Андрей Смирнов
Время чтения: ~14 мин.
Просмотров: 0

Утилизация попутного нефтяного газа

Физические свойства природного газа

Вследствие своего состава природный газ горюч. Чистый газ горит голубым пламенем, поэтому его иногда называют «голубым топливом». Примеси же могут окрашивать пламя в различные цвета. Также пламя начинает желтить при недостатке кислорода, что приводит к неполному сгоранию газа и образованию копоти и угарного газа.

Смесь с воздухом в диапазоне концентраций от 4,4 до 17% взрывоопасна

Поэтому важно контролировать содержание газа в окружающей атмосфере, а также вовремя принимать соответствующие меры в случае его утечки

Природный газ бесцветен и не имеет запаха, за исключением случаев повышенного содержания в его составе сероводорода. В связи с этим, для облегчения обнаружения утечек газа, к нему в небольших концентрациях добавляют специальные одоранты – вещества с резким неприятным запахом. В качестве одорантов преимущественно используются серосодержащие соединения, например, тиолы (меркаптаны). Стандартная концентрация таких добавок составляет 16 г на 1000 м3. Однако человек способен уловить присутствие одного из самых распространенных одорантов – этилмеркаптана, даже при его концентрации в воздухе 2*10-6 % по объему.

Физические свойства природного газа зависят от его компонентного состава, однако в большинстве случаев основные параметры укладываются в диапазоны, приведенные в таблице ниже.

  PetroDigest.ru
Плотность 0,65…0,85 кг/м³ (сухой газообразный); 400…500 кг/м³ (сжиженный)
Температура самовоспламенения Около 650 °C
Удельная теплота сгорания: 28…46 МДж/м³ (6,7…11,0 Мкал/м³ или 8…12 кВт·ч/м³)

История

Нефть известна человечеству с древних времен, чаще всего она имела название «горного масла», именно так можно перевести английское название нефти – petroleum происходящее, в свою очередь, от двух слов: греческого πέτρα — камень и латинского oleum — масло. Однако до середины 19 столетия было изобретено сравнительно мало способов использования нефти. По этой причине она употреблялась, в основном народами жившими недалеко от ее естественных месторождений.

Еще в древнем Вавилоне и соседних с ним государствах нефть и продукт ее окисления – асфальт, использовали в строительстве. В Египте времен фараонов – для бальзамирования. Несколько позже на Среднем Востоке и в Греции, а затем в Византии нашли употребление горючим свойствам нефти. Самый известный и эффективный пример этого – знаменитый греческий огонь, своим действием напоминающий современные огнеметы.

В 19 веке производимый из нефти керосин стали использовать для освещения, в известных всем керосиновых лампах. Но, по настоящему востребованной нефть стала только с появлением и развитием производства двигателей внутреннего сгорания. В этот же период стал распространяться и новый способ добычи – нефтяные скважины вместо колодцев.

Недостающие проценты

Особенность месторождений «Газпромнефть-Востока» — в их разрозненности и удаленности от инфраструктуры, в том числе и от систем подготовки и транспортировки газа. Инвестиции в создание необходимых магистралей и технологических комплексов могут свести на нет всю экономику промыслов.

Однако и здесь проблема решается, просто не столь быстро, как на других предприятиях компании. Реализация томского проекта началась со строительства инфраструктуры для Шингинского месторождения — газопровода до Лугинецкой газокомпрессорной станции, принадлежащей «Томскнефти» (СП «Газпром нефти» и «Роснефти»). Впрочем, этот проект можно назвать скорее временным, не решающим проблему целиком. Сейчас на месторождении строится газотурбинная электростанция (ГТЭС), где в дальнейшем будет использоваться газ как с Шингинского, так и с Западно-Лугинецкого и Нижне-Лугинецкого месторождений. ГТЭС будет полностью обеспечивать потребности Шингинки, а если понадобится, то и сторонних потребителей. Дополнительно на месторождении построят газокомпрессорную станцию мощностью до 150 млн м³/год, две вакуумные компрессорные станции и газопровод до магистрали «Томскгазпрома» Казанское — Мыльджинское. Уровень утилизации ПНГ на Шингинском и Западно-Лугинецком месторождениях при этом достигнет отметки в 95%.

Еще один хвост томского предприятия — Арчинское и Урманское месторождения. Это достаточно новые активы, потому в первую очередь требовалось их подробное геологическое изучение, которое позволило бы оценить перспективу добычи ПНГ. С инфраструктурой здесь тоже проблемы — поблизости ее нет. Между тем Урманское уже разрабатывается и при этом отличается высоким газосодержанием. Значительный газовый фактор ожидается и на Арчинском. Пока рассматриваются два возможных варианта утилизации ПНГ — строительство газопровода до мощностей «Томскгазпрома» и обратная закачка в газовую шапку Арчинского. Второй способ можно отнести к прогрессивным технологиям утилизации попутного газа, к внедрению которых «Газпром нефть» подошла уже практически вплотную.

Попутный нефтяной газ (ПНГ)

Газ, растворенный в нефти. Состоит из легких углеводородов, прежде всего из метана, и более тяжелых компонентов: этана, пропана, бутана и других. Для доведения нефти до товарных стандартов необходимо отделение от нее ПНГ. Утилизация попутного газа требует создания дорогостоящей инфраструктуры, поэтому долгое время эту проблему решали самым дешевым способом — за счет сжигания ПНГ в факелах на месторождениях, что наносило серьезный ущерб окружающей среде. 8 января 2009 года Правительство РФ издало постановления № 7, в котором ограничило уровень сжигания попутного нефтяного газа 5%, введя серьезные штрафы за сверхнормативное сжигание.

Среди основных способов полезной утилизации ПНГ — разделение его на компоненты: сухой отбензиненный газ и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) — ценное сырье для нефтехимии. Кроме того, попутный нефтяной газ активно используется как топливо для газотурбинных электростанций, обеспечивающих энергией промыслы.

На Новопортовском месторождении инфраструктура для закачки газа в пласт уже создается. Это одно из самых северных нефтяных месторождений России, и транспортировать нефть отсюда планируется по морю (опытные отгрузки уже проведены), а вот с транспортом газа возникают проблемы. Единственный возможный вариант — это врезаться в газотранспортную систему «Газпрома». При этом трубу придется не только строить по суше, но и прокладывать по дну Обской губы, что потребует значительных инвестиций. С другой стороны, по предварительным оценкам, объемы газа с Нового Порта могут составить до 10 млрд м³ в год. Цифра внушительная, и компания должна быть уверена, что сможет полностью разместить такой объем на рынке.

Поэтому для Новопортовского обратная закачка попутного газа в пласт — хорошее решение проблемы. Геология месторождения такова, что эта операция пойдет только на пользу, позволит поддерживать внутрипластовое давление и повысить эффективность добычи. К тому же впоследствии газ можно будет снова извлечь из пласта. Тем самым сохраняется ценное сырье, а утилизация ПНГ на месторождении будет сразу выведена на отметку в 95%. Строительство установки комплексной подготовки, предназначенной для сжатия, очистки и осушки попутного нефтяного газа, уже началось. Ее проектная производительность превысит 7 млрд м³ газа в год.

Происхождение

Существует две теории происхождения природного газа: минеральная и биогенная.

По минеральной теории, углеводороды образуются в результате химической реакции глубоко в недрах нашей планеты из неорганических соединений под действием высоких давлений и температур. Далее вследствие внутренней динамики Земли, углеводороды поднимается в зону наименьшего давления, образуя залежи полезных ископаемых, в том числе газа.

Согласно биогенной теории, природный газ образовался в недрах Земли в результате анаэробного разложения органических веществ растительного и животного происхождения под действием высоких температур и давлений.

Несмотря на продолжающиеся споры относительно происхождения углеводородов, в научном сообществе выигрывает биогенная теория.

Мембранное газоразделение

Существуют мембранные установки очистки газа от примесей, таких как пары воды, серосодержащие примеси и тяжёлые углеводороды. Данные устройства предназначены для подготовки попутного нефтяного газа к транспортировке потребителю. Нефтяной газ содержит обычно множество веществ, недопустимых нормами газотранспортной компании (например СТО Газпром 089-2010), и очистка является необходимым условием для предотвращения разрушения газопроводов или обеспечения экологичности сжигания газа. Мембранная очистка широко применяется в комбинации с другими процессами газоочистки, так как не может обеспечить высокую степень очистки, но позволяет существенно сократить эксплуатационные затраты.

Схема распределения газовых потоков в мембранном модуле

Конфигурация установки мембранного газоразделения в каждом конкретном случае определяется специально, так как исходный состав ПНГ может сильно разниться.

Напорная схема подготовки ПНГ с применением мембран

Схема установки в принципиальной конфигурации:

Вакуумная схема подготовки ПНГ c применением мембран

  • Предварительный сепаратор для очистки от грубых примесей, крупной капельной влаги и нефти,
  • Ресивер на входе,
  • Компрессор,
  • Холодильник для доохлаждения газа до температуры ниже от +10 до +20 °C,
  • Фильтр тонкой очистки газа от масла и парафинистых соединений,
  • Углеводородный мембранный блок,
  • Система утилизации конденсата (из сепараторов),
  • Система утилизации пермеата,
  • Выброс.

Существует две схемы подготовки ПНГ: напорная и вакуумная.

Транспортировка

Подготовка газа к транспортировке

Несмотря на то, что на некоторых месторождениях газ отличается исключительно качественным составом, в общем случае природный газ – это не готовый продукт. Помимо целевого содержания компонентов (при этом целевые компоненты могут различаться в зависимости от конечного пользователя), в газе содержаться примеси, которые затрудняют транспортировку и являются нежелательными при применении.

Например, пары воды могут конденсироваться и скапливаться в различных местах трубопровода, чаще всего, изгибах, мешая таким образом продвижению газа. Сероводород – сильный коррозионный агент, пагубно влияющий на трубопроводы, сопоуствуеющее оборудование и емкости для хранения.

В связи с этим, перед отправкой в магистральный нефтепровод или на нефтехимический завод газ проходит процедуру подготовки на газоперерабатывающем заводе (ГПЗ).

Первый этап подготовки – очистка от нежелательных примесей и осушка. После этого газ компримируют – сжимают до давления, необходимого для переработки. Традиционно природный газ сжимают до давления 200 — 250 бар, что приводит к уменьшению занимаемого объема в 200 — 250 раз.

Далее идет этап отбензинивания: на специальных установках газ разделяют на нестабильный газовый бензин и отбензиненный газ. Именно отбензиненный газ направляется в магистральные газопроводы и на нефтехимические производства.

Нестабильный газовый бензин подается на газофракционирующие установки, где из него выделяют легкий углеводороды: этан, пропан, бутан, пентан. Данные вещества также являются ценным сырьем, в частности для производства полимеров. А смесь бутана и пропана – уже готовый продукт, используемый, в частности, в качестве бытового топлива.

Газопровод

Основным видом транспортировки природного газа является его прокачка по трубопроводу.

Стандартный диаметр трубы магистрального газопровода составляет 1,42 м. Газ в трубопроводе прокачивается под давлением 75 атм. По мере продвижения по трубе, газ, за счет преодоления сил трения, постепенно теряет энергию, которая рассеивается в виде тепла. В связи с этим, через определенные промежутки на газопроводе сооружаются специальные компрессорные станции подкачки. На них газ дожимается до необходимого давления и охлаждается.

Для доставки непосредственно до потребителя от магистрального газопровода отводят трубы меньшего диаметра — газораспределительные сети.

Газопровод

Транспортировка СПГ

Что делать с труднодоступными районами, находящимися вдали от основных магистральных газопроводов? В такие районы газ транспортируется в сжиженном состоянии (сжиженный природный газ, СПГ) в специальных криогенных емкостях по морю, и по суше.

По морю сжиженный газ перевозится на газовозах (СПГ-танкерах), судах оборудованных изотермическими емкостями.

СПГ перевозят также и сухопутным транспортом, как железнодорожным, так и автомобильными. Для этого используются специальных цистерны с двойными стенками, способными поддерживать необходимую температуру определенное время.

Производство, получение и виды газойля. Атмосферный газойль, вакуумный газойль. Легкий газойль. Тяжелый газойль:

Газойль производят перегонкой (дистилляцией) нефти или продуктов её переработки (если он не был отделён в процессе перегонки).

В зависимости от способа производства различают атмосферный и вакуумный газойль.

Атмосферный газойль получают путем прямой перегонки нефти в условиях атмосферного давления. Вакуумный газойль – путем перегонки нефти и продуктов ее переработки (например, мазута) – при давлении 10-15 кПа (0,09-0,15 Атм).

Предел выкипания атмосферного газойля – 180-360 °С, вакуумного – 350-540 °С.

Атмосферный газойль служит одним из компонентов дизельного топлива (до 15 % в составе дизтоплива).

Вакуумный газойль – сырьё каталитического и гидрокрекинга для получения лёгкого (tкип = 200-350 °С) и тяжёлого (tкип = 350-500 °С) газойля.

Лёгкий газойль по  своему физическому состоянию – жидкий, легко текуч, не вязкий, тяжёлый газойль – слабовязкий, в больших пропорциях обладает свойством сгущать смеси.

Температура вспышки легкого газойля – 80 °C, температура застывания – от -22 до +34 °C.

Температура вспышки тяжелого газойля – 100-150 °C, температура застывания – от -15 до +22 °C.

Легкий каталитический газойль (после облагораживания, в процессе которого происходит снижение содержания примесей гетероатомных соединений) также служит компонентом дизельного топлива. Тяжёлый каталитический газойль является компонентом котельного топлива, а тяжёлый газойль гидрокрекинга – компонентом котельного топлива или масляного сырья.

Способы утилизации попутного нефтяного газа

На данный момент существует множество вариантов удаления отходов нефти без нанесения вреда окружающей среде. Наиболее распространенными из них являются:

  • Отправка непосредственно на завод по переработки нефти. Является наиболее оптимальным решением, как с финансовой, так и экологической точки зрения. Но при условии, если уже имеется развитая инфраструктура газопроводов. При ее отсутствии потребуется значительное вложение капитала, что обоснованно только в случае крупных месторождений.
  • Утилизация путем использования ПНГ в качестве топлива. Попутный нефтяной газ поставляется электростанциям, где с помощью газовых турбин из него производят электрическую энергию. Минусом такого способа является необходимость установок оборудования для предварительно очистки, а также его транспортировка до пункта назначения.
  • Закачка отработанного ПНГ в залегающий пласт нефти, тем самым повышая коэффициент нефтеотдачи скважины. Происходит это за счет увеличения под слоем грунта. Данный вариант отличается простотой реализации и относительно низкой стоимостью используемого оборудования. Минус здесь только один – отсутствие фактической утилизации ПНГ. Происходит только ее отсрочка, но проблема так и остается нерешенной.

Как видно, нефть до сих пор обладает достаточным количеством тайн. Кто знает, какие еще сферы производства она откроет для себя

Но для нас сейчас куда более важно рационально использовать уже имеющиеся нефтяные ресурсы. Утилизация и использование погонного нефтяного газа — один шаг в эту сторону

Рейтинг: /5 —
голосов

Компоненты и составляющие природного газа:

Метан (CH4) – это бесцветный газ без запаха. Легче воздуха. Горюч и взрывоопасен. Представляет опасность для здоровья человека.

Этан (C2H6) – бесцветный газ, без запаха и вкуса. Тяжелее воздуха. Горюч и взрывоопасен. Не используется как топливо. Малотоксичен. Представляет опасность для здоровья человека.

Пропан (C3H8) – бесцветный газ, без запаха. Ядовит. В отличие от метана сжижается при комнатной температуре и сравнительно невысоком давлении (12-15 атм), что позволяет его легко хранить и транспортировать.

Бутан (C4H10) – бесцветный газ, со специфическим запахом. Ядовит. Вдвое тяжелее воздуха.

Пентан (С5Н12) имеет три изомера (нормальный пентан, изопентан и неопентан).  Нормальный пентан и изопентан – легколетучие подвижные жидкости с характерным запахом. Неопентан – бесцветный газ с характерным запахом. Горюч и взрывоопасен. Токсичен.

Гексан (С6Н14) – бесцветная жидкость со слабым запахом, напоминающим дихлорэтан. Горюч и взрывоопасен. Токсичен.

Азот (N2) – бесцветный газ, без запаха и вкуса. Весьма инертен. Является основным компонентом воздуха – 78,09 % объёма.

Аргон (Ar) – газ без цвета, вкуса и запаха. Инертен. В 1,3 раза тяжелее воздуха. Не горит. Представляет опасность для здоровья человека.

Водород (H2) – лёгкий бесцветный газ, без вкуса и запаха. В смеси с воздухом или кислородом горюч и взрывоопасен. Легче воздуха.

Гелий (He) – очень лёгкий газ без цвета, вкуса и запаха. Легче воздуха. Инертен, при нормальных условиях не реагирует ни с одним из веществ. Не горит. Представляет опасность для здоровья человека.

Сероводород (H2S) – бесцветный газ со сладковатым вкусом, с характерным неприятным запахом (тухлых яиц, тухлого мяса). Ядовит. Горюч и взрывоопасен. Тяжелее воздуха.

Углекислый газ (CO2) – бесцветный газ, почти без запаха (в больших концентрациях с кисловатым «содовым» запахом). Не горит. Тяжелее воздуха в 1,5 раза. Представляет опасность для здоровья человека.

СЖИГАНИЕ ПОПУТНЫХ НЕФТЯНЫХ ГАЗОВ

Василов Ильдар Марселевич

Научный руководитель: Ильин А. П.

Ключевые слова:
Аннотация: Попутный нефтяной газ (ПНГ) — смесь множества газообразных углеводородов, которые выделяются в процессе переработки и добычи нефти. Содержание в нефти попутных газов зависит от месторождения.

Попутный нефтяной газ (ПНГ) — смесь множества газообразных углеводородов, которые выделяются в процессе переработки и добычи нефти. Содержание в нефти попутных газов зависит от месторождения. Средний состав ПНГ представлен на рисунке 1.


Рис.1 Средний состав ПНГ

Попутный нефтяной газ является важным сырьем для химической промышленности (метан и этан используют для производства каучука и пластических масс) и энергетики (теплотворная способность находится в зоне 9 000 — 15 000 Ккал/м^3). Использование ПНГ в энергогенерации затрудняет его нестабильный состав и наличие примесей — требуются дополнительные затраты на очистку газа.
Проблема утилизации ПНГ была унаследована с советских времен. Расчет делался на крупные производства, гигантские месторождения и минимизацию издержек. Переработка ПНГ, оказывалась на заднем плане. Традиционно принятая в России схема утилизации ПНГ предполагает строительство больших газоперерабатывающих фабрик совместно с сетью газопроводов для доставки попутного газа. Такие технологии экономически эффективно использовать только на крупных производствах и экономически неэффективно на мелких и средних месторождениях.
Для мелких, малых и средних месторождений было рекомендовано прямо на месторождении строить малогабаритные установки по производству химических продуктов и установки, которые сжижают газ по технологии GTL для использования синтетических жидких топлив. Схема по строительству малогабаритных установок, приведена на рис. 2.



Рис. 2 Схема использования на небольших месторождениях малогабаритных установок по переработке ПНГ

Сжигание ПНГ — экологическая проблема больших масштабов как для нефтедобывающих районов, так и для всей окружающей среды. Каждый год в результате сжигания ПНГ в атмосферу попадает миллионы тонн различных веществ, которые загрязняют её. Сюда входят такие вещества как: углекислый газ, сажевые частицы и диоксид серы. Нефтяные факелы Западной Сибири России можно увидеть из космоса ночью, также как видно освещение крупнейших городов Америки и Европы.
Решение проблемы, связанной с утилизацией ПНГ — это вопрос, касающийся не только ресурсосбережения и экологии, но и проект стоимостью в среднем 10-15 млрд. долларов. Утилизация объемов ПНГ позволяет каждый год производить до 5-6 миллионов тонн жидких углеводородов, 15-20 миллиардов м^3 сухого газа, 3-4 миллиардов м^3 этана, или 60 — 70 тысяч ГВт*ч электроэнергии.

На рис.3 представлен набор возможных направлений для переработки ПНГ в общем виде.



Рис. 3 Направления утилизации ПНГ и возможные технологии

По состоянию на 01/01/2019 год, добычу НПГ на территории России осуществляют 251 предприятие, в том числе:
80 входящих в состав вертикально-интегрированных нефтяных холдингов (ВИНК);
9 структурных подразделений НОВАТЭК;
15 дочерних компаний в составе Газпром;
144 независимых нефтегазодобывающих компании.
В России ежегодно извлекается более 5 млрд. м^3 ПНГ. После того как в 2012 году в действие вступило постановление правительства РФ, которое устанавливает требование к нефтекомпаниям об утилизации 95% добываемого попутного нефтяного газа, ограничивающее объем его сжигания в факелах на месторождениях и повышает платежи за сверхлимитное сжигание газа, процент утилизации ПНГ растет с каждым годом (рис.4).



Рис.4 Рост утилизации ПНГ в России
Рейтинг автора
5
Материал подготовил
Степан Волков
Наш эксперт
Написано статей
141
Ссылка на основную публикацию
Похожие публикации