Използване на свързан петролен газ. Свързан нефтен газ: състав. Природен и съпътстващ нефтен газ

Всяко нефтено находище, което се разработва днес, е източник не само на черно злато, но и на множество странични продукти, които изискват своевременно изхвърляне. Съвременните изисквания за нивото на екологичност на производството принуждават операторите да измислят все по-ефективни методи за преработка на свързания нефтен газ. През последните няколко години този ресурс е обработен и се използва широко заедно с.

Свързаният петролен газ или накратко APG е вещество, намиращо се в петролни полета. Образува се над основния резервоар и в неговата дебелина в резултат на намаляване на налягането до нива под налягането на насищане с нефт. Концентрацията му зависи от това колко дълбоко се намира маслото и варира от 5 m 3 в горния слой до няколко хиляди m 3 в долния слой.

По правило при отваряне на резервоар петролните работници се натъкват на така наречената газова „шапка“. Въглеводородните газове съществуват самостоятелно и присъстват в самия нефт в течна форма, като се отделят от него по време на рафинирането. Самият газ се състои основно от метан и по-тежки въглеводороди. Неговият химичен състав зависи от външни фактори, като например географията на образуването.

Основни видове

Стойността на свързания нефтен газ и перспективите за по-нататъшното му използване се определят от дела на въглеводородите в неговия състав. По този начин веществото, освободено от „шапката“, се нарича свободен газ, тъй като се състои главно от лек метан. Докато се гмуркате по-дълбоко във формацията, количеството му забележимо намалява, отстъпвайки място на други, по-тежки въглеводородни газове.

Обикновено свързаният нефтен газ се разделя на няколко групи в зависимост от това колко е „въглеводороден“:

• чист, съдържащ 95–100% въглеводороди;
• въглеводород с примес на въглероден диоксид (от 4 до 20%);
• въглеводород с добавка на азот (от 3 до 15%);
• въглеводородно-азотни, при които азотът съставлява до 50% от обема.

Основната разлика между свързания нефтен газ и природния газ е наличието на парообразни компоненти, високомолекулни течности и вещества, които не са включени в групата на въглеводородите:

• водороден сулфид;
• аргон;
• въглероден двуокис;
• азот;
• хелий и др.

Методи за преработка на свързания нефтен газ

Още в средата на миналия век APG, неизбежно получен в процеса на производство на нефт, беше почти напълно изгорен в факли. Преработката на този страничен продукт се смяташе за толкова нерентабилна, че негативните последици от изгарянето му дълго време не бяха обърнати на общественото внимание. Концентрацията на продуктите от горенето в атмосферата обаче доведе до значително влошаване на общественото здраве, което постави трудна задача за химическата промишленост: преработката на APG и практическото му приложение. Има няколко най-популярни метода за оползотворяване на свързания нефтен газ.

Дробен метод

Този метод на обработка на APG включва разделяне на газа на компоненти. В резултат на процеса се получават сухи пречистени газове и широка фракция леки въглеводороди: тези и други продукти са много популярни на световния пазар. Съществен недостатък на тази схема е необходимостта от крайни потребители чрез тръбопровод. Тъй като LPG, PBT и NGL са по-тежки от въздуха, те са склонни да се натрупват в ниски зони и да образуват експлозивни облаци, които, ако експлодират, могат да причинят значителни разрушения.

Свързаният нефтен газ често се използва за увеличаване на добива на нефт в находищата чрез повторното му инжектиране в резервоара - това повишава налягането и от един кладенец могат да бъдат произведени 10 хиляди тона повече нефт. Този метод на използване на газ се счита за скъп, така че не се използва широко в Руската федерация и се използва главно в Европа. Основното предимство на метода е неговата ниска цена: компанията трябва само да закупи необходимото оборудване. В същото време подобни мерки не оползотворяват ПНГ, а само забавят проблема за известно време.

Монтаж на силови агрегати

Друга важна област от експлоатацията на свързан газ е осигуряването на енергия за електроцентрали. При използване на необходимия състав на суровините методът е високоефективен и много популярен на пазара.

Гамата от инсталации е широка: компаниите стартираха производството както на газови турбини, така и на бутални силови агрегати. Тези устройства позволяват да се осигури пълното функциониране на станцията с възможност за рециклиране на топлината, генерирана по време на производството.

Подобни технологии се въвеждат активно в нефтохимическата индустрия, тъй като компаниите се стремят да станат независими от доставките на електроенергия от RAO. Въпреки това осъществимостта и високата рентабилност на схемата може да се определи само от близостта на електроцентралата до полето, тъй като разходите за транспортиране на APG ще надвишат потенциалните икономии на разходи. За безопасната работа на системата газът трябва да бъде предварително изсушен и почистен.

Методът се основава на процес на криогенно компресиране, използващ еднопоточен хладилен цикъл. Втечняването на готовия ПНГ става чрез взаимодействието му с азота при изкуствено създадени условия.

Потенциалът на разглеждания метод зависи от редица условия:

• изпълнение на инсталацията;
• налягане на източника на газ;
• газоснабдяване;
• съдържание на тежки въглеводороди, етанови и серни съединения и др.

Схемата ще бъде най-ефективна, ако на разпределителните станции се монтират криогенни комплекси.

Почистване на мембрана

Една от най-обещаващите технологии в момента. Принципът на действие на метода е различната скорост, с която компонентите на свързания газ преминават през специални мембрани. С появата на материалите с кухи влакна, методът придоби много предимства пред традиционните методи за пречистване и филтриране на APG.

Пречистеният газ се втечнява и след това преминава през процедура на разделяне в два индустриални сегмента: за производство на гориво или нефтохимическа суровина. Процесът обикновено произвежда отстранен газ, който лесно се транспортира, и течен природен газ, който се изпраща в заводи за производство на каучук, пластмаси и горивни добавки.

Обхват на приложение на APG

APG, както беше споменато по-горе, е отлична алтернатива на традиционните енергийни източници за електроцентрали, която е изключително екологична и позволява на предприятията да спестят значителни пари. Друга област е нефтохимическото производство. Ако имате финанси, възможно е газът да се подложи на дълбока обработка с последващо отделяне от него на вещества, които са широко търсени и играят важна роля както в промишлеността, така и в ежедневието.

Освен че се използва като източник на енергия в електроцентрали и за производство в нефтохимическата промишленост, свързаният нефтен газ се използва и като суровина за производството на синтетични горива (GTL). Тази технология тепърва започва да навлиза и се очаква да стане доста рентабилна, ако цените на горивата продължат да растат.

Към днешна дата в чужбина са реализирани 2 големи проекта и са планирани още 15. Въпреки привидно огромните перспективи, схемата все още не е тествана в сурови климатични условия, например в Якутия, и с малка вероятност може да бъде приложена в такива региони без съществени промени. С други думи, дори ако ситуацията в Русия е добра, тази технология няма да бъде широко разпространена във всички региони.

Един от най-модерните методи за ефективно промишлено използване на свързания газ се нарича "газ лифт". Тази технология позволява лесно да се регулира режимът на работа на кладенеца, да се опрости поддръжката му и успешно да се извлича нефт от находища с висок газов фактор. Недостатъкът на технологията е, че изброените предимства значително увеличават капиталовите разходи за сондажно оборудване.

Обхватът на приложение на преработения ПНГ трябва да се определя от размера на полето, от което е получен. По този начин е целесъобразно да се използва газ от малки кладенци на местно ниво като гориво, без да се харчат пари за транспортирането му, докато суровините в по-голям мащаб могат да бъдат преработени и използвани в промишлени предприятия.

Опасност за околната среда

Актуалността на въпроса за оползотворяването и приложното използване на свързания газ е свързана с отрицателния ефект, който има, ако просто се изгори. С този метод индустрията не само губи ценни суровини, но и замърсява атмосферата с вредни вещества, които засилват парниковия ефект. Токсините и въглеродният диоксид вредят както на околната среда, така и на местното население, увеличавайки риска от развитие на сериозни заболявания, включително рак.

Основната пречка пред активното развитие на инфраструктура, която да пречиства и преработва свързания нефтен газ, е несъответствието между данъка върху изгорения газ и разходите за неговото ефективно използване. Повечето петролни компании биха предпочели да платят глоба, отколкото да отделят значителни бюджети за екологични инициативи, които ще се изплатят само години по-късно.

Въпреки трудностите, свързани с транспортирането и пречистването на ПНГ, по-нататъшното усъвършенстване на технологиите за правилното обезвреждане на тази суровина ще реши екологичните проблеми на много региони и ще стане основа за цяла индустрия в национален мащаб, чиято цена в Руската федерация, според най-скромните оценки на експертите, ще бъде около 15 милиарда долара.

ГАЗОВО ПРИЛОЖЕНИЕ

Газът може да се намери в природата в три вида находища: газ, газ-нефт и газ-кондензат.

В находищата от първия тип - газ - газът образува огромни естествени подземни натрупвания, които нямат пряка връзка с нефтените находища.

При втория тип находища – газонефтените – газът съпътства нефта или нефтът придружава газа. Газонефтените залежи, както беше посочено по-горе, са два вида: нефт с газова шапка (чийто основен обем е зает от нефт) и газ с нефтен ръб (основният обем е зает от газ). Всяко газонефтено находище се характеризира с газов фактор - количеството газ (в m3) на 1000 kg нефт.

Газовите кондензатни находища се характеризират с високо налягане (повече от 3–10 7 Pa) и високи температури (80–100 ° C и повече) в резервоара. При тези условия въглеводородите C5 и по-високи преминават в газ и когато налягането се понижи, настъпва кондензация на тези въглеводороди - процесът на обратна кондензация.

Газовете от всички разглеждани находища се наричат ​​природни газове, за разлика от свързаните петролни газове, разтворени в нефт и освободени от него по време на производството.

Природни газове

Природните газове се състоят главно от метан. Заедно с метан те обикновено съдържат етан, пропан, бутан, малко количество пентан и висши хомолози и малки количества невъглеводородни компоненти: въглероден диоксид, азот, сероводород и инертни газове (аргон, хелий и др.).

Въглеродният диоксид, който обикновено присъства във всички природни газове, е един от основните продукти на трансформацията в природата на органичния изходен материал на въглеводородите. Съдържанието му в природния газ е по-ниско от очакваното въз основа на механизма на химичните трансформации на органичните остатъци в природата, тъй като въглеродният диоксид е активен компонент, той преминава в пластова вода, образувайки бикарбонатни разтвори. По правило съдържанието на въглероден диоксид не надвишава 2,5%. Съдържанието на азот, също обикновено присъстващо в естествените, се свързва или с навлизането на атмосферния въздух, или с реакциите на разлагане на протеини на живи организми. Количеството азот обикновено е по-високо в случаите, когато образуването на газовото поле е настъпило във варовикови и гипсови скали.

Хелият заема особено място в състава на някои природни газове. Хелият често се среща в природата (във въздуха, природния газ и др.), но в ограничени количества. Въпреки че съдържанието на хелий в природния газ е малко (до максимум 1–1,2%), изолирането му се оказва изгодно поради големия дефицит на този газ, както и поради големия обем на добива на природен газ .

Сероводородът, като правило, отсъства в газовите находища. Изключение е например находището Ust-Vilyui, където съдържанието на H 2 S достига 2,5% и някои други. Очевидно наличието на сероводород в газа е свързано със състава на вместващите скали. Беше отбелязано, че газът в контакт със сулфати (гипс и др.) или сулфити (пирит) съдържа относително повече сероводород.

Природните газове, съдържащи основно метан и имащи много малко съдържание на хомолози C5 и по-високи, се класифицират като сухи или бедни газове. По-голямата част от газовете, произведени от газови находища, са сухи. Газът от газови кондензатни находища се характеризира с по-ниско съдържание на метан и по-високо съдържание на неговите хомолози. Такива газове се наричат ​​мастни или богати. В допълнение към леките въглеводороди, газовете от газокондензатните находища съдържат и висококипящи хомолози, които се отделят в течна форма (кондензат) при понижаване на налягането. В зависимост от дълбочината на кладенеца и налягането на дъното въглеводородите могат да бъдат в газообразно състояние, кипящи при 300–400°C.

Газът от газови кондензатни находища се характеризира със съдържанието на утаен кондензат (в cm 3 на 1 m 3 газ).

Образуването на газови кондензатни отлагания се дължи на факта, че при високи налягания възниква явлението обратно разтваряне - обратна кондензация на масло в сгъстен газ. При налягане от около 75 × 10 6 Pa маслото се разтваря в сгъстен етан и пропан, чиято плътност е значително по-висока от плътността на маслото.

Съставът на кондензата зависи от режима на работа на кладенеца. По този начин, при поддържане на постоянно налягане в резервоара, качеството на кондензата е стабилно, но когато налягането в резервоара намалява, съставът и количеството на кондензата се променят.

Съставът на стабилните кондензати на някои полета е добре проучен. Тяхната точка на кипене обикновено не надвишава 300°C. По групов състав: по-голямата част са метанови въглеводороди, малко по-малко нафтенови и още по-малко ароматни. Съставът на газовете от газовите кондензатни находища след отделянето на кондензата е близък до състава на сухите газове. Плътността на природния газ спрямо въздуха (плътността на въздуха се приема за единица) варира от 0,560 до 0,650. Топлината на изгаряне е около 37700–54600 J/kg.

Свързани (нефтени) газове

Свързаният газ не е целият газ в дадено находище, а газът, разтворен в нефта и освободен от него по време на производството.

При излизане от кладенеца нефтът и газът преминават през газови сепаратори, в които свързаният газ се отделя от нестабилния нефт, който се изпраща за по-нататъшна обработка.

Свързаните газове са ценни суровини за промишлен нефтохимичен синтез. Те не се различават качествено по състав от природните газове, но количествено разликата е много съществена. Съдържанието на метан в тях не може да надвишава 25–30%, но е много по-високо от неговите хомолози - етан, пропан, бутан и висши въглеводороди. Следователно тези газове се класифицират като мастни газове.

Поради разликата в количествения състав на свързаните и природните газове, техните физични свойства са различни. Плътността (във въздуха) на свързаните газове е по-висока от тази на природните газове - достига 1,0 или повече; тяхната калоричност е 46 000–50 000 J/kg.

Приложение на газ

Едно от основните приложения на въглеводородните газове е използването им като гориво. Високата калоричност, удобството и рентабилността на използване несъмнено поставят газа на едно от първите места сред другите видове енергийни ресурси.

Друга важна употреба на свързания нефтен газ е неговото допълване, т.е. извличането на газ-бензин от него в заводи или инсталации за преработка на газ. Газът се подлага на силно компресиране и охлаждане с помощта на мощни компресори, докато парите от течни въглеводороди се кондензират, частично разтваряйки газообразни въглеводороди (етан, пропан, бутан, изобутан). Образува се летлива течност - нестабилен газбензин, който лесно се отделя от останалата некондензираща маса газ в сепаратора. След фракциониране - отделяне на етан, пропан и част от бутаните - се получава стабилен бензинов газ, който се използва като добавка към търговския бензин, повишавайки тяхната летливост.

Като гориво се използват пропан, бутан и изобутан, отделени по време на стабилизирането на газовия бензин под формата на втечнени газове, изпомпвани в цилиндри. Метанът, етанът, пропанът и бутаните също служат като суровини за нефтохимическата промишленост.

След отделянето на C 2 -C 4 от свързаните газове, оставащият отработен газ е близък по състав до сух. На практика може да се счита за чист метан. Сухите и отработените газове, когато се изгарят в присъствието на малки количества въздух в специални инсталации, образуват много ценен промишлен продукт - газови сажди:

CH 4 + O 2 до C + 2H 2 O

Използва се главно в каучуковата промишленост. Чрез преминаване на метан с водна пара през никелов катализатор при температура 850 ° C се получава смес от водород и въглероден оксид - "синтезен газ":

CH 4 + H 2 O до CO + 3H 2

Когато тази смес се прекара през катализатор FeO при 450°C, въглеродният оксид се превръща в диоксид и се освобождава допълнителен водород:

CO + H 2 O до CO 2 + H 2

Полученият водород се използва за синтеза на амоняк. Когато метан и други алкани се третират с хлор и бром, се получават заместващи продукти:

1. CH 4 + Cl 2 à CH 3 C1 + HCl - метил хлорид;

2. CH 4 + 2C1 2 à CH 2 C1 2 + 2HC1 - метиленхлорид;

3. CH 4 + 3Cl 2 à CHCl 3 + 3HCl - хлороформ;

4. CH 4 + 4Cl 2 à CCl 4 + 4HCl - въглероден тетрахлорид.

Метанът също така служи като суровина за производството на циановодородна киселина:

2CH 4 + 2NH 3 + 3O 2 à 2HCN + 6H 2 O, както и за производството на въглероден дисулфид CS 2, нитрометан CH 3 NO 2, който се използва като разтворител за лакове.

Свързаният нефтен газ или APG е газ, разтворен в нефт. Свързаният петролен газ се произвежда по време на производството на нефт, тоест той всъщност е страничен продукт. Но самият APG е ценна суровина за по-нататъшна преработка.

Молекулен състав

Свързаният нефтен газ се състои от леки въглеводороди. Това е преди всичко метанът - основният компонент на природния газ - както и по-тежките компоненти: етан, пропан, бутан и други.

Всички тези компоненти се различават по броя на въглеродните атоми в молекулата. И така, молекулата на метана съдържа един въглероден атом, етанът има два, пропанът има три, бутанът има четири и т.н.

~ 400 000 тона - товароносимостта на петролен супертанкер.

Според Световния фонд за дивата природа (WWF) регионите за производство на нефт годишно отделят до 400 000 тона твърди замърсители в атмосферата, значителен дял от които са продуктите от изгарянето на ПНГ.

Страховете на еколозите

Свързаният петролен газ трябва да бъде отделен от петрола, за да отговаря на изискваните стандарти. Дълго време APG остава страничен продукт за петролните компании, така че проблемът с неговото обезвреждане беше решен съвсем просто - чрез изгарянето му.

Преди известно време, летейки със самолет над Западен Сибир, човек можеше да види много горящи факли: те горяха свързан петролен газ.

В Русия почти 100 милиона тона CO 2 се генерират годишно в резултат на изгаряне на газ.
Емисиите на сажди също представляват опасност: според еколозите малките частици сажди могат да се транспортират на големи разстояния и да се отлагат върху повърхността на сняг или лед.

Дори почти невидимо за окото, замърсяването на снега и леда значително намалява тяхното албедо, тоест отразяващата способност. В резултат на това снегът и приземният въздух се затоплят и нашата планета отразява по-малко слънчева радиация.

Отражателна способност на незамърсен сняг:

Промени към по-добро

Напоследък ситуацията с използването на ПНГ започна да се променя. Петролните компании обръщат все повече внимание на проблема с рационалното използване на свързания газ. Интензификацията на този процес се улеснява от Резолюция № 7 от 8 януари 2009 г., приета от правителството на Руската федерация, която определя изискването за повишаване на нивото на използване на свързания газ до 95%. Ако това не се случи, петролните компании са изправени пред тежки глоби.

ОАО "Газпром" изготви Средносрочна инвестиционна програма за повишаване на ефективността на използването на ПНГ за 2011-2013 г. Нивото на използване на ПНГ в групата Газпром (включително ОАО Газпром Нефт) през 2012 г. е средно около 70% (през 2011 г. - 68,4%, през 2010 г. - 64%), като през IV тримесечие на 2012 г., в находищата на ОАО Газпром, нивото полезното използване на APG е 95%, а LLC Gazprom Dobycha Orenburg, LLC Gazprom Pererabotka и LLC Gazprom Neft Orenburg вече използват 100% от APG.

Опции за изхвърляне

Има голям брой начини за полезно използване на APG, но на практика се използват само няколко.

Основният начин за използване на APG е разделянето му на компоненти, повечето от които са сух отстранен газ (по същество същият природен газ, т.е. основно метан, който може да съдържа известно количество етан). Втората група компоненти се нарича широка фракция на леките въглеводороди (NGL). Това е смес от вещества с два или повече въглеродни атома (C 2 + фракция). Именно тази смес е суровината за нефтохимикалите.

Процесите на отделяне на свързания нефтен газ протичат в нискотемпературни кондензационни (LTC) и нискотемпературни абсорбционни (LTA) агрегати. След разделянето сухият отстранен газ може да бъде транспортиран по конвенционален газопровод, а течният природен газ може да бъде доставен за по-нататъшна обработка за производството на нефтохимически продукти.

Според Министерството на природните ресурси и околната среда през 2010 г. най-големите нефтени компании са използвали 74,5% от целия произведен газ и са изгаряли 23,4%.

Инсталациите за преработка на газ, нефт и газов кондензат в нефтохимически продукти са високотехнологични комплекси, които съчетават химическото производство с производството на нефтопреработка. Преработката на въглеводородни суровини се извършва в съоръженията на дъщерните дружества на Газпром: в газопреработвателните заводи в Астрахан, Оренбург, Сосногорск, завода за хелий в Оренбург, завода за стабилизиране на кондензат в Сургут и завода за подготовка на кондензат в Уренгой за транспорт.

Възможно е също така да се използва свързан петролен газ в електроцентрали за производство на електричество - това позволява на петролните компании да решат проблема с енергоснабдяването на находищата, без да прибягват до закупуване на електроенергия.

В допълнение, APG се инжектира обратно в резервоара, което прави възможно повишаване на нивото на добив на нефт от резервоара. Този метод се нарича цикличен процес.

Преди Великата отечествена война индустриални резерви природен газса били известни в района на Карпатите, Кавказ, Поволжието и на север (Коми АССР). Проучването на запасите от природен газ беше свързано само с проучване на нефт. Промишлените запаси от природен газ през 1940 г. възлизат на 15 милиарда m3. Тогава са открити залежи на газ в Северен Кавказ, Закавказието, Украйна, Поволжието, Централна Азия, Западен Сибир и Далечния Изток. Към 1 януари 1976 г. доказаните запаси на природен газ възлизат на 25,8 трилиона м3, от които в европейската част на СССР - 4,2 трилиона м3 (16,3%), на изток - 21,6 трилиона м3 (83,7%), в т.ч. 18,2 трилиона м3 (70,5%) в Сибир и Далечния изток, 3,4 трилиона м3 (13,2%) в Централна Азия и Казахстан. Към 1 януари 1980 г. потенциалните запаси на природен газ възлизат на 80–85 трилиона m3, проучените запаси възлизат на 34,3 трилиона m3. Освен това запасите се увеличиха главно поради откриването на находища в източната част на страната - там доказаните запаси бяха на ниво от около
30,1 трилиона m 3, което възлиза на 87,8% от общия обем на Съюза.
Днес Русия разполага с 35% от световните запаси на природен газ, които възлизат на повече от 48 трилиона м3. Основните области на поява на природен газ в Русия и страните от ОНД (находища):

Западносибирска нефтена и газова провинция:
Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье, Надимское, Тазовское – Ямало-Ненецки автономен окръг;
Похромское, Игримское – Березовски газоносен район;
Meldzhinskoe, Luginetskoe, Ust-Silginskoe - Vasyugan газоносен район.
Волго-Уралска нефтена и газова провинция:
най-значимото е Вуктилское, в Тимано-Печорския нефтен и газов район.
Централна Азия и Казахстан:
най-значимото в Централна Азия е Газлинское, във Ферганската долина;
Къзълкум, Байрам-Али, Дарвазин, Ачак, Шатлик.
Северен Кавказ и Закавказие:
Карадаг, Дувани – Азербайджан;
Дагестански светлини – Дагестан;
Северо-Ставрополское, Пелахиадинское - Ставрополски край;
Ленинградское, Майкопское, Старо-Минское, Березанское - Краснодарски край.

Находища на природен газ са известни и в Украйна, Сахалин и Далечния изток. Западен Сибир се откроява по отношение на запасите на природен газ (Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье). Промишлените резерви тук достигат 14 трилиона m3. Сега особено значение придобиват Ямалските газови кондензатни находища (Бованенковское, Крузенштернское, Харасавейское и др.). На тяхна база се изпълнява проектът Ямал - Европа. Добивът на природен газ е силно концентриран и е насочен към райони с най-големите и най-доходоносни находища. Само пет находища - Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье и Оренбургское - съдържат 1/2 от всички индустриални запаси в Русия. Запасите на Медвежие се оценяват на 1,5 трилиона м3, а на Уренгойское - на 5 трилиона м3. Следващата характеристика е динамичното местоположение на обектите за производство на природен газ, което се обяснява с бързото разширяване на границите на идентифицираните ресурси, както и сравнителната лекота и ниската цена на включването им в разработването. За кратък период от време основните центрове за добив на природен газ се преместиха от Поволжието в Украйна и Северен Кавказ. По-нататъшните териториални промени са причинени от разработването на находища в Западен Сибир, Централна Азия, Урал и Север.

След разпадането на СССР Русия претърпя спад в производството на природен газ. Спадът се наблюдава главно в Северния икономически район (8 милиарда m 3 през 1990 г. и 4 милиарда m 3 през 1994 г.), в Урал (43 милиарда m 3 и 35 милиарда m 3), в Западносибирския икономически район (576 и
555 милиарда m3) и в Северен Кавказ (6 и 4 милиарда m3). Производството на природен газ остава на същото ниво в икономическите райони на Волга (6 милиарда m3) и Далечния изток. В края на 1994 г. се наблюдава възходяща тенденция в нивата на производство. От републиките на бившия СССР Руската федерация произвежда най-много газ, Туркменистан е на второ място (повече от 1/10), следван от Узбекистан и Украйна. Добивът на природен газ в шелфа на Световния океан е от особено значение. През 1987 г. от офшорни находища са добити 12,2 милиарда m 3 или около 2% от газа, добит в страната. Производството на свързан газ през същата година възлиза на 41,9 милиарда m3. За много области един от резервите на газообразно гориво е газификацията на въглища и шисти. Подземна газификация на въглища се извършва в Донбас (Лисичанск), Кузбас (Киселевск) и Московска област (Тула).

Природен газ беше и остава важен експортен продукт в руската външна търговия. Основните центрове за преработка на природен газ се намират в Урал (Оренбург, Шкапово, Алметиевск), в Западен Сибир (Нижневартовск, Сургут), в Поволжието (Саратов), ​​в Северен Кавказ (Грозни) и в други газови носещи провинции.

Може да се отбележи, че газопреработвателните предприятия гравитират към източници на суровини - полета и големи газопроводи. Най-важната употреба на природния газ е като гориво. Напоследък се наблюдава тенденция за увеличаване на дела на природния газ в горивния баланс на страната. Като газообразно гориво природният газ има големи предимства не само пред твърдите и течните горива, но и пред другите видове газообразни горива (доменен, коксов газ), тъй като неговата калоричност е много по-висока. Метанът е основният компонент на този газ. Освен метан, природният газ съдържа най-близките си хомолози - етан, пропан, бутан. Колкото по-високо е молекулното тегло на въглеводорода, толкова по-малко от него обикновено се намира в природния газ.

Съединениеприродният газ варира от находище до поле.

Среден състав на природния газ:

Най-ценният природен газ с високо съдържание на метан е Ставропол (97,8% CH 4), Саратов (93,4%), Уренгой (95,16%).
Запасите от природен газ на нашата планета са много големи (приблизително 1015 m3). Познаваме повече от 200 находища в Русия; те се намират в Западен Сибир, Волго-Уралския басейн и Северен Кавказ. Русия е на първо място в света по запаси от природен газ.
Природният газ е най-ценното гориво. При изгарянето на газ се отделя много топлина, така че той служи като енергийно ефективно и евтино гориво в котелни инсталации, доменни пещи, мартенови пещи и пещи за топене на стъкло. Използването на природен газ в производството позволява значително повишаване на производителността на труда.
Природният газ е източник на суровини за химическата промишленост: производството на ацетилен, етилен, водород, сажди, различни пластмаси, оцетна киселина, багрила, лекарства и други продукти.

Свързан петролен газ е газ, който съществува заедно с нефта, той е разтворен в нефта и се намира над него, образувайки „газова шапка“, под налягане. На изхода от кладенеца налягането пада и свързаният газ се отделя от нефта.

Съединениесвързаният петролен газ варира от находище до поле.

Среден газов състав:

Свързаният петролен газ също е естествен по произход. Той получи специално име, защото се намира в находища заедно с петрола:

Или разтворен в него,

Или е в свободно състояние

Свързаният петролен газ също се състои основно от метан, но съдържа и значителни количества други въглеводороди.

Този газ не е използван в миналото, а просто е изгарян. В момента се улавя и използва като гориво и ценни химически суровини. Възможностите за използване на свързани газове са дори по-широки от природния газ, тъй като... техният състав е по-богат. Свързаните газове съдържат по-малко метан от природния газ, но съдържат значително повече хомолози на метан. За по-рационално използване на свързания газ той се разделя на смеси с по-тесен състав. След разделянето се получават газ бензин, пропан и бутан и сух газ.

Извличат се и индивидуални въглеводороди – етан, пропан, бутан и др. При дехидрогенирането им се получават ненаситени въглеводороди - етилен, пропилен, бутилен и др.

Свързаният петролен газ (APG), както подсказва името, е страничен продукт от производството на нефт. Нефтът лежи в земята заедно с газа и е технически почти невъзможно да се осигури производството на изключително течна фаза от въглеводородни суровини, оставяйки газ във формацията.

На този етап газът се възприема като съпътстваща суровина, тъй като световните цени на петрола определят по-голямата стойност на течната фаза. За разлика от газовите находища, където всички производствени и технически характеристики на производството са насочени към извличане изключително на газовата фаза (с лека добавка на газов кондензат), нефтените находища не са оборудвани по такъв начин, че да извършват ефективно процеса на производство и използване свързан газ.

По-нататък в тази глава ще бъдат разгледани по-подробно техническите и икономическите аспекти на производството на ПНГ и въз основа на получените заключения ще бъдат избрани параметрите, за които ще бъде изграден иконометричен модел.

Обща характеристика на свързания нефтен газ

Описанието на техническите аспекти на производството на въглеводороди започва с описание на условията на тяхното възникване.

Самият нефт се образува от органичните останки на мъртви организми, утаяващи се по дъното на морето и реките. С течение на времето водата и тинята предпазват веществото от разлагане и с натрупването на нови слоеве натискът върху долните слоеве се увеличава, което заедно с температурата и химичните условия причинява образуването на нефт и природен газ.

Нефтът и газта се срещат заедно. При условия на високо налягане тези вещества се натрупват в порите на така наречените родителски скали и постепенно, преминавайки през процес на непрекъсната трансформация, се издигат на върха под действието на микрокапилярни сили. Но докато върви нагоре, може да се образува капан - когато по-плътен слой покрие слоя, през който мигрира въглеводородът, и по този начин се получава натрупване. В момента, когато се натрупа достатъчно количество въглеводороди, започва процесът на изместване на първоначално солена вода, по-тежка от нефта. След това самото масло се отделя от по-лекия газ, но част от разтворения газ остава в течната фракция. Това са отделените вода и газ, които служат като инструменти за изтласкване на нефт навън, образувайки водни или газови режими на налягане.

Въз основа на условията, дълбочината и контура на местоположението, разработчикът избира броя на кладенците, за да увеличи максимално производството.

Основният съвременен тип сондиране, който се използва, е ротационното сондиране. В този случай сондирането е придружено от непрекъснато издигане на сондажни изрезки - фрагменти от формация, разделени от свредло - навън. В този случай, за да се подобрят условията на сондиране, се използва сондажна течност, която често се състои от смес от химически реагенти. [Сива гора, 2001]

Съставът на свързания нефтен газ ще варира от находище до находище - в зависимост от цялата геоложка история на формирането на тези находища (изходна скала, физични и химични условия и т.н.). Средно съдържанието на метан в такъв газ е 70% (за сравнение, природният газ съдържа до 99% от обема си в метан). Голям брой примеси създават, от една страна, трудности при транспортирането на газ през газопреносната система (GTS), от друга страна, наличието на такива изключително важни компоненти като етан, пропан, бутан, изобутан и др. газ изключително желана суровина за нефтохимическото производство. Нефтените полета на Западен Сибир се характеризират със следните показатели за съдържание на въглеводороди в свързания газ [Popular Petrochemistry, 2011]:

• Метан 60-70%
• Етан 5-13%
• · Пропан 10-17%
• · Бутан 8-9%

TU 0271-016-00148300-2005 „Свързан нефтен газ, подлежащ на доставка на потребителите“ определя следните категории APG (според съдържанието на компоненти C 3 ++, g / m 3):

• · “Skinny” - по-малко от 100
• · “Среден” - 101-200
• · „Мазнини“ - 201-350
• · Екстра мазнини - повече от 351

Следващата фигура [Филипов, 2011] показва основните дейности, извършвани със свързан нефтен газ и ефектите, постигнати от тези дейности.

Фигура 1 - Основни дейности, извършвани с ПНГ и ефектите от тях, източник: http://www.avfinfo.ru/page/inzhiniring-002

По време на добива на нефт и по-нататъшното поетапно разделяне отделяният газ има различен състав - първо се освобождава газът с високо съдържание на метанова фракция, а на следващите етапи на разделяне се отделя газ с все по-високо съдържание на въглеводороди. от по-висок порядък. Факторите, влияещи върху отделянето на свързан газ, са температура и налягане.

Използва се газов хроматограф за определяне на съдържанието на свързания газ. При определяне на състава на свързания газ също е важно да се обърне внимание на наличието на невъглеводородни компоненти - например наличието на сероводород в APG може да повлияе отрицателно на възможността за транспортиране на газ, тъй като в него могат да възникнат корозионни процеси тръбопровод.

Фигура 2 - Схема за подготовка на масло и отчитане на ПНГ, източник: Енергиен център Сколково

Фигура 2 схематично изобразява процеса на поетапно рафиниране на нефт с освобождаване на свързан газ. Както може да се види от фигурата, свързаният газ е предимно страничен продукт от първичното разделяне на въглеводороди, произведени от нефтен кладенец. Проблемът с измерването на свързания газ се състои в необходимостта от инсталиране на автоматични измервателни устройства на няколко етапа на разделяне и последващи доставки за обезвреждане (газопреработвателни инсталации, котелни и др.).

Основните инсталации, използвани в производствените обекти [Филипов, 2009]:

• Нагнетателни помпени станции (BPS)
• Устройства за разделяне на масло (OSN)
• · Устройства за обработка на масло (OPN)
• · Централни точки за обработка на масло (CPPN)

Броят на етапите зависи от физичните и химичните свойства на свързания газ, по-специално от фактори като газово съдържание и газово съотношение. Често газът от първия етап на разделяне се използва в пещи за генериране на топлина и предварително загряване на цялата маса масло, за да се увеличи добивът на газ в следващите етапи на разделяне. За задвижване на механизмите се използва електричество, което също се генерира на полето, или се използват главни електрически мрежи. Основно се използват газобутални електроцентрали (ГППП), газови турбини (ГТС) и дизел генератор (ДГС). Газовите съоръжения работят на газ за първостепенна сепарация, а дизеловата станция работи на вносно течно гориво. Конкретният вид производство на електроенергия се избира въз основа на нуждите и характеристиките на всеки отделен проект. Газотурбинна електроцентрала в някои случаи може да генерира излишък от електроенергия за захранване на съседни съоръжения за производство на петрол, а в някои случаи остатъкът може да бъде продаден на пазара на електроенергия на едро. При комбинирано производство на енергия инсталациите едновременно произвеждат топлина и електричество.

Разширителните линии са задължителен атрибут на всяко поле. Дори и да не се използват, те са необходими за изгаряне на излишния газ при спешни случаи.

От гледна точка на икономиката на добива на нефт, инвестиционните процеси в областта на оползотворяването на свързания газ са доста инерционни и са ориентирани преди всичко не към пазарните условия в краткосрочен план, а към съвкупността от всички икономически и институционални фактори през целия период. сравнително дългосрочен хоризонт.

Икономическите аспекти на производството на въглеводороди имат свои специфични характеристики. Особеностите на производството на масло са:

• Дългосрочен характер на ключови инвестиционни решения
• · Значително забавяне на инвестициите
• · Голяма първоначална инвестиция
• Невъзвратимост на първоначалната инвестиция
• Естествено намаляване на производството във времето

За да се оцени ефективността на всеки проект, общ модел за оценка на стойността на бизнеса е оценката на NPV.

NPV (Net Present Value) - оценката се основава на факта, че всички бъдещи очаквани приходи на компанията ще бъдат сумирани и намалени до настоящата стойност на тези приходи. Една и съща сума пари днес и утре се различава по дисконтовия процент (i). Това се дължи на факта, че във времевия период t=0 парите, с които разполагаме, имат определена стойност. Докато в периода t=1 инфлацията ще се разпространи върху тези средства, ще има всякакви рискове и негативни въздействия. Всичко това прави бъдещите пари "по-евтини" от настоящите пари.

Средният живот на проект за производство на петрол може да бъде около 30 години, последван от дълго спиране на производството, понякога продължаващо с десетилетия, което е свързано с нивото на цените на петрола и изплащането на оперативните разходи. Освен това производството на петрол достига своя връх през първите пет години от производството, а след това, поради естествения спад на производството, постепенно избледнява.

В първите години компанията прави големи първоначални инвестиции. Но самото производство започва само няколко години след началото на капиталовите инвестиции. Всяка компания се стреми да минимизира забавянето на инвестициите, за да постигне възвръщаемост на проекта възможно най-скоро.

Типична графика на рентабилността на проекта е показана на фигура 3:

Фигура 3 - Диаграма на NPV за типичен проект за производство на нефт

Тази фигура показва NPV на проекта. Максималната отрицателна стойност е индикаторът MCO (maximum cash outlay), който отразява колко инвестиции изисква проектът. Пресечната точка на графиката на линията на натрупаните парични потоци с времевата ос в години е времето за изплащане на проекта. Скоростта на натрупване на NPV намалява, както поради намаляващия процент на производство, така и поради времевия дисконтов процент.

В допълнение към капиталовите инвестиции, производството изисква оперативни разходи всяка година. Увеличаването на оперативните разходи, което може да включва годишни технически разходи, свързани с рисковете за околната среда, намалява NPV на проекта и увеличава периода на изплащане на проекта.

По този начин допълнителните разходи за отчитане, събиране и оползотворяване на свързания нефтен газ могат да бъдат оправдани от гледна точка на проекта само ако тези разходи увеличават NPV на проекта. В противен случай ще има намаляване на привлекателността на проекта и в резултат на това или намаляване на броя на изпълняваните проекти, или обемите на добива на нефт и газ в рамките на един проект ще бъдат коригирани.

Условно всички проекти за използване на свързания газ могат да бъдат разделени на три групи:

• 1. Самият проект за рециклиране е печеливш (като се вземат предвид всички икономически и институционални фактори) и компаниите няма да се нуждаят от допълнителни стимули за изпълнение.
• 2. Проектът за оползотворяване има отрицателна NPV, докато кумулативната NPV от целия проект за добив на нефт е положителна. Именно върху тази група могат да се съсредоточат всички насърчителни мерки. Общият принцип ще бъде да се създадат условия (чрез стимули и санкции), които правят изгодно за една компания да предприеме проекти за рециклиране, вместо да плаща санкции. Освен това, така че общите разходи на проекта да не надвишават общата NPV.
• 3. Проектите за рециклиране имат отрицателна NPV и ако бъдат реализирани, цялостният проект за добив на нефт за дадено находище също става нерентабилен. В този случай насърчителните мерки или няма да доведат до намаляване на емисиите (компанията ще плати глоби до тяхната кумулативна стойност, равна на NPV на проекта), или находището ще бъде консервирано и лицензът ще бъде отдаден.

Според Енергийния център Сколково инвестиционният цикъл при реализацията на проекти за оползотворяване на ПНГ е повече от 3 години.

Инвестициите, според Министерството на природните ресурси, трябва да възлизат на около 300 милиарда рубли до 2014 г., за да се постигне целевото ниво. Въз основа на логиката на администриране на проекти от втория тип размерите на плащанията за замърсяване трябва да бъдат такива, че потенциалната цена на всички плащания да бъде над 300 милиарда рубли, а алтернативните разходи да бъдат равни на общата инвестиция.