CC BY
1395
УДК 665.612.2
Л. И. Муллахметова, Е. И. Черкасова ПОПУТНЫЙ НЕФТЯНОЙ ГАЗ: ПОДГОТОВКА, ТРАНСПОРТИРОВКА И ПЕРЕРАБОТКА
Ключевые слова: попутный нефтяной газ, технологии подготовки, транспортировки и утилизации.
Описаны методы подготовки и переработки попутного нефтяного газа с целью его эффективного использования, приведены перспективные способы реализации и использования попутного газа непосредственно на месторождениях, показаны преимущества и недостатки методов.
Keywords: associated oil gas, technology of preparation, transportation and disposal.
The article describes the methods of preparation and processing of oil gas for the purpose of its efficient use. Some promising methods of implementation and use of oil gas directly on the fields are presented. Advantages and shortages of these methods are presented also.
Введение
В последние годы все большую долю сырья в нефтехимической промышленности занимают попутные газы нефтяных месторождений.
Попутный нефтяной газ (ПНГ) - это природный углеводородный газ (смесь газов и парообразных углеводородных и не углеводородных компонентов), растворенный в нефти или находящийся в «шапках» нефтяных и газоконденсатных месторождений.
Нефтяной газ за счет содержания в его составе кроме метана и этана существенной доли С3 и выше, являющихся ценнейшим сырьем, играет значительную роль в энергетике и в химической промышленности, но это же служит причиной усложнения технологии его подготовки, транспортировки и переработки.
Добычу попутного газа невозможно регулировать, так как он выделяется при добычи нефти из растворенного в нем состояния или из газоконден-сатных месторождений.
В настоящее время уровень использования добываемого в России ПНГ по стране составляет 75,6%, когда как в зарубежных странах (США, Норвегии) достигает 98 %, а в Канаде уровень сжигания всего лишь 0,16 % [1].
Огромное количество добываемого ПНГ в Российской Федерации (РФ) сжигается на факелах, что невыгодно:
во-первых, с экологической точки зрения - загрязнение окружающей среды выбросом в атмосферу вредных веществ;
во-вторых, сгорают ценнейшие углеводороды, которые могут использоваться как сырье в нефтехимии.
Проекты по сокращению объемов сжигания ПНГ носят, в основном, экологическую направленность. Положительный эффект заключается в снижении выбросов значительного количества загрязняющих веществ (ЗВ) и парниковых газов в атмосферу.
Исторически нормативно-правовые акты и регулирующие документы в России недостаточно стимулировали нефтяные компании к минимизации факельного сжигания газа и повышения уровня его эффективного использования [2].
В настоящее время использование механизмов Киотского протокола помогают за счет продажи
единиц сокращения выбросов (ЕСВ) снизить уровень антропогенного воздействия на окружающую среду, а также значительно улучшить экономические показатели проектов эффективного использования ПНГ и компенсировать часть затрат на создание инфраструктуры для утилизации попутного газа [3].
В настоящее время в следствии ужесточения требований по выбросам ЗВ возникли соответствующие нормативы, по которым в факелах разрешается сжигать не более 5 % произведенного ПНГ. При повышении этого уровня к плате за выбросы ЗВ дополнительно применяются повышающие коэффициенты. Если узлы учета ПНГ не установлены, данный коэффициент применяется равным 120.
Штрафы за сжигание ПНГ относительно невысоки, но снижение цены на нефть и так привело к достаточно большим убыткам для нефтяных компаний [4]. Во многих странах проекты добычи трудноиз-влекаемой нефти в следствии снижения цен стали нерентабельными. В России уже приостановлены разработки некоторых новых нефтяных месторождений.
Поскольку для нефтехимической промышленности ПНГ является основным сырьем, без которого она не может функционировать, длительная эксплуатация уже существующих месторождений, без ввода новых, может привести к дефициту сырья для нефтегазохимической промышленности, которая на сегодняшний день, в среднем, загружена всего лишь на 40 %. Учитывая то, что на долю нефтехимической промышленности приходится около 60% промышленной продукции страны и более 7% налоговых платежей, допущение такой ситуации сильно отразится на экономике страны.
Низкий уровень утилизации ресурсов нефтехимии является одной из наиболее острых современных проблем в развитии нефтегазового сектора России [5].
Рациональное использование попутного нефтяного газа позволило бы высвободить значительное количество нефти и продуктов ее переработки, составляющих важную статью экспортных поставок страны.
Основными направлениями утилизации ПНГ являются:
1. Переработка на газоперерабатывающем заводе (ГПЗ) с целью получения гомологов метана и в дальнейшем производство, на основе низших углеводородов, нефтехимической продукции, такой как каучуки, пластмассы, а из более тяжелых - топливные присадки, сжиженные газы, ароматические углеводороды, а также жидкое топливо.
2. «Малая энергетика»: ПНГ имеет высокую теплотворную способность от 9 до 15 тыс.ккал/куб, однако данный процесс требует дополнительных затрат на очистку и осушку газа.
3. Закачка ПНГ и смесей на его основе в пласт для повышения нефтеотдачи.
4. Переработка газа на синтетическое топливо (технологии СЖТ/вТЬ).
5. Сжижение подготовленного ПНГ.
В настоящее время в РФ из этих направлений, в основном, развиваются лишь два - потребление ПНГ в качестве топлива, с целью выработки электроэнергии, и как сырья для нефтехимии (получение сухого отбензиненного газа, газового бензина, широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и сжиженного газа для бытовых нужд).
Между тем, вовлечение в переработку неиспользуемых объемов ПНГ улучшит экономическую эффективность нефтедобычи. Этого можно добиться применяя новые технологии и оборудование непосредственно на промыслах, что существенно снизит потребность в дорогостоящей сетевой инфраструктуре.
Подготовка газа
Состав попутного нефтяного газа формируется под влиянием физико-химических условий, материнской породы залежи и геологической истории формирования данных.
В составе многих углеводородных газов содержатся значительные количества кислых газов, паров воды, механические примесей (окалины из труб, песок), соли, малые количества нефти и углеводородного конденсата.
Содержание влаги в газах отрицательно сказывается на процессах их переработки, ухудшаются основные технико-экономические показатели (ТЭП) работы установки и транспортировки, где выпадение водяного конденсата в трубах в последствии приведет, к образованию кристаллогидратов. При присутствии кислых компонентов, водяные пары способствуют к возникновению активных коррозионных процессов. Обычно тяжелые углеводородные газа при тех же условиях содержат меньше водяных паров, чем легкие. Наличие И28 и С02 в составе газа увеличивают содержание паров воды, присутствие N - уменьшает.
Требования по степени осушки, предъявляемые к углеводородным газам, тем выше, чем ниже температура их транспортировки и переработки.
Твердые частицы засоряют и портят арматуру газопровода и контрольно-измерительные приборы; скапливаясь на отдельных участках газопровода, они сужают его поперечное сечение.
Механические примеси, к которым относятся:
- частицы породы, выносимые газовым потоком из скважины;
- строительный шлак, оставшийся после окончания строительства промысловых газосборных сетей и магистральных трубопроводов;
- продукты коррозии и эрозии внутренних поверхностей
и жидкие включения конденсата и воды затрудняют работу установок осушки и низкотемпературной переработки газа, оказывают ударные воздействия на движущиеся части газовых компрессоров, что впоследствии приводит к их преждевременному износу.
Жидкие частицы, оседая в пониженных участках трубопровода, также вызывают уменьшение площади его поперечного сечения. Они, кроме того, оказывают корродирующее действие на трубопровод, арматуру и приборы.
Для предотвращения эрозийного и коррозионного разрушения аппаратов и дезактивации катализаторов дальнейшей переработки, в первую очередь необходимо удалить из газа механические примеси, тяжелые углеводороды, поверхностно-активные вещества, продукты коррозионного износа, соли (обычно хлориды).
Очистка газа от примесей и осушка
Методы очистки газов разделяют на сухие и мокрые.
Для сухой очистки применяют циклоны, принцип действия которых основан на центробежной силе. Применяются осадительные аппараты, где механические примеси осаждаются за счет снижения скорости движения газа, сепараторы и электрофильтры.
Для мокрой газоочистки используют циклоны, скрубберы, пенные аппараты.
Наиболее широкое распространение получили электрофильтры благодаря их высокой степени очистки (до 99 %) при сравнительно низких энергозатратах. Достоинством этих устройств является простота конструкции. Эти устройства пригодны, главным образом, для предварительной, грубой очистки.
С целью максимального снижения влияния воздействий примесей может использоваться целый комплекс мероприятий.
Например, последовательность стадий:
- водная промывка, снижающая содержание солей и механических примесей;
- сепарация при компримировании, позволяющая удалить капельную жидкость и механические примеси;
- выделение конденсата на стадии компримиро-вания для снижения содержания тяжелых углеводородов
и защитный слой сорбентов позволяют максимально защитить оборудование и сорбенты от воздействия примесей [1].
Осушают газ для достижения температуры точки росы по воде более низкой, чем минимальная температура, которая обеспечивает его безгидрат-
ную транспортировку по газопроводу или переработку.
Таким образом, глубина осушки определяется требованиями отраслевых стандартов и технологий процессов дальнейшей переработки [6].
Для осушки применяют методы охлаждения, абсорбционной и адсорбционной осушки и их комбинации.
Абсорбционная осушка наиболее распространенный процесс подготовки нефтяного газа на транспортирование по магистральному трубопроводу.
Процесс основывается на селективном поглощении паров воды из газовой смеси жидкими абсорбентами. В качестве абсорбентов преимущественно используются диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленг-ликоль (ТЭГ), которые отличаются сравнительно высокой гигроскопичностью и способностью регенерировать без больших потерь из-за низкой летучести, так же применение нашли этиленгликоль (ЭГ) и метанол.
Одним из важных параметров, влияющих на степень осушки, является концентрация гликолей, чем она выше, тем ниже достигаемая точка росы. Для повторного использования гликолей их подвергают регенерации, чем она эффективней проходит - тем меньше затрат на подпитку свежим гликолем. Если концентрация гликоля после регенерации 96-98 %, то применяется десорбция при давлении близком к атмосферному. Для получения более концентрированного раствора десорбцию проводят под вакуумом, снижают парциальное давление углеводородов подачей отдувочного газа или вводят реагент (толуол, ксилол, бензол), образующий азеотропную смесь.
С целью получения максимальной депрессии точки росы попутного газа (80-900С) используется двухступенчатая осушка. Принципиальная схема двухступенчатой осушки приведена на рисунке 1.
Рис. 1 - Обобщенная технологическая схема двухступенчатой гликолевой осушки газа
Установка имеет по два блока абсорбции и десорбции. На первой ступени газ осушается гликолем с концентрацией 96-97 %, а затем поступает в адсорбер второй ступени, где доосушается гликолем с концентрацией 99,5-99,6 %. В десорбере первой и второй ступени влага из насыщенного гликоля де-сорбируется соответственно при атмосферном давлении и под вакуумом.
Современные установки низкотемпературной переработки требуют низкую температуру точки росы, например, при использовании турбодетанте-ров она должна быть не ниже минус 700С. Такую
глубину осушки, до -900С, позволяет достичь адсорбционная осушка.
Сущность процесса заключается в извлечении влаги из газовой фазы с помощью твердых адсорбентов, в качестве которых в промышленных установках используют силикагели, оксиды алюминия, цеолиты (молекулярные сита). Адсорбционная осушка позволяет исключить конденсацию воды при транспорте газа и не потребует дополнительной осушки для переработки на ГПЗ.
Недостатками процесса являются:
- загрязнение поверхности адсорбента за счет коксообразования;
- разрушение кристаллической решетки адсорбента под воздействием кислот
- необходимость замены, а также большие потери давления в слое адсорбента.
В ряде случаев для достижения высокой депрессии и низкой температуры точки росы используют комбинированную осушку (рис. 2). На первой ступени осушку производят абсорбционным методом, для удаления капельной влаги и предотвращения забивки пор адсорбентов, используемых в адсорбционной осушке второй ступени.
Такая технология удаляет следы воды из газового потока и обеспечивает низкую точку росы.
Рис. 2 - Принципиальная технологическая схема комбинированной осушки 11111
Один из наиболее распространенных методов осушки снижением температуры - низкотемпературная сепарация. Целью процесса является извлечение жидких углеводородов и паров воды из газа путем конденсацией их при пониженных температурах. Снижение температуры достигается за счет изоэнтальпийного (эжекторы, дросселя) или изоэн-тропийного (турбодетандеры) расширения газа.
Очистка газа от кислых компонентов
Очистка от кислых газов, сернистых соединений, инертных газов, затрудняющих процессы переработки, проводится с помощью:
- абсорбции, основанной либо на химическом связывании кислых газов и сернистых соединений -хемосорбции, либо на растворимости кислых компонентов - физической абсорбции, а также их комбинирования.
Для физической абсорбции в качестве растворителя используют метанол или воду. Последний используется чаще, в связи с доступностью и дешевизной абсорбента, но имеет ряд таких недостатков,
как низкая поглотительная способность по диоксиду углерода и невысокая селективность.
Для удаления кислых газов могут использоваться метилпирролидон, гликоли (ди-, три-, этиленглико-ли), трибутилфосфат, сульфолан, метанол и другие.
Когда в составе газа значительное количество Н28 и СО2 очистку проводят с помощью ДЭГ и ТЭГ, что упрощает технологию очистки, так как вместе с кислыми компонентами абсорбируется и водяной пар.
При хемосорбции взаимодействие кислых газов с активными компонентами абсорбента, приводит к образованию химических соединений, легко распадающихся на исходные компоненты при повышении температуры.
В качестве связывающего агента для удаления Н28 применяют алканоамины (моно-, ди- и триэта-ноламины, диизопропаноламины), щелочи. Для удаления СО2 в этот ряд включают и растворы карбонатов.
Недостатки процесса выражаются в:
- больших энергозатратах (около 70 %) на регенерацию абсорбента и получении тепла;
- коррозионной активности алканоаминов.
Решением вопроса является добавление в раствор этаноламинов ингибиторов коррозии в пределах защитной концентрации, что позволяет уменьшить циркуляцию абсорбента, то есть сократить энергозатраты на перекачку, повысить производительность установки, снизить скорость коррозии оборудования.
- адсорбции, основанной на поглощении кислых компонентов твердыми поглотителями. Адсорбцию применяют, когда необходимо снизить содержание ЗВ до нормативного уровня.
Адсорбционные процессы очистки так же делятся на химические - необратимая адсорбция без регенерации адсорбента) и физические - обратимая адсорбция на поверхности абсорбента) [7].
Физическая адсорбция может протекать на активных углях, на силикагелях и алюмогеле [8]. Но малая емкость из-за соадсорбции тяжелых углеводородов делает их неперспективными и, в основном, в промышленности для очистки применяются синтетические цеолиты, обладающие избирательностью к полярным молекулам и высокой абсорбционной емкостью. СО2 и Н28 успешно поглощаются молекулярными ситами марки СаА, МаХ и №А. Стадия десорбции проводится нагреванием адсорбента, ва-куумированием, продувкой инертным газом и требует значительных энергозатрат.
Промышленное применение среди химических методов нашли окислы железа и цинка. Но данные процессы получили меньшее распространение в связи с невысокой технологичностью, нерегенерируе-мостью и необходимостью утилизации отработанного сорбента [1].
Кроме указанных методов очистки газов от кислых компонентов существуют еще каталитические методы, основанные на окислении и восстановлении кислых газов в присутствии катализаторов из никеля, кобальта и других.
В промышленности нашли применение окислительные методы, заключающиеся в окислении сероводорода до элементарной серы или меркаптанов -до дисульфидов. Достоинством процесса является селективность, при отсутствии необходимости извлечения СО2. Недостатком - протекание побочных реакций, что приводит к повышенному расходу реагентов, отложениям на стенках оборудования и коррозии.
Восстановительные реакции протекают при взаимодействии оксидов серы с водородом (гидрирование) или водяным паром (гидролиз), а также при гидрировании диоксида углерода до метана.
В настоящее время одно из перспективных направлений для очистки и осушки газа - применение мембранных технологии.
С точки зрения применения в газоперерабатывающей отрасли наибольший интерес представляют диффузионные ассиметричные полимерные мембраны [8]. Селективное прохождение через полимерную мембрану включает три основных стадий:
- сорбция молекул газа на поверхности мембранных носителей со стороны разделяемой смеси;
- диффузия газа через мембрану;
- десорбция газа с другой стороны поверхности мембраны.
Вторая стадия является лимитирующей. Существующий опыт эксплуатации показывает экономическую оправданность аналогичных установок. Преимуществом применения для очистки от СО2 и Н28 является глубокое извлечение кислых компонентов, отсутствие фазовых превращений, протекание разделения при комнатной температуре, непрерывность и нет необходимости применения каких-либо реагентов.
Мембранная очистка находит широкое применение в комбинации с другими процессами газоочистки, так как не может обеспечить высокую степень очистки, но позволяет существенно сократить эксплуатационные затраты.
Недостатком мембран является чувствительность селективных пленок к загрязнениям и капельной жидкости, поэтому необходимо предусмотреть предварительная подготовка сырьевого потока [1].
Мембранная технология нашла применение и при осушке углеводородных газов. Полимерные мембраны позволяют снизить содержание воды в газах до 10-100 раз. Но в процессе осушки теряется метан, в количестве 1 % от сырьевого потока. Для решения вопроса можно применить повторное ком-примирование газа, прошедшего через мембрану.
Утилизация попутного нефтяного газа
В результате переработки ПНГ на ГПЗ получают «сухой» газ, ШФЛУ. При более глубокой переработке номенклатура продуктов расширяется - газы («сухой» газ, этан), сжиженные газы (пропан, бутан и т.д.) и стабильный газовый бензин (СГБ). Все продукты пользуются спросом как на внутреннем, так и на внешнем рынках.
ПНГ, в силу своей гомологической близости к нефти, представляется оптимальным агентом газо-
вого и в особенности водогазового воздействия (ВГВ) на пласт закачкой попутного нефтяного газа и иных рабочих жидкостей с его использованием (ПНГ+вода, водно-полимерные композиции, растворы кислот и др.) [9].
Методы обратной закачки применяются для интенсификации добычи нефти или когда создание дополнительной инфраструктуры сбора и подготовки повышает себестоимость попутного газа и снижает рентабельность промыслов.
Более перспективными представляются технологии сочетающие закачку ПНГ с переработкой.
Из пласта извлекается нефть вместе с растворенным и попутными газами. Из газа отделяется конденсат и часть осушенного газа сжигается на электростанции для получения электроэнергии и выхлопных газов. Выхлопные газы закачиваются в газоконденсатную шапку («сайклинг-процесс») для повышения конденсатоотдачи.
Сущность «сайклинг-процесса» заключается в том, что газ с конденсатом извлекается на поверхность, а после разделения фракций газ закачивается обратно в пласт. Газ работает как ленточный транспортёр, поднимая конденсат из залежи. Иногда для поддержания пластового давления дополнительно привлекается газ с соседних месторождений. «Сайк-линг-процесс» позволяет добиться невероятно высоких показателей коэффициента конденсатоот-дачи за счёт сохранения высокого давления в продуктивном пласте [10].
«Сайклинг-процесс» считается одним из эффективных методов повышения конденсатоотдачи пласта. Однако в нашей стране он не реализован ни на одном газоконденсатном месторождении или газоконденсатной шапке. Одна из причин -дороговизна процесса консервации запасов сухого газа. Кроме этого, данный процесс вызывает интерес налоговых органов, так как извлечение газа поверхность является добычей, значит положено платить налог на добычу полезных ископаемых (НДПИ) за добычу газа. Закачать газ обратно в пласт можно бесплатно, но после того, как он снова поднимется на поверхность, потребуется снова уплатить НДПИ [11].
Не вызывает сомнений, что нефтяные компании не разделяют оптимизм по поводу циклической уплаты налогов с газа, предназначенного для закачки в пласт. Поэтому в качестве альтернативы этой эффективной технологии и уклонения от циклической уплаты налогов ПНГ сжигают в факелах и даже высокие штрафы за уклонения от утилизации ПНГ не стимулируют применение технологии «сайклинг-процесса».
Вышеуказанные методы безусловно позволяют улучшить качество газа и довести его до нормативных требований. Но основной проблемой утилизации является тот факт, что при сборе газа на месторождении его давление лишь немного превышает атмосферное. Чтобы ПНГ по магистральному газопроводу транспортировать до ГПЗ необходимо его подать с давлением 7,5 МПа.
Таким образом, компримирирование или сжатие газа является одной из неотъемлемых частей со-
ставляющей технологию утилизации ПНГ. Широкое распространение получило ступенчатое сжатие газа с промежуточным охлаждением, позволяющее экономить энергию на привод компрессора.
К способам сжижения попутного нефтяного газа относятся [12]:
1. Классический каскадный цикл с последовательным использованием в качестве хладагентов пропана, этилена и метана путем последовательного снижения их температуры кипения.
2. Цикл с двойным хладагентом - смесью этана и метана.
3. Расширительные циклы сжижения.
4. Новый способ «объединенный» автохолодильный каскадный цикл (ARC), в котором производится ступенчатая конденсация углеводородов с использованием их в качестве хладагентов в последующей ступени охлаждения при циркуляции неконденсирующегося азота.
Преимущество этого нового способа заключается в том, что отсутствует стадия получения и хранения хладагентов, и они извлекаются непосредственно в процессе сжижения.
Процесс требует меньших капитальных затрат в сравнении с обычным каскадным циклом, так как необходима только одна машина для циркуляции хладагентов и меньшее число теплообменников.
Каскадная схема, в которой раздельно используются три хладоагента с последовательно снижающейся температурой кипения, требует больших капитальных, но меньших эксплуатационных затрат.
Схема совершенствовалась и сейчас используется смесь хладоагентов и новая схема называется самоохлаждающей, так как часть хладоагента, этан и пропан, получаются из сжижаемого ПНГ. Капитальные затраты при этом несколько ниже. В большинстве случаев в каскадных схемах используются поршневые компрессоры, сравнительно дорого -стоящие как по капитальным, так и по эксплуатационным затратам.
Расширительные схемы представляют существенный интерес, так как в них может использоваться более экономичное центробежное насосное оборудование, но расширительные циклы требуют затрат энергии на 20-30 % больших, чем каскадные. Охлаждение достигается изоэнтропийным расширением метана в турбодетандере. Поток газа, предварительно очищенного от воды, углекислого газа и других загрязнений, сжижается под давлением за счет теплообмена с холодным расширенным газовым потоком [13].
Сжиженные газы пользуются стабильным спросом на мировом рынке и являются более дешевым топливом, в сравнении с бензином.
Для транспортировки газа на дальние расстояния в РФ широко применяется метод низкотемпературной сепарации (НТС), который является наиболее надежным и простым, но менее эффективным.
Метод основан на прохождении газа под действием постоянного перепада давлений сквозь дроссель, где энергия расходуется на межмолекулярное трение. После смесь из сконденсированной жидкости и газа направляется в низкотемпературный
трехфазный сепаратор. Стоимость дросселя значительно дешевле турбодетандеров и тем более 3-8 сепараторов, но его эксплуатационные затраты сравнительно высоки за счет необходимости высоких перепадов давлений.
Усовершенствованным методом НТС с дросселем, является низкотемпературная конденсация (НТК) с внутренним холодильным циклом, который наиболее целесообразно применять для подготовки тяжелых нефтяных газов. В качестве хладагента используется конденсат собственной выработки, что позволяет снизить перепад давления нефтяного газа на дросселе [14].
При низком содержании тяжелых углеводородов возможно применение НТС с турбодетандером, где поток газа проходит через неподвижные направляющие каналы, преобразующие часть потенциальной энергии в кинетическую, систему вращающихся каналов ротора, где энергия потока преобразуется в механическую, в следствии чего снижается температура газа. В результате получается газ, пригодный для любого типа генерации электроэнергии.
Учитывая отдаленность ГПЗ от нефтяных месторождений, непостоянный объем добычи транспортировка газа в некоторых случаях представляется нерентабельной. Поэтому целесообразно разрабатывать технологии, которые позволят отказаться от создания необходимости транспортирования нефтяного газа, что достигается путем применения новых каталитических систем и организации установок комплексной переработки ПНГ в модульном исполнении на месте добычи нефти.
Еще одним оптимальным решением утилизации такого газа является использование его в качестве топлива для получения электроэнергии и использование этой энергии для собственных нужд. Это повысит энергообеспеченность как промышленности, так и примыкающих регионов, и позволит сократить поставки из единой энергосистемы страны [1].
Для обеспечения собственных нужд по тепловой и электрической энергиях на промыслах нефтегазодобывающих комплексов создаются газотурбинные (ГТЭС) или газопоршневые (ГПЭС) станции. Мощности ГТЭС и ГПЭС определяются основными потребителями электроэнергии как центральный пункт сбора (ЦПС), дожимные насосные станции (ДНС), автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), компрессорные станции (КС), вахтовые поселки.
При ГЭТС генерация энергии осуществляется с использованием газовых турбин вместо электрического генератора. Наибольший коэффициент полезного действия (КПД) достигается когда вырабатывается одновременно и тепловая, электрическая энергии и энергия холода.
Для этого установки совершенствованы введением котла-утилизатора выхлопных газов, который позволяет наиболее эффективно использовать топливо. Возможность работы в широком диапазоне электрической нагрузки, в различных климатических условиях, отсутствие необходимости строительства линий электропередач (ЛЭП), быстрая оку-
паемость установок делают их применение экономически выгодным и перспективным.
ГПЭС основаны на преобразовании внутренней энергии топлива- в энергию электричества с помощью двигателя внутреннего сгорания [15]. Установки характеризуются низким выбросом ЗВ, КПД при утилизации тепла выхлопных газов достигает до 90 %. Но возникают осложнения в связи с высокой чувствительностью к составу топлива. Несоблюдение требований к качеству топливного газа, особенно содержанию С5 и выше, может привести к детонации и перегреву двигателя или конденсации углеводородов [16].
Анализ опыта работы ГПЭС можно показал, что они не могут работать без подготовленного сырья. ПНГ, используемый в качестве топлива для энергоустановок, должен быть очищен от различных механических примесей, капельных включений, ограниченно содержать С3 и выше . Требуемое минимальное содержание метана в топливном газе для ГТЭС - 30 %-об., для ГПЭС - 70 %.
Для подготовки сырья используют различные методы в зависимости от исходного сырья.
Когда параметры сырья отличаются только по содержанию тяжелых углеводородов, которые могут конденсироваться в трубопроводе - применяется установка «сепаратор-теплообменник». Принцип ее работы основан на очистке от механических примесей и конденсата в сепараторе, и в испарении аэрозольной влаги в теплообменнике, что исключает попадание в камеру сгорания капельной жидкости.
Усовершенствованной установкой извлечения из газа целевых компонентов в широком диапазоне входных давлений 1,0^16,0 МПа является 38-сепаратор.
Установка позволяет понизить точку росы по воде и по углеводородам и увеличить извлечение нестабильного конденсата. Метод может использоваться как для подготовки газа к транспорту, так и для выделения пропан-бутановой и пентановой фракций.
Сущность заключается в охлаждении газа в сверхзвуковом закрученном потоке. С помощью сопла Лаваля газ разгоняется до скорости выше скорости распространения звука в газе, и за счет перехода потенциальной энергии потока в кинетическую температура газа понижается на 700С и более. Выделившаяся в результате охлаждения жидкость отбрасывается к стенкам выходного раструба, а газ выходит через диффузор.
К достоинствам установки относиться продление бескомпрессорной эксплуатации месторождений, низкие энергетические затраты, за счет использования энергии газового пласта, малые габариты, высокая транспортабельность, углубленное извлечение углеводородов С3 и выше. Однако требуются высокие капитальные вложения на приобретение установки, цена 38-сепаратора колеблется от 3 000 000 до 10 000 000 руб. за штуку.
Еще одним из методов утилизации ПНГ на удаленных от транспортной инфраструктуры месторождениях является использование вТЬ-технологий ^аБЧо-^ш^ «газ в жидкость»), которые направле-
ны на получение из природного и попутного газов синтетических углеводородных продуктов.
Технология создана в Германии в 1920-е годы для производства жидкого топлива Францем Фишером и Гансом Тропшом, работавшими в Институте Кайзера Вильгельма. Суть заключается в возникновении под действием пара из каменного угля монооксида углерода и водорода [17].
Синтез Фишера-Тропша рассматривают как реакцию гидрополимеризации СО поверхности катализатора, в ходе которой образуется широкая углеводородная фракция. Протекают два типа реакций: рост цепи в результате присоединения мономера к уже имеющемуся интермедиату и обрыв цепи с образованием продукта.
Процесс GTL основывается на первичном превращении углеводородов в синтез-газ (смесь углекислого газа и водорода) и синтезе Фишера-Тропша - каталитическом процессе с большим экзотермическим эффектом. Селективность данного процесса, а также устойчивость катализаторов сильно зависят от температуры. Поэтому высокие требования к теплообмену и ведению процесса затрудняют промышленное внедрение GTL-технологий.
В основном превращения метана в синтез-газ основаны на реакциях паровой конверсии метана и парциальном окислении:
- паровая конверсия:
CH4 + H2O ^ CO + 3 H2,
ДИ°298= 206 КДж/моль; (1)
- парциальное окисление:
CH4 + I/2O2 ^ CO + 2 H2,
ДИ°298= -36 КДж/моль. (2)
Техническую проблему в процессах получения синтез-газа составляет подвод и последующая утилизация значительного количества тепла в случае паровой конверсии метана или наоборот, отвод его из печи парциального окисления. Проблемы теплопередачи решаются в процессах автотермической конверсии газа. Энергия, необходимая для реакции (1), обеспечивается реакцией (2) и полным сгоранием части метана. Но несмотря на это получение синтез-газа по разным оценкам составляют 40^70 % затрат общих вложений в производство GTL.
В России единственным предприятием, способным выпускать в промышленных масштабах катализаторы для метода Фишера-Тропша является ОАО «Ангарский завод катализаторов и органического синтеза» [18]. Но применение данной технологии на месторождениях с небольшим объемом ПНГ нерентабельно.
Созданием промышленных установок по переработке метаносодержащего газа в жидкие энергоносители без использования технологии Фишера-Тропша занимается предприятие ОАО «GTL» [19]. Отказ от метода Фишера-Тропша снижает капитальные затраты и требуемая площадь для установки не превышает 1000 м2.
Установка «AcomGTL» позволяет производить бензин, соответствующий стандарту RON 5, EURO 5, а так же дизельное топливо, метанол, этанол и др.. Помимо этого, данная установка полностью автоматизирована, что предоставляет возможность работы
станции как специалистами на месте, так и операторами с использованием дистанционного управления.
Применение вТЬ-технологий в промышленном масштабе позволит нефтегазовым компаниям вовлечь в разработку те обширные запасы газа, добыча которых считалась ранее экономически нецелесообразной из-за удаленности месторождений и отсутствия развитой транспортной инфраструктуры.
Заключение
Низкий уровень утилизации ресурсов нефтехимии является одной из наиболее острых современных проблем в развитии нефтегазового сектора России. Одной из стратегических задач газового комплекса страны является полная утилизация и сбережение ресурсов попутного нефтяного газа. Настоящая стратегия [20] предусматривает, что уже к окончанию первого этапа ее реализации будет эффективно использоваться 95 % извлекаемого ПНГ. Особенно актуальным этот вопрос является для районов Восточной Сибири, где сырьевая база углеводородов носит комплексный характер.
С учетом стратегической значимости и комплексного характера указанной задачи ее решение потребует согласованной системы мер, целью которых является перенаправление средств компаний на переработку углеводородного газа с помощью методов, выбранных в зависимости от состава, объема газа и технико-экономических показателей процессов.
Актуальным остается вопрос транспортировки и хранения газа. Для обеспечения безотходности добычи нефти, нефтяные газы необходимо транспортировать до промышленных центров или найти новые способы переработки попутного газа на месте его добычи. Отдаленность месторождений НПГ делает капиталоемким транспортировку газа, поэтому более дешево доставлять его до потребителей сжиженным. А в некоторых случаях при добыче в малых объемах, квалифицированная утилизация нерентабельна.
Существующие и разрабатываемы технологии подготовки газа позволяют улучшить его качество или переработать его на месте добычи.
Применение нетрадиционных технологий, включающих плазмохимические, волновые, электрохимические, и нанотехнологий позволит создать передовые энергосберегающие технологии утилизации попутного нефтяного газа, высококачественное нефтехимическое сырье и готовые к употреблению продукты.
Литература
1. Аджиев А.Ю., Пуртов П. А. Подготовка и переработка попутного нефтяного газа в России: в 2 ч. Ч. 2 / А. Ю. Аджиев, П. А. Пуртов. - Краснодар: ЭДВИ, 2014. - 504 с.
2. Воеводкин Д.А., Скрипниченко В.А. Рациональное использование вторичных ресурсов в экономике нефтегазового хозяйства / Д. А. Воеводкин // Вестник Северного (Арктического) федерального университета. - 2013. №4.-С. 83-89.
3. Газизова О.В., Галеева А.Р. Подготовка и перспективы внедрения в России инновационных технологий утилизации попутного нефтяного газа // Вестник Казанского технологического университета. - 2012. Т15. №21. - С. 175-180.
4. . Падение цен на нефть - фундаментальные и технические причины. - 2015 (Ъйр^/зтагЬ-lab.ru/blog/271766.php)
5. Галиуллина Л.И. Проблемы и перспективы комплексного и эффективного использования попутного нефтяного газа в России /Л.И. Галиуллина // Вестник Казанского технологического университета. - 2013. Т16. №22.- С. 346-348.
6. Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата / Т.М. Бекиров, Г.А. Ланчаков. - М.: Недра-Бизнесцентр, 1999. - 596 с.
7. Семенова Т.А. Очистка технологических газов / Т.А. Семенова и др. - М.: Химия, 1997. - 314 с.
8. Молчанов С.А., Шкоряпин А.И. Новые адсорбенты для осушки и очистки природного газа / С.А. Молчанов, А.И. Шкоряпин // Газовая промышленность. - 2001. №6 - С.28-29.
9. Ибрагимова А.В. Методическое обеспечение управления эффективностью утилизации попутного нефтяного газа на нефтедобывающих предприятиях / А.В. Ибрагимова // Удмуртский государственный университет. -2015. - 166 с.
10. Муродов М. Н. Системы разработки газоконденсатных месторождений / М.Н. Муродов // Молодой ученый. — 2014. — №1. — С. 102-103.
11. Сайклинг-процесс // Нефтянка. - 2010. (http://neftianka.ru/sajkling-process)
12. Аристова В.В. Альтернативные комплексные технологии переработки попутных нефтяных газов/ В.В. Аристова, А.С. Дорофеев (http://www.gazcompany.ru/gaz-pngfull.html)
13. Сжижение природного газа // Энергия газа. (http://synenergy.ru/lng)
14. Пат. 2244226 РФ, MnKF25J 3/02 Способ переработки нефтяных газов / Аджиев А.Ю., Бойко С.И., Шеин О.Г.; заявитель и патентообладатель ОАО "НИПИгазпере-работка. - №2002124744/06; заявл. 18.09.02; опуб. 10.01.2005. Бюл.№1. - 3 с.
15. Газопоршневые установки (ГПУ) http: www.als/-energo.ru.
16. Иванов С.С., Тарасов М.Ю. Требования к подготовке растворенного газа для питания газопоршневых двигателей / С.С. Иванов, М.Ю. Тарасов // Нефтяное хозяйство. - 2011. -№1.- 4 с.
17. Турышева А.В. Технология GTL-история перспективы развития / А.В. Турышева. // Углеводородное сырье. (http://www.mineral.ru/Analytics/worldtrend/122/176/techn ologii%20GTL.pdf)
18. «Роснефть» произвела первую в России опытно-промышленную партию катализаторов синтеза Фишера-Тропша / EnergyLand.info. - 2014 (http://www.energyland.info/news-show-tek-neftegaz-124379)
19. GTL технологии приходят в Россию (http://data.investfunds.ru/stocks_comments/38173/energ_R eview_070513)
20. Салиева Р.Н. Правовое регулирование в сфере использования попутного нефтяного газа / Р.Н. Салиева // Бизнес, менеджмент и право. - 2010.-№1
© Л. И. Муллахметова - магистрант гр. 415-МП41 каф. ХТПНГ КНИТУ, laysme@mail.ru; Е. И. Черкасова - канд. техн. наук, доц. той же кафедры. cherkasova.kstu@yandex.ru.
© L. I Mullakhmetov - Undergraduate gr. 413-MP41, Department HTPNG, KNRTU, laysme@mail.ru; E. I Cherkasova - Ph.D., Associate Professor, Department HTPNG, KNRTU, cherkasova.kstu@yandex.ru.
