Содержание к диссертации
Введение
1 Проблемы и пути рационального использования попутного нефтяного газа 8
1.1 Основные этапы развития использования попутного нефтяного газа в СССР и России в ХХ веке 11
1.2 Динамика добычи попутного нефтяного газа в мире и России 13
1.3 Объемы сжигания попутного нефтяного газа в России. Динамика использования попутного нефтяного газа в России 15
1.4 Пути рационального использования попутного нефтяного газа в XX-XXI вв 17
1.5 Участие государства в решении проблем использования попутного нефтяного газа 20
1.6 Киотский протокол и Россия 23
1.7 Мировой опыт утилизации попутного нефтяного газа 23
1.8 Добыча и сжигание попутного нефтяного газа крупнейшими нефтяными компаниями России 28
2 Особенности сбора, подготовки к транспортировке и переработке попутного нефтяного газа 39
2.1 Промысловый сбор и подготовка попутного нефтяного газа 39
2.2 Требования к качеству газа 43
2.3. Технологические процессы подготовки попутного нефтяного газа 45
2.4 Комплексная подготовки попутного нефтяного газа 53
3. Развитие транспорта отдельных фракций переработки попутного нефтяного газа (ШФЛУ, СОГ, БГС) 63
3.1. Трубопроводный транспорт попутного нефтяного газа и продуктов переработки, железнодорожный и морской транспорт сжиженных углево дородных газов 63
3.2 Становление современной транспортной инфраструктуры попутного нефтяного газа и продуктов переработки в Западной Сибири 67
3.3 Проекты по развитию трубопроводной инфраструктуры для транспортировки углеводородного сырья 71
3.4 Состав попутного нефтяного газа, продуктов его переработки 88
3.5 Зависимость транспорта продуктов газохимии от их состава 90
3.6 Разработка и совершенствования технико-технологических решений при транспортировки углеводородного сырья 94
4 Развитие переработки попутного нефтяного газа предприятиями Западной Сибири (с 10-20-х гг. XX в по настоящее время). Анализ современных технологий использования попутного нефтяного газа 101
4.1. Основные направления использования попутного нефтяного газа и основные продукты его переработки 101
4.2 Западная Сибирь - крупнейший источник попутного нефтяного газа в России 107
4.3 Перспективы переработки попутного нефтяного газа предприятиями Западной Сибири 113
4.4 Увеличение степени извлечения из попутного нефтяного газа целевых фракций за счет реконструкций, модернизации и технического перевооружения предприятий нефтегазовых компаний 115
4.5 Современные процессы и технологии переработки попутного нефтяного газа 120
Выводы и рекомендации 132
Список сокращений 133
Список использованных источников
- Объемы сжигания попутного нефтяного газа в России. Динамика использования попутного нефтяного газа в России
- Требования к качеству газа
- Становление современной транспортной инфраструктуры попутного нефтяного газа и продуктов переработки в Западной Сибири
- Западная Сибирь - крупнейший источник попутного нефтяного газа в России
Введение к работе
Актуальность темы исследования.
Нефтегазовое производство является составной частью топливно-энергетического комплекса России и на сегодняшний день определяет развитие многих отраслей промышленности. Использование всех составляющих ресурсов нефти и газа - одна из самых важных стратегических задач промышленной безопасности России.
Важное место занимает переработка попутного нефтяного газа (ПНГ) как основного сырья нефтегазохимии. На текущий момент рациональное использование попутного нефтяного газа является решением вопросов экологии и эффективного хозяйствования в целом, а также необходимым условием для нормальной деятельности многих нефтегазовых компаний.
Проблема использования попутного нефтяного газа существует во всех нефтедобывающих странах. Особенно остро она стоит в России ввиду мирового лидерства по объему сжигания ПНГ и в силу целого ряда исторически сложившихся причин (отсутствие инфраструктуры, доступ к рынкам сбыта, необъективная цена на ПНГ и др.). ПНГ является эффективным энергоносителем и ценным сырьем для переработки и газохимии. Последствия сжигания ПНГ проявляются в прямых потерях ценного углеводородного сырья, в упущенных выгодах государства, связанных с недополучением газохимической продукции. Сжигание ПНГ приводит к ухудшению состояния окружающей среды в районах нефтедобычи и условий проживания там людей.
Целью диссертационной работы является решение задачи интенсификации производства и транспортировки углеводородного сырья на основе исторического анализа и за счет совершенствования технико-технологических решений рационального использования попутного нефтяного газа и продуктов переработки.
Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:
провести анализ прогноза запасов сырья, что позволит определить объёмы реконструкций, модернизаций, проектирования и строительства новых производственных и трубопроводных объектов с целью увеличения эффективности действующих производств; исследовать комплекс работ по проводимым на предприятиях нефтегазовых компаний реконструкций, модернизаций и технических перевооружений, направленных на увеличение степени извлечения целевых фракций углеводородов из попутного нефтяного газа;
4 исследовать развитие продуктопроводной инфраструктуры Западно – Сибирского региона; провести анализ зависимости влияния изменения состава ПНГ на процесс транспортировки попутного нефтяного газа.
Научная новизна состоит в том, что:
проведен анализ комплекса работ по проводимым на предприятиях нефтегазовых компаний Западно - Сибирского региона за последние 15-20 лет реконструкций, модернизаций и технических перевооружений, направленных на увеличение степени извлечения целевых фракций углеводородов из попутного нефтяного газа и показано увеличение производства углеводородного сырья для предприятий нефтегазохимии, а также возможности увеличения производства топлива;
впервые на основе проведенной оценки прогноза запасов сырья на действующих месторождениях, изменения их характеристик в процессе эксплуатации, а так же возможности привлечения углеводородного сырья с новых месторождений, показано, что увеличение производства продукции нефтегазохимии возможно за счет повышения степени извлечения целевых фракций из углеводородного сырья, что, в свою очередь, требует проведения реконструкций и модернизаций газоперерабатывающих предприятий Западно-Сибирского региона;
на основании анализа физико-химических характеристик попутного нефтяного газа и изменение их во времени проведена оценка технико-технологических показателей транспортировки попутного нефтяного газа и продуктов переработки.
Практическая значимость работы.
Практическая ценность работы заключается в использовании результатов анализов и исследований в учебном процессе Уфимского государственного нефтяного технического университета при выполнении курсовых и дипломных работ магистров, обучающихся по направлению 21.04.01 - «Нефтегазовое дело»; магистров, обучающихся по направлению 24.01.00 - «Химическая технология топлива и газа»; в дополнительной профессиональной программе повышения квалификации «Техника и технология утилизации попутного нефтяного газа в условиях, осложненных газогидратообразованием»; возможности использования результатов исследований с целью оптимизации режимов работы оборудования при проектировании и эксплуатации трубопроводов для транспортировки попутного нефтяного газа и продуктов его переработки; возможности исполь-
5 зования материалов работы при составлении обобщенных историко-технических исследований по направлению история науки и техники.
Степень достоверности и апробация результатов научных исследований.
Достоверность выводов и результатов работы обеспечена использованием в ней актуальной нормативной базы, применением апробированных расчетных методов, подтверждается использованием современных методов анализа при проведении теоретических исследований.
Основные положения результатов исследования доложены и обсуждены на научных мероприятиях: 62-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ, г. Уфа, 2011 г.; VII международ. учебно-научно-практич. конференции «Трубопроводный транспорт - 2011», г. Уфа, 2011 г.; XXV Юбилейной международ. науч.-технич. конференции «Химические реактивы, реагенты и процессы малотоннажной химии», г. Уфа, 2011 г.; IX Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», г. Москва, 2012 г.; VIII международ. учебно-научно-практич. конференции «Трубопроводный транспорт - 2012», г. Уфа, 2012 г.; 63-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ, г. Уфа, 2012 г.; X Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», г. Москва, 2014 г.
Публикации.
По теме диссертации опубликовано 10 научных работ, в том числе три статьи в ведущих рецензируемых журналах в соответствии с перечнем ВАК Министерства образования и науки Российской Федерации и семь докладов на международных и российских научно-технических конференциях.
Структура и объем работы.
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и выводов. Материал изложен на 151 странице машинописного текста, содержит 22 таблицы, 54 рисунка. Список литературы включает 140 наименований.
Объемы сжигания попутного нефтяного газа в России. Динамика использования попутного нефтяного газа в России
Историю использования попутного нефтяного газа, в том числе и в России, можно отнести к началу добычи углеводородного сырья, т.к. при добыче нефти выделяется попутный газ.
Основоположник российской газоперерабатывающей промышленности военный инженер Илларион Николаевич Аккерман в 1922 году обратился в правительство РСФСР с предложением заняться использованием «загорающегося газа». В Америке уже работало шесть газолиновых заводов. Газолином в те времена называли широкую фракцию легких углеводородов. На предложение Аккермана директору «Грознефти» о создании совместного предприятия по сбору и переработке газа он получил отказ со словами: «Если вы сами все построите, то газ, так и быть, мы вам отдадим, но нас вообще это не волнует». Однако благодаря усилиям энтузиаста Аккермана в 1925 году первый газолиновый завод был запущен в эксплуатацию. Вот выдержки из исторического документа, протокола заседания Центральной государственной топливной комиссии от 25 декабря 1931 года. «Неоднократные постановления Центральной государственной топливной комиссии по вопросу закачки газа в недра вместо бесцельного и преступного его сжигания на воздух, а также непосредственное обращение в ВСНХ не изменили до сих пор безобразного отношения к этому положению вещей. Вопрос все время упирается в отсутствие оборудования для этих целей» [9].
Если в США еще в 1940-х гг. рациональное использование ПНГ было определено в качестве одного из приоритетов нефтяной отрасли, то государственная политика СССР была настроена только на добычу нефти. Поэтому попутный газ рассматривался скорее как побочный продукт при добыче нефти и процессам ПНГ не уделяли должного внимания. В 1960-е годы во время активного развития советской нефтяной отрасли были другие цели и задачи, другая сырьевая база и институциональная среда, чем в настоящее время. Министерство нефтяной промышленности отвечало только за план по добыче нефти и формально не имело отношения к задачам по извлечению и использованию попутного нефтяного газа. В тот период в США переработке подвергалось 78 %, а в Канаде практический весь добытый ПНГ, в СССР перерабатывалось лишь 10-11 % извлекаемого ПНГ [10].
С развитием Западно - Сибирского нефтяного региона ситуация стала меняться. Была разработана программа развития по строительству промышленных предприятий сбора и переработки попутного нефтяного газа. Первая попытка высокого уровня использования ПНГ была предпринята в СССР, когда в 1986 г. было принято Постановление Миннефтепрома № 41[11]. В нем было отмечено: «Предусматривать при проектировании и строительстве объектов обустройства месторождений использование ресурсов нефтяного газа не менее 97 %. Запретить рассмотрение и утверждение проектов обустройства месторождений, не отвечающих этому требованию. Обеспечить качественную подготовку проектов, своевременную заявку на строительство объектов сбора, транспортировки и переработки газа». Сбор газа на нефтепромыслах и доставку ПНГ на газоперерабатывающие заводы было поручено нефтедобывающим предприятиям. Газопереработку и доставку готовой продукции осуществляло объединение «Сибнефтегаз-переработка».
Программа развития предусматривала комплексное использование ресурсов легкого углеводородного сырья и доведение утилизации попутного нефтяного газа в нефтегазовой отрасли к 1990 году до 97 %. В основных местах добычи нефти
- Сургут, Ноябрьск, Пурпе, Нягань, Нижневартовск, Локосово возвели ГПЗ, которые использовали единую систему транспортировки ПНГ. ГПЗ выпускали сухой природный газ, газовый бензин и широкую фракцию легких углеводородов. Сухой природный газ предназначался для выработки электроэнергии в Нижневартовске и Сургуте, а ШФЛУ - по построенному продуктопроводу Западная Сибирь
- Урал - Поволжье - должен был поставляться на нефтегазохимические предприятия Урала и Поволжья для дальнейшей переработки. Однако реализация той программы не была выполнена в силу исторических событий [12]. В начале 90-х добыча нефти сократилась и соответственно производство ПНГ снизилось. Сырье продавалось за рубеж, ГПЗ были не загружены, штрафы за сжигание ПНГ были низкими, факелы горели на всех месторождениях[13].
Постепенное укрепление экономики России, инновационное развитие техники и технологий в нефтегазовом секторе, осознание потери ценного углеводородного сырья и защиты окружающей среды в 2000-е годы привело к началу нового этапа развития вопроса рационального использования ПНГ как со стороны государства, так и со стороны нефтегазовых компаний.
В последние годы наблюдается тенденция снижения объемов сжигания ПНГ, которые во многом зависят от увеличения или уменьшения добычи нефти. В мире уже отработаны методики оценки объемов сжигания ПНГ.
В таблице 1 представлены расчетные объемы сжигания ПНГ первой двадцатки стран и в целом уровень сжигания по миру на основе спутниковых данных в 2006-2011 гг., млрд м3. Согласно приведенным данным за этот период объемы сжигания ПНГ снизились с 162 до 140 млрд м3, причем уменьшение объемов сжигания ПНГ наблюдается практически во всех странах, кроме Ирака, Анголы и Венесуэлы. В тоже время, увеличение в целом сжигания в 2011 году по сравнению с 2010 годом - на 2 млрд м3 - произошло из-за увеличения добычи углеводородов в России и сланцевого газа и нефти в Северной Дакоте (США) [14].
Требования к качеству газа
Добыча попутного нефтяного газа в 2013 году выросла на 10,5 % и составила 11,356 млрд м3, в том числе использование газа возросло на 11,0 % до 9,993 млрд м3. На основных месторождениях Компании в Западной Сибири уровень использования попутного газа составляет 95 %. Но приобретение новых активов с низким уровнем утилизации ПНГ сдерживает в целом по Компании достижение планируемых показателей. Попутный газ используется на месторождениях Компании при закачке в пласт для поддержания пластового давления, для выработки электроэнергии на газовых электростанциях, а также для других производственных нужд. Товарный попутный газ поставляется на газоперерабатывающие заводы и местным потребителям. ОАО «ЛУКОЙЛ» ежегодно повышает уровень утилизации попутного нефтяного газа, который в 2013 году составил 88,0 % против 87,5 % в 2012 году.
В организациях группы Компании в 2011-2013 гг введено в эксплуатацию более 100 объектов утилизации ПНГ, в том числе построено 18 компрессорных станций, более 700 км газопроводов, 3 компрессорные станции для закачки газа в пласт, 9 газотурбинных электростанций и 4 мультифазные насосные станции. Закончено строительство следующих объектов: - газотурбинные электростанции на месторождениях: Крутовское ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь», Тавдинском, Токаревском ОАО «РИТЭК»; - газокомпрессорные станции на месторождениях: Северо - Кожвинском, Западно - Тэбукском ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»; Троельжском, Аряжском ОАО «РИТЭК»; - компрессорная станция по закачке в пласт на Средне - Хулымском месторождении ОАО «РИТЭК»; - 104 км газопроводов: «Западный Тэбук - Сосногорская ТЭЦ» ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»; на Яйвинскую ГРЭС, «Уньва - Ольховка» ООО «ЛУКОЙЛ -Пермь»; «ДНС Лазуковка - УПСВ Троельга» ОАО «РИТЭК»; - пять подогревателей нефти на Дубравном, Южно - Кондрашевском, Русаковском, Касибском, Очерском месторождениях ОАО «РИТЭК»; - две мультифазные насосные станции на Калмиярском и Хатымском месторождениях ОАО «РИТЭК»; - 21,3 км мультифазных трубопроводов: «ДНС Лазуковка - УПСВ Троельга», «ДНС Зори - УПСВ Шемети» ОАО «РИТЭК».
В 2014-2016 гг. в плане реализация крупных проектов в Тимано-Печоре, в Пермском Крае, на месторождениях Северного Каспия. Строительство 80 объектов в трёхлетний период Программы по рациональному использованию попутного нефтяного газа позволят к 2016 году обеспечить 95 % уровень использования ПНГ по Компании [40].
По результатам 2012 года предпоследнюю строчку в таблице 4 занимает компания ОАО НК «РуссНефть», несмотря на принимаемые меры по реализации проектов по повышению уровня использования ПНГ в Поволжской, Западно -Сибирской и Центрально - Сибирской группе.
В компании была разработана, принята и успешно реализована программа эффективного использования ПНГ. Но в целом по компании уровень использования попутного нефтяного газа до 95% пока не достигнут. Основные итоги реализации программы повышения уровня использования ПНГ за 2010-2013 гг.: построено 56 ГПЭС/ГТЭС общей мощностью 61 МВт; проложены промысловые га 35 зопроводы протяженностью 238 км; установлено 152 узла учета газа; введены в эксплуатацию 2 компрессорных станции.
В том числе в 2013 году в рамках программы эффективного использования ПНГ: - введен в эксплуатацию газопровод «УПСВ Западно - Варьеганского месторождения - КС-3 «Варьеганская» с подводящим газопроводом ДНС-Рославльское - точка врезки», что позволило сдавать ПНГ ОАО «Аганнефтегаз-геологии» и ОАО «Варьеганнефть» на Белоозерский ГПЗ и довести уровень утилизации по этим компаниям до 96%; - на Столбовом месторождении введена в эксплуатацию компрессорная станция по закачке ПНГ в пласт, что позволило повысить полезное использование ПНГ и повысить нефтеотдачу; - начато переоборудование факельных систем современными оголовками, позволяющими значительно снизить воздействие на окружающую среду и, соответственно, сократить экологические платежи.
Программа продолжает действовать, запланировано строительство объектов инженерной инфраструктуры для поддержания эффективного использования ПНГ на уровне не менее 95 % и снижения воздействия на окружающую среду с объемом вложений - 460,0 млн рублей [41].
Компания ОАО «НК «Роснефть» к 2012 году не увеличила, а снизила уровень утилизации ПНГ с 65,4 % в 2009 году до 51,2 %. В 2009 году уровень утилизации ПНГ на промыслах «НК «Роснефть» достиг максимальной величины -65,4%. Одна из причин увеличения сжигания ПНГ - это увеличение добычи нефти на Ванкорском месторождении в условиях отсутствия газотранспортной системы.
Целевая газовая программа компании предусматривает строительство инфраструктуры для транспортировки газа Ванкорского месторождения в газотранспортную систему ОАО «Газпром». Кроме того, по проекту обустройства месторождения ведется строительство системы по закачке газа в пласт для целей поддержания пластового давления. Реализация ЦГП позволит довести уровень утилиза 36 ции ПНГ до 95 % при условии выполнении всех запланированных мероприятий: строительство и расширение системы транспорта газа на месторождениях Прав-динского района, на Угут-Киняминской группе месторождений, месторождений Майского региона, строительство дожимной компрессорной станции Харампур-ского месторождения для закачки ПНГ в пласт на временное хранение [42].
Компания ОАО «ТНК-BP Холдинг», которая в 2013 году вошла в состав ОАО «Роснефть», ежегодно стабильно улучшала свои показатели по эффективному использованию ПНГ. Решение вопросов снижения негативного влияния на окружающую среду и одновременно учет коммерческой составляющей позволили компании достичь уровня утилизации ПНГ в 2012 году до 82,8%.
Положительным оказался проект создания в ноябре 2006 года «ТНК-ВР» и «СИБУР Холдинг» совместного предприятия «Юграгазпереработка» по переработке ПНГ на мощностях Нижневартовского и Белозерного газоперерабатывающих заводов в Западной Сибири.
В Оренбургской области реализуется «Оренбургский интегрированный газовый проект». Проект предусматривает значительное расширение инфраструктуры сбора ПНГ, строительство газофракционирующей установки и железнодорожного терминала на Зайкинском газоперерабатывающем предприятии, расширение железнодорожного сообщения и развитие ряда других объектов подготовки газа [43].
Наиболее эффективное решение долгосрочной утилизации ПНГ при участии государства может быть достигнуто взаимодействием между нефтяными и нефтехимическими компаниями, когда формируются механизмы долгосрочных партнерств.
Становление современной транспортной инфраструктуры попутного нефтяного газа и продуктов переработки в Западной Сибири
Компания Экстерран осуществляет проектирование, производство и поставку оборудования для подготовки попутного нефтяного и природного газа с учетом индивидуальных особенностей месторождения, его удаленности, обеспеченности транспортными магистралями, энергетическими и трубопроводными системами [69]. Для предотвращения гидратообразования при проведении низкотемпературных процессов возможен впрыск метанола или гликоля. Наиболее экономичным является применение гликоля, т.к. применяется замкнутый цикл с регенератором прямого огневого нагрева топливным газом. В случае использования метанола он будет отводиться в растворе с пластовой водой как «побочный продукт» и безвозвратно теряться. Если ПНГ содержит агрессивные и вредные примеси (например, сероводород) предлагается установка блока предварительной аминовой очистки в комплекте с вспомогательной системой утилизации кислых газов.
Для газа, принимаемого к транспортировке по трубопроводному транспорту, существуют технические требования, регламентирующие его состав. Наиболее частым несоответствием характеристик природного газа, предъявляемым требованиям, является превышение точки росы газа по углеводородам и влаге.
ООО «Технологии Разделения» разработали мембранные углеводородные установки. Основное достоинство установки - это значительное понижение температуры точки росы газа, как по влаге, так и по углеводородам. Различные схемы ведения процесса с использованием мембранной технологии позволяет осушить газ на 10-40 С [70]. Такая подготовка исключает вероятность замерзания транспортируемого газа в трубопроводе и снижает затраты на его обогрев в процессе транспортировки.
Присутствие в попутном нефтяном газе тяжелых углеводородов не позволяет транспортировать газ по трубопроводам или использовать на нефтепромысле в качестве топлива без предварительной подготовки.
Установки подготовки газа на основе мембранной технологии ООО «Технологии Разделения» могут привести свойства такого газа к возможности транспортировки за счёт утилизации или удаления значительной части тяжелых углеводородов (С4+).
Применение мембранной технологии также позволяет: - значительно повысить метановое число; - снизить тепловой эквивалент; - снизить температуру точки росы; - выделить пермеат (газовый концентрат со значительно повышенным содержанием тяжелых углеводородов), который является ценным сырьем для нефтехимической промышленности.
Проведение всех этих мероприятий на мембранной установке ООО «Технологии Разделения» приведет к возможности транспортировать ПНГ по промысловым трубопроводам и использовать газ для нужд производств. Компания Frames (США) [71] разработала и поставляет на рынок типовые установки, работающие по принципу «поставь, подключи и работай»: - станции подготовки - установки утилизации попутного нефтяного газа большой производительности (1200000 нм3/час); - компактные модульные мини-заводы по утилизации ПНГ средней производительности (20000 -50000 нм3/час); - для небольших объемов установки переработки ПНГ малой производительности с номинальным расходом газа 1000 нм3/час. Наиболее интересны для удаленных месторождений с небольшим газовым фактором являются, разработанные компанией Frames станции подготовки - установки утилизации ПНГ малой производительности типа FGTU 1000, которые подготавливают: -сухой газ с точкой росы по воде и углеводородам в соответствии с ТУ трубопроводов и газовых двигателей; -топливный газ с повышенным метановым числом и сниженным содержанием С5+; -широкую фракцию тяжелых углеводородов в виде жидкого конденсата (NGL). ОАО «Нефтемаш» [72] представляет блок подготовки газа предназначенный для очистки природного или попутного нефтяного газа от конденсата и механических примесей, редуцирования и поддержания давления газа на выходе на заданном уровне при газоснабжении потребителей, производительностью до 10000 ст.м3 /час. Установка представляет собой блочно-комплектное устройство полной заводской готовности, это экономит расходы на подготовку строительной площадки, значительно сокращает сроки строительства. Применение блока подготовки газа возможно в комплексе с газотурбинными, газопоршневыми электростанциями и котельными. Для более качественной очистки газа от капельной жидкости и механических примесей в блоке установлен коалесцирующий фильтрующий элемент с глубиной очистки не ниже 5 мкм. ОАО «Нефтемаш» изготовлено более 20 установок подготовки газа различных модификаций для нефтяных компаний «Роснефть», «Сургутнефтегаз», «Лукойл», «Газпромнефть». Блоки подготовки газа зарекомендовали себя с положительной стороны при эксплуатации на нефтегазовых месторождениях Тюменской области.
Произведенные компанией ALCO GAS & OIL PRODUCTION EQUIPMENT LTD [58] установки осушки газа предназначены для оперативного и с небольшими затратами извлекать водяной пар из потока газа. Это необходимо выполнять с целью предотвращения образования гидратов, коррозии, что приведет к повышению эффективности эксплуатации трубопроводного транспорта ПНГ. Компания спроектировала и изготовила свыше 1000 установок гликольной осушки газа, находящихся в эксплуатации в настоящий момент. Пропускная мощность этих установок составляет от 2 831 куб.м/сут до 2 831 000 куб.м/сут. Установки эксплуатируются по всему миру - от арктических широт до тропиков; в прибрежных условиях и условиях пустыни.
С целью унификации технологических процессов подготовки попутного нефтяного газа к транспорту до газоперерабатывающих заводов разработаны стандарты ОСТ 39-091-79 «Установки подготовки нефтяного газа. Параметрические ряды» [73], ОСТ 39-088-79 «Установки сбора и транспорта нефти и нефтяного газа. Параметрические ряды» [74]. Стандарты устанавливают параметрические ряды производительностей УПГ, а также номенклатуру и параметрические ряды функциональных технологических блоков установок компримирования, низкотемпературной конденсации и осушки (абсорбционными методами) нефтяного газа, созданы проекты модульных установок комплексной подготовки газа.
ЗАО «Научно-техническая компания «МОДУЛЬНЕФТЕГАЗКОМПЛЕКТ» разработала ряд универсальных установок подготовки, очистки и утилизации природного и попутного нефтяного газа [75]: - для подготовки попутного нефтяного, природного, топливного газа и газового конденсата до качества, в соответствии с требованиями Заказчика (согласно ГОСТ 5542-87, СТО Газпром 089-2010, СТ РК 1666-2007, ОСТ 51.40-93 и других требований), для подготовки попутного нефтяного газа, выделивше 59 гося в процессе подготовки нефти, для использования в качестве топлива в печах подогрева нефти, для электростанций, котельных и других нужд потребителя; - для очистки в промысловых условиях попутного нефтяного газа среднего и высокого давления от воды, сероводорода, меркаптанов и тяжелых углеводородов, для очистки капельной жидкости от газа и механических примесей, для улавливания гидратных пробок, образующихся в газопроводах; - для выработки из попутного нефтяного газа топливного газа с качеством, соответствующим требованиям, предъявляемым к топливу для газопоршневых электростанций по метановому индексу и теплотворной способности. На рисунке 17 приведена принципиальная технологическая схема установки комплексной подготовки природного и попутного нефтяного газа, которая предназначена для очистки от воды, сероводорода, меркаптанов и тяжелых углеводородов в условиях добычи природного или попутного нефтяного газа среднего и высокого давления с получением серы и обессеренного СОГ с заданными температурами точки росы по воде и углеводородам.
Западная Сибирь - крупнейший источник попутного нефтяного газа в России
В настоящее время наблюдается устойчивый рост интереса к переработке попутного нефтяного газа, учитывая климатические условия, географическое положение России и наличие большого количества удаленных от трубопроводного транспорта месторождений с громадными ресурсами газа.
Попутный нефтяной газ - базовый сырьевой ресурс нефтехимических процессов, представляет собой смесь газов и парообразных компонентов, выделяющихся из нефтяных скважин и из пластовой нефти при её сепарации. ПНГ является эффективным энергоносителем и ценным сырьем для переработки и газохимии.
Утилизация ПНГ в России и за рубежом, осуществляется тремя основными способами: - закачка газа в продуктивные нефтяные пласты с целью повышения нефтеотдачи, поддержания пластового давления, сохранения ресурсов газа и предотвращения сжигания газа; - сбор и переработка газа на газоперерабатывающих заводах с извлечением широкой фракции легких углеводородов, сжиженных углеводородных газов Сз+в и СОГ, а также переработка газа непосредственно на объектах нефтегазодобычи с извлечением СУГ, БГС и СОГ; - использование газа в районах добычи для выработки электроэнергии и на технологические нужды. Сочетание всех перечисленных традиционных способов позволит утилизировать до 95% ПНГ. Эти способы, а также возможные продукты переработки схематически отражены на рисунке 37 [10].
Рассмотрим основные технологии переработки газа на газоперерабатывающих заводах с извлечением широкой фракции легких углеводородов, сжиженных углеводородных газов С3+В и сухого отбензиненного газа, а также переработки газа непосредственно на объектах нефтегазодобычи с извлечением СУГ, СГБ и СОГ.
После сбора с нефтяных промыслов ПНГ поступает на газоперерабатывающие заводы с дальнейшим разделением на сухой отбензиненный газ, широкую фракцию легких углеводородов, сжиженные углеводородные газы, бензин газовый стабильный и другие продукты переработки (рисунок 38).
Получение ШФЛУ имеет несколько источников, способов и технологий: на нефтяных промыслах при добыче и стабилизации сырой нефти; там же при первичной переработке скважинного газа или несвязанного газа и стабилизации кон 104 денсата; на нефтеперерабатывающих заводах – при переработке сырой нефти на нефтеперегонные установки. В данной категории ШФЛУ состоит из смеси бутан-гексановых фракций (С4-С6) с небольшим количеством этана и пропана.
Человечество имеет многовековую историю добычи нефти и газа. Нефть представляет собой, в основном, жидкие углеводороды, но в верхних частях нефтяной залежи может собираться газ, так называемая «газовая шапка». До XX века газ не использовался, его либо выпускали в атмосферу, либо сжигали. Так было и в России. И только в середине XX века нефтепромышленники стали применять технологии по утилизации попутного нефтяного газа. С 1946 года, когда в СССР было образована газовая промышленность и газовое ведомство, ситуация изменилась и попутный нефтяной газ стал рассматриваться как углеводородное сырье. Развивались новые районы добычи нефти в Поволжье и Урале. Были построены новые газоперерабатывающие предприятия, газопроводы, соединяющие места добычи с регионами потребления сырья.
Сооружение в России первых ГПЗ началось в 10-20-х гг. XX в. с целью отделения жидких углеводородов от попутного нефтяного газа (отсюда старое название «газобензиновый завод»). В 30-х годах в СССР построены ГПЗ для переработки попутного нефтяного и природного газов: в Башкирской АССР (Туймазин-ский, Шкаповский), Татарской АССР (Миннибаевский), Куйбышевской области РСФСР (Отрадненский, Нефтегорский), Азербайджанской ССР (Карадагский), на Северном Кавказе (Грозненский, Нефтекумский, Вознесенский). Более современные ГПЗ в СССР начали строить с начала 80-х годов - это предприятия, перерабатывающие десятки млрд м3 газа в год: Оренбургский, Мубарекский, Нижневартовский и другие заводы. Газоперерабатывающие заводы строились крупные, а системы сбора и транспорта ПНГ отставали и это обусловило появления горящих факелов, особенно на средних и мелких месторождениях, отмечается в работе Мовсумзаде Э.М., Сыркина А.М.[113].
К концу 80-х годов было построено 23 ГПЗ, разработаны новые технологии переработки газа, но в 90-е год с развалом СССР работы прекратились, практически не производилась модернизация газоперерабатывающих установок, принадлежащих ГПЗ, наступил кризис отрасли. И только в 2000 – е годы начался подъем в газопереработке. Как видно из рисунка 40, в 1991-1998 годах производство СУГ падало (СУГ - основной продукт переработки ПНГ и нестабильного газового конденсата). Падение производства почти в два раза привело к недозагрузке ГПЗ в России, строительство новых газоперерабатывающих мощностей прекратилось, рентабельность газоперерабатывающих производств значительно снизилась [10].
Подходы к реализации ПНГ в России и мире различны. В России на ГПЗ из попутного нефтяного газа готовят так называемый полупродукт – широкую фракцию легких углеводородов, которую далее транспортируют на нефтехимические предприятия для производства ценных химических продуктов газофракционированием. В мировой практике ПНГ, как правило, подвергают более глубокой переработке на местах добычи и далее транспортируют (и реализуют) уже полноценные продукты нефтехимии, а не ШФЛУ, которая по сути является полупродуктом.
В 1 тн нефти количество ПНГ может содержаться от 1-2 м3 до нескольких тыс м3 в зависимости от района добычи. В отличие от природного газа ПНГ содержит в своем составе кроме метана и этана большую долю пропанов, бутанов и паров более тяжелых углеводородов. Во многих попутных газах, в зависимости от месторождения, содержатся также неуглеводородные компоненты: сероводород и меркаптаны, углекислый газ, азот, гелий и аргон.
На газоперерабатывающем заводе происходит разделение ПНГ на легкие и тяжелые фракции. Легкие фракции, т.е. сухой отбензиненный газ, который со 107 держит повышенное количество Сг+ (прежде всего - Сг), может подаваться в магистральные газопроводы.
Первичным сырьем для нефтехимии являются тяжелые фракции - ШФЛУ, которое для дальнейшего использования необходимо фракционировать, т.е. выделять по отдельности Сз, С4, С5, С6+ (и их смеси).
На ГПЗ в небольших количествах получают смеси фракций (например, сжиженные газы С3+С4 и бензиновые фракции С5+С6), их можно назвать как «побочный продукт». Так работают ГПЗ Западной Сибири и Самарской области. На ГПЗ в европейской части России, например на Пермском ГПЗ, имеются газофракционные установки, на которых производится разделение подаваемой смеси (чаще всего - ШФЛУ) на отдельные фракции. Устанавливаются ГФУ и на нефтехимических предприятиях, например, на Тобольском НХК.