Applicazione della composizione del gas di petrolio associata. Gas di petrolio associato: composizione

Gas di petrolio associato

Gas di petrolio associato (PNG) - una miscela di vari idrocarburi gassosi disciolti in olio; vengono rilasciati durante il processo di estrazione e distillazione (questi sono i cosiddetti gas associati, sono costituiti principalmente da propano e isomeri di butano). I gas di petrolio comprendono anche i gas di cracking del petrolio, costituiti da idrocarburi saturi e insaturi (etilene, acetilene). I gas di petrolio sono usati come combustibile e per la produzione di vari prodotti chimici. Propilene, butileni, butadiene, ecc. sono ottenuti dai gas di petrolio mediante lavorazione chimica, che vengono utilizzati nella produzione di materie plastiche e gomme.

Composto

Gas di petrolio associato - una miscela di gas rilasciata da idrocarburi di qualsiasi stato di fase, costituita da metano, etano, propano, butano e isobutano, contenente liquidi ad alto peso molecolare disciolti in essa (da pentani e superiori nella crescita della serie omologa) e varia composizione e stato di fase delle impurità.

Composizione approssimativa di APG

Ricevuta

L'APG è un prezioso componente idrocarburico rilasciato dai minerali estratti, trasportati e trasformati contenenti idrocarburi in tutte le fasi del ciclo di vita dell'investimento fino alla vendita dei prodotti finiti al consumatore finale. Pertanto, una caratteristica dell'origine del gas di petrolio associato è che viene rilasciato in qualsiasi fase dall'esplorazione e produzione alla vendita finale, dal petrolio, dal gas (sono omesse altre fonti) e nel processo della loro lavorazione da qualsiasi stato del prodotto incompleto a uno qualsiasi dei numerosi prodotti finali.

Una caratteristica specifica dell'APG è solitamente una portata insignificante del gas risultante, da 100 a 5000 nm³/h. Il contenuto di idrocarburi СЗ + può variare da 100 a 600 g/m³. Allo stesso tempo, la composizione e la quantità di APG non è un valore costante. Sono possibili sia fluttuazioni stagionali che una tantum (variazione del valore normale fino al 15%).

Il gas della prima fase di separazione viene solitamente inviato direttamente all'impianto di trattamento del gas. Difficoltà significative sorgono quando si tenta di utilizzare un gas con una pressione inferiore a 5 sbarra. Fino a poco tempo, nella maggior parte dei casi tale gas veniva semplicemente bruciato, tuttavia, ora, a causa dei cambiamenti nella politica statale nel campo dell'utilizzo dell'APG e di una serie di altri fattori, la situazione sta cambiando in modo significativo. In conformità con il decreto del governo russo n. 7 dell'8 gennaio 2009 "Sulle misure per stimolare la riduzione dell'inquinamento atmosferico dovuto ai prodotti della combustione associata di gas di petrolio negli impianti di combustione", un indicatore obiettivo per il flaring di gas di petrolio associato è stato fissato a non più del 5% della quantità di gas di petrolio associato produceva gasolio. Attualmente, i volumi di APG prodotti, utilizzati e bruciati non possono essere stimati a causa dell'assenza di stazioni di misura del gas in molti giacimenti. Ma secondo stime approssimative, sono circa 25 miliardi di m³.

Modi di smaltimento

Le principali modalità di utilizzo dell'APG sono l'elaborazione presso il GPP, la generazione di energia, la combustione per il proprio fabbisogno, l'iniezione nel giacimento per la stimolazione del recupero del petrolio (mantenendo la pressione del giacimento), l'iniezione nei pozzi di produzione - l'uso del "gas lift".

Tecnologia di utilizzo APG

Bruciare il gas nella taiga della Siberia occidentale all'inizio degli anni '80

Il problema principale nell'utilizzo del gas associato è l'alto contenuto di idrocarburi pesanti. Ad oggi, esistono diverse tecnologie che migliorano la qualità degli APG rimuovendo una parte significativa di idrocarburi pesanti. Uno di questi è la preparazione di APG utilizzando piante a membrana. Quando si utilizzano membrane, il numero di metano del gas viene notevolmente aumentato, il potere calorifico netto (LHV), l'equivalente termico e la temperatura del punto di rugiada (sia per gli idrocarburi che per l'acqua) vengono ridotti.

Gli impianti di idrocarburi a membrana possono ridurre significativamente la concentrazione di idrogeno solforato e anidride carbonica nel flusso di gas, il che consente loro di essere utilizzati per la purificazione del gas dai componenti acidi.

Disegno

Schema di distribuzione dei flussi di gas nel modulo a membrana

In base al suo design, la membrana di idrocarburi è un blocco cilindrico con uscite del permeato, gas prodotto e ingresso APG. All'interno del blocco c'è una struttura tubolare di un materiale selettivo che consente il passaggio solo di determinati tipi di molecole. Il diagramma di flusso generale all'interno della cartuccia è mostrato in figura.

Principio di funzionamento

La configurazione dell'installazione in ogni caso particolare è determinata in modo specifico, poiché la composizione iniziale dell'APG può variare notevolmente.

Schema di installazione in configurazione base:

Schema di pressione per il trattamento dell'APG

Schema sottovuoto della preparazione dell'APG

• Preseparatore per la pulizia da impurità grossolane, grande umidità condensata e olio,
• ricevitore di ingresso,
• Compressore,
• Frigorifero per il post-raffreddamento del gas ad una temperatura da +10 a +20 °C,

• Filtro antigas fine per rimuovere i composti di olio e paraffina,
• Blocco di membrana di idrocarburi,
• strumentazione,
• Sistema di controllo compreso l'analisi del flusso,
• Sistema di smaltimento della condensa (da separatori),
• sistema di recupero del permeato,
• Consegna in container.

Il contenitore deve essere fabbricato in conformità con i requisiti di sicurezza contro incendi ed esplosioni nell'industria petrolifera e del gas.

Esistono due schemi di trattamento APG: pressione e vuoto.

La base del gas di petrolio associato è una miscela di idrocarburi leggeri, inclusi metano, etano, propano, butano, isobutano e altri idrocarburi che vengono disciolti in olio sotto pressione (Fig. 1). L'APG viene rilasciato quando la pressione viene ridotta durante il recupero dell'olio o durante la separazione, in modo simile al processo di rilascio dell'anidride carbonica quando si apre una bottiglia di champagne. Come suggerisce il nome, il gas di petrolio associato viene prodotto insieme al petrolio e, in effetti, è un sottoprodotto della produzione di petrolio. Il volume e la composizione dell'APG dipendono dall'area di produzione e dalle proprietà specifiche del campo. Nel processo di estrazione e separazione di una tonnellata di petrolio si possono ottenere da 25 a 800 m3 di gas associato.

Il flaring del gas di petrolio associato nei razzi di campo è il modo meno razionale per usarlo. Con questo approccio, l'APG diventa, di fatto, un prodotto di scarto del processo di produzione del petrolio. Il flaring può essere giustificato in determinate condizioni, tuttavia, come dimostra l'esperienza mondiale, un'efficace politica statale consente di raggiungere un livello di flaring APG pari a diversi punti percentuali del volume totale della sua produzione nel paese.

Attualmente, ci sono due modi più comuni per utilizzare il gas di petrolio associato, in alternativa al flaring. In primo luogo, si tratta dell'iniezione di APG in formazioni petrolifere per aumentare il recupero del petrolio o eventualmente salvarlo come risorsa per il futuro. La seconda opzione è l'uso del gas associato come combustibile per la produzione di energia (Schema 1) e le esigenze dell'impresa nei siti di produzione di petrolio, nonché per generare elettricità e trasferirla alla rete elettrica generale.

Allo stesso tempo, la possibilità di utilizzare l'APG per la produzione di energia è anche un metodo della sua combustione, solo un po' più razionale, poiché è possibile ottenere un effetto benefico e ridurre in qualche modo l'impatto sull'ambiente. A differenza del gas naturale, che ha un contenuto di metano nell'intervallo 92-98%, il gas di petrolio associato contiene meno metano, ma spesso ha una percentuale significativa di altri componenti di idrocarburi, che possono raggiungere più della metà del volume totale. L'APG può anche contenere componenti non idrocarburici: anidride carbonica, azoto, acido solfidrico e altri. Di conseguenza, il gas di petrolio associato di per sé non è un carburante sufficientemente efficiente.

L'opzione più razionale è la lavorazione dell'APG - il suo utilizzo come materia prima per il gas e la petrolchimica - che consente di ottenere prodotti di valore. Come risultato di diverse fasi di lavorazione del gas di petrolio associato, è possibile ottenere materiali come polietilene, polipropilene, gomme sintetiche, polistirene, cloruro di polivinile e altri. Questi materiali, a loro volta, servono come base per una vasta gamma di beni, senza i quali la vita moderna di una persona e l'economia è impensabile, tra cui: scarpe, vestiti, contenitori e imballaggi, stoviglie, attrezzature, finestre, tutti i tipi di prodotti in gomma, beni culturali e per la casa, applicazioni, tubi e parti di tubazioni, materiali per la medicina e la scienza, ecc. Va notato che l'elaborazione dell'APG consente anche di isolare il gas di strippaggio secco, che è un analogo del gas naturale, che può già essere utilizzato come combustibile più efficiente dell'APG.

L'indicatore del livello di gas associato estratto utilizzato per il gas e la petrolchimica è una caratteristica dello sviluppo innovativo dell'industria petrolifera e del gas e petrolchimica, dell'efficienza con cui le risorse di idrocarburi vengono utilizzate nell'economia del paese. L'uso razionale dell'APG richiede la disponibilità di un'infrastruttura adeguata, una regolamentazione statale efficace, un sistema di valutazione, sanzioni e incentivi per i partecipanti al mercato. Pertanto, la quota di APG utilizzata per il gas e la petrolchimica può caratterizzare anche il livello di sviluppo economico del Paese.

Il raggiungimento di un livello di utilizzo del 95-98% del gas di petrolio associato recuperabile su scala nazionale e un elevato grado di lavorazione per ottenere prodotti di valore, inclusi gas e prodotti petrolchimici, sono una delle direzioni importanti per lo sviluppo del petrolio e del gas e industria petrolchimica nel mondo. Questa tendenza è tipica dei paesi sviluppati ricchi di materie prime di idrocarburi, come Norvegia, Stati Uniti e Canada. È anche caratteristico di un certo numero di paesi con economie in transizione, come il Kazakistan, e di paesi in via di sviluppo, come la Nigeria. Va notato che l'Arabia Saudita, leader mondiale nella produzione di petrolio, sta diventando uno dei leader mondiali nel settore del gas e della petrolchimica.

Attualmente, la Russia occupa il primo posto "onorevole" al mondo in termini di flaring APG. Nel 2013 questo livello, secondo i dati ufficiali, era di circa 15,7 miliardi di m3. Allo stesso tempo, secondo dati non ufficiali, il volume di flaring di gas di petrolio associato nel nostro paese può essere molto più alto - almeno 35 miliardi di m3. Allo stesso tempo, anche sulla base delle statistiche ufficiali, la Russia è significativamente più avanti di altri paesi in termini di flaring APG. Secondo i dati ufficiali, il livello di utilizzo di APG con metodi diversi dal flaring nel nostro paese nel 2013 è stato in media del 76,2%. Di questi, il 44,5% è andato alla lavorazione presso impianti di trattamento del gas.

Negli ultimi anni la leadership del nostro paese ha avanzato richieste di ridurre il livello di flaring APG e aumentare la quota della sua lavorazione come preziosa materia prima di idrocarburi. Attualmente, esiste un decreto del governo della Federazione Russa n. 1148 dell'11.08.2012, secondo il quale le compagnie petrolifere sono tenute a pagare multe elevate per combustione eccessiva - livello superiore al 5%.

È importante notare che l'accuratezza delle statistiche ufficiali sul livello di riciclaggio solleva seri dubbi. Secondo gli esperti, viene elaborata una quota significativamente inferiore dell'APG estratto, circa il 30%. E lontano da tutto è utilizzato per ottenere gas e prodotti petrolchimici, una parte significativa viene trasformata per produrre energia elettrica. Pertanto, la quota reale dell'uso effettivo di APG - come materia prima per gas e petrolchimica - non può essere superiore al 20% del volume totale di APG prodotto.

Pertanto, anche sulla base dei dati ufficiali, considerando solo i volumi di flaring APG, si può concludere che ogni anno si perdono oltre 12 milioni di tonnellate di preziose materie prime petrolchimiche, che potrebbero essere ottenute dal trattamento del gas di petrolio associato. Questa materia prima potrebbe essere utilizzata per produrre prodotti e beni importanti per l'economia nazionale, potrebbe diventare la base per lo sviluppo di nuove industrie, la creazione di nuovi posti di lavoro, anche allo scopo di sostituire i prodotti importati. Secondo le stime della Banca Mondiale, il reddito aggiuntivo dell'economia russa derivante dall'elaborazione qualificata dell'APG potrebbe ammontare a oltre $ 7 miliardi all'anno e, secondo il Ministero delle risorse naturali e dell'ecologia, la nostra economia perde $ 13 miliardi ogni anno.

Allo stesso tempo, se prendiamo in considerazione i volumi di gas flaring associati nei giacimenti petroliferi per i nostri bisogni e la produzione di energia, la possibilità di ottenere materie prime e, di conseguenza, ulteriori benefici per l'economia del nostro paese può essere doppia alto.

Le ragioni dell'uso irrazionale del gas associato nel nostro paese sono associate a una serie di fattori. Spesso i siti di produzione petrolifera si trovano lontano dalle infrastrutture per la raccolta, il trasporto e la lavorazione del gas di petrolio. Accesso limitato al sistema di gasdotti principale. La mancanza di consumatori locali di prodotti per la lavorazione dell'APG, la mancanza di soluzioni convenienti per un uso razionale: tutto ciò porta al fatto che la via d'uscita più semplice per le compagnie petrolifere è spesso il flaring del gas associato nei campi: nei razzi o per produzione di energia e bisogni domestici. Va notato che i prerequisiti per l'uso irrazionale del gas di petrolio associato si sono formati nelle fasi iniziali dello sviluppo dell'industria petrolifera, nel periodo sovietico.

Attualmente, non viene prestata sufficiente attenzione alla valutazione delle perdite economiche dello stato dovute all'uso irrazionale - la combustione del gas di petrolio associato nei campi. Tuttavia, l'APG flaring provoca danni significativi non solo all'economia dei paesi produttori di petrolio, ma anche all'ambiente. Il danno ambientale è il più delle volte cumulativo e porta a conseguenze a lungo termine e spesso irreversibili. Affinché le valutazioni del danno ambientale e delle perdite economiche non siano mediate e unilaterali, e che la motivazione a risolvere il problema sia significativa, è necessario tenere conto delle dimensioni del nostro Paese e degli interessi di tutte le parti .

Il gas di petrolio associato (APG), come suggerisce il nome, è un sottoprodotto della produzione di petrolio. Il petrolio giace nel terreno insieme al gas ed è tecnicamente praticamente impossibile garantire l'estrazione di una fase esclusivamente liquida di materie prime di idrocarburi, lasciando il gas all'interno del giacimento.

In questa fase è il gas ad essere percepito come materia prima associata, poiché i prezzi mondiali del petrolio determinano il maggior valore della fase liquida. A differenza dei giacimenti a gas, dove tutte le caratteristiche produttive e tecniche di produzione sono finalizzate ad estrarre esclusivamente la fase gassosa (con una irrilevante miscela di condensato gassoso), i giacimenti petroliferi non sono attrezzati in modo tale da condurre efficacemente il processo di produzione e utilizzazione di gas associato.

Più avanti in questo capitolo, verranno considerati più in dettaglio gli aspetti tecnici ed economici della produzione di APG e, sulla base delle conclusioni ottenute, verranno selezionati i parametri per i quali verrà costruito un modello econometrico.

Caratteristiche generali del gas di petrolio associato

La descrizione degli aspetti tecnici della produzione di idrocarburi inizia con una descrizione delle condizioni del loro verificarsi.

L'olio stesso è formato dai resti organici di organismi morti che si depositano sul mare e sul fondo dei fiumi. Nel tempo, l'acqua e il limo hanno protetto la sostanza dalla decomposizione e, con l'accumulo di nuovi strati, è aumentata la pressione sugli strati sottostanti che, insieme alla temperatura e alle condizioni chimiche, hanno causato la formazione di petrolio e gas naturale.

Petrolio e gas vanno insieme. In condizioni di alta pressione, queste sostanze si accumulano nei pori delle cosiddette rocce madri, e gradualmente, subendo un processo di continua trasformazione, si sollevano con forze microcapillari. Ma mentre si sale, si può formare una trappola, quando un serbatoio più denso copre il serbatoio lungo il quale migra l'idrocarburo, e quindi si verifica l'accumulo. Nel momento in cui si è accumulata una quantità sufficiente di idrocarburi, inizia il processo di spostamento dell'acqua inizialmente salata, più pesante del petrolio. Inoltre, l'olio stesso viene separato dal gas più leggero, ma parte del gas disciolto rimane nella frazione liquida. Sono l'acqua e il gas separati che servono come strumenti per spingere il petrolio verso l'esterno, formando regimi di pressione dell'acqua o del gas.

In base alle condizioni, alla profondità di occorrenza e al contorno dell'area di occorrenza, lo sviluppatore seleziona il numero di pozzi per massimizzare la produzione.

Il principale tipo moderno di perforazione utilizzato è la perforazione a rotazione. In questo caso, la perforazione è accompagnata da un continuo aumento di frammenti di perforazione - frammenti della formazione, separati da una punta da trapano, verso l'esterno. Allo stesso tempo, per migliorare le condizioni di perforazione, viene utilizzato un fluido di perforazione, spesso costituito da una miscela di reagenti chimici. [Foresta grigia, 2001]

La composizione del gas di petrolio associato varierà da campo a campo, a seconda dell'intera storia geologica della formazione di questi depositi (roccia sorgente, condizioni fisiche e chimiche, ecc.). In media, la proporzione del contenuto di metano in un tale gas è del 70% (per confronto, il gas naturale contiene fino al 99% di metano nella sua composizione). Una grande quantità di impurità crea, da un lato, difficoltà per il trasporto del gas attraverso il sistema di trasporto del gas (GTS), dall'altro, la presenza di componenti così importanti come etano, propano, butano, isobutano, ecc. gas una materia prima estremamente desiderabile per la produzione petrolchimica. I giacimenti petroliferi della Siberia occidentale sono caratterizzati dai seguenti indicatori del contenuto di idrocarburi nel gas associato [Popular petrochemistry, 2011]:

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

TU 0271-016-00148300-2005 "Gas di petrolio associato da consegnare ai consumatori" definisce le seguenti categorie di APG (secondo il contenuto dei componenti C 3 ++, g/m 3):

• "Magro" - meno di 100
• "Medio" - 101-200
• "Grassetto" - 201-350
• Grasso extra - più di 351

La figura seguente [Filipov, 2011] mostra le principali attività svolte con il gas di petrolio associato e gli effetti ottenuti da tali attività.

Figura 1 - Le principali attività svolte con APG e i loro effetti, fonte: http://www.avfinfo.ru/page/engineering-002

Durante la produzione di petrolio e l'ulteriore separazione graduale, il gas rilasciato ha una composizione diversa: il primo gas viene rilasciato con un alto contenuto di frazione metano, nelle fasi successive della separazione, il gas viene rilasciato con un contenuto crescente di idrocarburi di ordine superiore . I fattori che influenzano il rilascio del gas associato sono la temperatura e la pressione.

Un gascromatografo viene utilizzato per determinare il contenuto di gas associato. Quando si determina la composizione del gas associato, è anche importante prestare attenzione alla presenza di componenti non idrocarburici, ad esempio la presenza di idrogeno solforato nella composizione dell'APG può influire negativamente sulla possibilità di trasporto del gas, poiché possono verificarsi processi di corrosione nella conduttura.

Figura 2 - Schema di trattamento del petrolio e contabilità APG, fonte: Skolkovo Energy Center

La figura 2 illustra schematicamente il processo di raffinamento graduale del petrolio con il rilascio del gas associato. Come si può vedere dalla figura, il gas associato è, per la maggior parte, un sottoprodotto della separazione primaria degli idrocarburi prodotti da un pozzo petrolifero. Il problema della relativa contabilizzazione del gas è la necessità di installare dispositivi di contabilizzazione automatica a più stadi di separazione, e successivamente alle consegne per l'utilizzo (GPP, centrali termiche, ecc.).

Le principali installazioni utilizzate nei siti di produzione [Filipov, 2009]:

• Stazioni di pompaggio booster (DNS)
• Unità di separazione dell'olio (USN)
• Impianti di trattamento olio (UPN)
• Impianti centrali di trattamento dell'olio (CPP)

Il numero di stadi dipende dalle proprietà fisico-chimiche del gas associato, in particolare da fattori come il contenuto di gas e il fattore gas. Spesso il gas della prima fase di separazione viene utilizzato nei forni per generare calore e preriscaldare l'intera massa di olio in modo da aumentare la resa in gas nelle fasi di separazione successive. Per i meccanismi di azionamento viene utilizzata l'elettricità, anch'essa generata sul campo, oppure vengono utilizzate le principali reti elettriche. Vengono utilizzate principalmente centrali elettriche a pistoni a gas (GPES), turbine a gas (GTS) e generatori diesel (DGU). Gli impianti di gas funzionano con il gas del primo stadio di separazione, la stazione diesel funziona con combustibile liquido importato. La tipologia specifica di generazione di energia viene selezionata in base alle esigenze e alle caratteristiche di ogni singolo progetto. Il GTPP in alcuni casi può generare elettricità in eccesso per gli impianti di produzione petrolifera vicini e in alcuni casi il resto può essere venduto sul mercato all'ingrosso dell'elettricità. Con la produzione di energia di tipo cogenerativo, gli impianti producono contemporaneamente calore ed elettricità.

Le linee svasate sono un attributo obbligatorio di qualsiasi campo. Anche se non vengono utilizzati, sono necessari per bruciare il gas in eccesso in caso di emergenza.

Dal punto di vista dell'economia della produzione petrolifera, i processi di investimento nel campo dell'utilizzo del gas associato sono piuttosto inerziali e si concentrano principalmente non sulle condizioni di mercato nel breve termine, ma sulla totalità di tutti i fattori economici e istituzionali su un orizzonte abbastanza lungo.

Gli aspetti economici della produzione di idrocarburi hanno le loro specificità. La particolarità della produzione dell'olio è:

• Natura a lungo termine delle decisioni chiave di investimento
• Ritardo di investimento significativo
• Grande investimento iniziale
• Irreversibilità dell'investimento iniziale
• Declino naturale della produzione nel tempo

Al fine di valutare l'efficacia di qualsiasi progetto, un modello di valutazione aziendale comune è la stima del VAN.

NPV (Net Present Value) - la valutazione si basa sul fatto che tutto il reddito stimato futuro dell'azienda sarà sommato e ridotto al valore attuale di questi redditi. La stessa quantità di denaro oggi e domani differisce dal tasso di sconto (i). Ciò è dovuto al fatto che nel periodo di tempo t=0 il denaro che abbiamo ha un certo valore. Mentre nel periodo di tempo t=1 l'inflazione sarà distribuita a questi fondi, ci saranno tutti i tipi di rischi e impatti negativi. Tutto ciò rende il denaro futuro "più economico" del denaro attuale.

La vita media di un progetto di produzione di petrolio può essere di circa 30 anni, seguiti da un lungo arresto della produzione, che a volte si estende per decenni, associato al livello dei prezzi del petrolio e al recupero dei costi operativi. Inoltre, la produzione di olio raggiunge il suo picco nei primi cinque anni di produzione, per poi, a causa del naturale calo della produzione, va via via attenuandosi.

Nei primi anni, l'azienda effettua grandi investimenti iniziali. Ma la produzione stessa inizia solo pochi anni dopo l'inizio degli investimenti di capitale. Ogni azienda cerca di ridurre al minimo il ritardo dell'investimento al fine di ottenere il rimborso del progetto il prima possibile.

Un tipico programma di redditività del progetto è fornito nella Figura 3:

Figura 3 - Schema NPV per un tipico progetto di produzione di petrolio

Questa figura mostra il VAN del progetto. Il valore massimo negativo è l'indicatore MCO (massimo esborso di cassa), che riflette gli ingenti investimenti richiesti dal progetto. L'intersezione del grafico della linea dei flussi di cassa accumulati con l'asse del tempo in anni è il punto di ritorno dell'investimento del progetto. Il tasso di accumulazione del VAN è in calo a causa sia del tasso di produzione in calo sia del tasso di sconto temporale.

Oltre agli investimenti di capitale, la produzione annuale richiede costi operativi. Un aumento dei costi operativi, che possono essere i costi tecnici annuali associati ai rischi ambientali, riduce il VAN del progetto e aumenta il periodo di ammortamento del progetto.

Pertanto, i costi aggiuntivi per la contabilità, la raccolta e lo smaltimento del gas di petrolio associato possono essere giustificati dal punto di vista del progetto solo se questi costi aumenteranno il VAN del progetto. In caso contrario, si verificherà una diminuzione dell'attrattiva del progetto e, di conseguenza, una diminuzione del numero di progetti in fase di attuazione o un adeguamento dei volumi di produzione di petrolio e gas all'interno di un progetto.

Convenzionalmente, tutti i progetti di utilizzo del gas associati possono essere suddivisi in tre gruppi:

• 1. Il progetto di riciclo stesso è redditizio (tenendo conto di tutti i fattori economici e istituzionali) e le aziende non avranno bisogno di ulteriori incentivi per realizzarlo.
• 2. Il progetto di dismissione ha un VAN negativo, mentre il VAN cumulato dell'intero progetto di produzione di petrolio è positivo. È su questo gruppo che si possono concentrare tutte le misure di incentivazione. Il principio generale sarebbe quello di creare condizioni (con benefici e sanzioni) in base alle quali sarebbe vantaggioso per le aziende intraprendere progetti di riciclaggio piuttosto che pagare sanzioni. E in modo che i costi totali del progetto non superino il VAN totale.
• 3. I progetti di utilizzo hanno un VAN negativo e, se vengono implementati, anche il progetto complessivo di produzione di petrolio di questo giacimento diventa non redditizio. In questo caso, le misure di incentivazione o non porteranno a una riduzione delle emissioni (l'azienda pagherà sanzioni fino al loro costo cumulato pari al VAN del progetto), oppure il campo sarà sospeso e la licenza sarà ceduta.

Secondo lo Skolkovo Energy Center, il ciclo di investimento nell'attuazione di progetti di utilizzo dell'APG dura più di 3 anni.

Gli investimenti, secondo il Ministero delle Risorse Naturali, dovrebbero ammontare a circa 300 miliardi di rubli entro il 2014 per raggiungere il livello target. Sulla base della logica di gestione dei progetti del secondo tipo, i tassi di pagamento per l'inquinamento dovrebbero essere tali che il costo potenziale di tutti i pagamenti sarebbe superiore a 300 miliardi di rubli e il costo opportunità sarebbe uguale all'investimento totale.

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caratteristica APG

Passandooliogas(PNG)è un gas idrocarburico naturale disciolto nel petrolio o situato nei “tappi” dei giacimenti di petrolio e gas condensato.

Contrariamente al noto gas naturale, il gas di petrolio associato contiene, oltre a metano ed etano, una grande proporzione di propano, butani e vapori di idrocarburi più pesanti. Molti gas associati, a seconda del campo, contengono anche componenti non idrocarburici: idrogeno solforato e mercaptani, anidride carbonica, azoto, elio e argon.

Quando si aprono i serbatoi di petrolio, il gas dei "tappi" dell'olio di solito inizia a fluire per primo. Successivamente, la parte principale del gas associato prodotto è costituita da gas disciolti nel petrolio. Il gas dei "caps", o gas libero, è di composizione più "leggera" (con un contenuto inferiore di gas di idrocarburi pesanti) rispetto al gas disciolto nel petrolio. Pertanto, le fasi iniziali dello sviluppo del giacimento sono generalmente caratterizzate da un'elevata produzione annua di gas di petrolio associato con una percentuale maggiore di metano nella sua composizione. Con il funzionamento a lungo termine del giacimento, l'addebito del gas di petrolio associato viene ridotto e gran parte del gas cade sui componenti pesanti.

Passando olio gas è importante materie prime per energia e chimico industria. L'APG ha un elevato potere calorifico, che va da 9.000 a 15.000 Kcal/m3, ma il suo utilizzo nella produzione di energia è ostacolato dall'instabilità della composizione e dalla presenza di una grande quantità di impurità, che richiede costi aggiuntivi per la purificazione del gas (" essiccamento”). Nell'industria chimica, il metano e l'etano contenuti negli APG sono utilizzati per la produzione di plastica e gomma, mentre gli elementi più pesanti servono come materie prime per la produzione di idrocarburi aromatici, additivi per combustibili ad alto numero di ottano e gas di idrocarburi liquefatti, in particolare, liquefatti commerciali propano-butano (SPBT).

PNG in numeri

In Russia, secondo i dati ufficiali, ogni anno vengono estratti circa 55 miliardi di m3 di gas di petrolio associato. Di questi, circa 20-25 miliardi di m3 vengono bruciati nei campi e solo circa 15-20 miliardi di m3 vengono utilizzati nell'industria chimica. La maggior parte dell'APG flared proviene da campi nuovi e difficili da raggiungere nella Siberia occidentale e orientale.

Un indicatore importante per ciascun giacimento petrolifero è il GOR del petrolio, la quantità di gas di petrolio associato per tonnellata di petrolio prodotta. Per ogni campo, questo indicatore è individuale e dipende dalla natura del campo, dalla natura del suo funzionamento e dalla durata dello sviluppo e può variare da 1-2 m3 a diverse migliaia di m3 per tonnellata.

Risolvere il problema dell'utilizzo del gas associato non è solo una questione di ecologia e risparmio di risorse, è anche un potenziale progetto nazionale del valore di 10-15 miliardi di dollari Il gas di petrolio associato è il combustibile, l'energia e la materia prima chimica più preziosa. Solo l'utilizzo dei volumi APG, la cui lavorazione è economicamente vantaggiosa nelle attuali condizioni di mercato, consentirebbe di produrre annualmente fino a 5-6 milioni di tonnellate di idrocarburi liquidi, 3-4 miliardi di metri cubi. etano, 15-20 miliardi di metri cubi gas secco o 60 - 70 mila GWh di elettricità. Il possibile effetto cumulativo sarà fino a 10 miliardi di dollari all'anno nei prezzi del mercato interno, ovvero quasi l'1% del PIL della Federazione Russa.

Nella Repubblica del Kazakistan, il problema dell'utilizzo dell'APG non è meno grave. Attualmente, secondo i dati ufficiali, su 9 miliardi di metri cubi. Vengono utilizzati solo i due terzi dell'APG prodotto ogni anno nel paese. Il volume del gas bruciato raggiunge i 3 miliardi di metri cubi. nell'anno. Più di un quarto delle imprese produttrici di petrolio che operano nel paese bruciano oltre il 90% dell'APG prodotto. Il gas di petrolio associato rappresenta quasi la metà di tutto il gas prodotto nel paese e il tasso di crescita della produzione di APG sta attualmente superando il tasso di crescita della produzione di gas naturale.

Problema di utilizzo dell'APG

Il problema dell'utilizzo del gas di petrolio associato fu ereditato dalla Russia dall'epoca sovietica, quando l'enfasi nello sviluppo era spesso posta su metodi estesi di sviluppo. Nello sviluppo delle province petrolifere è stata in primo piano la crescita della produzione di greggio, principale fonte di reddito per il bilancio nazionale. Il calcolo è stato effettuato su depositi giganti, produzione su larga scala e minimizzazione dei costi. La lavorazione del gas di petrolio associato, da un lato, era in secondo piano a causa della necessità di investimenti di capitale significativi in ​​progetti relativamente meno redditizi, dall'altro sono stati creati sistemi di raccolta del gas ramificati nelle più grandi province petrolifere e sono stati costruiti giganteschi GPP per le materie prime dei campi vicini. Attualmente stiamo osservando le conseguenze di tale megalomania.

Lo schema di utilizzo del gas associato, tradizionalmente adottato in Russia fin dall'epoca sovietica, prevede la costruzione di grandi impianti di trattamento del gas insieme a un'ampia rete di gasdotti per raccogliere e fornire il gas associato. L'attuazione dei tradizionali schemi di riciclaggio richiede ingenti investimenti e tempo e, come dimostra l'esperienza, è quasi sempre con diversi anni di ritardo rispetto allo sviluppo dei giacimenti. L'utilizzo di queste tecnologie è economicamente efficiente solo nei grandi impianti di produzione (miliardi di metri cubi di gas di fonte) ed economicamente ingiustificato nei medi e piccoli giacimenti.

Un altro svantaggio di questi schemi è l'impossibilità, per ragioni tecniche e di trasporto, di utilizzare il gas associato agli stadi di separazione finali a causa del suo arricchimento con idrocarburi pesanti: tale gas non può essere pompato attraverso condotte e di solito viene bruciato in torcia. Pertanto, anche nei giacimenti dotati di gasdotti, continua ad essere bruciato il gas associato dalle fasi finali della separazione.

Le principali perdite di gas di petrolio si formano principalmente a causa di piccoli, piccoli e medi giacimenti remoti, la cui quota nel nostro Paese continua a crescere rapidamente. L'organizzazione della raccolta del gas da tali giacimenti, come sopra illustrato, secondo gli schemi proposti per la realizzazione di grandi impianti di trattamento del gas, è una misura ad alta intensità di capitale e inefficiente.

Anche nelle regioni in cui si trovano gli impianti di trattamento del gas e c'è un'ampia rete di raccolta del gas, le imprese di trattamento del gas sono cariche del 40-50% e intorno a loro dozzine di vecchie bruciano e si accendono nuove torce. Ciò è dovuto alle normative vigenti nel settore e alla scarsa attenzione al problema, sia da parte dei petrolieri che dei trasformatori di gas.

In epoca sovietica, lo sviluppo dell'infrastruttura di raccolta del gas e la fornitura di APG agli impianti di trattamento del gas sono stati effettuati nell'ambito di un sistema pianificato e finanziati secondo un programma unificato di sviluppo del campo. Dopo il crollo dell'Unione e la formazione di compagnie petrolifere indipendenti, le infrastrutture per la raccolta e la consegna degli APG agli impianti sono rimaste nelle mani dei trasformatori di gas e le fonti di gas, ovviamente, erano controllate dai lavoratori del petrolio. Si è verificata una situazione di monopolio dell'acquirente, quando le compagnie petrolifere, di fatto, non avevano alternative per l'utilizzo del gas di petrolio associato, fatta eccezione per la sua consegna in un tubo per il trasporto al GPP. Inoltre, il governo ha fissato per legge i prezzi per la consegna del gas associato agli impianti di trattamento del gas a un livello deliberatamente basso. Da un lato, ciò ha consentito agli impianti di trattamento del gas di sopravvivere e persino di sentirsi bene nei turbolenti anni '90, dall'altro ha privato le compagnie petrolifere di un incentivo per investire nella costruzione di infrastrutture di raccolta del gas in nuovi giacimenti e fornire gas associato a imprese esistenti. Di conseguenza, la Russia ora dispone contemporaneamente di impianti di trattamento del gas inattivi e dozzine di razzi di materie prime per il riscaldamento dell'aria.

Attualmente, il governo della Federazione Russa, in conformità con il Piano d'azione approvato per lo sviluppo dell'industria e della tecnologia per il periodo 2006-2007. è in corso di elaborazione un decreto per inserire negli accordi di licenza con gli utilizzatori del sottosuolo requisiti obbligatori per la costruzione di impianti di produzione per il trattamento del gas di petrolio associato generato durante la produzione di petrolio. L'esame e l'adozione della delibera avverrà nel secondo trimestre del 2007.

Ovviamente, l'attuazione delle disposizioni del presente documento comporterà la necessità per gli utenti del sottosuolo di attrarre ingenti risorse finanziarie per elaborare le problematiche dell'utilizzo del gas di torcia e la costruzione di impianti pertinenti con le infrastrutture necessarie. Allo stesso tempo, gli investimenti di capitale richiesti nei complessi di produzione di trattamento del gas creati nella maggior parte dei casi superano il costo delle infrastrutture petrolifere esistenti nel giacimento.

La necessità di investimenti aggiuntivi così significativi in ​​una parte non core e meno redditizia del business delle compagnie petrolifere, a nostro avviso, comporterà inevitabilmente una riduzione delle attività di investimento degli utilizzatori del sottosuolo finalizzate a trovare, sviluppare, sviluppare nuovi giacimenti e intensificando la produzione del prodotto principale e più redditizio - il petrolio, o può comportare il mancato rispetto dei requisiti dei contratti di licenza con tutte le conseguenze che ne derivano. Una via d'uscita alternativa per risolvere la situazione con l'utilizzo del gas di torcia, a nostro avviso, è il coinvolgimento di società di servizi di gestione specializzate che siano in grado di realizzare in modo rapido ed efficiente tali progetti senza attrarre risorse finanziarie dagli utenti del sottosuolo.

idrocarburi di trasformazione del gas di petrolio

Aspetti ambientali

Bruciandopassandooliogas rappresenta un grave problema ambientale sia per le stesse regioni produttrici di petrolio che per l'ambiente globale.

Ogni anno in Russia e Kazakistan, a seguito della combustione dei gas di petrolio associati, più di un milione di tonnellate di sostanze inquinanti, tra cui anidride carbonica, anidride solforosa e particelle di fuliggine, entrano nell'atmosfera. Le emissioni risultanti dalla combustione dei gas di petrolio associati rappresentano il 30% di tutte le emissioni atmosferiche nella Siberia occidentale, il 2% delle emissioni da fonti fisse in Russia e fino al 10% delle emissioni atmosferiche totali della Repubblica del Kazakistan.

È inoltre necessario tenere conto dell'impatto negativo dell'inquinamento termico, la cui fonte sono le razzi di petrolio. La Siberia occidentale russa è una delle poche regioni scarsamente popolate del mondo le cui luci possono essere viste dallo spazio di notte, insieme all'illuminazione notturna delle principali città in Europa, Asia e America.

Allo stesso tempo, il problema dell'utilizzo dell'APG è visto come particolarmente attuale sullo sfondo della ratifica da parte della Russia del Protocollo di Kyoto. Attrarre fondi dai fondi europei per il carbonio per progetti di spegnimento delle fiamme permetterebbe di finanziare fino al 50% dei costi di capitale richiesti e aumenterebbe notevolmente l'attrattiva economica di quest'area per gli investitori privati. Entro la fine del 2006, il volume degli investimenti in carbonio attratti dalle società cinesi nell'ambito del Protocollo di Kyoto ha superato i 6 miliardi di dollari, nonostante paesi come Cina, Singapore o Brasile non abbiano assunto obblighi di riduzione delle emissioni. Il fatto è che solo per loro c'è la possibilità di vendere emissioni ridotte nell'ambito del cosiddetto "meccanismo di sviluppo pulito", quando si stima la riduzione delle emissioni potenziali piuttosto che reali. Il ritardo della Russia in materia di registrazione legislativa dei meccanismi per la registrazione e il trasferimento delle quote di carbonio costerà alle società nazionali miliardi di dollari di investimenti persi.

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PETROLIO E GAS, LORO COMPOSIZIONE E PROPRIETÀ FISICHE

OLIO

L'olio è un liquido infiammabile, oleoso, di colore prevalentemente scuro, con un odore specifico. Secondo la composizione chimica, il petrolio è principalmente una miscela di vari idrocarburi in esso contenuti in un'ampia varietà di combinazioni e che ne determinano le proprietà fisiche e chimiche.

Negli oli si trovano i seguenti gruppi di idrocarburi: 1) metano (paraffinico) di formula generale C i H 2i + 2; 2) naftenico con la formula generale С„Н 2П; 3) aromatico di formula generale

spn 2l -in- /

Gli idrocarburi della serie del metano sono i più comuni in condizioni naturali. Gli idrocarburi di questa serie - metano CH 4, etano C 2 H in, propano C 3 H 8 e butano C 4 Nu - a pressione atmosferica e temperatura normale sono allo stato gassoso. Fanno parte dei gas di petrolio. Con l'aumento della pressione e della temperatura, questi idrocarburi leggeri possono diventare parzialmente o completamente liquidi.

Pentano C 8 H 12, \ esano C in H 14 ed eptano C 7 H 1b nelle stesse condizioni sono in uno stato instabile: passano facilmente dallo stato gassoso a quello liquido e viceversa.

Gli idrocarburi dalla stella C 8 H 18 alla stella C 17 H sono sostanze liquide.

Gli idrocarburi, nelle cui molecole sono presenti più di 17 atomi di carbonio, sono solidi. Si tratta di paraffine e ceresine contenute in determinate quantità in tutti gli oli.

Le proprietà fisiche degli oli e dei gas di petrolio, nonché le loro caratteristiche qualitative, dipendono dalla predominanza dei singoli idrocarburi o dei loro vari gruppi in essi. Gli oli con una predominanza di idrocarburi complessi (oli pesanti) contengono una quantità minore di benzina e frazioni di petrolio. Contenuto sott'olio

B, M-ANT B

un gran numero di composti resinosi e paraffinici lo rende viscoso e inattivo, il che richiede misure speciali per estrarlo in superficie e successivo trasporto.

Inoltre, gli oli sono suddivisi in base ai principali indicatori di qualità: il contenuto di benzina leggera, cherosene e frazioni petrolifere.

La composizione frazionaria degli oli è determinata dalla distillazione di laboratorio, che si basa sul fatto che ogni idrocarburo incluso nella sua composizione ha un proprio punto di ebollizione specifico.

Gli idrocarburi leggeri hanno un basso punto di ebollizione. Ad esempio, il pentano (C B H1a) ha un punto di ebollizione di 36 ° C e l'esano (C 6 H1 4) ha un punto di ebollizione di 69 ° C. Gli idrocarburi pesanti hanno punti di ebollizione più alti e raggiungono i 300 ° C e oltre. Pertanto, quando l'olio viene riscaldato, le sue frazioni più leggere evaporano prima e all'aumentare della temperatura, gli idrocarburi più pesanti iniziano a bollire ed evaporare.

Se i vapori di olio riscaldati a una certa temperatura vengono raccolti e raffreddati, questi vapori si trasformeranno di nuovo in un liquido, che è un gruppo di idrocarburi che fuoriescono dall'olio in un determinato intervallo di temperatura. Pertanto, a seconda della temperatura del riscaldamento dell'olio, le frazioni più leggere - le frazioni di benzina - evaporano prima, poi quelle più pesanti - cherosene, quindi solare, ecc.

La percentuale di singole frazioni nell'olio che evaporano in determinati intervalli di temperatura caratterizza la composizione frazionaria dell'olio.

Solitamente, in condizioni di laboratorio, la distillazione dell'olio viene effettuata a temperature fino a 100, 150, 200, 250, 300 e 350°C.

La più semplice raffinazione del petrolio si basa sullo stesso principio della distillazione di laboratorio descritta. Questa è una distillazione diretta dell'olio con rilascio di benzina, cherosene e frazioni solari da esso a pressione atmosferica e riscaldamento a 300-350 ° C.

In URSS ci sono oli di varie composizioni e proprietà chimiche. Anche gli oli dello stesso campo possono variare notevolmente. Tuttavia, anche gli oli di ciascuna regione dell'URSS hanno le loro caratteristiche specifiche. Ad esempio, gli oli della regione degli Urali-Volga contengono solitamente una quantità significativa di resine, composti di paraffina e zolfo. Gli oli della regione di Emba sono caratterizzati da un contenuto di zolfo relativamente basso.

Gli oli della regione di Baku hanno la più grande varietà di composizione e proprietà fisiche. Qui, insieme agli oli incolori negli orizzonti superiori del campo di Surakhani, costituiti praticamente da sole frazioni di benzina e cherosene, ci sono oli che non contengono frazioni di benzina. In questa zona sono presenti oli che non contengono sostanze resinose, oltre a oli altamente resinosi. Molti oli dell'Azerbaigian contengono acidi naftenici. La maggior parte degli oli non contiene paraffine. In base al contenuto di zolfo, tutti gli oli Baku sono classificati a basso contenuto di zolfo.

Uno dei principali indicatori della qualità commerciale dell'olio / è la sua densità. La densità dell'olio ad una temperatura standard di 20°C e pressione atmosferica varia da 700 (gas di condensato) a 980 e anche 1000 kg/m 3 .

Nella pratica sul campo, la densità del petrolio greggio viene utilizzata per giudicare approssimativamente la sua qualità. Gli oli leggeri con una densità fino a 880 kg/m 3 sono i più pregiati; tendono a contenere più frazioni di benzina e olio.

La densità degli oli viene solitamente misurata con densimetri speciali. L'idrometro è un tubo di vetro con una parte inferiore espansa, in cui è posizionato un termometro a mercurio. A causa del notevole peso del mercurio, l'idrometro assume una posizione verticale quando immerso nell'olio. Nella parte stretta superiore, l'idrometro ha una scala per misurare la densità e nella parte inferiore, una scala di temperatura.

Per determinare la densità dell'olio, un idrometro viene abbassato in un recipiente con questo olio e il valore della sua densità viene misurato lungo il bordo superiore del menisco formato.

Per portare la misura della densità dell'olio ottenuta ad una data temperatura alle condizioni standard, cioè ad una temperatura di 20 ° C, è necessario introdurre una correzione della temperatura, che viene presa in considerazione dalla seguente formula:

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

dove p 20 è la densità desiderata a 20°C; p/ - densità alla temperatura di misurazione IO; un- coefficiente di dilatazione volumetrica dell'olio, il cui valore è desunto da apposite tabelle; lei è