CC BY
229
Энергетика. Электротехника -►
и при атмосферной коррозии, и при изменении уровня жидкости в металлических емкостях любой формы, в том числе и на энергетических объектах.
Предложенная модель позволяет объяснить, по крайней мере, — на качественном уровне, и некоторое замедление скорости коррозии по ватерлинии, в нижней части металлической конструкции, непосредственно прилегающей к зоне брызг, тем, что при высыхании смоченной поверхности металла при потенциалах ниже потенциала погружения формируется некоторый катодный ток. Действительно, при испарении влаги на поверхности металла наблюдается некоторый избыток отрицательных зарядов на металлической обкладке двойного электрического слоя, которые больше не могут быть скомпенсированы зарядами, расположенными в электролите. Эти заряды отводятся преимущественно в ближайшую зону, где есть электролит, что и обусловливает ее частичную катодную защиту. Данное предположение подтверждается экспериментом, в соответствии с которым на-
блюдается существенное, приблизительно в два раза, уменьшение скорости коррозии в рассматриваемой зоне погруженной в морскую воду металлической сваи по сравнению со скоростью коррозии на ней же в более глубоких слоях морской среды.
В статье рассмотрены основные закономерности протекания коррозии по линии водораздела (ватерлиния) в зоне брызг и раскрыта связь этого процесса с потенциалом погружения (потенциал Биллитера).
Предложена электрохимическая модель коррозионного процесса по ватерлинии, позволяющая на основе оценки емкости двойного электрического слоя объяснить вид коррозионной кривой при морской коррозии.
Численные расчеты скорости коррозионного процесса по ватерлинии позволяют, как минимум на качественном уровне, охарактеризовать зависимость скорости морской коррозии от глубины погружения металлической конструкции в электролит (морская вода).
УДК 621.398
В.А. Моренов
ПРИМЕНЕНИЕ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА В КАЧЕСТВЕ ЭНЕРГОНОСИТЕЛЯ
Проблема использования попутного нефтяного газа (ПНГ), извлекаемого в процессе нефтедобычи, в последнее время приобрела большую актуальность в связи с введением ряда нормативных документов, ужесточающих требования к утилизации ПНГ и предусматривающих увеличение выплат за сверхлимитное загрязнение окружающей среды в 4,5 раза и более. Следует отметить, что в результате сжигания попутного нефтяного газа в атмосферу попадает большое количество углекислого газа, а также теряется значительная часть невозобновляемых природных запасов, которые возможно использовать в качестве энергоресурса для работы генерирующих агрегатов.
Согласно статистике Россия занимает первое место в мире по сжиганию попутного нефтяно-
го газа, ежегодно уничтожая более 50 млрд м3 газа, что в разы больше других стран. Сжигание ПНГ приводит к значительным выбросам твердых загрязняющих веществ и ухудшению экологической обстановки в нефтепромысловых районах. По оценкам Минпромэнерго в 2004 году в атмосферу в нефтедобывающих регионах было выброшено 321,8 тыс. тонн твердых загрязняющих веществ (около 12 % общего объема выбросов в России). На факельных установках было сожжено 7,1 млн т этана, 4,1 млн т пропана, 2,6 млн т бутана. Из-за недостаточной степени переработки ПНГ предприятия ежегодно теряют около 13 млрд долларов. В Ханты-Мансийском автономном округе (по данным администрации) ежегодно сгорает в факелах до 7,6 млрд м3 попутного газа, что сопоставимо
^ Научно-технические ведомости СПбГПУ. Наука и образование 3-2' 2012
с уничтожением 6,5 млн т нефти. Согласно результатам исследования, профинансированного Всемирным банком, при уровне цен 2007 года около трети сжигаемого в факелах российского ПНГ возможно использовать с получением дополнительного ежегодного дохода в размере около 2,3 млрд долларов при сокращении выбросов СО2 более чем на 30 млн т/год [1].
Вместе с тем существует несколько способов рационального использования попутного нефтяного газа:
закачка в пласт для увеличения пластового давления и добычи нефти;
использование в качестве топлива для выработки электроэнергии различными агрегатами;
использование для переработки на газоперерабатывающих заводах с получением сухого отбензиненного газа (СОГ), широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), сжиженных газов (СУГ) и стабильного газового бензина (СГБ).
Выработка электроэнергии с использованием попутного нефтяного газа — одно из перспективных решений. Вопрос перехода от действующих систем централизованного энергоснабжения стал в последние годы актуальным. Вызвано это
не только ухудшением стоимостных и качественных показателей работы системы (участились случаи внезапных перерывов в электропитании, произошло старение оборудования, выросли тарифы на электроэнергию, повысилась стоимость строительства электропередач, значительно снизилось качество электроэнергии), но и значительной удаленностью от основных электромагистралей новых месторождений углеводородов. Поэтому нефтегазовые компании вынуждены искать новые локальные источники электроэнергии [2].
Рассмотрим эффективность применения попутного нефтяного газа на примере Тобойского месторождения, находящегося в Ненецком автономном округе. Основным объектом (92,4 % балансовых запасов нефти и 88,9 % растворенного газа от общих запасов по месторождению) является массивная залежь пласта D3fm-Ш в ри-фогенных известняках фаменского возраста, выявленная на четырех куполах — Южном, Центральном, Северном и Западном. Месторождение отличает высокая плотность нефти и достаточно высокое содержание в ней сероводорода. Хро-матографический состав попутного нефтяного газа представлен в таблице.
Физико-химические свойства и состав попутного нефтяного газа
Свойство Единицы измерения Показатели по пласту D3fm-Ш
Западный купол Центральный купол Восточный блок. Южный купол
Газосодержание м3/т 81,99 50,07 42,22
В том числе:
сероводорода ррт 80 120 150
диоксида углерода % масс. 0,55 0,63 0,88
азота % масс. 2,28 2,1 1,94
метана % масс. 15,97 14,6 13,82
этана % масс. 5,01 5,95 3,39
пропана % масс. 7,59 5,45 6,44
изобутана % масс. 1,31 1,32 1,38
н-бутана % масс. 7,0 3,83 3,73
изопентана % масс. 5,88 2,57 1,92
н-пентана % масс. 8,28 3,0 1,84
Окончание табл.
Свойство Единицы измерения Показатели по пласту D3fm-III
Западный купол Центральный купол Восточный блок. Южный купол
гексана % масс. 3,97 2,20 2,49
гептана + высш. % масс. 42,16 58,32 62,17
Плотность кг/м3 856 901 915
На рис. 1 представлен график добычи попутного нефтяного газа в процессе эксплуатации Тобойского месторождения (за 2 года).
Как видно из рисунка, в процессе эксплуатации месторождения наблюдается динамика добычи ПНГ, при этом максимум составляет 120000 м3 и приходится на апрель 2009 г., минимум — 17000 м3 (июнь 2009 года).
Электроснабжение промысла осуществляется дизельными электростанциями Cummins и Perkins суммарной мощностью около 1,5 МВт, обогрев помещений происходит за счет блочно-тепловых подогревателей воды ПБТ-1,6, где попутный нефтяной газ используется в качестве топлива. Принципиальная схема такого обогрева представлена на рис. 2.
Однако, как видно из рис. 3, объем использования в качестве энергоносителя составляет в среднем 35000 м3, что в два-три раза меньше расхода газа, идущего на факел высокого давления (ФВД), где он сжигается.
Неиспользуемый попутный нефтяной газ может применяться для питания микротурбины Capstone C-60, обеспечивающей дополнительно 60 кВт мощности, а также для перевода обогрева жилых, бытовых, административных помещений на водяное отопление за счет нагрева теплоносителя (вода) в ПБТ-1,6 (1,2,3), высвобождая порядка 300 кВт мощности. В среднем количество сжигаемого попутного газа хватило бы для выработки 43200 кВт-ч электроэнергии в месяц.
Применение микрогазотурбинных электроагрегатов (МГТЭА), работающих на горючем газе (природный, пропан, бутан, попутный нефтяной, биогаз) и/или на жидком топливе (дизельное, керосин), является одним из современных способов местного получения энергии. КПД таких турбин достигает 35 %, что выше значений дизельных и газопоршневых машин. Также к достоинствам следует отнести малые эксплуатационные затраты, высокую надеж-
Объем газа, м3 140000
120000
100000 80000 60000 40000 20000 0
^ &
Г /'
Год, месяц
Рис. 1. Добыча ПНГ на Тобойском месторождении
4-
Научно-технические ведомости СПбГПУ. Наука и образование 3-2' 2012
Рис. 2. Схема водяного отопления объектов Тобойского месторождения
Объем газа, м3 90000
80000
70000
60000
50000
40000
30000 20000
10000
0
/О- ^ ^ ¿У „V Я' & & № 4У ¿У Год, месяц
# /V # ^ сГ о^ о* ^ <Г «Г ^Г ^ /
Рис. 3. Расход ПНГ на Тобойском месторождении (-в- — на ПБТ-1,6; —*--наФВД)
Рис. 4. Автономное электроснабжение нефтепромысла АО «Петро Канада»
ность, значительный ресурс, простоту конструкции, компактность, экологичность. Так, микротурбины фирмы Capstone (США) могут работать на газе, содержащем до 7 % сероводорода. При установке непосредственно на скважине МГТЭА могут использовать газ затрубно-го пространства для выработки электроэнергии. Турбины работают в автоматическом режиме без постоянного присутствия обслуживающего персонала [3].
Поскольку добыча попутного нефтяного газа зависит от газовой насыщенности извлекаемой на дневную поверхность технологической жидкости (рис. 2), то в качестве резервного источника питания могут быть использованы дизельные электростанции или централизованная линия электропередач, которые будут обеспечивать электроэнергией ответственных потребителей в периоды, когда извлечение попутного углеводородного сырья минимально.
Установка микротурбин Capstone C-60 и перевод объектов на водяное отопление за счет нагрева теплоносителя в ПБТ-1,6 позволяют решить две задачи: рационально использовать ПНГ для производства электроэнергии; обе-
спечить экономию порядка 300 кВтч электроэнергии.
Эффективность применения схем автономного электроснабжения объектов нефтедобычи, а также вахтовых поселков, находящихся вдали от единой системы электроснабжения в районах со сложными природно-климатическими условиями, и специальных технических решений подтверждается существующим опытом (например, на нефтепромысле АО «Петро Канада» (рис. 4)) энергоснабжения потребителей с применением генерирующих агрегатов, способных работать на ПНГ.
Все вышесказанное позволяет сделать вывод о возможности использования попутного нефтяного газа для повышения энергоэффективности процессов добычи и подготовки нефти. Кроме того, применение микротурбин, работающих на попутном газе непосредственно на скважинах, обеспечивает создание автономного комплекса добычи нефти и газа. При значительных объемах добываемого газа для энергообеспечения технологических установок нефтепромыслов целесообразно использование турбинных агрегатов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Книжников, А. Проблемы и перспективы использования нефтяного попутного газа в России [Текст] / А. Книжников, Н. Пусенкова.— М.: ИМЭ-МО, 2009.— Вып. 1.— С. 25.
2. Игнатьев, М. Самоэнергообеспечение становится одной из самых актуальных отраслевых задач
[Текст] / М. Игнатьев // Нефтегазовая вертикаль.—
2004. № 5.— С. 72-74.
3. Пожидаев, В.М. Микрогазотурбинные электроагрегаты — новое направление в малой энергетике [Текст] / В.М. Пожидаев // Академия энергетики.—
2005.— № 4.— С. 26-33.
