Aplicación de la composición del gas de petróleo asociado. Gas de petróleo asociado: composición

Gas de petróleo asociado

Gas de petróleo asociado (PNG) - una mezcla de varios hidrocarburos gaseosos disueltos en aceite; se liberan durante el proceso de extracción y destilación (estos son los llamados gases asociados, consisten principalmente en propano e isómeros de butano). Los gases de petróleo también incluyen gases de craqueo de petróleo, que consisten en hidrocarburos saturados e insaturados (etileno, acetileno). Los gases de petróleo se utilizan como combustible y para la producción de diversos productos químicos. El propileno, los butilenos, el butadieno, etc. se obtienen a partir de los gases del petróleo mediante procesos químicos, que se utilizan en la producción de plásticos y cauchos.

Compuesto

Gas de petróleo asociado - una mezcla de gases liberados de hidrocarburos de cualquier estado de fase, que consiste en metano, etano, propano, butano e isobutano, que contiene líquidos de alto peso molecular disueltos (de pentanos y superior en el crecimiento de la serie homóloga) y diversas composiciones y estados de fase de las impurezas.

Composición aproximada de APG

Recibo

El APG es un componente de hidrocarburo valioso que se libera de los minerales extraídos, transportados y procesados ​​que contienen hidrocarburos en todas las etapas del ciclo de vida de la inversión hasta la venta de los productos terminados al consumidor final. Así, una característica del origen del gas de petróleo asociado es que se libera en cualquier etapa desde la exploración y producción hasta la venta final, del petróleo, gas (se omiten otras fuentes) y en el proceso de su procesamiento de cualquier estado de producto incompleto a cualquiera de los numerosos productos finales.

Una característica específica de APG suele ser una tasa de flujo insignificante del gas resultante, de 100 a 5000 nm³/h. El contenido de hidrocarburos СЗ + puede variar en el rango de 100 a 600 g/m³. Al mismo tiempo, la composición y cantidad de APG no es un valor constante. Son posibles tanto las fluctuaciones estacionales como las únicas (cambio del valor normal de hasta el 15 %).

El gas de la primera etapa de separación suele enviarse directamente a la planta de procesamiento de gas. Surgen dificultades significativas cuando se trata de usar un gas con una presión de menos de 5 bar. Hasta hace poco, dicho gas en la gran mayoría de los casos simplemente se quemaba, sin embargo, ahora, debido a los cambios en la política estatal en el campo de la utilización de APG y una serie de otros factores, la situación está cambiando significativamente. De conformidad con el Decreto del Gobierno de la Federación Rusa del 8 de enero de 2009 No. 7 "Sobre medidas para estimular la reducción de la contaminación del aire atmosférico por productos de la combustión de gas de petróleo asociado en plantas de quema", un indicador objetivo para la quema de gas de petróleo asociado se fijó en no más del 5 por ciento de la cantidad de gas de petróleo asociado producido. Actualmente, los volúmenes de APG producido, utilizado y quemado no se pueden estimar debido a la ausencia de estaciones de medición de gas en muchos campos. Pero según estimaciones aproximadas, son alrededor de 25 mil millones de m³.

Formas de eliminación

Las principales formas de utilización de APG son el procesamiento en el GPP, la generación de energía, la combustión para necesidades propias, la inyección de nuevo en el yacimiento para estimular la recuperación de petróleo (manteniendo la presión del yacimiento), la inyección en pozos de producción: el uso de "gas lift".

Tecnología de utilización de APG

Llamarada de gas en la taiga de Siberia Occidental a principios de la década de 1980

El principal problema en la utilización de gas asociado es el alto contenido de hidrocarburos pesados. Hasta la fecha, existen varias tecnologías que mejoran la calidad del APG mediante la eliminación de una parte importante de los hidrocarburos pesados. Uno de ellos es la preparación de APG utilizando plantas de membrana. Cuando se utilizan membranas, el número de metano del gas aumenta significativamente, el valor calorífico neto (LHV), el equivalente térmico y la temperatura del punto de rocío (tanto para los hidrocarburos como para el agua) se reducen.

Las plantas de hidrocarburos de membrana pueden reducir significativamente la concentración de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono en el flujo de gas, lo que permite su uso para la purificación de gases a partir de componentes ácidos.

Diseño

Esquema de distribución de flujos de gas en el módulo de membrana.

Por su diseño, la membrana de hidrocarburo es un bloque cilíndrico con salidas de permeado, gas producto y entrada de APG. Dentro del bloque hay una estructura tubular de un material selectivo que solo permite el paso de cierto tipo de moléculas. El diagrama de flujo general dentro del cartucho se muestra en la figura.

Principio de funcionamiento

La configuración de la instalación en cada caso particular se determina de forma específica, ya que la composición inicial de APG puede variar mucho.

Esquema de instalación en configuración básica:

Esquema de presión para tratamiento APG

Esquema de vacío de preparación de APG

• Preseparador para la limpieza de impurezas gruesas, gran cantidad de humedad condensada y aceite,
• receptor de entrada,
• Compresor,
• Frigorífico para postenfriamiento de gas a una temperatura de +10 a +20 °C,

• Filtro de gas fino para eliminar compuestos de aceite y parafina,
• Bloque de membrana de hidrocarburo,
• instrumentación,
• Sistema de control que incluye análisis de flujo,
• Sistema de eliminación de condensados ​​(de los separadores),
• sistema de recuperación de permeado,
• Entrega de contenedores.

El contenedor debe fabricarse de acuerdo con los requisitos de seguridad contra incendios y explosiones en la industria del petróleo y el gas.

Hay dos esquemas de tratamiento APG: presión y vacío.

La base del gas de petróleo asociado es una mezcla de hidrocarburos ligeros, incluidos metano, etano, propano, butano, isobutano y otros hidrocarburos que se disuelven en aceite bajo presión (Fig. 1). El APG se libera cuando se reduce la presión durante la recuperación de petróleo o durante la separación, similar al proceso de liberación de dióxido de carbono al abrir una botella de champán. Como su nombre lo indica, el gas de petróleo asociado se produce junto con el petróleo y, de hecho, es un subproducto de la producción de petróleo. El volumen y composición de APG depende del área de producción y de las propiedades específicas del campo. En el proceso de extracción y separación de una tonelada de petróleo se pueden obtener de 25 a 800 m3 de gas asociado.

La quema de gas de petróleo asociado en antorchas de campo es la forma menos racional de usarlo. Con este enfoque, APG se convierte, de hecho, en un producto de desecho del proceso de producción de aceite. La quema puede justificarse bajo ciertas condiciones, sin embargo, como muestra la experiencia mundial, una política estatal efectiva permite alcanzar un nivel de quema de APG en la cantidad de varios por ciento del volumen total de su producción en el país.

Actualmente, existen dos formas más comunes de utilizar el gas de petróleo asociado, alternativa a la quema. En primer lugar, se trata de la inyección de APG en formaciones petrolíferas para aumentar la recuperación de petróleo o, posiblemente, para guardarlo como recurso para el futuro. La segunda opción es el uso de gas asociado como combustible para la generación de energía (Esquema 1) y las necesidades de la empresa en los sitios de producción de petróleo, así como para la generación de energía eléctrica y su transmisión a la red pública.

Al mismo tiempo, la opción de utilizar APG para la generación de energía también es una forma de quemarla, solo que un poco más racional, ya que en este caso es posible obtener un efecto beneficioso y reducir un poco el impacto en el medio ambiente. A diferencia del gas natural, que tiene un contenido de metano en el rango de 92-98 %, el gas de petróleo asociado contiene menos metano, pero a menudo tiene una proporción significativa de otros componentes de hidrocarburos, que pueden alcanzar más de la mitad del volumen total. El APG también puede contener componentes que no son hidrocarburos: dióxido de carbono, nitrógeno, sulfuro de hidrógeno y otros. Como resultado, el gas de petróleo asociado por sí solo no es un combustible suficientemente eficiente.

La opción más racional es el procesamiento de APG, su uso como materia prima para gas y petroquímica, que permite obtener productos valiosos. Como resultado de varias etapas de procesamiento del gas de petróleo asociado, se pueden obtener materiales como polietileno, polipropileno, cauchos sintéticos, poliestireno, cloruro de polivinilo y otros. Estos materiales, a su vez, sirven de base para una amplia gama de bienes, sin los cuales la vida moderna de una persona y la economía es impensable, entre ellos: zapatos, ropa, envases y embalajes, vajilla, equipos, ventanas, todo tipo de productos de caucho, artículos culturales y domésticos, aplicaciones, tuberías y piezas de tuberías, materiales para medicina y ciencia, etc. Cabe señalar que el procesamiento de APG también permite aislar el gas depurado seco, que es un análogo del gas natural, que ya se puede utilizar como un combustible más eficiente que el APG.

El indicador del nivel de gas asociado recuperado utilizado para gas y petroquímica es una característica del desarrollo innovador de la industria de petróleo y gas y petroquímica, de la eficiencia en el uso de los recursos hidrocarburíferos en la economía del país. El uso racional de APG requiere la disponibilidad de una infraestructura adecuada, una regulación estatal efectiva, un sistema de evaluación, sanciones e incentivos para los participantes del mercado. Por lo tanto, la proporción de APG utilizada para gas y petroquímica también puede caracterizar el nivel de desarrollo económico del país.

Alcanzar un nivel de utilización del 95-98% del gas de petróleo asociado recuperable a escala nacional y un alto grado de su procesamiento para obtener productos valiosos, incluidos el gas y los productos petroquímicos, son una de las direcciones importantes para el desarrollo del petróleo y el gas y industria petroquímica en el mundo. Esta tendencia es típica de los países desarrollados ricos en materias primas de hidrocarburos, como Noruega, EE. UU. y Canadá. También es característico de varios países con economías en transición, como Kazajstán, así como de países en desarrollo, como Nigeria. Cabe señalar que Arabia Saudita, líder mundial en producción de petróleo, se está convirtiendo en uno de los líderes mundiales en gas y petroquímica.

Actualmente, Rusia ocupa el "honorable" primer lugar en el mundo en términos de quema de APG. En 2013, este nivel, según datos oficiales, era de unos 15.700 millones de m3. Al mismo tiempo, según datos no oficiales, el volumen de la quema de gas de petróleo asociado en nuestro país puede ser mucho mayor: al menos 35 mil millones de m3. Al mismo tiempo, incluso según las estadísticas oficiales, Rusia está significativamente por delante de otros países en términos de quema de APG. Según datos oficiales, el nivel de uso de APG por métodos diferentes a la antorcha en nuestro país en 2013 promedió 76,2%. De estos, el 44,5% se destinó a procesamiento en plantas procesadoras de gas.

Los líderes de nuestro país han presentado demandas para reducir el nivel de quema de APG y aumentar la participación de su procesamiento como una valiosa materia prima de hidrocarburos en los últimos años. Actualmente, existe un Decreto del Gobierno de la Federación Rusa No. 1148 del 11/08/2012, según el cual las compañías petroleras están obligadas a pagar multas elevadas por exceso de combustión - nivel superior al 5%.

Es importante señalar que la precisión de las estadísticas oficiales sobre el nivel de reciclaje plantea serias dudas. Según los expertos, se procesa una parte significativamente menor del APG extraído, alrededor del 30%. Y lejos de todo se destina a la obtención de gas y productos petroquímicos, una parte importante se procesa para producir electricidad. Por lo tanto, la participación real del uso efectivo de APG, como materia prima para gas y petroquímica, no puede ser más del 20% del volumen total de APG producido.

Así, incluso sobre la base de datos oficiales, considerando únicamente los volúmenes de APG quemados en antorcha, podemos concluir que anualmente se pierden más de 12 millones de toneladas de valiosas materias primas petroquímicas, que podrían obtenerse mediante el procesamiento del gas de petróleo asociado. Esta materia prima podría utilizarse para producir productos y bienes importantes para la economía nacional, podría convertirse en la base para el desarrollo de nuevas industrias, la creación de nuevos puestos de trabajo, incluso con el propósito de reemplazar productos importados. Según estimaciones del Banco Mundial, los ingresos adicionales de la economía rusa por el procesamiento APG calificado podrían ascender a más de $7 mil millones anuales y, según el Ministerio de Recursos Naturales y Ecología, nuestra economía pierde $13 mil millones cada año.

Al mismo tiempo, si tenemos en cuenta los volúmenes de gas asociado quemado en los campos petroleros para nuestras propias necesidades y generación de energía, la posibilidad de obtener materias primas y, en consecuencia, beneficios adicionales para la economía de nuestro país puede ser el doble. alto.

Las razones del uso irracional del gas asociado en nuestro país están asociadas a una serie de factores. A menudo, los sitios de producción de petróleo están ubicados lejos de la infraestructura para recolectar, transportar y procesar gas de petróleo. Acceso limitado al sistema principal de gasoductos. La falta de consumidores locales de productos de procesamiento de APG, la falta de soluciones rentables para un uso racional, todo esto lleva al hecho de que la salida más fácil para las compañías petroleras es a menudo la quema de gas asociado en los campos: en antorchas o para la generación de energía y las necesidades del hogar. Cabe señalar que los requisitos previos para el uso irracional del gas de petróleo asociado se formaron en las etapas iniciales del desarrollo de la industria petrolera, en el período soviético.

Actualmente, no se presta suficiente atención a la evaluación de las pérdidas económicas del estado por el uso irracional: la quema de gas de petróleo asociado en los campos. Sin embargo, la quema de APG causa un daño significativo no solo a la economía de los países productores de petróleo, sino también al medio ambiente. El daño ambiental suele ser acumulativo y tiene consecuencias a largo plazo y, a menudo, irreversibles. Para que las evaluaciones de daños ambientales y pérdidas económicas no sean promediadas y unilaterales, y para que la motivación para resolver el problema sea significativa, es necesario tener en cuenta la escala de nuestro país y los intereses de todas las partes. .

El gas de petróleo asociado (APG), como su nombre lo indica, es un subproducto de la producción de petróleo. El petróleo yace en el suelo junto con el gas, y es técnicamente prácticamente imposible asegurar la producción de una fase exclusivamente líquida de materias primas hidrocarbonadas, dejando el gas dentro del yacimiento.

En esta etapa es el gas el que se percibe como 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 toda la producción y las características técnicas de la producción están dirigidas a extraer exclusivamente la fase gaseosa (con una mezcla insignificante de condensado de gas), los campos de petróleo no están equipados de tal manera que lleven a cabo con eficacia el proceso de producción y utilización de gas asociado.

Más adelante en este capítulo, se considerarán con más detalle los aspectos técnicos y económicos de la producción de APG y, con base en 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 los restos orgánicos de organismos muertos que se depositan en el fondo 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 acumulaban nuevas capas, aumentaba la presión sobre las capas subyacentes, lo que, junto con la temperatura y las condiciones químicas, provocó la formación de petróleo y gas natural.

El petróleo y el gas van juntos. En condiciones de alta presión, estas sustancias se acumulan en los poros de las llamadas rocas madre y, gradualmente, en un proceso de transformación continua, ascienden con fuerzas microcapilares. Pero a medida que asciende, se puede formar una trampa, cuando un reservorio más denso cubre el reservorio a lo largo del cual migra el hidrocarburo y, por lo tanto, se produce la acumulación. En el momento en que se ha acumulado una cantidad suficiente de hidrocarburos, comienza a tener lugar el proceso de desplazamiento del agua inicialmente salada, más pesada que el petróleo. Además, el propio 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.

Con base en las condiciones, la profundidad de ocurrencia y el contorno del área de ocurrencia, el desarrollador selecciona la cantidad de pozos para maximizar la producción.

El principal tipo moderno de perforación utilizado es la perforación rotatoria. En este caso, la perforación va acompañada de un ascenso continuo de recortes de perforación: fragmentos de la formación, separados por una broca, hacia el exterior. Al mismo tiempo, 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 generadora, condiciones físicas y químicas, etc.). En promedio, la proporción del contenido de metano en dicho gas es del 70% (a modo de comparación, el gas natural contiene hasta el 99% de metano en su composición). 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. gas una materia prima extremadamente deseable para la producción petroquímica. Los campos petroleros de Siberia occidental se caracterizan por los siguientes indicadores de contenido de hidrocarburos en el gas asociado [Petroquímica popular, 2011]:

• Metano 60-70%
• Etano 5-13%
• Propano 10-17%
• Butano 8-9%

La TU 0271-016-00148300-2005 “Gas de petróleo asociado a entregar 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
• "Negrita" - 201-350
• Grasa extra - más de 351

La siguiente figura [Filippov, 2011] muestra las principales actividades realizadas con el gas de petróleo asociado y los efectos logrados por estas actividades.

Figura 1 - Las principales actividades realizadas con APG y sus efectos, fuente: http://www.avfinfo.ru/page/engineering-002

Durante la producción de petróleo y la posterior separación por etapas, el gas liberado tiene una composición diferente: el primer gas se libera con un alto contenido de fracción de metano, en las siguientes etapas de separación, el gas se libera con un contenido creciente de hidrocarburos de orden superior. . Los factores que influyen en la liberación del 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 que no sean hidrocarburos; por ejemplo, la presencia de sulfuro de hidrógeno en la composición del APG puede afectar negativamente la posibilidad de transporte del gas, ya que pueden ocurrir procesos de corrosión. En la tuberia.

Figura 2 - Esquema de tratamiento de petróleo y contabilidad APG, fuente: Skolkovo Energy Center

La Figura 2 representa esquemáticamente el proceso de refinamiento del petróleo etapa por etapa con la liberación del gas asociado. Como puede verse en la figura, el gas asociado es, en su mayor parte, un subproducto de la separación primaria de hidrocarburos producidos a partir de un pozo de petróleo. El problema de la medida de gas asociado es la necesidad de instalar dispositivos de medida automáticos en varias etapas de separación, y posteriormente en las entregas para utilización (GPP, salas de calderas, etc.).

Las principales instalaciones utilizadas en los sitios de producción [Filippov, 2009]:

• Estaciones de bombeo de refuerzo (DNS)
• Unidades de separación de aceite (USN)
• Plantas de tratamiento de aceite (UPN)
• Instalaciones centrales de tratamiento de petróleo (CPP)

El número de etapas depende de las propiedades fisicoquímicas del gas asociado, en particular, de factores como el contenido de gas y el factor de gas. 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 la producción de gas en las etapas de separación posteriores. Para los mecanismos de accionamiento se utiliza energía eléctrica, que también se genera en el campo, o bien se utilizan redes eléctricas principales. Se utilizan principalmente centrales eléctricas de pistón de gas (GPES), turbinas de gas (GTS) y generadores diésel (DGU). Las instalaciones de gas funcionan con gas de la primera etapa de separación, la estación 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, el GTPP puede generar un exceso de electricidad para las instalaciones de producción de petróleo vecinas y, en algunos casos, el resto se puede vender en el mercado mayorista de electricidad. Con el tipo de cogeneración de producción de energía, las instalaciones producen simultáneamente calor y electricidad.

Las líneas de destellos son un atributo obligatorio de cualquier campo. Aunque no se utilicen, 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 centran principalmente no en las condiciones del mercado a corto plazo, sino en la totalidad de todos los factores económicos e institucionales en un horizonte de bastante largo plazo.

Los aspectos económicos de la producción de hidrocarburos tienen sus propias particularidades. La peculiaridad de la producción de aceite es:

• Naturaleza a largo plazo de las decisiones clave de inversión
• Importantes retrasos en la 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 de valoración empresarial es la estimación del VAN.

NPV (Valor actual neto): la evaluación se basa en el hecho de que todos los ingresos futuros estimados de la empresa se sumarán y se reducirán al valor actual de estos ingresos. La misma cantidad de dinero hoy y mañana difiere por 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 de tiempo 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 cierre 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 en sí comienza solo unos pocos años después del inicio de las inversiones de capital. Cada empresa busca minimizar el desfase de la inversión para alcanzar el payback del proyecto lo antes posible.

En la Figura 3 se proporciona un cronograma típico de rentabilidad de un proyecto:

Figura 3 - Esquema NPV para un proyecto típico de producción de petróleo

Esta figura muestra el VAN del proyecto. El máximo valor negativo es el indicador MCO (máximo desembolso de caja), que es un reflejo de la cuantía de las inversiones que requiere el proyecto. La intersección del gráfico de la línea de flujos de efectivo acumulados con el eje de tiempo en años es el punto de tiempo de recuperación del proyecto. La tasa de acumulación del VPN está disminuyendo debido tanto a la disminución de la tasa de producción como a la tasa de descuento del tiempo.

Además de las inversiones de capital, la producción anual requiere costos operativos. Un aumento en los costos operativos, que pueden ser los costos técnicos anuales asociados con los riesgos ambientales, reduce el VAN del proyecto y aumenta el período de recuperación del proyecto.

Por lo tanto, los costos adicionales de contabilidad, recolección y eliminación del gas de petróleo asociado pueden justificarse desde el punto de vista del proyecto solo si estos costos incrementarán el VAN del proyecto. De lo contrario, habrá una disminución en el atractivo del proyecto y, como resultado, se reducirá la cantidad de proyectos que se implementan o se ajustarán los volúmenes de producción de petróleo y gas dentro de un proyecto.

Convencionalmente, todos los proyectos de utilización de gas asociados se pueden dividir en tres grupos:

• 1. El proyecto de reciclaje en sí mismo es rentable (teniendo en cuenta todos los factores económicos e institucionales), y las empresas no necesitarán incentivos adicionales para implementarlo.
• 2. El proyecto de eliminación tiene un VAN negativo, mientras que el VAN acumulativo de todo el proyecto de producción de petróleo es positivo. Es en este grupo donde se pueden concentrar todas las medidas de incentivo. El principio general sería crear condiciones (con beneficios y sanciones) bajo las cuales sería beneficioso para las empresas emprender proyectos de reciclaje en lugar de pagar sanciones. Y para que los costes totales del proyecto no superen el VAN total.
• 3. Los proyectos de utilización tienen un VAN negativo y, si se implementan, el proyecto general de producción de petróleo de este campo también deja de ser rentable. En este caso, las medidas de incentivo no darán lugar a una reducción de las emisiones (la empresa pagará multas hasta su costo acumulado igual al VAN del proyecto) o el campo se suspenderá y se entregará la licencia.

Según el Centro de Energía de Skolkovo, el ciclo de inversión en la implementación de proyectos de utilización de APG es de más de 3 años.

Las inversiones, según el Ministerio de Recursos Naturales, deberían ascender a unos 300 mil millones de rublos para 2014 para alcanzar el nivel objetivo. Según la lógica de la administración de proyectos del segundo tipo, las tasas de pago por contaminación deben ser tales que el costo potencial de todos los pagos sea superior a 300 mil millones de rublos, y el costo de oportunidad sea igual a la inversión total.

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Característica APG

Pasoaceitegas(PNG) es un gas de hidrocarburo natural disuelto en petróleo o ubicado en las “tapas” de los campos de petróleo y gas condensado.

A diferencia del conocido gas natural, el gas de petróleo asociado contiene, además de metano y etano, una gran proporción de propanos, butanos y vapores de hidrocarburos más pesados. Muchos gases asociados, según el campo, también contienen componentes que no son hidrocarburos: sulfuro de hidrógeno y mercaptanos, dióxido de carbono, nitrógeno, helio y argón.

Al abrir depósitos de petróleo, el gas de las "tapas" de petróleo generalmente comienza a fluir primero. Posteriormente, la mayor parte del gas asociado producido son gases disueltos en aceite. El gas de gas "caps", o gas libre, es de composición "más ligera" (con menor contenido de gases de hidrocarburos pesados) en contraste con el gas disuelto en el petróleo. Por lo tanto, las etapas iniciales de desarrollo del campo suelen caracterizarse por una gran producción anual de gas de petróleo asociado con una mayor proporción de metano en su composición. Con la operación a largo plazo del campo, se reduce el débito de gas de petróleo asociado y una gran proporción de gas cae sobre componentes pesados.

Paso aceite gas es importante materias primas Para energía Y químico industria. El APG tiene un alto poder calorífico, que oscila entre 9.000 y 15.000 Kcal/m3, pero su uso en la generación de energía se ve dificultado por la inestabilidad de la composición y la presencia de una gran cantidad de impurezas, lo que requiere costos adicionales para la purificación del gas (“ el secado"). En la industria química, el metano y el etano contenidos en APG se utilizan para la producción de plásticos y caucho, mientras que los elementos más pesados ​​sirven como materia prima para la producción de hidrocarburos aromáticos, aditivos para combustibles de alto octanaje y gases de hidrocarburos licuados, en particular, licuados técnicos. propano-butano (SPBT).

PNG en números

En Rusia, según datos oficiales, se extraen anualmente unos 55.000 millones de m3 de gas de petróleo asociado. De estos, alrededor de 20 a 25 mil millones de m3 se queman en los campos y solo alrededor de 15 a 20 mil millones de m3 se utilizan en la industria química. La mayor parte del APG quemado proviene de campos nuevos y de difícil acceso en Siberia occidental y oriental.

Un indicador importante para cada campo petrolero es el GOR del petróleo: la cantidad de gas de petróleo asociado por tonelada de petróleo producido. Para cada campo, este indicador es individual y depende de la naturaleza del campo, la naturaleza de su operación y la duración del desarrollo, y puede variar desde 1-2 m3 hasta varios miles de m3 por tonelada.

Resolver el problema de la utilización del gas asociado no es solo una cuestión de ecología y ahorro de recursos, también es un proyecto nacional potencial con un valor de $ 10 a $ 15 mil millones. El gas de petróleo asociado es el combustible, la energía y la materia prima química más valiosos. Solo la utilización de los volúmenes de APG, cuyo procesamiento sea económicamente viable en las condiciones actuales del mercado, permitiría producir anualmente hasta 5-6 millones de toneladas de hidrocarburos líquidos, 3-4 mil millones de metros cúbicos. etano, 15-20 mil millones de metros cúbicos gas seco o 60 - 70 mil GWh de electricidad. El posible efecto acumulativo será de hasta $ 10 mil millones / año en los precios del mercado interno, o casi el 1% del PIB de la Federación Rusa.

En la República de Kazajstán, el problema de la utilización de APG no es menos agudo. En la actualidad, según datos oficiales, de 9 mil millones de metros cúbicos. Solo se utilizan dos tercios de la APG producida anualmente en el país. El volumen de gas quemado alcanza los 3 mil millones de metros cúbicos. en el año. Más de la cuarta parte de las empresas productoras de petróleo que operan en el país queman más del 90% del APG producido. El gas de petróleo asociado representa casi la mitad de todo el gas producido en el país, y la tasa de crecimiento de la producción de APG actualmente supera la tasa de crecimiento de la producción de gas natural.

Problema de utilización de APG

Rusia heredó el problema de la utilización del gas de petróleo asociado de la época soviética, cuando el énfasis en el desarrollo a menudo se ponía en métodos extensivos de desarrollo. En el desarrollo de las provincias petroleras, estuvo a la vanguardia el crecimiento de la producción de crudo, principal fuente de ingresos del presupuesto nacional. El cálculo se hizo sobre yacimientos gigantes, producción a gran escala y minimización de costes. El procesamiento de gas asociado de petróleo, por un lado, quedó en un segundo plano por la necesidad de realizar importantes inversiones de capital en proyectos relativamente menos rentables, por otro lado, se crearon sistemas ramificados de captación de gas en las mayores provincias petroleras y gigantes GPP. fueron construidos para las materias primas de los campos cercanos. Actualmente estamos observando las consecuencias de tal megalomanía.

El esquema de utilización de gas asociado tradicionalmente adoptado en Rusia desde la época soviética implica la construcción de grandes plantas de procesamiento de gas junto con una extensa red de gasoductos para recolectar y entregar gas asociado. La implementación de los esquemas de reciclaje tradicionales requiere gastos de capital y tiempo significativos y, como muestra la experiencia, casi siempre lleva varios años de retraso con respecto al desarrollo de los depósitos. El uso de estas tecnologías es económicamente eficiente solo en grandes instalaciones de producción (miles de millones de metros cúbicos de gas fuente) y económicamente injustificado en depósitos medianos y pequeños.

Otra desventaja de estos esquemas es la incapacidad, por razones técnicas y de transporte, de utilizar el gas asociado de las etapas finales de separación debido a su enriquecimiento con hidrocarburos pesados; dicho gas no puede bombearse a través de tuberías y generalmente se quema en antorcha. Por lo tanto, incluso en los campos equipados con gasoductos, se continúa quemando gas asociado de las etapas finales de separación.

Las principales pérdidas de gas de petróleo se forman principalmente debido a campos remotos pequeños, pequeños y medianos, cuya participación en nuestro país continúa creciendo rápidamente. La organización de la recolección de gas de dichos campos, como se mostró anteriormente, de acuerdo con los esquemas propuestos para la construcción de grandes plantas de procesamiento de gas, es una medida muy intensiva en capital e ineficiente.

Incluso en las regiones donde se encuentran las plantas de procesamiento de gas, y hay una extensa red de recolección de gas, las empresas de procesamiento de gas están cargadas en un 40-50%, y alrededor de ellas se queman docenas de antiguas y se encienden nuevas antorchas. Esto se debe a la normativa vigente en la industria ya la falta de atención al problema, tanto por parte de los petroleros como de los procesadores de gas.

En la época soviética, el desarrollo de la infraestructura de recolección de gas y el suministro de APG a las plantas de procesamiento de gas se llevaron a cabo en el marco de un sistema planificado y se financiaron de acuerdo con un programa de desarrollo de campo unificado. Después del colapso de la Unión y la formación de compañías petroleras independientes, la infraestructura para recolectar y entregar APG a las plantas permaneció en manos de los procesadores de gas y las fuentes de gas, por supuesto, fueron controladas por trabajadores petroleros. Surgió una situación de monopolio del comprador, cuando las empresas petroleras, de hecho, no tenían alternativas para la utilización del gas asociado, excepto su entrega en una tubería para su transporte a la GPP. Además, el gobierno ha fijado legalmente los precios de entrega de gas asociado a las plantas de procesamiento de gas en un nivel deliberadamente bajo. Por un lado, esto permitió que las plantas de procesamiento de gas sobrevivieran e incluso se sintieran bien en los turbulentos años 90, por otro lado, privó a las compañías petroleras de un incentivo para invertir en la construcción de infraestructura de recolección de gas en nuevos campos y suministrar gas asociado a empresas existentes. Como resultado, Rusia ahora tiene simultáneamente instalaciones de procesamiento de gas inactivas y docenas de quemadores de materias primas para calentar el aire.

En la actualidad, el Gobierno de la Federación de Rusia, de conformidad con el Plan de Acción aprobado para el desarrollo de la industria y la tecnología para 2006-2007. se está elaborando un Decreto para incluir en los contratos de licencia con los usuarios del subsuelo requisitos obligatorios para la construcción de instalaciones de producción para el procesamiento del gas de petróleo asociado generado durante la producción de petróleo. El examen y aprobación de la resolución tendrá lugar en el segundo trimestre de 2007.

Obviamente, la implementación de las disposiciones de este documento implicará la necesidad de que los usuarios del subsuelo atraigan importantes recursos financieros para resolver los problemas de utilización del gas de antorcha y la construcción de las instalaciones pertinentes con la infraestructura necesaria. Al mismo tiempo, las inversiones de capital requeridas en los complejos de producción de procesamiento de gas que se están creando en la mayoría de los casos superan el costo de las instalaciones de infraestructura petrolera existentes en el campo.

La necesidad de inversiones adicionales tan significativas en una parte no esencial y menos rentable del negocio de las compañías petroleras, en nuestra opinión, conducirá inevitablemente a una reducción en las actividades de inversión de los usuarios del subsuelo destinadas a encontrar, desarrollar, desarrollar nuevos campos y intensificar la producción del producto principal y más rentable, el petróleo, o puede conducir al incumplimiento de los requisitos de los acuerdos de licencia con todas las consecuencias consiguientes. Una solución alternativa a la situación con la utilización de gas de antorcha, en nuestra opinión, es la participación de empresas de servicios de gestión especializada que puedan implementar dichos proyectos de manera rápida y eficiente sin atraer recursos financieros de los usuarios del subsuelo.

gas petróleo procesamiento de gas hidrocarburo

Aspectos ambientales

Incendiopasoaceitegas es un grave problema medioambiental tanto para las propias regiones productoras de petróleo como para el medio ambiente mundial.

Cada año en Rusia y Kazajstán, como resultado de la combustión de los gases de petróleo asociados, más de un millón de toneladas de contaminantes, incluidos dióxido de carbono, dióxido de azufre y partículas de hollín, ingresan a la atmósfera. Las emisiones resultantes de la combustión de gases de petróleo asociados representan el 30% de todas las emisiones a la atmósfera en Siberia Occidental, el 2% de las emisiones de fuentes estacionarias en Rusia y hasta el 10% de las emisiones atmosféricas totales de la República de Kazajstán.

También es necesario tener en cuenta el impacto negativo de la contaminación térmica, cuyo origen son las llamaradas de petróleo. La Siberia occidental de Rusia es una de las pocas regiones escasamente pobladas del mundo cuyas luces se pueden ver desde el espacio por la noche, junto con la iluminación nocturna de las principales ciudades de Europa, Asia y América.

Al mismo tiempo, el problema de la utilización de APG se considera especialmente actual en el contexto de la ratificación del Protocolo de Kioto por parte de Rusia. La captación de fondos de los fondos europeos de carbono para proyectos de extinción de antorchas permitiría financiar hasta el 50 % de los costes de capital necesarios y aumentaría significativamente el atractivo económico de esta zona para los inversores privados. A fines de 2006, el volumen de inversiones en carbono atraídas por las empresas chinas bajo el Protocolo de Kioto superó los $ 6 mil millones, a pesar de que países como China, Singapur o Brasil no asumieron obligaciones para reducir las emisiones. El hecho es que solo para ellos existe la oportunidad de vender emisiones reducidas bajo el llamado "mecanismo de desarrollo limpio", cuando se estima la reducción de emisiones potenciales en lugar de las reales. El retraso de Rusia en materia de registro legislativo de mecanismos para el registro y transferencia de cuotas de carbono costará a las empresas nacionales miles de millones de dólares en inversiones perdidas.

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PETRÓLEO Y GAS, SU COMPOSICIÓN Y PROPIEDADES FÍSICAS

ACEITE

El aceite es un líquido aceitoso e inflamable, predominantemente de color oscuro, con un olor específico. Según la composición química, el petróleo es principalmente una mezcla de diversos hidrocarburos contenidos en él en una amplia variedad de combinaciones y que determinan sus propiedades físicas y químicas.

Los siguientes grupos de hidrocarburos se encuentran en los aceites: 1) metano (parafínico) con la fórmula general C i H 2i + 2; 2) nafténico con la fórmula general С„Н 2П; 3) aromático con una fórmula general

spn 2l -en- /

Los hidrocarburos de la serie del metano son los más comunes en condiciones naturales. Los hidrocarburos de esta serie - metano CH 4, etano C 2 H in, propano C 3 H 8 y butano C 4 Nu - a presión atmosférica y temperatura normal se encuentran en estado gaseoso. Forman parte de los gases de petróleo. Con el aumento de la presión y la temperatura, estos hidrocarburos ligeros pueden volverse líquidos parcial o completamente.

El pentano C 8 H 12, \ hexano C en H 14 y heptano C 7 H 1b en las mismas condiciones se encuentran en un estado inestable: pasan fácilmente del estado gaseoso al líquido y viceversa.

Los hidrocarburos de C 8 H 18 a C 17 H star son sustancias líquidas.

Los hidrocarburos con más de 17 átomos de carbono en sus moléculas se clasifican como sólidos. Se trata de parafinas y ceresinas contenidas en determinadas cantidades en todos los aceites.

Las propiedades físicas de los aceites y gases de petróleo, así como sus características cualitativas, dependen del predominio de los hidrocarburos individuales o de sus diversos grupos en ellos. Los aceites con predominio de hidrocarburos complejos (petróleos pesados) contienen una menor cantidad de fracciones de gasolina y aceite. contenido en aceite

B, M-HORMIGA B

una gran cantidad de compuestos resinosos y parafínicos lo hacen viscoso e inactivo, lo que requiere medidas especiales para su extracción a superficie y posterior transporte.

Además, los aceites se subdividen según los principales indicadores de calidad: el contenido de gasolina ligera, queroseno y fracciones de aceite.

La composición fraccionada de los aceites se determina por destilación en laboratorio, que se basa en que cada hidrocarburo incluido en su composición tiene su propio punto de ebullición específico.

Los hidrocarburos ligeros tienen puntos de ebullición bajos. Por ejemplo, el pentano (C B H1a) tiene un punto de ebullición de 36 °C y el hexano (C 6 H1 4) tiene un punto de ebullición de 69 °C. Los hidrocarburos pesados ​​tienen puntos de ebullición más altos y alcanzan los 300 °C y más. Por lo tanto, cuando se calienta el aceite, sus fracciones más ligeras primero hierven y se evaporan y, a medida que aumenta la temperatura, los hidrocarburos más pesados ​​comienzan a hervir y evaporarse.

Si los vapores de aceite calentado a una temperatura determinada se recogen y enfrían, estos vapores se convertirán nuevamente en líquido, que es un grupo de hidrocarburos que se evaporan del aceite en un rango de temperatura determinado. Por lo tanto, dependiendo de la temperatura de calentamiento del aceite, las fracciones más ligeras, las fracciones de gasolina, se evaporan primero, luego las más pesadas, el queroseno, luego la energía solar, etc.

El porcentaje de fracciones individuales en el aceite que hierven en ciertos intervalos de temperatura caracteriza la composición fraccional del aceite.

Por lo general, en condiciones de laboratorio, la destilación del aceite se lleva a cabo en los rangos de temperatura de hasta 100, 150, 200, 250, 300 y 350 °C.

La refinación de petróleo más simple se basa en el mismo principio que la destilación de laboratorio descrita. Esta es una destilación directa de petróleo con la liberación de gasolina, queroseno y fracciones solares bajo presión atmosférica y calentamiento a 300-350 ° C.

En la URSS, hay aceites de varias composiciones y propiedades químicas. Incluso los aceites del mismo campo pueden variar mucho. Sin embargo, los aceites de cada región de la URSS también tienen sus propias características específicas. Por ejemplo, los aceites de la región Ural-Volga suelen contener una cantidad importante de resinas, parafina y compuestos de azufre. Los aceites de la región Emba se caracterizan por un contenido de azufre relativamente bajo.

Los aceites de la región de Bakú tienen la mayor variedad de composición y propiedades físicas. Aquí, junto con los petróleos incoloros en los horizontes superiores del campo Surakhani, que consisten prácticamente solo en fracciones de gasolina y queroseno, hay petróleos que no contienen fracciones de gasolina. En esta zona existen aceites que no contienen sustancias resinosas, así como otros muy resinosos. Muchos aceites de Azerbaiyán contienen ácidos nafténicos. La mayoría de los aceites no contienen parafinas. Según el contenido de azufre, todos los aceites de Bakú se clasifican como bajos en azufre.

Uno de los principales indicadores de la calidad comercial del aceite/ es su densidad. La densidad del aceite a una temperatura estándar de 20°C y presión atmosférica varía de 700 (gas condensado) a 980 e incluso 1000 kg/m 3 .

En la práctica de campo, la densidad del petróleo crudo se usa para juzgar aproximadamente su calidad. Los aceites ligeros con una densidad de hasta 880 kg/m 3 son los más valiosos; tienden a contener más fracciones de gasolina y aceite.

La densidad de los aceites se suele medir con hidrómetros especiales. El hidrómetro es un tubo de vidrio con una parte inferior expandida, en el que se coloca un termómetro de mercurio. Debido al peso significativo del mercurio, el hidrómetro asume una posición vertical cuando se sumerge en aceite. En la parte superior estrecha, el hidrómetro tiene una escala para medir la densidad, y en la parte inferior, una escala de temperatura.

Para determinar la densidad del aceite, se baja un hidrómetro a un recipiente con este aceite y se mide el valor de su densidad a lo largo del borde superior del menisco formado.

Para llevar la medición de la densidad del aceite obtenida a una temperatura dada a las condiciones estándar, es decir, a una temperatura de 20 °C, es necesario introducir una corrección de temperatura, que se tiene en cuenta mediante la siguiente fórmula:

p2o = P* + b(<-20), (1)

donde p 20 es la densidad deseada a 20 °C; p/ - densidad a la temperatura de medición I; A- coeficiente de expansión volumétrica del aceite, cuyo valor se toma de tablas especiales; ella