Aplicarea asociată compoziției gazelor petroliere. Gaz petrolier asociat: compoziție

Gaz petrolier asociat

Gaz petrolier asociat (PNG) - un amestec de diferite hidrocarburi gazoase dizolvate în ulei; sunt eliberate în timpul procesului de extracție și distilare (acestea sunt așa-numitele gazele asociate, compus în principal din izomeri de propan și butan). Gazele petroliere includ și gazele de cracare ale petrolului, constând din hidrocarburi saturate și nesaturate (etilenă, acetilenă). Gazele petroliere sunt folosite ca combustibil și pentru a produce diverse substanțe chimice. Din gaze petroliere se obțin prin prelucrare chimică propilena, butilene, butadienă etc., care sunt utilizate la producerea materialelor plastice și cauciucurilor.

Compus

Gazul petrolier asociat este un amestec de gaze eliberate din hidrocarburi în orice stare de fază, constând din metan, etan, propan, butan și izobutan, care conține lichide cu greutate moleculară mare dizolvate în el (din pentani și mai mari în seria omoloagă) și impurități de diverse compoziții și stări de fază.

Compoziția aproximativă a APG

Chitanță

APG este o componentă valoroasă de hidrocarburi eliberată din mineralele care conțin hidrocarburi extrase, transportate și prelucrate în toate etapele ciclului de viață al investiției înainte de vânzarea produselor finite către consumatorul final. Astfel, particularitatea originii gazului petrolier asociat este că acesta este eliberat în orice etapă de la explorare și producție până la vânzarea finală, din petrol, gaze (alte surse sunt omise) și în procesul de prelucrare a acestora din orice stare incompletă a produsului. la oricare dintre numeroasele produse finale.

O caracteristică specifică a APG este de obicei consumul scăzut al gazului rezultat, de la 100 la 5000 Nm³/oră. Conținutul de hidrocarburi C3+ poate varia în intervalul de la 100 la 600 g/m³. În același timp, compoziția și cantitatea de APG nu este o valoare constantă. Sunt posibile atât fluctuațiile sezoniere, cât și cele unice (modificările normale ale valorilor sunt de până la 15%).

Gazul din prima etapă de separare este de obicei trimis direct la instalația de procesare a gazelor. Apar dificultăți semnificative atunci când încercați să utilizați gaz cu o presiune mai mică de 5 bar. Până de curând, un astfel de gaz în marea majoritate a cazurilor a fost pur și simplu ars, cu toate acestea, acum, din cauza schimbărilor în politica statului în domeniul utilizării APG și a unui număr de alți factori, situația se schimbă semnificativ. În conformitate cu Decretul Guvernului Rusiei din 8 ianuarie 2009 nr. 7 „Cu privire la măsurile de stimulare a reducerii poluării aerului prin produsele de ardere a gazelor petroliere asociate în ardere”, a fost un indicator țintă pentru arderea gazelor petroliere asociate. stabilit în cantitate de cel mult 5 la sută din volumul de gaz petrolier asociat produs. În momentul de față, volumele de APG extrase, utilizate și arzate nu pot fi estimate din cauza lipsei stațiilor de contorizare a gazelor la multe câmpuri. Dar, conform estimărilor aproximative, aceasta este aproximativ 25 miliarde m³.

Căi de eliminare

Principalele modalități de utilizare a APG sunt procesarea la uzinele de procesare a gazelor, generarea de energie electrică, arderea pentru nevoi proprii, injectarea înapoi în rezervor pentru a îmbunătăți recuperarea petrolului (menținerea presiunii din rezervor), injectarea în puțurile de producție - utilizarea „liftului de gaz”.

Tehnologia de utilizare APG

Aruncă de gaz în taiga din Siberia de Vest la începutul anilor 1980

Principala problemă în utilizarea gazului asociat este conținutul ridicat de hidrocarburi grele. Astăzi, există mai multe tehnologii care îmbunătățesc calitatea APG prin eliminarea unei părți semnificative a hidrocarburilor grele. Una dintre ele este prepararea APG folosind unități membranare. La utilizarea membranelor, numărul de metan al gazului crește semnificativ, puterea termică inferioară (LHV), echivalentul termic și temperatura punctului de rouă (atât hidrocarburi, cât și apă) sunt reduse.

Unitățile de hidrocarburi cu membrană pot reduce semnificativ concentrația de hidrogen sulfurat și dioxid de carbon în fluxul de gaz, ceea ce le permite să fie utilizate pentru a purifica gazul din componentele acide.

Proiecta

Diagrama de distribuție a fluxului de gaz în modulul cu membrană

Prin designul său, membrana de hidrocarburi este un bloc cilindric cu permeat, ieșiri de gaz de produs și o intrare APG. În interiorul blocului se află o structură tubulară din material selectiv care permite trecerea doar unui anumit tip de moleculă. Diagrama generală de flux din interiorul cartuşului este prezentată în figură.

Principiul de funcționare

Configurația instalării în fiecare caz specific este determinată în mod specific, deoarece compoziția inițială a APG poate varia foarte mult.

Schema de instalare în configurația de bază:

Schema de presiune pentru prepararea APG

Schema de vid pentru prepararea APG

• Pre-separator pentru curățarea de impurități grosiere, picături mari de umiditate și ulei,
• Receptor la intrare,
• Compresor,
• Frigider pentru răcirea suplimentară a gazului la o temperatură de +10 până la +20 °C,

• Filtru fin pentru purificarea gazelor din ulei și compuși de parafină,
• Bloc de membrană de hidrocarburi,
• instrumentare și automatizare,
• Sistemul de control, inclusiv analiza debitului,
• Sistem de recuperare a condensului (de la separatoare),
• Sistem de recuperare a permeatului,
• Livrare container.

Containerul trebuie să fie fabricat în conformitate cu cerințele de siguranță la incendiu și explozie din industria petrolului și gazelor.

Există două scheme pentru prepararea APG: presiune și vid.

Baza gazului petrolier asociat este un amestec de hidrocarburi ușoare, inclusiv metan, etan, propan, butan, izobutan și alte hidrocarburi care sunt dizolvate în ulei sub presiune (Figura 1). APG este eliberat atunci când presiunea scade în timpul recuperării uleiului sau în timpul procesului de separare, similar procesului de dioxid de carbon eliberat la deschiderea unei sticle de șampanie. După cum sugerează și numele, gazul petrolier asociat este produs simultan cu petrol și, de fapt, este un produs secundar al producției de petrol. Volumul și compoziția APG depind de zona de producție și de proprietățile specifice ale zăcământului. În procesul de producție și separare a unei tone de petrol, puteți obține de la 25 la 800 m3 de gaz asociat.

Arderea gazelor petroliere asociate în rachete de câmp este cea mai puțin rațională modalitate de utilizare. Cu această abordare, APG devine în esență un produs rezidual din procesul de producție a uleiului. Arderea poate fi justificată în anumite condiții, totuși, după cum arată experiența mondială, o politică guvernamentală eficientă face posibilă atingerea unui nivel de ardere APG de câteva procente din volumul total al producției sale în țară.

În prezent, există două modalități cele mai comune de a utiliza gazul petrolier asociat, alternativă la ardere. În primul rând, aceasta este injectarea de APG în formațiunile purtătoare de petrol pentru a îmbunătăți recuperarea petrolului sau, eventual, pentru a-l conserva ca resursă pentru viitor. A doua opțiune este utilizarea gazului asociat ca combustibil pentru generarea de energie (Schema 1) și nevoile întreprinderii la locurile de producție de petrol, precum și pentru generarea de energie electrică și transmiterea acesteia la rețeaua generală de energie.

În același timp, opțiunea de utilizare a APG pentru generarea de energie este, de asemenea, o metodă de ardere a acestuia, dar este ceva mai rațională, deoarece este posibil să se obțină un efect benefic și să se reducă oarecum impactul asupra mediului. Spre deosebire de gazul natural, al cărui conținut de metan este în intervalul 92-98%, gazul petrolier asociat conține mai puțin metan, dar are adesea o proporție semnificativă din alte componente de hidrocarburi, care pot ajunge la mai mult de jumătate din volumul total. APG poate conține, de asemenea, componente non-hidrocarburi - dioxid de carbon, azot, hidrogen sulfurat și altele. Ca rezultat, gazul petrolier asociat nu este un combustibil suficient de eficient.

Opțiunea cea mai rațională este prelucrarea APG - utilizarea sa ca materie primă pentru gaz și petrochimie - care face posibilă obținerea de produse valoroase. Ca urmare a mai multor etape de prelucrare a gazului petrolier asociat, este posibil să se obțină materiale precum polietilenă, polipropilenă, cauciucuri sintetice, polistiren, clorură de polivinil și altele. Aceste materiale, la rândul lor, servesc drept bază pentru o gamă largă de bunuri, fără de care viața umană modernă și economia sunt de neconceput, inclusiv: pantofi, îmbrăcăminte, recipiente și ambalaje, vase, echipamente, ferestre, tot felul de produse din cauciuc, scopuri culturale și de uz casnic, țevi și piese de conducte, materiale pentru medicină și știință etc. Trebuie remarcat faptul că procesarea APG face posibilă, de asemenea, izolarea gazului uscat stripat, care este un analog al gazului natural, care poate fi folosit ca combustibil mai eficient decât APG.

Nivelul de gaz asociat extras utilizat pentru gaze și petrochimie este o caracteristică a dezvoltării inovatoare a industriilor de petrol și gaze și petrochimice și cât de eficient sunt utilizate resursele de hidrocarburi în economia țării. Utilizarea rațională a APG necesită disponibilitatea unei infrastructuri adecvate, reglementări guvernamentale eficiente, un sistem de evaluare, sancțiuni și stimulente pentru participanții pe piață. Prin urmare, ponderea APG utilizată pentru gaze și petrochimie poate caracteriza și nivelul de dezvoltare economică a țării.

Realizarea unui nivel de utilizare de 95-98% a gazelor petroliere asociate extrase în toată țara și a unui grad ridicat de prelucrare a acestuia pentru a produce produse valoroase, inclusiv gaze și petrochimice, se numără printre direcțiile importante pentru dezvoltarea industriei de petrol și gaze și petrochimice. în lume. Această tendință este tipică pentru țările dezvoltate bogate în hidrocarburi, precum Norvegia, SUA și Canada. De asemenea, este tipic pentru o serie de țări cu economii în tranziție, de exemplu Kazahstan, precum și țări în curs de dezvoltare, de exemplu Nigeria. De menționat că Arabia Saudită, lider în producția mondială de petrol, devine unul dintre liderii industriei mondiale de gaze și petrochimie.

În prezent, Rusia ocupă un prim loc „onorabil” în lume în ceea ce privește volumele de ardere APG. În 2013, acest nivel, conform datelor oficiale, era de aproximativ 15,7 miliarde m3. În același timp, conform datelor neoficiale, volumul arderilor asociate de gaze petroliere în țara noastră poate fi semnificativ mai mare - cel puțin 35 miliarde m3. În același timp, chiar și pe baza statisticilor oficiale, Rusia este semnificativ înaintea altor țări în ceea ce privește volumele de ardere APG. Potrivit datelor oficiale, nivelul de utilizare a APG prin alte metode decât arderea la noi în 2013 a fost în medie de 76,2%. Dintre acestea, 44,5% au fost prelucrate la fabrici de procesare a gazelor.

Cererile de reducere a nivelului de ardere a APG și de creștere a ponderii procesării acestuia ca materie primă valoroasă de hidrocarburi au fost înaintate de conducerea țării noastre în ultimii ani. În prezent, este în vigoare Decretul Guvernului Rusiei nr. 1148 din 8 noiembrie 2012, conform căruia companiile producătoare de petrol sunt obligate să plătească amenzi mari pentru arderea în exces - peste nivelul de 5%.

Este important de menționat că acuratețea statisticilor oficiale privind ratele de reciclare este serios îndoielnică. Potrivit experților, o pondere semnificativ mai mică din APG extras este procesată - aproximativ 30%. Și nu toate sunt folosite pentru a produce gaze și produse petrochimice; o parte semnificativă este procesată pentru a produce energie electrică. Astfel, ponderea reală a utilizării efective a APG - ca materie primă pentru gaze și petrochimie - nu poate fi mai mare de 20% din volumul total de APG produs.

Astfel, chiar și pe baza datelor oficiale, luând în considerare doar volumele de ardere APG, putem concluziona că anual se pierd peste 12 milioane de tone de materii prime valoroase petrochimice, care ar putea fi obținute prin prelucrarea gazelor petroliere asociate. Din aceste materii prime ar putea fi produse produse și mărfuri importante pentru economia internă; ar putea deveni baza pentru dezvoltarea de noi industrii, crearea de noi locuri de muncă, inclusiv în scopul înlocuirii produselor importate. Potrivit Băncii Mondiale, veniturile suplimentare pentru economia rusă din procesarea calificată a APG ar putea ajunge la peste 7 miliarde de dolari anual, iar potrivit Ministerului Resurselor Naturale și Mediului, economia noastră pierde 13 miliarde de dolari în fiecare an.

Totodată, dacă luăm în considerare volumele de ardere a gazelor asociate la zăcămintele petroliere pentru propriile nevoi și generarea de energie, posibilitatea de a obține materii prime și, în consecință, beneficii suplimentare pentru economia țării noastre poate fi de două ori mai mare. .

Motivele pentru utilizarea irațională a gazelor asociate în țara noastră sunt asociate cu o serie de factori. Adesea, locurile de producție de petrol sunt situate departe de infrastructura de colectare, transport și procesare a gazelor petroliere. Acces limitat la sistemul principal de conducte de gaz. Lipsa consumatorilor locali de produse de procesare APG, lipsa soluțiilor rentabile pentru utilizare rațională - toate acestea duc la faptul că cea mai simplă soluție pentru companiile producătoare de petrol este deseori arderea gazelor asociate în câmpuri: în rachete sau pentru genera energie electrică și nevoi casnice. Trebuie remarcat faptul că premisele pentru utilizarea irațională a gazelor petroliere asociate au fost formate în fazele inițiale ale dezvoltării industriei petroliere, încă din perioada sovietică.

În prezent, o atenție insuficientă este acordată evaluării pierderilor economice ale statului din utilizarea irațională - arderea gazelor petroliere asociate în zăcăminte. Cu toate acestea, arderea APG provoacă daune semnificative nu numai economiilor țărilor producătoare de petrol, ci și mediului. Daunele asupra mediului au cel mai adesea un caracter acumulativ și conduc la consecințe pe termen lung și adesea ireversibile. Pentru ca evaluările daunelor mediului și ale pierderilor economice să nu fie medii și unilaterale, iar motivația de a rezolva problema să fie semnificativă, este necesar să se țină seama de amploarea țării noastre și de interesele tuturor părților.

Gazul petrolier asociat (APG), după cum sugerează și numele, este un produs secundar al producției de petrol. Petrolul se află în pământ împreună cu gazul și este aproape imposibil din punct de vedere tehnic să se asigure producerea unei faze exclusiv lichide de materii prime hidrocarburi, lăsând gaz în interiorul formațiunii.

În această etapă, gazul este perceput ca o materie primă asociată, întrucât prețul mondial al petrolului determină valoarea mai mare a fazei lichide. Spre deosebire de zăcămintele de gaze, în care toate caracteristicile de producție și tehnice ale producției au ca scop extragerea exclusiv a fazei gazoase (cu un ușor amestec de condens de gaz), zăcămintele de petrol nu sunt echipate astfel încât să desfășoare eficient procesul de producție și utilizare. de gaz asociat.

În continuare în acest capitol vor fi examinate mai detaliat aspectele tehnice și economice ale producției de APG, iar pe baza concluziilor obținute vor fi selectați parametrii pentru care se va construi un model econometric.

Caracteristici generale ale gazului petrolier asociat

Descrierea aspectelor tehnice ale producției de hidrocarburi începe cu o descriere a condițiilor de apariție a acestora.

Uleiul în sine se formează din rămășițele organice ale organismelor moarte care se instalează pe fundul mării și râurilor. De-a lungul timpului, apa și nămolul au protejat substanța de descompunere, iar pe măsură ce s-au acumulat noi straturi, presiunea asupra straturilor subiacente a crescut, ceea ce, împreună cu condițiile de temperatură și chimice, a determinat formarea petrolului și a gazelor naturale.

Petrolul și gazele apar împreună. În condiții de presiune ridicată, aceste substanțe se acumulează în porii așa-numitelor roci părinte, iar treptat, trecând printr-un proces de transformare continuă, se ridică în vârf prin forțe microcapilare. Dar pe măsură ce urcă, se poate forma o capcană - atunci când un strat mai dens acoperă stratul prin care migrează hidrocarbura și, astfel, are loc acumularea. În momentul în care s-a acumulat o cantitate suficientă de hidrocarburi, începe să aibă loc procesul de înlocuire a apei inițial sărate, mai grea decât uleiul. Apoi, uleiul în sine este separat de gazul mai ușor, dar o parte din gazul dizolvat rămâne în fracțiunea lichidă. Apa și gazele separate sunt cele care servesc drept instrumente pentru împingerea petrolului în exterior, formând regimuri de presiune a apei sau a gazului.

Pe baza condițiilor, adâncimii și conturului locației, dezvoltatorul selectează numărul de puțuri pentru a maximiza producția.

Principalul tip modern de foraj utilizat este forajul rotativ. În acest caz, forarea este însoțită de o creștere continuă a butașilor de foraj - fragmente de formare separate de un burghiu - spre exterior. În acest caz, pentru a îmbunătăți condițiile de foraj, se folosește un fluid de foraj, constând adesea dintr-un amestec de reactivi chimici. [Pădurea cenușie, 2001]

Compoziția gazelor petroliere asociate va varia de la câmp la câmp – în funcție de întreaga istorie geologică a formării acestor zăcăminte (rocă sursă, condiții fizice și chimice etc.). În medie, proporția de conținut de metan într-un astfel de gaz este de 70% (pentru comparație, gazul natural conține până la 99% din volumul său în metan). Un număr mare de impurități creează, pe de o parte, dificultăți în transportul gazelor prin sistemul de transport al gazelor (GTS), pe de altă parte, prezența unor componente atât de importante precum etan, propan, butan, izobutan etc. gazul o materie primă extrem de dorită pentru producția petrochimică. Câmpurile petroliere din Siberia de Vest sunt caracterizate de următorii indicatori ai conținutului de hidrocarburi în gazul asociat [Petrochimie populară, 2011]:

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

TU 0271-016-00148300-2005 „Gaze petroliere asociate supuse livrării către consumatori” definește următoarele categorii de APG (după conținutul componentelor C 3 ++, g/m 3):

• · „Skinny” - mai puțin de 100
• · „Mediu” - 101-200
• · „Grăsime” - 201-350
• · Extra gras - mai mult de 351

Figura următoare [Filippov, 2011] indică principalele activități desfășurate cu gazul petrolier asociat și efectele realizate de aceste activități.

Figura 1 - Principalele activități desfășurate cu APG și efectele acestora, sursa: http://www.avfinfo.ru/page/inzhiniring-002

În timpul producției de petrol și al separării ulterioare pas cu pas, gazul eliberat are o compoziție diferită - gazul cu un conținut ridicat de fracțiune de metan este eliberat mai întâi, iar în etapele următoare ale separării gazul este eliberat cu un conținut din ce în ce mai mare de hidrocarburi. de ordin superior. Factorii care influențează eliberarea gazului asociat sunt temperatura și presiunea.

Un gaz cromatograf este utilizat pentru a determina conținutul de gaz asociat. Atunci când se determină compoziția gazului asociat, este, de asemenea, important să se acorde atenție prezenței componentelor non-hidrocarburi - de exemplu, prezența hidrogenului sulfurat în APG poate afecta negativ posibilitatea transportului gazului, deoarece procesele de coroziune pot apărea în conductă.

Figura 2 - Schema de preparare a petrolului și contabilitate APG, sursa: Centrul Energetic Skolkovo

Figura 2 ilustrează schematic procesul de rafinare a petrolului pas cu pas cu eliberarea gazului asociat. După cum se poate observa din figură, gazul asociat este în mare parte un produs secundar al separării primare a hidrocarburilor produse dintr-un puț de petrol. Problema contorării gazelor asociate constă în necesitatea instalării dispozitivelor automate de contorizare în mai multe etape de separare, iar ulterior livrărilor pentru eliminare (instalații de procesare a gazelor, centrale termice etc.).

Principalele instalații utilizate la locurile de producție [Filippov, 2009]:

• Stații de pompare amplificatoare (BPS)
• Unități de separare a uleiului (OSN)
• · Unități de tratare a uleiului (OPN)
• · Puncte centrale de tratare a uleiului (CPPN)

Numărul de etape depinde de proprietățile fizice și chimice ale gazului asociat, în special de factori precum conținutul de gaz și raportul de gaz. Adesea, gazul din prima etapă de separare este folosit în cuptoare pentru a genera căldură și a preîncălzi întreaga masă de ulei, pentru a crește randamentul de gaz în etapele ulterioare de separare. Pentru mecanismele de antrenare se folosește energie electrică, care este generată și în câmp, sau se folosesc rețelele principale de alimentare. În principal utilizate sunt centralele cu piston cu gaz (GPPP), turbinele cu gaz (GTS) și generatoarele diesel (DGS). Instalațiile de gaze funcționează cu gaz de separare din prima etapă, în timp ce stația de motorină funcționează cu combustibil lichid importat. Tipul specific de generare de energie este selectat în funcție de nevoile și caracteristicile fiecărui proiect individual. O centrală electrică cu turbină cu gaz, în unele cazuri, poate genera exces de energie electrică pentru a furniza unități de producție de petrol învecinate, iar în unele cazuri restul poate fi vândut pe piața angro de energie electrică. În producția de energie de tip cogenerare, centralele produc simultan căldură și electricitate.

Liniile flare sunt un atribut obligatoriu al oricărui câmp. Chiar dacă nu sunt folosite, sunt necesare pentru a arde excesul de gaz în caz de urgență.

Din punct de vedere al economiei producției de petrol, procesele investiționale în domeniul utilizării gazelor asociate sunt destul de inerțiale și sunt orientate în primul rând nu pe condițiile pieței pe termen scurt, ci pe totalitatea tuturor factorilor economici și instituționali de-a lungul unui orizont pe termen destul de lung.

Aspectele economice ale producției de hidrocarburi au propriile lor caracteristici specifice. Particularitățile producției de petrol sunt:

• Natura pe termen lung a deciziilor cheie de investiții
• · Întârzieri semnificative ale investițiilor
• · Investiție inițială mare
• Irreversibilitatea investiției inițiale
• Scăderea naturală a producției în timp

Pentru a evalua eficacitatea oricărui proiect, un model comun de evaluare a valorii unei afaceri este evaluarea VAN.

VAN (Valoarea actuală netă) - evaluarea se bazează pe faptul că toate veniturile viitoare estimate ale companiei vor fi însumate și reduse la valoarea actuală a acestor venituri. Aceeași sumă de bani astăzi și mâine diferă prin rata de actualizare (i). Acest lucru se datorează faptului că în perioada de timp t=0 banii pe care îi avem au o anumită valoare. În timp ce în perioada de timp t=1 inflația se va răspândi la aceste fonduri, vor exista tot felul de riscuri și impacturi negative. Toate acestea fac ca banii viitori să fie „mai ieftini” decât banii actuali.

Durata medie de viață a unui proiect de producție de petrol poate fi de aproximativ 30 de ani, urmată de o oprire îndelungată a producției, uneori de zeci de ani, care este asociată cu nivelul prețurilor petrolului și rambursarea costurilor de exploatare. Mai mult, producția de petrol atinge apogeul în primii cinci ani de producție, iar apoi, din cauza scăderii naturale a producției, se estompează treptat.

În primii ani, compania face investiții inițiale mari. Dar producția în sine începe la doar câțiva ani după începerea investițiilor de capital. Fiecare companie se străduiește să minimizeze întârzierea investiției pentru a obține rambursarea proiectului cât mai curând posibil.

Un grafic tipic al profitabilității proiectului este prezentat în Figura 3:

Figura 3 - Diagrama NPV pentru un proiect tipic de producție de petrol

Această figură arată VAN al proiectului. Valoarea maximă negativă este indicatorul MCO (maximum cash outlay), care reflectă cât de multă investiție necesită proiectul. Intersecția graficului liniei fluxurilor de numerar acumulate cu axa timpului în ani este timpul de amortizare al proiectului. Rata de acumulare a VAN este în scădere, atât datorită ratei de producție în scădere, cât și a ratei de actualizare în timp.

Pe lângă investițiile de capital, producția necesită costuri de exploatare în fiecare an. O creștere a costurilor de operare, care pot include costuri tehnice anuale asociate cu riscurile de mediu, reduce VAN al proiectului și crește perioada de rambursare a proiectului.

Astfel, cheltuielile suplimentare pentru contabilizarea, colectarea și utilizarea gazelor petroliere asociate pot fi justificate din punct de vedere al proiectului doar dacă aceste cheltuieli măresc VAN al proiectului. În caz contrar, va avea loc o scădere a atractivității proiectului și, ca urmare, fie o scădere a numărului de proiecte în curs de implementare, fie volumele de producție de petrol și gaze în cadrul unui proiect vor fi ajustate.

În mod convențional, toate proiectele asociate de utilizare a gazelor pot fi împărțite în trei grupuri:

• 1. Proiectul de reciclare în sine este profitabil (ținând cont de toți factorii economici și instituționali), iar companiile nu vor avea nevoie de stimulente suplimentare pentru implementare.
• 2. Proiectul de utilizare are un VAN negativ, în timp ce VAN cumulat din întregul proiect de producție de petrol este pozitiv. Pe acest grup se pot concentra toate măsurile de stimulare. Principiul general va fi crearea de condiții (prin stimulente și penalități) care să facă profitabil pentru o companie să întreprindă proiecte de reciclare, mai degrabă decât să plătească penalități. Mai mult, astfel încât costurile totale ale proiectului să nu depășească VAN total.
• 3. Proiectele de reciclare au un VAN negativ, iar dacă sunt implementate, proiectul general de producție de petrol pentru un anumit câmp devine și el neprofitabil. În acest caz, măsurile de stimulare fie nu vor duce la o reducere a emisiilor (compania va plăti amenzi până la costul lor cumulat egal cu VAN al proiectului), fie câmpul va fi blocat și licența va fi renunțată.

Potrivit Centrului Energetic Skolkovo, ciclul de investiții în implementarea proiectelor de utilizare a APG este mai mare de 3 ani.

Investițiile, potrivit Ministerului Resurselor Naturale, ar trebui să se ridice la aproximativ 300 de miliarde de ruble până în 2014 pentru a atinge nivelul țintă. Pe baza logicii administrării proiectelor de al doilea tip, ratele plăților pentru poluare ar trebui să fie astfel încât costul potențial al tuturor plăților să fie peste 300 de miliarde de ruble, iar costul de oportunitate să fie egal cu investiția totală.

Trimiteți-vă munca bună în baza de cunoștințe este simplu. Utilizați formularul de mai jos

Studenții, studenții absolvenți, tinerii oameni de știință care folosesc baza de cunoștințe în studiile și munca lor vă vor fi foarte recunoscători.

postat pe http://www.allbest.ru/

Caracteristicile APG

Trecereuleigaz(PNG) este un gaz natural de hidrocarburi dizolvat în petrol sau situat în „calotele” zăcămintelor de condensat de petrol și gaze.

Spre deosebire de binecunoscutul gaz natural, gazul petrolier asociat conține, pe lângă metan și etan, o mare proporție de propani, butani și vapori de hidrocarburi mai grele. Multe gaze asociate, în funcție de domeniu, conțin și componente non-hidrocarburi: hidrogen sulfurat și mercaptani, dioxid de carbon, azot, heliu și argon.

Când rezervoarele de ulei sunt deschise, gazul din capacele de ulei începe de obicei să țâșnească primul. Ulterior, cea mai mare parte a gazului asociat produs este formată din gaze dizolvate în ulei. Gazul din capacele de gaz, sau gazul liber, are o compoziție „mai ușoară” (cu un conținut mai scăzut de gaze de hidrocarburi grele) în contrast cu gazul dizolvat în ulei. Astfel, etapele inițiale ale dezvoltării câmpului sunt de obicei caracterizate de volume mari de producție anuală de gaz petrolier asociat cu o proporție mai mare de metan în compoziția sa. Odată cu exploatarea pe termen lung a zăcământului, producția de gaz petrolier asociat este redusă și o mare parte a gazului cade pe componente grele.

Trecere ulei gaz este important materii prime Pentru energie Și chimic industrie. APG are o putere calorică ridicată, care variază de la 9.000 la 15.000 Kcal/m3, dar utilizarea sa în producerea de energie este îngreunată de instabilitatea compoziției sale și de prezența unui număr mare de impurități, ceea ce necesită costuri suplimentare pentru purificarea gazelor („ uscare"). În industria chimică, metanul și etanul conținute în APG sunt utilizate pentru producerea de materiale plastice și cauciuc, iar elementele mai grele servesc drept materii prime în producția de hidrocarburi aromatice, aditivi pentru combustibili cu octan ridicat și gaze de hidrocarburi lichefiate, în special, lichefiate. propan-butan tehnic (SPBT).

PNG în cifre

În Rusia, conform datelor oficiale, anual se extrag aproximativ 55 de miliarde de m3 de gaz petrolier asociat. Dintre acestea, aproximativ 20-25 miliarde m3 sunt arse pe câmpuri și doar aproximativ 15-20 miliarde m3 sunt folosiți în industria chimică. Majoritatea APG-urilor arse provin din câmpuri noi și greu accesibile din Siberia de Vest și de Est.

Un indicator important pentru fiecare câmp petrolier este factorul de gaz al petrolului - cantitatea de gaz petrolier asociat per o tonă de petrol produsă. Pentru fiecare zăcământ, acest indicator este individual și depinde de natura zăcământului, de natura funcționării acestuia și de durata de dezvoltare și poate varia de la 1-2 m3 până la câteva mii de m3 pe tonă.

Rezolvarea problemei utilizării gazelor asociate nu este doar o problemă de ecologie și conservare a resurselor, este și un potențial proiect național în valoare de 10 - 15 miliarde USD.Gazul petrolier asociat este cel mai valoros combustibil, energie și materie primă chimică. Doar utilizarea volumelor de APG, a căror prelucrare este profitabilă din punct de vedere economic, în condițiile actuale de piață, ar face posibilă producerea anuală a până la 5-6 milioane de tone de hidrocarburi lichide, 3-4 miliarde de metri cubi. etan, 15-20 miliarde de metri cubi gaz uscat sau 60 - 70 mii GWh de energie electrică. Efectul total posibil va fi de până la 10 miliarde USD/an în prețurile pieței interne sau aproape 1% din PIB-ul Federației Ruse.

În Republica Kazahstan, problema utilizării APG nu este mai puțin acută. În prezent, conform datelor oficiale, din 9 miliarde de metri cubi. Doar două treimi din APG produs anual în țară este utilizat. Volumul de gaze ars ajunge la 3 miliarde de metri cubi. în an. Mai mult de un sfert din întreprinderile producătoare de petrol care operează în țară ard mai mult de 90% din APG produs. Gazele petroliere asociate reprezintă aproape jumătate din toate gazele produse în țară, iar ritmul de creștere a producției de APG depășește în prezent ritmul de creștere a producției de gaze naturale.

Problema utilizării APG

Problema utilizării gazelor petroliere asociate a fost moștenită de Rusia încă din epoca sovietică, când accentul în dezvoltare era adesea pus pe metode extinse de dezvoltare. La dezvoltarea provinciilor purtătoare de petrol, creșterea producției de țiței, principala sursă de venituri pentru bugetul național, a fost de o importanță capitală. Calculul a fost făcut pentru zăcăminte gigantice, producție mare și minimizarea costurilor. Procesarea gazelor petroliere asociate, pe de o parte, a fost pe fundal din cauza necesității de a face investiții de capital semnificative în proiecte relativ mai puțin profitabile; pe de altă parte, au fost create sisteme extinse de colectare a gazelor în cele mai mari provincii petroliere și procesarea gigantică a gazelor. au fost construite uzine pentru a primi materii prime din câmpurile din apropiere. În prezent vedem consecințele unei astfel de gigantomanii.

Schema de utilizare a gazelor asociate adoptată în mod tradițional în Rusia încă din epoca sovietică implică construirea de fabrici mari de procesare a gazelor, împreună cu o rețea extinsă de conducte de gaz pentru colectarea și livrarea gazelor asociate. Implementarea schemelor tradiționale de reciclare necesită costuri de capital și timp semnificative și, după cum arată experiența, este aproape întotdeauna cu câțiva ani în urmă față de dezvoltarea depozitelor. Utilizarea acestor tehnologii este eficientă din punct de vedere economic doar în producția pe scară largă (miliarde de metri cubi de gaz sursă) și este nejustificată din punct de vedere economic în câmpurile medii și mici.

Un alt dezavantaj al acestor scheme este incapacitatea, din motive tehnice și de transport, de a utiliza gazul asociat din etapele finale de separare din cauza îmbogățirii acestuia cu hidrocarburi grele - un astfel de gaz nu poate fi pompat prin conducte și este de obicei ars în rachete. Prin urmare, chiar și în câmpurile echipate cu conducte de gaze, gazul asociat din etapele de separare finală continuă să fie ars.

Principalele pierderi de gaze petroliere se formează în principal din cauza câmpurilor îndepărtate mici, mici și mijlocii, a căror pondere în țara noastră continuă să crească rapid. Organizarea colectării gazelor din astfel de zăcăminte, după cum se arată mai sus, conform schemelor propuse pentru construcția de fabrici mari de procesare a gazelor, este o întreprindere foarte intensivă în capital și ineficientă.

Chiar și în regiunile în care sunt amplasate fabrici de procesare a gazelor și există o rețea extinsă de colectare a gazelor, întreprinderile de prelucrare a gazelor au o capacitate de 40-50%, iar în jurul lor ard zeci de torțe vechi și se aprind altele noi. Acest lucru se datorează standardelor actuale de reglementare din industrie și lipsei de atenție față de problemă, atât din partea lucrătorilor din petrol, cât și a procesatorilor de gaze.

În perioada sovietică, dezvoltarea infrastructurii de colectare a gazelor și a aprovizionării APG către uzinele de procesare a gazelor au fost realizate în cadrul unui sistem planificat și finanțate în conformitate cu un program unificat de dezvoltare a câmpului. După prăbușirea Uniunii și formarea unor companii petroliere independente, infrastructura pentru colectarea și livrarea APG către uzine a rămas în mâinile procesatorilor de gaze, iar sursele de gaze, în mod firesc, au fost controlate de industria petrolieră. O situație de monopol al cumpărătorului a apărut atunci când companiile petroliere, de fapt, nu aveau alte alternative pentru a utiliza gazul petrolier asociat, în afară de introducerea acestuia într-o conductă pentru transportul la uzina de procesare a gazelor. Mai mult, statul a legiferat prețuri pentru livrarea gazelor asociate către instalația de procesare a gazelor la un nivel deliberat scăzut. Pe de o parte, acest lucru a permis uzinelor de procesare a gazelor să supraviețuiască și chiar să funcționeze bine în turbulenții ani 90, pe de altă parte, a privat companiile petroliere de stimulentul de a investi în construirea infrastructurii de colectare a gazelor la noi zăcăminte și de a furniza gaz asociat către întreprinderile existente. Drept urmare, Rusia are acum atât capacitate de procesare a gazului inactiv, cât și zeci de arderi de materie primă pentru încălzirea aerului.

În prezent, Guvernul Federației Ruse, în conformitate cu Planul de acțiune aprobat pentru dezvoltarea industriei și tehnologiei pentru 2006-2007. Se elaborează o rezoluție pentru a include în acordurile de licență cu utilizatorii subsolului cerințe obligatorii pentru construirea de unități de producție pentru procesarea gazelor petroliere asociate generate în timpul producției de petrol. Examinarea și adoptarea rezoluției vor avea loc în al doilea trimestru al anului 2007.

Este evident că implementarea prevederilor prezentului document va presupune pentru utilizatorii subsolului nevoia de a atrage resurse financiare semnificative pentru studierea problemelor de utilizare a gazelor de ardere și a construirii unor instalații relevante cu infrastructura necesară. Totodată, investițiile de capital necesare în complexele de producție de procesare a gazelor fiind create depășesc în cele mai multe cazuri costul instalațiilor de infrastructură petrolieră existente în câmp.

Necesitatea unor astfel de investiții suplimentare semnificative în partea non-core și mai puțin profitabilă a afacerii pentru companiile petroliere, în opinia noastră, va determina inevitabil o reducere a activităților de investiții ale utilizatorilor subsolului care vizează căutarea, dezvoltarea, dezvoltarea de noi domenii și intensificarea producția de produs principal și cel mai profitabil - ulei, sau poate duce la nerespectarea cerințelor acordurilor de licență cu toate consecințele care decurg. O soluție alternativă în soluționarea situației cu utilizarea gazelor de ardere este, în opinia noastră, atragerea de companii specializate de servicii de management care pot implementa rapid și eficient astfel de proiecte, fără a atrage resurse financiare de la utilizatorii subsolului.

hidrocarbură de prelucrare a gazelor de petrol

Aspecte de mediu

Ardereincidentaluleigaz- o problemă gravă de mediu atât pentru regiunile producătoare de petrol, cât și pentru mediul global.

În fiecare an, în Rusia și Kazahstan, ca urmare a arderii gazelor petroliere asociate, mai mult de un milion de tone de poluanți, inclusiv dioxid de carbon, dioxid de sulf și particule de funingine, sunt eliberați în atmosferă. Emisiile generate de arderea gazelor petroliere asociate reprezintă 30% din toate emisiile atmosferice din Siberia de Vest, 2% din emisiile din surse staționare din Rusia și până la 10% din totalul emisiilor atmosferice din Republica Kazahstan.

De asemenea, este necesar să se țină cont de impactul negativ al poluării termice, a cărei sursă este exploziile de petrol. Siberia de Vest a Rusiei este una dintre puținele regiuni slab populate ale lumii ale căror lumini pot fi văzute noaptea din spațiu, alături de iluminatul nocturn al celor mai mari orașe din Europa, Asia și America.

Problema utilizării APG pare deosebit de relevantă pe fondul ratificării de către Rusia a Protocolului de la Kyoto. Atragerea de fonduri din fondurile europene de carbon pentru proiectele de stingere a incendiilor ar finanța până la 50% din costurile de capital necesare și ar crește semnificativ atractivitatea economică a acestei zone pentru investitorii privați. Deja la sfârșitul anului 2006, volumul investițiilor în carbon atrase de companiile chineze în cadrul Protocolului de la Kyoto depășea 6 miliarde de dolari, în ciuda faptului că țări precum China, Singapore sau Brazilia nu și-au asumat obligații de reducere a emisiilor. Cert este că numai ei au posibilitatea de a vinde emisii reduse prin așa-numitul „mecanism de dezvoltare curată”, atunci când se evaluează mai degrabă reducerea emisiilor potențiale decât a emisiilor reale. Întârzierea Rusiei în materie de implementare legislativă a mecanismelor de înregistrare și transfer al cotelor de carbon va costa companiilor naționale miliarde de dolari în investiții pierdute.

Postat pe Allbest.ru

...

Documente similare

Modalități de utilizare a gazelor petroliere asociate. Utilizarea arderii gazelor petroliere asociate pentru sistemul de încălzire, alimentare cu apă caldă, ventilație. Dispozitiv și principiu de funcționare. Calculul bilanțului de materiale. Căldura fizică a reactanților și a produselor.

rezumat, adăugat 04.10.2014


Utilizarea gazelor petroliere asociate (APG) și impactul acestuia asupra naturii și oamenilor. Motive pentru utilizarea incompletă a APG, compoziția sa. Impunerea de amenzi pentru arderea APG, aplicarea de restricții și creșterea coeficienților. Modalități alternative de utilizare a APG.

rezumat, adăugat 20.03.2011


Conceptul de gaze petroliere asociate ca un amestec de hidrocarburi care sunt eliberate din cauza scăderii presiunii atunci când petrolul se ridică la suprafața Pământului. Compoziția gazului petrolier asociat, caracteristicile prelucrării și utilizării acestuia, principalele metode de eliminare.

prezentare, adaugat 11.10.2015


Descrierea generală a unei centrale electrice cu turbină cu gaz. Introducerea unui sistem de control îmbunătățit pentru încălzirea gazelor petroliere asociate, calculul coeficienților de control pentru acest sistem. Descrierea proceselor fizice în timpul încălzirii gazului petrolier asociat.

teză, adăugată 29.04.2015


Compresoare utilizate pentru transportul gazelor. Limita de explozie a gazelor petroliere. Calculul efectului economic anual din introducerea blocurilor de compresoare pentru comprimarea și transportul gazelor petroliere. Greutatea specifică a gazului la injecție.

lucrare de curs, adăugată 28.11.2010


Structura organizatorică a OJSC Samotlorneftegaz, istoria creării și dezvoltării companiei. Caracteristicile zăcămintelor dezvoltate; dezvoltarea și perspectivele de dezvoltare a acestora. Metode de exploatare a câmpurilor petroliere. Sisteme de colectare a petrolului și gazelor.

raport de practică, adăugat la 25.03.2014


Măsuri și echipamente pentru prevenirea eliberării fluidelor și a gazelor petroliere asociate în mediu. Echipamente pentru prevenirea fântânilor deschise. Complexe de control pentru supapele de închidere de fund. Protecția muncii și a mediului în fântâni.

teză, adăugată 27.02.2009


Gaz petrolier asociat ca amestec de gaze și componente vaporoase de hidrocarburi și nehidrocarburi de origine naturală, caracteristici ale utilizării și eliminării acestuia. Separarea petrolului de gaze: esența, rațiunea acestui proces. Tipuri de separatoare.

lucrare curs, adăugată 14.04.2015


Soluții de bază de proiectare pentru dezvoltarea câmpului Barsukovskoye. Starea de dezvoltare și stocul puțurilor. Concepte despre colectarea, transportul și prepararea petrolului și gazelor în domeniu. Caracteristicile materiilor prime, materialelor auxiliare și produselor finite.

lucrare de curs, adăugată 26.08.2010


Analiza arzatoarelor pe gaz: clasificarea, alimentarea cu gaz si aer a frontului de ardere a gazelor, formarea amestecului, stabilizarea frontului de aprindere, asigurarea intensitatii arderii gazelor. Aplicarea sistemelor de automatizare parțială sau complexă a arderii gazelor.

ȚEIUL ȘI GAZUL, COMPOZIȚIA LOR ȘI PROPRIETĂȚI FIZICE

ULEI

Uleiul este un lichid inflamabil, uleios, în mare parte închis la culoare, cu un miros specific. În ceea ce privește compoziția chimică, uleiul este în principal un amestec de diferite hidrocarburi conținute în el într-o mare varietate de combinații și care determină proprietățile sale fizice și chimice.

În uleiuri se găsesc următoarele grupe de hidrocarburi: 1) metan (parafină) cu formula generală C I H 2 I + 2; 2) naftenic cu formula generală C„H 2P; 3) aromatice cu formula generala

SpN 2l -v- /

Cele mai comune hidrocarburi în condiții naturale sunt seria metanului. Hidrocarburile din această serie - metan CH 4, etan C 2 H in, propan C 3 H 8 și butan C 4 Nu - sunt în stare gazoasă la presiunea atmosferică și la temperatură normală. Ele fac parte din gazele petroliere. Pe măsură ce presiunea și temperatura cresc, aceste hidrocarburi ușoare se pot lichefia parțial sau complet.

Pentanul C 8 H 12, hexanul C în H 14 și heptanul C 7 H 1 în aceleași condiții sunt într-o stare instabilă: trec cu ușurință de la starea gazoasă la starea lichidă și înapoi.

Hidrocarburile de la C 8 H 18 la C 17 H sunet sunt substanțe lichide.

Hidrocarburile, ale căror molecule conțin mai mult de 17 atomi de carbon, sunt clasificate drept solide. Acestea sunt parafine și ceresine, conținute în cantități variate în toate uleiurile.

Proprietățile fizice ale uleiurilor și gazelor petroliere, precum și caracteristicile lor calitative, depind de predominanța hidrocarburilor individuale sau a diferitelor grupe ale acestora. Uleiurile cu predominanță de hidrocarburi complexe (uleiuri grele) conțin cantități mai mici de benzină și fracțiuni de petrol. Conținut în ulei

V, M-ANT V

un număr mare de compuși rășinoși și parafină îl face vâscos și inactiv, ceea ce necesită măsuri speciale pentru extragerea lui la suprafață și transportul ulterior.

În plus, uleiurile sunt împărțite în funcție de principalii indicatori de calitate - conținutul de benzină ușoară, kerosen și fracțiuni de ulei.

Compoziția fracționată a uleiurilor se determină prin distilare de laborator, care se bazează pe faptul că fiecare hidrocarbură inclusă în compoziția sa are propriul punct de fierbere specific.

Hidrocarburile ușoare au puncte de fierbere scăzute. De exemplu, pentanul (C B H1a) are un punct de fierbere de 36 ° C, iar hexanul (C 6 H1 4) are un punct de fierbere de 69 ° C. Hidrocarburile grele au puncte de fierbere mai mari și ajung la 300 ° C și mai mult. Prin urmare, atunci când uleiul este încălzit, fracțiunile sale mai ușoare fierb și se evaporă mai întâi; pe măsură ce temperatura crește, hidrocarburile mai grele încep să fiarbă și să se evapore.

Dacă vaporii de ulei încălziți la o anumită temperatură sunt colectați și răciți, atunci acești vapori se vor transforma din nou într-un lichid, care este un grup de hidrocarburi care fierb departe de ulei într-un interval de temperatură dat. Astfel, în funcție de temperatura de încălzire a uleiului, cele mai ușoare fracții - fracțiile de benzină - se evaporă mai întâi din acesta, apoi cele mai grele - kerosen, apoi motorină etc.

Procentul de fracții individuale din ulei care fierb în anumite intervale de temperatură caracterizează compoziția fracționată a uleiului.

De obicei, în condiții de laborator, distilarea uleiului se efectuează în intervale de temperatură de până la 100, 150, 200, 250, 300 și 350 ° C.

Cea mai simplă rafinare a petrolului se bazează pe același principiu ca și distilarea de laborator descrisă mai sus. Aceasta este distilarea directă a uleiului cu separarea fracțiilor de benzină, kerosen și motorină din acesta sub presiune atmosferică și încălzire la 300-350 ° C.

În URSS se găsesc uleiuri cu diferite compoziții și proprietăți chimice. Chiar și uleiurile din același domeniu pot diferi foarte mult unele de altele. Cu toate acestea, uleiurile din fiecare regiune a URSS au și propriile lor caracteristici specifice. De exemplu, uleiurile din regiunea Ural-Volga conțin de obicei cantități semnificative de rășini, parafină și compuși cu sulf. Uleiurile din regiunea Embensky se disting prin conținutul relativ scăzut de sulf.

Uleiurile din regiunea Baku au cea mai mare varietate de compoziție și proprietăți fizice. Aici, alături de uleiurile incolore din orizonturile superioare ale câmpului Surakhani, constând aproape exclusiv din fracții de benzină și kerosen, există uleiuri care nu conțin fracții de benzină. În această zonă există uleiuri care nu conțin substanțe gudronate, precum și cele foarte gudronizate. Multe uleiuri din Azerbaidjan conțin acizi naftenici. Majoritatea uleiurilor nu conțin parafine. În ceea ce privește conținutul de sulf, toate uleiurile Baku sunt clasificate drept cu conținut scăzut de sulf.

Unul dintre principalii indicatori ai calității comerciale a uleiului este densitatea acestuia. Densitatea uleiului la o temperatură standard de 20° C și presiunea atmosferică variază de la 700 (condens de gaz) la 980 și chiar 1000 kg/m 3 .

În practica de teren, densitatea țițeiului este utilizată pentru a evalua în mod aproximativ calitatea acestuia. Uleiurile ușoare cu o densitate de până la 880 kg/m 3 sunt cele mai valoroase; tind să conțină mai multe fracții de benzină și ulei.

Densitatea uleiurilor este de obicei măsurată cu hidrometre speciale. Un hidrometru este un tub de sticlă cu o parte inferioară lărgită în care este plasat un termometru cu mercur. Datorită greutății semnificative a mercurului, hidrometrul ia o poziție verticală atunci când este scufundat în ulei. În partea îngustă superioară a hidrometrului există o scară pentru măsurarea densității, iar în partea inferioară există o scară de temperatură.

Pentru a determina densitatea uleiului, un hidrometru este coborât într-un vas cu acest ulei și valoarea densității sale este măsurată de-a lungul marginii superioare a meniscului format.

Pentru a aduce măsurarea rezultată a densității uleiului la o anumită temperatură la condiții standard, adică la o temperatură de 20 ° C, este necesar să se introducă o corecție a temperaturii, care este luată în considerare prin următoarea formulă:

р2о = Р* + в(<-20), (1)

unde p20 este densitatea dorită la 20°C; p/ - densitatea la temperatura de măsurare eu; A- coeficientul de dilatare volumetrică a petrolului, a cărui valoare este luată din tabele speciale; ea