CC BY
170
ВЕСТНИК ЮГОРСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИВЕРСИТЕТА
2010 г. Выпуск 4 (19). С. 73-80
УДК 552.578.2.061.3
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ СПОСОБОВ ПЕРЕРАБОТКИ ПОПУТНЫХ НЕФТЯНЫХ ГАЗОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
А. А. Новиков, И. М. Федяева
На сегодняшний день актуальной проблемой для многих нефтедобывающих компаний остается утилизация попутного нефтяного газа (ПНГ). Как известно, повышенное внимание этому вопросу стало уделяться в связи со стремлением нашего государства выйти на мировой уровень утилизации и требованиями Правительства РФ о необходимости к 2012 году обеспечить использование ПНГ в объеме 95 %. Таким образом, на законодательном уровне был активизирован более тщательный подход к решению этой проблемы и интенсивный поиск приемлемых способов и схем использования ПНГ.
В качестве основных существующих в мире технологий утилизации ПНГ можно выделить следующие:
- переработка на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ);
- сжигание в газоэлектрогенераторах для выработки электроэнергии и тепла;
- подача в магистральный газопровод;
- закачивание в пласт для повышения нефтеотдачи;
- криогенное производство сжиженных газов;
- химическая переработка в синтетическое топливо (технологии СЖТ/ОТЬ) и производство метанола.
Наиболее распространенными из перечисленных выше технологий в России являются первые три, при этом подача в магистральный газопровод зачастую тоже ограничена.
Наиболее серьезной проблемой является переработка ПНГ на месторождениях с неразвитой инфраструктурой сбора и транспорта газа. В настоящее время предлагаются разнообразные технологии переработки легких углеводородов, однако, их использование на таких месторождениях затруднено. В частности, это связано и со сложностью технико-экономического обоснования проектов переработки ПНГ для разных месторождений в условиях меняющейся нагрузки по сырью и его составу. [1]
В зависимости от района добычи и месторождения на 1 тонну товарной нефти получают от 25 до 800 м3 ПНГ [2]. Характеристики нефтей Западной Сибири варьируются в довольно широком диапазоне. Отмечается преобладание нефтей с повышенными давлениями насыщения и газосодержанием, с небольшими значениями плотности и вязкости. Растворенный в нефтях Западной Сибири газ - жирный; углекислый газ и азот содержится в малых количествах [3], табл. 1.
Таблица 1. Плотности и составы ПНГ месторождений Западной Сибири
№ п/п Месторождение Плотность ПНГ (расчетная), кг/м3 С1-С2, % об. С3-С4, % об. С5+, % об.
1 Восточно-Сургутское 1,058 80,77 13,69 1,01
2 Южно-Сургутское 0,976 83,72 11,5 1,85
3 Усть-Балыкское 1,115 72,99 17,49 2,51
4 Фаинское 1,193 74,48 18,72 2,14
5 Омбинское 1,090 79,49 16 1,44
6 Мамонтовское 1,029 81,45 12,18 3,1
7 Ефремовское 0,971 84,83 9,13 2,71
8 Тепловское 1,060 82,37 9,29 6,09
9 Кудринское 0,939 87,74 6,82 2,78
10 Мало-Балыкское 1,073 79,99 14,58 2,14
11 Петелинское 0,961 85,3 8,17 2,5
12 Южно-Балыкское 1,191 72,14 22,96 2,54
13 Средне-Балыкское 1,099 78,65 14,93 3,17
14 Майское 1,053 81,07 12,97 3,39
15 Угутское 1,094 78,84 15,26 2,47
16 Западно-Угутское 1,297 59,78 21,4 4,31
17 Средне-Угутское 1,057 79,81 14,06 2,44
18 Киняминское 1,189 72,23 16,93 5,34
19 Приразломное 1,221 70,62 24,28 1,74
20 Салымское 0,920 88,83 9,51 0,56
21 Лемпинское 0,892 90,35 7,9 0,55
22 Северо-Салымское 0,945 86,64 11,55 0,56
23 Восточно-Правдинское 0,957 84,32 10,98 0,87
24 Правдинское 0,982 84,21 13,02 0,96
25 Приобское 1,110 76,26 18,33 1,9
Содержание метана в составе ПНГ меняется от 51,48 (Западно-Угутское) до 85,86 % об. (Лемпинское).
Таким образом, ПНГ месторождений Западной Сибири является хорошим сырьем для химического направления его переработки.
Одним из способов переработки ПНГ является газофракционирование с получением легкого бензина, сжиженного и сухого газов.
Эффективность разделения, количество получаемых продуктов во многом зависит от применяемой технологии и оптимальности технологического режима разделения ПНГ. Для оценки степени оптимальности принимаемых технологических решений необходима информация о максимально возможных, предельных количествах легкого бензина, сухого и сжиженного газа, их прогнозных характеристиках.
Результаты расчетов предельного выхода основных продуктов газофракционирования ПНГ месторождений Западной Сибири приведены на рис. 1.
Рис. 1. Предельный выход продуктов газофракционирования ПНГ месторождений Западной Сибири
Как видно из данных рис. 1, в целом с увеличением плотности газа (в основном за счет увеличения доли углеводородов С3+) выход сухого газа уменьшается, увеличивается выход сжиженного газа и несколько увеличивается выход легкого бензина.
Выход сухого газа в зависимости от плотности ПНГ может составить от 0,743 до 0,916 м3/м3 ПНГ, сжиженного газа от 0,164 до 0,522 кг/м3 ПНГ; легкого бензина от 0,018 до 0,210 кг/м3 ПНГ.
Другим вариантом переработки ПНГ может быть переработка в синтетическое жидкое топливо с использованием синтеза Фишера-Тропша (СФТ). Синтез хорошо изучен и внедрен в производство в разных странах мира, но, тем не менее, имеет ряд серьезных недостатков. В настоящее время по проектам ОТЬ производится 3,8 млн. тонн жидких углеводородов, что составляет 0,1 % мирового потребления нефти. В переработку вовлечены 7,5 млрд. м3 природного газа, что составляет всего 0,3 % его мировой добычи [4].
Ввиду ряда трудностей и отсутствия факторов, способных повысить коммерческую привлекательность процесса, на сегодняшний день в России сфера применения ОТЬ ограничивается, главным образом, НИОКРами и опытно-промышленными установками. Тем не менее, на Российском рынке появляются предложения о создании блочно-модульных установок синтетических жидких углеводородов (СЖУ) непосредственно на месторождениях. Синтетическую нефть затем можно транспортировать вместе с добытой или дополнять существующую схему сложной системой разделения и облагораживания продукции. Себестоимость СЖУ довольно высока, но, начиная с мощности 50 тыс. тонн в год, себестоимость продукции составляет менее $ 250 за тонну или $ 35 за баррель [5].
В реальных условиях выход продукта всегда меньше теоретического, что связано с невозможностью достижения больших времен пребывания, с побочными реакциями, потерями реагентов. Знание теоретического выхода продукта позволяет оценить степень приближения проектной производительности аппарата к теоретически возможной, и, следовательно, эффективность разрабатываемой технологии.
Стехиометрические расчеты включают в себя определение теоретического выхода продуктов реакции, либо определение количеств исходных веществ, которые теоретически необходимы для получения определенного количества продукта, и, в данном случае, дают некоторые первоначальные количественные характеристики процесса, которые требуют дальнейшего уточнения.
Синтез жидких углеводородов включает в себя две стадии - конверсию ПНГ и синтез Фишера-Тропша.
Конверсия углеводородов в синтез-газ протекает по следующему суммарному уравнению:
СшН(2ш + 2) + 0,5(т - к)02 + Ш2О = тСО + (т + к + 1)Н2 . (1)
При к = 0 реализуется кислородная конверсия метана, при к = ш - паровая конверсия. Варьированием потоков Н2О и О2 можно добиться требуемого соотношения Н2/СО в синтез-газе [1].
Синтез Фишера-Тропша (СФТ) протекает по следующим стехиометрическим уравнениям:
П СО + (2п + 1) Н2 = СдН2и+2 + П Н2О , (2)
ЬСО + ЬН2О = ЬСО2 + ЬН2 , (3)
где реакция (3) - конверсия оксида углерода; протекает с различной интенсивностью и зависит, в первую очередь, от природы катализатора.
Обычно применяются:
п СО + (2п + 1) Н2 = СпН2п+2 + п Н20, N1-, Со-катализаторы, (4)
или 2п СО + (п + 1) Н2 = СпН2п+2 + п СО2, Бе-катализаторы. (5)
Особенностью сложных реакций, составляющих процесс СФТ, является то, что характеристики продукта определяется кинетикой гидрирования СО, свойствами катализатора и составом смеси, а термодинамические факторы не имеют существенного значения.
С позиций предпредпроектного анализа из этого следует:
- при определении предельной удельной производительности СФТ в различных условиях
может быть использован стехиометрический анализ,
- характеристика углеводородного продукта (среднее число атомов углерода в молекуле)
должна быть задана.
Целевая реакция образования углеводородов (2) может сопровождаться конверсией монооксида углерода (3), интенсивность которой определяется условиями СФТ, в первую очередь природой катализатора.
п - среднее число атомов углерода в молекуле углеводорода - продукта СФТ выбиралось в пределах 7-14,5, что в целом соответствует нефтяным фракциям интервала НК-350оС.
При Ь = 0 стехиометрия СФТ описывается уравнением (2); при Ь = п:
2п СО + (п + 1) Н2 = СпН2п+2 + П СО2 . (6)
В общем случае, при 0 < Ь < п
(п + Ь) СО + (2п + 1 - Ь) Н2 = СпН2п+2 + (п - Ь) Н2О + Ь СО2 . (7)
В соответствии с этим уравнением, соотношение Н2/СО, требуемое для образования углеводорода СпН2п+2, составит
Н2/СО = (2п + 1 - Ь)/(п + Ь), 0 < Ь < п . (8)
Совместный стехиометрический анализ паро-кислородной конверсии (ПКК) попутного или «сухого» газа с различным числом атомов углерода в молекуле исходного углеводорода и СФТ позволяет определить предельную производительность процесса ОТЬ.
Сведение стехиометрических уравнений паровой конверсии ПНГ (2) и СФТ ((4) или (5)) дает суммарные стехиометрические уравнения процесса ОТЬ - получения углеводородов из ПНГ:
П п
Ш СтН2 т+2 = СпН2п +2 + (~т -1) Н2, N1-, Со-катализаторы, (9)
2п 2п
— СтН2т+2 + 2пН20 = СпН2п+2 + пС02 + (3п +--------— 1) Н2, Бе-катализаторы. (10)
Для каждой из схем (9) и (10) может быть применимо два способа переработки ПНГ в жидкие углеводороды: без предварительного разделения ПНГ и с предварительным газофрак-ционированием, где на СФТ отправляется только сухой газ. Выход продуктов синтеза будет зависеть не только от состава ПНГ и типа катализатора, а также от планируемых продуктов синтеза. Примем в качестве целевых продуктов следующие группы углеводородов (табл. 2):
Таблица 2. Целевые продукты синтеза ОТЬ
№ п/п Целевая фракция Пределы выкипания, °С Число атомов углерода, п
диапазон Сп среднее
1 Легкий бензин нк-140 С5-С9 С7
2 Бензин нк-180 С5-С10 С7,5
3 Керосин 140-240 С9 С13 С„
4 Керосин 180-240 С10-С13 С11,5
5 Дизельное топливо 240-350 С1з-С1б С14,5
Выход продуктов ОТЬ, рассчитанный по схеме (9) из ПНГ различных месторождений без предварительного разделения, представлен в табл. 3.
Таблица 3. Предельный выход продуктов ОТЬ из ПНГ месторождений Западной Сибири (схема (9))
№ п/п Месторождение Среднее число атомов углерода в ПНГ (т) Выход продуктов ФТ-синтеза, кг/м3 ПНГ
Выход Н2 в результате синтеза, кг/м3 ПНГ
п = 7,0 п = 7,5 п = 11,0 п = 11,5 п = 14,5
1 Восточно-Сургутское 1,507 0,961 0,960 0,954 0,954 0,951
0,070 0,071 0,077 0,078 0,080
2 Южно-Сургутское 1,397 0,891 0,890 0,885 0,884 0,882
0,071 0,073 0,078 0,078 0,081
3 Усть-Балыкское 1,620 1,033 1,032 1,026 1,025 1,022
0,069 0,070 0,076 0,077 0,079
4 Фаинское 1,728 1,102 1,101 1,094 1,094 1,091
0,067 0,069 0,075 0,076 0,079
5 Омбинское 1,574 1,004 1,002 0,996 0,996 0,993
0,069 0,071 0,077 0,077 0,080
б Мамонтовское 1,480 0,944 0,943 0,937 0,937 0,934
0,070 0,072 0,077 0,078 0,080
7 Ефремовское 1,384 0,883 0,882 0,876 0,876 0,874
0,072 0,073 0,078 0,079 0,081
8 Тепловское 1,539 0,982 0,980 0,974 0,974 0,971
0,070 0,071 0,077 0,077 0,080
9 Кудринское 1,335 0,851 0,850 0,845 0,845 0,843
0,072 0,073 0,078 0,079 0,081
10 Мало-Балыкское 1,540 0,982 0,981 0,975 0,974 0,972
0,070 0,071 0,077 0,077 0,080
11 Петелинское 1,355 0,864 0,863 0,858 0,857 0,855
0,072 0,073 0,078 0,079 0,081
12 Южно-Балыкское 1,746 1,114 1,112 1,106 1,105 1,102
0,067 0,068 0,075 0,076 0,079
13 Средне-Балыкское 1,586 1,012 1,010 1,004 1,004 0,999
0,069 0,070 0,076 0,077 0,080
14 Майское 1,527 0,974 0,972 0,967 0,966 0,964
0,070 0,071 0,077 0,077 0,080
15 Угутское 1,573 1,003 1,002 0,996 0,996 0,993
0,069 0,071 0,077 0,077 0,080
№ п/п Месторождение Среднее число атомов углерода в ПНГ (т) Выход продуктов ФТ-синтеза, кг/м3 ПНГ
Выход Н2 в результате синтеза, кг/м3 ПНГ
п = 7,0 п = 7,5 п = 11,0 п = 11,5 п = 14,5
16 Западно-Угутское 1,913 1,220 1,218 1,211 1,210 1,207
0,065 0,067 0,074 0,074 0,078
17 Средне-Угутское 1,519 0,969 0,968 0,962 0,961 0,959
0,070 0,071 0,077 0,077 0,080
18 Киняминское 1,732 1,105 1,103 1,097 1,096 1,093
0,067 0,069 0,075 0,076 0,079
19 Приразломное 1,776 1,133 1,131 1,125 1,124 1,118
0,067 0,068 0,075 0,075 0,081
20 Салымское 1,313 0,837 0,836 0,831 0,831 0,826
0,073 0,074 0,079 0,079 0,081
21 Лемпинское 1,266 0,807 0,806 0,802 0,801 0,797
0,073 0,074 0,079 0,079 0,081
22 Северо-Салымское 1,352 0,862 0,861 0,856 0,856 0,851
0,072 0,073 0,078 0,079 0,081
23 Восточно-Правдинское 1,360 0,867 0,866 0,861 0,860 0,856
0,072 0,073 0,078 0,079 0,081
24 Правдинское 1,407 0,897 0,896 0,891 0,890 0,886
0,071 0,073 0,078 0,078 0,081
25 Приобское 1,609 1,026 1,025 1,018 1,018 1,013
0,069 0,070 0,076 0,077 0,079
Максимальная эффективность ОТЬ-процесса с использованием ПНГ месторождений Западной Сибири приведена на рис. 2.
0,000 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000
Число атоллов углерода в продукте СП. (п)
Рис. 2. Эффективность ОТЬ-процесса для ПНГ разных месторождений Западной Сибири (схема (9))
Рассмотрим второй вариант для схемы (9) - газофракционирование ПНГ, где в качестве целевых продуктов выделяются сжиженный газ и легкий бензин, а сухой газ отправляется на
синтез жидких углеводородов (ОТЬ). Максимальные выходы продуктов для этого варианта представлены на рис. 3.
Предельный выход ОТЬ-углеводородов для данного случая зависит только от количества сухого газа, полученного из ПНГ. Минимальный выход углеводородов получен из ПНГ месторождения Приразломное («жирный» ПНГ), максимальный - из ПНГ месторождения Лемпинское («бедный» ПНГ).
0,680
0,660
-і 0,600 О со о
о
о.
§■ 0,580
о
са
О)
>-
§ 0,560
0,540
-----------------0,916 м3/м3 ПНГ (*)
0,893 м3/м3 ПНГ
0,867 м3/м3 ПНГ
0,800 м3м3 ПНГ
0,7773 м3/м3 ПНГ
5 7 9 11 13 15
Число атомов углерода в продукте СП. (п)
Рис. 3. Предельный выход углеводородов ОТЬ-процесса из сухого газа ПНГ месторождений Западной Сибири (схема (9)); (*) - выход сухого газа с 1 м3 ПНГ
0,65
5
I—
* ___I
I—
сэ
со
О
О
о.
о
сС
о
са
<И
5
сГ
о
X
-о
со
0,6
0,55
0,5
0,45
0,4
р = 1,296 кг/ м3 , т = 1,91 - — л
р = 1,221 кг/ . м3 , т = 1,78
^С^1,193 кг м3 , т = 1,73
‘‘---....^0^1,115 кг/ — ♦ м3 , т = 1,62
■
^
м \ т = 1,33 - ,
""""''"-р = 0,892 кг/ м3 , т = 1,27
0,35
0,000 5,000 10,000 15,000
Число атомов углерода в продукте ОТЬ (п)
Рис. 4. Эффективность ОТЬ-процесса для ПНГ разных месторождений Западной Сибири (схема (10))
0,847 м3/м3 ПНГ
0,819 м3/м3 ПНГ
0,7398 м3/м3 ПНГ
Если в качестве исходной схемы ОТЬ рассматривать схему (10) с образованием СО2 в СФТ, то очевидно, что предельный выход продуктов синтеза будет вдвое меньше, чем по схеме (9), рассмотренной выше. В данном случае 50 % исходного углерода переходит в побочные продукты, как следует из стехиометрии реакции (рис. 4).
Основные результаты расчетов максимального выхода углеводородов при газофрак-ционировании ПНГ и совместных стехиометрических анализов процессов ОТЬ представлены в табл. 4.
Таблица 4. Суммарный выход целевых продуктов при переработке ПНГ месторождений Западной Сибири (в кг/м3 ПНГ)
Целевой продукт GTL «Жирный» ПНГ (Приразломное м-е) «Бедный» ПНГ (Лемпинское м-е)
GTL ПНГ Газофракционирование + GTL сухого газа GTL ПНГ Газофракционирование + GTL сухого газа
п п — СтН2 т+2 = СпН 2 п+2 + ( 1) Н 2 N1-, Со-катализаторы Схема (9) т т
Бензин 1,133 1,124 0,807 0,870
Керосин 1,125 1,120 0,802 0,866
Дизельное топливо 1,121 1,119 0,799 0,864
— СтН 2 т+2 + 2пН20 = СпН 2 п+2 + пС02 + (3п + — - 1)Н2 Бе-катализаторы Схема (10) т т
Бензин 0,566 0,852 0,404 0,534
Керосин 0,562 0,850 0,401 0,531
Дизельное топливо 0,559 0,850 0,400 0,530
На основе результатов совместного стехиометрического анализа процессов газофрак-ционирования и ОТЬ (табл. 4) можно сделать следующие выводы:
1. Последовательное газофракционирование и ОТЬ сухого газа, как правило, оказывается эффективней, чем химическая переработка ПНГ. Это в разной степени относится к схемам (9) и (10).
2. Различия наиболее заметны при использовании Бе-катализаторов, поскольку СФТ с образованием СО2 ведет к большим потерям углерода исходных молекул углеводородов ПНГ.
3. Исключение составляет переработка «жирного» ПНГ по схеме (9). Повышенный ресурс углерода в углеводородах С3+ позволяет эффективно перерабатывать его и без предварительного газофракционирования. Однако даже в этом случае различия незначительны.
Данные о максимальной эффективности для каждого из рассмотренных способов переработки ПНГ (табл. 4) могут быть основой для технологического анализа и техникоэкономического обоснования проектов переработки ПНГ.
ЛИТЕРАТУРА
1. Реутов, Ю. И. Анализ эффективности переработки попутного нефтяного газа [Текст] / Ю. И. Реутов, А. Р. Грошев, А. А. Новиков, Р. Г. Никитин // Вестник Югорского государственного университета. - 2006. - Вып. 3. - С. 3-10.
2. Баскаев, К. Чемодан без ручки [Текст] / К. Баскаев // Нефть России. - 2011. - № 1. -С. 56-59.
3. Требин, Г. Ф. Нефти месторождений Советского Союза / Г. Ф. Требин, Н. В. Чарыгин, Т. М. Обухова // Справочник. - 2-е изд., перераб. и доп. - М. : Недра, 1980. - 583 с.
4. ОТЬ: глобальный бесперспектив но локальная значимость? Аналитическая служба «Нефтегазовая вертикаль» [Текст] // Нефтегазовая вертикаль. - 2009. - № 7. - С. 52-57.
5. Синтетическая нефть. Сделано в НОВАТЕКЕ [Текст] / Кирилл Лятс // Нефтегазовая вертикаль. - 2009. - № 7.
