CC BY
42
© Н.В. Чухарева, К.Ю. Афанасьев, 2012
Н.В. Чухарева, К.Ю. Афанасьев
СПОСОБЫ УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ
Рассмотрены наиболее распространенные способы утилизации попутного нефтяного газа, проведен их краткий анализ и выбран наиболее подходящий метод, для которого предложены пути повышения эффективности.
Ключевые слова: попутный нефтяной газ, магистральный газопровод, газотурбинная установка, камера сгорания, степень сжатия.
На протяжении долгих лет предприятия нефтегазодобычи производили утилизацию попутного нефтяного газа не только путем сдачи на химические перерабатывающие заводы, но и путем сжигания большого объема ценного углеводородного сырья. Это было обусловлено тем, что строительство новых трубопроводных систем и систем подготовки попутного нефтяного газа считалось многими экспертами экономически невыгодным. При этом не рассматривался ряд вопросов, связанных с экологическими проблемами, проблемами сбережения энергоресурсов и внедрением новых современных инновационных технологий, позволяющих в полном объеме использовать добываемое сырье. По настоящее время проблема эффективной утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) остается актуальным вопросом.
Нормативно-правовое регулирование на государственном уровне направит предприятия для поиска альтернативных решений данного вопроса, поиска новых партнеров, технологий и инвестиций. Это подтверждает изданное в 2009 г. и вступившие в юридическое правовое действие с 1 января 2012 г. постановление правительства РФ «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках» [1], в котором указано:
• показатели сжигания ПНГ на факельных установках в размере не более 5 процентов от добытого объёма;
• серьезное ужесточение мер по сжиганию и штрафные санкции за сверхлимитные объёмы его сжигания (размер
штрафов за превышение указанной доли сжигания возрос в 100 раз, а при отсутствии счетчиков газа — в 1000 раз).
В настоящее время, уже некоторые регионы мирового сообщества (например, государства еврозоны) испытывают дефицит энергоносителей. Программа экономического и ресурсного развития РФ направлена на расширение рынков сбыта энергоносителей. Отсюда следует, что рациональное использование попутного нефтяного газа — неотъемлемая часть реализации этой программы. Таким образом, вопрос, связанный с повышением эффективного использования ПНГ можно считать приоритетным направление развития экономики государства.
Проведенный литературный обзор [2...4] позволяет выделить различные методы утилизации ПНГ, основными из которых являются переработка по газо-нефтехимическому профилю, использование в газотурбинных установках для выработки энергии на собственные нужды и получение альтернативных независимых энергоресурсов для эксплуатации газоперекачивающих агрегатов промысловых и магистральных газопроводов.
Переработка ПНГ предполагает строительство крупных газоперерабатывающих заводов либо значительной модернизации уже имеющихся, совместно с разветвленной сетью газопроводов для сбора и доставки попутного газа. На химических предприятиях ПНГ перерабатывается либо в сухой отбензи-ненный газ, либо в широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), которые поступают в магистральные газопроводы и являются важным сырьем для нефтехимической отрасли (например, ШФЛУ — базовое сырье для производства сжиженного углеводородного газа [3]).
Необходимо отметить, что реализация предложенной технологии требует значительных материальных и временных затрат. Таким образом, ее использование экономически эффективно лишь на месторождениях с большим дебитом и большим добываемым объемом углеводородов.
Основные потери попутного нефтяного газа, то есть его сжигание на факелах, формируются в основном на мелких, малых и средних месторождениях, которые могут быть удаленны друг от друга на значительные расстояния, могут находить-
ся в регионах со слабо развитой инфраструктурой, либо их географическое расположение указывает на наличие неустойчивых грунтов (болотистая местность). В настоящее время большинство новых месторождений разрабатываются в северных районах и характеризуются вышеуказанными особенностями по месторасположению, несущей способности грунтов и т.д. Поэтому организация сбора газа с таких месторождений по схемам, предложенным для строительства крупных газоперерабатывающих заводов, является весьма капиталоемким мероприятием, реализация которого возможна только через значительный временной период.
Вследствие этого возникает необходимость применения других альтернативных и эффективных технологий, к которым относятся газотурбинные технологии. Газотурбинные установки (ГТУ) малой мощности используют на нефтегазодобывающих предприятиях различных государств. На территории РФ эта технология только развивается, в отличие от ГТУ средней и большой мощности (газоперекачивающие агрегаты с ГТУ в системе магистральных газопроводов и ГТУ используемых в энергетике).
Благодаря высокой энергоемкости, компактности и автономности, не требующей подвода дополнительной энергии использования ГТУ малой мощности на предприятиях добывающих попутный нефтяной газ наряду с основным сырьем (нефтью) перспективно. При этом, обеспечивается получение тепловой и электрической энергии, независимо от внешних поставщиков.
Многие новые нефтегазодобывающие предприятия, расположенные в Северных регионах РФ (территории Западной, Восточной Сибири, республика Саха, Дальневосточный Федеральный округ) максимально приближенны к системе магистральных нефтепроводов «Восточная Сибирь — Тихий океан», что обуславливает непосредственное взаимодействие с неф-тетранспортными предприятиями. Таким образом, просматривается возможное взаимодействие этих систем для совместного получения и использования потенциальной энергии сжигаемого в камерах сгорания ГТУ попутного нефтяного газа с целью получения независимого источника тепловой и электрической
энергии. При этом существенную роль играет эффективность используемого оборудования.
Как известно, основными методами повышения эффективности ГТУ является его экологичность (уменьшение количества вредных выбросов в атмосферу) и повышение КПД, которое может быть осуществлено по следующим направлениям:
• создание установок комбинированного цикла;
• повышение КПД отдельных элементов ГТУ;
• развитие малоэмиссионных камер сгорания.
В настоящее время многие ученые проводят различные исследования по увеличению КПД газотурбинных установок. Так, фирма Mitsubishi начала разработки ГТУ с температурой перед турбиной около 2000 К [5]. В США ведутся работы по приближению процесса горения в проточном тракте турбины к изотермическому, за счет создания установки без камеры сгорания [6]. В России работают над развитием малоэмиссионных камер сгорания, обуславливающих протекание процессов горения при более низких температурах, обуславливающих снижение выбросов вредных веществ в атмосферу (в частности оксидов азота) и способствующих увеличению ресурса эксплуатации соплового аппарата турбины и лопаток первой ступени турбины за счет меньших термических нагрузок [7].
Из приведенных методов повышения КПД необходимо выделить вариант увеличения общей степени сжатия до 130... 200 и введении промежуточных перегревов при расширении, а также попытка приближения к циклу Карно за счет использования минимальной степени повышения давления пк в цикле Брайтона с регенерацией [8].
Теоретически при пк=4 и степени регенерации s=95 % можно получить КПД примерно 60 % уже при температуре продуктов сгорания перед турбиной около 1400 К [8]. Однако, в данном случае, произойдет резкое снижение коэффициента теплоотдачи в рекуператоре вследствие уменьшения давления прямого потока рабочего тела, что приведет к увеличению те-плообменных поверхностей.
Данная проблема может быть решена за счет создания в составе ГТУ частично замкнутого циркуляционного контура с небольшим пк, но высокими значениями давлений на входе и
выходе компрессора циркуляционного контура [8]. Соответственно будет получен прирост КПД за счет усовершенствования схемы и введения дополнительных рекуператоров без существенных конструктивных изменений.
Таким образом, применение газотурбинных технологий с повышенным КПД для утилизации ПНГ малых и средних месторождений будет являться эффективным методом: позволит получать альтернативную независимость от других поставщиков тепловую и электрическую энергию на собственные нужды и на нужды сторонних потребителей, что повлияет на развитие инфраструктуры прилегающих районов.
- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Постановление правительства РФ от 08.01.2009 «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках».
2. Новиков A.A., Чухарева Н.В. Анализ эффективности переработки попутного нефтяного газа при промысловом транспорте скважинной продукции // Нефтегазовые технологии. 2007. №1. С. 2 — 6.
3. Фейгин В.И. Исследование состояния и перспектив направлений переработки нефти и газа, нефте- и газохимии в РФ. — М.: Экон-информ, 2011. — 806 с.
4. Антипьев В.Н. Утилизация нефтяного газа. — М.: Недра, 1983. — 160 с.
5. Fukaizumi J. The future of gas turbine // Power Engng Intern. Mag. 2005. Vol. 13. № 5. P. 683—691.
6. Scholberty M. Breakthrough in gas turbine efficiency // Turbomachine Intern. 2005. Vol. 46. № 1. P. 23—29.
7. Мингозов Б.Г. Моделирование процессов в камерах сгорания // Газотурбинные технологии. 2011. №3. С. 40—44.
8. Ходус В.В. Высокоэффективный регенеративный цикл ГТУ с рециркуляцией продуктов сгорания при высоком давлении // Теплоэнергетика. 2010. № 2. С. 7 — 11.
9. Поршаков Б.П. Газотурбинные установки: учебник для вузов / Б. П. Поршаков. — М.: Недра, 1992. — 238 с. ВШЭ
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ -
Чухарева Наталья Вячеславовна — кандидат химичнских наук, доцент, [email protected],
Афанасьев Кирилл Юрьевич — магистрант, [email protected], Национальный исследовательский Томский политехнический университет, Институт природных ресурсов.
