Переработка нефти и нефтяного газа

Рассматриваются методы утилизации попутного нефтяного газа, актуальные для современных нефтеи газодобывающих компаний России. Проанализированы используемые ими пути применения и эффективность использования получаемого готового продукта. Проведенный анализ позволил выделить основные преимущества и недостатки используемых методов утилизации попутного нефтяного газа и определить наиболее привлекательный способ его утилизации в зависимости от различных характеристик и конкретных условий нефтяных месторождений (размер, отдаленность месторождения, глубина залегания пластов, уровень инфраструктуры и т. п.). Использование анализируемых в данной статье новых методов утилизации попутного нефтяного газа позволяет более быстрыми темпами наращивать объемы добычи нефти, решает вопрос эффективного использования CO2 на месторождениях, что является актуальным в современных условиях добычи и использования нефти и попутного нефтяного газа.

Methods of oil-associated gas utilization important for oil producing companies in Russia are being examined in this article. Methods of application and product usage efficiency are analyzed. The performed analysis allowed to outline the main benefits and drawbacks of introduced methods and determine the most attractive way of utilization depending on various characteristics and certain conditions of oil fields (the size, the remoteness of the field, the depth of bedding, the level of infrustructure etc.). The usage of new methods of oil-associated gas utilization analysed in this article allows to increase oil production output much faster, solves the problem of effective CO2 usage at oil fields, which is highly important in modern conditions of oil and oil-associated gas production and usage.

ЭФФЕКТИВНОСТЬ МЕТОДОВ ПЕРЕРАБОТКИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА В РОССИИ

Рассматриваются методы утилизации попутного нефтяного газа, актуальные для современных нефте – и газодобывающих компаний России. Проанализированы используемые ими пути применения и эффективность использования получаемого готового продукта. Проведенный анализ позволил выделить основные преимущества и недостатки используемых методов утилизации попутного нефтяного газа и определить наиболее привлекательный способ его утилизации в зависимости от различных характеристик и конкретных условий нефтяных месторождений (размер, отдаленность месторождения, глубина залегания пластов, уровень инфраструктуры и т. п.). Использование анализируемых в данной статье новых методов утилизации попутного нефтяного газа позволяет более быстрыми темпами наращивать объемы добычи нефти, решает вопрос эффективного использования С02 на месторождениях, что является актуальным в современных условиях добычи и использования нефти и попутного нефтяного газа.

Ключевые слова: нефтяное месторождение, попутный нефтяной газ, методы утилизации, объем добычи.

Современные условия дефицита и удорожание жидких углеводородов, масштабность проблемы утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ), регулярный учет и отчетность по объемам производства и сжигания ПНГ играют важную роль как на национальном, так и глобальном уровнях. ПНГ сжигают на факелах по всему миру, однако наибольшие объемы такого сжигания приходятся на 20 стран, лидерами среди них являются Россия и Нигерия, что подчеркивает неотложность решения данной проблемы в этих странах. Объемы факельного сжигания в регионах Европы и Центральной Азии превышают 60 млрд м3 в год, что соответствует выбросу 120 млн т двуокиси углерода. Ежегодные экономические потери для России вследствие сжигания ПНГ на факелах превышают 5 млрд долларов [1].

Использование новых разработок в сфере нефтепереработки позволит изменить соотношение выхода светлых нефтепродуктов в России и странах Западной Европы и США, которое сегодня примерно в два раза ниже. Например, внедрение технологии БИМТ (бинарное моторное топливо) дает возможность производить высокочистое моторное топливо, удовлетворяющее даже строгим европейским стандартам, а использование технологии СТЬ ^а84о-Пдш^ – сжиженные углеводороды, которые можно использовать в двигателях внутреннего сгорания [2].

На территории Российской Федерации насчитывается около 2 020 факельных установок. Несмотря на постановление от 8 января 2009 г. «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установ-

Ках», около 48 % факельных установок еще не оснащены замерными установками [3]. Кроме этого, существует ряд препятствий, актуальных для России:

– удаленность большого числа скважин с незначительными объемами газа и низким давлением;

– неразвитая инфраструктура или отсутствие доступа к системам сбора, подготовки и транспортировки природного газа;

– риск снижения объемов добычи нефти, для которой используется технология закачки газа в нефтяной коллектор;

– присутствие в газе загрязняющих примесей, затрудняющих его использование;

– низкая стоимость попутного нефтяного газа и сложности с финансированием необходимых инвестиций.

Однако несмотря на технические, организационные и финансовые проблемы, возникающие с утилизацией ПНГ, нефтяные компании давно начали реализовывать собственные программы по использованию попутного газа.

Существуют следующие возможные методы утилизации ПНГ, каждый из них имеет свою эффективную область применения, а его выбор во многом зависит от конкретных условий нефтяного месторождения [4]:

1. Переработка на газоперерабатывающих заводах с целью производства продукции с высокой добавленной стоимостью (экономически целесообразно строить мини-газоперерабатывающий завод (ГПЗ) при объемах переработки газа более 50 млн м3/ч).

2. Использование на местах для выработки тепло – и электроэнергии, идущей на нужды нефтепромыслов (ведутся разработки в области строительства установок, способных работать на ПНГ – ГПЭС (газопоршневая электростанция) и ГТЭС (газотурбинная электростанция).

6. Процесс ПНГ в БТК (получение ценных высоколиквидных продуктов, бензиновые и дизельные фракции).

– закачка ПНГ и смесей на его основе в пласт для повышения нефтеотдачи;

Не все существующие сегодня методы утилизации ПНГ не эффективны и не идентичны для месторождений с разными показателями и условиями добычи, поэтому необходимо учитывать их особенности и эффективность, преимущества и недостатки (табл. 1).

Анализируя методы, необходимо отметить, что основным способом утилизации ПНГ является его переработка, а также использование в качестве топлива для электрогенерации. Также из ПНГ можно получить ряд продуктов, которые востребованы нефтехимией, но затраты на транспортировку газа и его компонентов с месторождений делают подобные проекты нерентабельными. Коммерческая утилизация факельных газов на нефтяных и газовых месторождениях требует технико-экономиче-

Ского аудита каждого месторождения с дальнейшей разработкой и реализацией эффективного способа утилизации факельных газов данного месторождения.

Необходимо отметить, что в 2012 г. совокупный объем добычи ПНГ в Томской области составил 3,092 млрд м3. Использовано 2,157 млрд м3 (70 %). Из общего объема 83 % ПНГ было подготовлено и сдано в магистральный газопровод, 5 % использовано для технологических нужд, 8 % задействовано в выработке электроэнергии, по 2 % использовано в газовых котельных и переработано на газоперерабатывающих производствах [5]. Уровень утилизации по недропользователям весьма различен, а высокий процент утилизации обеспечивается лишь за счет одного крупнейшего нефтегазоконденсатного месторождения – Лугенецкого, принадлежащего ОАО «Томскнефть» (за 2012 г. объем сдачи сырья в магистральный газопровод превысил 1,2 млрд м3, практически половина добываемого попутного газа области). При этом утилизируется на данном месторождении более 95 % добываемого ПНГ, который подготавливается на месторождении и сдается в магистральный газопровод ОАО «Газпром» [5]. Другая ситуация на остальных месторождениях Томской области.

Главной особенностью нефтедобычи в Томской области является разработка средних и мелких месторождений с относительно небольшими ресурсами ПНГ при их разбросанности по обширной и малозаселенной территории, где отсутствуют крупные потребители топлива, что изначально обусловило низкие уровни утилизации нефтяного газа. Многие месторождения Томской области добывают небольшое количество ПНГ, в среднем от 20 млн м3 до 150 млн м3 ПНГ (рис. 1), при этом

Закачка в пласт Возможность утилизации в полном объеме Увеличение объема ПНГ при дальнейшей добыче, проблема утилизации не решается

Переработка на ГПЗ Простота воплощения Капитальные вложения большие из-за необходимости подключения к газопроводу для сбыта и транспортировки основного получаемого продукта

Сжижение на месторождении Получение перспективного топлива – сжиженный природный газ Стоимость реализации проекта высока

Получение ароматических углеводородов Получение ценных и высоколиквидных продуктов Переработка только части ПНГ

Процесс ПНГ в БТК Получение ценных высоколиквидных продуктов Высокая стоимость реализации проекта

Производство метанола. Синтез Фишера-Тропша Получение собственного метанола Отсутствие рынка сбыта полученного продукта

Выработка электроэнергии на ГПЭС и ГТЭС Возможность утилизации ПНГ в полном объеме. Небольшие финансовые затраты Затраты на предварительную подготовку газа. Отсутствие рынка сбыта электроэнергии

Объем добычи ПНГ, млн м3 Рис. 1. Объем добычи ПНГ в Томской области, 2007-2011 гг.

Использование попутного газа становится рентабельным при объемах свыше 1 млрд м3 [6].

На сегодняшний день не многие российские нефтегазовые компании готовы приблизиться к 95 % показателю. Отличных результатов достигли ООО «Газпром добыча Оренбург», ООО «Газпром переработка» и ООО «Газпром нефть Оренбург», где ПНГ используют на 100 %. В ОАО «Газпром» подготовлена среднесрочная инвестиционная программа повышения эффективности использования ПНГ на 2011-2013 гг. Уровень использования ПНГ по группе «Газпром» (с учетом ОАО «Газпром нефть») в 2012 г. в среднем составил около 70 %, (в 2011 г. – 68,4 %, в 2010 г. – 64 %), при этом с IV квартала 2012 г. на месторождениях ОАО «Газпром» уровень полезного использования ПНГ составляет 95 %.

Таким образом, анализируя возможные пути утилизации попутного газа, можно выделить следующее основные методы:

– закачка ПНГ в недра для повышения пластового давления и тем самым эффективности добычи нефти. Однако в России, в отличие от ряда зарубежных стран, этот метод за редким исключением не используется, так как это высокозатратный процесс;

– использование на местах для выработки электроэнергии, идущей на нужды нефтепромыслов;

– использование в качестве топлива на крупных электростанциях либо для дальнейшей переработки при выделении значительных и устойчивых объемов попутного нефтяного газа.

Наиболее эффективный способ утилизации попутного нефтяного газа – его переработка на газоперерабатывающих заводах с получением сухого отбензиненного газа, широкой фракции легких

Для малых и отдаленных месторождений, где решение проблемы утилизации газа за счет подачи его в магистральный газопровод после сбора, осушки и компримирования требует значительных денежных затрат, можно предложить следующий вариант использования ПНГ. Анализируя опыт внедрения закачки, в продуктивные пласты смешивающегося С02, используемого в Канаде и США, необходимо отметить, что он позволяет не только наиболее быстрыми темпами наращивать объемы добычи нефти, но и решает вопрос эффективного использования С02 на месторождении. За счет внедрения этого метода вырос объем добычи нефти и количество внедренных проектов. При смешивающемся вытеснении нефти закачиваемый в пласт С02 растворяется в пластовой нефти, снижает ее вязкость, увеличивая тем самым относительную проницаемость нефти по отношению к воде.

Но использование С02, выделяемого при сжигании ПНГ, лишь в качестве ресурса для закачки в пласт без иного использования неэффективно. Закачка в продуктивные пласты смешивающегося углекислого газа должна быть в том объеме, который стратегически эффективен для данного месторождения, остатки С02 необходимо направлять на выработку электроэнергии, необходимой для покрытия производственных потребностей на определенном участке недр. Приемлемым вариантом получения энергии будет использование метода трансформации С02 в метан при помощи двух элементов – солнечного света и нанотрубки из окиси титана. В свою очередь, метан можно использовать в качестве источника энергии, а это может принести двойную пользу: с одной стороны – сокращает-

Ся количество углекислого газа в атмосфере, с другой стороны – уменьшается зависимость от ископаемых видов топлива. Метан можно использовать различными способами – в газовых баллонах, для приготовления пищи, вместо пропана, электростанции, работающие на твердом топливе, могут использовать метан, чтобы нагревать воду и вырабатывать больше электричества. Используя данный вариант получения энергии, не нужно будет инвестировать деньги в инфраструктуру, так как она уже существует, это экологически чистый циклический процесс, который можно использовать всегда, если есть вода и солнце [8].

Таким образом, оптимальный вариант использования ПНГ зависит от размера месторождения. Необходимо использовать системный подход по отношению к каждому месторождению: техникотехнологические решения должны формироваться для конкретного объекта с учетом обустроенности, географического расположения, системы трубопроводов, дорог, физико-химических параметров продукции скважин, компонентного состава нефти и попутного газа, давления, температуры и других параметров. Для малых месторождений наиболее удобным вариантом является выработка электроэнергии в малых масштабах для собст-

Венных промысловых нужд и нужд других местных потребителей. Для средних месторождений наиболее экономически целесообразным вариантом утилизации попутного нефтяного газа является извлечение сжиженного нефтяного газа на газоперерабатывающем заводе и продажа сжиженного нефтяного газа или нефтехимической продукции и сухого газа. Для крупных месторождений привлекательным вариантом является генерирование электроэнергии на крупной электростанции для последующей оптовой продажи в энергосистему.

Важное место занимает участие государства в решении данного вопроса, которое должно установить действенный контроль всех процессов, в которых присутствует ПНГ: добыча, сжигание, утилизация. Несоблюдение установленных норм использования ПНГ должно сопровождаться штрафами, но необходимо рационально сбалансировать систему поощрения и принуждения, предусмотреть варианты смягчения требования 95 % утилизации на малых и отдаленных месторождениях, где экономически невыгодно внедрять методы утилизации, используемые при объемах свыше 1 млрд м3, до апробации новых разрабатываемых путей использования ПНГ.

1. Счетная палата не смогла посчитать ущерб от сжигания попутного газа. URL: http://lenta. ru/news/2010/02/09/gasloss/

2. Богак Т. В., Игитханян И. А. Возможность перехода НГК РФ на новые экологические стандарты моторного топлива // Вестн. Томского гос. пед. ун-та (Tomsk State Pedagogical University Bulletin). 2013. Вып. 12. С. 95-98.

3. Игитханян И. А., Боярко Г. Ю. Утилизация попутного нефтяного газа на месторождениях Томской области // Вестн. Томского гос. пед. ун-та (Tomsk State Pedagogical University Bulletin). 2011. Вып. 12. С. 19-22.

4. Что такое попутный нефтяной газ. URL: http://www. gazprominfo. ru/articles/associated-gas/

5. В Томской области зафиксирован беспрецедентный рост инвестиций в капитал недропользователей. URL: [http://www. novotomsk. ru/ federal/2011/04/03/12231.html];

6. Зеленова Е. С., Жарова Т. Ю. Пути решения проблемы утилизации попутного нефтяного газа (на примере Томской области) // Проблемы геологии и освоения недр: труды XIII Междунар. симп. им. акад. М. А. Усова студентов и молодых ученых, посвящ. 110-летию со дня рождения К. В. Радугина / Томский политехнический университет (ТПУ); Институт геологии и нефтегазового дела (ИГНД). Томск, 2009. С. 898-900.

7. Богак Т. В. Применение инновационных технологий при разработке нефтегазовых месторождений // Вестн. Томского гос. пед. ун-та (Tomsk State Pedagogical University Bulletin). 2007. Вып. 9. С. 11-13.

8. Энергетическая стратегия России на период до 2020г. URL: [www. prime-tass. ru/news/show].

I. A. Igithanyan, T. V Bogak EFFICIENCY OF MODERN METHODS OF OIL-ASSOCIATED GAS REFINING IN RUSSIA

Methods of oil-associated gas utilization important for oil producing companies in Russia are being examined in this article. Methods of application and product usage efficiency are analyzed. The performed analysis allowed to outline the main benefits and drawbacks of introduced methods and determine the most attractive way of utilization depending on various characteristics and certain conditions of oil fields (the size, the remoteness of the field, the depth of bedding, the level of infrastructure etc.). The usage of new methods of oil-associated gas utilization analysed in this article allows to increase oil production output much faster, solves the problem of effective CO2 usage at oil fields, which is highly important in modern conditions of oil and oil-associated gas production and usage.

Key words: oilfield, oil-associated gas, utilization methods, production output.

1. The Auditing Chamber could not count the damage from gas flaring [Electronic resource] URL: [http://lenta. ru/news/2010/02/09/gasloss/] (in Russian).

2. Bogak T. V., Igithanyan I. A. The possibility of the oil-and-gas complex of the Russian Federation to adopt the new ecological standards of motor fuel. Tomsk State Pedagogical University Bulletin, 2013, vol. 12, pp. 95-98 (in Russian).

3. Igithanyan I. A., Boyarko G. Yu. The utilization of associated petroleum gas on oil fields of Tomsk region. Tomsk State Pedagogical University Bulletin, 2011, vol. 12, pp. 19-22 (in Russian).

4. What is oil-associated gas? [Electronic resource] URL: [http://www. gazprominfo. ru/articles/associated-gas/]. (in Russian)

5. Unprecedented growth of investment into subsurface user capital has been noted in Tomsk region. [Electronic resource] URL: [http://www. novotomsk. ru/federal/2011/04/03/12231.html] (in Russian).

6. Zelenova E. S., Zharova T. Yu. Ways of solving the problem of oil-associated gas utilization (based on the example of Tomsk region). Issues of Geology and Exploitation of the Interior Part of the Earth: materials of the XIII international symposium named after academician M. A. Usov. Tomsk Polytechnic University (TPU), Institute of Geology and Oil Field Development (Rus. IGND). Tomsk, 2009, pp. 898-900 (in Russian).

7. Bogak T. V. Application of Innovatory Technologies in Oil-and-Gas Deposits Development. Tomsk State Pedagogical University Bulletin, 2007, vol. 9, pp.11-13 (in Russian).

Http://cyberleninka. ru/article/n/effektivnost-metodov-pererabotki-poputnogo-neftyanogo-gaza-v-rossii

Попутный нефтяной газ (ПНГ) находится в нефтяных пластах. Он выделяется при снижении показателей давления залежей до отметки, меньшей, чем давление насыщения нефти. Газовый фактор — концентрация газа в нефти — зависит от глубины залежей и колеблется в пределах от пяти кубометров в верхних слоях до нескольких тысяч кубометров на тонну в нижних пластах. ПНГ выделяется в процессе подготовки и добычи нефти. После вскрытия пласта в первую очередь начинает бить газовый фонтан из «шапки». Кроме того, газообразные углеводороды образуются при термической обработке сырья, в том числе гидроочистке, риформинге и крекинге.

Непосредственно отделение нефтяного газа от нефти при помощи сепарирования производится с целью достижения нормативного качества «чёрного золота». Такая работа проводится с применением сепараторов многоступенчатого типа. На первой ступени такого устройства давление составляет до 30 бар, на последней — до 4 бар. В свою очередь, температура и давление получаемого газа зависит от конкретной технологии сепарирования. При этом выход газа является непостоянным и составляет 100–5000 кубометров в час или 25–800 кубометров с тонны.

Состав газа может меняться в зависимости от того, каковы конкретные характеристики нефти, условия её формирования и залегания, а также факторы, которые могут способствовать дегазации сырья. Вместе с лёгкой нефтью на поверхность извлекаются жирные газы, а с тяжёлой — сухие.

Ценность получаемого продукта прямо пропорциональна объёму углеводородов в его составе, содержание которых колеблется на уровне 100–600 граммов на кубометр ПНГ. Газ, который выделяется из «шапок», называемый свободным, содержит меньше тяжёлых углеводородных компонентов, чем тот, который растворён непосредственно в нефти. Благодаря таким свойствам, доля метана в ПНГ на начальных этапах разработки месторождений выше, чем в более поздние периоды освоения блоков. После истощения газовых «шапок» основная часть ПНГ замещается газами, растворёнными в нефти.

Чистый углеводородный (95–100% углеводородов). Углеводородный с углекислым газом (примесь 4–20% CO2). Углеводородный с азотом (примесь 3–15% N2). Углеводородно-азотный (до 50% N2).

Нефтяной газ отличается от природного, состоящего преимущественно из метана, большими количествами бутана, пропана и этана, других предельных углеводородов. ПНГ включает не только газовые, но и парообразные компоненты, высокомолекулярные жидкости, начиная с пентанов, а также вещества, которые не являются углеводородами — меркаптаны, сероводород, аргон, азот, гелий, углекислота.

В связи с невысокими темпами развития инфраструктуры, необходимой для сбора, перемещения и переработки нефтяного газа и ввиду отсутствия спроса на него, весь без исключения ПНГ раньше сжигался в факелах прямо в местах нефтедобычи. Даже в настоящее время нет возможности оценить объёмы сжигаемого попутного газа, поскольку на многих месторождениях отсутствуют системы учёта.

По усреднённым оценкам, речь идёт о десятках миллиардов кубометров в год во всём мире. В двухтысячных годах только в России сжигалось 6,2 млрд кубометров ПНГ ежегодно. Исследование освоения Приобского месторождения в ХМАО позволяет сделать вывод о том, что такие данные были значительно занижены, поскольку только на этом участке в год сжигается порядка миллиарда кубометров ПНГ.

Подсчитано, что в результате сжигания газа над российской территорией ежегодно образуется около 100 млн тонн углекислого газа. Такие оценки были сделаны, исходя из допущения об эффективной утилизации газа, хотя это и далеко от реальности. На самом же деле вследствие неполного сжигания газа в атмосферу попадает и метан, который считается более активным парниковым газом, чем углекислота. При сгорании газа также происходит выброс окиси азота и сернистого ангидрида. Такие компоненты в атмосферном воздухе вызывают учащение случаев заболеваний органов дыхательной системы, зрения и желудочно-кишечного тракта людей, проживающих в регионах нефтедобычи.

В атмосферный воздух ежегодно попадают также около 500 тыс. тонн активной сажи. Эксперты в области экологии полагают, что частички сажи могут свободно переноситься на большие расстояния и осаждаться льдом или снегом на земной поверхности, что приводит к ухудшению обстановки в районах нефтепромысла вследствие выпадения твёрдых загрязняющих частиц.

Помимо выхода в атмосферу токсичных компонентов, происходит и тепловое загрязнение. Вокруг факела, в котором сжигается ПНГ, начинается термическая деструкция почвы в радиусе до 25 метров, растительность страдает на большей площади — в радиусе до 150 метров.

До вступления в силу в 2004 году Киотского протокола, который включает требование использования попутного нефтяного газа, к проблеме утилизации ПНГ в российском государстве практически не присматривались. Ситуация изменилась в лучшую сторону с 2009 года, когда постановлением правительства РФ было предписано сжигать в факелах не более 5% от объёма попутного нефтяного газа.

Сжигание попутного нефтяного газа за рубежом жёстко преследуется властями и облагается значительными штрафами. Финансовые санкции за сжигание таковы, что оно становится экономически нецелесообразным. В России же настолько эффективные меры пока не принимаются.

В Минприроды РФ, к примеру, заявили, что в стране ежегодно добываются 55 млрд кубометров нефтяного газа и лишь 26% из этого объёма направляется на переработку, ещё 47% используется на месте в нуждах промысла и списывается, а остальной газ — 27% — сжигается. Пронедра писали ранее, что 95-процентная утилизация ПНГ в России ожидается лишь к 2035 году.

Низкие темпы сокращения объёмов сжигания газа связаны прежде всего с неразвитостью технологий, которые позволяли бы эффективно его утилизировать. Состав такого газа нестабилен и включает примеси. Большие расходы связаны с необходимостью «усушки» ПНГ, поскольку ему характерен высокий уровень влагосодержания, достигающий 100%.

ПНГ насыщен тяжёлыми углеводородами, что значительно осложняет процесс его транспортировки по трубопроводным системам. Потенциальные потребители газа обычно удалены от месторождений нефти на значительные расстояния. Прокладка трубопроводов к газоперерабатывающим предприятиям связана с высокой стоимостью реализации таких проектов. Километр трубопроводной магистрали для перекачки ПНГ стоит около $1,5 млн.

В связи с транспортными расходами себестоимость перекачки 1 тыс. кубометров газа обходится в $30. Для сравнения, затраты на получение такого же количества природного газа на предприятиях «Газпрома» составляет максимум $7. При себестоимости добычи ПНГ до 250 рублей и транспортировки — 400 рублей за 1 тыс. кубометров, цена на такой газ на рынке устанавливается не выше 500 рублей, что автоматически делает любой способ переработки нерентабельным. Напомним, «Лукойл» предложил установить льготное налогообложение добычи ПНГ, подлежащего глубокой переработке.

Значительные эксплуатационные затраты связаны также с потерями попутного газа по пути его перемещения к точкам переработки. Масштабы технологических потерь рассчитать не представляется возможным, поскольку сейчас отсутствует налаженная система их инструментального учёта. Убыточность работы с ПНГ приводит к тому, что отраслевые компании по факту включают стоимость строительства и эксплуатации трубопроводных систем и компрессорных станций для транспортировки газа в себестоимость нефти.

В качестве альтернативы неэффективному сжиганию и затратной переработке может служить технология утилизации ПНГ путём его закачки вместе с рабочими жидкостями обратно в пласт — в «шапку» — в процессе добычи нефти для восстановления давления залежей. Таким образом может достигаться повышение степени отдачи пласта.

По результатам исследований выяснилось, что с применением методики закачки в пласт в год с одной скважины можно добыть дополнительно до 10 тыс. тонн нефти. Сейчас изучается возможность внедрения технологии закачки в пласт попутного газа вместе с водой, которая получила название «водогазовое воздействие». К сожалению, практика закачки газа в пласты применяется в основном за рубежом, а в России по причине высокой затратности она популярности пока не обрела.

Операторы нефтяных месторождений применяют ПНГ в том числе для электрогенерации. Выработанная энергия используется как для нужд промысла, так и для электроснабжения близлежащих районов. Для операторов, которые занимаются освоением небольших месторождений, экономически целесообразно производить энергию для удовлетворения собственных нужд и поставок энергии в малых объёмах для сторонних потребителей.

Шингинская газотурбинная электростанция, работающая на попутном нефтяном газе

Если речь идёт о получении нефтяного газа на крупных блоках, то в данном случае наиболее привлекательным вариантом является производство энергии на мощных электростанциях с дальнейшей оптовой продажей в общую энергосистему. В России строительство электростанций на ПНГ на месторождениях уже применяется повсеместно. Совокупный объём генерации по упомянутой схеме приближается к 1 млрд кВт·ч в год.

Эффективность ПНГ для получения энергии целесообразна при условии близкого расположения генерации к месторождениям. Самым эффективным вариантом является применение энергоустановок с микротурбинами. Сейчас уже производится большое количество установок как поршневого и турбинного типа, которые работают на нефтяном газе. Выхлопные фракции, образующиеся при использовании ПНГ в таких системах, можно применять для теплоснабжения объектов.

В то же время, наличие в составе ПНГ углеводородов тяжёлой группы негативно сказывается на эффективности использования газа в качестве топлива для выработки энергии, а именно снижает номинальную производительность станций и сокращает время работы генерирующих объектов между ремонтами. Следует отметить, что нестабильный состав и загрязнённость примесями делает применение ПНГ для энергогенерации без предварительной усушки и очистки проблематичным.

Весь попутный газ, который нефтекомпании не сжигают в факелах и не используют для закачки в пласт или для выработки электроэнергии, направляется на переработку. Перед транспортировкой на перерабатывающие мощности производится очистка нефтяного газа. Освобождение газа от механических примесей и воды облегчает его транспортировку. С целью же предотвращения выпадения сжиженных фракций в полости газопроводов и облегчения смеси в целом производится отфильтровывание части тяжёлых углеводородов.

Удаление сернистых элементов позволяет предотвратить коррозионное воздействие ПНГ на стенки трубопроводов, а извлечение азота и углекислоты даёт возможность снизить объём смеси, не используемый в переработке. Очистка осуществляется с применением разных технологий. После охлаждения и компримирования (сжатия под давлением) газа производится его сепарация или обработка газодинамическими методами. Такие способы являются недорогими, но не позволяют извлечь углекислоту и сернистые компоненты из ПНГ.

В случае задействования сорбционных методов не только частично удаляется сероводород, но и производится осушка от воды и влажных углеводородных фракций. Недостатком сорбции является неудовлетворительная адаптация технологии к полевым условиям, что приводит к потере до трети объёма ПНГ. Для удаления влаги может применяться метод гликолевой сушки, однако лишь в качестве дополнительной меры, поскольку, кроме воды, он ничего более из смеси не извлекает. Другим специализированным способом является обессеривание — как очевидно из названия, применяемый для удаления сернистых компонентов. Также используются методы щелочной очистки и аминовой отмывки.

Все вышеупомянутые способы на сегодняшний день уже можно считать устаревшими. Со временем, вероятно, они будут вытеснены или скомбинированы с самым новым и достаточно эффективным методом — мембранной очисткой. Принцип основан на разной скорости проникновения различных компонентов ПНГ через волокна мембран. До настоящего времени такой метод не применялся в силу того, что до момента выпуска на рынок половолоконных мембран его использование было неэффективным и не имело преимуществ перед другими способами обработки газа.

Очищенный газ, если сразу же не продаётся потребителям в сжиженном виде для бытовых и коммунальных нужд, проходит процедуру разделения в двух сегментах — для получения топлива или сырья для нефтехимической промышленности. После его поступления на перерабатывающее предприятие производится разделение ПНГ с помощью низкотемпературной абсорбции и конденсации на основные фракции, некоторые из них являются готовыми к использованию продуктами.

В результате разделения образуется по большей части отбензиненный газ — метан с примесью этана, и широкая фракция лёгких углеводородов (ШФЛУ). Отбензиненный газ может свободно транспортироваться по трубопроводным системам и применяться как топливо, а также служить сырьём для производства ацетилена и водорода. Кроме того, путём газопереработки производится автомобильный пропан-бутан жидкого типа (т. е. газомоторное топливо), ароматические углеводороды, узкие фракции и стабильный газовый бензин. ШФЛУ отправляются для дальнейшей переработки на нефтехимические предприятия. Там из данного сырья производятся пластмассы, каучук, топливные присадки, сжиженные углеводороды.

1 — закачка газа в пласт; 2 — топливо для электростанции; 3 — сжигание; 4 — глубокая очистка; 5 — магистральный газопровод; 6 — разделение ПНГ; 7 — ШФЛУ; 8 — топливо; 9 — компрессорная станция; 10 — транспортировка ПНГ

За рубежом динамичными темпами внедряется новейший метод получения жидких углеводородов из попутного газа с использованием технологии Gas-to-liquids, предусматривающей переработку химическими способами. В России данная методика вряд ли найдёт широкое применение, поскольку она плотно завязана на температурные условия окружающей среды и может реализовываться лишь в широтах с жарким или умеренным климатом. В России же преобладающая доля объёма нефти добывается в северных регионах, поэтому для взятия метода Gas-to-liquids на вооружение придётся провести кропотливую исследовательскую работу.

В отрасли активно воплощается в жизнь технология криогенного сжатия ПНГ с использованием однопоточного цикла. Самые мощные охладительные системы уже способны перерабатывать до 3 млрд кубометров попутного газа за год. Эффективным решением является установка таких комплексов на распределительных станциях.

Попутный нефтяной газ, несмотря на низкую и подчас нулевую рентабельность его переработки, находит широчайшее применение в топливно-энергетическом комплексе и нефтехимической промышленности. Вследствие сжигания ПНГ происходят безвозвратные потери колоссального объёма сырья энергоресурсов. Так, ежегодно в России «сжигается» в факелах почти 140 млрд рублей — совокупная стоимость содержащихся в попутном газе пропана, бутана и других компонентов.

Совершенствование технологий утилизации ПНГ позволит России производить в год дополнительно 6 млн тонн жидких углеводородов, 4 млрд кубометров этана, до 20 млрд кубометров сухого газа, а также генерировать 70 тыс. ГВт электрической энергии. Налаживание работы по эффективной утилизации ПНГ — это не только способ решения экологических проблем и задач экономии энергоресурсов, но и база для учреждения целой отрасли, стоимость которой на национальном уровне, по самым скромным подсчётам, оценивается специалистами в полтора десятка миллиардов долларов.

Http://pronedra. ru/gas/2017/03/03/pererabotka-poputnogo-neftyanogo-gaza/

Общеизвестным является тот факт, что запасы нефти, как невозобновляемого источника энергии, на планете ограничены. В связи с этим, актуальным стал вопрос об использовании в энергетической, топливной, нефтехимической промышленности газа, получаемого как сопутствующий продукт при добыче нефти.

В настоящее время переработка попутного нефтяного газа является приоритетным путем развития для компаний–нефтедобытчиков.

Необходимость отделения газа от добываемой нефти определяется стандартами отрасли. Попутный нефтяной газ состоит, в основном, из метана, а также более тяжелых углеводистых составляющих.

Следует отметить, что ранее газ просто сжигался на факелах в местах нефтяных разработок, что наносило определенный вред экосистеме в целом: вредны сами по себе выбросы углекислого газа в больших объемах, а также частицы сажи, способные перемещаться на большие расстояния и оседать на снегу и льдах.

Высокие экологические требования, необходимость повышения уровня рентабельности производства привели к разработке технологий, благодаря которым, переработка попутного нефтяного газа в развитых странах составляет до 99 %.

Переработка производится несколькими способами, в зависимости от целей дальнейшего использования:

– разделение на компоненты, в результате которого появляется так называемый отбензиненный газ (аналог природного газа), который транспортируется далее по газопроводам, а вторая компонента – широкие фракции углеводов – поступает в дальнейшую переработку на предприятия нефтехимической отрасли. Это второй сырьевой эшелон.

– закачка обратно в пласт для повышения внутрипластового давления, что является необходимостью при падающей добыче нефти, носит название сайклинг-процесса.

– использование газа в местах промысла нефти как источника тепло – и электроэнергии, во избежание ее покупки (сжигание в энергетических установках – газопоршневых и газотурбинных электростанциях).

– сжижение газа. Сжиженные газы пользуются устойчивым спросом на мировом рынке, и являются более дешевым топливом в сравнении с бензинами.

– переработка по методу Фишера-Тропша (GTL-технология), позволяющая получить синтетическую нефть, а из нее авиационное и автомобильное топливо с высоким октановым числом, а также разнообразные полимерные материалы.

В целом следует отметить, что попутный нефтяной газ является более ценным сырьем для переработки, чем обычный природный газ, так как он превосходит его по количеству составляющих. Переработка позволяет получать многовариантное использование вторичного продукта, начиная от газа для автономных электростанций и заканчивая производством пластмасс.

Стратегической целью нефтяных компаний сегодня является переориентирование на газовый сектор, электроэнергетику и производство продуктов для нефтехимии. Лидером в настоящее время является Норвегия, в которой 99 % продуктов утилизации нефтяного газа являются сырьем для химических производств.

Http://www. business-equipment. ru/pererabotka/pererabotka-poputnogo-neftyanogo-gaza. html

Сборник рассчитан на инженерно-технический персонал нефтегазоперерабатывающих и нефтехимических заводов, работников проектных организаций и научных сотрудников исследовательских институтов нефтяной и химической промышленности.

Отличительные особенности нефти верхнемеловых отложений месторождений Малгобек и Али-Юрт Чечено-Ингушской АССР

О работе атмосферной части атмосферно-вакуумных установок Ново-Уфимского завода

О возможности получения топлив для газотурбинных установок из продуктов, вырабатываемых на грозненских нефтеперерабатывающих заводах

Влияние глубины избирательного гидрирования непредельных углеводородов дистиллята термокрекинга на его термическую стабильность

О работе теплообменных аппаратов нефтеперерабатывающих установок

Исследование глин различных месторождений с целью использования

О путях дальнейшего усовершенствования технологии производства катализатора крекинга из бентонитовых глин

Исследование кристаллической структуры катализатора крекинга, получаемого из асканского с/б бентонита

О результатах промышленного опыта получения авиационного масла МС-20 из шкаповской нефти дуосол-очисткой и очисткой фенолом

Получение масел МС-8 и МС-6 из анастасьевской нефти без применения стабилизирующих присадок

Долинская и битковская нефти Украинской ССР как сырье для масляно-парафинового производства

Структурно-групповой состав сырья и промежуточных продуктов, образующихся при получении парафина

Низкоплавкие парафины озексуатской нефти как сырье для окисления в спирты и кислоты

Разработка процесса пропановой депарафинизации как части комбинированной установки по производству масел

Промышленные опыты по пиролизу различных углеводородных фракций на Грозненском химическом заводе

Выбор схемы установки для получения этилена 95%-ной и 99%-ной чистоты

Деароматизация дистиллята экстракционного бензина диэтиленгликолем

О некоторых особенностях гидрирования ароматических углеводородов с длинной боковой цепью

Применение метан-водородной фракции для гидрооблагораживания нефтепродуктов

Изучение реакции полимеризации низкомолекулярных олефиновых углеводородов на кремне-

Метод повышения каталитической активности карбоновых солей марганца

Окисление в лабораторных условиях и на установке СЖК различных образцов парафина, выделенных из яефтей Затеречной равнины

Исследование причин повышенного образования оксикислот при глубоком непрерывном окислении твердого парафина

Влияние глубины окисления петролатума на качество литейного крепителя «П» 240

Изучение реакции изотопного обмена некоторых ароматических и нафтеновых углеводородов на дейтерированном алюмосиликатном катализаторе крекинга

Автоматизация процессов и разработка контрольно-измерительной аппаратуры

Применение проточного плотномера для контроля последовательных перекачек нефтепродуктов на магистральном трубопроводе

Http://www. studmed. ru/dorogochinskiy-az-red-tehnologiya-pererabotki-nefti-i-gaza-neftehimiya_77fbce8d3d0.html

В настоящее время в России разрабатывается более 1200 нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений. Вместе с нефтью добывается также попутный нефтяной газ (ПНГ) — ценнейшее сырьё для производства продуктов нефтегазохимии. Попутный газ, как правило, растворён в нефти, но может скапливаться и в виде шапки над нефтью. Сразу же после извлечения пластового флюида из скважины на месторождении происходит обработка и подготовка нефтегазовой жидкости до товарной нефти, которая затем поступает в трубопровод и транспортируется к потребителю. Иначе обстоит дело с нефтяным газом.

Стоит отметить, что промышленная инфраструктура российских нефтяных компаний ориентирована, в первую очередь, на добычу нефти. По этой причине газ, выделившийся в результате подготовки товарной нефти, на большинстве нефтегазодобывающих предприятий сжигается в факелах.

Однако проблему сжигания ПНГ в факелах наиболее активно начали обсуждать только после известного выступления В. В.Путина в 2007 году, в котором названы конкретные требования по рациональному использованию попутного газа. Начиная с 1 января 2012 года, все нефтяные компании обязаны выйти на 95%-ный уровень использования ПНГ. Несмотря на стимулирующие меры в виде штрафных санкций за нерациональное использование углеводородных ресурсов, лишь единицы приблизились к этому показателю. Достичь или даже превзойти жёсткий государственный норматив смогли «Сургутнефтегаз» и «Татнефть». И всё же, тенденция использования попутного газа за прошедшие несколько лет стала устойчиво положительной.

По экспертным оценкам уровень использования попутного нефтяного газа в целом по России за 2012 год не превышал 76% (добыто 72 млрд. м 3 ), из которых 44% (32 млрд. м 3 ) поставляется на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ), а 32% (23 млрд. м 3 ) — на собственные нужды промысла (самообеспечение электроэнергией, теплом и т. д.). Следовательно, 24% попутного нефтяного газа (17 млрд. м 3 ) сжигается в факелах, что ведёт к значительному экологическому ущербу, не говоря уже об упущенной экономической выгоде.

Если проанализировать динамику добычи и использования ПНГ за период 2006-2012 гг., то определённо можно констатировать: процент сжигания газа в факелах снизился с 33% до 24%, соответственно уровень использования повысился с 67% до 76%. При этом добыча ПНГ в целом по России увеличилась (за счёт разработки новых месторождений нефти).

Таким образом, даже на фоне увеличившейся добычи нефти доля использования ПНГ в ряде нефтяных компаний неуклонно возрастает. Тем не менее, ещё не все недропользователи готовы к полной (не менее 95%) утилизации попутного нефтяного газа. На данный момент одним из главных факторов, влияющих на показатель использования ПНГ, является разработка новых месторождений, удалённых от существующей транспортной инфраструктуры и мощностей по переработке попутного нефтяного газа.

В нашей стране степень переработки ПНГ в ценные химические продукты ничтожно мала. К примеру, лишь 1,5% этого сырья служит для производства газового моторного топлива. В нефтяном газе содержится большое количество гомологов метана (этан, пропан, бутаны и т. д.) — в отличие от природного газа, в котором, как правило, преобладает метан. Поэтому и сфера применения нефтяного газа гораздо шире. Из него можно получать продукты, ценность которых значительно выше, чем у продуктов, полученных из природного газа. Соответственно, их стоимость тоже будет выше.

Очевидно, что даже частичное использование нефтяного газа дало бы мощный толчок развитию инновационной экономики. По проведённым расчётам тонна этана — компонента природного газа — стоит около 80-90 долларов, а этилена — уже 600 долларов. Полиэтилен низкой плотности в 20 раз дороже этана, стоимость готовых изделий из полиэтилена (тех же полиэтиленовых труб) достигает 2500-3700 долларов за тонну.

Растущая ценность попутного нефтяного газа стимулировала ряд развитых стран к активной коммерциализации продукции из ПНГ для удовлетворения внутреннего спроса и выхода на международные рынки.

Задача комплексного использования попутного газа усложняется Проблемами самого ТЭК:

рост добычи углеводородов не подкрепляется адекватным ростом переработки; сохраняется дефицит производственных мощностей и их технологическая отсталость; в нормативных актах отсутствует понятие, определяющее себестоимость нефтяного газа; в нефтяных компаниях не получает развития маркетинг продукции переработки ПНГ.

В стране действует 24 газоперерабатывающих завода. Примерно половину из них контролирует «Сибур», другую половину делят «Газпром» и предприятия нефтяных компаний. Российские газоперерабатывающие мощности создавались ещё в эпоху СССР и сегодня перестали соответствовать требованиям современного рынка. Отстают технологии переработки углеводородов. Иными словами, сжигаются углеводородные ресурсы, которые возможно переработать и предложить рынку в виде целой гаммы высококачественных продуктов с наибольшим количеством переделов и высокой потребительской стоимостью.

Для нефтехимической промышленности зарубежных стран характерны: высокая степень извлечения индивидуальных компонентов нефтяного газа, рост производства этана (наиболее дорогая фракция), рост использования продукции газоперерабатывающих заводов для химической переработки (пропан, бутаны, пентаны).

В России имеются значительные ресурсы этансодержащих газов, т. е. газов, характеризующихся концентрацией этана от 3% и являющихся кондиционными для переработки на газохимических комплексах. Переработка этансодержащих газов имеет громадное значение, так как при высокотемпературном пиролизе этана получают этилен — один из наиболее массовых полупродуктов современной нефтехимии. По производственным возможностям и спросу на этилен судят о состоянии нефтехимической промышленности страны.

Тем не менее, поскольку содержание этана в компонентном составе нефтяного газа (в отличие от пропана и бутанов) при его транспортировке не оказывает негативного влияния на магистральные газопроводы, этан используется в качестве энергетического газа. Это ценнейшее химическое сырьё питает турбины местных электростанций или продаётся по соответствующей цене другим потребителям. В результате ежегодно миллионы тонн этана и пропан-бутановой фракции поступают внутренним потребителям или на экспорт как энергетический газ, который, по сути, «сухим» не является. Впрочем, сегодня это один из самых распространенных способов рационального использования ПНГ.

Для транспортировки попутного газа через магистральные газопроводы необходимо, чтобы содержание в нём пропана и более тяжёлых углеводородов не превышало определённого уровня, установленного отраслевыми стандартами и техническими условиями, так как эти углеводородные компоненты при повышении давления и/или при снижении температуры могут образовывать жидкую фазу, что отрицательно влияет на газотранспортную систему. Поэтому «Газпром» пока не пропускает в свои газопроводы неподготовленный попутный нефтяной газ, который готовы поставлять нефтедобывающие компании, поскольку этот газ не «осушен» и не компримирован (сжат). Сегодня «Газпром» может принять газ для дальнейшей транспортировки только с газоперерабатывающих заводов, либо газ непосредственно с месторождений, но уже подготовленный при определённых условиях по давлению и температуре точки росы (по влаге и углеводородам) в соответствии с ОСТом.

На сегодня газоперерабатывающие заводы по-прежнему остаются основными приобретателями нефтяного газа. Соответственно ГПЗ производят и направляют ШФЛУ на нефтехимические комбинаты, а сухой отбензиненный газ — в магистральные газопроводы. Цены на попутный газ, поставляемый на ГПЗ, регулируются Правительством РФ. Это связано с необходимостью сдерживать рост цен на продукцию ГПЗ, которая идёт непосредственно на коммунально-бытовые нужды (СОГ, СНГ). По мнению нефтяников эти цены занижены, что не позволяет компенсировать затраты на сбор, подготовку и транспорт попутного газа.

Ситуация постепенно меняется. Толчком к этому послужило присоединение России к Киотскому протоколу по проблемам загрязнения окружающей среды (2004 г). Некоторые нефтяные компании (Лукойл, Сургутнефтегаз, Татнефть, Газпромнефть, ТНК-ВP) раньше других обратили внимание на последовавшие за этим решения Правительства РФ в области рационального использования ресурсов попутного нефтяного газа. В этих компаниях стали разрабатываться программы, направленные на совершенствование технологий добычи углеводородного сырья. Инвестиции направляются во многие сферы деятельности, включая обустройство месторождений оборудованием, позволяющим максимально добыть попутный нефтяной газ и подготовить его к реализации. Очевидно, что важной задачей нефтедобывающих компаний становится также маркетинг газовой продукции (будь то подготовленный попутный газ либо уже переработанный с выходом конечных продуктов).

В современной России доля предпринимателей, участвующих в газоперерабатывающем бизнесе, очень мала. Тем более недостает частных предприятий, которые непосредственно производят продукцию из нефтяного газа. И здесь дело не в том, что этот бизнес малоэффективен. Проблема состоит в недостаточном внимании к маркетингу. Выход из сложившейся ситуации очевиден. Нефтедобывающие компании могли бы активнее привлекать предпринимателей для участия в производстве и реализации продукции из ПНГ.

Например, уже сейчас возрастает спрос на сжиженный нефтяной газ (СНГ), который способен на равных конкурировать с другими видами топлива. СНГ считают одним из чистейших с экологической точки зрения энергоносителей, что ежегодно завоёвывает всё большее число потребителей. Одновременно резко увеличиваются цены на эту продукцию.

Начиная с 1995 года, мировое производство сжиженного нефтяного газа наращивается в среднем на 3% в год. По прогнозам, в 2015 году в мире будет выпущено 280 млн. т этой продукции.

Сжиженный нефтяной газ поставляется в значительных объёмах в страны, не имеющие достаточных собственных энергетических источников. В первую очередь, речь идёт об азиатско-тихоокеанском регионе, в котором спрос на СНГ в 2012 году достиг, по оценке аналитиков, примерно трети мирового потребления. Расширяются потребности в сжиженном нефтяном газе в Западной и Восточной Европе. В частности, наращивание такого импорта рассматривается как один из способов достижения энергетической безопасности ЕС. По этим и многим другим показателям можно судить об огромной привлекательности развития нефтехимической промышленности в России и высоком потенциальном спросе на продукцию из попутного газа.

Сегодня на российском рынке полимеров значительную долю занимает продукция иностранных компаний. Сырьё, из которого производится эта полимерная продукция, в основном поставляется из России. Фактически, экономя на собственной нефтехимической промышленности, мы оплачиваем её развитие в других странах, покупая товар, который могли бы произвести сами. При этом государство, общество и отечественный бизнес теряют тысячи потенциальных рабочих мест и миллиарды недоплаченных в бюджет рублей, а инновационное производство не получает должного развития.

Выход из данной ситуации видится в создании необходимых условий для привлечения инвестиций в переработку попутного нефтяного газа. Безусловно, способствовать этому процессу будет квалифицированная маркетинговая деятельность нефтедобывающих компаний и, как следствие, повышение финансовой привлекательности и производственной эффективности этих проектов.

Попутный нефтяной газ нужен России — этот тезис принят как руководство к действию и государственными структурами, и заинтересованными общественными организациями, и бизнес-сообществом.

Данную публикацию я подготовил на основе моих статей, которые были опубликованы в следующих журналах:

Http://www. avfinfo. ru/engineering/e-01/

На современном этапе развития нефтяной отрасли добывающие компании взяли курс на повышение эффективности утилизации попутного газа, неизбежного спутника «чёрного золота» на любом месторождении мира. От простого и привычного факельного сжигания газа операторы переходят к новейшим технологиям его использования и переработки. Тем не менее, Утилизация нефтяного газа по-прежнему является малорентабельной и трудоёмкой.

По усреднённым оценкам, Речь идёт о десятках миллиардов кубометров в год во всём мире. В двухтысячных годах только в России сжигалось 6,2 млрд кубометров ПНГ ежегодно. Исследование освоения Приобского месторождения в ХМАО позволяет сделать вывод о том, что такие данные были значительно занижены, поскольку только на этом участке в год сжигается порядка миллиарда кубометров ПНГ.

До вступления в силу в 2004 году Киотского протокола, который включает требование использования попутного нефтяного газа, к проблеме утилизации ПНГ в российском государстве практически не присматривались. Ситуация изменилась в лучшую сторону С 2009 года, когда постановлением правительства РФ было предписано сжигать в факелах не более 5% от объёма попутного нефтяного газа.

В Минприроды РФ, к примеру, заявили, что в стране ежегодно добываются 55 млрд кубометров нефтяного газа и лишь 26% из этого объёма направляется на переработку, ещё 47% используется на месте в нуждах промысла и списывается, а остальной газ — 27% — сжигается. Пронедра писали ранее, что 95-процентная утилизация ПНГ в России ожидается лишь к 2035 году.

В связи с транспортными расходами Себестоимость перекачки 1 тыс. кубометров газа обходится в $30. Для сравнения, затраты на получение такого же количества природного газа на предприятиях «Газпрома» составляет максимум $7. При себестоимости добычи ПНГ до 250 рублей и транспортировки — 400 рублей за 1 тыс. кубометров, цена на такой газ на рынке устанавливается не выше 500 рублей, что автоматически делает любой способ переработки нерентабельным. Напомним, «Лукойл» предложил установить льготное налогообложение добычи ПНГ, подлежащего глубокой переработке.

Подпись к фото: Шингинская газотурбинная электростанция, работающая на попутном нефтяном газе

Подпись к фото: Разделительные сепараторы на установке подготовки нефти

Подпись к фото: Адсорбционный осушитель для осушки попутного газа

Подписи к схеме: 1 — закачка газа в пласт; 2 — топливо для электростанции; 3 — сжигание; 4 — глубокая очистка; 5 — магистральный газопровод; 6 — разделение ПНГ; 7 — ШФЛУ; 8 — топливо; 9 — компрессорная станция; 10 — транспортировка ПНГ

Http://www. assoneft. ru/activities/press-centre/tek/3978/

Переработка попутного нефтяного газа (ПНГ) – направление, которому сегодня уделяется повышенное внимание. Этому способствует ряд обстоятельств, прежде всего рост добычи нефти и ужесточение экологических норм. По данным 2002 г., всего в Российской Федерации извлечено из недр 34,2 млрд. м3 ПНГ, из них потреблено 28,2 млрд. м3. Таким образом, уровень использования ПНГ составил 82,5%, при этом в факелах сгорело около 6 млрд. м3 (17,5%).

В том же 2002 г. на газоперерабатывающих заводах России было переработано 12,3 млрд. м3 ПНГ (43,6% «потребленного» газа), из них в Тюменской области, основном регионе производства ПНГ – 10,3 млрд. м3. На промысловые нужды (подогрев нефти, отопление вахтовых поселков и т. п.) с учетом технологических потерь было израсходовано 4,8 млрд. м3 (17,1%), еще 11,1 млрд. м3 (39,3%) использовано для выработки электроэнергии на ГРЭС. Дальнейший рост утилизации ПНГ до заложенных в лицензионных соглашениях 95% наталкивается на ряд трудностей. Прежде всего, при существующих ценовых «вилках» 1 продажа газа на ГПЗ с небольшого месторождения (1-1,5 млн. т нефти в год) рентабельна, если перерабатывающий завод находится на расстоянии не более 60-80 км.

Однако вновь вводимые нефтяные месторождения удалены от ГПЗ на 150-200 км. В этом случае учет всех элементов затрат выводит себестоимость попутного газа на уровень, при котором вариант утилизации попутного газа на ГПЗ для многих недропользователей неэффективен и ими ищутся варианты переработки ПНГ непосредственно на нефтепромыслах.

Основные решения по утилизации ПНГ, которыми сегодня могут воспользоваться нефтедобывающие компании таковы:

3. Закачка ПНГ и смесей на его основе в пласт для повышения нефтеотдачи.

Как видно по приведенным ранее цифрам, в РФ в «глобальных масштабах» из этих направлений развиваются лишь два: потребление ПНГ в качестве топлива с целью выработки электроэнергии и как сырья для нефтехимии (получение сухого отбензиненного газа, газового бензина, ШФЛУ и сжиженного газа для бытовых нужд).

Между тем, новые технологии и оборудование позволяют реализовать многие процессы непосредственно на промыслах, что полностью устранит или существенно снизит потребность в дорогостоящей сетевой инфраструктуре, вовлечет в переработку неиспользуемые объемы ПНГ, улучшит экономическую эффективность нефтедобычи.

Согласно проведенному анализу к перспективным направлениям промысловой утилизации ПНГ сегодня относятся:

• микротурбинные или газопоршневые установки, покрывающие потребность нефтепромыслов в электрической и тепловой энергии.

• малогабаритные установки сепарации для получения товарной продукции (топливного метана на собственные нужды, ШФЛУ, газового бензина и ПБТ).

• комплексы (установки) конвертации ПНГ в метанол и синтетические жидкие углеводороды (автомобильный бензин, дизтопливо и т. п.).

Доведение добытой сырой нефти до товарных кондиций происходит в установках комплексной подготовки нефти (УКПН). В УКПН, помимо обезвоживания, сероочистки и обессоливания нефти, осуществляется ее стабилизация, то есть отделение в специальных стабилизационных колоннах легких фракций (т. е. ПНГ и газа выветривания). С УКПН стабилизированная нефть требуемого качества подается через коммерческие узлы учета нефти в магистральные нефтепроводы. Выделенный ПНГ при наличии специального газопровода доставляется потребителям, а при отсутствии «трубы» сжигается, используется на собственные нужды или перерабатывается. Отметим, что ПНГ отличается от природного газа, состоящего на 70-99% из метана, высоким содержанием тяжелых углеводородов, что и делает его ценным сырьем для нефтехимических производств.

ПРИМЕР: стоимость УКПН зависит от пластового содержания ПНГ, а также количества попутных водяных паров, сероводорода и т. п. Ориентировочная оценка стоимости установки на 100-150 тыс. т. в год товарной нефти – $20-40 млн.

В результате переработки ПНГ на газоперерабатывающих установках (заводах) получают «сухой» газ, сходный с природным, и продукт под названием «широкая фракция легких углеводородов» (ШФЛУ). При более глубокой переработке номенклатура продуктов расширяется – газы («сухой» газ, этан), сжиженные газы (СУГ, ПБТ, пропан, бутан и т. д.) и стабильный газовый бензин (СГБ). Все они, включая ШФЛУ, находят спрос, как на внутреннем, так и на внешнем рынках2.

Доставка продуктов переработки ПНГ до потребителя чаще всего осуществляется по трубопроводу. Необходимо помнить, что транспортировка трубопроводом довольно опасна. Как и ПНГ, ШФЛУ, СУГ и ПБТ тяжелее воздуха, поэтому при негерметичности трубы пары будут накапливаться в приземном слое с образованием взрывоопасного облака. Взрыв в облаке распыленного горючего вещества (т. н. «объемный») характеризуется повышенной разрушительной силой3. Альтернативные варианты транспортировки ШФЛУ, СУГ и ПБТ не представляют технических проблем. Сжиженные газы перевозится в ж/д цистернах и т. н. «универсальных контейнерах» под давлением до 16 атм. железнодорожным, речным (водным) и автомобильным транспортом.

При определении экономического эффекта от переработки ПНГ следует иметь в виду, что на российских производителей СУГ накладывается т. н. «балансовое задание» по поставкам СУГ для бытовых потребителей по «балансовым ценам» (по данным АК «СИБУР» – это 1,7 тыс. руб./т). «Задания» на практике достигают 30% от объема производства, что ведет к росту стоимости СУГ для коммерческих пользователей (4,5-27 тыс. руб./т в зависимости от региона). Министерство промышленности и энергетики РФ обещает отменить «балансовые задания» в конце 2006 года и это может вызвать снижение цен на рынке СУГ. Впрочем, производители сжиженного газа убеждены, что окончательное решение будет принято не ранее 2008 г. Из-за стабильно высоких цен на СУГ в Европе выгоднее перерабатывать ПНГ и ШФЛУ в СУГ. В России же более прибыльным может оказаться получение метанола или БТК (смесь бензола, толуола и ксилола). В дальнейшем смесь БТК может быть переработана деалкилированием в бензол, который является товарным продуктом, пользующимся высоким спросом.

ПРИМЕР: Комплекс по выработке ШФЛУ из ПНГ по схеме низкотемпературной конденсации запущен на ОАО «Губкинский ГПК» в 2005 г. Перерабатывается 1,5 млрд. м3 попутного нефтяного газа, производство ШФЛУ – до 330 тыс. т/г, общая стоимость комплекса, включая 32-х километровую врезку в конденсатопровод «Уренгой-Сургутский ЗСК», – 630 млн. рублей ($22,5 млн.). По схожей технологии могут работать малогабаритные установки сепарации, предназначенные для установки на промыслах.

Количество технологий, схем эксплуатации и оборудования (разной степени эффективности и освоенности) для повышения нефтеотдачи (см. диаграмму «Методы повышения нефтеотдачи») очень велико.

ПНГ, в силу своей гомологической близости к нефти, представляется оптимальным агентом газового 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.) 4. При этом увеличение нефтеизвлечения по сравнению с заводнением пласта необработанной водой зависит от конкретных условий. Скажем, разработчики технологии ВГВ (ПНГ+вода) указывают, что наряду с утилизацией ПНГ дополнительная добыча нефти составила 4-9 тыс. т/г нефти на 1 участок.

Более перспективными видятся технологии сочетающие закачку ПНГ с переработкой. При проектировании обустройства Копанского газоконденсатнонефтяного месторождения был исследован следующий вариант освоения ресурсов углеводородов. 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.

Сайклинг-процесс считается одним из эффективных методов повышения конденсатоотдачи пласта5. Однако в нашей стране он не реализован ни на одном газоконденсатном месторождении или газоконденсатнои шапке6. Одна из причин – дороговизна процесса консервации запасов сухого газа. В рассматриваемой же технологии часть сухого газа подается потребителю. Другая, сжигаемая часть, обеспечивает получение достаточного для сайклинг-процесса количества закачиваемого газа, поскольку 1 м3 метана при сжигании превращается примерно в 10 м3 выхлопных газов.

ПРИМЕР: Консорциум по разработке Харьягинского месторождения – Total, Norsk Hydro и «ННК» – планирует реализовать проект по утилизации попутного нефтяного газа7 стоимостью от $10-20 млн. На Харьягинском месторождении ежегодно добывается около 900 тыс. т нефти и 150 млн. м3 ПНГ. Часть попутного газа идет на собственные нужды, а остальное – сжигается. Предложено три решения проблемы, одно из которых – закачка ПНГ в скважину ниже пласта, откуда добывается нефть. По предварительным расчетам, так возможно закачать весь ПНГ, однако есть опасения, что газ дойдет до близлежащей скважины, которая уже ликвидирована и принадлежит ЛУКОЙЛу. Тем не менее, этот вариант – предпочтительный. Другие два менее приоритетных варианта – продажа ПНГ ЛУКОЙЛу (нет инфраструктуры) или производство электроэнергии (проблема с потенциальным покупателем).

Один из наиболее распространенных способов утилизации ПНГ – использование как топлива для электростанций. При приемлемом составе ПНГ эффективность этого способа высока. По данным разработчиков 80%), работающая на ПНГ, при егоэлектростанция с утилизацией тепла (кпд учетной стоимости 300 руб. за 1000 м3, окупается за 3-4 года.

Предложение энергоблоков на рынке очень широко. Отечественные и зарубежные компании наладили выпуск установок, как в газотурбинном (ГТУ), так и в поршневом вариантах. Как правило, для большинства конструкций имеется возможность работы на ШФЛУ или ПНГ (определенного состава). Практически всегда предусмотрена утилизация тепла выхлопных газов в систему теплоснабжения промысла, предлагаются варианты самых современных и технологичных парогазовых установок. Одним словом можно с уверенностью говорить о буме внедрения объектов малой энергетики нефтяными компаниями для снижения зависимости от поставок электроэнергии РАО «ЕЭС», упрощения требований к инфраструктуре при освоении новых месторождений, снижения затрат на электроэнергию с одновременной утилизацией ПНГ и ШФЛУ. Согласно расчетам, себестоимость 1 кВтч электроэнергии для ГТУ «Пермских моторов» составляет 52 коп, а для импортного агрегата на основе поршневого двигателя «Катерпиллер» – 38 коп. (при невозможности работать на чистом ШФЛУ и наблюдается потеря мощности при работе на смешанном топливе).

ПРИМЕРЫ: Типичная стоимость дизельной электростанции зарубежного производства мощностью 1,5 МВт по прайс-листу дилера составляет €340 тысяч ($418 тыс.). Однако установка на промысле энергоблока такой же мощности с инфраструктурой (резервированием) и работающего на подготовленном газе требует капитальных вложений в $1,85-2,0 млн. 8

При этом себестоимость 1 КВтч при цене газа 294 руб./тыс. м3 и расходе 451-580 м3/тыс. КВтч составит уже 1,08-1,21 руб., что превышает текущий тариф – 1,003 руб./КВтч. При повышении действующего тарифа до 2,5 руб./КВтч и сохранении цены газа на сегодняшнем уровне дисконтированный срок окупаемости 8-10 лет.

«Сургутнефтегаз», утилизирующий до 96% ПНГ, ведет строительство 5 газотурбинных электростанций на отдаленных месторождениях – Лукъявинском, Русскинском, Биттемском и Лянторском. Реализация проекта позволит обеспечить выработку 1,2 млрд. КВтч/год (суммарная мощность электростанции 156 МВт на базе 13 энергоблоков единичной мощностью 12 МВт производства «Искра-Энергетика»). Каждый из этих энергоблоков способен в год переработать до 30 млн. м3 попутного газа и выработать до 100 млн. кВтч электроэнергии. Суммарная стоимость проекта составляет по разным оценкам от $125-200 млн., его выполнение задерживается в связи со срывом графика поставки энергоблоков.

Технология GTL только начинает свое распространение. Ожидается, что при дальнейшем развитии и росте цен на топливо она станет рентабельной. Пока GTL-проекты, реализующие технологию Фишера-Тропша, рентабельны только при достаточно больших объемах перерабатываемого сырья (от 1,4-2,0 млрд. м3 в год). Обычно GTL-проект рассчитан на утилизацию метана, однако есть сведения, что процесс может быть реализован и для углеводородных фракций C3-C4 и соответственно применен для переработки ПНГ. Первой стадией производства на базе технологии GTL является получение синтез-газа, который может быть получен даже из угля. Однако этот способ переработки более применим к ПНГ и ШФЛУ, а газовый бензин выгоднее утилизировать отдельно в качестве нефтехимического сырья.

• Shell Middle Distillate Synthesis (SMDS) – Бинтулу, Малайзия, 600 000 т/г,

• Завод в ЮАР постройки Sasol, заказчик Mossgas для PetroSA, 1 100 000 т/г.

В ближайшее время планируется осуществить полтора десятка других крупных проектов, находящихся в разной стадии готовности. Один из них, например, проект строительства завода в Катаре мощностью 7 млн. т нефтяного эквивалента. Его ориентировочная стоимость составит $4 млрд., или $600 на тонну продукции. Текущая стоимость строительства GTL-завода, по оценкам специалистов, составляет $400-500 на тонну продукции, и продолжает снижаться. В качестве комментария к этой цифре добавим, что хотя опыт эксплуатации коммерческих предприятий GTL-FT имеется, он ограничен жаркой и умеренной климатической зоной. Таким образом, имеющиеся проекты не могут быть перенесены без изменений в Россию, например, в район Якутии. Учитывая отсутствие у компаний опыта эксплуатации установок GTL-FT в жестких климатических условиях, изменение и доработка проектов могут потребовать значительного времени и, возможно, проведения дополнительных исследовательских работ. Среди известных разработчиков GTL-проектов отметим американскую венчурную компанию «Syntroleum» ( www. syntroleum. com ), поставившую задачу проведения исследований с целью получения малых модульных производств для временного размещения на месторождениях, в т. ч. с возможностью утилизации ПНГ и ШФЛУ.

ПРИМЕРЫ: По оценке ООО НПО «Синтез» капитальные затраты на завод GTL-FT производительностью 500 тысяч тонн жидкого топлива в год с потреблением 1,4 млрд. м3 природного газа в год при размещении в Якутии составит $650 млн. ($1300 на тонну годовой производительности). Согласно рекламным материалам российского разработчика строительство установки, использующей традиционные технологии (паровая конверсия, получение 82% метанола-сырца) с годовой мощностью 12,5 тыс. тонн метанола и утилизацией 12 млн. м3 газа требует капитальных затрат $12 млн. ($960 на тонну годовой производительности). Установка «Энергосинтоп10000» примерно такой же производительности (12 тыс. тонн 96% технического метанола) обойдется в $10 млн. ($830 на тонну годовой производительности). А благодаря низким эксплутационных расходов себестоимость метанола окажется на 17-20% ниже.

Разработчики и изготовители предлагают как крупнотоннажные установки получения сжиженного природного газа производительностью 10-40 т/час с высоким (более 90%) коэффициентом ожижения перерабатываемого газа, так и установки малой производительности до 1 т/час. Способ сжижения – использование замкнутого однопоточного холодильного цикла на смеси углеводородов с азотом.

Для установок малой производительности по сжиженному природному газу возможны следующие способы сжижения:

• применение однопоточного холодильного цикла при переработке малых расходов исходного газа (коэффициент ожижения 0,95)

Последний рекомендуется к применению на газораспределительных станциях, где узел редуцирования заменяется установкой получения сжиженного природного газа с расширением газа в детандере и частичным его ожижением. Этот способ практически не требует затрат энергии. Производительность установки зависит от расхода поступающего на газораспределительные станции газа и диапазона перепада давлений на входе и выходе станции. Получение сжиженного газа (метана) из ПНГ требует его предварительной подготовки. Условия перспективности криогенной переработки ПНГ (по данным «ЛенНИИхиммаш»):

• Наиболее рентабельны установки при производительности От 500 млн. нм3/год до 3,0 млрд. нм3/год по перерабатываемому газу.

• Располагаемое давление исходного газа для переработки не менее 3,5 МПа. При давлении ниже установка должна быть укомплектована блоком предварительного дожатия газа, что увеличивает капитальные и энергетические затраты.

• Низкое содержание сернистых соединений (не более 60 мг/куб. м) и двуокиси углерода (не более 3%), не требующее очистки от них исходного газа.

• При содержании в газе этана более 3,5% об. и наличия его потребителей целесообразно получение в качестве товарного продукта этановой фракции. Это значительно снижает удельные эксплуатационные затраты.

1 Например, в ценах 2000 г.: себестоимость добычи ПНГ была 200-250 руб./тыс. м3, транспортировка могла добавить еще до 400 руб./тыс. м3 при рекомендованной Минэкономразвития и Минфином цене 150 руб./тыс. м3. Сегодня эту цену регулируют ФЭКи и в среднем это $10/тыс. м3.

2 Например, в РФ ежегодно производится 8 млн. т СУГ на сумму около $1 млрд. СУГ используется как сырье для предприятий нефтехимической промышленности (50-52% газа), в бытовых целях, на транспорте и в промышленности (28-30%). 18-20% газа идет на экспорт. Вследствие невысокого уровня газификации страны для личных нужд СУГ потребляют около 50 млн. человек, в то время как природный газ – 78 млн. человек.

3 3 июня 1989 года около дер. Улу-Теляк произошел разрыв трубы диаметром 700 мм продуктопровода широких фракций легких углеводородов (ШФЛУ) Западная Сибирь – Урал-Поволжье с последующим взрывом углеводородно-воздушной смеси, эквивалентным взрыву 300 тонн тротила. Возникший при этом пожар охватил территорию около 250 га, с находящимися на ней двумя пассажирскими поездами (Новосибирск-Адлер, 20 вагонов и Адлер-Новосибирск, 18 вагонов), в которых следовало 1284 пассажира (в т. ч. 383 – дети) и 86 членов поездных и локомотивных бригад. Взрывом были разрушены 37 вагонов и 2 электровоза, из которых 7 вагонов сгорели полностью, 26 – выгорели изнутри, Ударной волной было оторвано и сброшено с путей 11 вагонов. На месте аварии было обнаружено 258 трупов, 806 человек получили ожоги и травмы различной степени тяжести, из них 317 умерло в больницах. Всего погибло 575 человек, травмировано – 623.

4 Известно, что закачивать газ в залежи вязких нефтей с целью вытеснения и поддержания давления не очень эффективно, так как вследствие языкообразования происходит преждевременный прорыв газа к эксплуатационным скважинам.

5 Удовлетворительные технико-экономические показатели сайклинг-процесса достигаются только на ГКМ с начальным содержанием конденсата в газе не ниже 250—300 г/м3.

6 Среди проблем, связанных с закачкой газа, эксперты отмечают отсутствие в России подобного опыта, а как следствие – сложность согласования проектов. Единственный пример практически реализованного в странах СНГ сайклинг-процесса – Новотроицкое ГКМ (Украина).

7 По материалам круглого стола "Современные технологии и практика по сокращению объемов сжигания попутного нефтяного газа", 2005 г. Данных о реализации проекта пока нет.

8 Данные по тарифам, капвложениям, окупаемости и т. п. согласно «Инвестиционному замыслу строительства ЭСН на Западно-Таркосалинском ГП ООО «Ноябрьскгаздобыча» с использованием газа выветривания в качестве топлива». ТюменьНИИГипрогаз, ОАО «Газпром», 2005.

Http://www. newchemistry. ru/letter. php? n_id=1724

Попутный нефтяной газ, или ПНГ — это газ, растворенный в нефти. Добывается попутный нефтяной газ при добыче нефти, то есть он, по сути, является сопутствующим продуктом. Но и сам по себе ПНГ — это ценное сырье для дальнейшей переработки.

Попутный нефтяной газ состоит из легких углеводородов. Это, прежде всего, метан — главный компонент природного газа — а также более тяжелые компоненты: этан, пропан, бутан и другие.

Все эти компоненты различаются количеством атомов углерода в молекуле. Так, в составе молекулы метана один атом углерода, у этана их два, у пропана — три, у бутана — четыре и т. д.

По данным Всемирного фонда дикой природы (WWF), в нефтедобывающих регионах ежегодно выбрасывается в атмосферу до 400 000 тонн твердых загрязняющих веществ, значительную долю которых занимают продукты сжигания ПНГ.

Попутный нефтяной газ нужно отделять от нефти для того, чтобы она соответствовала требуемым стандартам. Долгое время ПНГ оставался для нефтяных компаний побочным продуктом, поэтому и проблему его утилизации решали достаточно просто — сжигали.

Еще некоторое время назад, пролетая на самолете над Западной Сибирью, можно было увидеть множество горящих факелов: это горел попутный нефтяной газ.

В России в результате сжигания газа в факелах ежегодно образуется почти 100 млн тонн CO2.

Опасность представляют также выбросы сажи: по мнению экологов, мельчайшие сажевые частички могут переноситься на большие расстояния и осаждаться на поверхности снега или льда.

Даже практически невидимое глазу загрязнение снега и льда заметно снижает их альбедо, то есть отражательную способность. В результате снег и приземный слой воздуха нагреваются, и наша планета отражает меньшее количество солнечной радиации.

В последнее время ситуация с утилизацией ПНГ стала меняться. Нефтяные компании все больше внимания уделяют проблеме рационального использования попутного газа. Активизации этого процесса способствует принятое Правительством Российской Федерации постановление № 7 от 8 января 2009 года, в котором заложено требование по доведению уровня утилизации попутного газа до 95%. В случае если этого не произойдет, нефтяным компаниям грозят высокие штрафы.

В ОАО «Газпром» подготовлена Среднесрочная инвестиционная программа повышения эффективности использования ПНГ на 2011–2013 гг. Уровень использования ПНГ по Группе «Газпром» (с учетом ОАО «Газпром нефть») в 2012 г. в среднем составил около 70%, (в 2011 году — 68,4%, в 2010 году — 64%), при этом с IV квартала 2012 года на месторождениях ОАО «Газпром» уровень полезного использования ПНГ составляет 95%, а ООО «Газпром добыча Оренбург», ООО «Газпром переработка» и ООО «Газпром нефть Оренбург» уже используют 100% ПНГ.

Существует большое количество способов полезной утилизации ПНГ, однако на практике используется только несколько.

Основным способом утилизации ПНГ является его разделение на компоненты, из которых большую часть составляет сухой отбензиненный газ (по сути, тот же природный газ, то есть в основном метан, который может содержать некоторое количество этана). Вторая группа компонентов носит название широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Она представляет собой смесь веществ с двумя и более атомами углерода (фракция C2+). Именно эта смесь является сырьем для нефтехимии.

Процессы разделения попутного нефтяного газа происходят на установках низкотемпературной конденсации (НТК) и низкотемпературной абсорбции (НТА). После разделения сухой отбензиненный газ может транспортироваться по обычному газопроводу, а ШФЛУ — поставляться на дальнейшую переработку для производства нефтехимических продуктов.

По данным Министерства природных ресурсов и экологии, в 2010 году крупнейшие нефтяные компании использовали 74,5% всего добытого газа, а сожгли на факелах 23,4%.

Заводы по переработке газа, нефти и газового конденсата в нефтехимические продукты являются высокотехнологичными комплексами, сочетающими в себе химические производства с производствами нефтепереработки. Переработка углеводородного сырья осуществляется на мощностях дочерних обществ «Газпрома»: на Астраханском, Оренбургском, Сосногорском газоперерабатывающих заводах, Оренбургском гелиевом заводе, Сургутском заводе по стабилизации конденсата и Уренгойском заводе по подготовке конденсата к транспорту.

Также можно использовать попутный нефтяной газ на энергетических установках для выработки электроэнергии — это позволяет нефтяным компаниям решить проблему энергоснабжения промыслов, не прибегая к покупке электроэнергии.

Кроме того, ПНГ нагнетают обратно в пласт, что позволяет повышать уровень извлечения нефти из пласта. Этот способ называется сайклинг-процесс.

Полезные ископаемые, благодаря которым стало возможно бурное развитие современного человечества, образовались в меловом периоде мезозойской эры. Он начался 145–146 млн лет назад, а закончился 65 млн лет назад.

Гелий — инертный газ без цвета, вкуса и запаха. Благодаря своим уникальным свойствам это вещество широко используется в различных областях науки и техники.

Http://www. gazprominfo. ru/articles/associated-gas/

The recovery and utilization of associated petroleum gas as the direction of comprehensive exploitation of mineral resources: the role of the state and business, technology and ecological limits

L. EDER, I. PROVORNAYA, I. FILIMONOVA, Institute of petroleum geology and geophysics SB RAS, Novosibirsk state university

Рассмотрена структура сырьевой базы и добычи попутного нефтяного газа в России. Проведен анализ региональной и организационной структуры добычи попутного нефтяного газа, рассмотрены вопросы его утилизации. Исследованы и обобщены основные перспективные направления и условия повышения уровня эффективности использования попутного нефтяного газа в России. Особое внимание уделено оценке роли государства и бизнеса в расширении квалифицированного использования попутного нефтяного газа в России с учетом экологических аспектов и необходимости развития передовых технологий.

The structure of the resource base and the production of associated petroleum gas in Russia are considered. The analysis of the regional and organizational structure of the produced associated petroleum gas, the issues of disposal are held. Researched and summarized the main directions and conditions of increase of level of efficiency of associated petroleum gas in Russia. Special attention is paid to the assessment of the role of the state and business in the extension of the qualified use of associated petroleum gas in Russia, taking into account environmental aspects and the need for the development of advanced technologies.

Уровень утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) во многом определяет степень эффективности развития всего нефтегазового комплекса страны [1]. Показатель отражает позицию государства и бизнеса относительно возможности и целесообразности комплексного освоения недр (КОН) и квалифицированного использования добываемого минерального сырья [2]. Кроме того, уровень утилизации ПНГ показывает степень заинтересованности государства и бизнеса в экологии и природоохранной деятельности, поскольку сжигание ПНГ в факелах приводит к значительному выбросу углекислого газа в атмосферу [3]. Квалифицированная утилизация ПНГ всегда связана с дополнительными капитальными вложениями, что часто снижает инвестиционную привлекательность проектов освоения запасов и ресурсов нефти [4], поэтому одной из главных задач государства в области регулирования процесса утилизации ПНГ – является создание организационных, административных, налоговых и финансово-экономических стимулов для эффективного развития бизнеса. В этой связи деятельность по добыче и использованию ПНГ в России есть одна из актуальных и приоритетных задач устойчивого развития нефтегазового комплекса России [5].

Добыча попутного нефтяного газа в России в 2015 г. составила 78,2 млрд м 3 . В структуре добычи попутного нефтяного газа более 60 % приходится на растворенный в нефти газ, остальная часть – газ газовых шапок.

В организационной структуре добычи попутного нефтяного газа в России в 2015 г. на долю крупных вертикально-интегрированных компаний (ВИНК) приходится около 80 %, крупнейшие из них – «Роснефть», «Сургутнефтегаз», ЛУКОЙЛ и «Газпром нефть». Остальные 20 % объема добычи ПНГ обеспечили независимые производители, а также операторы СРП.

Последние годы темп роста добычи ПНГ в России превышает темп роста добычи нефти, что связано с увеличением газового фактора на зрелых нефтяных месторождениях в традиционных центрах добычи и высоким уровнем газового фактора на новых месторождениях, прежде всего в Восточной Сибири [6]. За последние 5 лет добыча ПНГ в России возросла более чем на 20 %. Наращивание добычи ПНГ происходило за счет ввода в разработку новых проектов нефтедобычи на востоке России, а также на севере Западной Сибири крупными вертикально-интегрированными компаниями, прежде всего государственными («Роснефть» и «Газпром нефть»).

Западная Сибирь – крупнейший регион по добыче нефти и попутного нефтяного газа в России, прежде всего Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО). Однако последние годы наблюдается тенденция снижения доли этого региона в добыче ПНГ в общероссийском показателе, что связано с сокращением объема добычи нефти на крупнейших и уникальных базовых месторождениях ХМАО [7]. Вместе с тем быстрыми темпами происходит наращивание добычи ПНГ на месторождениях Восточной Сибири и Дальнего Востока.

В 2013 г. вступление в силу Постановления Правительства РФ «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа» позволило переломить негативную тенденцию со сжиганием ПНГ в России, и темп роста утилизации попутного нефтяного газа стал опережать темп роста его сжигания. За последние 5 лет уровень утилизации ПНГ в России возрос на 10 % – до 86,8 % в 2015 г., в том числе за последний год показатель вырос почти на 4 %.

Высоких показателей утилизации ПНГ удалось достичь в Западной Сибири, а в последнее время и на востоке России, прежде всего за счет эффективного использования попутного газа на Ванкорском месторождении в Красноярском крае. Большая работа еще предстоит в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, а также в ряде регионов Волго-Уральской провинции.

Быстрыми темпами степень утилизации ПНГ растет у крупных ВИНК, которые широкомасштабно реализуют программы повышения эффективности его использования. Ряд компаний («Сургутнефтегаз» и «Татнефть») уже достигли или превзошли необходимый уровень утилизации ПНГ в 95 %, другие (ЛУКОЙЛ) близки к этому показателю. Низкий показатель уровня утилизации ПНГ фиксируется у государственных компаний «Роснефть» и «Газпром нефть», где рост добычи не успевает за ростом утилизации ПНГ.

В последние годы крупные нефтяные компании активизировали политику в области квалифицированной утилизации ПНГ, закладывают в инвестиционные программы значительные средства на развитие и привлечение технологий по переработке попутного нефтяного газа [8]. Однако несмотря на ухудшение макроэкономической ситуации в стране и связанное с этим откладывание компаниями реализации ряда инвестиционных проектов, в том числе по утилизации ПНГ, задача государства – довести до логического завершения стратегию, направленную на полную утилизацию ПНГ [9].

Одним из главных аспектов повышения уровня утилизации ПНГ в России является развитие технологий, позволяющих эффективно использовать попутный нефтяной газ с учетом особенностей месторождений – объема добываемого сырья, удаленности от существующей транспортной и общехозяйственной инфраструктуры, а также ряда других факторов [10].

Проведем анализ и выявим устойчивые тенденции в области государственного регулирования сектора добычи и утилизации попутного нефтяного газа в России как главного механизма обеспечения комплексного освоения недр.

Попутный нефтяной газ – это природный углеводородный газ, растворенный в нефти или находящийся в «шапках» нефтяных и газоконденсатных месторождений. Особенностью оценки сырьевой базы ПНГ является то, что весь объем запасов растворенного газа, учитываемого Государственным балансом России, относится к категории попутного нефтяного газа. Только часть газа газовых шапок можно классифицировать как ПНГ (что содержится в преимущественно нефтяных месторождениях), а основная часть газа газовых шапок (газовых месторождений) относится к категории свободного газа.

Попутный нефтяной газ представляет собой смесь газо – и парообразных углеводородных и неуглеводородных компонентов, выделяющихся из пластовой нефти при ее разгазировании. Основными компонентами попутных нефтяных газов являются углеводороды от метана до гексана, включая изомеры C4–C6. Неуглеводородные компоненты попутных нефтяных газов могут быть представлены азотом, углекислым газом, гелием, аргоном, а также сероводородом, количество которого достигает иногда нескольких процентов, в ряде случаев встречается водород.

Основная часть попутного нефтяного газа в России добывается в виде растворенного в нефти газа, запасы которого оцениваются по категории АВС1С2 чуть менее 3 трлн м 3 (табл. 1).

Поскольку попутный нефтяной газ добывается в основном из газа, растворенного в нефти, то прослеживается прямая связь между запасами нефти и ПНГ. В соответствии со структурой запасов нефти основная часть запасов растворенного газа находится в Уральском федеральном округе (более 60 %, или 1,7 трлн м 3 ) на территории ХМАО и ЯНАО. Значительные запасы попутного газа локализованы также в Сибирском федеральном округе – 417,5 млрд м 3 (14,4 %), прежде всего в Красноярском крае и Иркутской области. На Приволжский и Северо-Западный федеральные округа – крупнейшие центры добычи нефти и попутного нефтяного газа приходится 216,0 млрд м 3 (7,4 %) и 129,4 млрд м 3 (4,5 %) соответственно. На континентальном шельфе России запасы попутного газа составляют 161,7 млрд м 3 и сосредоточены, в основном, на шельфе Охотского моря.

Запасы попутного нефтяного газа, сосредоточенные в газовых шапках месторождений, значительно превышают объем запасов растворенного в нефти газа, и основная их часть находится в ЯНАО, а также в Красноярском крае в рамках Ванкорской и Юрубчено-Тохомской нефтегазовых зон, в Республике Саха (Якутия) и на шельфе дальневосточных морей.

Добыча попутного нефтяного газа в России в 2015 г. составила 78,2 млрд м 3 , в том числе 67,8 млрд м 3 , или 86,7 %, было добыто и использовано, а 10,4 млрд м 3 , или 13,3 %, – учтено как газ, сожженный в факелах (табл. 2).

В структуре добычи попутного нефтяного газа 61,5 % (42,2 млрд м 3 ) приходится на растворенный газ, а остальная часть 38,5 % (26,4 млрд м 3 ) – газ газовых шапок. В ЯНАО только около 5 % (2,8 млрд м 3 из 52,0 млрд м 3 ) добычи природного газа из газовых шапок относится к ПНГ.

Добычу ПНГ в России, так же как и нефти, ведут вертикально-интегрированные компании (ВИНК), независимые производители и операторы соглашения о разделе продукции (СРП). В соответствии со структурой добычи нефти основная часть всего его добывается крупными вертикально-интегрированными компаниями – 61,4 млрд м 3 , или 78,1 %. На первые четыре крупнейшие нефтегазовые компании («Роснефть», «Сургутнефтегаз», ЛУКОЙЛ и «Газпром нефть») приходится более 70 % (57,7 млрд м 3 ) всей добычи попутного газа в России, на независимых производителей – 18,8 % (14,8 млрд м 3 ), на операторов СРП – 3,1 % (2,4 млрд м 3 ).

Добыча попутного нефтяного газа в России за последние 5 лет возросла более чем на 20 % (с 65,2 млрд м 3 в 2010 г. до 78,6 млрд м 3 в 2015 г.), при этом в 2015 г. прирост добычи ПНГ составил 8,4 %. Основной прирост добычи ПНГ произошел у крупных государственных ВИНК – у «Роснефти» почти в три раза и у «Газпром нефти» почти в два раза, что связано с вводом в разработку в этот период крупных добывающих проектов компаний на востоке страны и севере Западной Сибири. Стимулирование добычи нефти в Восточной Сибири и Республике Саха (Якутия) стало возможно благодаря запуску в 2008 г. магистральной трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан». Почти не изменилась добыча попутного нефтяного газа у операторов СРП и у независимых производителей.

Добыча попутного нефтяного газа в России, в основном, осуществляется в Западной Сибири в пределах Уральского федерального округа, где в 2015 г. было добыто 43,3 млрд м 3 , или 55 % всей добычи ПНГ в России (табл. 3). В то же время крупнейшим субъектом РФ по добыче ПНГ в России является ХМАО – 33,6 млрд м 3 (42,9 % добычи ПНГ в России). Отличительной особенностью добычи ПНГ в ХМАО является то, что практически весь извлекаемый из недр газ – попутный нефтяной. В связи с падением добычи нефти в ХМАО в последние годы наблюдается некоторое снижение добычи ПНГ и доли региона в общероссийской добыче. В то же время происходит наращивание добычи ПНГ в Ямало-Ненецком автономном округе, что связано с развитием новых крупных центров нефтедобычи в этом регионе на базе Русского, Новопортовского месторождений, группы Мессояхских месторождений и ряда других.

На европейскую часть России (Северо-Западный, Приволжский, Южный и Северо-Кавказский федеральные округа) приходится около 18,9 % (14,8 млрд м 3 ) всего добываемого в России попутного нефтяного газа. Крупнейшими по добыче ПНГ субъектами РФ в этих регионах являются Оренбургская область (3,4 млрд м 3 ), Краснодарский край (3,0 млрд м 3 ), Республика Коми (1,7 млрд м 3 ), Пермский край (1,5 млрд м 3 ) и Ненецкий АО (1,3 млрд м 3 ).

В Сибирском федеральном округе добыча ПНГ составляет 14,5 млрд м 3 , или 18,5 % от добычи ПНГ в России. Основной прирост добычи ПНГ на востоке страны связан с Иркутской областью и Красноярским краем, где интенсивно осваиваются Верхнечонское месторождение и месторождения Ванкорско-Сузунской зоны. На Дальнем Востоке добыча ПНГ составляет 1,6 млрд м 3 (2,0 % от общероссийского показателя) и выделяется два основных центра добычи – Республика Саха (Якутия) и о. Сахалин. В Республике Саха (Якутия) компания «Сургутнефтегаз» эксплуатирует одно из крупнейших нефтяных месторождений на востоке страны – Талаканское. В Сахалинской области (Охотоморской нефтегазоносной провинции) добыча попутного нефтяного газа ведется на континентальном шельфе в рамках проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2», а также на сухопутных месторождениях о-ва Сахалин дочерним предприятием «Роснефти» – «Роснефть–Сахалинморнефтегазом».

Основными направлениями использования попутного нефтяного газа являются эффективная утилизация (переработка, использование для собственных нужд, производство электроэнергии) или сжигание в факелах и потери. По уровню эффективной утилизации ПНГ можно судить об эффективности работы нефтегазового комплекса страны в целом.

Как правило, экономически развитые страны (США, Канада, Норвегия) имеют высокий коэффициент утилизации ПНГ – 99 – 100 %, в то время как в России и ряде стран Ближнего Востока и Африки – высокий уровень сжигания ПНГ в факелах.

Ориентир на повышение степени утилизации ПНГ был заложен во всех стратегических документах, определяющих траекторию развития нефтегазового комплекса России, начиная со второй половины 1990-х гг., включая все издания Энергетической стратегии России. Однако объем сжигаемого попутного газа не сокращался. Негативную тенденцию удалось преодолеть в 2013 г., когда вступило в силу Постановление Правительства РФ «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа». Документом предусматривается двухэтапное повышение размера платы за сверхнормативные (свыше 5 % от добычи) выбросы вредных веществ путем применения повышающих коэффициентов: в 2013 г. – в 12 раз, а начиная с 2014 г. – в 25 раз. Если приборы учета отсутствуют, коэффициент составит 120 вне зависимости от объемов сжигания. До конца 2012 г. действовала система штрафов, в которой коэффициент с приборами учета составлял 4,5, без них — 6.

В результате введенного налога за последние 5 лет уровень утилизации ПНГ в России возрос на 10 %: с 76,4 % в 2010 г. до 86,8% в 2015 г., в том числе за последний год – почти на 4 % (рис. 1).

В организационной структуре средний по России показатель утилизации ПНГ превысили вертикально-интегрированные нефтегазовые компании (88 %), которые в последние годы активно проводят политику по повышению уровня эффективного использования ПНГ. По состоянию на начало 2016 г. предписываемый уровень эффективной утилизации попутного нефтяного газа 95 % в России достигли «Татнефть» (100 %) и приблизились «Сургутнефтегаз» (99 %) и ЛУКОЙЛ (92 %). Несмотря на предпринимаемые меры у государственных компаний «Роснефти» и «Газпром нефти» уровень утилизации ПНГ достаточно низкий, поскольку осуществляется ввод новых нефтедобывающих проектов и происходит рост добычи ПНГ, а формирование мощностей по утилизации ПНГ компании откладывают, как правило, на более поздние сроки. Высокий уровень утилизации ПНГ наблюдается в проектах СРП «Сахалин-1» (операторы – ExxonMobil, «Роснефть», ONGC и SODECO), а также «Сахалин-2» (операторы – Газпром, Shell, Mitsui и Mitsubishi), которые, в основном, осуществляют обратную закачку газа в пласт для поддержания пластового давления при добыче нефти. Очень низкий показатель эффективного использования ПНГ фиксируется у независимых производителей нефти. Как правило, это малые компании, которые, в отличие от ВИНК, не обладают значительными инвестиционными ресурсами для строительства транспортной и перерабатывающей инфраструктуры по утилизации ПНГ до необходимого уровня. Поэтому поддержка независимых производителей – это вопрос, который должен решаться, в том числе, и на государственном уровне.

К нормативному показателю утилизации ПНГ удалось приблизиться регионам Западной Сибири, прежде всего ХМАО – 95 %. Достаточно высокий показатель имеет шельф Охотского моря, где сконцентрированы проекты СРП. В Красноярском крае уровень утилизации ПНГ в последние годы достиг почти 100 % за счет того, что «Роснефть» построила и запустила газопровод до Хальмерпаютинского месторождения компании ЛУКОЙЛ в ЯНАО, что позволило обеспечить транспорт газа с Ванкорской группы месторождений в газотранспортную систему Газпрома. Остальным регионам России еще предстоит значительная работа по повышению уровня утилизации ПНГ. Вызывает серьезные опасения все еще достаточно низкий уровень эффективного использования попутного газа в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и в ряде регионов Восточной Сибири и Волго-Урала.

Объем инвестиций крупнейших нефтегазовых компаний России в проекты по эффективному использованию и утилизации ПНГ с 2011 по 2015 гг. превысил 320 млрд руб. Стимулом к увеличению капитальных вложений в проекты по переработке и утилизации ПНГ стало повышение ставок платежей за сжигание ПНГ. По данным Минэнерго, выплаты за выбросы при сжигании попутного нефтяного газа в 2013 г. составили 3,8 млрд руб., в 2014 г. – 1,8 млрд руб., в 2015 г. – 2 млрд руб. Основные направления квалифицированного использования попутного нефтяного газа представлены на рис. 2:

• переработка на ГПЗ – процесс переработки включает выделение гомологов метана и производство на их базе нефтехимической продукции, а выделенный сухой отбензиненный газ поставляется далее в энергетику; кроме того, из отбензиненного газа могут быть получены сжиженный природный газ (СПГ) и жидкое топливо;

• энергетика – сжигание в энергетических установках для производства электрической и тепловой энергии, в том числе для собственных нужд. С целью утилизации ПНГ в последние годы компании реализуют крупные инвестиционные программы по рациональному использованию попутного газа.

Компанией «Роснефть» за последние годы из наиболее крупных проектов было осуществлено введение системы подготовки и закачки газа в пласт, системы внешнего транспорта газа на Ванкорском месторождении и дожимной компрессорной станции в Красноярском крае, системы сбора ПНГ на Харампурской группе месторождений в ЯНАО, компрессорных станций и установки подготовки газа Приобского месторождения в ХМАО; введение в эксплуатацию объектов собственной энергогенерации на ряде месторождений.

Компанией ЛУКОЙЛ за последние годы было введено в эксплуатацию более 100 объектов утилизации ПНГ, в том числе построено 18 компрессорных станций, более 700 км газопроводов, 3 компрессорные станции для закачки газа в пласт, 9 газотурбинных электростанций и 4 мультифазные насосные станции. Закончено строительство газотурбинных электростанций на месторождении Крутовское (Республика Коми), Тавдинском и Токаревском (Пермский край), газокомпрессорные станции – на месторождениях Северо-Кожвинском, Западно-Тэбукском в Республике Коми. Введена компрессорная станция по закачке газа в пласт на Средне-Хулымском месторождении в ЯНАО. Построено 104 км газопроводов в Республике Коми и Пермском крае.

Компанией «Газпром нефть» реализуется масштабная программа по повышению уровня полезного использования попутного нефтяного газа. Так, уровень утилизации попутного нефтяного газа на крупнейшем дочернем нефтедобывающем предприятии «Газпромнефть–Ноябрьскнефтегазе» превысил 95 %. Этот показатель достигнут благодаря вводу в промышленную эксплуатацию дожимной газовой компрессорной станции производительностью 200 млн м в год на Новогоднем месторождении в ЯНАО. Здесь также проложено более 10 км газопроводов высокого давления и модернизированы две поршневые компрессорные установки в составе комплекса.

Переработку ПНГ можно считать наиболее квалифицированным использованием попутного газа. Это связано с тем, что при переработке на большинстве российских заводов происходит разделение ПНГ на легкие и тяжелые фракции. Легкие фракции (отбензиненный газ) подаются в распределительные сети и магистральные газопроводы. Тяжелые фракции (ШФЛУ), которые являются ценнейшим сырьем для нефтегазохимии и создания продуктов с высокой добавленной стоимостью, поставляются на ГПЗ, НХК, где имеются газофракционные установки, для выделения по отдельности бутана, пропана, пентана, гексана для дальнейшей их переработки.

Крупнейшей компанией по переработке попутного газа в России является «Сибирско-Уральская нефтегазохимическая компания», в структуру которой входят «Юграгазпереработка» и «СИБУР Тюмень Газ». Компания «СИБУР» перерабатывает около 21,2 млрд м 3 попутного газа, что составляет 60,5 % от общего объема переработки попутного газа в России (табл. 4). За счет постоянного расширения и модернизации газоперерабатывающих и нефтехимических мощностей компания «СИБУР» увеличила объем переработки ПНГ с 2002 г. более чем в 2,5 раза.

За последние годы кроме расширения существующих перерабатывающих мощностей было реализовано ряд крупных проектов. В 2012 г. компания «СИБУР» ввела в эксплуатацию в ЯНАО Вынгапуровский ГПЗ с объемом переработки ПНГ 2,8 млрд м 3 в год, а в 2016 г. было произведено расширение мощностей до 4,2 млрд м 3 со степенью извлечения целевых углеводородных фракций 99 %.

Другим крупным проектом «СИБУРа» стало введение в строй в 2015 г. совместно с «Газпром нефтью» Южно-Приобского ГПЗ. Мощность переработки ГПЗ – 900 млн м 3 попутного нефтяного газа в год. Коэффициент извлечения целевых компонентов на ГПЗ – 95 %, что соответствует современным мировым требованиям. Крупной компанией по переработке попутного газа является компания «Сургутнефтегаз», на долю которой в 2015 г. приходилось около 17,5 % от общего объема переработки попутного газа в России.

В состав «Сургутнефтегаз» входит «Сургутское управление по переработке газа (УПГ)», которое перерабатывает попутный газ Быстринского, Западно-Сургутского, Лянторского, Соколинского и других месторождений. Объем переработки ПНГ Сургутским УПГ составляет около 6,2 млрд м 3 попутного газа.

Остальной объем переработки попутного газа приходится на компании – «Роснефть» (8,9%), ЛУКОЙЛ (6,8%), «Газпром нефть» (3,4%), «Татнефть» (2,3%) и «Башнефть» (0,3%).

Перспективы и условия повышения уровня эффективного использовании ПНГ в России

Роль государства и бизнеса. Позитивного тренда в квалифицированной утилизации попутного нефтяного газа удалось достичь благодаря применению механизмов государственного регулирования, прежде всего административного и налогового, которые через систему штрафов и налоговых льгот стимулировали рост инвестиций в утилизацию и переработку ПНГ. В связи с ухудшением ценовой конъюнктуры на мировых энергетических рынках нефтегазовые компании начали сокращать инвестиции в освоение месторождений, в то время как ряд добывающих проектов находились в активной фазе реализации. Поэтому в феврале 2015 г. руководители пяти нефтяных компаний («Сургутнефтегаз», ЛУКОЙЛ, «Татнефть», «Башнефть», «Газпром нефть») обратились к Президенту РФ с просьбой смягчить условия работы, в том числе снизить коэффициент расчета штрафов за сверхнормативное сжигание ПНГ до завершения периода кризиса. Однако положительного решения на этот запрос со стороны государства не последовало. Профильные министерства и ведомства достаточно жестко придерживаются стратегии, направленной на достижение 95 % уровня утилизации ПНГ. В сочетании с инвестиционными программами нефтяных компаний такие меры государственного регулирования позволят обеспечить коэффициент утилизации ПНГ на уровне 95 % у большинства ВИНК уже в 2017 – 2018 гг.

Сложная ситуация с повышением уровня утилизации ПНГ складывается у малых независимых нефтедобывающих компаний (МННК), в качестве негативных факторов выступают отсутствие специализированной транспортной инфраструктуры и равноправного доступа к ней, а также низкие стимулы экономического характера. Одним из механизмов государственной поддержки МННК в направлении повышения уровня утилизации ПНГ должно стать развитие государственно-частного партнерства наряду с рядом стимулирующих мер налогового и кредитно-денежного регулирования. Эффективное государственно-частное партнерство подразумевает в первую очередь софинансирование строительства производственной и транспортной инфраструктуры, а также обеспечение государственных гарантий при получении кредитов на развитие инновационных технологий. Государственно-частное партнерство может частично решить проблему нехватки инфраструктуры для транспортировки попутного нефтяного газа к местам его переработки.

Экологический аспект. Для большинства нефтяных компаний бизнес, связанный с утилизацией ПНГ, является убыточным и в целом воспринимается как социальный и экологический проект. Сжигание ПНГ наносит экологический ущерб в районах нефтедобычи, происходит эмиссия парниковых газов – оксидов углерода, азота и серы, а также сажи. Объем выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух от стационарных источников в России в 2015 г. составил около 17 млн т, в том числе на долю добычи полезных ископаемых приходится треть объемов – 5 млн т. Ежегодно в результате сжигания ПНГ в атмосферу выбрасывается 400 тыс. т вредных веществ. В среднем в России на 1 т добытой нефти приходится около 8 кг вредных атмосферных выбросов, которые сосредоточены преимущественно в регионах с высоким уровнем добычи углеводородов.

К началу 2020 г. истекает срок действия второго периода обязательств по Киотскому протоколу, в связи с этим в апреле 2016 г. подписано новое Соглашение по климату (Парижское соглашение). Целью соглашения является замедление глобального потепления, сокращение выбросов парниковых газов и использования угля, нефти и природного газа. В Соглашении прописаны основные нормативы по уровню полезного использования ПНГ. Это значит, что каждый регион (страны) должен разработать комплекс мер, позволяющих значительно сократить выбросы парниковых газов.

В связи с принятием Парижского соглашения и внедрением идей данного документа сейчас разрабатываются новые и корректируются существующие законодательные и регламентирующие нормы на федеральном и региональном уровнях [11]. В частности, Постановление Правительства РФ от 08.11.2012 № 1148 «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа», которое создало стимулы к росту инвестиций в утилизацию ПНГ [12].

Квалифицированное использование ПНГ и развитие технологий. Среди различных направлений использования ПНГ (ресайклинг, энергетика, собственные нужды и др.) наиболее квалифицированным направлением использования является переработка попутного нефтяного газа с выделением широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и метана, который в дальнейшем может поступать в газопроводную систему. Это связано с тем, что ШФЛУ позволяет производить широкую линейку продуктов переработки газа вплоть до пластиковых стаканчиков, резинотехнических изделий и продукции космической отрасли. Крупнотоннажная нефтехимия является достаточно прибыльным видом бизнеса, хорошим примером тому – деятельность компании «Сибур». Устойчивой тенденцией является увеличение объема переработки ПНГ в последние годы – расширяются существующие перерабатывающие мощности (Тобольский НХК и др.), а также активно формируются новые мощности по переработке ПНГ (Южно-Приобский ГПЗ, Вынгапуровский ГПЗ). Одной из эффективных государственных мер стимулирования переработки попутного нефтяного газа является закрепление в лицензионном соглашении при освоении участков недр обязательства недропользователей обеспечить утилизацию ПНГ на уровне 95 % по средствам переработки добытого попутного нефтяного газа (например, при освоении Эргинского месторождения в ХМАО).

Для малых и средних по объему запасов углеводородов и территориально разобщенных месторождений строительство отдельных газоперерабатывающих заводов экономически не оправдано и не целесообразно. Поэтому компании активно разрабатывают новые технологические решения. Так, например, в компании «Газпромнефть-Восток» успешно завершили пилотные испытания российской инновационной технологии мягкого парового риформинга для переработки попутного нефтяного газа. Технология рекомендована к внедрению на предприятиях компании, в первую очередь, на малых и удаленных месторождениях, когда другие способы полезного использования ПНГ нецелесообразны или неприменимы. Установка позволяет перерабатывать газ в широкую фракцию легких углеводородов без ее предварительного выделения. Полученный продукт готов к использованию в электрогенерации или может быть направлен в трубопровод для дальнейшей транспортировки потребителям. Значительные успехи в области переработки нефтяного газа делает и компания «Татнефть», что является закономерным результатом, учитывая мощный нефтеперебатывающий и нефтехимический комплекс, сформированный в Республике Татарстан.

Эффективное развитие нефтегазового комплекса России непосредственно связано с решением задачи повышения уровня квалифицированного использования попутного нефтяного газа. Государственная стратегия, направленная на обеспечение 95 % уровня утилизации ПНГ, осуществима при разработке комплексной системы мер стимулирования компаний [12, 13], в первую очередь, в применении новейших технологий и оборудования для переработки ПНГ, а также выполнения требований лицензионных соглашений.

2. Конторович А. Э., Эдер Л. В. Новая парадигма стратегии развития сырьевой базы нефтедобывающей промышленности Российской Федерации // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2015. № 5. С. 8 – 17.

3. Выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух // Интерактивная версия государственного доклада. Государственный доклад «О состоянии и об охране окружающей среды Российской Федерации в 2014 году».

4. Эдер Л. В., Филимонова И. В., Мочалов Р. А. Эффективность бизнес-стратегий российских нефтегазовых компаний // Бурение и нефть. 2015. № 3. С. 3 – 10.

5. Коржубаев А. Г., Ламерт Д. А., Эдер Л. В. Проблемы и перспективы эффективного использования попутного нефтяного газа в России // Бурение и нефть. 2012. № 4. С. 4 – 7.

6. Эдер Л. В., Филимонова И. В., Моисеев С. А. Нефтегазовый комплекс Восточной Сибири и Дальнего Востока: тенденции, проблемы, современное состояние // Бурение и нефть. 2015. №12.

7. Конторович А. Э., Эдер Л. В., Филимонова И. В., Мишенин М. В. Роль уникальных и крупных месторождений в нефтяной промышленности России: ретроспектива, современное состояние, прогноз // Энергетическая политика. 2016. Вып. 2. С. 34 – 43.

8. Эдер Л. В., Филимонова И. В., Немов В. Ю., Проворная И. В. Газовая промышленность России: современное состояние и долгосрочные тенденции развития // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. 2014. № 4. С. 36 – 46.

9. Шейкин А. Г., Жарова Т. Ю. Анализ проблем и возможных управленческих решений при реализации проектов по утилизации попутного нефтяного газа: роль государства и малого бизнеса // Известия Уральского государственного горного университета. 2013. №2. С. 59 – 65.

10. Эдер Л. В., Филимонова И. В., Проворная И. В., Немов В. Ю. Основные проблемы инновационного развития нефтегазовой отрасли в области добычи нефти и газа // Бурение и нефть. 2014. № 4. С. 16 – 22.

11. Текст проекта соглашения // Рамочная конвенция об изменении климата, Париж, 30 ноября – 11 декабря 2015 года.

12. Постановление Правительства РФ от 8 ноября 2012 г. N 1148 «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа».

13. Филимонова И. В., Эдер Л. В. Особенности государственного регулирования эффективности работы нефтегазовой промышленности России // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. 2014. № 9. С. 15 – 21.

2. Kontorovich A. E., Eder L. V. A new paradigm of strategy of development of resource base of oil industry of the Russian Federation // Mineral resources of Russia. Economy and management. 2015. No. 5. Pp. 8 – 17.

3. Emissions of polluting substances onto atmospheric air // The interactive version of the State report the State report «On condition and protection of the environment of the Russian Federation in 2014».

4. Eder L. V., Filimonova I. V., Mochalov R. A. Russian oil and gas companies, the effectiveness of business strategies // Drilling and oil. 2015. No. 3. Pp. 3 – 10.

5. Korzhubaev A. G., Lamert D. A., Eder L. V. Problems and prospects of effective using of associated gas in Russia // Drilling and oil. 2012. No. 4. Pp. 4 – 7.

6. Eder L. V., Filimonova I. V., Moiseev S. A. Oil and gas complex of Eastern Siberia and the Far East: trends, issues, current status // Drilling and oil. 2015. No. 12.

7. Kontorovich A. E., Eder L. V., Filimonova I. V., Mishenin M. V. The role of unique and large fields in the oil industry of Russia: retrospective, current status, forecasts // Energy policy. 2016. Vol. 2. Pp. 34 – 43.

8. Eder L. V., Filimonova I. V., Nemov V. Ju., Provornaya I. V. Gas industry of Russia: current state and long-term trends of development // Mineral resources of Russia. Economy and management. 2014. No. 4. Pp. 36 – 46.

9. Sheikin A. G., Zharova T. Ju. Analysis of the problems and possible management solutions in the implementation on utilization of associated petroleum gas projects: the role of the state and small businesses // News of the Ural state mining university. 2013. No. 2. Pp. 59 – 65.

10. Eder L. V., Filimonova I. V., Provornaya I. V., Nemov V. Ju. The main problems of innovative development of the oil and gas industry in the field of oil and gas // Drilling and oil. 2014. No. 4. Pp. 16 – 22.

11. The draft agreement text/ Framework convention on climate change, Paris, 30 November 30 – December 11, 2015.

12. The RF Government decree dd. November 08, 2012 No. 1148 «On peculiarities of calculating charges for emissions of pollutants from the combustion in flares and (or) dispersion of associated petroleum gas».

Http://burneft. ru/archive/issues/2016-10/8

Картамышева Е. С., Иванченко Д. С. Попутный нефтяной газ и проблема его утилизации // Молодой ученый. — 2017. — №25. — С. 120-124. — URL https://moluch. ru/archive/159/44871/ (дата обращения: 20.04.2018).

В рамках статьи проведён анализ утилизации одного из основных компонентов газонефтяной жидкости — попутного нефтяного газа. Показано, что сжигание попутного нефтяного газа в факельных установках приводит к негативным процессам воздействия на экосистему, а также к экономическим потерям. В статье отмечено, что в России на законодательном уровне уже предпринимаются попытки обратить внимание нефтедобывающих компаний на возможность использовать меры по решению проблемы полезного использования попутного нефтяного газа, но реализуемые российскими нефтегазовыми компаниями проекты не позволяют значительно снизить экологические и экономические потери.

Ключевые слова:попутный нефтяной газ, утилизация попутного нефтяного газа, нефтяные пласты, загрязнение окружающей среды

Потребности человечества в энергоресурсах ежегодно возрастают. Для удовлетворения запросов развивающейся цивилизации разрабатывается всё больше месторождений и с каждым днём расходуются ресурсы планеты. При нерациональном использовании богатства Земли могут закончится раньше, чем будут найдены и внедрены альтернативные источники энергии. Самый ценный и востребованный ресурс в мире — это нефть, ставшая главным топливом XX века. В процессе её добычи выделяется попутный газ — ценное углеводородное сырьё, которое может применяться как в производстве топлива, так и в нефтехимической отрасли.

Утилизация попутного нефтяного газа является одной из важнейших в нефтяной отрасли. В случае превышения предельно допустимого выброса на границе санитарно-защитной зоны проводится совершенствование факельной системы с целью более полного сжигания, а не меры по его переработке. В этом случае попутный нефтяной газ относится к отходам добычи (как бензин в XIX в., который сливали по ночам в реки), что позволяет отнести платежи за загрязнение в себестоимость продукции, как и расходы на утилизацию пластовых вод. Пластовые воды, как и попутный нефтяной газ, также являются источником ценного сырья для нефтехимии.

К сожалению, в России попутный нефтяной газ до сих пор не нашёл широкого применения по причине отдалённости большинства объектов нефтедобычи от транспортных магистралей и газопроводов [4, с. 19]. Именно поэтому нефтедобывающие предприятия России более 15 % или 20 млрд попутного нефтяного газа ежегодно сжигают на факельных установках. В мировом масштабе на месторождениях и нефтеперерабатывающих предприятиях горят более 17000 факелов, выбрасывая ежегодно в атмосферу около 350 млн т CO2, а также большое количество разнообразных загрязняющих веществ, в том числе очень опасных.

Один факел может сжечь в сутки 900 тыс. м3 газа. Продукты сгорания попутного нефтяного газа такие как окись азота, сернистый ангидрит, окись углерода и несгоревшие углеводороды являются токсичными веществами и негативно влияют на состояние всей экосистемы. Кислые продукты горения попутного нефтяного газа являются причиной кислотных дождей. По статистике, в нефтедобывающих районах люди больше подвержены болезням дыхательных путей, нервной системы и онкологическим заболеваниям. Сжигание попутного нефтяного газа в приарктических регионах приводит к образованию большого количества сажи, оседающей на снежном покрове, увеличивающей поглощение солнечной энергии и ускоряющей таяние арктических льдов. Чтобы предотвратить загрязнение окружающей среды выбросами, образующимися при сжигании попутного нефтяного газа, в соответствии с Постановлением правительства Российской Федерации № 1148 от 08 ноября 2012 года вступили в силу новые принципы расчёта платы за выбросы вредных веществ, образующихся при сжигании попутного нефтяного газа. А в июне 2017 года Минприроды России разработало уже новые изменения касательно этих принципов [1]. Несмотря на то, что законодатель разрабатывает некоторые меры, направленные на снижение уровня сжигания попутного газа, недропользователи не имеют чёткого понимания процесса реализации программ полезного использования попутного нефтяного газа по каждому месторождению.

Было приложено немало усилий, чтобы решить эту проблему, но уровень использования нефтяного газа ввиду малой рентабельности многих действий по его использованию остаётся низким. В промышленно развитых странах, где текущий уровень использования нефтяного газа превышает 95–98 %, утилизация газа некоторых месторождений также убыточна [2]. Внедрение их осуществляется при поддержке государства, посредством создания специального налогового режима или иных мероприятий, относящихся к категории экологических и энергосберегающих мероприятий. Однако из-за отсутствия единого системного подхода к выбору эффективных технических и экономических методов использования нефтяного газа и эффективных механизмов, способствующих их внедрению, для большинства предприятий, перерабатывающих нефтепродукты, решение этой проблемы даётся очень трудно.

Цель статьи заключается в исследовании проблем утилизации попутного нефтяного газа, а также проектов полезного использования попутного газа, направленных на снижение уровня загрязнения окружающей среды.

147 млрд м3 попутного нефтяного газа, сожжённого в 2015 году, могли бы превратиться в 750 млрд кВт-ч электроэнергии, что превышает её совокупное годовое потребление всеми странами Африканского континента [3]. Для России полное использование попутного нефтяного газа означало бы ежегодное производство 5–6 млн тонн жидких углеводородов, 3–4 млрд м3 этана, 15–20 млрд м3 сухого газа или 60–70 тыс. ГВт-ч электроэнергии [2, с. 4].

В настоящее время использование попутного нефтяного газа производится путём его глубокой переработки в газ, топливо и сырьё для нефтехимической промышленности [4, с. 18]. Газоперерабатывающие заводы покупают попутный нефтяной газ и разделяют его на метан и широкие фракции лёгких углеводородов. После этого метан закачивают в магистральную газопроводную систему, а широкие фракции лёгких углеводородов направляют на производство нефтехимических продуктов [6, c. 3–5].

При неглубокой переработке с помощью мобильных технологических установок попутный нефтяной газ разделятся на метан (сухой отбензиненный газ, СОГ) и пропан-бутановую смесь (топливный газ). Метан закачивается в газотранспортную систему, а топливный газ сжижается и отправляется потребителям в цистернах.

Попутный нефтяной газ используется также для генерации электрической и тепловой энергии. Необходимо отметить, что наличие в попутном нефтяном газе широких фракций углеводорода обуславливает повышенный выброс сажи при таком способе энергогенерации, соответственно, повышаются и уровни экологических рисков.

Небольшие объёмы попутного нефтяного газа могут быть закачаны в газотранспортную систему для последующей продажи потребителям в составе природного газа. Но в силу технологических условий этот метод может применён только при условии, что месторождение нефти находится вблизи к трубопроводу, в котором объём транзита природного газа во много раз превышает объём попутного нефтяного газа, который подлежит закачке в газотранспортную систему.

Вместо сжигания нефти производители нефти могли бы повторно закачивать газ в нефтяное месторождение [6, c. 7]. Однако нефтедобывающие компании часто не в состоянии применять подход повторного закачивания газа в нефтяное месторождение из-за технических, нормативных и экономических барьеров, препятствующих экономически эффективному внедрению таких стратегий использования. Например, количество газа, которое может быть повторно введено в нефтяной пласт или использовано для выработки электроэнергии на месте добычи нефти, намного меньше, чем количество попутного нефтяного газа, образовавшегося на этом нефтяном пласте. До 40 % попутного нефтяного газа как полезного сырья до теряется, поскольку при последующей добыче нефти не весь газ, закачанный обратно в пласт, можно будет извлечь обратно.

Этот метод условно можно охарактеризовать как экологически нейтральный, так как при этом не возникает дополнительных отрицательных воздействий на окружающую среду по сравнению с воздействиями, характерными для обычного процесса нефтедобычи.

Среди способов полезного использования попутного нефтяного газа наиболее эффективным и безопасным является рекуперация тепловой энергии сгорания газа в высокоэффективных циклонных реакторах для подогрева нефти, пластовой воды, производства перегретого пара и электроэнергии. Важно, что нагрев пластовой воды перед её последующей закачкой в пласт существенным образом увеличивает нефтеотдачу скважины и способствует полному извлечению запасов месторождения. Таким образом появляется возможность использовать попутный газ с минимальным влиянием на экосистему и одновременно с этим получать финансовую выгоду за счёт экономии средств на энергию и повышения эффективности производства. Особенно актуально это для месторождений с малыми объёмами выхода попутного газа, а также месторождений, находящихся в труднодоступных районах. В таких случаях для нефтедобывающих компаний использование тепла сгорания газа является рациональным решением, которое позволит не только вдумчиво расходовать природные ресурсы, но и избежать разорения из-за высоких штрафов.

Сжигание попутного нефтяного газа является общепризнанной проблемой нефтяной отрасли России. Несмотря на наметившуюся в последние годы позитивную тенденцию снижения объёмов сжигаемого попутного газа, текущая экономическая ситуация (низкие цены на нефть и газ, в частности) оказывает негативное влияние на положение дел в этой области.

Представители правительственных организаций заявляют о достижении показателей продуктивной переработки попутного нефтяного газа в 90 % в 2016 году, что по мнению Минприроды России, связано с принятием поправок в Закону «Об охране окружающей среды» (№ 219-ФЗ), которые обязывают предприятия устанавливать свои технологические нормативы на уровне применения наилучших доступных технологий. Общий объём инвестиций в повышение полезного использования попутного нефтяного газа был оценён в 200 млрд рублей. По прогнозам Министерства энергетики России, целевой показатель полезного использования попутного газа в 95 % будет достигнут до 2020 года.

В 2015 году объём сжигаемого попутного нефтяного газа в мире увеличился до 147 млрд м3 по сравнению с 145 млрд м3 в 2014 и 141 млрд м3 в 2013 году. Россия получила «лидерство» по факельному сжиганию попутного нефтяного газа, за ней следуют Ирак, Иран и США. По количеству факелов Россия также среди «лидеров» (на третьем месте после США и Канады).

Мировым сообществом признано, что одной из глобальных проблем, связанных с добычей и переработкой нефти, является утилизация попутного нефтяного газа. Этот вопрос постоянно стоит на повестке дня экологических конференций под эгидой ООН и Всемирного Банка. В частности, этот вопрос рассматривался на Всемирной конференции по климату в Париже (COP21) в 2015 году. Была принята программа «Zero Routine Flaring by 2030», целью которой является прекращение непродуктивного сжигания попутного нефтяного газа до 2030 года [5].

В настоящий момент Россия участвует в Инициативе только на уровне правительства, но каких-либо активных действий в рамках данной программы пока не наблюдается.

Таким образом, мировой опыт показывает, что полезное использование попутного нефтяного газа включает несколько вариантов, которые могут быть сгруппированы в два основных направления: сбор и переработка газа с извлечением широкой фракции лёгких углеводородов и получением сухого отбензиненного газа (сухого газа), который поставляется в газотранспортную систему, и использование газа в качестве сырья для технологических нужд промыслов в районах добычи (закачка газа в продуктивные нефтяные пласты для поддержания пластового давления, повышения нефтеотдачи) и для удовлетворения местных потребностей в энергоресурсах (включая выработку электроэнергии).

Альтернативой сжиганию попутного нефтяного газа является его сохранение путём обратной закачки в недра для добычи и переработки в будущем, использование для генерации электрической и тепловой энергии, переработка в топливо или сырьё для химической промышленности. Попутный нефтяной газ имеет высокую теплотворную способность, содержащиеся в нём этан и метан используются для производства пластических масс и каучука, более тяжёлые элементы в газе служат сырьём при производстве ароматических углеводородов, высокооктановых топливных присадок и сжиженного пропан-бутана, который используется в качестве топлива, а также для бытовых и промышленных нужд.

На сегодняшний день существуют проблемы с реализацией мер, а также их отбором и планированием, которые тормозят практическую реализацию потенциала полезного использования попутного нефтяного газа. Единого подхода к полезному использованию попутного нефтяного газа не может быть, так как каждое месторождение индивидуально и характеризуется своими специфическими как геологическими, так и промысловыми особенностями.

Http://moluch. ru/archive/159/44871/

Поделиться ссылкой: