Попутний нафтовий газ склад застосування. Попутний нафтовий газ: склад

Попутний нафтовий газ

Попутний нафтовий газ (ПНГ) - суміш різних газоподібних вуглеводнів, розчинених у нафті; вони виділяються в процесі видобутку та перегонки (це так звані попутні гази, головним чином складаються з пропану та ізомерів бутану). До нафтових газів також відносять гази крекінгу нафти, що складаються з граничних та ненасичених (етилену, ацетилену) вуглеводнів. Нафтові гази застосовують як паливо та для отримання різних хімічних речовин. З нафтових газів шляхом хімічної переробки отримують пропілен, бутилени, бутадієн та ін, які використовують у виробництві пластмас та каучуків.

склад

Попутний нафтовий газ - суміш газів, що виділяється з вуглеводнів будь-якого фазового стану, що складається з метану, етану, пропану, бутану та ізобутану, що містить розчинені в ній високомолекулярні рідини (від пентанів і вище за зростанням гомологічного ряду) та різного складу та фазового стану домішки.

Приблизний склад ПНГ

Отримання

ПНГ є цінним вуглеводневим компонентом, що виділяється з видобутих, транспортованих і переробних мінералів, що містять вуглеводні на всіх стадіях інвестиційного циклу життя до реалізації готових продуктів кінцевому споживачеві. Таким чином, особливістю походження нафтового попутного газу є те, що він виділяється на будь-якій стадії від розвідки та видобутку до кінцевої реалізації, з нафти, газу, (інші джерела опущені) і в процесі їх переробки з будь-якого неповного продуктового стану до будь-якого з численних кінцевих продуктів.

Специфічною особливістю ПНГ є зазвичай незначна витрата одержуваного газу, від 100 до 5000 нм³/година. Вміст вуглеводнів З З може змінюватися в діапазоні від 100 до 600 г/м³. У цьому склад і кількість ПНГ перестав бути величиною постійної. Можливі як сезонні, і разові коливання (нормальна зміна значень до 15 %).

Газ першого ступеня сепарації, як правило, відправляється безпосередньо на газопереробний завод. Значні труднощі виникають при спробах використовувати газ із тиском менше 5 бар. Донедавна такий газ у переважній більшості випадків просто спалювався на смолоскипах, проте зараз через зміни політики держави в галузі утилізації ПНГ та низки інших факторів ситуація значно змінюється. Відповідно до Постанови Уряду Росії від 8 січня 2009 р. № 7 «Про заходи щодо стимулювання скорочення забруднення атмосферного повітря продуктами спалювання попутного нафтового газу на факельних установках» було встановлено цільовий показник спалювання попутного нафтового газу у розмірі не більше 5 відсотків від обсягу нафтового газу. На даний момент обсяги видобутого, утилізованого та спалюваного ПНГ неможливо оцінити у зв'язку з відсутністю на багатьох родовищах вузлів обліку газу. Але за приблизними оцінками це близько 25 млрд м³.

Шляхи утилізації

Основними шляхами утилізації ПНГ є переробка на ГПЗ, генерація електроенергії, спалювання на власні потреби, закачування назад у пласт для інтенсифікації нафтовіддачі (підтримка пластового тиску), закачування у видобувні свердловини – використання «газліфту».

Технологія утилізації ПНГ

Газовий смолоскип у західносибірській тайзі на початку 1980-х років

Основна проблема при утилізації попутного газу полягає у високому вмісті важких вуглеводнів. На сьогоднішній день існує кілька технологій, що підвищують якість ПНГ за рахунок видалення значної частини важких вуглеводнів. Одна з них – підготовка ПНГ за допомогою мембранних установок. При застосуванні мембран метанова кількість газу значно підвищується, нижча теплотворна здатність (LHV), тепловий еквівалент і температура точки роси (як вуглеводнів, так і воді) знижуються.

Мембранні вуглеводневі установки дозволяють значно знизити концентрацію сірководню та діоксиду вуглецю у потоці газу, що дозволяє використовувати їх для очищення газу від кислих компонентів.

Конструкція

Схема розподілу газових потоків у мембранному модулі

За своєю конструкцією вуглеводнева мембрана являє собою циліндричний блок з виходами пермеату, продуктового газу та входу ПНГ. Усередині блоку знаходиться трубчаста структура селективного матеріалу, який пропускає лише певний вид молекул. Загальна схема потоку всередині картриджа показана малюнку.

Принцип роботи

Конфігурація установки у кожному даному випадку визначається спеціально, оскільки вихідний склад ПНГ може сильно різнитися.

Схема установки в важливій конфігурації:

Напірна схема підготовки ПНГ

Вакуумна схема підготовки ПНГ

• Попередній сепаратор для очищення від грубих домішок, великої краплинної вологи та нафти,
• Ресивер на вході,
• Компресор,
• Холодильник для доохолодження газу до температури від +10 до +20 °C,

• Фільтр тонкого очищення газу від олії та парафінистих сполук,
• Вуглеводневий мембранний блок,
• КВП,
• Система управління, включаючи потоковий аналіз,
• Система утилізації конденсату (з сепараторів),
• Система утилізації пермеату,
• Контейнерне постачання.

Контейнер повинен бути виготовлений відповідно до вимог пожежо-безпеки в нафтовій та газовій промисловості.

Існує дві схеми підготовки ПНГ: напірна та вакуумна.

Основу попутного нафтового газу становить суміш легких вуглеводнів, що включає метан, етан, пропан, бутан, ізобутан та інші вуглеводні, які під тиском розчинені в нафті (рис 1). ПНГ виділяється при зниженні тиску під час нафтовіддачі або в процесі сепарації за аналогією з процесом виділення вуглекислого газу при відкритті пляшки шампанського. Як випливає з назви, попутний нафтовий газ видобувається принагідно з нафтою і, по суті, є побічним продуктом нафтовидобутку. Обсяг та склад ПНГ залежить від району видобутку та конкретних властивостей родовища. У процесі видобутку та сепарації однієї тонни нафти можна отримати від 25 до 800 м3 попутного газу.

Спалювання попутного нафтового газу на промислових смолоскипах є найменш раціональним способом його використання. За такого підходу ПНГ стає, по суті, відходом процесу нафтовидобутку. Спалювання може бути виправдане за певних умов, однак, як показує світовий досвід, ефективна державна політика дозволяє досягти рівня спалювання ПНГ у розмірі кількох відсотків від загального обсягу його видобутку в країні.

В даний час існують два найбільш поширені способи використання попутного нафтового газу, альтернативні спалюванню на смолоскипах. По-перше, це закачування ПНГ у нафтоносні пласти підвищення нафтовіддачі чи можливого збереження його як ресурсу у майбутнє. Другим варіантом є використання попутного газу як паливо для електрогенерації (схема 1) і потреб підприємства на місцях нафтовидобутку, а також для вироблення електроенергії та передачі її в загальну електромережу.

При цьому варіант використання ПНГ для електрогенерації також є способом його спалювання, лише трохи раціональнішим, так як при цьому є можливість отримати корисний ефект і дещо зменшити вплив на навколишнє середовище. На відміну від газу, вміст метану в якому знаходиться в діапазоні 92-98%, попутний нафтовий газ містить менше метану, але часто має значну частку інших вуглеводневих компонентів, яка може досягати більше половини всього обсягу. У ПНГ також можуть бути присутніми невуглеводневі компоненти - вуглекислий газ, азот, сірководень та інші. Внаслідок цього сам собою попутний нафтовий газ не є досить ефективним паливом.

Найбільш раціональним варіантом є переробка ПНГ - його використання як сировини для газонафтохімії, - яка дає можливість отримання цінних продуктів. Внаслідок кількох стадій переробки попутного нафтового газу можна отримати такі матеріали, як поліетилен, поліпропілен, синтетичні каучуки, полістрол, полівінілхлорид та інші. Ці матеріали, у свою чергу, є основою для широкої гами товарів, без яких немислиме сучасне життя людини та економіки, в тому числі: взуття, одяг, тара та упаковка, посуд, обладнання, вікна, всілякі вироби з гуми, товари культурно-побутового призначення, труби та деталі трубопроводів, матеріали для медицини та науки і т.д. Потрібно відзначити, що переробка ПНГ дозволяє також виділити сухий відбензинений газ, що є аналогом природного газу, який може бути використаний як більш ефективне паливо, ніж ПНГ.

Показник рівня видобутого попутного газу, що використовується для газонафтохімії, є характеристикою інноваційного розвитку нафтової та газонафтохімічної галузі, наскільки ефективно використовуються в економіці країни вуглеводневі ресурси. Раціональне використання ПНГ потребує наявності відповідної інфраструктури, ефективного державного регулювання, системи оцінки, санкцій та заохочення учасників ринку. Тому частка ПНГ для газонафтохімії також може характеризувати рівень економічного розвитку країни.

Досягнення 95-98%-го рівня використання видобутого а масштабах країни попутного нафтового газу та високий ступінь його переробки з отриманням цінних продуктів, у тому числі газонафтохімії, є одними з важливих напрямів розвитку нафтової та газонафтохімічної галузі у світі. Ця тенденція характерна для розвинених країн, багатих на вуглеводневу сировину, таких як Норвегія, США та Канада. Вона характерна і для низки країн з перехідною економікою, наприклад для Казахстану, а також країн, що розвиваються, наприклад Нігерії. Слід зазначити, що Саудівська Аравія - лідер світового нафтовидобутку - стає одним із лідерів світової газонафтохімії.

Нині Росія посідає “почесне” перше місце світі за обсягами спалювання ПНГ. У 2013 році цей рівень, за офіційними даними, становив близько 15,7 млрд. м3. Водночас, згідно з неофіційними даними, обсяг спалювання попутного нафтового газу в нашій країні може бути значно вищим - не менше 35 млрд м3. При цьому навіть орієнтуючись на дані офіційної статистики, Росія значно випереджає за обсягами спалювання ПНГ інші держави. Згідно з офіційними даними, рівень використання ПНГ іншими способами, ніж спалювання у смолоскипах, у нашій країні у 2013 році становив у середньому 76,2%. З них 44,5% пішли на переробку на газопереробні заводи.

Вимоги зниження рівня спалювання ПНГ та збільшення частки його переробки як цінної вуглеводневої сировини висуваються керівництвом нашої країни протягом кількох останніх років. В даний час діє Постанова Уряду РФ №1148 від 08.11.2012, згідно з якою нафтовидобувні компанії зобов'язані сплачувати високі штрафи за наднормативне спалювання - понад 5% рівня.

Важливо відзначити, що точність офіційної статистики щодо рівня переробки викликає серйозні сумніви. На думку експертів, переробляється суттєво менша частка видобутого ПНГ – близько 30%. І та далеко не вся йде на одержання продуктів газонафтохімії, значна частина переробляється для виробництва електроенергії. Таким чином, реальна частка ефективного використання ПНГ - як сировини для газонафтохімії - може становити не більше 20% від усього обсягу ПНГ, що видобувається.

Таким чином, навіть на підставі офіційних даних, розглядаючи тільки обсяги спалювання ПНГ у смолоскипах, можна зробити висновок, що щорічно втрачається понад 12 млн т цінної нафтохімічної сировини, яку можна було б отримати шляхом переробки попутного нафтового газу. З цієї сировини могли б бути вироблені важливі продукти та товари для вітчизняної економіки, вона могла б стати основою розвитку нових виробництв, створення нових робочих місць, у тому числі з метою заміщення продукції, що імпортується. Згідно з оцінкою Світового банку, додаткові доходи російської економіки від кваліфікованої переробки ПНГ могли б становити понад 7 млрд доларів щорічно, а за даними Міністерства природних ресурсів та екології, наша економіка щороку втрачає 13 млрд доларів.

У той же час, якщо враховувати обсяги спалювання попутного газу на нафтопромислах для власних потреб та електрогенерації, можливості отримання сировини та, відповідно, додаткових вигод для економіки нашої країни можуть бути вдвічі вищими.

Причини нераціонального використання попутного газу нашій країні пов'язані з низкою чинників. Нерідко місця видобутку нафти знаходяться далеко від інфраструктури збирання, транспортування та переробки нафтового газу. Обмежений доступ до системи магістральних газопроводів. Відсутність місцевих споживачів продуктів переробки ПНГ, відсутність рентабельних рішень щодо раціонального використання - усе це призводить до того, що найпростішим виходом для нафтовидобувних компаній найчастіше є спалювання попутного газу на промислах: у смолоскипах або вироблення електроенергії та побутових потреб. Слід зазначити, що передумови для нераціонального використання попутного нафтового газу формувалися ще початкових етапах розвитку нафтовидобувної промисловості, ще радянський період.

Нині недостатня увага приділяється оцінці економічних втрат держави від нераціонального використання - спалювання попутного нафтового газу на промислах. Однак спалювання ПНГ завдає значної шкоди не лише економіці нафтовидобувних країн, а й навколишньому середовищу. Екологічна шкода найчастіше має накопичувальний характер і призводить до довгострокових, а найчастіше і незворотних наслідків. Для того щоб оцінки екологічних збитків та економічних втрат не були усередненими та односторонніми, а мотивація до вирішення проблеми була осмисленою, необхідно брати до уваги масштаби нашої країни та інтереси всіх сторін.

Попутний нафтовий газ (ПНГ), як зрозуміло з назви, є побічним продуктом видобутку нафти. Нафта залягає у землі разом із газом і технічно практично неможливо забезпечити видобуток виключно рідкої фази вуглеводневої сировини, залишаючи газ усередині пласта.

На даному етапі саме газ сприймається як попутна сировина, оскільки світові ціни на нафту зумовлюють велику цінність рідкої фази. На відміну від газових родовищ, де всі виробничі та технічні характеристики видобутку спрямовані на вилучення виключно газоподібної фази (з незначною домішкою газового конденсату), нафтові промисли не облаштовані таким чином, щоб ефективно вести процес видобутку та утилізації попутного газу.

Далі в цій головній буде розглянуто детальніше технічні та економічні аспекти видобутку ПНГ, і виходячи з отриманих висновків буде обрано параметри, для яких буде побудовано економетричну модель.

Загальна характеристика попутного нафтового газу

Опис технічних аспектів видобутку вуглеводнів починається з опису умов їхнього залягання.

Сама нафта утворюється з органічних залишків померлих організмів, що осідають на морському та річковому дні. З часом вода та мул оберігали речовину від розкладання, і в міру накопичення нових шарів тиском на пласти, що залягають, посилювалося, що в сукупності з температурними і хімічними умовами зумовлювало утворення нафти і природного газу.

Нафта та газ залягають разом. В умовах великого тиску дані речовини накопичуються в порах про материнських порід, і поступово, проходячи процес безперервного перетворення, мікрокапілярними силами піднімаються нагору. Але в міру виходу нагору, може утворитися пастка - коли щільніший пласт накриває пласт, яким мігрує вуглеводень, і таким чином відбувається накопичення. У момент, коли накопичилося достатньо вуглеводнів, починає відбуватися процес витіснення звідти спочатку солоної води, більш важкої, ніж нафту. Далі сама нафта відокремлюється від легшого газу, але при цьому частина розчиненого газу залишається в рідкій фракції. Саме вода і газ, що відокремилася, служать інструментів виштовхування нафти назовні, утворюючи водо- або газонапірні режими.

Виходячи з умов, глибини залягання та контуру території залягання, розробник вибирає кількість свердловин, що дозволяє максимізувати видобуток.

Основний сучасний тип буріння - це роторне буріння. І тут буріння супроводжується безперервним підйомом бурового шламу - фрагментів пласта, відокремлених буровим долотом, назовні. При цьому для поліпшення умов буріння використовується буровий розчин, що часто складається з суміші хімічних реагентів. [Грей Форест, 2001]

Склад попутного нафтового газу відрізнятиметься від родовища до родовища - залежно від геологічної історії формування даних покладів (материнська порода, фізико-хімічні умови тощо.). У середньому частка вмісту метану в такому газі становить 70% (для порівняння - природний газ має в метан своєму складі до 99% обсягу). Велика кількість домішок створює, з одного боку, труднощі для транспортування газу за допомогою газотранспортної системи (ГТС), з іншого боку, наявність таких вкрай важливих складових, як етан, пропан, бутан, ізобутан та ін. . Для нафтових родовищ Західного Сибіру характерні такі показники вмісту вуглеводнів у попутному газі [Популярная нефтехимия, 2011]:

• · Метан 60-70%
• · Етан 5-13%
• · Пропан 10-17%
• · Бутан 8-9%

ТУ 0271-016-00148300-2005 «Газ нафтовий попутний, що підлягає здачі споживачам» визначає наступні категорії ПНГ (за змістом компонентів C 3 ++, г/м 3):

• · «Худий» - менше 100
• · «Середній» - 101-200
• · «Жирний» – 201-350
• · Особливо жирний - понад 351

На наступному малюнку [Філіппов, 2011] вказані основні заходи, що проводяться з попутним нафтовим газом та ефекти, що досягаються цими заходами.

Малюнок 1 - Основні заходи, що проводяться з ПНГ та ефекти від них, джерело: http://www.avfinfo.ru/page/inzhiniring-002

При видобутку нафти і подальшої поступової сепарації, що виділяється газ має різний склад - найпершим виділяється газ з високим вмістом метанової фракції, на наступних щаблях сепарації виділяється газ з усе більшим вмістом вуглеводнів вищого порядку. Факторами, які впливають виділення попутного газу, є температура і тиск.

Для визначення вмісту попутного газу використовують газовий хроматограф. При визначенні складу попутного газу важливо також звернути увагу на присутність невуглеводневих компонентів - так, наявність сірководню у складі ПНГ може негативно позначитися на можливості транспортування газу, оскільки в трубопроводі можуть відбуватися корозійні процеси.

Рисунок 2 - Схема підготовки нафти та обліку ПНГ, джерело: Енергетичний центр Сколково

На малюнку 2 схематично зображено процес поетапного доопрацювання нафти з виділенням попутного газу. Як видно з малюнка, попутний газ - це в основному побічний продукт первинної сепарації вуглеводневої сировини, що видобувається з нафтової свердловини. Проблема обліку попутного газу полягає у необхідності встановлення автоматичних облікових приладів на кількох стадіях сепарації, а надалі і постачання на утилізацію (ГПЗ, котельні тощо).

Основні застосовувані установки на об'єктах видобутку [Філіппов, 2009]:

• · Дожимні насосні станції (ДНС)
• · Установки сепарації нафти (УСН)
• · Установки підготовки нафти (УПН)
• · Центральні пункти підготовки нафти (ЦППН)

Кількість щаблів залежить від фізико-хімічних властивостей попутного газу, зокрема від такого фактора, як газоміст і газовий фактор. Часто газ першої стадії сепарації використовується в печах для вироблення тепла та підігріву всієї маси нафти з метою збільшення виходу газу на наступних стадіях сепарації. Для рушійних механізмів використовується електроенергія, яка виробляється на промислі, або використовуються магістральні електромережі. В основному використовуються газопоршневі електростанції (ГПЕС), газотурбінні (ГТС) і дизельгенераторні (ДГУ). Газові потужності працюють на газі першого ступеня сепарації, дизельна станція працює на рідкому паливі, що привіз. Конкретний тип електрогенерації вибирається виходячи з потреб та особливостей кожного окремого проекту. ГТЕС у деяких випадках може виробляти надмірну кількість електроенергії, яка вистачає на сусідні об'єкти видобутку нафти, а в деяких випадках залишки можуть бути продані на оптовому ринку електроенергії. При когенеруючому типі виробництва енергії установки одночасно виробляють тепло та електроенергію.

Факельні лінії є обов'язковим атрибутом будь-якого родовища. Навіть у разі їхнього невикористання вони необхідні для спалювання надлишку газу в аварійному випадку.

З погляду економіки нафтовидобутку, інвестиційні процеси у сфері утилізації попутного газу досить інерційні, і орієнтуються насамперед не так на кон'юнктуру ринку на короткостроковому періоді, але в сукупність всіх економічних пріоритетів і інституційних чинників на досить довгостроковому горизонті.

Економічні аспекти видобутку вуглеводнів мають особливу специфіку. Особливістю нафтовидобутку є:

• · Довгостроковий характер ключових інвестиційних рішень
• · Значні інвестиційні лаги
• · Великі початкові інвестиції
• · Необоротність початкових інвестицій
• · Природне зниження видобутку у часі

Для того, щоб оцінити ефективність будь-якого проекту, поширеною моделлю оцінки вартості бізнесу є оцінка NPV.

NPV (Net Present Value) - оцінка ґрунтується на тому, що всі майбутні ймовірні доходи фірми будуть підсумовані та приведені до нинішньої вартості цих доходів. Одна й та сама грошова сума сьогодні і завтра відрізняється на ставку дисконту (i). Це з тим, що у період часу t=0 наявні в нас гроші мають певну цінність. У той час як у період часу t=1 на ці кошти буде поширена інфляція, будуть всілякі ризики та негативні впливи. Все це робить майбутні гроші «дешевшими», ніж нинішні.

Середній термін проекту з видобутку нафти може становити близько 30 років із наступним тривалим припиненням видобутку, розтягнутим іноді на десятиліття, що з рівнем нафтових цін і з окупністю операційних витрат. Причому піка видобуток нафти досягає в перші п'ять років видобутку, а потім, через природне падіння видобутку, поступово згасає.

У перші роки компанія проводить великі початкові інвестиції. Але сам видобуток починається лише за кілька років після початку капітальних вкладень. Кожна компанія прагне мінімізувати інвестиційний лаг, щоб якнайшвидше вийти на окупність проекту.

Типовий графік прибутковості проекту наведено на малюнку 3:

Малюнок 3 - схема NPV для типового проекту нафтовидобутку

На цьому малюнку зображено NPV проекту. Найбільш негативне значення - це показник MCO (maximum cash outlay), є відображенням того, наскільки великих інвестицій вимагає проект. Перетин графіка лінії накопичених грошових потоків з віссю часу в роках - це точка часу окупності проекту. Швидкість накопичення NPV має спадний характер, у зв'язку як зі знижується темпом видобутку, і зі ставкою дисконту часу.

Крім капітальних вкладень, щорічно видобуток потребує операційних витрат. Збільшення операційних витрат, якими можуть бути щорічні технічні витрати, пов'язані з екологічними ризиками, зменшують NPV проекту та збільшують термін окупності проекту.

Таким чином, додаткові витрати на облік, збирання та утилізацію попутного нафтового газу можуть бути виправдані з точки зору проекту, тільки якщо дані витрати будуть збільшувати NPV проекту. В іншому випадку відбуватиметься зменшення привабливості проекту і, як наслідок, або зменшення кількості проектів, що реалізуються, або скориговані обсяги видобутку нафти і газу в рамках одного проекту.

Умовно, всі проекти щодо утилізації попутного газу можна поділити на три групи:

• 1. Проект із утилізації сам собою є прибутковими (з урахуванням всіх економічних пріоритетів та інституційних чинників), і підприємства нічого очікувати потребувати додатковому стимулюванні до реализации.
• 2. Проект із утилізації має негативний ЧДД, при цьому кумулятивний ЧДД від усього проекту з нафтовидобутку є позитивним. Саме на цю групу можуть бути сконцентровані всі заходи щодо стимулювання. Загальний принцип полягатиме в тому, щоб створити умови (пільгами та штрафами), за яких компанії буде вигідно проводити проекти з утилізації, а не сплачувати штрафи. Причому, щоб сумарні витрати на проект не перевищували сукупний NPV.
• 3. Проекти з утилізації мають негативний NPV, причому у разі реалізації загальний проект нафтовидобутку даного родовища як і стає збитковим. У такому разі заходи щодо стимулювання або не призводитимуть до зменшення викидів (компанія сплачуватимуть штрафи аж до їхньої кумулятивної вартості, що дорівнює ЧДД проекту), або родовище консервуватиметься, а ліцензія здаватиметься.

За даними Енергетичного центру Сколково, інвестиційний цикл у сфері реалізації проектів із утилізації ПНГ становить понад 3 роки.

Інвестиції, за даними Мінприроди, повинні становити близько 300 млрд рублів до 2014 року для досягнення цільового рівня. Виходячи з логіки адміністрування проектів другого типу, ставки виплат за забруднення повинні бути такими, щоб потенційна вартість усіх виплат була б вищою за 300 млрд рублів, а альтернативна вартість дорівнювала б сукупним інвестиціям.

Надіслати свою гарну роботу до бази знань просто. Використовуйте форму нижче

Студенти, аспіранти, молоді вчені, які використовують базу знань у своєму навчанні та роботі, будуть вам дуже вдячні.

Розміщено на http://www.allbest.ru/

Характеристика ПНГ

Попутнийнафтовийгаз(ПНГ)- це природний вуглеводневий газ, розчинений у нафті або що знаходиться в «шапках» нафтових та газоконденсатних родовищ.

На відміну від відомого всім природного газу попутний нафтовий газ містить у своєму складі крім метану та етану велику частку пропанів, бутанів та пар більш важких вуглеводнів. Багато попутних газах, залежно від родовища, містяться також невуглеводневі компоненти: сірководень і меркаптани, вуглекислий газ, азот, гелій і аргон.

При розтині нафтових пластів зазвичай спочатку починає фонтанувати газ нафтових «шапок». Згодом основну частину попутного газу, що видобувається, складають гази, розчинені в нафті. Газ газових «шапок», або вільний газ, є «легшим» за складом (з меншим вмістом важких вуглеводневих газів) на відміну розчиненого в нафті газу. Таким чином, початкові стадії освоєння родовищ зазвичай характеризуються великими щорічними обсягами видобутку попутного нафтового газу з більшою часткою метану у своєму складі. При тривалій експлуатації родовища дебет попутного нафтового газу скорочується і більша частка газу посідає важкі складові.

Попутний нафтовий газ є важливим сировиною для енергетики і хімічної промисловості.ПНГ має високу теплотворну здатність, яка коливається в межах від 9 000 до 15 000 Ккал/м3, але його використання в енергогенерації ускладнюється нестабільністю складу та наявністю великої кількості домішок, що потребує додаткових витрат на очищення («осушування») газу. У хімічній промисловості містяться в ПНГ метан та етан використовуються для виробництва пластичних мас і каучуку, а більш важкі елементи служать сировиною при виробництві ароматичних вуглеводнів, високооктанових паливних присадок та зріджених вуглеводневих газів, зокрема, зрідженого пропан-бутану технічного (СПБТ).

ПНГ у цифрах

У Росії щорічно за офіційними даними витягується близько 55 млрд. м3 попутного нафтового газу. З них близько 20-25 млрд. м3 спалюється на родовищах і лише близько 15-20 млрд. м3 використовується у хімічній промисловості. Більшість спалюваного ПНГ посідає нові та важкодоступні родовища Західного та Східного Сибіру.

Важливим показником для кожного нафтового родовища є газовий фактор нафти - кількість попутного нафтового газу, що припадає на одну тонну нафти, що видобувається. Для кожного родовища цей показник індивідуальний і залежить від природи родовища, характеру його експлуатації та тривалості розробки і може становити від 1-2 м3 до кількох тисяч м3 одну тонну.

Вирішення проблеми утилізації попутного газу - це не лише питання екології та ресурсозбереження, це ще й потенційний національний проект вартістю $10 - $15 млрд. Попутний нафтовий газ - найцінніша паливно-енергетична та хімічна сировина. Тільки утилізація обсягів ПНГ, переробка яких є економічно рентабельною за поточної кон'юнктури ринку, дозволила б щорічно виробляти до 5-6 млн. тонн рідких вуглеводнів, 3-4 млрд.м.куб. етану, 15-20 млрд.м.куб. сухого газу чи 60 - 70 тис. ГВт*год електроенергії. Можливий сумарний ефект становитиме до $10 млрд./рік у цінах внутрішнього ринку або майже 1% ВВП Російської Федерації.

У Республіці Казахстан проблема утилізації ПНГ є не менш гострою. Нині за офіційними даними із 9 млрд. куб.м. щорічно ПНГ, що добувається в країні, утилізується лише дві третини. Обсяг газу, що спалюється, досягає 3 млрд. куб.м. на рік. Понад чверть нафтовидобувних підприємств, що працюють у країні, спалюють понад 90% видобутого ПНГ. На попутний нафтовий газ припадає майже половина всього газу, що видобувається в країні, і темпи зростання видобутку ПНГ на даний момент випереджають темпи зростання видобутку природного газу.

Проблема утилізації ПНГ

Проблема утилізації попутного нафтового газу була успадкована Росією ще з радянських часів, коли наголос у розвитку найчастіше робився на екстенсивні методи розвитку. При розвитку нафтоносних провінцій на чільне місце ставилося зростання обсягів видобутку сирої нафти, основного джерела доходів національного бюджету. Розрахунок робився на гігантські родовища, великі виробництва та мінімізацію витрат. Переробка попутного нафтового газу, з одного боку, опинялася на задньому плані через необхідність здійснення суттєвих капітальних вкладень у відносно менш рентабельні проекти, з іншого боку, у найбільших нафтових провінціях створювалися розгалужені газозбірні системи та будувалися гігантські ГПЗ під сировину з найближчих родовищ. Наслідки подібної гігантоманії ми спостерігаємо нині.

Традиційно прийнята в Росії ще з радянських часів схема утилізації попутного газу передбачає будівництво великих газопереробних заводів разом із розгалуженою мережею газопроводів для збирання та доставки попутного газу. Реалізація традиційних схем утилізації потребує значних капітальних витрат і часу і, як показує досвід, практично завжди кілька років не встигає за освоєнням родовищ. Використання даних технологій економічно ефективне лише на великих виробництвах (мільярди м.куб. вихідного газу) та економічно необґрунтовано на середніх та дрібних родовищах.

Іншим недоліком цих схем є нездатність з технічних і транспортних причин утилізувати попутний газ кінцевих щаблів сепарування через його збагачення важкими вуглеводнями - такий газ не може перекачуватися трубопроводами і зазвичай спалюється у смолоскипах. Тому навіть на облаштованих газопроводами родовищах продовжують спалювати попутний газ кінцевих щаблів сепарування.

Основні втрати нафтового газу формуються в основному за рахунок дрібних, малих та середніх віддалених родовищ, частка яких у нашій країні продовжує стрімко зростати. Організація збору газу з таких родовищ, як це було показано вище, за схемами, запропонованими для будівництва великих газопереробних заводів, є дуже капіталомістким та неефективним заходом.

Навіть у регіонах, де знаходяться ГПЗ, та існує розгалужена газозбірна мережа, газопереробні підприємства стоять завантаженими на 40-50%, а навколо них горять десятки старих та запалюються нові смолоскипи. Зумовлено це чинними нормами регулювання у галузі та недоліком уваги до проблеми як з боку нафтовиків, так і з боку газопереробників.

У радянські часи розвиток газозбірної інфраструктури та постачання ПНГ на газопереробні заводи здійснювалися в рамках планової системи та фінансувалися відповідно до єдиної програми розвитку родовищ. Після розвалу Союзу та формування незалежних нафтових компаній інфраструктура збору та доставки ПНГ до заводів залишилася в руках газопереробників, а джерела газу, природно, контролювали нафтовики. Виникла ситуація монополізму покупця, коли у нафтових компаній фактично не залишилося альтернатив утилізації попутного нафтового газу, окрім як його здавання в трубу для транспортування на ГПЗ. Більше того, держава була законодавчо встановлена ​​на свідомо низькому рівні ціни здавання попутного газу на ГПЗ. З одного боку це дозволило газопереробним заводам вижити і навіть добре почуватися у бурхливі 90-ті, з іншого, позбавило нафтові компанії стимулу інвестувати у будівництво газозбірної інфраструктури на нових родовищах і постачати попутний газ на існуючі підприємства. В результаті Росія має зараз одночасно простоюючі потужності з переробки газу і десятки смолоскипів опалювальної повітря сировини.

В даний час Урядом РФ відповідно до затвердженого Плану заходів щодо розвитку промисловості та технологій на 2006-2007р.р. розробляється Постанова про включення до ліцензійних угод з надрокористувачами обов'язкових вимог щодо будівництва виробничих потужностей з переробки попутного нафтового газу, що утворюється під час видобування нафти. Розгляд та ухвалення постанови відбудеться у другому кварталі 2007р.

Очевидно, що реалізація положень зазначеного документа спричинить надрокористувачам необхідність залучення значних фінансових ресурсів у опрацювання питань утилізації факельного газу та будівництва відповідних об'єктів з необхідною інфраструктурою. При цьому необхідні капітальні вкладення у створювані виробничі комплекси переробки газу здебільшого перевищують вартість об'єктів нафтової інфраструктури, що існує на родовищі.

Необхідність настільки значних додаткових вкладень у непрофільну і менш рентабельну для нафтових компаній частину бізнесу, на нашу думку, неминуче викличе скорочення інвестиційної діяльності надрокористувачів, спрямованої на пошук, розробку, облаштування нових родовищ та інтенсифікацію видобутку основного та найбільш рентабельного. до невиконання вимог ліцензійних угод з усіма наслідками. Альтернативним виходом у вирішенні ситуації з утилізацією факельного газу, на нашу думку, є залучення спеціалізованих керуючих сервісних компаній, здатних швидко та ефективно реалізовувати подібні проекти без залучення коштів надрокористувачів.

газ нафтовий газопереробний вуглеводневий

Екологічні аспекти

Спалюванняпопутногонафтовогогазу- серйозна екологічна проблема як самих нафтовидобувних регіонів, так глобального довкілля.

Щорічно в Росії та Казахстані в результаті спалювання попутних нафтових газів в атмосферу потрапляє понад мільйон тонн забруднюючих речовин, включаючи вуглекислий газ, діоксид сірки та сажові частки. Викиди, що утворюються при спалюванні попутних нафтових газів становлять 30% від усіх викидів в атмосферу в Західному Сибіру, ​​2% від викидів від стаціонарних джерел у Росії та до 10% сумарних атмосферних викидів Республіки Казахстан.

Необхідно також взяти до уваги негативний вплив теплового забруднення, джерелом якого є нафтові смолоскипи. Західний Сибір Росії - один із небагатьох малонаселених регіонів світу, вогні якого можна бачити вночі з космосу поряд із нічним освітленням найбільших міст Європи, Азії та Америки.

Особливо актуальною при цьому проблема утилізації ПНГ є на тлі ратифікації Росією Кіотського протоколу. Залучення коштів європейських вуглецевих фондів під проекти гасіння факелів дозволило б профінансувати до 50% необхідних капітальних витрат та суттєво підвищити економічну привабливість цього напряму для приватних інвесторів. Вже за підсумками 2006-го обсяг вуглецевих інвестицій, залучених компаніями Китаю в рамках Кіотського протоколу, перевищив $6 млрд., при тому, що такі країни як Китай, Сінгапур або Бразилія не брали на себе зобов'язань щодо скорочення викидів. Справа в тому, що тільки для них існує можливість продавати скорочені викиди за так званим механізмом чистого розвитку, коли оцінюється скорочення потенційних, а не реальних викидів. Відставання Росії у питаннях законодавчого оформлення механізмів оформлення та передачі вуглецевих квот коштуватиме вітчизняним компаніям мільярдів доларів недоотриманих інвестицій.

Розміщено на Allbest.ru

...

Подібні документи

Шляхи утилізації попутного нафтового газу Використання спалювання попутного нафтового газу для опалювальної системи, гарячого водопостачання, вентиляції. Пристрій та принцип роботи. Розрахунок матеріального балансу. Фізичне тепло реагентів та продуктів.

реферат, доданий 10.04.2014


Використання попутного нафтового газу (ПНГ) та його вплив на природу та людину. Причини неповного використання ПНГ, його склад. Накладення штрафів за спалювання ПНГ, застосування обмежень та коефіцієнтів, що підвищують. Альтернативні шляхи використання ПНГ.

реферат, доданий 20.03.2011


Поняття нафтових попутних газів як суміші вуглеводнів, що виділяються внаслідок зниження тиску під час підйому нафти на поверхню Землі. Склад попутного нафтового газу, особливості його переробки та застосування, основні способи утилізації.

презентація , додано 10.11.2015


Загальний опис газотурбінної електростанції. Впровадження покращеної системи регулювання на підігріві попутного нафтового газу, розрахунок цієї системи коефіцієнтів регулювання. Опис фізичних процесів під час підігріву попутного нафтового газу.

дипломна робота , доданий 29.04.2015


Компресори для транспортування газів. Межа вибуху нафтового газу. Розрахунок річного економічного ефекту від застосування блокових компресорних установок для компресування та транспорту нафтового газу. Питома вага газу на нагнітанні.

курсова робота , доданий 28.11.2010


Організаційна структура ВАТ "Самотлорнафтогаз", історія створення та розвитку компанії. Характеристика родовищ, що розробляються; освоєння та перспективи їх розробки. Методи експлуатації нафтового родовища. Системи збирання нафти та газу.

звіт з практики, доданий 25.03.2014


Заходи та обладнання для запобігання потраплянню флюїдів та попутного нафтового газу до навколишнього середовища. Устаткування для запобігання відкритим фонтанам. Комплекси керування свердловинними клапанами-відсікачами. Охорона праці та довкілля свердловин.

дипломна робота , доданий 27.02.2009


Попутний нафтовий газ як суміш газів та пароподібних вуглеводневих та не вуглеводневих компонентів природного походження, особливості його використання та утилізації. Сепарація нафти газу: сутність, обгрунтування цього процесу. Типи сепараторів.

курсова робота , доданий 14.04.2015


Основні проектні рішення щодо розробки Барсуківського родовища. Стан розробки та фонду свердловин. Поняття про збирання, транспорт та підготовку нафти та газу на родовищі. Характеристика сировини, допоміжних матеріалів та готової продукції.

курсова робота , доданий 26.08.2010


Аналіз газових пальників: класифікація, подача газу та повітря до фронту горіння газу, сумішоутворення, стабілізація фронту займання, забезпечення інтенсивності горіння газу. Застосування систем часткової чи комплексної автоматизації спалювання газу.

НАФТА І ГАЗ, ЇХ СКЛАД І ФІЗИЧНІ ВЛАСТИВОСТІ

НАФТА

Нафта є горючою, маслянистою рідиною, переважно темного кольору, зі специфічним запахом. За хімічним складом нафта є в основному сумішшю різних вуглеводнів, що містяться в ній у найрізноманітніших поєднаннях і визначають її фізичні та хімічні властивості.

У нафтах зустрічаються такі групи вуглеводнів: 1) метанові (парафінові) із загальною формулою С я Н 2я+2; 2) нафтенові із загальною формулою З„Н 2П; 3) ароматичні із загальною формулою

СпН 2л-в-/

Найбільш поширені у природних умовах вуглеводні метанового ряду. Вуглеводні цього ряду - метан СН 4 , етан С 2 Н, пропан С 3 Н 8 і бутан С 4 Ню - при атмосферному тиску і нормальній температурі знаходяться в газоподібному стані. Вони входять до складу нафтових газів. При підвищенні тиску та температури ці легкі вуглеводні можуть частково або повністю переходити до рідкого стану.

Пентан С 8 Н 12 ,\гексан С Н 14 і гептан С 7 Н 1в за тих же умовах знаходяться в нестійкому стані: легко переходять з газоподібного стану в рідке і назад.

Вуглеводні від 8 Н 18 до 17 Н зв - рідкі речовини.

Вуглеводні, в молекулах яких є понад 17 атомів вуглецю, належать до твердих речовин. Це парафіни та церезини, що містяться в тих чи інших кількостях у всіх нафтах.

Фізичні властивості нафт і нафтових газів, і навіть їх якісна характеристика залежить від переважання у яких окремих вуглеводнів чи його різних груп. Нафти з переважанням складних вуглеводнів (важкі нафти) містять меншу кількість бензинових та олійних фракцій. Утримання нафти

В, М-МУРАВ'Я

великої кількості смолистих і парафінових сполук робить її в'язкою та малорухливою, що вимагає особливих заходів для вилучення її на поверхню та подальшого транспортування.

Крім того, нафти підрозділяють за основними якісними показниками - вмістом світлих бензинових, гасових та олійних фракцій.

Фракційний склад нафт визначають шляхом лабораторної розгонки їх, яка заснована на тому, що кожен вуглеводень, що входить до її складу, має свою певну точку кипіння.

Легкі вуглеводні мають низькі точки кипіння. Наприклад, у пентану (С Б Н1а) точка кипіння дорівнює 36 ° С, у гексану (С 6 Н1 4) - 69 ° С. У важких вуглеводнів точки кипіння вищі і доходять до 300 ° С і вище. Тому при підігріванні нафти википають і випаровуються спочатку її легші фракції, при підвищенні температури починають кипіти і випаровуватись важчі вуглеводні.

Якщо пари нафти, підігрітої до певної температури, зібрати і охолодити, то ці пари знову перетворяться на рідину, що є групою вуглеводнів, що википають з нафти в даному інтервалі температур. Таким чином, залежно від температури підігріву нафти з неї спочатку випаровуються найлегші - бензинові фракції, потім важчі - гасові, потім солярові і т.д.

Відсотковий вміст нафти окремих фракцій, википаючих у певних температурних інтервалах, характеризує фракційний склад нафти.

Зазвичай у лабораторних умовах розгін нафти виробляють в інтервалах температур до 100, 150, 200, 250, 300 і 350°.

Найпростіша переробка нафти полягає в тому принципі, як і описана лабораторна разгонка. Це пряма перегонка нафти з виділенням з неї в умовах атмосферного тиску та нагріву до 300-350 ° С бензинових, гасових та солярових фракцій.

У СРСР зустрічаються нафти різноманітного хімічного складу та властивостей. Навіть нафти однієї й тієї ж родовища можуть сильно різнитися між собою. Проте нафти кожного району СРСР мають свої специфічні особливості. Наприклад, нафти Урало-Волзького району зазвичай містять значну кількість смол, парафіну та сірчистих сполук. Нафти Ембенського району відрізняються відносно невеликим вмістом сірки.

Найбільшою різноманітністю складу та фізичних властивостей володіють нафти Бакинського району. Тут поряд з безбарвними нафтами у верхніх горизонтах Сураханського родовища, що складаються практично з одних тільки бензинових і гасових фракцій, зустрічаються нафти, що не містять бензинових фракцій. У цьому районі є нафти, які не містять смолистих речовин, а також високосмолисті. У багатьох нафтах Азербайджану містяться нафтенові кислоти. У більшості нафт відсутні парафіни. За вмістом сірки всі бакинські нафти ставляться до мало-сірчистим.

Одним з основних показників товарної якості нафти є її щільність. Щільність нафти за стандартної температури 20° З повагою та атмосферному тиску коливається від 700 (газовий конденсат) до 980 і навіть 1000 кг/м 3 .

У промисловій практиці за величиною щільності сирої нафти орієнтовно судять про її якість. Легкі нафти щільністю до 880 кг/м 3 є найбільш цінними; вони, як правило, містять більше бензинових та олійних фракцій.

Щільність нафт зазвичай вимірюють спеціальними ареометрами. Ареометр є скляною трубкою з розширеною нижньою частиною, в якій міститься ртутний термометр. Внаслідок значної ваги ртуті ареометр при зануренні в нафту набуває вертикального положення. У верхній вузькій частині ареометр має шкалу для вимірювання густини, а в нижній частині - шкалу температур.

Для визначення щільності нафти ареометр опускають у посудину з цією нафтою і по верхньому краю меніска, що утворився, відраховують величину її щільності.

Щоб отриманий вимір щільності нафти при даній температурі привести до стандартних умов, тобто до температури 20 ° С, необхідно ввести температурну поправку, яка враховується такою формулою:

р2о = Р * + в (<-20), (1)

де р 20 - потрібна щільність при 20° С; р/ - густина при температурі вимірювання I; а- Коефіцієнт об'ємного розширення нафти, величина якого береться зі спеціальних таблиць; вона