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 se sastoje od propana i izomera 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. Iz naftnih plinova kemijskom preradom dobivaju se propilen, butileni, butadien i dr. koji se koriste u proizvodnji plastike i gume.

Spoj

Povezani naftni plin - mješavina plinova oslobođenih iz ugljikovodika bilo kojeg faznog stanja, koja se sastoji od metana, etana, propana, butana i izobutana, koja sadrži otopljene tekućine velike molekularne težine (od pentana i više u rastu homolognog niza) i različit sastav i fazno stanje nečistoća.

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 do prodaje gotovih proizvoda krajnjem potrošaču. Dakle, značajka podrijetla pratećeg naftnog plina je da se oslobađa u bilo kojoj fazi od istraživanja i proizvodnje do konačne prodaje, iz nafte, plina, (ostali izvori su izostavljeni) i u procesu njihove prerade iz bilo kojeg nepotpunog proizvodnog stanja. na bilo koji od brojnih finalnih proizvoda.

Specifičnost APG-a je obično beznačajna brzina protoka nastalog plina, od 100 do 5000 nm³/h. Sadržaj ugljikovodika SZ + može varirati u rasponu od 100 do 600 g/m³. Istovremeno, sastav i količina APG-a nije konstantna vrijednost. Moguće su sezonske i jednokratne fluktuacije (promjena normalne vrijednosti do 15%).

Plin iz prvog stupnja separacije obično se šalje izravno u postrojenje za preradu plina. Značajne poteškoće nastaju kada se pokušava koristiti plin 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 br. 7 Vlade Ruske Federacije od 8. siječnja 2009. „O mjerama za poticanje smanjenja onečišćenja atmosferskog zraka produktima izgaranja pratećeg naftnog plina u postrojenjima za spaljivanje“, ciljni pokazatelj za spaljivanje pratećeg naftnog plina nije bio veći od 5 posto količine proizvedenog pratećeg naftnog plina. Trenutno se količine proizvedenog, iskorištenog i spaljenog APG-a ne mogu procijeniti zbog nepostojanja plinskih mjernih stanica na mnogim poljima. No, prema grubim procjenama, riječ je o 25 milijardi m³.

Načini zbrinjavanja

Glavni načini iskorištavanja APG-a su prerada na GPP-u, proizvodnja električne energije, izgaranje za vlastite potrebe, utiskivanje natrag u ležište za poticanje iscrpka nafte (održavanje ležišnog tlaka), utiskivanje u proizvodne bušotine - korištenje "gas lifta".

Tehnologija korištenja APG-a

Plinska baklja u zapadnosibirskoj tajgi početkom 1980-ih

Glavni problem u korištenju pratećeg plina je visok sadržaj teških ugljikovodika. Do danas postoji nekoliko tehnologija koje poboljšavaju kvalitetu APG-a uklanjanjem značajnog dijela teških ugljikovodika. Jedan od njih je priprema APG-a pomoću membranskih postrojenja. Pri korištenju membrana značajno se povećava metanski broj plina, smanjuju se donja ogrjevna vrijednost (LHV), toplinski ekvivalent i temperatura rosišta (i za ugljikovodike i za vodu).

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

Oblikovati

Shema raspodjele protoka plina u membranskom modulu

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

Princip rada

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

Dijagram instalacije u osnovnoj konfiguraciji:

Shema tlaka za obradu APG-a

Vakuumska shema pripreme APG-a

• Predseparator za čišćenje od grubih nečistoća, velike kondenzirane vlage i ulja,
• ulazni prijemnik,
• Kompresor,
• Hladnjak za naknadno hlađenje plina na temperaturu od +10 do +20 °C,

• Fini plinski filter za uklanjanje ulja i parafinskih spojeva,
• Membranski blok ugljikovodika,
• instrumentacija,
• Kontrolni sustav uključujući analizu protoka,
• Sustav za odvodnju kondenzata (iz separatora),
• sustav povrata permeata,
• Dostava kontejnera.

Spremnik mora biti proizveden u skladu sa zahtjevima zaštite od požara i eksplozije u naftnoj i plinskoj industriji.

Postoje dvije sheme obrade APG-a: 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 odvajanja, slično procesu oslobađanja ugljičnog dioksida prilikom otvaranja boce šampanjca. Kao što naziv implicira, prateći naftni plin proizvodi se zajedno s naftom i zapravo je nusproizvod proizvodnje nafte. Količina i sastav APG-a ovisi o proizvodnom području i specifičnim svojstvima polja. U procesu ekstrakcije i separacije jedne tone nafte može se dobiti od 25 do 800 m3 pratećeg plina.

Spaljivanje pratećeg naftnog plina na poljskim bakljama najmanje je racionalan način korištenja. Ovakvim pristupom APG zapravo postaje otpadni produkt 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 u količini od nekoliko posto od 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 sačuvala kao resurs za budućnost. Druga opcija 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, mogućnost korištenja APG-a za proizvodnju električne energije također je način njegovog spaljivanja, samo malo racionalniji, budući da je u ovom slučaju moguće postići povoljan učinak i donekle smanjiti utjecaj na okoliš. Za razliku od prirodnog plina, koji ima udio 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 - ugljični 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 mogu se dobiti materijali kao što su polietilen, polipropilen, sintetička guma, polistiren, polivinil klorid i drugi. Ovi materijali, pak, služe kao osnova za široku lepezu dobara, bez kojih je nezamisliv suvremeni život čovjeka i gospodarstva, uključujući: obuću, odjeću, spremnike i ambalažu, posuđe, opremu, prozore, sve vrste proizvodi od gume, kulturna i kućanska dobra, aplikacije, cijevi i dijelovi cjevovoda, materijali za medicinu i znanost itd. Valja napomenuti da prerada APG-a također omogućuje izolaciju suhog očišćenog plina, koji je analog prirodnog plina, a koji se već sada može koristiti kao učinkovitije gorivo od APG-a.

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

Postizanje razine iskorištenja pratećeg naftnog plina u nacionalnim razmjerima od 95-98% i visok stupanj njegove prerade za dobivanje vrijednih proizvoda, uključujući plin i petrokemiju, jedan su od važnih smjerova razvoja naftno-plinskog i petrokemijske industrije u svijetu. Ovaj trend karakterističan je za razvijene zemlje bogate ugljikovodičnim sirovinama, poput Norveške, SAD-a i Kanade. Karakterističan je i za niz zemalja s gospodarstvima u tranziciji, poput Kazahstana, kao i za zemlje u razvoju, poput Nigerije. Valja napomenuti da Saudijska Arabija, svjetski lider u proizvodnji nafte, postaje jedan od vodećih u svjetskoj plinskoj i petrokemiji.

Trenutno Rusija zauzima "časno" prvo mjesto u svijetu po spaljivanju 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 pogledu 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% otišlo na preradu u postrojenja za preradu plina.

Zahtjevi za smanjenjem razine spaljivanja APG-a i povećanjem udjela njegove prerade kao vrijedne ugljikovodične sirovine iznijeli su čelnici naše zemlje tijekom posljednjih nekoliko godina. Trenutačno postoji Uredba Vlade Ruske Federacije br. 1148 od 8.11.2012., prema kojoj su naftne kompanije dužne platiti visoke kazne za prekomjerno izgaranje - više od 5% razine.

Važno je napomenuti da točnost službene statistike u pogledu razine recikliranja izaziva ozbiljne sumnje. Prema procjenama stručnjaka, prerađuje se znatno manji udio izvađenog APG-a - oko 30%. I daleko od toga da se sve koristi za dobivanje 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 može 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 gubi više od 12 milijuna tona vrijednih petrokemijskih sirovina koje bi se mogle dobiti preradom pratećeg naftnog plina. Od te bi se sirovine mogli proizvoditi važni proizvodi i dobra za domaće gospodarstvo, mogla bi postati osnova za razvoj novih industrija, otvaranje novih radnih mjesta, pa tako i u svrhu zamjene uvoznih proizvoda. Prema procjenama Svjetske banke, dodatni prihodi ruskog gospodarstva od prerade kvalificiranog APG-a mogli bi iznositi više od 7 milijardi dolara godišnje, a prema podacima Ministarstva prirodnih resursa i ekologije naše gospodarstvo svake godine gubi 13 milijardi dolara.

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. visoka.

Razlozi neracionalnog korištenja popratnog plina u našoj zemlji povezani su s nizom čimbenika. Često su mjesta proizvodnje nafte udaljena 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 najlakši izlaz za naftne kompanije često spaljivanje popratnog plina u poljima: u bakljama ili za proizvodnju električne energije i potrebe kućanstva. 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 poljima. Međutim, spaljivanje APG-a uzrokuje značajnu štetu ne samo gospodarstvu zemalja proizvođača nafte, već i okolišu. Šteta u okolišu najčešće je kumulativna i dovodi do dugoročnih i često nepopravljivih posljedica. Kako procjene ekološke štete i gospodarskih 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 naziv implicira, nusproizvod je proizvodnje nafte. Nafta leži u zemlji zajedno s plinom, te je tehnički praktički nemoguće osigurati proizvodnju isključivo tekuće faze ugljikovodičnih sirovina, ostavljajući plin unutar ležišta.

Plin se u ovoj fazi percipira 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 učinkovito vode proces proizvodnje i iskorištavanja pridruženi plin.

U nastavku ovog poglavlja bit će detaljnije razmotreni tehničko-ekonomski aspekti proizvodnje APG-a, te će se na temelju dobivenih zaključaka odabrati parametri za koje će se izgraditi ekonometrijski model.

Opće karakteristike pratećeg naftnog plina

Opis tehničkih aspekata proizvodnje ugljikovodika započinje opisom uvjeta njihovog nastanka.

Sama nafta nastaje od organskih ostataka uginulih organizama koji se talože na morskom i riječnom dnu. S vremenom su voda i mulj zaštitili tvar od raspadanja, a kako su se novi slojevi nakupljali, pritisak na slojeve ispod je rastao, što je, zajedno s temperaturom i kemijskim uvjetima, uzrokovalo stvaranje nafte i prirodnog plina.

Nafta i plin idu zajedno. U uvjetima visokog tlaka te se tvari nakupljaju u porama tzv. matičnih stijena, te se postupno, kroz proces kontinuirane transformacije, podižu mikrokapilarnim silama. No, kako idete prema gore, može nastati zamka - kada gušće ležište prekrije ležište duž kojeg migrira ugljikovodik i tako dolazi do nakupljanja. U trenutku kada se nakupi dovoljna količina ugljikovodika, počinje se odvijati proces istiskivanja prvobitno slane vode, teže od nafte. Nadalje, samo ulje se 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 pojave i konture područja pojave, programer 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 porastom bušotine - fragmenata formacije, odvojenih svrdlom, prema van. U isto vrijeme, 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 ležišta (matična stijena, fizikalni i kemijski uvjeti itd.). U prosjeku je udio metana u takvom plinu 70% (za usporedbu, prirodni plin u svom sastavu sadrži do 99% metana). Velika količina 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):

• "Mršav" - manje od 100
• "Srednji" - 101-200
• "Podebljano" - 201-350
• Ekstra mast - više od 351

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

Slika 1 - Glavne aktivnosti koje se provode s APG-om i njihovi učinci, izvor: http://www.avfinfo.ru/page/engineering-002

Tijekom proizvodnje nafte i daljnje postupne separacije, oslobođeni plin ima drugačiji sastav - prvi plin se oslobađa s visokim udjelom metanske frakcije, u sljedećim fazama separacije oslobađa se plin s rastućim udjelom ugljikovodika višeg reda . Čimbenici koji utječu na ispuštanje pratećeg plina su temperatura i tlak.

Za određivanje sadržaja pridruženog plina koristi se plinski kromatograf. Pri određivanju sastava pratećeg plina također je važno obratiti pozornost na prisutnost neugljikovodičnih komponenti - na primjer, prisutnost sumporovodika u sastavu APG-a može nepovoljno utjecati na mogućnost transporta plina, jer se mogu pojaviti korozijski procesi u cjevovodu.

Slika 2 - Shema obrade 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 najvećim je dijelom nusprodukt primarne separacije ugljikovodika proizvedenih iz naftne bušotine. Problem mjerenja pratećeg plina je potreba ugradnje automatskih mjernih uređaja na više stupnjeva separacije, a kasnije i pri isporukama u korištenje (GPP, kotlovnice i dr.).

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

• Pogonske pumpne stanice (DNS)
• Jedinice za odvajanje ulja (USN)
• Postrojenja za obradu ulja (UPN)
• Centralna postrojenja za obradu nafte (CPP)

Broj stupnjeva ovisi o fizikalno-kemijskim svojstvima pridruženog plina, posebno o čimbenicima kao što su sadržaj plina i faktor 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 kasnijim fazama separacije. Za pogon mehanizama koristi se električna energija koja se također stvara na terenu ili se koriste glavne elektroenergetske mreže. Uglavnom se koriste plinsko-klipne elektrane (GPES), plinske turbine (GTS) i dizel generatori (DGU). Plinska postrojenja rade na plin prvog stupnja separacije, dizelska stanica radi na uvozno tekuće gorivo. Specifična vrsta proizvodnje električne energije odabire se na temelju potreba i karakteristika svakog pojedinog projekta. GTPP u nekim slučajevima može proizvesti višak električne energije za susjedna naftna postrojenja, au nekim slučajevima ostatak može prodati na veleprodajnom tržištu električne energije. Kod kogeneracijskog tipa 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.

Sa stajališta ekonomike proizvodnje nafte, investicijski procesi u području iskorištavanja popratnog plina prilično su inercijski, te primarno usmjereni ne na tržišne uvjete u kratkom roku, već na ukupnost svih gospodarskih i institucionalnih čimbenika na prilično dugoročni horizont.

Ekonomski aspekti proizvodnje ugljikovodika imaju svoje specifičnosti. Posebnost proizvodnje ulja je:

• 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 vrednovanja poslovanja je procjena NPV-a.

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, postojat će sve vrste rizika i negativnih utjecaja. Sve to čini budući novac "jeftinijim" od sadašnjeg novca.

Prosječni vijek trajanja projekta proizvodnje nafte može biti oko 30 godina, nakon čega slijedi duga obustava proizvodnje, koja 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. No, sama proizvodnja počinje tek nekoliko godina nakon početka kapitalnih ulaganja. Svaka tvrtka nastoji minimizirati zaostatak ulaganja kako bi što prije dosegla povrat projekta.

Tipični raspored profitabilnosti projekta prikazan je na slici 3:

Slika 3 - NPV shema za tipičan projekt proizvodnje nafte

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

Uz kapitalna ulaganja, godišnja proizvodnja zahtijeva i operativne troškove. Povećanje operativnih troškova, koji mogu biti godišnji tehnički troškovi povezani s rizicima za okoliš, smanjuje NPV projekta i povećava razdoblje povrata projekta.

Dakle, dodatni troškovi za obračun, prikupljanje i zbrinjavanje pratećeg naftnog plina mogu biti opravdani sa stajališta projekta samo ako će ti troškovi povećati 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 zbrinjavanja 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 bilo bi stvoriti uvjete (s povlasticama i kaznama) pod kojima bi bilo korisno za tvrtke da poduzmu projekte recikliranja umjesto da plaćaju kazne. I to tako da ukupni troškovi projekta ne prelaze ukupni NPV.
• 3. Projekti iskorištavanja imaju negativnu NPV, a ako se realiziraju, cjelokupni projekt proizvodnje nafte na ovom polju također postaje nerentabilan. U tom slučaju poticajne mjere ili neće dovesti do smanjenja emisija (poduzeće će platiti kazne do njihove kumulativne cijene jednake NPV projekta), ili će polje biti zatvoreno i licenca će biti predata.

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 veći od 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/

APG karakteristika

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.

Pri otvaranju naftnih ležišta obično prvi počinje istjecati plin naftnih "kapa". Nakon toga, glavni dio proizvedenog pratećeg plina su plinovi otopljeni u nafti. Plin plinskih "kapa" ili slobodni plin je "lakši" sastava (s manjim sadržajem teških ugljikovodičnih plinova) za razliku od plina otopljenog u nafti. Dakle, početne faze razvoja polja obično karakterizira velika godišnja proizvodnja pratećeg naftnog plina s većim udjelom metana u svom sastavu. Dugotrajnim radom polja debit pratećeg naftnog plina se smanjuje, 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 sastava i prisutnost velike količine nečistoća, što zahtijeva dodatne troškove za pročišćavanje plina (“ sušenje"). U kemijskoj industriji metan i etan sadržani u APG koriste se za proizvodnju plastike i gume, dok teži elementi služe kao sirovine za proizvodnju aromatskih ugljikovodika, visokooktanskih aditiva za goriva i ukapljenih ugljikovodičnih plinova, posebice tehničkih ukapljenih plinova. propan-butan (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 spali na 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 GOR nafte – količina pratećeg naftnog plina po toni proizvedene nafte. Za svako polje ovaj pokazatelj je individualan i ovisi o prirodi polja, 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 uštede resursa, već je to i potencijalni nacionalni projekt vrijedan 10-15 milijardi dolara Popratni naftni plin najvrednija je energetska, energetska i kemijska sirovina. Samo iskorištavanje količina APG-a, čija je prerada u sadašnjim tržišnim uvjetima ekonomski isplativa, 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 kumulativni 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 koji se godišnje proizvede u zemlji. Količina spaljenog plina doseže 3 milijarde kubičnih metara. u godini. Više od četvrtine poduzeća za proizvodnju nafte koja posluju u zemlji spaljuje više od 90% proizvedenog APG-a. Povezani naftni plin čini gotovo polovicu ukupnog plina proizvedenog u zemlji, a stopa rasta proizvodnje APG-a trenutno nadmašuje stopu rasta proizvodnje prirodnog plina.

Problem iskorištenja APG-a

Problem iskorištavanja popratnog naftnog plina Rusija je naslijedila iz sovjetskih vremena, kada se naglasak u razvoju često stavljao na ekstenzivne metode razvoja. U razvoju naftonosnih pokrajina prednjačio je rast proizvodnje sirove nafte, glavnog izvora prihoda državnog proračuna. Izračun je napravljen na gigantskim nalazištima, velikoj proizvodnji i minimiziranju 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 razgranati sustavi prikupljanja plina u najvećim naftnim provincijama i gigantskim GPP-ovima. izgrađeni su za sirovine s obližnjih polja. Upravo promatramo posljedice takve megalomanije.

Shema korištenja 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 izdatke i vrijeme, a, kako iskustvo pokazuje, gotovo uvijek kasni nekoliko godina za razvojem naslaga. Korištenje ovih tehnologija je ekonomski učinkovito samo na velikim proizvodnim pogonima (milijarde kubičnih metara izvornog plina) i ekonomski neopravdano na srednjim i malim ležištima.

Još jedan nedostatak ovih shema je nemogućnost, iz tehničkih i transportnih razloga, da se iskoristi popratni plin završnih stupnjeva separacije zbog njegovog obogaćivanja teškim ugljikovodicima - takav plin se ne može pumpati kroz cjevovode i obično se spaljuje na baklji. Stoga se i na poljima koja su opremljena plinovodima nastavlja spaljivati ​​prateći plin iz završnih faza separacije.

Glavni gubici naftnog plina nastaju uglavnom zbog malih, malih i srednjih udaljenih polja, čiji udio u našoj zemlji i dalje ubrzano raste. Organizacija prikupljanja plina iz takvih polja, kao što je gore pokazano, prema shemama predloženim za izgradnju velikih postrojenja za preradu plina, vrlo je kapitalno intenzivna i neučinkovita mjera.

Čak iu regijama gdje se nalaze postrojenja za preradu plina, a postoji razgranata mreža sakupljanja plina, poduzeća za preradu plina opterećena su 40-50%, a oko njih gore deseci starih i pale se nove baklje. Razlog tome su trenutna regulativa u industriji i nedostatak pažnje prema problemu, kako od strane naftaša tako i od strane prerađivača plina.

U sovjetsko vrijeme razvoj infrastrukture za prikupljanje plina i opskrba APG-om postrojenja 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, kontrolirali su naftni radnici. Nastala je monopolna situacija kupca, kada naftne kompanije, zapravo, nisu imale alternative za iskorištavanje pratećeg naftnog plina, osim njegove isporuke u cjevovod za transport do GPP-a. Štoviše, Vlada je zakonski odredila cijene za isporuku pratećeg plina postrojenjima za preradu plina na namjerno niskoj razini. S jedne strane, to je omogućilo tvornicama za preradu plina da prežive i čak se dobro osjećaju u turbulentnim 90-ima, s druge strane, lišilo je naftne kompanije poticaja za ulaganje u izgradnju infrastrukture za prikupljanje plina na novim poljima i opskrbu pratećim plinom postojeća poduzeća. Kao rezultat toga, Rusija sada istovremeno ima neaktivna postrojenja za preradu plina i desetke baklji sirovina koje griju zrak.

Trenutno je Vlada Ruske Federacije, u skladu s odobrenim Akcijskim planom za razvoj industrije i tehnologije za 2006.-2007. u izradi je Uredba kojom će se u ugovore o licencama s korisnicima podzemlja uključiti obvezni zahtjevi 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 zahtijevati da korisnici podzemlja privuku značajna financijska sredstva za rješavanje pitanja 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 tako značajnim dodatnim ulaganjima u neosnovni i manje profitabilan dio poslovanja za naftne kompanije, po našem mišljenju, neizbježno će dovesti do smanjenja investicijskih aktivnosti korisnika podzemlja usmjerenih na pronalaženje, razvoj, razvoj novih polja i intenziviranje proizvodnje glavnog i najprofitabilnijeg proizvoda - nafte, ili može dovesti do nepoštivanja zahtjeva licencnih ugovora sa svim posljedicama koje iz toga proizlaze. Alternativno rješenje situacije s korištenjem spaljenog plina, po našem mišljenju, je uključivanje specijaliziranih tvrtki za upravljanje uslugama koje su u mogućnosti brzo i učinkovito realizirati takve projekte bez privlačenja financijskih sredstava od korisnika podzemlja.

plin petroleum plin obrada ugljikovodik

Ekološki aspekti

Goripretjecanjeuljeplin predstavlja ozbiljan ekološki problem kako za same regije proizvodnje nafte tako i za globalni okoliš.

Svake godine u Rusiji i Kazahstanu, kao rezultat izgaranja pratećih naftnih plinova, više od milijun tona onečišćujućih tvari, uključujući ugljični dioksid, sumporov dioksid i čestice čađe, uđe u atmosferu. Emisije nastale izgaranjem pratećih naftnih plinova čine 30% svih emisija u atmosferu u Zapadnom Sibiru, 2% emisija iz stacionarnih izvora u Rusiji i do 10% ukupnih emisija u atmosferu Republike 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 u svijetu čija se svjetla noću mogu vidjeti iz svemira, zajedno s noćnim osvjetljenjem velikih gradova u Europi, Aziji i Americi.

Istodobno, problem korištenja APG-a smatra se posebno aktualnim u kontekstu ruske ratifikacije Protokola iz Kyota. Privlačenjem sredstava iz europskih ugljičnih fondova za projekte gašenja baklji omogućilo bi se financiranje do 50% potrebnih kapitalnih troškova i značajno povećala gospodarska atraktivnost ovog područja za privatne investitore. Do kraja 2006. obujam ulaganja u ugljik koje su privukle kineske tvrtke 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 za njih postoji mogućnost prodaje smanjenih emisija prema tzv. „mehanizmu čistog razvoja“, kada se procjenjuje smanjenje potencijalnih, a ne stvarnih emisija. Rusko zaostajanje u pitanjima zakonodavne registracije mehanizama registracije i prijenosa kvota ugljika koštat će domaće tvrtke milijarde dolara izgubljenih ulaganja.

Domaćin na Allbest.ru

...

Slični dokumenti

Načini korištenja pratećeg naftnog plina. Korištenje izgaranja pratećeg naftnog plina za sustav grijanja, opskrbu toplom vodom, ventilaciju. Uređaj i princip rada. Izračun 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


Koncept plinova povezanih s naftom kao mješavine ugljikovodika koji se oslobađaju uslijed pada tlaka kada se nafta diže na površinu Zemlje. Sastav pratećeg naftnog plina, značajke njegove prerade i korištenja, glavne metode korištenja.

prezentacija, dodano 10.11.2015


Opći opis plinskoturbinske elektrane. Implementacija unaprijeđenog sustava regulacije zagrijavanja popratnog 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.

seminarski rad, dodan 28.11.2010


Organizacijska struktura OJSC "Samotlorneftegaz", povijest stvaranja i razvoja tvrtke. Karakteristike razvijenih polja; 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: suština, opravdanost ovog procesa. Vrste separatora.

seminarski rad, dodan 14.04.2015


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

seminarski rad, 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, pretežno tamne boje, specifičnog mirisa. Po kemijskom sastavu 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 (parafinski) opće formule C i H 2i + 2; 2) naftenske s općom formulom S„N 2P; 3) aromatski s općom formulom

spn 2l -u- /

Ugljikovodici serije metana najčešći su u prirodnim uvjetima. Ugljikovodici ove serije - metan CH 4, etan C 2 H in, propan C 3 H 8 i butan C 4 Nu - pri atmosferskom tlaku i normalnoj temperaturi su u plinovitom stanju. Dio su naftnih plinova. S povećanjem tlaka i temperature ti laki ugljikovodici mogu djelomično ili potpuno postati tekući.

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

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

Ugljikovodici, u molekulama kojih ima više od 17 ugljikovih atoma, su krutine. To su parafini i cerezini koji se u određenim količinama nalaze u svim uljima.

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

B, M-MRAV B

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 pri zagrijavanju nafte prvo prokuhaju i ispare njezine lakše frakcije, a s porastom temperature počinju kuhati i isparavati teži ugljikovodici.

Ako se pare ulja zagrijane na određenu temperaturu prikupe i ohlade, tada će se te pare ponovno pretvoriti u tekućinu, a to je skupina ugljikovodika koji vrije iz ulja u određenom temperaturnom rasponu. Tako, ovisno o temperaturi zagrijavanja ulja, iz njega prvo ispare najlakši dijelovi - benzinski, zatim teži - kerozin, zatim solarni itd.

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

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

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

U SSSR-u postoje ulja različitog kemijskog sastava i svojstava. Čak se i ulja s istog polja mogu jako razlikovati. Međutim, ulja svake regije SSSR-a također imaju svoje specifičnosti. Na primjer, ulja regije Ural-Volga obično sadrže značajnu količinu smola, parafina i spojeva sumpora. Nafta regije Emba karakterizirana je relativno niskim sadržajem sumpora.

Ulja regije Baku imaju najveću raznolikost sastava i fizičkih svojstava. Ovdje, uz bezbojna ulja u gornjim horizontima polja Surakhani, koja se sastoje praktički samo od frakcija benzina i kerozina, postoje i ulja koja ne sadrže frakcije benzina. Na ovom području postoje ulja koja ne sadrže smolaste tvari, kao i ona jako smolasta. Mnoga azerbajdžanska ulja sadrže naftenske kiseline. Većina ulja ne sadrži parafine. Prema sadržaju sumpora sva Baku ulja su klasificirana kao niskosumporna.

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 terenskoj praksi, gustoća sirove nafte se 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 termometar. Zbog značajne težine žive, areometar zauzima okomiti položaj kada je uronjen u ulje. U gornjem užem dijelu areometar ima skalu za mjerenje gustoće, au donjem temperaturnu skalu.

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.

Da bi se dobivena gustoća ulja pri određenoj temperaturi dovela u standardne uvjete, tj. na temperaturu od 20 °C, potrebno je uvesti temperaturnu korekciju koja se uzima u obzir sljedećom formulom:

p2o = P* + b(<-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 je