1. Литературная часть.
1.1 Пути решения переработки попутного нефтяного газа (ПНГ)
Попутный нефтяной газ – это природный газ, состоящий из углеводородов, так же неуглеводородных составляющих растворенный в?нефти или находящийся в?«шапках» нефтяных и?газоконденсатных месторождений. Попутный нефтяной газ является побочным продуктом, который получается в результате сепарации нефти. Особенностью оценки сырьевой базы ПНГ является то, что весь объем запасов растворенного газа, учитываемого Государственным балансом России, относится к?категории попутного нефтяного газа. Основная часть газовых месторождений относится к категории свободного газа, и лишь некоторую часть газовых шапок можно квалифицировать как попутный нефтяной газ.
Попутный нефтяной газ является смесью газо- и?парообразных углеводородных и?не углеводородных компонентов, которые выделяются из пластовой неф¬ти при ее раз газировании. В основном углеводороды от метана до гексана являются компонентами попутных нефтяных газов, а также включают их изомеры. В отдельных случаях в газе можно встретить водород, а не углеводородными компонентами ПНГ являются азот, углекислый газ, гелий, аргон, а?также сероводород, количество которого достигает в некоторых случаях нескольких процентов [3].
По степени эффективного использования попутного неф¬тяного газа, можно судить о степени развития всего нефтегазового комплекса страны. Показатель представляет позицию государ¬ства и?бизнеса относительно возможности и?целесообразности комплексного освоения недр (КОН) и?квалифицированного использования добываемого минерального сырья.
В связи с тем, что сжигание попутного нефтяного газа на факелах приводит к большому выбросу в атмосферу углекислого газа, уровень унилизации ПНГ ПНГ показывает степень заинтересованности государства и?бизнеса в?экологии и?природоохранной деятельности.
Добыча попутного нефтяного газа в?России в?2015?г. составила 78,2?млрд?м3 в?том числе 67,8?млрд?м3, или 86,7?%, было добыто и?использовано, а?10,4?млрд?м3, или 13,3?%, – учтено как газ, сожженный в?факелах.
В?организационной структуре добычи попутного нефтяного газа в?России в?2015?г. на долю крупных вертикально-интегрированных компаний (ВИНК) приходится около 80?%, крупнейшие из них – «Роснефть», «Сургутнефтегаз», ЛУКОЙЛ и?«Газпром нефть». Остальные 20?% объема добычи ПНГ обеспечили независимые производители, а?также операторы СРП.
В последнее время растёт темп добычи ПНГ в России, и он превышает темп роста добычи, что связано с?увеличением газового фактора на зрелых нефтяных месторождениях в?традиционных центрах добычи и?высоким уровнем газового фактора на новых месторождениях, прежде всего в?Восточной Сибири.
По состоянию на начало 2016 г. предписываемый уровень эффективной утилизации попутного нефтяного газа 95% в России достигли «Татнефть» (100%) и приблизились «Сургутнефтегаз» (99%), ЛУКОЙЛ (92 %).
В самом начале попутный газ начинают выделять в стволе скважины, а далее происходит в сепарирующих устройствах, трубопроводах и т. д. Попутный газ, который в основном состоит из предельных легких углеводородов (С1-С5), передается на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ) для разделения на отдельные компоненты.
Отделение ПНГ от нефти происходит в несколько ступеней со слабым повышенным давлением или при разрежении: 1 ступень - 0,7-0,4 МПа, 2 ступень - 0,27-0,35 МПа, 3 ступень — 0,1-0,2 МПа. Сепараторы 1 ступени, располагают непосредственно на месторождении, сепараторы 2 и 3 ступеней - обычно на территории центральных сборных пунктов. Необходимо заметить, что количество ПНГ в нефти может быть от одного кубометра до нескольких тысяч в одной тонне. С каждой последующей ступенью сепарации, выделяющийся из нефти газ становится более плотным (иногда даже более 1700 г/м3) и калорийным (до 14000 ккал/м3), а также содержит в своём составе свыше 1000 г/м3 углеводородов С3, то есть наибольшее содержание ценных («жирных») фракций С3+ содержится в попутном нефтяном газе (ПНГ) концевых ступеней сепарации, которые располагаются, в том числе на центральных пунктах подготовки нефти. Классификация ПНГ по «жирности» представлена в табл.1 [4].
Таблица 1. Классификация попутных нефтяных газов.
Наименование Содержание С3+, г/м3
Тощий Менее 100
Средний От 101 до 200
Жирный От 201 до 350
Особо жирный Более 351
Процесс переработки попутных нефтяных газов достаточно сложный так как по мере эксплуатации месторождения, объём и состав ПНГ меняются [33].
Для примера в табл. 2 приведён состав ПНГ некоторых месторождений
Таблица 2. Компонентный состав попутного нефтяного газа различных месторождений.
Компонент
CH4
С2H6
С3H8
С4Н8
C5H12
N2
CO2
Относительная плотность, г/л
Месторождение
Бавлинское 35,0 20,7 19,9 9,8 5,8 8,4 0,4 1,181
Ромашкинское 38,0 19,1 17,8 8,0 6,8 8,0 1,5 1,125
Самотлорское 53,4 7,2 15,1 8,3 6,3 9,6 0,1 1,010
Узеньское 50,2 20,2 16,8 7,7 3,0 2,3 - 1,010
Из-за большого содержания в ПНГ тяжелых углеводородов и непростого состава попутный нефтяной газ является сложным сырьем. По данной причине основная его часть раньше сжигалась на факелах [5]. Но после того как вступило силу постановление № 1148, которое содержит требования к величине переработки ПНГ до 95%, нефтедобывающие и нефтеперерабатывающие кампании к активному поиску эффективных способов его переработки. Информация о соотношении квалифицированного использования попутного нефтяного газа ведущими нефтедобывающими регионами Российской Федерации представлены в табл. [6]
Таблица 3. Использование ПНГ по ведущим нефтедобывающим региона.
Федеральный округ, субъект Ресурсы газа, млрд. м3 % использования
Северо-Западный ФО 2,7 64,6
Северо-Кавказский ФО 0,4 65,5
Уральский ФО 45,4 86,9
ХМАО-Югра 5,8 89,1
ЯНАО 9,3 80,2
Приволжский ФО 7,6 75,8
Сибирский ФО 10,4 24,2
Всего по России 71,8 76
1.2. Направления использования попутных нефтяных газов
Из-за содержания в попутном нефтяном газe тяжелых углеводородов таких как пропан и бутан он является более сложным сырьем для переработки, чем природный газ. Его транспортировка через общую газовую сеть так же затруднена так как он имеет различный состав, а строительство отдельных газопроводов, во много раз поднимет себестоимость по сравнению с природным газом и сделает ПНГ нерентабельным для транспортировки.
Направления утилизации нефтяного газа
В настоящее временя наиболее распространенными явялютяся такие способы применения ПНГ как закачка его обратно в пласт, использование в качестве топливного газа, технология GTL, ожижение и вывоз с места добычи. Все-таки все данные технологии являются либо сложными для осуществления, либо требуют больших капиталовложений.
1. Закачка в газотранспортную сеть (ГТС) ОАО «Газпром».
По некоторым технологическим причинам, количество ПНГ не должно быть больше 5% от количества природного газа (без учёта ПНГ), перекачиваемого через данную магистраль. То есть необходимо близкое расположение места добычи к транспортной сети, с большими объемами транзита природного газа. Также требуется подготовка до требований ОСТ 51.40-93/СТО Газпром 089-2010 так как сети ОАО «Газпром» ориентированы на транспортировку метана.
2. Утилизация на месте добычи без переработки: закачка в пласт с целью поддержания давления в пласте.
Для того что бы осуществить данный метод газ необходимо предварительно очистить и подготовить, что и является отрицательной стороной данного метода. Далее с помощью компрессорных станций, газ закачивается обратно в пласт. Данный метод не является квалифицированным использованием ПНГ, в связи с тем, что он отсрочивает решение проблемы на неопределенный срок. Газ закаченный обратно в пласт , обратно приходит на стадию сепарации с продуктовым потоком, но при этом его объем только увеличится.[7]
3. Использование в качестве топливного газа (Gas to Power-GTP) на газопоршневых (ГПЭС) и газотурбинных (ГТЭС) электростанциях, для приводов компрессорного оборудования.
Для применения именно этого метода, необходимо наличие инфраструктуры для передачи выработанной электроэнергии потенциальным потребителям, создание которой требует крупных инвестиций. Плюс ко всему для использования данного метода газ требуется специально подготовить. Это связано с тем, что ГПЭС и ГТЭС ориентированы на сжигание метана. В присутствии более тяжёлых углеводородов возрастает сажеобразование и сажевые структуры разрушают лопасти турбин [8].
4. Синтез моторных топлив либо других продуктов (например, метанола) на месте, технология (Gas to Liquid – GTL) , предполагающая 3 основных этапа:
- Получение синтез-газа.
- Конверсия синтез-газа в высшие углеводороды.
- Разделение и конечная переработка продуктов.
В связи с тем, что данный процесс является каталитическим и требует постоянного состава сырья, что не характерно для ПНГ, он не подходит для его переработки [10].
5. Транспортировка газа или газожидкостной смеси мультифазным транспортом к месту переработки (на ГПЗ). Качество предварительной подготовки газа зависит от технических условий эксплуатации трубопровода.
Включая перечисленные методы, разработаны и прочие методы утилизации, не получивших пока значительного распространения[9]:
- переработка на мини-ГПЗ на месторождении;
-сжижение нефтяного газа;
-транспортировка в виде газовых гидратов и др.
Все методы утилизации нефтяного газа, которые были приведены ранее требуют предварительной подготовки. Для многих из них подготовка газа является обязательной: без нее процесс утилизации технически не может быть реализован. Для вторых методов использование неподготовленного газа возможно, но снижает эффективность. Также следует отметить, что объём продукции, который нужно транспортировать с промыслов во всех случаях остается существенным, а, следовательно, предполагает и значительные затраты.
Переработкой ПНГ занимаются нефтедобывающие компании. Значительная часть его поступает на заводы, расположенные в Ханты- Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах, они принадлежат компаниям ОАО «СИБУР Холдинг», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «НК «ЛУКОЙЛ» и ОАО «ТНК-ВР Холдинг». В 2009 г. переработано около 70% добытого попутного газа (33,8 млрд. м3). В октябре 2010 г. ОАО «СИБУР Холдинг» запустил вторую установку низкотемпературной конденсации на Губкинском газоперерабатывающем комплексе, повышающую извлечение углеводородных фракций из попутного нефтяного газа до 99%, увеличив глубину переработки до уровня лучших мировых предприятий.
Так же одним из путей утилизации ПНГ является создание локальных установок по производству метанола, который используется в процессе добычи и необходим для подготовки газа к транспортировке. В 2007 г. компания ОАО «НОВАТЭК» построила на Юрхаровском месторождении установку по его производству из собственного сырья; ее эксплуатация позволила полностью отказаться от необходимости привоза метанола.
Основное количество добываемого ПНГ можно отнести к категории жирных и особо жирных. С лёгкой нефтью обычно добывают более жирные газы, с тяжёлыми нефтями — в основном сухие (тощие и средние) газы. Чем больше в ПНГ содержание С3+, тем сильнее возрастает его ценность. В отличие от природного газа, имеющего в своём составе до 98% метана, сфера применения нефтяного газа гораздо шире. Ведь этот газ можно использовать не только для получения тепловой или электрической энергии, но и как ценное сырьё для нефтегазохимии. Схема газохимического комплекса смешанного типа представлена на рис. 1[11].
Рисунок 1. Схема газохимического комплекса смешанного типа.
1.3 Способ использования смол пиролиза
Смолы являются нежелательным продуктом процесса пиролиза. В основном смолы не находили применения и складировались, но они представляют большой интерес, так как они содержат такие важные группы углеводородов (УВ) как альфа-олефины и ароматические УВ. Из смол пиролиза возможно получать специальное топлива, путем гидрирования отдельных фракций. ВМС могут служить сырьем для получения хороших растворителей, нефтеполимерных смол, кокса (в том числе и электродного), нефтяного пека и технического углерода. В добавок ко всему смолы пиролиза содержат в себе высокое количество нафталина. По расчетным данным видно, что продукты, полученные из смол пиролиза на 15-20 % дешевле аналогичных продуктов, но полученных другим образом[25].
При пиролизе где сырьем является газ жидкие продукты образуются в количестве примерно от 2-8%, если сырьем является бензин выход жидких повышается до 20-25%, если использовать газойль, то 34-40%. Жидкие продукты в основном состоят из ароматических углеводородов примерно 60-90мас % в основном это бензол. Вместе с жидкими т газообразными продуктами пиролиза образуется кокс. Образование кокоса в процессе пиролиза нежелательно так как кокс оседает на стенках реактора и требует последующего выжигания, все это приводит к остановке работы печей[29,30,31].
Из смол пиролиза в основном раньше получали кокс КНПС, из него в дальнейшем получали углеграфитовые изделия специального назначения, но в последние годы производство КНПС прекращено, вероятнее всего это связано с сокращением сырьевой базы. В табл. 4, представлен выход продуктов коксования тяжелых смол пиролиза, % масс[18].
Продукты коксования Сырье пиролиза
Газообразные углеводороды Бензин прямогонный Керосино-газойлевая фракция
Кокс 18,3 24,0 24,6
До 180 0С 8,0 5,8 2,9
180 – 250 0С 26,9 33,5 18,9
250 – 450 0С 42,0 33,4 46,5
Газ + потери 4,8 3,7 7,1
Таблица 4 - Выход продуктов коксования тяжёлых смол пиролиза различного сырья, % масс.
Отталкиваясь на данные, представление в таблице, жидкие продукты в значительных количествах образуются при коксовании смол. Качество этих продуктов позволяет рассматривать легкие и средние фракции как сырье для получения нафталина, а тяжелые в качестве сырья для производства технического углерода. В последнее время проявляется сильный интерес к высокопрочным углеродным адсорбентам, получаемым из смол и синтетических полимерных материалов[20].
