Primjena sastava pratećeg naftnog plina. Povezani naftni plin: sastav

Povezani naftni plin

Povezani naftni plin (PNG) - smjesa raznih plinovitih ugljikovodika otopljenih u nafti; oslobađaju se tijekom procesa ekstrakcije i destilacije (to su tzv pridruženi plinovi, uglavnom sastavljen od izomera propana i butana). Naftni plinovi također uključuju plinove krekiranja nafte, koji se sastoje od zasićenih i nezasićenih (etilen, acetilen) ugljikovodika. Naftni plinovi koriste se kao gorivo i za proizvodnju raznih kemikalija. Od naftnih plinova kemijskom preradom dobivaju se propilen, butileni, butadien i dr. koji se koriste u proizvodnji plastike i gume.

Spoj

Povezani naftni plin je smjesa plinova oslobođenih iz ugljikovodika bilo kojeg faznog stanja, koja se sastoji od metana, etana, propana, butana i izobutana, koja sadrži otopljene tekućine velike molekulske mase (od pentana i više u homolognom nizu) i nečistoće raznih sastava i faznih stanja.

Približan sastav APG-a

Priznanica

APG je vrijedna komponenta ugljikovodika koja se oslobađa iz iskopanih, transportiranih i prerađenih minerala koji sadrže ugljikovodike u svim fazama životnog ciklusa ulaganja prije prodaje gotovih proizvoda krajnjem potrošaču. Dakle, posebnost podrijetla pratećeg naftnog plina je u tome što se on oslobađa u bilo kojoj fazi od istraživanja i proizvodnje do konačne prodaje, iz nafte, plina, (ostali izvori su izostavljeni) te u procesu njihove prerade iz bilo kakvog nepotpunog proizvodnog stanja. na bilo koji od brojnih finalnih proizvoda.

Specifičnost APG-a je obično niska potrošnja dobivenog plina, od 100 do 5000 Nm³/sat. Sadržaj ugljikovodika C3 + može varirati u rasponu od 100 do 600 g/m³. Istovremeno, sastav i količina APG-a nije konstantna vrijednost. Moguće su i sezonske i jednokratne fluktuacije (normalne promjene vrijednosti su do 15%).

Plin iz prvog stupnja separacije obično se šalje izravno u postrojenje za preradu plina. Značajne poteškoće nastaju pri pokušaju korištenja plina s tlakom manjim od 5 bar. Donedavno se takav plin u velikoj većini slučajeva jednostavno spaljivao na baklji, no sada se, zbog promjena u državnoj politici u području korištenja APG-a i niza drugih čimbenika, situacija značajno mijenja. U skladu s Uredbom Vlade Rusije od 8. siječnja 2009. br. 7 „O mjerama za poticanje smanjenja onečišćenja zraka produktima izgaranja pratećeg naftnog plina u bakljama”, ciljni pokazatelj za spaljivanje pratećeg naftnog plina bio je utvrđen u količini ne većoj od 5 posto volumena proizvedenog pratećeg naftnog plina naftnog plina. Trenutačno se količine izvađenog, iskorištenog i spaljenog APG-a ne mogu procijeniti zbog nedostatka plinomjernih stanica na mnogim poljima. No, prema grubim procjenama, riječ je o oko 25 milijardi m³.

Putevi odlaganja

Glavni načini iskorištavanja APG-a su prerada u postrojenjima za preradu plina, proizvodnja električne energije, spaljivanje za vlastite potrebe, utiskivanje natrag u ležište za povećanje iscrpka nafte (održavanje tlaka u ležištu), utiskivanje u proizvodne bušotine - korištenje "plinskog lifta".

Tehnologija korištenja APG-a

Plinska baklja u zapadnosibirskoj tajgi početkom 1980-ih

Glavni problem u korištenju pratećeg plina je visok sadržaj teških ugljikovodika. Danas postoji nekoliko tehnologija koje poboljšavaju kvalitetu APG-a uklanjanjem značajnog udjela teških ugljikovodika. Jedan od njih je priprema APG-a pomoću membranskih jedinica. Kod korištenja membrana značajno se povećava metanski broj plina, smanjuju se donja ogrjevna vrijednost (LHV), toplinski ekvivalent i temperatura rosišta (i ugljikovodika i vode).

Membranske ugljikovodične jedinice mogu značajno smanjiti koncentraciju sumporovodika i ugljičnog dioksida u protoku plina, što im omogućuje da se koriste za pročišćavanje plina od kiselih komponenti.

Oblikovati

Dijagram raspodjele protoka plina u membranskom modulu

Po svojoj izvedbi ugljikovodična membrana je cilindrični blok s otvorima za permeat, produkt plin i ulaz za APG. Unutar bloka nalazi se cjevasta struktura selektivnog materijala koji dopušta prolaz samo određenoj vrsti molekule. Opći dijagram toka unutar uloška prikazan je na slici.

Princip rada

Konfiguracija instalacije u svakom konkretnom slučaju određena je posebno, budući da početni sastav APG-a može uvelike varirati.

Dijagram instalacije u osnovnoj konfiguraciji:

Shema tlaka za pripremu APG-a

Vakuumska shema za pripremu APG-a

• Predseparator za čišćenje od grubih nečistoća, velikih kapljica vlage i ulja,
• Prijemnik na ulazu,
• Kompresor,
• Hladnjak za dodatno hlađenje plina na temperaturu od +10 do +20 °C,

• Fini filter za pročišćavanje plinova od ulja i parafinskih spojeva,
• Ugljikovodični membranski blok,
• instrumentacija i automatizacija,
• Kontrolni sustav, uključujući analizu protoka,
• Sustav za povrat kondenzata (iz separatora),
• Sustav za oporavak permeata,
• Dostava kontejnera.

Spremnik mora biti proizveden u skladu sa zahtjevima zaštite od požara i eksplozije u industriji nafte i plina.

Postoje dvije sheme za pripremu APG: tlak i vakuum.

Osnova pratećeg naftnog plina je mješavina lakih ugljikovodika, uključujući metan, etan, propan, butan, izobutan i druge ugljikovodike koji su otopljeni u nafti pod tlakom (slika 1). APG se oslobađa kada se tlak smanji tijekom prikupljanja nafte ili tijekom procesa odvajanja, slično procesu ugljičnog dioksida koji se oslobađa prilikom otvaranja boce šampanjca. Kao što ime sugerira, prateći naftni plin proizvodi se istovremeno s naftom i zapravo je nusproizvod proizvodnje nafte. Količina i sastav APG-a ovisi o području proizvodnje i specifičnim svojstvima ležišta. U procesu proizvodnje i izdvajanja jedne tone nafte može se dobiti od 25 do 800 m3 popratnog plina.

Spaljivanje pratećeg naftnog plina u poljskim bakljama najmanje je racionalan način korištenja. Ovakvim pristupom APG u biti postaje otpadni proizvod procesa proizvodnje nafte. Spaljivanje na baklji može biti opravdano pod određenim uvjetima, međutim, kako pokazuje svjetsko iskustvo, učinkovita državna politika omogućuje postizanje razine spaljivanja APG-a na baklji od nekoliko posto ukupne količine njegove proizvodnje u zemlji.

Trenutno postoje dva najčešća načina korištenja pratećeg naftnog plina, alternativa spaljivanju. Prvo, to je utiskivanje APG-a u naftonosne formacije kako bi se povećao iscrpak nafte ili kako bi se eventualno očuvala kao resurs za budućnost. Druga mogućnost je korištenje pratećeg plina kao goriva za proizvodnju električne energije (shema 1) i potrebe poduzeća na mjestima proizvodnje nafte, kao i za proizvodnju električne energije i njezin prijenos u opću elektroenergetsku mrežu.

Ujedno, opcija korištenja APG-a za proizvodnju električne energije također je način njegovog spaljivanja, ali je nešto racionalniji, jer je moguće postići povoljan učinak i donekle smanjiti utjecaj na okoliš. Za razliku od prirodnog plina, čiji je sadržaj metana u rasponu od 92-98%, prateći naftni plin sadrži manje metana, ali često ima značajan udio ostalih ugljikovodičnih komponenti, koji može doseći više od polovice ukupnog volumena. APG također može sadržavati komponente koje nisu ugljikovodici - ugljikov dioksid, dušik, sumporovodik i druge. Kao rezultat toga, prateći naftni plin sam po sebi nije dovoljno učinkovito gorivo.

Najracionalnija opcija je prerada APG-a - njegova upotreba kao sirovine za plin i petrokemiju - što omogućuje dobivanje vrijednih proizvoda. Kao rezultat nekoliko faza prerade pratećeg naftnog plina, moguće je dobiti materijale kao što su polietilen, polipropilen, sintetička guma, polistiren, polivinil klorid i drugi. Ovi materijali, pak, služe kao osnova za široku lepezu robe, bez koje su nezamislivi moderni ljudski život i gospodarstvo, uključujući: obuću, odjeću, posude i ambalažu, posuđe, opremu, prozore, sve vrste gumenih proizvoda, predmeti za kulturnu i kućanstvo, cijevi i dijelovi cjevovoda, materijali za medicinu i znanost i dr. Valja napomenuti da prerada APG-a također omogućuje izolaciju suhog očišćenog plina, koji je analog prirodnog plina, a koji se može koristiti kao učinkovitije gorivo od APG-a.

Razina ekstrahiranog pratećeg plina koji se koristi za plin i petrokemiju karakteristika je inovativnog razvoja naftne i plinske i petrokemijske industrije i koliko se učinkovito koriste resursi ugljikovodika u gospodarstvu zemlje. Racionalno korištenje APG-a zahtijeva dostupnost odgovarajuće infrastrukture, učinkovitu državnu regulativu, sustav procjene, sankcije i poticaje za sudionike na tržištu. Stoga udio APG-a koji se koristi za plin i petrokemiju također može karakterizirati stupanj gospodarskog razvoja zemlje.

Postizanje razine iskorištenja pratećeg naftnog plina izvađenog u cijeloj zemlji od 95-98% i visok stupanj njegove prerade za proizvodnju vrijednih proizvoda, uključujući plin i petrokemiju, među važnim su pravcima razvoja naftno-plinske i petrokemijske industrije. u svijetu. Ovaj trend karakterističan je za razvijene zemlje bogate ugljikovodicima, poput Norveške, SAD-a i Kanade. Također je tipično za niz zemalja s gospodarstvima u tranziciji, primjerice Kazahstan, kao i za zemlje u razvoju, primjerice Nigeriju. Valja napomenuti da Saudijska Arabija, lider u svjetskoj proizvodnji nafte, postaje jedan od lidera u svjetskoj plinskoj i petrokemijskoj industriji.

Trenutno Rusija zauzima "časno" prvo mjesto u svijetu po količini izgaranja APG-a. U 2013. godini ta je razina, prema službenim podacima, iznosila oko 15,7 milijardi m3. Istodobno, prema neslužbenim podacima, obujam spaljivanja pratećeg naftnog plina u našoj zemlji mogao bi biti znatno veći - najmanje 35 milijardi m3. U isto vrijeme, čak i na temelju službenih statistika, Rusija je značajno ispred drugih zemalja u smislu količine spaljivanja APG-a. Prema službenim podacima, razina iskorištenja APG-a drugim metodama osim spaljivanja u našoj zemlji u 2013. iznosila je prosječno 76,2%. Od toga je 44,5% prerađeno u postrojenjima za preradu plina.

Zahtjevi za smanjenjem razine izgaranja APG-a i povećanjem udjela njegove prerade kao vrijedne ugljikovodične sirovine istaknuti su od strane vodstva naše zemlje u posljednjih nekoliko godina. Trenutačno je na snazi ​​Uredba ruske vlade br. 1148 od 8. studenog 2012., prema kojoj se od kompanija koje proizvode naftu traži da plaćaju visoke kazne za prekomjerno izgaranje - iznad razine od 5%.

Važno je napomenuti da je točnost službenih statistika o stopama recikliranja ozbiljno upitna. Prema procjenama stručnjaka, prerađuje se znatno manji udio izvađenog APG-a - oko 30%. I ne koristi se sav za proizvodnju plina i petrokemijskih proizvoda, značajan dio se prerađuje za proizvodnju električne energije. Dakle, stvarni udio učinkovite uporabe APG-a - kao sirovine za plin i petrokemiju - ne smije biti veći od 20% ukupne količine proizvedenog APG-a.

Dakle, čak i na temelju službenih podataka, uzimajući u obzir samo količine spaljivanja APG-a, možemo zaključiti da se godišnje izgubi više od 12 milijuna tona vrijednih petrokemijskih sirovina koje bi se mogle dobiti preradom pratećeg naftnog plina. Od tih sirovina mogli bi se proizvoditi važni proizvodi i dobra za domaće gospodarstvo, to bi moglo postati temelj za razvoj novih industrija, otvaranje novih radnih mjesta, uključujući iu svrhu zamjene uvoznih proizvoda. Prema Svjetskoj banci, dodatni prihod za rusko gospodarstvo od kvalificirane prerade APG-a mogao bi iznositi više od 7 milijardi dolara godišnje, a prema Ministarstvu prirodnih resursa i okoliša, naše gospodarstvo gubi 13 milijardi dolara svake godine.

Istodobno, ako uzmemo u obzir količine spaljivanja popratnog plina na naftnim poljima za vlastite potrebe i proizvodnju električne energije, mogućnost dobivanja sirovina i, sukladno tome, dodatnih koristi za gospodarstvo naše zemlje može biti dvostruko veća. .

Razlozi neracionalnog korištenja popratnog plina u našoj zemlji povezani su s nizom čimbenika. Često se mjesta proizvodnje nafte nalaze daleko od infrastrukture za prikupljanje, transport i preradu naftnog plina. Ograničen pristup glavnom plinovodnom sustavu. Nedostatak lokalnih potrošača proizvoda prerade APG-a, nedostatak isplativih rješenja za racionalno korištenje - sve to dovodi do činjenice da je najjednostavnije rješenje za naftne tvrtke često spaljivanje pratećeg plina u poljima: u bakljama ili proizvodnju električne energije i kućne potrebe. Treba napomenuti da su preduvjeti za neracionalno korištenje pratećeg naftnog plina formirani u početnim fazama razvoja naftne industrije, još u sovjetskom razdoblju.

Trenutačno se premalo pažnje posvećuje procjeni ekonomskih gubitaka države od neracionalnog korištenja – spaljivanja pratećeg naftnog plina na bakljama. Međutim, spaljivanje APG-a uzrokuje značajnu štetu ne samo gospodarstvima zemalja proizvođača nafte, već i okolišu. Šteta u okolišu najčešće ima akumulativni karakter i dovodi do dugoročnih i često nepovratnih posljedica. Kako procjene ekološke štete i ekonomskih gubitaka ne bi bile prosječne i jednostrane, a motivacija za rješavanje problema bila smislena, potrebno je uzeti u obzir razmjere naše zemlje i interese svih strana.

Povezani naftni plin (APG), kao što ime sugerira, nusproizvod je proizvodnje nafte. Nafta leži u tlu zajedno s plinom, te je tehnički gotovo nemoguće osigurati proizvodnju isključivo tekuće faze ugljikovodičnih sirovina, ostavljajući plin unutar formacije.

Plin se u ovoj fazi doživljava kao prateća sirovina, jer svjetske cijene nafte određuju veću vrijednost tekuće faze. Za razliku od plinskih polja, gdje su sve proizvodno-tehničke karakteristike proizvodnje usmjerene na izdvajanje isključivo plinovite faze (s neznatnim primjesama plinskog kondenzata), naftna polja nisu opremljena na način da se učinkovito odvija proces proizvodnje i iskorištavanja. pridruženog plina.

Dalje u ovom poglavlju detaljnije će se ispitati tehnički i ekonomski aspekti proizvodnje APG-a, te će se na temelju dobivenih zaključaka odabrati parametri za koje će se graditi ekonometrijski model.

Opće karakteristike pratećeg naftnog plina

Opis tehničkih aspekata proizvodnje ugljikovodika započinje opisom uvjeta njihovog nastanka.

Sama nafta nastaje od organskih ostataka mrtvih organizama koji se talože na dnu mora i rijeka. Tijekom vremena voda i mulj zaštitili su tvar od raspadanja, a kako su se novi slojevi nakupljali, pritisak na temeljne slojeve se povećavao, što je, zajedno s temperaturom i kemijskim uvjetima, uzrokovalo stvaranje nafte i prirodnog plina.

Nafta i plin se pojavljuju zajedno. U uvjetima visokog tlaka te se tvari nakupljaju u porama tzv. matičnih stijena, te se postupno, prolazeći kroz proces kontinuirane transformacije, mikrokapilarnim silama uzdižu na vrh. Ali kako ide prema gore, može nastati zamka - kada gušći sloj prekrije sloj kroz koji ugljikovodik migrira, i tako dolazi do nakupljanja. U trenutku kada se nakupi dovoljna količina ugljikovodika, počinje se odvijati proces istiskivanja prvobitno slane vode, teže od nafte. Zatim se samo ulje odvaja od lakšeg plina, ali dio otopljenog plina ostaje u tekućoj frakciji. Upravo odvojena voda i plin služe kao alati za potiskivanje nafte prema van, formirajući režime pritiska vode ili plina.

Na temelju uvjeta, dubine i obrisa lokacije, investitor odabire broj bušotina kako bi se povećala proizvodnja.

Glavna moderna vrsta bušenja koja se koristi je rotacijsko bušenje. U ovom slučaju, bušenje je popraćeno kontinuiranim podizanjem bušotine - fragmenata formacije odvojenih svrdlom - prema van. U ovom slučaju, za poboljšanje uvjeta bušenja, koristi se tekućina za bušenje, koja se često sastoji od mješavine kemijskih reagensa. [Siva šuma, 2001.]

Sastav pratećeg naftnog plina varirat će od polja do polja – ovisno o cjelokupnoj geološkoj povijesti nastanka ovih naslaga (matišna stijena, fizikalni i kemijski uvjeti itd.). U prosjeku je udio metana u takvom plinu 70% (za usporedbu, prirodni plin sadrži do 99% svog volumena u metanu). Veliki broj nečistoća stvara, s jedne strane, poteškoće za transport plina kroz plinski transportni sustav (GTS), s druge strane, prisutnost tako važnih komponenti kao što su etan, propan, butan, izobutan itd. plin izuzetno poželjna sirovina za petrokemijsku proizvodnju . Naftna polja Zapadnog Sibira karakteriziraju sljedeći pokazatelji sadržaja ugljikovodika u pratećem plinu [Popular Petrochemistry, 2011]:

• Metan 60-70%
• Etan 5-13%
• · Propan 10-17%
• · Butan 8-9%

TU 0271-016-00148300-2005 „Povezani naftni plin koji se isporučuje potrošačima” definira sljedeće kategorije APG (prema sadržaju komponenti C 3 ++, g/m 3):

• · “Mršavi” - manje od 100
• · “Srednji” - 101-200
• · “Masnoća” - 201-350
• · Ekstramasni - više od 351

Na sljedećoj slici [Filippov, 2011.] prikazane su glavne aktivnosti koje se provode s pratećim naftnim plinom i učinci postignuti tim aktivnostima.

Slika 1 - Glavne aktivnosti provedene s APG-om i učinci iz njih, izvor: http://www.avfinfo.ru/page/inzhiniring-002

Tijekom proizvodnje nafte i daljnje postupne separacije oslobađa se plin drugačijeg sastava - prvo se oslobađa plin s visokim udjelom metanske frakcije, au sljedećim fazama separacije oslobađa se plin sa sve većim udjelom ugljikovodika. višeg reda. Čimbenici koji utječu na ispuštanje pratećeg plina su temperatura i tlak.

Plinski kromatograf se koristi za određivanje sadržaja pratećeg plina. Pri određivanju sastava pratećeg plina također je važno obratiti pozornost na prisutnost neugljikovodičnih komponenti – npr. prisutnost sumporovodika u APG-u može negativno utjecati na mogućnost transporta plina, jer se u njemu mogu pojaviti korozijski procesi. cjevovod.

Slika 2 - Shema pripreme nafte i obračun APG-a, izvor: energetski centar Skolkovo

Slika 2. shematski prikazuje proces postupne prerade nafte uz oslobađanje pratećeg plina. Kao što je vidljivo sa slike, prateći plin uglavnom je nusproizvod primarne separacije ugljikovodika proizvedenih iz naftne bušotine. Problem mjerenja popratnog plina leži u potrebi ugradnje automatskih mjernih uređaja u više stupnjeva separacije, a potom i predaje na zbrinjavanje (plinoprerađivačka postrojenja, kotlovnice i dr.).

Glavne instalacije koje se koriste na proizvodnim mjestima [Filippov, 2009]:

• Pogonske pumpne stanice (BPS)
• Jedinice za odvajanje ulja (OSN)
• · Jedinice za obradu ulja (OPN)
• · Centralne točke za obradu ulja (CPPN)

Broj stupnjeva ovisi o fizikalnim i kemijskim svojstvima pridruženog plina, posebno o čimbenicima kao što su sadržaj plina i omjer plina. Često se plin iz prve faze separacije koristi u pećima za stvaranje topline i predgrijavanje cjelokupne mase ulja, kako bi se povećao prinos plina u sljedećim fazama separacije. Za pogon mehanizama koristi se električna energija koja se također stvara na terenu ili se koriste glavne elektroenergetske mreže. Uglavnom se koriste plinske klipne elektrane (GPPP), plinske turbine (GTS) i dizel generatori (DGS). Plinska postrojenja rade na plin prve faze separacije, dok dizelska stanica radi na uvozno tekuće gorivo. Specifična vrsta proizvodnje električne energije odabire se na temelju potreba i karakteristika svakog pojedinog projekta. Plinska turbinska elektrana u nekim slučajevima može proizvesti višak električne energije za opskrbu susjednih naftnih pogona, au nekim slučajevima ostatak može prodati na veleprodajnom tržištu električne energije. U kogeneracijskom načinu proizvodnje energije, postrojenja istovremeno proizvode toplinsku i električnu energiju.

Flare linije su obvezni atribut bilo kojeg polja. Čak i ako se ne koriste, potrebni su za spaljivanje viška plina u hitnim slučajevima.

S gledišta ekonomike proizvodnje nafte, investicijski procesi u području iskorištavanja popratnog plina prilično su inercijski, a usmjereni su prvenstveno ne na tržišne uvjete u kratkom roku, već na ukupnost svih gospodarskih i institucionalnih čimbenika tijekom jednog razdoblja. prilično dugoročni horizont.

Ekonomski aspekti proizvodnje ugljikovodika imaju svoje specifičnosti. Osobitosti proizvodnje ulja su:

• Dugoročna priroda ključnih investicijskih odluka
• · Značajna kašnjenja ulaganja
• · Velika početna ulaganja
• Nepovratnost početnog ulaganja
• Prirodni pad proizvodnje tijekom vremena

Kako bi se procijenila učinkovitost bilo kojeg projekta, uobičajeni model za procjenu vrijednosti poslovanja je procjena NPV.

NPV (Net Present Value) - procjena se temelji na činjenici da će se svi budući procijenjeni prihodi poduzeća zbrojiti i svesti na sadašnju vrijednost tih prihoda. Isti iznos novca danas i sutra razlikuje se za diskontnu stopu (i). To je zbog činjenice da u vremenskom razdoblju t=0 novac koji imamo ima određenu vrijednost. Dok će se u vremenskom razdoblju t=1 inflacija proširiti na te fondove, bit će raznih vrsta rizika i negativnih utjecaja. Sve to čini budući novac “jeftinijim” od sadašnjeg novca.

Prosječni životni vijek projekta proizvodnje nafte može biti oko 30 godina, nakon čega slijedi dugi prekid proizvodnje, koji se ponekad proteže desetljećima, što je povezano s razinom cijena nafte i povratom operativnih troškova. Štoviše, proizvodnja nafte svoj vrhunac doseže u prvih pet godina proizvodnje, a zatim, zbog prirodnog pada proizvodnje, postupno jenjava.

U prvim godinama tvrtka čini velika početna ulaganja. Ali sama proizvodnja počinje tek nekoliko godina nakon početka kapitalnih ulaganja. Svaka tvrtka nastoji minimizirati zaostatak investicije kako bi što prije ostvarila povrat investicije.

Tipični grafikon profitabilnosti projekta prikazan je na slici 3:

Slika 3 - NPV dijagram za tipičan projekt proizvodnje nafte

Ova slika prikazuje NPV projekta. Maksimalna negativna vrijednost je indikator MCO (maximum cash outlay) koji odražava koliko ulaganja projekt zahtijeva. Sjecište grafa linije akumuliranih novčanih tokova s ​​vremenskom osi u godinama je vrijeme povrata projekta. Stopa akumulacije NPV opada, kako zbog pada stope proizvodnje tako i zbog vremenske diskontne stope.

Osim kapitalnih ulaganja, proizvodnja svake godine zahtijeva i operativne troškove. Povećanje operativnih troškova, koji mogu uključivati ​​godišnje tehničke troškove povezane s rizicima za okoliš, smanjuje NPV projekta i povećava razdoblje povrata projekta.

Dakle, dodatni troškovi za obračun, prikupljanje i korištenje pratećeg naftnog plina mogu biti opravdani sa stajališta projekta samo ako ti troškovi povećavaju NPV projekta. Inače će doći do smanjenja atraktivnosti projekta i, kao rezultat toga, ili smanjenja broja projekata koji se provode, ili će se prilagoditi količine proizvodnje nafte i plina unutar jednog projekta.

Konvencionalno se svi projekti korištenja popratnog plina mogu podijeliti u tri skupine:

• 1. Sam projekt recikliranja je isplativ (uzimajući u obzir sve ekonomske i institucionalne čimbenike), a tvrtkama neće trebati dodatni poticaji za realizaciju.
• 2. Projekt iskorištavanja ima negativnu NPV, dok je kumulativna NPV iz cjelokupnog projekta proizvodnje nafte pozitivna. Upravo na ovu skupinu mogu se koncentrirati sve poticajne mjere. Opće načelo bit će stvaranje uvjeta (kroz poticaje i kazne) koji tvrtki čine isplativim poduzimanje projekata recikliranja umjesto plaćanja kazni. Štoviše, kako ukupni troškovi projekta ne bi premašili ukupni NPV.
• 3. Projekti recikliranja imaju negativnu NPV, a ako se provedu, cjelokupni projekt proizvodnje nafte za određeno polje također postaje nerentabilan. U tom slučaju poticajne mjere ili neće dovesti do smanjenja emisija (poduzeće će platiti kazne do njihove kumulativne cijene koja je jednaka NPV projekta), ili će polje biti zatvoreno i licenca predana.

Prema podacima Energetskog centra Skolkovo, investicijski ciklus u provedbi projekata korištenja APG-a je više od 3 godine.

Ulaganja bi, prema Ministarstvu prirodnih resursa, trebala iznositi oko 300 milijardi rubalja do 2014. kako bi se postigla ciljna razina. Na temelju logike upravljanja projektima druge vrste, stope plaćanja za onečišćenje trebale bi biti takve da potencijalni trošak svih plaćanja bude iznad 300 milijardi rubalja, a oportunitetni trošak jednak ukupnoj investiciji.

Pošaljite svoj dobar rad u bazu znanja jednostavno je. Koristite obrazac u nastavku

Studenti, diplomanti, mladi znanstvenici koji koriste bazu znanja u svom studiju i radu bit će vam vrlo zahvalni.

Objavljeno na http://www.allbest.ru/

Karakteristike APG-a

Pretjecanjeuljeplin(PNG) je prirodni plin ugljikovodika otopljen u nafti ili smješten u "kapama" naftnih i plinskih kondenzatnih polja.

Za razliku od poznatog prirodnog plina, prateći naftni plin osim metana i etana sadrži veliki udio propana, butana i para težih ugljikovodika. Mnogi pridruženi plinovi, ovisno o području, također sadrže neugljikovodične komponente: sumporovodik i merkaptane, ugljikov dioksid, dušik, helij i argon.

Kada se otvore naftni rezervoari, plin iz uljnih čepova obično prvi počinje izbijati. Nakon toga, glavni dio proizvedenog pratećeg plina sastoji se od plinova otopljenih u nafti. Plin iz plinskih kapa, ili slobodni plin, je “lakši” po sastavu (s manjim sadržajem teških ugljikovodičnih plinova) za razliku od plina otopljenog u nafti. Dakle, početne faze razvoja polja obično karakteriziraju velike godišnje količine proizvodnje pratećeg naftnog plina s većim udjelom metana u njegovom sastavu. Dugotrajnom eksploatacijom polja smanjuje se proizvodnja pratećeg naftnog plina, a veliki udio plina otpada na teške komponente.

Pretjecanje ulje plin je važno sirovine Za energije I kemijski industrija. APG ima visoku kaloričnu vrijednost, koja se kreće od 9000 do 15000 Kcal/m3, ali njegovu upotrebu u proizvodnji električne energije otežava nestabilnost njegovog sastava i prisutnost velikog broja nečistoća, što zahtijeva dodatne troškove za pročišćavanje plina (“ sušenje"). U kemijskoj industriji metan i etan sadržani u APG-u koriste se za proizvodnju plastike i gume, a teži elementi služe kao sirovine za proizvodnju aromatskih ugljikovodika, visokooktanskih aditiva za goriva i ukapljenih ugljikovodičnih plinova, posebno ukapljenih propan-butan tehnički (SPBT).

PNG u brojevima

U Rusiji se, prema službenim podacima, godišnje ekstrahira oko 55 milijardi m3 pratećeg naftnog plina. Od toga se oko 20-25 milijardi m3 spaljuje u poljima, a samo oko 15-20 milijardi m3 koristi se u kemijskoj industriji. Većina spaljenog APG-a dolazi iz novih i teško dostupnih polja u zapadnom i istočnom Sibiru.

Važan pokazatelj za svako naftno polje je plinski faktor nafte - količina pratećeg naftnog plina po jednoj toni proizvedene nafte. Za svako ležište ovaj pokazatelj je individualan i ovisi o prirodi ležišta, prirodi njegovog rada i trajanju razvoja i može se kretati od 1-2 m3 do nekoliko tisuća m3 po toni.

Rješavanje problema iskorištavanja popratnog plina nije samo pitanje ekologije i očuvanja resursa, to je i potencijalni nacionalni projekt vrijedan 10 - 15 milijardi dolara Popratni naftni plin je najvrjednija energetska, energetska i kemijska sirovina. Samo iskorištavanje količina APG-a, čija je prerada ekonomski isplativa s obzirom na trenutne tržišne uvjete, omogućilo bi godišnju proizvodnju do 5-6 milijuna tona tekućih ugljikovodika, 3-4 milijarde prostornih metara. etana, 15-20 milijardi kubnih metara suhog plina ili 60 - 70 tisuća GWh električne energije. Mogući ukupni učinak bit će do 10 milijardi dolara godišnje u cijenama na domaćem tržištu ili gotovo 1% BDP-a Ruske Federacije.

U Republici Kazahstan problem korištenja APG-a nije ništa manje akutan. Trenutno, prema službenim podacima, od 9 milijardi kubnih metara. Iskoristi se samo dvije trećine APG-a proizvedenog u zemlji godišnje. Količina spaljenog plina doseže 3 milijarde kubičnih metara. u godini. Više od četvrtine poduzeća za proizvodnju nafte koja rade u zemlji spaljuje više od 90% proizvedenog APG-a. Popratni naftni plin čini gotovo polovicu ukupnog plina proizvedenog u zemlji, a stopa rasta proizvodnje APG-a trenutno premašuje stopu rasta proizvodnje prirodnog plina.

Problem korištenja APG-a

Problem iskorištavanja pratećeg naftnog plina Rusija je naslijedila još iz sovjetskih vremena, kada se naglasak u razvoju često stavljao na ekstenzivne metode razvoja. U razvoju naftonosnih provincija od najveće je važnosti bio rast proizvodnje sirove nafte, glavnog izvora prihoda državnog proračuna. Izračun je rađen za golema ležišta, veliku proizvodnju i minimiziranje troškova. Prerada pratećeg naftnog plina, s jedne strane, bila je u drugom planu zbog potrebe značajnih kapitalnih ulaganja u relativno manje isplative projekte, s druge strane, stvoreni su opsežni sustavi prikupljanja plina u najvećim naftnim provincijama i gigantska prerada plina. izgrađeni su pogoni za primanje sirovina s obližnjih polja. Trenutno vidimo posljedice takve gigantomanije.

Shema iskorištavanja popratnog plina tradicionalno prihvaćena u Rusiji još od sovjetskih vremena uključuje izgradnju velikih postrojenja za preradu plina zajedno s opsežnom mrežom plinovoda za prikupljanje i isporuku popratnog plina. Provedba tradicionalnih shema recikliranja zahtijeva značajne kapitalne troškove i vrijeme i, kako pokazuje iskustvo, gotovo uvijek kasni nekoliko godina za razvojem naslaga. Primjena ovih tehnologija ekonomski je učinkovita samo u proizvodnji velikih razmjera (milijarde kubičnih metara izvornog plina) i ekonomski je neopravdana u srednjim i malim nalazištima.

Još jedan nedostatak ovih shema je nemogućnost, iz tehničkih i transportnih razloga, da se iskoristi prateći plin iz završnih faza odvajanja zbog njegovog obogaćivanja teškim ugljikovodicima - takav plin se ne može pumpati kroz cjevovode i obično se spaljuje u bakljama. Stoga, čak iu poljima opremljenim plinovodima, popratni plin iz završnih stupnjeva separacije nastavlja se spaljivati.

Glavni gubici naftnog plina nastaju uglavnom zbog malih, malih i srednjih udaljenih polja, čiji udio u našoj zemlji i dalje brzo raste. Organiziranje prikupljanja plina iz takvih polja, kao što je gore prikazano, prema shemama predloženim za izgradnju velikih postrojenja za preradu plina, vrlo je kapitalno intenzivan i neučinkovit pothvat.

Čak iu regijama gdje se nalaze postrojenja za preradu plina i postoji razgranata mreža sakupljanja plina, poduzeća za preradu plina imaju 40-50% kapaciteta, a oko njih gore deseci starih baklji i pale se nove. To je zbog trenutnih regulatornih standarda u industriji i nedostatka pažnje prema problemu, kako od strane naftnih radnika tako i od strane prerađivača plina.

U sovjetsko vrijeme razvoj infrastrukture za prikupljanje plina i opskrbu APG-om postrojenjima za preradu plina provodio se u okviru planskog sustava i financirao u skladu s jedinstvenim programom razvoja polja. Nakon raspada Unije i formiranja neovisnih naftnih kompanija, infrastruktura za prikupljanje i isporuku APG-a u postrojenja ostala je u rukama prerađivača plina, a izvore plina, naravno, kontrolirala je naftna industrija. Situacija kupovnog monopola nastala je kada naftne kompanije, zapravo, nisu imale druge alternative za iskorištavanje pratećeg naftnog plina osim njegovog stavljanja u cjevovod za transport do postrojenja za preradu plina. Štoviše, država je zakonski propisala cijene za isporuku pratećeg plina postrojenju za preradu plina na namjerno niskoj razini. S jedne strane, to je omogućilo postrojenjima za preradu plina da prežive i čak dobro posluju u turbulentnim 90-ima, s druge strane, lišilo je naftne kompanije poticaja da ulažu u izgradnju infrastrukture za prikupljanje plina na novim poljima i opskrbu pratećim plinom postojeća poduzeća. Kao rezultat toga, Rusija sada ima neiskorištene kapacitete za preradu plina i desetke baklji za zagrijavanje sirovina.

Trenutno, Vlada Ruske Federacije, u skladu s odobrenim Akcijskim planom za razvoj industrije i tehnologije za 2006.-2007. U pripremi je rezolucija koja će u ugovore o licenciranju s korisnicima podzemlja uključiti obvezne zahtjeve za izgradnju proizvodnih objekata za preradu pratećeg naftnog plina koji nastaje tijekom proizvodnje nafte. Razmatranje i usvajanje rezolucije održat će se u drugom kvartalu 2007. godine.

Očigledno je da će provedba odredaba ovog dokumenta za korisnike podzemlja dovesti do potrebe za privlačenjem značajnih financijskih sredstava za proučavanje problematike korištenja bakljičnog plina i izgradnje odgovarajućih objekata s potrebnom infrastrukturom. Istodobno, potrebna kapitalna ulaganja u proizvodne komplekse za preradu plina koji se stvaraju u većini slučajeva premašuju troškove objekata naftne infrastrukture koji postoje na polju.

Potreba za ovako značajnim dodatnim ulaganjima u neosnovni i za naftne kompanije manje profitabilan dio poslovanja, po našem mišljenju, neizbježno će uzrokovati smanjenje investicijskih aktivnosti korisnika podzemlja usmjerenih na traženje, razvoj, razvoj novih polja i intenziviranje proizvodnja glavnog i najprofitabilnijeg proizvoda - nafte, ili može dovesti do nepoštivanja zahtjeva licencnih ugovora sa svim posljedicama. Alternativni izlaz u rješavanju situacije s korištenjem spaljenog plina, po našem mišljenju, je privlačenje specijaliziranih tvrtki za upravljanje uslugama koje mogu brzo i učinkovito implementirati takve projekte bez privlačenja financijskih sredstava od korisnika podzemlja.

naftni plin gas processing ugljikovodik

Ekološki aspekti

Goriusputanuljeplin- ozbiljan ekološki problem kako za same regije proizvodnje nafte tako i za globalni okoliš.

Svake godine u Rusiji i Kazahstanu, kao rezultat izgaranja popratnih naftnih plinova, u atmosferu se ispusti više od milijun tona onečišćujućih tvari, uključujući ugljični dioksid, sumporov dioksid i čestice čađe. Emisije nastale izgaranjem popratnih naftnih plinova čine 30% svih atmosferskih emisija u Zapadnom Sibiru, 2% emisija iz stacionarnih izvora u Rusiji i do 10% ukupnih atmosferskih emisija u Republici Kazahstan.

Također je potrebno uzeti u obzir negativan utjecaj toplinskog onečišćenja čiji su izvor naftne baklje. Zapadni Sibir u Rusiji jedna je od rijetkih rijetko naseljenih regija na svijetu čija se svjetla noću mogu vidjeti iz svemira, zajedno s noćnom rasvjetom najvećih gradova u Europi, Aziji i Americi.

Problem korištenja APG-a čini se posebno relevantnim u kontekstu ruske ratifikacije Protokola iz Kyota. Privlačenjem sredstava iz europskih ugljičnih fondova za projekte gašenja baklji financiralo bi se do 50% potrebnih kapitalnih troškova i značajno povećalo gospodarsku atraktivnost ovog područja za privatne investitore. Već krajem 2006. obujam ulaganja u ugljik koje su kineske tvrtke privukle prema Protokolu iz Kyota premašio je 6 milijardi dolara, unatoč činjenici da zemlje poput Kine, Singapura ili Brazila nisu preuzele obveze smanjenja emisija. Činjenica je da samo oni imaju priliku prodavati smanjene emisije kroz tzv. “mehanizam čistog razvoja”, kada se procjenjuje smanjenje potencijalnih, a ne stvarnih emisija. Rusko zaostajanje u pitanjima zakonodavne provedbe mehanizama za registraciju i prijenos ugljičnih kvota koštat će domaće tvrtke milijarde dolara izgubljenih ulaganja.

Objavljeno na Allbest.ru

...

Slični dokumenti

Načini iskorištavanja pratećeg naftnog plina. Korištenje izgaranja pratećeg naftnog plina za sustav grijanja, opskrbu toplom vodom, ventilaciju. Uređaj i princip rada. Proračun materijalne bilance. Fizikalna toplina reaktanata i produkata.

sažetak, dodan 10.4.2014


Korištenje pratećeg naftnog plina (APG) i njegov utjecaj na prirodu i čovjeka. Razlozi nepotpune upotrebe APG-a, njegov sastav. Nametanje kazni za spaljivanje APG-a na baklji, primjena ograničenja i povećanja koeficijenata. Alternativni načini korištenja APG-a.

sažetak, dodan 20.03.2011


Pojam pratećih naftnih plinova kao mješavine ugljikovodika koji se oslobađaju uslijed pada tlaka kada se nafta izdiže na površinu Zemlje. Sastav pratećeg naftnog plina, značajke njegove obrade i korištenja, glavne metode zbrinjavanja.

prezentacija, dodano 10.11.2015


Opći opis plinskoturbinske elektrane. Uvođenje poboljšanog sustava regulacije zagrijavanja pratećeg naftnog plina, izračun regulacijskih koeficijenata za ovaj sustav. Opis fizikalnih procesa pri zagrijavanju pratećeg naftnog plina.

diplomski rad, dodan 29.04.2015


Kompresori koji se koriste za transport plinova. Granica eksplozivnosti naftnog plina. Proračun godišnjeg ekonomskog učinka od uvođenja blok kompresorskih jedinica za kompresiju i transport naftnog plina. Specifična težina plina pri ubrizgavanju.

kolegij, dodan 28.11.2010


Organizacijska struktura OJSC Samotlorneftegaz, povijest stvaranja i razvoja tvrtke. Karakteristike razvijenih ležišta; razvoj i izgledi za njihov razvoj. Metode eksploatacije naftnih polja. Sustavi za prikupljanje nafte i plina.

izvješće o praksi, dodano 25.03.2014


Mjere i oprema za sprječavanje ispuštanja tekućina i pratećeg naftnog plina u okoliš. Oprema za sprječavanje otvorenih fontana. Upravljački kompleksi za zaporne ventile u bušotinama. Zaštita rada i okoliša bušotina.

diplomski rad, dodan 27.02.2009


Povezani naftni plin kao mješavina plinova i parovitih ugljikovodičnih i neugljikovodičnih komponenti prirodnog podrijetla, značajke njegove uporabe i zbrinjavanja. Odvajanje nafte od plina: bit, obrazloženje ovog procesa. Vrste separatora.

kolegij, dodan 14.04.2015


Osnovna projektna rješenja za razvoj polja Barsukovskoye. Stanje razvoja i zaliha bušotina. Pojmovi o prikupljanju, transportu i pripremi nafte i plina na polju. Značajke sirovina, pomoćnih materijala i gotovih proizvoda.

kolegij, dodan 26.08.2010


Analiza plinskih plamenika: klasifikacija, dovod plina i zraka na frontu izgaranja plina, stvaranje smjese, stabilizacija fronte paljenja, osiguranje intenziteta izgaranja plina. Primjena sustava za djelomičnu ili kompleksnu automatizaciju izgaranja plina.

NAFTA I PLIN, NJIHOV SASTAV I FIZIKALNA SVOJSTVA

ULJE

Nafta je zapaljiva, uljasta tekućina, uglavnom tamne boje, specifičnog mirisa. U pogledu kemijskog sastava, nafta je uglavnom mješavina različitih ugljikovodika koji se u njoj nalaze u najrazličitijim kombinacijama i određuju njezina fizikalna i kemijska svojstva.

U uljima se nalaze sljedeće skupine ugljikovodika: 1) metan (parafin) opće formule C I H 2 I + 2; 2) naftenske s općom formulom C„H 2P; 3) aromatski s općom formulom

SpN 2l -v- /

Najčešći ugljikovodici u prirodnim uvjetima su metanski nizovi. Ugljikovodici ove serije - metan CH 4, etan C 2 H in, propan C 3 H 8 i butan C 4 Nu - u plinovitom su stanju pri atmosferskom tlaku i normalnoj temperaturi. Dio su naftnih plinova. Kako tlak i temperatura rastu, ti laki ugljikovodici mogu se djelomično ili potpuno ukapljiti.

Pentan C 8 H 12, heksan C u H 14 i heptan C 7 H 1 u pod istim su uvjetima u nestabilnom stanju: lako prelaze iz plinovitog stanja u tekuće stanje i natrag.

Ugljikovodici od C 8 H 18 do C 17 H zvuka su tekuće tvari.

Ugljikovodici, čije molekule sadrže više od 17 ugljikovih atoma, klasificirani su kao krutine. To su parafini i cerezini, sadržani u različitim količinama u svim uljima.

Fizikalna svojstva ulja i naftnih plinova, kao i njihova kvalitativna svojstva, ovise o prevladavanju pojedinih ugljikovodika ili njihovih različitih skupina. Ulja u kojima prevladavaju složeni ugljikovodici (teška ulja) sadrže manje količine benzina i naftnih frakcija. Sadržaj u ulju

V, M-ANT V

veliki broj smolastih i parafinskih spojeva čini ga viskoznim i neaktivnim, što zahtijeva posebne mjere za njegovo izvlačenje na površinu i naknadni transport.

Osim toga, ulja se dijele prema glavnim pokazateljima kvalitete - sadržaju lakog benzina, kerozina i frakcija ulja.

Frakcijski sastav ulja određen je laboratorijskom destilacijom, koja se temelji na činjenici da svaki ugljikovodik koji ulazi u njegov sastav ima svoje specifično vrelište.

Laki ugljikovodici imaju niska vrelišta. Na primjer, pentan (C B H1a) ima vrelište od 36 ° C, a heksan (C 6 H1 4) ima vrelište od 69 ° C. Teški ugljikovodici imaju viša vrelišta i dosežu 300 ° C i više. Stoga, kada se ulje zagrijava, njegove lakše frakcije prvo iskuhaju i ispare; kako temperatura raste, teži ugljikovodici počinju ključati i isparavati.

Ako se pare ulja zagrijane na određenu temperaturu prikupe i ohlade, tada će se te pare ponovno pretvoriti u tekućinu, što je skupina ugljikovodika koji vrije iz ulja u određenom temperaturnom rasponu. Tako, ovisno o temperaturi zagrijavanja ulja, iz njega najprije isparavaju najlakše frakcije - frakcije benzina, zatim teže - kerozin, zatim dizelsko gorivo itd.

Postotak pojedinih frakcija u ulju koje iskuhavaju u određenim temperaturnim rasponima karakterizira frakcijski sastav ulja.

Obično se u laboratorijskim uvjetima destilacija ulja provodi u temperaturnom rasponu do 100, 150, 200, 250, 300 i 350 °C.

Najjednostavnija rafinacija nafte temelji se na istom principu kao i gore opisana laboratorijska destilacija. Ovo je izravna destilacija nafte s odvajanjem frakcija benzina, kerozina i dizela iz nje pod atmosferskim tlakom i zagrijavanjem na 300-350 ° C.

U SSSR-u se nalaze ulja različitog kemijskog sastava i svojstava. Čak se i ulja s istog polja mogu međusobno jako razlikovati. Međutim, ulja svake regije SSSR-a također imaju svoje specifične karakteristike. Na primjer, ulja iz regije Ural-Volga obično sadrže značajne količine smola, parafina i spojeva sumpora. Ulja iz regije Embensky razlikuju se po relativno niskom sadržaju sumpora.

Ulja iz regije Baku imaju najveću raznolikost sastava i fizičkih svojstava. Ovdje, uz bezbojna ulja u gornjim horizontima polja Surakhani, koja se sastoje gotovo isključivo od frakcija benzina i kerozina, postoje ulja koja ne sadrže frakcije benzina. Na ovom području ima ulja koja ne sadrže katranaste tvari, kao i visokokatranasta. Mnoga ulja u Azerbajdžanu sadrže naftenske kiseline. Većina ulja ne sadrži parafine. Što se tiče sadržaja sumpora, sva Baku ulja su klasificirana kao nisko-sumporna.

Jedan od glavnih pokazatelja komercijalne kvalitete ulja je njegova gustoća. Gustoća nafte pri standardnoj temperaturi od 20° C i atmosferskom tlaku kreće se od 700 (plinski kondenzat) do 980 pa čak i 1000 kg/m 3 .

U praksi se gustoća sirove nafte koristi za grubu procjenu njezine kvalitete. Najvrjednija su laka ulja gustoće do 880 kg/m 3 ; imaju tendenciju sadržavati više frakcija benzina i ulja.

Gustoća ulja obično se mjeri posebnim hidrometrima. Hidrometar je staklena cijev s proširenim donjim dijelom u koju je smješten živin toplomjer. Zbog značajne težine žive, areometar zauzima okomiti položaj kada je uronjen u ulje. U gornjem užem dijelu areometra nalazi se skala za mjerenje gustoće, a u donjem temperaturna skala.

Da bi se odredila gustoća ulja, u posudu s tim uljem spusti se areometar i mjeri se vrijednost njegove gustoće uz gornji rub formiranog meniska.

Kako bi se rezultirajuće mjerenje gustoće ulja pri određenoj temperaturi dovelo u standardne uvjete, tj. na temperaturu od 20 °C, potrebno je uvesti temperaturnu korekciju koja se uzima u obzir sljedećom formulom:

r2o = R* + v(<-20), (1)

gdje je p 20 željena gustoća na 20° C; p/ - gustoća na temperaturi mjerenja ja; A- koeficijent volumenskog rastezanja ulja, čija se vrijednost uzima iz posebnih tablica; ona