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, constau în principal din propan și izomeri ai butanului). Gazele petroliere includ și gazele de cracare a petrolului, constând din hidrocarburi saturate și nesaturate (etilenă, acetilenă). Gazele petroliere sunt folosite ca combustibil și pentru producerea diferitelor substanțe chimice. Propilena, butilena, butadiena etc. se obtin din gazele petroliere prin prelucrare chimica, care sunt folosite la producerea materialelor plastice si cauciucurilor.

Compus

Gaz petrolier asociat - 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 creșterea seriei omoloage) și diverse compoziții și stare de fază a impurităților.

Compoziția aproximativă a APG

Chitanță

APG este o componentă valoroasă de hidrocarburi eliberată din mineralele extrase, transportate și prelucrate care conțin hidrocarburi în toate etapele ciclului de viață al investiției până la vânzarea produselor finite către consumatorul final. Astfel, o caracteristică a originii gazelor petroliere asociate 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 un debit nesemnificativ al gazului rezultat, de la 100 la 5000 nm³/h. Conținutul de hidrocarburi СЗ + 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 (modificarea valorii normale 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 un 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 de stat în domeniul utilizării APG și a unui număr de alți factori, situația se schimbă semnificativ. În conformitate cu Decretul nr. 7 al Guvernului Federației Ruse din 8 ianuarie 2009 „Cu privire la măsurile de stimulare a reducerii poluării aerului atmosferic prin produse de ardere asociată a gazelor petroliere la instalațiile de ardere”, un indicator țintă pentru arderea gazelor petroliere asociate a fost stabilit la cel mult 5 la sută din cantitatea de gaz petrolier asociată produsă. În prezent, volumele de APG produse, utilizate și arzate nu pot fi estimate din cauza absenței stațiilor de contorizare a gazelor la multe câmpuri. Dar, conform estimărilor aproximative, este de aproximativ 25 miliarde m³.

Modalități de eliminare

Principalele modalități de utilizare a APG sunt procesarea la GPP, generarea de energie, arderea pentru nevoi proprii, injectarea înapoi în rezervor pentru stimularea recuperării 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. Până în prezent, există mai multe tehnologii care îmbunătățesc calitatea APG prin eliminarea unei părți semnificative a hidrocarburilor grele. Una dintre ele este prepararea APG folosind plante membranare. La utilizarea membranelor, numărul de metan al gazului este semnificativ crescut, puterea calorică netă (LHV), echivalentul termic și temperatura punctului de rouă (atât pentru hidrocarburi, cât și pentru apă) sunt reduse.

Instalațiile 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 purificarea gazului din componente acide.

Proiecta

Schema de distribuție a fluxurilor de gaz în modulul cu membrană

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

Principiul de funcționare

Configurația instalării în fiecare caz particular 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 tratamentul APG

Schema de vid a pregătirii APG

• Pre-separator pentru curățarea de impurități grosiere, umiditate mare condensată și ulei,
• receptor de intrare,
• Compresor,
• Frigider pentru postrăcire a gazului la o temperatură de +10 până la +20 °C,

• Filtru fin de gaz pentru a îndepărta uleiul și compușii de parafină,
• Bloc de membrană de hidrocarburi,
• instrumentaţie,
• Sistem de control, inclusiv analiza debitului,
• Sistem de eliminare 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 în industria petrolului și gazelor.

Există două scheme de tratament 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 (Fig. 1). APG este eliberat atunci când presiunea este redusă în timpul recuperării uleiului sau în timpul separării, similar procesului de eliberare a dioxidului de carbon la deschiderea unei sticle de șampanie. După cum sugerează și numele, gazul petrolier asociat este produs împreună cu petrolul 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 câmpului. În procesul de extracție și separare a unei tone de petrol se pot obține de la 25 la 800 m3 de gaz asociat.

Arderea gazelor petroliere asociate în arderile de câmp este cel mai puțin rațional mod de utilizare. Prin această abordare, APG devine, de fapt, un produs rezidual al procesului de producție a petrolului. Arderea poate fi justificată în anumite condiții, însă, după cum arată experiența mondială, o politică de stat eficientă face posibilă atingerea unui nivel de ardere APG în valoare 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 crește recuperarea petrolului sau, eventual, pentru a-l salva 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 transferul acesteia la rețeaua generală de energie.

În același timp, opțiunea de utilizare a APG pentru generarea de energie este și o modalitate de ardere, doar puțin mai rațională, deoarece în acest caz este posibil să se obțină un efect benefic și să se reducă oarecum impactul asupra mediului. Spre deosebire de gazul natural, care are un conținut de metan în intervalul 92-98%, gazul petrolier asociat conține mai puțin metan, dar are adesea o proporție semnificativă din alte componente de hidrocarburi, care pot atinge 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.

Cea mai rațională opțiune 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 ale procesării asociate a gazelor petroliere, pot fi obținute materiale precum polietilena, polipropilena, 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 modernă a unei persoane și economia este de neconceput, inclusiv: pantofi, îmbrăcăminte, recipiente și ambalaje, vase, echipamente, ferestre, tot felul de produse din cauciuc, bunuri culturale și de uz casnic.aplicații, țevi și piese de conducte, materiale pentru medicină și știință etc. Trebuie remarcat faptul că procesarea APG face posibilă și izolarea gazului uscat stripat, care este un analog al gazului natural, care poate fi deja folosit ca combustibil mai eficient decât APG.

Indicatorul nivelului de gaz asociat recuperat utilizat pentru gaze și petrochimie este o caracteristică a dezvoltării inovatoare a industriei de petrol și gaze și petrochimice, a cât de eficient sunt utilizate resursele de hidrocarburi în economia țării. Utilizarea rațională a APG necesită disponibilitatea unei infrastructuri adecvate, o reglementare de stat eficientă, 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 recuperabile la scară națională și a unui grad ridicat de prelucrare a acestuia pentru obținerea de produse valoroase, inclusiv gaze și petrochimice, reprezintă una dintre direcțiile importante pentru dezvoltarea petrolului și gazelor și industria petrochimică din lume. Această tendință este tipică pentru țările dezvoltate bogate în materii prime hidrocarburi, precum Norvegia, SUA și Canada. Este, de asemenea, caracteristică unui număr de țări cu economii în tranziție, cum ar fi Kazahstanul, precum și țărilor în curs de dezvoltare, precum Nigeria. De menționat că Arabia Saudită, liderul mondial în producția de petrol, devine unul dintre liderii mondiali în domeniul gazelor și petrochimiei.

În prezent, Rusia ocupă primul loc „onorabil” în lume în ceea ce privește arderea 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 mult mai mare - cel puțin 35 miliarde mc. În același timp, chiar și pe baza statisticilor oficiale, Rusia este semnificativ înaintea altor țări în ceea ce privește arderea 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 mers pentru prelucrare la uzinele 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, există un Decret al Guvernului Federației Ruse nr. 1148 din 08.11.2012, conform căruia companiile petroliere sunt obligate să plătească amenzi mari pentru arderea în exces - nivel de peste 5%.

Este important de menționat că acuratețea statisticilor oficiale privind nivelul de reciclare ridică îndoieli serioase. Potrivit experților, o cotă semnificativ mai mică din APG extras este procesată - aproximativ 30%. Și departe de toate acestea sunt folosite pentru obținerea de 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 gaz 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. Această materie primă ar putea fi folosită pentru a produce 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 estimărilor Băncii Mondiale, venitul suplimentar al economiei ruse din procesarea APG calificată s-ar putea ridica la peste 7 miliarde de dolari anual, iar potrivit Ministerului Resurselor Naturale și Ecologiei, economia noastră pierde 13 miliarde de dolari în fiecare an.

Totodată, dacă luăm în considerare volumele de ardere a gazelor asociate în 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. înalt.

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 ușoară cale de ieșire pentru companiile petroliere este adesea arderea gazelor asociate în câmpuri: în rachete sau pt. generarea de energie și nevoile 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, se acordă o atenție insuficientă evaluării pierderilor economice ale statului din utilizarea irațională - arderea gazelor petroliere asociate în câmpuri. Cu toate acestea, arderea APG provoacă daune semnificative nu numai economiei țărilor producătoare de petrol, ci și mediului. Daunele aduse mediului sunt cel mai adesea cumulative și conduc la consecințe pe termen lung și adesea ireversibile. Pentru ca evaluările daunelor de mediu și ale pierderilor economice să nu fie medii și unilaterale, iar motivația de a rezolva problema să fie semnificativă, este necesar să se țină cont 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 practic imposibil din punct de vedere tehnic să se asigure producerea unei faze exclusiv lichide de materii prime de hidrocarburi, lăsând gazul în interiorul rezervorului.

În această etapă, gazul este perceput ca o materie primă asociată, deoarece 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 amestec nesemnificativ de condensat de gaze), zăcurile de petrol nu sunt echipate astfel încât să conducă eficient procesul de producție și utilizare a gaz asociat.

În continuare în acest capitol, aspectele tehnice și economice ale producției de APG vor fi luate în considerare mai detaliat, iar pe baza concluziilor obținute se vor selecta 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 așează pe fundul mării și râului. De-a lungul timpului, apa și nămolul au protejat substanța de descompunere și, pe măsură ce s-au acumulat noi straturi, a crescut presiunea asupra straturilor subiacente, ceea ce, împreună cu condițiile de temperatură și chimice, a determinat formarea petrolului și a gazelor naturale.

Petrolul și gazul merg împreună. În condiții de presiune ridicată, aceste substanțe se acumulează în porii așa-numitelor roci părinte și treptat, trecând printr-un proces de transformare continuă, se ridică cu forțe microcapilare. Dar pe măsură ce urcați, se poate forma o capcană - atunci când un rezervor mai dens acoperă rezervorul de-a lungul căruia migrează hidrocarburile și, astfel, are loc acumularea. În momentul în care s-a acumulat o cantitate suficientă de hidrocarburi, începe să aibă loc procesul de deplasare a apei inițial sărate, mai grea decât petrolul. În plus, 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, a adâncimii de apariție și a conturului zonei de apariție, 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 ale formațiunii, separate de un burghiu, spre exterior. În același timp, pentru a îmbunătăți condițiile de foraj, se folosește un fluid de foraj, deseori format 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% metan în compoziția sa). O cantitate mare de impurități creează, pe de o parte, dificultăți pentru transportul gazelor prin sistemul de transport al gazelor (GTS), pe de altă parte, prezența unor componente extrem 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 „Gaz petrolier asociat care urmează să fie livrat consumatorilor” definește următoarele categorii de APG (în funcție de conținutul de componente C 3 ++, g/m 3):

• „Slab” - mai puțin de 100
• „Mediu” - 101-200
• „Îndrăzneț” - 201-350
• Grăsime suplimentară - mai mult de 351

Figura următoare [Filippov, 2011] prezintă 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/engineering-002

În timpul producției de petrol și al separării treptate ulterioare, gazul eliberat are o compoziție diferită - primul gaz este eliberat cu un conținut ridicat de fracțiune de metan, în următoarele etape de separare, gazul este eliberat cu un conținut crescând de hidrocarburi de ordin superior. . Factorii care influențează eliberarea gazului asociat sunt temperatura și presiunea.

Un cromatograf gazos 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 compoziția APG poate afecta negativ posibilitatea transportului gazului, deoarece pot apărea procese de coroziune. în conducta.

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

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

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

• Stații de pompare amplificatoare (DNS)
• Unități de separare a uleiului (USN)
• Stații de tratare a uleiului (UPN)
• Instalații centrale de tratare a uleiului (CPP)

Numărul de etape depinde de proprietățile fizico-chimice ale gazului asociat, în special de factori precum conținutul de gaz și factorul 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. Sunt utilizate în principal centralele electrice cu pistoane pe gaz (GPES), turbinele cu gaz (GTS) și generatoarele diesel (DGU). Instalațiile de gaze funcționează cu gaz din prima etapă de separare, 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. GTPP poate genera în unele cazuri surplus de energie electrică pentru instalațiile de producție de petrol învecinate, iar în unele cazuri restul poate fi vândut pe piața angro de energie electrică. Cu producția de energie de tip cogenerare, instalațiile produc simultan căldură și energie electrică.

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 punctul de vedere al economiei producției de petrol, procesele investiționale în domeniul utilizării gazelor asociate sunt destul de inerțiale și se concentrează în primul rând nu pe condițiile de piață pe termen scurt, ci pe totalitatea tuturor factorilor economici și instituționali pe un orizont pe termen destul de lung.

Aspectele economice ale producției de hidrocarburi au specificul lor. Particularitatea producției de petrol este:

• 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 afacerii este estimarea 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 va fi răspândită 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 lungă 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 caută să minimizeze întârzierea investiției pentru a ajunge la amortizarea proiectului cât mai curând posibil.

Un program tipic de rentabilitate a proiectului este prezentat în Figura 3:

Figura 3 - Schema VAN pentru un proiect tipic de producție de petrol

Această figură arată VAN al proiectului. Valoarea maximă negativă este indicatorul MCO (cheltuială maximă de numerar), care reflectă cât de mari investiții necesită proiectul. Intersecția graficului liniei fluxurilor de numerar acumulate cu axa timpului în ani este momentul de amortizare al proiectului. Rata de acumulare a VAN este în scădere atât din cauza scăderii ratei de producție, cât și a ratei de actualizare pe timp.

Pe lângă investițiile de capital, producția anuală necesită costuri de exploatare. O creștere a costurilor de exploatare, care pot fi costurile tehnice anuale asociate cu riscurile de mediu, reduce VAN al proiectului și crește perioada de rambursare a proiectului.

Astfel, costurile suplimentare pentru contabilizarea, colectarea și eliminarea gazelor petroliere asociate pot fi justificate din punctul de vedere al proiectului doar dacă aceste costuri vor crește 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 eliminare are un VAN negativ, în timp ce VAN cumulat din întregul proiect de producție de petrol este pozitiv. Pe acest grup pot fi concentrate toate măsurile de stimulare. Principiul general ar fi crearea condițiilor (cu beneficii și penalități) în care ar fi benefic pentru companii să întreprindă proiecte de reciclare, mai degrabă decât să plătească penalități. Și astfel încât costurile totale ale proiectului să nu depășească VAN total.
• 3. Proiectele de utilizare au un VAN negativ, iar dacă sunt implementate, proiectul general de producție de petrol a acestui 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 mai mare de 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/

Caracteristica 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.

La deschiderea rezervoarelor de ulei, gazul „capselor” de ulei începe de obicei să curgă primul. Ulterior, partea principală a gazului asociat produs este gazele dizolvate în ulei. Gazul „capselor” de gaz sau gazul liber este „mai ușor” în compoziție (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 producția anuală mare de gaz petrolier asociat cu o proporție mai mare de metan în compoziția sa. Odată cu funcționarea pe termen lung a câmpului, debitul gazelor petroliere asociate este redus 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 mare, care variază de la 9.000 la 15.000 Kcal/m3, dar utilizarea lui în generarea de energie este îngreunată de instabilitatea compoziției și prezența unei cantități mari de impurități, ceea ce necesită costuri suplimentare pentru purificarea gazelor („ uscare"). În industria chimică, metanul și etanul conținute în APG sunt utilizate pentru producția de materiale plastice și cauciuc, în timp ce elementele mai grele servesc drept materii prime pentru producerea de hidrocarburi aromatice, aditivi pentru combustibili cu octan ridicat și gaze de hidrocarburi lichefiate, în special lichefiate tehnice. propan-butan (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 circa 15-20 miliarde m3 sunt folosiți în industria chimică. Cea mai mare parte a APG ars provine din câmpuri noi și greu accesibile din Siberia de Vest și de Est.

Un indicator important pentru fiecare câmp petrolier este GOR de petrol - cantitatea de gaz petrolier asociat per tonă de petrol produsă. Pentru fiecare câmp, acest indicator este individual și depinde de natura câmpului, de natura funcționării acestuia și de durata dezvoltării 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 chestiune de ecologie și economisire a resurselor, ci 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 viabilă 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. Posibilul efect cumulat 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. Sunt utilizate doar două treimi din APG produs anual în țară. Volumul gazului 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 APG depășește în prezent ritmul de creștere a producției de gaze naturale.

Problemă de utilizare a APG

Problema utilizării gazului petrolier asociat a fost moștenită de Rusia din epoca sovietică, când accentul în dezvoltare era adesea pus pe metode extinse de dezvoltare. În dezvoltarea provinciilor petroliere, în prim plan a fost creșterea producției de țiței, principala sursă de venit pentru bugetul național. Calculul a fost făcut pe zăcăminte gigantice, producție pe scară largă 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 ramificate de colectare a gazelor în cele mai mari provincii petroliere și GPP-uri gigantice. au fost construite pentru materii prime din câmpurile din apropiere. În prezent observăm consecințele unei astfel de megalomanii.

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 cheltuieli de capital și timp semnificative și, după cum arată experiența, este aproape întotdeauna cu câțiva ani în urmă dezvoltării depozitelor. Utilizarea acestor tehnologii este eficientă din punct de vedere economic doar la unități de producție mari (miliarde de metri cubi de gaz sursă) și nejustificată din punct de vedere economic la zăcămintele medii și mici.

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

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, așa cum s-a arătat mai sus, conform schemelor propuse pentru construcția de instalații mari de procesare a gazelor, este o măsură 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 sunt încărcate cu 40-50%, iar în jurul lor ard zeci de vechi și se aprind torțe noi. Acest lucru se datorează reglementărilor actuale din industrie și lipsei de atenție față de problemă, atât din partea petrolierilor, cât și a procesatorilor de gaze.

În epoca sovietică, dezvoltarea infrastructurii de colectare a gazelor și furnizarea de APG la uzinele de prelucrare 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 companiilor petroliere independente, infrastructura pentru colectarea și livrarea APG către uzine a rămas în mâinile procesatorilor de gaze, iar sursele de gaze, desigur, au fost controlate de lucrătorii din petrol. Situația de monopol a cumpărătorului a apărut atunci când companiile petroliere, de fapt, nu aveau alternative pentru utilizarea gazului petrolier asociat, cu excepția livrării acestuia într-o conductă pentru transportul către GPP. Mai mult, guvernul a stabilit în mod legal prețurile pentru livrarea gazelor asociate către fabricile de procesare a gazelor la un nivel deliberat scăzut. Pe de o parte, acest lucru a permis fabricilor de procesare a gazelor să supraviețuiască și chiar să se simtă bine în turbulenții ani 90, pe de altă parte, a privat companiile petroliere de un stimulent să investească în construirea infrastructurii de colectare a gazelor la noi zăcăminte și să furnizeze gaz asociat către întreprinderile existente. Drept urmare, Rusia are acum simultan instalații de procesare a gazului inactiv și zeci de rachete de materii prime 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 un Decret pentru a include în acordurile de licență cu utilizatorii subsolului cerințe obligatorii pentru construirea de unități de producție pentru prelucrarea gazelor petroliere asociate generate în timpul producției de petrol. Examinarea și adoptarea rezoluției vor avea loc în al doilea trimestru al anului 2007.

În mod evident, implementarea prevederilor acestui document va presupune necesitatea ca utilizatorii subsolului să atragă resurse financiare semnificative pentru a rezolva problemele de utilizare a gazelor de ardere și construirea de 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 într-o parte non-core și mai puțin profitabilă a afacerii companiilor petroliere, în opinia noastră, va duce inevitabil la o reducere a activităților de investiții ale utilizatorilor subsolului care vizează găsirea, dezvoltarea, dezvoltarea de noi domenii și intensificarea producției de produs principal și cel mai profitabil - petrol, sau poate duce la nerespectarea cerințelor acordurilor de licență cu toate consecințele care decurg. O soluție alternativă la situația cu utilizarea gazelor de ardere, în opinia noastră, este implicarea unor companii specializate de servicii de management care sunt capabile să implementeze rapid și eficient astfel de proiecte fără a atrage resurse financiare de la utilizatorii subsolului.

gaz petrol prelucrare gaz hidrocarbură

Aspecte de mediu

Arderetrecereuleigaz reprezintă 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, intră în atmosferă. Emisiile rezultate din arderea gazelor petroliere asociate reprezintă 30% din toate emisiile în atmosferă din Siberia de Vest, 2% din emisiile din surse staționare din Rusia și până la 10% din totalul emisiilor atmosferice ale Republicii 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 din spațiu noaptea, împreună cu iluminarea nocturnă a marilor orașe din Europa, Asia și America.

În același timp, problema utilizării APG este văzută ca fiind deosebit de actuală 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 face posibilă finanțarea a până la 50% din costurile de capital necesare și ar crește semnificativ atractivitatea economică a acestei zone pentru investitorii privați. Până la sfârșitul anului 2006, volumul investițiilor în carbon atrase de companiile chineze în cadrul Protocolului de la Kyoto a depășit 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 doar pentru ei există posibilitatea de a vinde emisii reduse în cadrul așa-numitului „mecanism de dezvoltare curată”, atunci când se estimează reducerea emisiilor potențiale, mai degrabă decât reale. Întârzierea Rusiei în materie de înregistrare legislativă a mecanismelor de înregistrare și transfer de cote de carbon va costa companiile autohtone miliarde de dolari din investiții pierdute.

Găzduit 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 omului. 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 asociate petrolului 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 utilizare.

prezentare, adaugat 11.10.2015


Descrierea generală a unei centrale electrice cu turbină cu gaz. Implementarea unui sistem de control îmbunătățit pentru încălzirea pe gaz petrolier asociat, 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 injectare.

lucrare de termen, adăugată 28.11.2010


Structura organizatorică a OJSC „Samotlorneftegaz”, istoria creării și dezvoltării companiei. Caracteristicile domeniilor 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. Echipament 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, justificarea acestui proces. Tipuri de separatoare.

lucrare de termen, adăugată 14.04.2015


Soluții de proiectare de bază pentru dezvoltarea câmpului Barsukovsky. 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 termen, 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. Aplicații ale sistemelor de automatizare parțială sau complexă a arderii gazelor.

ȚEIUL ȘI GAZUL, COMPOZIȚIA LOR ȘI PROPRIETĂȚI FIZICE

ULEI

Uleiul este un lichid inflamabil, uleios, de culoare predominant închisă, cu un miros specific. Conform compoziției chimice, uleiul este în principal un amestec de diferite hidrocarburi conținute în el într-o mare varietate de combinații și determinându-i proprietățile fizice și chimice.

În uleiuri se găsesc următoarele grupe de hidrocarburi: 1) metan (parafinic) cu formula generală C i H 2i + 2; 2) naftenic cu formula generală С„Н 2П; 3) aromatice cu formula generala

spn 2l -in- /

Hidrocarburile din seria metanului sunt cele mai comune în condiții naturale. Hidrocarburile din această serie - metan CH 4, etan C 2 H in, propan C 3 H 8 și butan C 4 Nu - la presiunea atmosferică și la temperatură normală sunt în stare gazoasă. Ele fac parte din gazele petroliere. Odată cu creșterea presiunii și a temperaturii, aceste hidrocarburi ușoare pot deveni parțial sau complet lichide.

Pentanul C 8 H 12, \ hexanul C în H 14 şi heptanul C 7 H 1b în aceleaşi condiţii se află într-o stare instabilă: trec uşor de la starea gazoasă la cea lichidă şi invers.

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

Hidrocarburile, în moleculele cărora există mai mult de 17 atomi de carbon, sunt solide. Acestea sunt parafine și ceresine conținute în anumite cantități 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 în ele. Uleiurile cu predominanță de hidrocarburi complexe (uleiuri grele) conțin o cantitate mai mică de benzină și fracțiuni de petrol. Conținut în ulei

B, M-ANT B

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

În plus, uleiurile sunt subdivizate 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 sus. Prin urmare, atunci când uleiul este încălzit, fracțiunile sale mai ușoare fierb mai întâi și se evaporă, iar 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 din ulei într-un anumit interval de temperatură. 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 solar 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. Aceasta este o distilare directă a uleiului cu eliberare de benzină, kerosen și fracțiuni solare din acesta sub presiune atmosferică și încălzire la 300-350 ° C.

În URSS, există uleiuri cu diferite compoziții și proprietăți chimice. Chiar și uleiurile din același domeniu pot varia foarte mult. 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 o cantitate semnificativă de rășini, parafină și compuși cu sulf. Uleiurile din regiunea Emba se caracterizează printr-un conținut 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 practic numai din fracții de benzină și kerosen, există uleiuri care nu conțin fracții de benzină. În această zonă există uleiuri care nu conțin substanțe rășinoase, precum și cele foarte rășinoase. Multe uleiuri din Azerbaidjan conțin acizi naftenici. Majoritatea uleiurilor nu conțin parafine. În funcție de 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 general 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. Hidrometrul este un tub de sticlă cu o parte inferioară expandată, în care este plasat un termometru cu mercur. Datorită greutății semnificative a mercurului, hidrometrul își asumă o poziție verticală atunci când este scufundat în ulei. În partea îngustă superioară, hidrometrul are o scară pentru măsurarea densității, iar în partea inferioară, 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 densității uleiului obținut la o temperatură dată 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:

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

unde p 20 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 este