливо)

Во всем мире данная технология развивается стремительными темпами. К сожалению, ее внедрение в России существенно осложняется. Дело в том, что подобный метод рентабелен только в жарких либо умеренных широтах, а у нас добыча газа и нефти осуществляется в основном в северных регионах, в частности, в Якутии. Для адаптации технологии под наши климатические особенности требуется серьезная исследовательская работа.

Криогенная переработка ПНГ в сжиженный газ

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

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

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

Общая характеристика попутного нефтяного газа

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Типичный график доходности проекта предоставлен на рисунке 3:

Рисунок 3 - схема NPV для типичного проекта нефтедобычи

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

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

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

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

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

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

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