El gas de petróleo asociado es diferente. Gas de petróleo asociado
El gas asociado de petróleo (APG), como su nombre indica, es un subproducto de la producción de petróleo. El petróleo se encuentra en el suelo junto con el gas, y es técnicamente casi imposible garantizar la producción de una fase exclusivamente líquida de materias primas de hidrocarburos, dejando el gas dentro de la formación.
En esta etapa, el gas se percibe como una materia prima asociada, ya que los precios mundiales del petróleo determinan el mayor valor de la fase líquida. A diferencia de los campos de gas, donde todas las características técnicas y de producción están destinadas a extraer exclusivamente la fase gaseosa (con una ligera mezcla de condensado de gas), los campos petroleros no están equipados de tal manera que puedan llevar a cabo eficazmente el proceso de producción y utilización. de gas asociado.
Más adelante en este capítulo, se examinarán con más detalle los aspectos técnicos y económicos de la producción de APG y, en base a las conclusiones obtenidas, se seleccionarán los parámetros para los cuales se construirá un modelo econométrico.
Características generales del gas de petróleo asociado.
La descripción de los aspectos técnicos de la producción de hidrocarburos comienza con una descripción de las condiciones de su ocurrencia.
El petróleo en sí se forma a partir de restos orgánicos de organismos muertos que se depositan en los fondos del mar y de los ríos. Con el tiempo, el agua y el limo protegieron la sustancia de la descomposición y, a medida que se acumularon nuevas capas, aumentó la presión sobre los estratos subyacentes, lo que, junto con la temperatura y las condiciones químicas, provocaron la formación de petróleo y gas natural.
El petróleo y el gas ocurren juntos. En condiciones de alta presión, estas sustancias se acumulan en los poros de las llamadas rocas madre y, gradualmente, sometidas a un proceso de transformación continua, ascienden a la superficie mediante fuerzas microcapilares. Pero a medida que sube, se puede formar una trampa, cuando una capa más densa cubre la capa a través de la cual migra el hidrocarburo y, por lo tanto, se produce una acumulación. En el momento en que se ha acumulado una cantidad suficiente de hidrocarburos, comienza a producirse el proceso de desplazamiento del agua inicialmente salada, más pesada que el petróleo. A continuación, el petróleo se separa del gas más ligero, pero parte del gas disuelto permanece en la fracción líquida. Son el agua y el gas separados los que sirven como herramientas para empujar el petróleo hacia afuera, formando regímenes de presión de agua o gas.
Según las condiciones, la profundidad y el contorno de la ubicación, el desarrollador selecciona la cantidad de pozos para maximizar la producción.
El principal tipo de perforación moderno utilizado es la perforación rotativa. En este caso, la perforación va acompañada de un aumento continuo de los recortes de perforación (fragmentos de formación separados por una broca) hacia afuera. En este caso, para mejorar las condiciones de perforación, se utiliza un fluido de perforación, que a menudo consiste en una mezcla de reactivos químicos. [Bosque Gris, 2001]
La composición del gas de petróleo asociado variará de un campo a otro, dependiendo de toda la historia geológica de la formación de estos depósitos (roca madre, condiciones físicas y químicas, etc.). En promedio, la proporción de contenido de metano en dicho gas es del 70% (en comparación, el gas natural contiene hasta el 99% de su volumen en metano). Una gran cantidad de impurezas crea, por un lado, dificultades para el transporte de gas a través del sistema de transmisión de gas (GTS), por otro lado, la presencia de componentes tan importantes como etano, propano, butano, isobutano, etc. El gas es una materia prima extremadamente deseable para la producción petroquímica. Los yacimientos petrolíferos de Siberia occidental se caracterizan por los siguientes indicadores de contenido de hidrocarburos en el gas asociado [Popular Petrochemistry, 2011]:
- Metano 60-70%
- Etano 5-13%
- · Propano 10-17%
- · Butano 8-9%
TU 0271-016-00148300-2005 "Gas de petróleo asociado sujeto a entrega a los consumidores" define las siguientes categorías de APG (según el contenido de componentes C 3 ++, g/m 3):
- · “Flaco” - menos de 100
- · “Medio” - 101-200
- · “Gordo” - 201-350
- · Extra graso - más de 351
La siguiente figura [Filippov, 2011] indica las principales actividades realizadas con gas de petróleo asociado y los efectos logrados por estas actividades.
Figura 1 - Principales actividades realizadas con APG y sus efectos, fuente: http://www.avfinfo.ru/page/inzhiniring-002
Durante la producción de petróleo y su posterior separación paso a paso, el gas liberado tiene una composición diferente: primero se libera gas con un alto contenido de fracción de metano y, en las siguientes etapas de separación, se libera gas con un contenido cada vez mayor de hidrocarburos. de orden superior. Los factores que influyen en la liberación de gas asociado son la temperatura y la presión.
Se utiliza un cromatógrafo de gases para determinar el contenido de gas asociado. Al determinar la composición del gas asociado, también es importante prestar atención a la presencia de componentes distintos de los hidrocarburos; por ejemplo, la presencia de sulfuro de hidrógeno en el APG puede afectar negativamente la posibilidad de transporte del gas, ya que pueden ocurrir procesos de corrosión en el tubería.
Figura 2 - Esquema de preparación de petróleo y contabilidad APG, fuente: Centro de Energía de Skolkovo
La Figura 2 muestra esquemáticamente el proceso de refinación de petróleo paso a paso con la liberación del gas asociado. Como puede verse en la figura, el gas asociado es principalmente un subproducto de la separación primaria de hidrocarburos producidos en un pozo petrolero. El problema de la medición del gas asociado radica en la necesidad de instalar dispositivos de medición automática en varias etapas de separación y, posteriormente, en la entrega para su eliminación (plantas de procesamiento de gas, salas de calderas, etc.).
Las principales instalaciones utilizadas en los sitios de producción [Filippov, 2009]:
- Estaciones de bombeo de refuerzo (BPS)
- Unidades de separación de aceite (OSN)
- · Unidades de tratamiento de petróleo (OPN)
- · Puntos Centrales de Tratamiento de Petróleo (CPPN)
El número de etapas depende de las propiedades físicas y químicas del gas asociado, en particular de factores como el contenido de gas y la proporción de gases. A menudo, el gas de la primera etapa de separación se utiliza en hornos para generar calor y precalentar toda la masa de petróleo, con el fin de aumentar el rendimiento de gas en las siguientes etapas de separación. Para los mecanismos de accionamiento se utiliza electricidad, que también se genera en el campo, o se utilizan redes eléctricas principales. Se utilizan principalmente centrales eléctricas de pistón de gas (GPPP), turbinas de gas (GTS) y generadores diésel (DGS). Las instalaciones de gas funcionan con gas de separación de primera etapa, mientras que la estación de diésel funciona con combustible líquido importado. El tipo específico de generación de energía se selecciona en función de las necesidades y características de cada proyecto individual. En algunos casos, una central eléctrica de turbina de gas puede generar un exceso de electricidad para abastecer las instalaciones de producción de petróleo vecinas y, en algunos casos, el resto puede venderse en el mercado eléctrico mayorista. En el tipo de producción de energía de cogeneración, las plantas producen simultáneamente calor y electricidad.
Las líneas de bengala son un atributo obligatorio de cualquier campo. Incluso si no se utilizan, son necesarios para quemar el exceso de gas en caso de emergencia.
Desde el punto de vista de la economía de la producción de petróleo, los procesos de inversión en el campo de la utilización del gas asociado son bastante inerciales y se orientan principalmente no a las condiciones del mercado a corto plazo, sino a la totalidad de todos los factores económicos e institucionales a lo largo del tiempo. horizonte de bastante largo plazo.
Los aspectos económicos de la producción de hidrocarburos tienen sus propias características específicas. Las peculiaridades de la producción de petróleo son:
- Naturaleza a largo plazo de las decisiones de inversión clave
- · Importantes rezagos en inversión
- · Gran inversión inicial
- Irreversibilidad de la inversión inicial
- Disminución natural de la producción a lo largo del tiempo.
Para evaluar la eficacia de cualquier proyecto, un modelo común para evaluar el valor de una empresa es la evaluación del VPN.
VPN (valor actual neto): la evaluación se basa en el hecho de que todos los ingresos futuros estimados de la empresa se sumarán y reducirán al valor actual de estos ingresos. La misma cantidad de dinero hoy y mañana difiere según la tasa de descuento (i). Esto se debe a que en el periodo de tiempo t=0 el dinero que tenemos tiene un valor determinado. Si bien en el período t=1 la inflación se extenderá a estos fondos, habrá todo tipo de riesgos e impactos negativos. Todo esto hace que el dinero futuro sea “más barato” que el dinero actual.
La vida media de un proyecto de producción de petróleo puede ser de unos 30 años, seguida de un largo cese de la producción, que a veces se prolonga durante décadas, lo que está asociado con el nivel de los precios del petróleo y la recuperación de los costos operativos. Además, la producción de petróleo alcanza su punto máximo en los primeros cinco años de producción y luego, debido a la disminución natural de la producción, se desvanece gradualmente.
En los primeros años, la empresa realiza grandes inversiones iniciales. Pero la producción misma comienza sólo unos años después del inicio de las inversiones de capital. Cada empresa se esfuerza por minimizar el retraso en la inversión para lograr la recuperación del proyecto lo antes posible.
En la Figura 3 se muestra un gráfico típico de rentabilidad de un proyecto:
Figura 3 - Diagrama VPN para un proyecto típico de producción de petróleo
Esta figura muestra el VPN del proyecto. El valor negativo máximo es el indicador MCO (desembolso máximo de efectivo), que refleja cuánta inversión requiere el proyecto. La intersección de la gráfica de la línea de flujos de efectivo acumulados con el eje del tiempo en años es el tiempo de recuperación del proyecto. La tasa de acumulación del VPN está disminuyendo, debido tanto a la tasa de producción decreciente como a la tasa de descuento temporal.
Además de las inversiones de capital, la producción requiere costos operativos cada año. Un aumento en los costos operativos, que puede incluir costos técnicos anuales asociados con riesgos ambientales, reduce el VPN del proyecto y aumenta el período de recuperación del proyecto.
Por lo tanto, los gastos adicionales de contabilidad, recolección y utilización del gas de petróleo asociado pueden justificarse desde el punto de vista del proyecto sólo si estos gastos aumentan el VAN del proyecto. De lo contrario, el atractivo del proyecto disminuirá y, como resultado, se reducirá el número de proyectos implementados o se ajustarán los volúmenes de producción de petróleo y gas dentro de un proyecto.
Convencionalmente, todos los proyectos asociados de utilización de gas se pueden dividir en tres grupos:
- 1. El proyecto de reciclaje en sí es rentable (teniendo en cuenta todos los factores económicos e institucionales) y las empresas no necesitarán incentivos adicionales para su implementación.
- 2. El proyecto de utilización tiene un VAN negativo, mientras que el VAN acumulativo de todo el proyecto de producción de petróleo es positivo. Es en este grupo en el que se pueden concentrar todas las medidas de incentivo. El principio general será crear condiciones (mediante incentivos y sanciones) que hagan rentable para una empresa emprender proyectos de reciclaje en lugar de pagar sanciones. Además, los costos totales del proyecto no deben exceder el VPN total.
- 3. Los proyectos de reciclaje tienen un VAN negativo y, si se implementan, el proyecto general de producción de petróleo para un campo determinado tampoco deja de ser rentable. En este caso, las medidas de incentivo no conducirán a una reducción de las emisiones (la empresa pagará multas hasta su costo acumulativo igual al VAN del proyecto), o el campo quedará suspendido y se renunciará a la licencia.
Según el Centro Energético de Skolkovo, el ciclo de inversión en la implementación de proyectos de utilización de APG es de más de 3 años.
Según el Ministerio de Recursos Naturales, para alcanzar el nivel objetivo, las inversiones deberían ascender hasta 2014 a unos 300 mil millones de rublos. Según la lógica de la gestión de proyectos del segundo tipo, las tasas de pagos por contaminación deberían ser tales que el costo potencial de todos los pagos supere los 300 mil millones de rublos y el costo de oportunidad sería igual a la inversión total.
Durante mucho tiempo, el gas asociado al petróleo no tuvo valor. Se consideraba una impureza dañina durante la producción de petróleo y se quemaba directamente cuando salía gas de un pozo petrolero. Pero el tiempo pasó. Han surgido nuevas tecnologías que nos han permitido dar una mirada diferente al APG y sus propiedades.
Compuesto
El gas de petróleo asociado se encuentra en la “capa” de una formación petrolera, el espacio entre el suelo y los depósitos de petróleo fósil. Además, una parte se encuentra disuelta en el propio aceite. En esencia, APG es el mismo gas natural, cuya composición contiene una gran cantidad de impurezas.
El gas de petróleo asociado se distingue por una amplia variedad de diferentes tipos de hidrocarburos. Se trata principalmente de etano, propano, metano y butano. También contiene hidrocarburos más pesados: pentano y hexano. Además, el gas de petróleo incluye una cierta cantidad de componentes no inflamables: helio, sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono, nitrógeno y argón.
Vale la pena señalar que la composición del gas de petróleo asociado es extremadamente inestable. Un mismo depósito APG puede cambiar notablemente el porcentaje de determinados elementos a lo largo de varios años. Esto es especialmente cierto para el metano y el etano. Pero incluso a pesar de esto, el gasóleo consume mucha energía. Un metro cúbico de APG, según el tipo de hidrocarburos que lo componen, es capaz de liberar de 9.000 a 15.000 kcal de energía, lo que lo hace prometedor para su uso en diversas tijeras de podar económicas.
Los líderes en la producción de gas asociado son Irán, Irak, Arabia Saudita, la Federación de Rusia y otros países en los que se concentran las principales reservas de petróleo. Rusia produce alrededor de 50 mil millones de metros cúbicos de gas de petróleo asociado al año. La mitad de este volumen se destina a las necesidades de las áreas de producción, el 25% a procesamiento adicional y el resto se quema.
Limpieza
El gas de petróleo asociado no se utiliza en su forma original. Su uso sólo es posible después de una limpieza preliminar. Para ello, se separan capas de hidrocarburos de diferentes densidades en un equipo especialmente diseñado para este fin: un separador de presión de varias etapas.
Todo el mundo sabe que el agua en las montañas hierve a una temperatura más baja. Dependiendo de la altitud, su punto de ebullición puede descender hasta 95 ºС. Esto sucede debido a la diferencia de presión atmosférica. Este principio se utiliza en el funcionamiento de separadores de varias etapas.
Inicialmente, el separador suministra una presión de 30 atmósferas y después de un cierto período de tiempo reduce gradualmente su valor en pasos de 2 a 4 atmósferas. Esto asegura una separación uniforme de los hidrocarburos con diferentes puntos de ebullición entre sí. A continuación, los componentes resultantes se envían directamente a la siguiente etapa de purificación en las plantas de refinación de petróleo.
Aplicación de gas de petróleo asociado.
Ahora tiene una demanda activa en algunas áreas de producción. En primer lugar, esta es la industria química. Para ella, APG sirve como material para la producción de plásticos y caucho.
La industria energética también es partidaria de los subproductos de la producción de petróleo. APG es la materia prima de la que se obtienen los siguientes tipos de combustible:
- Gas despojado en seco.
- Amplia fracción de hidrocarburos ligeros.
- Combustible para motores de gasolina.
- Gas de petróleo licuado.
- Gasolina estable.
- Separar fracciones a base de carbono e hidrógeno: etano, propano, butano y otros gases.
El volumen de utilización del gas asociado al petróleo sería aún mayor si no fuera por una serie de dificultades que surgen durante su transporte:
- La necesidad de eliminar impurezas mecánicas de la composición del gas. Cuando el APG sale de un pozo, pequeñas partículas de tierra entran en el gas, lo que reduce significativamente sus propiedades de transporte.
- El gas de petróleo asociado debe someterse a un procedimiento de tratamiento de petróleo. Sin ello, la fracción licuada precipitará en el gasoducto durante su transporte.
- La composición del gas de petróleo asociado debe estar purificada del azufre. El aumento del contenido de azufre es una de las principales razones de la formación de manchas de corrosión en las tuberías.
- Eliminación de nitrógeno y dióxido de carbono para aumentar el poder calorífico del gas.
Por las razones anteriores, el gas de petróleo asociado no se utilizó durante mucho tiempo, sino que se quemó directamente cerca del pozo donde se encontraba el petróleo. Fue especialmente bueno observar esto mientras se volaba sobre Siberia, donde se veían constantemente antorchas con nubes de humo negro que emanaban de ellas. Esto continuó hasta que los ambientalistas intervinieron, dándose cuenta del daño irreparable que de esta manera se estaba causando a la naturaleza.
Consecuencias de la quema
La combustión de gas va acompañada de un impacto térmico activo en el medio ambiente. En un radio de 50 a 100 metros desde el lugar inmediato del incendio, se observa una disminución notable en el volumen de vegetación, y a una distancia de hasta 10 metros hay una ausencia total de vegetación. Esto se debe principalmente a la quema de nutrientes del suelo, de los que tanto dependen varios tipos de árboles y hierbas.
Una antorcha encendida sirve como fuente de monóxido de carbono, el mismo responsable de la destrucción de la capa de ozono de la Tierra. Además, el gas contiene dióxido de azufre y óxido de nitrógeno. Estos elementos pertenecen al grupo de sustancias tóxicas para los organismos vivos.
Así, las personas que viven en zonas con producción activa de petróleo tienen un mayor riesgo de desarrollar diversos tipos de patologías: oncología, infertilidad, inmunidad debilitada, etc.
Por esta razón, a finales de la década de 2000 surgió la cuestión de la utilización de APG, que consideraremos a continuación.
Métodos de utilización del gas de petróleo asociado.
Actualmente, existen muchas opciones para eliminar los residuos de petróleo sin dañar el medio ambiente. Los más comunes son:
- Enviado directamente a la refinería de petróleo. Es la solución más óptima, tanto desde el punto de vista financiero como medioambiental. Pero siempre que ya exista una infraestructura de gasoductos desarrollada. En su defecto, será necesaria una importante inversión de capital, que sólo se justifica en el caso de grandes depósitos.
- Reciclaje utilizando APG como combustible. El gas de petróleo asociado se suministra a centrales eléctricas, donde se utiliza para producir energía eléctrica mediante turbinas de gas. La desventaja de este método es la necesidad de instalar equipos para la limpieza previa, así como su transporte hasta su destino.
- Inyección de APG gastado en el yacimiento de petróleo subyacente, aumentando así el factor de recuperación de petróleo del pozo. Esto sucede debido al aumento debajo de la capa del suelo. Esta opción se caracteriza por la facilidad de implementación y el costo relativamente bajo del equipo utilizado. Aquí solo hay un inconveniente: la falta de utilización real de APG. Sólo hay un retraso, pero el problema sigue sin resolverse.
El gas de petróleo es un gas que se disuelve en petróleo en condiciones de yacimiento. Dicho gas se obtiene durante el desarrollo de depósitos de petróleo debido a una disminución de la presión del yacimiento. Se reduce a un nivel por debajo de la presión de saturación del aceite. El volumen de gas de petróleo (m3/t) en el petróleo, o como también se le llama factor de gas, puede oscilar entre 3-5 en los horizontes superiores y 200-250 en las capas profundas, si los depósitos están bien conservados.
Gas de petróleo asociado
Los campos de petróleo y gas son campos petroleros. El gas de petróleo asociado (APG) es un gas de hidrocarburo natural, o más bien una mezcla de gases y componentes vaporosos de hidrocarburos y no hidrocarburos que se disuelven en petróleo o se encuentran en las "capas" de los campos de condensado de petróleo y gas.
De hecho, el APG es un subproducto de la producción de petróleo. Al comienzo de la producción de petróleo, el gas de petróleo asociado simplemente se quemaba debido a una infraestructura imperfecta para su recolección, preparación, transporte y procesamiento, así como a la falta de consumidores.
Una tonelada de petróleo puede contener desde 1-2 m3 hasta varios miles de m3 de gasóleo, todo depende de la región de producción.
Uso de gases de petróleo.
El gas de petróleo asociado es una materia prima importante para las industrias energética y química. Este gas tiene un poder calorífico elevado, que puede oscilar entre 9.000 y 15.000 kcal/m3. Sin embargo, su uso en la generación de energía se complica por su composición inestable y la presencia de muchas impurezas. Por lo tanto, se requieren costes adicionales para la purificación del gas (“secado”).
En la industria química, el metano y el etano contenidos en el gas asociado se utilizan para producir plásticos y caucho, mientras que los componentes más pesados se utilizan como materia prima para la creación de hidrocarburos aromáticos, aditivos para combustibles con un alto índice de octanaje y gases de hidrocarburos licuados, en concreto, propano licuado. -butano técnico (SPBT).
Según información del Ministerio de Recursos Naturales y Medio Ambiente de la Federación Rusa (MPR), de los 55 mil millones de m3 de gas asociado que se producen cada año en Rusia, sólo se procesa el 26% (14 mil millones de m3). Otro 47% (26 mil millones de m3) se destina a las necesidades de las industrias o se amortiza como pérdidas tecnológicas, y otro 27% (15 mil millones de m3) se quema. Las estimaciones de los expertos sugieren que la combustión del gas asociado al petróleo es la causa de la pérdida de casi 139,2 mil millones de rublos, que podrían haberse obtenido de la venta de hidrocarburos líquidos, propano, butano y gas seco.
Problema de quema de gas petrolero
Este proceso es la causa de emisiones a gran escala de contaminantes sólidos, así como del deterioro general de la situación medioambiental en las regiones productoras de petróleo. Durante el proceso de “pérdidas tecnológicas” y combustión de APG, el dióxido de carbono y el hollín activo ingresan a la atmósfera.
Debido a la quema de gas en Rusia, cada año se registran aproximadamente 100 millones de toneladas de emisiones de CO2 (si se quema todo el volumen de gas). Al mismo tiempo, las bengalas rusas son conocidas por su ineficiencia, es decir, no todo el gas arde en ellas. Resulta que el metano, que es un gas de efecto invernadero mucho más peligroso que el dióxido de carbono, ingresa a la atmósfera.
La cantidad de emisiones de hollín durante la combustión de gasóleo se estima en aproximadamente 0,5 millones de toneladas al año. La combustión de gas de petróleo está asociada a la contaminación térmica del medio ambiente. Cerca de la antorcha, el radio de destrucción térmica del suelo es de 10 a 25 metros, y del mundo vegetal, de 50 a 150 metros.
La alta concentración en la atmósfera de los productos de la combustión de dicho gas, a saber, óxido de nitrógeno, dióxido de azufre y monóxido de carbono, provoca un aumento en la incidencia de cáncer de pulmón y bronquios en la población local, así como daños en el hígado y el tracto gastrointestinal. , sistema nervioso y visión.
El método más correcto y eficaz para utilizar el gas de petróleo asociado es su procesamiento en plantas procesadoras de gas con la formación de gas depurado seco (DSG), una amplia fracción de hidrocarburos ligeros (NGL), así como gases licuados (GLP) y Gasolina estable (SGB).
Una utilización adecuada del gas de petróleo permitirá producir anualmente entre 5 y 6 millones de toneladas de hidrocarburos líquidos, entre 3 y 4 mil millones de m3 de etano, entre 15 y 20 mil millones de m3 de gas seco o entre 60 y 70 mil GWh de electricidad.
Es interesante que el 1 de enero de 2012 entró en vigor el Decreto del Gobierno de la Federación de Rusia "Sobre medidas para estimular la reducción de la contaminación atmosférica del aire por productos de la combustión del gas asociado al petróleo en antorchas". Este documento establece que las empresas mineras deben reciclar el 95% del APG.
Composición del gas de petróleo
La composición del gas de petróleo puede variar. ¿De qué depende? Los expertos identifican los siguientes factores que influyen en la composición del gas de petróleo:
Composición del petróleo en el que se disuelve el gas.
Condiciones de ocurrencia y formación de depósitos que son responsables de la estabilidad de los sistemas naturales de petróleo y gas.
Posibilidad de desgasificación natural.
La mayoría de los gases asociados, dependiendo de la región de producción, pueden incluso contener componentes distintos de los hidrocarburos, por ejemplo, sulfuro de hidrógeno y mercaptanos, dióxido de carbono, nitrógeno, helio y argón. Si los hidrocarburos predominan en la composición de los gases de petróleo (95-100%), se denominan hidrocarburos. También existen gases que contienen dióxido de carbono (CO2 del 4 al 20%) o nitrógeno (N2 del 3 al 15%). Los gases de nitrógeno de hidrocarburo contienen hasta un 50% de nitrógeno. Según la proporción de metano y sus homólogos, se distinguen los siguientes:
- seco (metano más del 85%, C2H6 + superior 10-15%)
- grasos (CH4 60-85%, C2H6 + superior 20-35%).
Según las características geológicas, se liberan gases asociados de los casquetes de gas, así como gases que se disuelven directamente en el petróleo. En el proceso de apertura de los yacimientos de petróleo, el gas de los depósitos de petróleo suele comenzar a brotar a borbotones. Además, el volumen principal de APG producido se compone de gases disueltos en petróleo.
El gas de los casquetes de gasolina, también llamado gas libre, tiene una composición “más ligera”. Contiene una cantidad menor de gases de hidrocarburos pesados, lo que se compara favorablemente con el gas disuelto en petróleo. Resulta que las primeras etapas de desarrollo del campo suelen tener grandes volúmenes anuales de producción de APG con predominio de metano en su composición.
Sin embargo, con el tiempo, la producción de gas de petróleo asociado disminuye y aumenta el volumen de componentes pesados.
Para saber cuánto gas contiene un determinado petróleo y cuál es su composición, los especialistas desgasifican una muestra de petróleo tomada en la boca del pozo o en condiciones de yacimiento utilizando un muestreador profundo. Debido a la desgasificación incompleta de los petróleos en la zona del fondo del pozo y en las tuberías ascendentes, el gas de petróleo extraído de la boca del pozo contiene una mayor cantidad de metano y un menor volumen de sus homólogos, en comparación con el gas de muestras de petróleo profundas.
| Campo de región | Composición del gas, % en peso | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| capítulo 4 | C2H6 | C3H8 | i-C 4 N 10 | n-С 4 Н 10 | i-C 5 N 12 | n-C 5 N 12 | CO2 | norte 2 | |
| SIBERIA OCCIDENTAL | |||||||||
| Samotlorskoye | 60,64 | 4,13 | 13,05 | 4,04 | 8,6 | 2,52 | 2,65 | 0,59 | 1,48 |
| Varieganskoye | 59,33 | 8,31 | 13,51 | 4,05 | 6,65 | 2,2 | 1,8 | 0,69 | 1,51 |
| B ash k o r t o s t a n | |||||||||
| Arlanskoye | 12,29 | 8,91 | 19,6 | 10,8 | 6,75 | 0,86 | 42,01 | ||
| Vyatskoe | 8,2 | 12,6 | 17,8 | 10,4 | 4,0 | 1,7 | 46,2 | ||
| república de udmurtia | |||||||||
| Lozolyuksko-Zurinskoe | 7,88 | 16,7 | 27,94 | 3,93 | 8,73 | 2,17 | 1,8 | 1,73 | 28,31 |
| Arjángelskoe | 10,96 | 3,56 | 12,5 | 3,36 | 6,44 | 2,27 | 1,7 | 1,28 | 56,57 |
| región permanente | |||||||||
| Kuedinskoye | 32,184 | 12,075 | 13,012 | 1,796 | 3,481 | 1,059 | 0,813 | 0,402 | 33,985 |
| Krasnoyarsk | 44,965 | 13,539 | 13,805 | 2,118 | 3,596 | 1,050 | 0,838 | 1,792 | 17,029 |
| gondirskoye | 21,305 | 20,106 | 19,215 | 2,142 | 3,874 | 0,828 | 0,558 | 0,891 | 29,597 |
| Stepánovskoe | 40,289 | 15,522 | 12,534 | 2,318 | 3,867 | 1,358 | 0,799 | 1,887 | 20,105 |
Gas de petróleo licuado
La caracterización completa de los gases de petróleo en estado licuado permite utilizarlos como combustible completo de alta calidad para motores de automóviles. Los principales componentes del gas licuado de petróleo son el propano y el butano, que son subproductos de la producción o refinación de petróleo en las empresas de gas y gasolina.
El gas se combina perfectamente con el aire para formar una mezcla combustible homogénea, lo que garantiza un alto calor de combustión y además evita la detonación durante el proceso de combustión. El gas contiene una cantidad mínima de componentes que contribuyen a la formación de carbón y la contaminación del sistema de energía, además de causar corrosión.
La composición del gas licuado de petróleo permite crear las propiedades motoras del combustible gaseoso.
En el proceso de mezcla de propano, es posible asegurar una presión de vapor saturada adecuada en la mezcla de gases, lo cual es de gran importancia para el uso de vehículos con cilindros de gas en diferentes condiciones climáticas. Es por este motivo que la presencia de propano es muy deseable.
El gas licuado de petróleo no tiene color ni olor. Por esta razón, para garantizar un uso seguro en los automóviles, se le da un aroma especial: odorizado.
El resto del gas asociado, que las empresas productoras de petróleo no queman ni inyectan en el yacimiento, acaba siendo procesado. Es necesario limpiarlo antes de poder transportarlo a una planta de procesamiento. El gas libre de impurezas mecánicas y agua es mucho más fácil de transportar. Para evitar la precipitación de fracciones licuadas en la cavidad de los gasoductos y facilitar la mezcla, se filtran los hidrocarburos pesados.
Al eliminar los elementos de azufre, se puede prevenir el efecto corrosivo del gas de petróleo asociado en la pared de la tubería y al extraer nitrógeno y dióxido de carbono, se puede reducir el volumen de la mezcla que no se utiliza en el procesamiento. El gas se purifica mediante varios métodos. Una vez finalizado el enfriamiento y la compresión (compresión bajo presión) del gas, puede comenzar a separarlo o procesarlo mediante métodos dinámicos de gas. Estos métodos son bastante económicos, pero no permiten aislar los componentes de dióxido de carbono y azufre del gas de petróleo.
Si se utilizan métodos de sorción, además de la eliminación del sulfuro de hidrógeno, también se lleva a cabo el secado del agua y los componentes de hidrocarburos húmedos. El único inconveniente de este método es la mala adaptación de la tecnología a las condiciones del campo, lo que provoca una pérdida de aproximadamente el 30% del volumen de gas. Además, para eliminar el líquido se utiliza el método de secado con glicol, pero solo como proceso secundario, pues además de agua, no libera nada más de la mezcla.
Todos estos métodos pueden considerarse obsoletos en la actualidad. El método más moderno es la limpieza de membranas. Este método se basa en la diferencia en la tasa de penetración de diferentes componentes del gas de petróleo a través de las fibras de la membrana.
Cuando el gas ingresa a una planta de procesamiento, se separa en fracciones base mediante absorción y condensación a baja temperatura. Algunas de estas fracciones se convierten inmediatamente en productos finales. Tras la separación se obtiene un gas depurado que contiene metano y una mezcla de etano, así como una amplia fracción de hidrocarburos ligeros (NGL). Este gas se transporta fácilmente a través de sistemas de tuberías y se utiliza como combustible, y también sirve como materia prima para la producción de acetileno e hidrógeno. Además, mediante el procesamiento de gas se produce propano-butano líquido para automóviles (es decir, combustible de gas para motores), así como hidrocarburos aromáticos, fracciones estrechas y gasolina estable.
El gas de petróleo asociado, a pesar de la bajísima rentabilidad de su procesamiento, se utiliza activamente en la industria de combustibles y energía y en la industria petroquímica.
El procesamiento de gas de petróleo asociado (APG) es un área que está recibiendo cada vez mayor atención en la actualidad. Esto se ve facilitado por una serie de circunstancias, principalmente el aumento de la producción de petróleo y el endurecimiento de las normas medioambientales. Según datos de 2002, en la Federación de Rusia se extrajeron del subsuelo un total de 34,2 mil millones de m3 de APG, de los cuales 28,2 mil millones de m3 se consumieron. Así, el nivel de utilización de APG fue del 82,5%, mientras que cerca de 6 mil millones de m3 (17,5%) fueron quemados en antorchas.
En el mismo año 2002, las plantas procesadoras de gas rusas procesaron 12,3 mil millones de m3 de APG (43,6% del gas “consumido”), de los cuales 10,3 mil millones de m3 se procesaron en la región de Tyumen, la principal región de producción de APG. Para las necesidades de campo (calefacción de petróleo, calefacción de campamentos rotativos, etc.), teniendo en cuenta las pérdidas tecnológicas, se gastaron 4.800 millones de m3 (17,1%), otros 11.100 millones de m3 (39,3%) se utilizaron para la generación de electricidad en las centrales eléctricas de los distritos estatales. . Un mayor crecimiento de la utilización de APG hasta el 95% previsto en los acuerdos de licencia tropieza con una serie de dificultades. En primer lugar, con las "horquillas" de precios existentes 1, la venta de gas a una planta procesadora de gas desde un campo pequeño (1-1,5 millones de toneladas de petróleo por año) es rentable si la planta procesadora está ubicada a una distancia de no más de 60-80 kilómetros.
Sin embargo, los campos petrolíferos recién introducidos se encuentran a 150-200 km de la planta de procesamiento de gas. En este caso, tener en cuenta todos los elementos de costo lleva el costo del gas asociado a un nivel en el que la opción de utilizar gas asociado en la planta de procesamiento de gas es ineficaz para muchos usuarios del subsuelo y están buscando opciones para procesar el gas asociado directamente en los campos petroleros.
Las principales soluciones para la utilización de APG que las empresas productoras de petróleo pueden utilizar hoy en día son las siguientes:
1. Procesamiento de APG mediante petroquímicos.
2. “Pequeña energía” basada en APG.
3. Inyección de APG y mezclas basadas en él en el yacimiento para mejorar la recuperación de petróleo.
4. Procesamiento de gas en combustible sintético (tecnologías GTL/GTL).
5. Licuefacción del APG preparado.
Como se desprende de las cifras anteriores, en la Federación de Rusia sólo dos de estas áreas se están desarrollando a “escala global”: el consumo de APG como combustible para generar electricidad y como materia prima para productos petroquímicos (producción de gas despojado seco, gas gasolina, gas natural líquido y gas licuado para uso doméstico).
Mientras tanto, las nuevas tecnologías y equipos permiten implementar muchos procesos directamente en los campos, lo que eliminará por completo o reducirá significativamente la necesidad de una costosa infraestructura de red, incorporará al procesamiento volúmenes no utilizados de APG y mejorará la eficiencia económica de la producción de petróleo.
Según el análisis, las áreas prometedoras para la utilización comercial de APG en la actualidad incluyen:
Unidades de microturbinas o pistones de gas que cubren las necesidades de energía eléctrica y térmica de los yacimientos petrolíferos.
. Plantas de separación de pequeño tamaño para la producción de productos comerciales (metano combustible para necesidades propias, líquidos de gas natural, gasolina y PBT).
. complejos (instalaciones) para la conversión de APG en metanol e hidrocarburos líquidos sintéticos (gasolina de motor, diesel, etc.).
Producción de gas de petróleo asociado
El proceso de llevar el petróleo crudo extraído a estándares comercializables se lleva a cabo en unidades integradas de tratamiento de petróleo (ITU). En UKPN, además de la deshidratación, desulfuración y desalinización del petróleo, se estabiliza, es decir, se separan fracciones ligeras (es decir, APG y gas de meteorización) en columnas de estabilización especiales. Con UKPN, el petróleo estabilizado de la calidad requerida se suministra a través de unidades de medición de petróleo comerciales a los oleoductos principales. El APG asignado, si hay un gasoducto especial, se entrega a los consumidores y, si no hay "tubería", se quema, se utiliza para sus propias necesidades o se procesa. Cabe señalar que el APG se diferencia del gas natural, que se compone de un 70-99% de metano, por su alto contenido de hidrocarburos pesados, lo que lo convierte en una valiosa materia prima para la producción petroquímica.
Composición de APG de diversos campos en Siberia occidental.
Campo | Composición del gas, % en peso | ||||||||
| capítulo 4 | C2H6 | C3H8 | i-C 4 N 10 | n-С 4 Н 10 | i-C 5 N 12 | n-C 5 N 12 | CO2 | norte 2 | |
| Samotlorskoye | 60,64 | 4,13 | 13,05 | 4,04 | 8,6 | 2,52 | 2,65 | 0,59 | 1,48 |
| Varieganskoye | 59,33 | 8,31 | 13,51 | 4,05 | 6,65 | 2,2 | 1,8 | 0,69 | 1,51 |
| Aganskoye | 46,94 | 6,89 | 17,37 | 4,47 | 10,84 | 3,36 | 3,88 | 0,5 | 1,53 |
| Soviético | 51,89 | 5,29 | 15,57 | 5,02 | 10,33 | 2,99 | 3,26 | 1,02 | 1,53 |
EJEMPLO: el costo de UKP depende del contenido de APG en el yacimiento, así como de la cantidad de vapor de agua asociado, sulfuro de hidrógeno, etc. El coste estimado de instalación de 100.000 a 150.000 toneladas de petróleo comercial al año es de 20 a 40 millones de dólares.
Procesamiento fraccionado (“no químico”) de APG
Como resultado del procesamiento de APG en las plantas (plantas) de procesamiento de gas, se obtiene gas "seco", similar al gas natural, y un producto llamado "fracción amplia de hidrocarburos ligeros" (NGL). Con un procesamiento más profundo, se amplía la gama de productos: gases (gas “seco”, etano), gases licuados (GLP, PBT, propano, butano, etc.) y gasolina estable (SGB). Todos ellos, incluidos los líquidos de gas natural, tienen demanda tanto en el mercado interior como en el exterior2.
La entrega de productos de procesamiento de APG a los consumidores suele realizarse a través de tuberías. Hay que recordar que el transporte por oleoductos es bastante peligroso. Al igual que APG, NGL, LPG y PBT son más pesados que el aire, por lo tanto, si la tubería tiene fugas, el vapor se acumulará en la capa del suelo con la formación de una nube explosiva. Una explosión en una nube de sustancia inflamable atomizada (la llamada "volumétrica") se caracteriza por un mayor poder destructivo3. Las opciones alternativas para el transporte de LGN, GLP y PBT no presentan problemas técnicos. Los gases licuados se transportan en cisternas ferroviarias, etc. “Contenedores universales” bajo presión de hasta 16 atm. transporte ferroviario, fluvial (acuático) y por carretera.
Al determinar el efecto económico del procesamiento de APG, debe tenerse en cuenta que los productores rusos de GLP están sujetos al llamado “objetivo de equilibrio” para el suministro de GLP a los consumidores domésticos a “precios de equilibrio” (según AK SIBUR, esto es 1,7 mil rublos/t). En la práctica, las “tareas” alcanzan el 30% del volumen de producción, lo que conduce a un aumento del coste del GLP para los usuarios comerciales (entre 4,5 y 27 mil rublos/t, según la región). El Ministerio de Industria y Energía de la Federación Rusa promete cancelar los "objetivos de equilibrio" a finales de 2006, lo que puede provocar una bajada de los precios en el mercado del GLP. Sin embargo, los productores de gas licuado están convencidos de que la decisión final no se tomará antes de 2008. Debido a los altos precios del GLP en Europa, es más rentable transformar APG y NGL en GLP. En Rusia puede resultar más rentable producir metanol o BTX (una mezcla de benceno, tolueno y xileno). La mezcla de BTX se puede procesar adicionalmente mediante desalquilación para obtener benceno, que es un producto comercializable con gran demanda.
EJEMPLO: En la planta de procesamiento de gas OJSC Gubkinsky se inauguró en 2005 un complejo para la producción de líquidos de gas natural a partir de gas asociado mediante un sistema de condensación a baja temperatura. Se procesan 1,5 mil millones de m3 de gas de petróleo asociado, la producción de líquidos de gas natural es de hasta 330 mil toneladas al año, el coste total del complejo, incluida la conexión de 32 kilómetros al oleoducto de condensado Urengoy-Surgutsky ZSK, es de 630 millones de rublos (22,5 millones de dólares). Las unidades de separación de pequeño tamaño diseñadas para su instalación en campos pueden funcionar con tecnología similar.
Inyectar APG en el yacimiento para mejorar la recuperación de petróleo
El número de tecnologías, esquemas operativos y equipos (de diversos grados de eficiencia y sofisticación) para mejorar la recuperación de petróleo (ver el diagrama “Métodos para mejorar la recuperación de petróleo”) es muy grande.
APG, debido a su proximidad homológica al petróleo, parece ser el agente óptimo para la estimulación con gas y especialmente agua-gas (WGI) en la formación mediante inyección de gas de petróleo asociado y otros fluidos de trabajo que lo utilizan (APG + agua, agua-polímero). composiciones, soluciones ácidas, etc. ) 4. Al mismo tiempo, el aumento en la recuperación de petróleo en comparación con la inundación de la formación con agua no tratada depende de condiciones específicas. Por ejemplo, los desarrolladores de la tecnología WGV (APG + agua) indican que, junto con el uso de APG, la producción adicional de petróleo ascendió a 4-9 mil toneladas/año de petróleo por sitio.
Las tecnologías que combinan la inyección y el procesamiento de APG parecen más prometedoras. Al diseñar el desarrollo del campo petrolífero y de condensado de gas de Kopan, se investigó la siguiente opción para el desarrollo de recursos de hidrocarburos. El petróleo se extrae del yacimiento junto con los gases disueltos y asociados. El condensado se separa del gas y parte del gas seco se quema en una central eléctrica para producir electricidad y gases de escape. Los gases de escape se bombean a la tapa de condensado de gas (“proceso de ciclado”) para aumentar la recuperación de condensado.
El proceso de ciclado se considera uno de los métodos eficaces para aumentar la recuperación de condensado de una formación5. Sin embargo, en nuestro país no se ha implementado en ningún campo de gas condensado o cap de gas condensado6. Una de las razones es el elevado coste del proceso de conservación de las reservas de gas seco. En la tecnología considerada, parte del gas seco se suministra al consumidor. La otra parte, quemada, asegura la producción de una cantidad suficiente de gas inyectado para el proceso de ciclado, ya que 1 m3 de metano, al quemarse, se convierte en aproximadamente 10 m3 de gases de escape.
EJEMPLO: El consorcio para el desarrollo del campo Kharyaga (Total, Norsk Hydro y NNK) planea implementar un proyecto para la utilización del gas de petróleo asociado7 que costará entre 10 y 20 millones de dólares: alrededor de 900 mil toneladas de petróleo y 150 millones de m3 de APG. se producen anualmente en el campo Kharyaga. Parte del gas asociado se utiliza para nuestras propias necesidades y el resto se quema. Se han propuesto tres soluciones al problema, una de las cuales es la inyección de APG en un pozo debajo de la formación de la que se extrae el petróleo. Según cálculos preliminares, es posible bombear todo el gas asociado, pero se teme que el gas llegue a un pozo cercano, ya abandonado y que pertenece a LUKOIL. Sin embargo, esta opción es preferible. Las otras dos opciones de menor prioridad son la venta de APG a LUKOIL (sin infraestructura) o la producción de electricidad (problema con un comprador potencial).
Instalación de unidades de potencia.
Una de las formas más comunes de utilizar APG es utilizarlo como combustible para centrales eléctricas. Dada una composición de APG aceptable, la eficacia de este método es alta. Según los desarrolladores, el 80%), operando en APG, con su central eléctrica con recuperación de calor (la eficiencia del costo contable es de 300 rublos por 1000 m3, se amortiza en 3-4 años).
La oferta de unidades de potencia en el mercado es muy amplia. Empresas nacionales y extranjeras han comenzado a producir unidades tanto en versión de turbina de gas (GTU) como de pistón. Como regla general, para la mayoría de los diseños es posible operar con líquidos de gas natural o gas asociado (de cierta composición). Casi siempre existe la posibilidad de recuperar el calor de los gases de escape en el sistema de suministro de calor del campo, y se ofrecen opciones para las plantas de gas de ciclo combinado más modernas y tecnológicamente avanzadas. En una palabra, podemos hablar con seguridad de un auge en la implementación de instalaciones energéticas a pequeña escala por parte de las compañías petroleras para reducir la dependencia del suministro eléctrico de RAO UES, simplificar los requisitos de infraestructura para el desarrollo de nuevos campos y reducir los costos de energía con el uso simultáneo. de APG y líquidos de gas natural. Según los cálculos, el coste de 1 kWh de electricidad para la unidad de turbina de gas de Perm Motors es de 52 kopeks, y para una unidad importada basada en un motor de pistón Caterpillar, de 38 kopeks. (si es imposible trabajar con líquidos de gas natural puro y hay pérdida de potencia cuando se trabaja con combustible mixto).
EJEMPLOS: El coste típico de una central eléctrica diésel de fabricación extranjera con una capacidad de 1,5 MW según la lista de precios del distribuidor es de 340.000 euros (418.000 dólares). Sin embargo, instalar una unidad de energía de la misma capacidad con infraestructura (redundancia) y operar con gas tratado en el campo requiere inversiones de capital de 1,85 a 2,0 millones de dólares8.
Al mismo tiempo, el coste de 1 kWh al precio del gas es de 294 rublos/mil. m3 y consumo 451-580 m3/mil. El KWh será de 1,08-1,21 rublos, lo que supera la tarifa actual: 1,003 rublos/kWh. Si la tarifa actual aumenta a 2,5 rublos/kWh y el precio del gas se mantiene al nivel actual, el período de recuperación con descuento será de 8 a 10 años.
Surgutneftegaz, que utiliza hasta el 96% del gas asociado, está construyendo cinco centrales eléctricas de turbinas de gas en campos remotos: Lukyavinskoye, Russkinskoye, Bittemskoye y Lyantorskoye. La ejecución del proyecto garantizará la producción de 1,2 mil millones de kWh/año (la potencia total de la central es de 156 MW, basada en 13 unidades de potencia con una capacidad unitaria de 12 MW producidas por Iskra-Energetika). Cada una de estas unidades de energía es capaz de procesar hasta 30 millones de m3 de gas asociado al año y generar hasta 100 millones de kWh de electricidad. El coste total del proyecto, según diversas estimaciones, oscila entre 125 y 200 millones de dólares; su ejecución se retrasa debido al retraso en el calendario de entrega de las unidades de energía.
Procesamiento de APG en combustible sintético (GTL)
La tecnología GTL apenas comienza a extenderse. Se espera que con un mayor desarrollo y el aumento de los precios del combustible, se vuelva rentable. Hasta ahora, los proyectos GTL que utilizan la tecnología Fischer-Tropsch sólo son rentables con volúmenes suficientemente grandes de materias primas procesadas (entre 1,4 y 2,0 mil millones de m3 por año). Normalmente, un proyecto GTL está diseñado para la utilización de metano, pero hay información de que el proceso también puede implementarse para fracciones de hidrocarburos C3-C4 y, en consecuencia, aplicarse al procesamiento de APG. La primera etapa de producción basada en la tecnología GTL es la producción de gas de síntesis, que puede obtenerse incluso del carbón. Sin embargo, este método de procesamiento es más aplicable a APG y líquidos de gas natural, y es más rentable eliminar la gasolina por separado como materia prima petroquímica.
Hasta la fecha se han implementado 2 grandes proyectos GTL en el mundo:
Síntesis de destilado medio Shell (SMDS): Bintulu, Malasia, 600.000 t/año,
Planta en Sudáfrica construida por Sasol, cliente Mossgas para PetroSA, 1.100.000 t/a.
En un futuro próximo, está previsto implementar una docena y media de otros grandes proyectos que se encuentran en distintas etapas de preparación. Uno de ellos, por ejemplo, es el proyecto de construcción de una planta en Qatar con una capacidad de 7 millones de toneladas equivalentes de petróleo. Su coste estimado será de 4.000 millones de dólares, o 600 dólares por tonelada de producto. El coste actual de construcción de una planta GTL, según los expertos, es de 400 a 500 dólares por tonelada de producto y sigue bajando. Como comentario a esta figura agregamos que si bien existe experiencia en la operación de empresas comerciales GTL-FT, ésta se limita a zonas de clima cálido y templado. Por tanto, los proyectos existentes no pueden transferirse sin cambios a Rusia, por ejemplo, a la región de Yakutia. Dada la falta de experiencia de las empresas en la operación de instalaciones GTL-FT en condiciones climáticas adversas, los cambios y modificaciones en los diseños pueden requerir mucho tiempo y, posiblemente, trabajo de investigación adicional. Entre los desarrolladores conocidos de proyectos GTL, destacamos la empresa estadounidense Syntroleum ( www.syntroleum.com ), que se propuso realizar investigaciones para obtener pequeñas instalaciones de producción modulares para su colocación temporal en el campo, incl. con posibilidad de reciclaje de APG y NGL.
EJEMPLOS: Según NPO Sintez LLC, los costos de capital para una planta GTL-FT con una capacidad de 500 mil toneladas de combustible líquido por año con un consumo de 1,4 mil millones de m3 de gas natural por año, cuando esté ubicada en Yakutia, ascenderán a $650 millones ($1300 por tonelada de productividad anual). Según los materiales publicitarios del promotor ruso, la construcción de una planta con tecnologías tradicionales (reformado con vapor, producción de 82% de metanol bruto) con una capacidad anual de 12,5 mil toneladas de metanol y utilización de 12 millones de m3 de gas requiere costos de capital. de 12 millones de dólares (960 dólares por tonelada anual de rendimiento). La instalación Energosintop10000 con aproximadamente la misma productividad (12 mil toneladas de metanol técnico al 96%) costará 10 millones de dólares (830 dólares por tonelada de productividad anual). Y gracias a los bajos costos operativos, el costo del metanol será entre un 17% y un 20% menor.
Procesamiento criogénico de APG en gas licuado
Los desarrolladores y fabricantes ofrecen tanto plantas de producción de gas natural licuado de gran capacidad con una capacidad de 10-40 t/hora con un alto coeficiente de licuefacción del gas procesado (más del 90%) como plantas de baja capacidad con una capacidad de hasta 1 t/hora. El método de licuefacción consiste en el uso de un ciclo de refrigeración cerrado de flujo único utilizando una mezcla de hidrocarburos y nitrógeno.
Para plantas de gas natural licuado de baja capacidad, son posibles los siguientes métodos de licuefacción:
Aplicación de un ciclo de refrigeración de flujo único al procesar caudales bajos de gas fuente (coeficiente de licuefacción 0,95)
. Aplicación del ciclo expansor:
. a) cerrado con un coeficiente de licuefacción de 0,7-0,8;
. b) abierto con un coeficiente de licuefacción de 0,08-0,12.
Este último se recomienda para su uso en estaciones de distribución de gas, donde se sustituye la unidad reductora por una instalación de producción de gas natural licuado con expansión de gas en un expansor y su licuefacción parcial. Este método prácticamente no requiere consumo de energía. El rendimiento de la instalación depende del caudal de gas suministrado a las estaciones de distribución de gas y del rango de diferencias de presión en la entrada y salida de la estación. Obtención de gas licuado (metano) a partir de PNG requiere preparación preliminar. Condiciones para las perspectivas del procesamiento criogénico. PNG (según LenNIIkhimmash):
Las instalaciones más rentables para la productividad de 500 millones de nm3/año a 3.000 millones de nm3/año para el gas procesado.
La presión disponible del gas fuente para procesamiento es de al menos 3,5 MPa. A presiones inferiores, la instalación debe estar equipada con una unidad de precompresión de gas, lo que aumenta los costes de capital y energía.
. Reserva de gas para al menos 20 años de funcionamiento de la instalación.
. Contenido de hidrocarburos pesados, % vol.: C3H8 > 1,2. Suma C4+B > 0,45.
. Bajo contenido de compuestos de azufre (no más de 60 mg/m3) y dióxido de carbono (no más del 3%), que no requiere depuración del gas fuente.
. Cuando el contenido de etano en el gas sea superior al 3,5% vol. y la presencia de sus consumidores, es recomendable obtener la fracción de etano como producto comercial. Esto reduce significativamente los costos operativos unitarios.
1 Por ejemplo, a precios de 2000: el coste de producción de APG era de 200 a 250 rublos/mil. m3, el transporte podría costar hasta 400 rublos/mil. m3 al precio recomendado por el Ministerio de Desarrollo Económico y el Ministerio de Finanzas de 150 rublos/mil. m3. Hoy este precio está regulado por la FEC y en promedio es de 10$/mil. m3.
2 Por ejemplo, en la Federación de Rusia se producen anualmente 8 millones de toneladas de GLP, por un valor aproximado de 1.000 millones de dólares. El GLP se utiliza como materia prima para empresas de la industria petroquímica (50-52% del gas), para fines domésticos, en el transporte y en la industria (28-30%). Se exporta entre el 18 y el 20% del gas. Debido al bajo nivel de gasificación en el país, alrededor de 50 millones de personas consumen GLP para necesidades personales, mientras que el gas natural lo utilizan 78 millones de personas.
3 3 de junio de 1989 cerca del pueblo. En Ulu-Telyak se produjo la rotura de una tubería de 700 mm de diámetro de la tubería de productos de fracciones anchas de hidrocarburos ligeros (NGL) de Siberia occidental - región de Ural-Volga, con la posterior explosión de la mezcla de hidrocarburos y aire, equivalente a la Explosión de 300 toneladas de TNT. El incendio resultante abarcó una superficie de unas 250 hectáreas, y en él se encontraban dos trenes de pasajeros (Novosibirsk-Adler, 20 vagones y Adler-Novosibirsk, 18 vagones), que transportaban 1.284 pasajeros (incluidos 383 niños) y 86 miembros del tren. y tripulaciones de locomotoras. La explosión destruyó 37 vagones y 2 locomotoras eléctricas, de las cuales 7 vagones se quemaron por completo, 26 se quemaron por dentro y 11 vagones fueron arrancados y descarrilados por la onda expansiva. En el lugar del accidente se encontraron 258 cadáveres, 806 personas sufrieron quemaduras y heridas de diversa gravedad, de las cuales 317 murieron en hospitales. Un total de 575 personas murieron y 623 resultaron heridas.
4 Se sabe que bombear gas a depósitos de petróleo viscosos para desplazar y mantener la presión no es muy eficaz, ya que la formación de lenguas provoca una penetración prematura del gas en los pozos de producción.
5 Los indicadores técnicos y económicos satisfactorios del proceso cíclico se logran sólo en campos de condensado de gas con un contenido inicial de condensado en el gas de al menos 250-300 g/m3.
6 Entre los problemas asociados con la inyección de gas, los expertos señalan la falta de experiencia similar en Rusia y, en consecuencia, la dificultad de coordinar proyectos. El único ejemplo de proceso cíclico implementado prácticamente en los países de la CEI es el campo de condensado de gas de Novotroitskoye (Ucrania).
7 Basado en materiales de la mesa redonda "Tecnologías y prácticas modernas para reducir el volumen de quema de gas de petróleo asociado", 2005. Aún no hay datos sobre la implementación del proyecto.
8 Datos sobre tarifas, inversiones de capital, amortización, etc. según el "Plan de inversión para la construcción de un sistema de suministro de energía eléctrica en la empresa estatal Western-Tarkosalinsky LLC Noyabrskgazdobycha utilizando gas de meteorización como combustible". TyumenNIIGiprogaz, OJSC Gazprom, 2005.
Hoy en día, el petróleo y el gas tienen el mayor valor entre todos los minerales. Son ellos, a pesar del desarrollo de nuevas tecnologías en el campo de la energía, los que continúan extrayéndose en todo el mundo y utilizándose para producir productos necesarios para la vida humana. Sin embargo, junto a ellos está el llamado gas de petróleo asociado, que desde hace bastante tiempo no encuentra ningún uso. Pero en los últimos años la actitud hacia este tipo de minerales ha cambiado radicalmente. Comenzó a valorarse y utilizarse junto con el gas natural.
El gas de petróleo asociado (APG) es una mezcla de varios hidrocarburos gaseosos que se disuelven en el petróleo y se liberan durante la producción y el tratamiento del petróleo. Además, APG también es el nombre que reciben aquellos gases que se liberan durante el procesamiento térmico del petróleo, por ejemplo, el craqueo o el hidrotratamiento. Estos gases están formados por hidrocarburos saturados e insaturados, entre los que se encuentran el metano y el etileno.
Cabe señalar que el gas de petróleo asociado se encuentra en el petróleo en diferentes cantidades. Una tonelada de petróleo puede contener un metro cúbico de APG o varios miles. Dado que el gas de petróleo asociado se libera sólo durante la separación del petróleo y no puede producirse de otra manera excepto junto (como subproducto) con el petróleo, entonces, en consecuencia, es un subproducto de la producción de petróleo.
Los principales componentes del APG son el metano y los hidrocarburos más pesados, como el etano, el butano, el propano y otros. Vale la pena señalar que diferentes yacimientos petrolíferos contendrán, en primer lugar, diferentes volúmenes de gas de petróleo asociado y, en segundo lugar, tendrán diferentes composiciones. Así, en algunas regiones, en la composición de dicho gas se pueden encontrar componentes distintos de los hidrocarburos (compuestos de nitrógeno, azufre, oxígeno). Además, el gas que sale del suelo en forma de fuentes después de la apertura de las capas de petróleo contiene una cantidad reducida de gases de hidrocarburos pesados. Esto se debe a que la parte del gas que parece “más pesada” permanece en el propio petróleo. En este sentido, al comienzo del desarrollo de los yacimientos petrolíferos, junto con el petróleo se produce APG, que contiene una gran cantidad de metano. Sin embargo, a medida que el campo se desarrolla, este indicador disminuye y los hidrocarburos pesados se convierten en los componentes principales del gas.
Utilización de gas de petróleo asociado.
Hasta hace poco, este gas no se utilizaba de ninguna manera. Inmediatamente después de su producción, se quemó el gas de petróleo asociado. Esto se debió principalmente al hecho de que no existía la infraestructura necesaria para su recolección, transporte y procesamiento, por lo que la mayor parte del APG simplemente se perdió. Por lo tanto, la mayor parte fue quemada con antorchas. Sin embargo, la combustión del gas de petróleo asociado tuvo una serie de consecuencias negativas asociadas con la liberación a la atmósfera de una gran cantidad de contaminantes, como partículas de hollín, dióxido de carbono, dióxido de azufre y muchos más. Cuanto mayor es la concentración de estas sustancias en la atmósfera, menos sanas están las personas, ya que pueden provocar enfermedades del sistema reproductivo del cuerpo humano, patologías hereditarias, cáncer, etc.
Así, hasta hace poco se prestaba mucha atención al aprovechamiento y procesamiento del gas de petróleo asociado. Por lo tanto, existen varios métodos que se han utilizado para utilizar APG:
- Procesamiento de gas asociado al petróleo con fines energéticos. Este método permite el uso del gas como combustible con fines industriales. Este método de procesamiento produce en última instancia un gas respetuoso con el medio ambiente con propiedades mejoradas. Además, este método de eliminación es muy beneficioso para la producción, ya que permite a la empresa ahorrar sus propios fondos. Esta tecnología tiene muchas ventajas, una de las cuales es el respeto al medio ambiente. De hecho, a diferencia de la simple combustión de APG, en este caso no se produce combustión y, por tanto, la emisión de sustancias nocivas a la atmósfera es mínima. Además, es posible controlar de forma remota el proceso de utilización del gas.
- Aplicación de APG en la industria petroquímica. El procesamiento de dicho gas se produce con la aparición de gas seco, gasolina. Los productos resultantes se utilizan para satisfacer las necesidades de producción doméstica. Por ejemplo, estas mezclas son parte integral de los procesos de producción de muchos productos petroquímicos artificiales, como plásticos, gasolina de alto octanaje y muchos polímeros;
- Recuperación mejorada de petróleo mediante la inyección de APG en el yacimiento. Este método hace que el APG se combine con agua, petróleo y otras rocas, lo que da como resultado una reacción que interactúa con el intercambio y la disolución mutua. En este proceso, el agua se satura con elementos químicos, lo que, a su vez, conduce a un proceso de producción de petróleo más intensivo. Sin embargo, a pesar de que este método, por un lado, es útil porque aumenta la recuperación de petróleo, por otro lado, causa daños irreparables al equipo. Esto se debe a la deposición de sales en el equipo durante el uso de este método. Por lo tanto, si tiene sentido aplicar un método de este tipo, junto con él se llevan a cabo muchas actividades destinadas a preservar los organismos vivos;
- Usando "galzift". En otras palabras, se bombea gas al pozo. Este método se distingue por su rentabilidad, ya que en este caso sólo es necesario gastar dinero en la compra del equipo adecuado. Es recomendable utilizar el método para pozos poco profundos en los que se observan grandes caídas de presión. Además, a menudo se utiliza el "elevador de gas" al instalar sistemas de cables.
A pesar de la variedad de métodos para procesar el gas de petróleo asociado, el más común es la separación del gas en sus componentes. Gracias a este método, es posible obtener gas seco purificado, que no es peor que el gas natural habitual, así como una amplia fracción de hidrocarburos ligeros. De esta forma, la mezcla es adecuada para su uso como materia prima para la industria petroquímica.
Uso de gas de petróleo asociado
Hoy en día, el gas de petróleo asociado no es un recurso mineral menos valioso que el petróleo y el gas natural. Se extrae como subproducto del petróleo y se utiliza como combustible, así como para la producción de diversas sustancias en la industria química. Los gases de petróleo también son una excelente fuente para la producción de propileno, butilenos, butadieno y otros productos involucrados en la producción de materiales como plásticos y cauchos. Cabe señalar que en el proceso de múltiples estudios del gas de petróleo asociado, se reveló que es una materia prima muy valiosa porque tiene ciertas propiedades. Una de estas propiedades es su alto poder calorífico, ya que su combustión libera unas 9-15 mil kcal/metro cúbico.
Además, como se mencionó anteriormente, el gas asociado, debido a su contenido de metano y etano, es una excelente materia prima para la producción de diversas sustancias utilizadas en la industria química, así como para la producción de aditivos para combustibles, hidrocarburos aromáticos e hidrocarburos licuados. gases.
Este recurso se utiliza dependiendo del tamaño del depósito. Por ejemplo, el gas que se extrae de pequeños depósitos sería apropiado para suministrar electricidad a los consumidores locales. Lo más racional es vender el recurso extraído de depósitos medianos a empresas de la industria química. Conviene utilizar gas de grandes depósitos para producir electricidad en grandes centrales eléctricas para su posterior venta.
Así, cabe señalar que el gas natural asociado se considera actualmente un recurso mineral muy valioso. Gracias al desarrollo de la tecnología y la invención de nuevas formas de limpiar la atmósfera de la contaminación industrial, las personas han aprendido a extraer y utilizar racionalmente el APG con un daño mínimo al medio ambiente. Al mismo tiempo, hoy en día el APG prácticamente no se recicla, sino que se utiliza de forma racional.
