Какие продукты выделяют из попутного нефтяного газа и для чего
В богатой полезными ископаемыми России только в 21 веке стали серьезно заниматься утилизацией и использованием попутного нефтяного газа (ПНГ).
Природный газ отличается от попутного нефтяного отсутствием целого спектра полезных составляющих, применяемых в промышленности.
Состав попутного нефтяного газа
Добыча нефти сопровождается выделением попутных газов. В состав попутного нефтяного газа по разным типам месторождения входят следующие вещества:
- в нефтяном месторождении из общего объема ПНГ почти 2/3 приходятся на метан, около 8% — на этан, 17 %- пропан, 8% — бутан и его производные;
- газонефтяном месторождении доля метана еще выше — до 89 процентов.
После прохождения трех этапов сепарации ПНГ легкий метан испаряется, но становятся пригодными к использованию другие ценные компоненты: пентан, гексан, гептан, бензол.
Наличие большого спектра компонентов и изменяющимся основные свойства ПНГ не позволяют определить его точную химическую формулу.
По основным компонентам формула попутного нефтяного газа будет иметь вид:
CH4 + C2H6+C3H8+C4H10+C5H12+N2 (метан+этан+пропан+бутан+пентан+азот).
Физические свойства попутного газа не отличаются стабильностью. Он относится к жирному типу газа, плотнее обычного природного газа.
Пример компонентного состава ПНГ
Поэтапно просепарированный ПНГ из нефтяного месторождения достигает плотности на 1 кубометр до 2700 грамм или почти 2 кг чистого углеводорода. На третьей ступени сепарации он содержит 23% пентана и его производных, 19% — метана, 17% — гексанов, 12% бутана и его соединений, 5% этана, 4,5 % — пропана, 4% — октана. После проведения необходимых технологических операций (осушки, очистки от серы и углекислого газа, удаления механических примесей, компримирования) полученные газовые компоненты используются для промышленного назначения и используется как топливо для получения электрической энергии. Основные отличительные свойства ПНГ- более высокая плотность, вязкость, сжимаемость по сравнению с обычным природным газом.
Получение
Где встречается попутный нефтяной газ? В первозданном виде ПНГ поступает из нефтяной или нефтегазовой скважины в центральный пункт подготовки нефти. После этого с помощью специального оборудования начинается подготовка попутного нефтяного газа к использованию. Газ после осушки, очистки от серы, углекислого газа и сепарирования поступает в специальные хранилища, на электростанции, в котельные. С помощью вакуумных компрессорных установок, газолифтных систем его предварительно компримируют – увеличивают плотность с одновременным удалением примесей.
Для получения промышленного ПНГ используются:
- маслосистемы с фильтрами тонкой очистки;
- специальная система теплообмена;
- газодожимное оборудование низкого давления;
- установки комплексной подготовки газа.
С помощью газомасляного сепаратора, фильтров – скруберов осуществляется удаление механических примесей.
Способы разделения
Для выделения отдельных составляющих ПНГ на нефтяных месторождениях чаще всего применяется компрессионный и адсорбционный способы разделения и переработки попутного нефтяного газа. Компоненты добытой газовой смеси в разной мере способны к сопротивлению воздействию пара. По плотности попутный нефтяной газ разделяют на тяжелую и легкую фракцию. Более тяжелые углеводороды отделяются, оставшаяся фракция легких углеводородов сжижается и может закачиваться в трубы для подачи на тепловые электростанции.
При применении адсорбционной технологии используется принцип короткоцикловой адсорбции. При прохождении газовой смеси через попеременно функционирующие адсорберы, наполненные углеродным молекулярным ситом (УМС), газы разделяются на фракции.
Какие фракции выделяют из попутного нефтяного газа? На завершающей стадии переработки ПНГ – ректификации, он разделяется на фракции:
- метановую;
- пропановую;
- бутан-бутиленовую;
- этиленовую;
- пропиленовую;
- амилен-бензольную.
Точный состав и количество фракций разделения зависит от применяемой технологии (компрессионной ректификации, адсорбционный метод Воронова, мембранный способ).
Технологии утилизации ПНГ
С 2009 года в России принято решение о прекращении «выбрасывания ПНГ на ветер» путем его факельного сгорания, сопровождающегося экологическим загрязнением. Перед нефтедобытчиками поставлена задача полезной переработки и цивилизованной утилизации попутного нефтяного газа. Учеными разработаны десятки способов эффективной переработки ПНГ. Нефтяники применяют несколько основных методов:
- выработка электрической энергии. С помощью установленного на нефтяных месторождениях оборудования (сепараторов, компрессоров, ректификационных колонок, насосов) осуществляется осушка, сепарирование поступившей из скважин газовой смеси. Уже после первичного сепарирования ПНГ готов для использования в качестве топлива на электростанциях, а также в газотурбинных установках;
- использование сайклинг-процесса для повторной закачки газовой смеси в так называемую «шапку» месторождения для поднятия давления внутри пласта;
- подача нефтегазовой смеси на переработку в газоперерабатывающих заводах или в сооруженные непосредственно на месторождениях мини-ГПЗ;
- после установки специального оборудования, включающего кроме сепараторов и компрессоров, каталитические реакторы, теплообменники проводится химическая переработка ПНГ с получением синтетических углеводородов.
Группой ученых Томского госуниверситета разработана и испытана на практике инновационная технология беспламенного сжигания попутного газа. После прохождения через катализаторы при температуре 650 градусов ПНГ окисляется, превращаясь в воду и углекислый газ.
Еще одним видом использования попутного нефтяного газа является применение его компонентов в качестве сырья для производства каучука, пластмасс, химических соединений пропилена, бутадиена.
Мембранное газоразделение
Наиболее эффективным методом газоразделения ПНГ признан мембранный способ. Газовая смесь подается в газоразделительную мембрану, изготовленную из прочных полимеров. Некоторые компоненты смеси быстрее проникают через мембрану и образуют поток пермеата. Медленные газы образуют остаточный поток. Потоки направляются в разные емкости для дальнейшего использования.
Выводы
Применение попутного нефтяного газа как топлива для ТЭЦ, товарного сжиженного нефтяного газа, источника получения бутана, гексана, пропана, бензола приносят переработчикам экономическую выгоду и значительно улучшает экологическую ситуацию в нефтяных регионах после отказа от сжигания попутного нефтяного газа. Получение дополнительных продуктов переработки попутного нефтяного газа одновременно избавляет нефтяников от штрафов за загрязнение окружающей среды.
Интересные факты о попутном нефтяном газе
- По оценкам экспертов за период разработки и промышленной эксплуатации нефтяных скважин только в Тюменском регионе сожжено в горящих красивых факелах свыше 200 млрд. кубических метров ПНГ, в атмосферу выброшено до 20 млн. тонн вредных веществ.
- За период с 2014 по 2016 года в России наблюдается стабильный прирост добычи попутного нефтяного газа с 72,5 млрд. кубов до 83,3 млрд. кубометров. В 2017 года показатель вырос до 85,4 кубометра. Ежегодный прирост по сравнению с 2014 годом составил более 17%. В I полугодии 2018 года добыча природного и попутного нефтяного газа в России выросла на 6,5 процента.
- В 2017 году коэффициент полезной утилизации ПНГ в России повысился до 90%, а в «Сургутнефтегазе» — превышает 99%.
Источник
Попутная прибыль
Текст: Петр Шмелев
Иллюстрации: Дмитрий Коротченко
Попутный нефтяной газ (ПНГ) — проблема для нефтяников по всему миру или ценный ресурс? И то и другое. Основным стимулом для рационального использования ПНГ зачастую становятся экологические ограничения и связанные с ними финансовые риски. Тем не менее при грамотном подходе к утилизации попутного газа нефтяным компаниям удается не только избежать штрафов за нарушение экологического законодательства, но и неплохо заработать
В поисках midstream
Попутный нефтяной газ — смесь, которая растворена в самой нефти. По составу ПНГ богаче традиционного природного газа. Помимо метана и этана в нефтяном газе есть пропан, бутан и другие углеводороды. В одной тонне нефти содержится от одного до нескольких тысяч кубометров ПНГ. Сжечь все это на факеле с точки зрения макроэкономики роскошь, хотя пока и позволительная. Но помимо экономического фактора есть и не менее важный экологический. При сжигании ПНГ в воздух попадают значительные объемы диоксида углерода (СО2) и метана, относящихся к парниковым газам, а также сажа, оксиды азота, бензапирен, сероводород и другие опасные для окружающей среды компоненты.
К сожалению, в СССР с его курсом на экстенсивное наращивание добычи нефти переработка попутного нефтяного газа не входила в число приоритетных задач и никак не регулировалась на законодательном уровне. ПНГ считался побочным (то есть ненужным) продуктом нефтедобычи. Как правило, его просто сжигали на факельных установках на месторождениях. До 1 января 2001 года ПНГ не отражался в финансовой отчетности российских компаний. Сейчас подход меняется концептуально. Серьезная борьба против сжигания ПНГ на факелах началась в России в 2008–2009 годах во многом благодаря присоединению России к Киотскому протоколу, направленному на сокращение выбросов парниковых газов. По данным Минприроды, благодаря принятым мерам по итогам 2016 года полезное использование ПНГ достигло в среднем по крупным отечественным нефтяным компаниям 90%.
В мировой же практике достаточно давно выделяют midstream — промежуточный сегмент между upstream и downstream со своими законами ценообразования. Очевидно, что нефть и газ не могут быть вовлечены в переработку (downstream) в том виде, в котором они были добыты (upstream). Существуют дополнительные технологические операции: доставка углеводородов к местам переработки, а также подготовка к транспортировке. Их и относят к midstream. При этом в процессе подготовки нефти возникает большой поток попутных продуктов разнообразного свойства, среди которых и ПНГ. Его переработка в мировой практике — это тоже midstream. Что же такое рациональное использование попутного нефтяного газа?
Киотский протокол
Киотский протокол (КП) был принят в дополнение к Рамочной конвенции ООН об изменении климата в Киото (Япония) в 1997 году. Данный протокол стал первым глобальным соглашением об охране окружающей среды, основанным на рыночном механизме регулирования, который предполагал торговлю квотами на выбросы парниковых газов (ПГ) между развитыми странами и странами с переходной экономикой с целью сокращения или стабилизации уровня выбросов в атмосферу. Страны, подписавшие протокол, определили для себя количественные обязательства по сокращению выбросов шести видов парниковых газов: диоксида углерода (CO₂), метана (CH₄), закиси азота (N₂O), гидрофторуглеродов (ГФУ), перфторуглеродов (ПФУ) и гексафторида серы (SF₆)₂₈. Первые три входят в состав ПНГ и продуктов его сгорания. Наибольшее влияние на парниковый эффект оказывают СО₂ и СН₄. Первый период обязательств по КП длился 5 лет: с 1 января 2008 года до 31 декабря 2012 года. На этот период Россия поставила перед собой обязательство сохранить среднегодовые выбросы на уровне 1990 года. По данным РИА «Новости», 27 сентября 2015 года на саммите по глобальному развитию в рамках Генеральной Ассамблеи ООН глава МИД РФ Сергей Лавров заявил о перевыполнении Россией своих обязательств по Киотскому протоколу, приводя данные об уменьшении выбросов от энергетического сектора в России за последние 20 лет на 37%.
Сжечь или заработать
Варианты утилизации ПНГ универсальны по всему миру, но используются в разных пропорциях. Сжигание на факелах месторождений долгое время было основным способом, ценное углеводородное сырье и энергия горючих компонентов уходили в воздух с ущербом для окружающей среды. С середины прошлого века развитые страны начали серьезно ограничивать сжигание ПНГ.
Столь же удобный с точки зрения логистики, как и сжигание, но экологичный способ утилизации — закачка ПНГ обратно в пласт. Нередко этот метод применяют для повышения нефтеотдачи пласта, хотя эффективным он оказывается не всегда. Газ при дальнейшей добыче все равно вернется, но гидродинамика залежи может быть уже хуже. Еще один вариант использования ПНГ на месторождении — промысловая генерация электроэнергии: ПНГ направляется на газотурбинные и газопоршневые установки. Выхлопной газ можно использовать в системах теплоснабжения объектов месторождения или опять-таки закачивать в пласт для повышения нефтеотдачи. Промысловая генерация электроэнергии очень широко используется в России.
Эффективную монетизацию обеспечивает полноценная переработка попутного нефтяного газа, но это и стоит намного дороже. Тут есть свои сложности — ПНГ нестабилен по составу, в нем много примесей и влаги, требуется сложная подготовка. На выходе получают метан-этановую фракцию, по своим свойствам близкую к сухому природному газу, а также широкую фракцию легких углеводородов — ценное сырье для нефтехимических предприятий и производства сжиженного углеводородного газа (СУГ), использующегося для коммунально-бытовых нужд и в качестве топлива для автотранспорта.
Газоперерабатывающие заводы изначально строились возле крупных месторождений, позже для малых месторождений были предложены компактные блочные решения для переработки сырья.
Существует и сложная технология химической переработки ПНГ gas-to-liquids (GTL), позволяющая получать из газа жидкие нефтепродукты, характерные для традиционной нефтепереработки, а также метанол и базовые химические полуфабрикаты. В качестве альтернативы применяют мягкий паровой риформинг. Это, по сути, обратная GTL: жидкие остатки переработки нефтяного газа и газоконденсата трансформируются в газ, который затем можно использовать как топливо для генерации электроэнергии или транспортировать по обычному газопроводу.
«Выбор наиболее экономически привлекательных опций утилизации ПНГ зависит от конкретных факторов в привязке к конкретному месторождению. В целом глубокая переработка ПНГ наиболее экономически эффективна, но, например, при малых объемах доступного газа предпочтительна утилизация на месторождении, — говорит руководитель аналитического центра интегрированной газоперерабатывающей и нефтехимической компании «СИБУР» Ксения Каретина. — Также имеет значение состав ПНГ, спрос на локальных рынках и нетбэки на газ, электричество, тепло, дизель и т. д. Существенным фактором становится наличие инфраструктуры для транспортировки и переработки газа и расстояние до целевых рынков. К примеру, рост сжигания в мире в последние годы отчасти как раз и связан с освоением новых удаленных месторождений и развитием сланцевой добычи».
Альтернативы обязательны
Уровень утилизации ПНГ во многом определяет эффективность развития всего нефтегазового комплекса той или иной страны. Использование ПНГ — маркер квалификации государства и бизнеса в вопросе комплексного освоения недр, использования сырья и экологической безопасности.
В США, Канаде, Норвегии полезное использование ПНГ достигает 99–100%. При разработке новых месторождений запускаются обязательные процедуры принятия решений об утилизации газа — дерево альтернатив. Государственные регуляторы требуют рассматривать различные варианты, и только в том случае, если ни один из вариантов рациональной утилизации не отвечает критериям эффективности, разрешается сжигать часть нефтяного газа.
В США и Канаде работает примерно 80% газоперерабатывающих заводов мира, эти мощности для Северной Америки сейчас даже избыточны. Дело в том, что большое число малых ГПЗ строилось в середине прошлого века для производства бытового газа. Однако сейчас основой газоперерабатывающей отрасли США стали крупные заводы, связанные с химическими предприятиями. По данным Химического совета США, сейчас в стране строятся или планируются нефтехимические проекты на $185 млрд. В прошлом году инвестиции в химические заводы составили половину всех капиталовложений в производственном секторе США. Причина — изобилие дешевых побочных продуктов сланцевой добычи нефти, в частности нефтяного газа.
В принципе, сжигать попутный газ в Канаде и США запрещено, в Техасе такой запрет был введен еще в 1946 году. Там, где мощностей по переработке нет, например на Аляске, ПНГ полностью закачивается обратно в пласт. В Северной Дакоте быстро развивается бизнес по сжижению ПНГ, который используется как автомобильное топливо. В ряде регионов США существует сеть специальных трубопроводов, куда частные компании могут сдавать ПНГ практически без подготовки, существуют лишь ограничения по содержанию влаги. Далее сырье направляется на газоперерабатывающие и химические предприятия. В Канаде построена развитая инфраструктура для газовой энергогенерации.
Одной из передовых европейских стран в плане рационального использования ПНГ стала Норвегия. Местное правительство не устанавливает специальных нормативов по сжиганию ПНГ, но предоставляет разрешение на сжигание в основном для обеспечения безопасности нефтедобычи. Сжигать ПНГ в тех объемах, которые выше необходимых, для обеспечения безопасности без одобрения Министерства нефти и энергетики Норвегии нельзя. Государственная компания Statoil, недавно переименованная в Equinor, после подготовки направляет нефтяной газ по трубопроводу к системе экспорта газа. На факелы газ может быть сброшен только тогда, когда давление в системе превышает нормативное.
Наличие развитой газотранспортной инфраструктуры и близость к рынкам ЕС позволяет норвежцам эффективно экспортировать подготовленный нефтяной газ, но применяется и закачка ПНГ в пласт для увеличения нефтеотдачи. Газовой энергогенерацией Норвегия практически не занимается.
На китайском супергигантском месторождении Дацин построено 14 промышленных установок по переработке ПНГ, а также оборудование для обработки нефтяного газа для дальнейшей продажи. Власти страны намерены построить семь новых крупных прибрежных нефтехимических производств, в том числе завод стоимостью $15 млрд в порту Нинбо и перерабатывающий центр в провинции Хэбэй. Кроме того, экономика Китая нуждается в использовании ПНГ для снижения доли угля в энергетическом балансе и улучшения экологических показателей национальной энергетики.
В Саудовской Аравии, пятой в мире по запасам газа, порядка 60% этих запасов — попутный нефтяной газ. Мощности по его переработке в целом соответствуют уровню добычи, на сухой газ — продукт газоперерабатывающих заводов — приходится 40% энергобаланса страны. В качестве побочного продукта саудовцы получают этан, который по регулируемым и очень низким тарифам предоставляется на переработку нефтехимикам. Такая конструкция привела и продолжает приводить огромные инвестиции в нефтехимию Саудовской Аравии, сейчас эта страна — мировой нефтехимический лидер вместе с США и Китаем. Лишь рост спроса на электричество в прошлом году заставил Saudi Aramco задуматься над увеличением добычи собственного природного газа, не связанного с объемами добычи нефти (тут действуют ограничения ОПЕК).
«Стоит обратить внимание на опыт Саудовской Аравии, где драйверами поиска решений утилизации ПНГ стали избыток попутного газа и активность государства: основаны индустриальные города Эль-Джубайль и Янбу-эль-Бахр, государственная компания Saudi Aramco строила необходимую инфраструктуру для сбора и транспортировки ПНГ, была основана специализированная нефтехимическая компания SABIC», — отмечает Ксения Каретина. По словам эксперта, для Саудовской Аравии характерно не только большое количество доступных объемов нефтяного газа, но и высокое содержание жирных фракций в составе ПНГ, что делает его ценным нефтехимическим сырьем. «Сейчас Россия и Ближний Восток являются крупнейшими регионами мира, где осуществляется глубокая переработка ПНГ в полимеры», — заключает Ксения Каретина.
Старается не отставать от соседей и Иран. В стране ежедневно транспортируется почти 40 млн кубометров ПНГ с нефтяных месторождений в провинции Хузестан на перерабатывающие предприятия. За последние годы здесь было построено и запущено множество небольших частных химических заводов, использующих в основном европейское оборудование и достаточно современные технологии. Благодаря дешевому местному сырью они имеют серьезное конкурентное преимущество.
Для России может быть интересен опыт Казахстана, где система газопереработки формировалась в рамках плановой экономики СССР. Казахстан обошел Россию в законодательном регулировании утилизации попутного нефтяного газа. Законами «О нефти» и «О недрах и недропользовании» и последующими подзаконными актами введен запрет на промышленную эксплуатацию нефтегазовых месторождений без рациональной утилизации попутного нефтяного газа.
Большой проект сбора попутного нефтяного газа с морских платформ на Каспии ведет государственная нефтекомпания Азербайджана SOCAR в партнерстве с BP и международной организацией по ограничению сжигания ПНГ. Ежегодно с морских месторождений компании собирается и передается в газотранспортную систему около 1 млрд кубометров нефтяного газа.
Законодательное регулирование не всегда единственный фактор влияния на нефтяников. Так, в Индонезии нет развитой трубопроводной инфраструктуры или законов, запрещающих факельное сжигание. При этом страна — четвертый в мире экспортер сжиженного нефтяного газа, а интерес местного бизнеса к монетизации ПНГ растет.
Свой путь — в Анголе. Еще в 2002 году компания Sonangol обязала всех партнеров, разрабатывающих месторождения, предусматривать план коммерциализации нефтяного газа. Договоры на разработку ангольских недр содержат пункт о том, что партнеры Sonangol имеют право сжигать попутный газ только до завершения строительства завода по переработке нефтяного газа.
Не опоздать с переработкой
В исследовании отраслевого информационно-аналитического центра Rupec, специализирующегося на вопросах газопереработки и нефтехимии, отмечено, что наибольший вклад в повышение уровня утилизации ПНГ в России внесло «цивилизованное сжигание» нефтяного газа, то есть промысловая энергетика как наименее затратный способ полезного использования ПНГ. Аналитики считают, что в качестве стимулирующих мер помимо штрафов необходима благоприятная среда для инвестиций в midstream-объекты. Да и в целом понятие midstream в России пока не приживается. «Midstream не только никак не регулируется отдельно от upstream и downstream, но даже не выделяется понятийно. Фактически этот сегмент всякий раз оказывается заложником переноса акцентов с добычи на переработку и обратно. А ведь именно midstream является связкой, обеспечивающей попадание существенной доли углеводородного сырья из сферы добычи в сферу нефтехимической и вообще химической переработки», — поясняют аналитики Rupec.
В организации отмечают те выгоды, которые может получить государство, акцентированно стимулируя сегмент переработки ПНГ. Во-первых, это снятие технологических ограничений при вводе новых нефтяных и газовых месторождений, в том числе географически удаленных от основной газовой инфраструктуры и со сложным составом газа. Во-вторых, рост общей доходности добычи углеводородов для добывающих компаний, которые могли бы реинвестировать дополнительную маржу в новые проекты.
«В-третьих, даже без наращивания производства углеводородов (что в целом отвечает ситуации текущего момента с точки зрения спроса как на внутреннем, так и на внешних рынках) это интенсификация переработки уже имеющегося сырья с производством более маржинальной продукции, которая имеет экспортный потенциал, в том числе на новых рынках, таких как Азия, а также может быть потреблена внутри страны. Пример Северной Америки показывает, что рост предложения продукции midstream стимулирует запуск большого числа крупных проектов в нефтехимии», — отмечают в Rupec.
Аналитики также видят возможность синхронного с развитием переработки ПНГ роста инвестиций в основной капитал. Более активная переработка нефтяного газа создаст новые источники спроса на труд в регионах, а также спроса на высокотехнологичную продукцию российского химического и транспортного машиностроения, металлургии и т. п.
Доля нефтехимии в российской промышленности составляет лишь около 2%, в то время как в Китае — 30%, в США — 25%. Суммарная выручка от продажи нефтегазохимической продукции в мире достигает $3 трлн, что сопоставимо с показателями мирового нефтяного рынка.
«Эпоха нефти и газа как источников топлива и энергии подходит к концу. Будущее ископаемых углеводородов — быть почти исключительно сырьем химических процессов. Без развития midstream такой переход просто невозможен, и если не стимулировать развитие мощностей сейчас, потом строить их будет уже очень дорого», — отмечается в исследовании Rupec.
Источник