Попутный нефтяной газ. Попутные (нефтяные) газы
ПРИМЕНЕНИЕ ГАЗА
Газ может находиться в природе в залежах трех типов: газовых, газонефтяных и газоконденсатных.
В залежах первого типа - газовых - газ образует огромные естественные подземные скопления, не имеющие непосредственной связи с нефтяными месторождениями.
В залежах второго типа - газонефтяных - газ сопровождает нефть или нефть сопровождает газ. Газонефтяные залежи, как указано выше, бывают двух типов: нефтяные с газовой шапкой (в них основной объем занимает нефть) и газовые с нефтяной оторочкой (основной объем занимает газ). Каждая газонефтяная залежь характеризуется газовым фактором - количеством газа (в м 3), приходящимся на 1000 кг нефти.
Газоконденсатные залежи характеризуются высоким давлением (более 3–10 7 Па) и высокими температурами (80–100°С и выше) в пласте. В этих условиях в газ переходят углеводороды С 5 и выше, а при снижении давления происходит конденсация этих углеводородов - процесс обратной конденсации.
Газы всех рассмотренных залежей называются природными газами, в отличие от попутных нефтяных газов, растворенных в нефти и выделяющихся из нее при добыче.
Природные газы
Природные газы состоят в основном из метана. Наряду с метаном в них обычно содержатся этан, пропан, бутан, небольшое количество пентана и высших гомологов и незначительные количества неуглеводородных компонентов: углекислого газа, азота, сероводорода и инертных газов (аргона, гелия и др.).
Углекислый газ, который обычно присутствует во всех природных газах, является одним из главных продуктов превращения в природе органического исходного вещества углеводородов. Его содержание в природном газе ниже, чем можно было бы ожидать, исходя из механизма химических превращений органических остатков в природе, так как углекислый газ - активный компонент, он переходит в пластовую воду, образуя растворы бикарбонатов. Как правило, содержание углекислого газа не превышает 2,5%. Содержание азота, также обычно присутствующего в природных, связано либо с попаданием атмосферного воздуха, либо с реакциями распада белков живых организмов. Количество азота обычно выше в тех случаях, когда образование газового месторождения происходило в известняковых и гипсовых породах.
Особое место в составе некоторых природных газов занимает гелий. В природе гелий встречается часто (в воздухе, природном газе и др.), но в ограниченных количествах. Хотя содержание гелия в природном газе невелико (максимально до 1–1,2%), выделение его оказывается выгодным из-за большого дефицита этого газа, а также благодаря большому объему добычи природного газа.
Сероводород, как правило, отсутствует в газовых залежах. Исключение составляет, например, Усть-Вилюйская залежь, где содержание H 2 S достигает 2,5%, и некоторые другие. По-видимому, наличие сероводорода в газе связано с составом вмещающих пород. Замечено, что газ, находящийся в контакте с сульфатами (гипсом и др.) или сульфитами (пирит), содержит относительно больше сероводорода.
Природные газы, содержащие в основном метан и имеющие очень незначительное содержание гомологов С 5 и выше, относят к сухим или бедным газам. К сухим относится подавляющее большинство газов, добываемых из газовых залежей. Газ газоконденсатных залежей отличается меньшим содержанием метана и повышенным содержанием его гомологов. Такие газы называются жирными или богатыми. В газах газоконденсатных залежей, помимо легких углеводородов, содержатся и высококипящие гомологи, которые при снижении давления выделяются в жидком виде (конденсат). В зависимости от глубины скважины и давления на забое в газообразном состоянии могут находиться углеводороды, кипящие до 300–400°С.
Газ газоконденсатных залежей характеризуется содержанием выпавшего конденсата (в см 3 на 1 м 3 газа).
Образование газоконденсатных залежей связано с тем, что при больших давлениях происходит явление обратного растворения - обратной конденсации нефти в сжатом газе. При давлениях около 75×10 6 Па нефть растворяется в сжатом этане и пропане, плотность которых при этом значительно превышает плотность нефти.
Состав конденсата зависит от режима эксплуатации скважины. Так, при поддержании постоянного пластового давления качество конденсата стабильно, но при уменьшении давления в пласте состав и количество конденсата изменяются.
Состав стабильных конденсатов некоторых месторождений хорошо изучен. Конец кипения их обычно не выше 300°С. По групповому составу: большую часть составляют метановые углеводороды, несколько меньше - нафтеновые и еще меньше - ароматические. Состав газов газоконденсатных месторождений после отделения конденсата близок к составу сухих газов. Плотность природного газа относительно воздуха (плотность воздуха принята за единицу) колеблется от 0,560 до 0,650. Теплота сгорания около 37700–54600 Дж/кг.
Попутные (нефтяные) газы
Попутным газом называется не весь газ данной залежи, а газ, растворенный в нефти и выделяющийся из нее при добыче.
Нефть и газ по выходе из скважины проходят через газосепараторы, в которых попутный газ отделяется от нестабильной нефти, направляемой на дальнейшую переработку.
Попутные газы являются ценным сырьем для промышленного нефтехимического синтеза. Качественно они не отличаются по составу от природных газов, однако количественное отличие весьма существенное. Содержание метана в них может не превышать 25–30%, зато значительно больше его гомологов - этана, пропана, бутана и высших углеводородов. Поэтому эти газы относят к жирным.
В связи с различием в количественном составе попутных и природных газов их физические свойства различны. Плотность (по воздуху) попутных газов выше, чем природных, - она достигает 1,0 и более; теплота сгорания их составляет 46000–50000 Дж/кг.
Применение газа
Одна из главных областей применения углеводородных газов - это использование их в качестве топлива. Высокая теплота сгорания, удобство и экономичность использования бесспорно ставят газ на одно из первых мест среди других видов энергетических ресурсов.
Другой важный вид использования попутного нефтяного газа - его отбензинивание, т. е. извлечение из него газового бензина на газоперерабатывающих заводах или установках. Газ подвергается при помощи мощных компрессоров сильному сжатию и охлаждению, при этом пары жидких углеводородов конденсируются, частично растворяя газообразные углеводороды (этан, пропан, бутан, изобутан). Образуется летучая жидкость - нестабильный газовый бензин, который легко отделяется от остальной неконденсирующейся массы газа в сепараторе. После фракционирования - отделения этана, пропана, части бутанов - получается стабильный газовый бензин, который используют в качестве добавки к товарным бензинам, повышающей их испаряемость.
Освобождающиеся при стабилизации газового бензина пропан, бутан, изобутан в виде сжиженных газов, нагнетаемых в баллоны, применяются в качестве горючего. Метан, этан, пропан, бутаны служат также сырьем для нефтехимической промышленности.
После отделения С 2 -С 4 из попутных газов оставшийся отработанный газ близок по составу к сухому. Практически его можно рассматривать как чистый метан. Сухой и отработанный газы при сжигании в присутствии незначительных количеств воздуха в специальных установках образуют очень ценный промышленный продукт - газовую сажу:
CH 4 + O 2 à C + 2H 2 O
Она применяется главным образом в резиновой промышленности. Пропусканием метана с водяным паром над никелевым катализатором при температуре 850°С получают смесь водорода и окиси углерода - «синтез - газ»:
CH 4 + H 2 O à CO + 3H 2
При пропускании этой смеси над катализатором FeO при 450°С окись углерода превращается в двуокись и выделяется дополнительное количество водорода:
CO + H 2 O à CO 2 + H 2
Полученный при этом водород применяют для синтеза аммиака. При обработке хлором и бромом метана и других алканов получаются продукты замещения:
1. СН 4 + Сl 2 à СН 3 С1 +НСl - хлористый метил;
2. СН 4 + 2С1 2 à СН 2 С1 2 + 2НС1 - хлористый метилен;
3. CH 4 + 3Cl 2 à CHCl 3 + 3HCl - хлороформ;
4. CH 4 + 4Cl 2 à CCl 4 + 4HCl - четыреххлористый углерод.
Метан служит также сырьем для получения синильной кислоты:
2СH 4 + 2NH 3 + 3O 2 à 2HCN + 6H 2 O, а также для производства сероуглерода CS 2 , нитрометана CH 3 NO 2 , который используется как растворитель для лаков.
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:
1. Переработка ПНГ средствами нефтехимии.
2. «Малая энергетика» на базе ПНГ.
3. Закачка ПНГ и смесей на его основе в пласт для повышения нефтеотдачи.
4. Переработка газа на синтетическое топливо (технологии СЖТ/GTL).
5. Сжижение подготовленного ПНГ.
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.).
Выработка попутного нефтяного газа
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.
Состав ПНГ различных месторождений Западной Сибири
Месторождение | Состав газа, % масс. | ||||||||
| СН 4 | С 2 Н 6 | С 3 Н 8 | i-С 4 Н 10 | n-С 4 Н 10 | i-С 5 Н 12 | n-С 5 Н 12 | СO 2 | N 2 | |
| Самотлорское | 60,64 | 4,13 | 13,05 | 4,04 | 8,6 | 2,52 | 2,65 | 0,59 | 1,48 |
| Варьеганское | 59,33 | 8,31 | 13,51 | 4,05 | 6,65 | 2,2 | 1,8 | 0,69 | 1,51 |
| Аганское | 46,94 | 6,89 | 17,37 | 4,47 | 10,84 | 3,36 | 3,88 | 0,5 | 1,53 |
| Советское | 51,89 | 5,29 | 15,57 | 5,02 | 10,33 | 2,99 | 3,26 | 1,02 | 1,53 |
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.
Фракционная («нехимическая») переработка ПНГ
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.
Закачка ПНГ в пласт для повышения нефтеотдачи
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).
Установка энергоблоков
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 егоэлектростанция 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.
Переработка ПНГ на синтетическое топливо (GTL)
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.
На сегодняшний день в мире реализовано 2 крупных GTL-проекта:
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.
Криогенная переработка ПНГ в сжиженный газ
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)
. применение детандерного цикла:
. а) замкнутого с коэффициентом ожижения 0,7-0,8;
. б) разомкнутого с коэффициентом ожижения 0,08-0,12.
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.
. Запас газа не менее чем на 20 лет эксплуатации установки.
. Содержание тяжелых углеводородов, % об.: С3Н8 > 1,2. Сумма C 4+В > 0,45.
. 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.
Занимает попутный нефтяной газ. Раньше этот ресурс никак не применялся. Но сейчас отношение к этому ценному природному ископаемому изменилось.
Что являет собой попутный нефтяной газ
Это углеводородный газ, который выделяется из скважин и из пластовой нефти в процессе ее сепарации. Он являет собой смесь парообразных углеводородных и неуглеводородных составляющих природного происхождения.
Его количество в нефти может быть разным: от одного кубометра до несколько тысяч в одной тонне.
По специфике получения попутный нефтяной газ считается побочным продуктом нефтедобычи. Отсюда и происходит его название. Из-за отсутствия необходимой инфраструктуры для сбора газа, транспортировки и переработки большое количество этого природного ресурса теряется. По этой причине большую часть попутного газа просто сжигают в факелах.
Состав газа
Попутный нефтяной газ состоит из метана и более тяжелых углеводородов - этана, бутана, пропана и т. д. Состав газа в разных месторождениях нефти может немного отличаться. В некоторых регионах в попутном газе могут содержаться неуглеводородные составляющие - соединения азота, серы, кислорода.
Попутный газ, который фонтанирует после вскрытия нефтяных пластов, отличается меньшим количеством тяжелых углеводородных газов. Более «тяжелая» по составу часть газа находится в самой нефти. Поэтому на начальных этапах освоения месторождений нефти, как правило, добывается много попутного газа с большим содержанием метана. В процессе эксплуатации залежей эти показатели постепенно уменьшаются, а большую часть газа составляют тяжелые компоненты.
Природный и попутный нефтяной газ: в чем разница
Попутный газ по сравнению с природным содержит меньше метана, но имеет большое количество его гомологов, в том числе пентана и гексана. Другое важное отличие - сочетание структурных компонентов в разных месторождениях, в которых добывают попутный нефтяной газ. Состав ПНГ даже может меняться в разные периоды на одном и том же месторождении. Для сравнения: количественное сочетание компонентов всегда постоянное. Поэтому ПНГ может использоваться в разных целях, а природный газ применяется только как энергетическое сырье.
Получение ПНГ
Попутный газ получают методом сепарирования от нефти. Для этого используют многоступенчатые сепараторы с разным давлением. Так, на первой ступени сепарации создается давление от 16 до 30 бар. На всех последующих ступенях давление постепенно понижают. На последнем этапе добычи параметр снижают до 1,5-4 бар. Значения температуры и давления ПНГ определяются технологией сепарирования.
Газ, полученный на первой ступени, сразу отправляется на Большие трудности возникают при использовании газа с давлением ниже 5 бар. Раньше такой ПНГ всегда сжигался в факелах, но в последнее время изменилась политика утилизации газа. Правительство начало разрабатывать стимулирующие меры по сокращению загрязнений внешней среды. Так, на государственном уровне в 2009 году был установлен показатель сжигания ПНГ, который не должен превышать 5% от общей добычи попутного газа.
Применение ПНГ в промышленности
Раньше ПНГ никак не использовался и сразу после добывания сжигался. Сейчас ученые разглядели ценность этого природного ресурса и ищут пути его эффективного использования.
Попутный нефтяной газ, состав которого представляет собой смесь пропанов, бутанов и более тяжелых углеводородов, является ценным сырьем для энергетической и химической промышленности. ПНГ обладает теплотворной способностью. Так, во время сгорания он выделяет от 9 до 15 тысяч ккал/кубометр. В первоначальном виде его не применяют. Обязательно требуется очистка.
В химической промышленности из содержащегося в попутном газе метана и этана изготавливают пластмассу и каучук. Более тяжелые углеводородные компоненты используют как сырье для производства высокооктановых топливных присадок, ароматических углеводородов и сжиженных углеводородных газов.
На территории России более 80% объема получаемого попутного газа приходится на пять компаний, добывающих нефть и газ: ОАО "НК Роснефть", ОАО "Газпром нефть", ОАО "Нефтяная ОАО "ТНК-ВР Холдинг", ОАО "Сургутнефтегаз". Согласно официальным данным, страна ежегодно добывает более 50 млрд кубометров ПНГ, из них 26% идет на переработку, 47% используется в промышленных целях, а остальные 27% сжигают в факелах.
Существуют ситуации, в которых не всегда рентабельно использовать попутный нефтяной газ. Применение этого ресурса часто зависит от размера месторождения. Так, газ, добываемый на малых месторождениях, целесообразно использовать для обеспечения электроэнергией местных потребителей. На средних месторождениях наиболее экономично извлекать сжиженный нефтяной газ на газоперерабатывающем заводе и продавать его предприятиям химической промышленности. Оптимальным вариантом для крупных месторождений является производство электроэнергии на большой электростанции с последующей продажей.
Вред от сжигания ПНГ
Сжигание попутного газа загрязняет окружающую среду. Вокруг факела действует термическое разрушение, которое поражает почву в радиусе 10-25 метров и растительность в пределах 50-150 метров. В процессе сгорания в атмосферу попадают окиси азота и углерода, сернистый ангидрид, а также несгоревшие углеводороды. Ученые подсчитали, что в результате сжигания ПНГ выбрасывается около 0,5 млн тонн сажи в год.
Также продукты сгорания газа очень опасны для здоровья человека. Согласно статистическим данным, в основном нефтеперерабатывающем регионе России - Тюменской области - заболеваемость населения по многим видам болезней выше средних показателей по всей стране. Особенно часто жители региона страдают патологиями дыхательных органов. Наблюдается тенденция роста числа новообразований, заболеваний органов чувств и нервной системы.
Кроме того, ПНГ вызывают патологии, которые проявляются только через некоторое время. К ним относятся следующие:
- бесплодие;
- невынашивание беременности;
- наследственные заболевания;
- ослабление иммунитета;
- онкологические болезни.
Технологии утилизации ПНГ
Главная проблема утилизации нефтяного газа заключается в высокой концентрации тяжелых углеводородов. В современной нефтегазовой промышленности используется несколько эффективных технологий, которые дают возможность улучшить качество газа путем удаления тяжелых углеводородов:
- Газофракционное разделение.
- Адсорбционная технология.
- Низкотемпературная сепарация.
- Мембранная технология.
Пути утилизации попутного газа
Существует много методов, но на практике применяются всего несколько. Основной способ - утилизация ПНГ путем разделения на компоненты. Этот процесс переработки позволяет получить сухой отбензиненный газ, который, по сути, является тем же природным газом, и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ). Эта смесь может использоваться в качестве сырья для нефтехимии.
Разделение нефтяного газа происходит на установках низкотемпературной абсорбции и конденсации. После завершения процесса сухой газ транспортируется по газопроводам, а ШФЛУ направляется на нефтеперерабатывающие заводы для дальнейшей обработки.
Второй эффективный способ переработки ПНГ - сайклинг-процесс. Этот метод подразумевает нагнетание газа обратно в пласт для повышения давления. Такое решение позволяет повысить объемы извлечения нефти из пласта.
Кроме того, попутный нефтяной газ можно применять для выработки электроэнергии. Это позволит нефтяным компаниям существенно сэкономить средства, поскольку отпадет необходимость закупать электроэнергию со стороны.
Основу попутного нефтяного газа составляет смесь легких углеводородов, включающая метан, этан, пропан, бутан, изобутан и другие углеводороды которые под давлением растворены в нефти (рис 1). ПНГ выделяется при снижении давления во время нефтеоотдачи или в процессе сепарации, по аналогии с процессом выделения углекислого газа при открытии бутылки шампанского. Как следует из названия, попутный нефтяной газ добывается попутно с нефтью и, по сути, является побочным продуктом нефтедобычи. Объем и состав ПНГ зависит от района добычи и конкретных свойств месторождения. В процессе добычи и сепарации одной тонны нефти можно получить от 25 до 800 м3 попутного газа.
Сжигание попутного нефтяного газа на промысловых факелах является наименее рациональным способом его использования. При таком подходе ПНГ становится, по сути, отходом процесса нефтедобычи. Сжигание может быть оправдано при определенных условиях, однако, как показывает мировой опыт, эффективная государственная политика позволяет достичь уровня сжигания ПНГ в размере нескольких процентов от общего объема его добычи в стране.
В настоящее время существуют два наиболее распространенных способа использования попутного нефтяного газа, альтернативные сжиганию на факелах. Во-первых, это закачка ПНГ в нефтеносные пласты для повышения нефтеотдачи или для возможного сохранения его как ресурса на будущее. Вторым вариантом является использование попутного газа в качестве топлива для электрогенерации (схема 1) и нужд предприятия на местах нефтедобычи, а также для выработки электроэнергии и передачи ее в общую электросеть.
При этом вариант использования ПНГ для электрогенерации также является способом его сжигания, тоько несколько более рациональным, так как при этом есть возможность получить полезный эффект и несколько уменьшить воздействие на окружающую среду. В отличии от природного газа, содержание метана в котором находится в диапозоне 92-98%, попутный нефтяной газ содержит меньше метана, но часто имеет значительную долю других углеводородных компонентов, которая может достигать более половины всего объема. В ПНГ также могут присутствовать неуглеводородные компоненты - углекислый газ, азот, сероводород и другие. Вследствие этого сам по себе попутный нефтяной газ не является достаточно эффективным топливом.
Наиболее же рациональным вариантом является переработка ПНГ - его использование в качестве сырья для газонефтехимии, - которая дает возможность получения ценных продуктов. В результате нескольких стадий переработки попутного нефтяного газа можно получить такие материалы, как полиэтилен, полипропилен, синтетические каучуки, полистрол, поливинилхлорид и другие. Эти материалы, в свою очередь, служат основой для широкой гаммы товаров, без которых немыслима современная жизнь человека и экономики, в том числе: обувь, одежда, тара и упаковка, посуда, оборудование, окна, всевозможные изделия из резины, товары культурно-бытового назначения, трубы и детали трубопроводов, материалы для медицины и науки и т.д. Нужно отметить, что переработка ПНГ позволяет также выделить сухой отбензиненный газ, являющийся аналогом природного газа, который может быть использован уже в качестве более эффективного топлива, чем ПНГ.
Показатель уровня извлеченного попутного газа, используемого для газонефтехимии, является характеристикой инновационного развития нефтяной и газонефтехимической отрасли, того, насколько эффективно используются в экономике страны углеводородные ресурсы. Рациональное использование ПНГ требует наличия соответствующей инфраструктуры, эффективного государственного регулирования, системы оценки, санкций и поощрения участников рынка. Поэтому доля используемого ПНГ для газонефтехимии также может характеризовать уровень экономического развития страны.
Достижение 95-98%-го уровня использования извлекаемого а масштабах страны попутного нефтяного газа и высокая степень его переработки с получением ценных продуктов, в том числе газонефтехимии, являются одними из важных направлений развития нефтяной и газонефтехимической отрасли в мире. Эта тенденция характерна для развитых стран, богатых углеводородным сырьем, таких как Норвегия, США и Канада. Она характерна и для ряда стран с переходной экономикой, например для Казахстана, а также развивающихся стран, например Нигерии. Нужно отметить, что Саудовская Аравия - лидер мировой нефтедобычи - становится одним из лидеров мировой газонефтехимии.
В настоящее время Россия занимает “почетное” первое место в мире по объемам сжигания ПНГ. В 2013 году этот уровень, по официальным данным, составлял около 15,7 млрд м3. В то же время, согласно неофициальным данным, объем сжигания попутного нефтяного газа в нашей стране может быть значительно выше - не менее 35 млрд м3. При этом, даже ориентируясь на данные официальной статистики, Россия значительно опережает по объемам сжигания ПНГ другие государства. Согласно официальным данным, уровень использования ПНГ иными способами, чем сжигание в факелах, в нашей стране в 2013 году составил в среднем 76,2%. Из них 44,5% пошло на переработку на газоперерабатывающие заводы.
Требования снижения уровня сжигания ПНГ и увеличения доли его переработки как ценного углеводородного сырья выдвигаются руководством нашей страны в течение последних нескольких лет. В настоящее время действует Постановление Правительства РФ №1148 от 08.11.2012, согласно которому нефтедобывающие компании обязаны платить высокие штрафы за сверхнормативное сжигание - свыше 5% -го уровня.
Важно отметить, что точность официальной статистики относительно уровня переработки вызывает серьезные сомнения. По мнению экспертов, перерабатывается существенно меньшая доля извлеченного ПНГ - порядка 30%. И та далеко не вся идет на получение продуктов газонефтехимии, значительная часть перерабатывается для производства электроэнергии. Таким образом, реальная доля эффективного использования ПНГ - как сырья для газонефтехимии - может составлять не более 20% от всего объема добываемого ПНГ.
Таким образом, даже на основании официальных данных, рассматривая только объемы сжигания ПНГ в факелах, можно сделать вывод, что ежегодно теряется более 12млн т ценного нефтехимического сырья, которое можно было бы получить путем переработки попутного нефтяного газа. Из этого сырья могли бы быть произведены важные продукты и товары для отечественной экономики, оно могло бы стать основой развития новых производств, создания новых рабочих мест, в том числе с целью замещения импортируемой продукции. Согласно оценке Всемирного банка, дополнительные доходы российской экономики от квалифицированной переработки ПНГ могли бы составить более 7 млрд долларов ежегодно, а по данным Министерства природных ресурсов и экологии, наша экономика каждый год теряет 13 млрд долларов.
В то же время, если учитывать объемы сжигания попутного газа на нефтепромыслах для собственных нужд и электрогенерации, возможности получения сырья и, соответственно, дополнительных выгод для экономики нашей страны могут быть в два раза выше.
Причины нерационального использования попутного газа в нашей стране связаны с целым рядом факторов. Нередко места добычи нефти находятся далеко от инфраструктуры сбора, транспортировки и переработки нефтяного газа. Ограниченный доступ к системе магистральных газопроводов. Отсутствие местных потребителей продуктов переработки ПНГ, отсутствие рентабельных решений по рациональному использованию - все это приводит к тому, что наиболее простым выходом для нефтедобывающих компаний зачастую является сжигание попутного газа на промыслах: в факелах или для выработки электроэнергии и бытовых нужд. Необходимо отметить, что предпосылки для нерационального использования попутного нефтяного газа формировались еще на начальных этапах развития нефтедобывающей промышленности, еще в советский период.
В настоящее время недостаточное внимание уделяется оценке экономических потерь государства от нерационального использования - сжигания попутного нефтяного газа на промыслах. Однако сжигание ПНГ наносит значительный ущерб не только экономике нефтедобывающих стран, но и окружающей сред. Экологический ущерб чаще всего имеет накопительный характер и приводит к долгосрочным, а зачастую и необратимым последствиям. Для того чтобы оценки экологического ущерба и экономических потерь не были усредненными и односторонними, а мотивация к решению проблемы была осмысленной, необходимо принимать во внимание масштабы нашей страны и интересы всех сторон.
На сегодняшний день наибольшую ценность среди всех полезных ископаемых имеют нефть и газ. Именно они, несмотря на разработки новых технологий в области энергетики, продолжают добываться по всему миру и использоваться для производства продуктов, необходимых для человеческой жизнедеятельности. Однако, наряду с ними присутствует так называемый попутный нефтяной газ, который на протяжении достаточно длительного времени не находил никакого использования. Но в последние несколько лет отношение к данному виду полезного ископаемого изменилось в корне. Он стал цениться и наряду с природным газом также использоваться.
Попутным нефтяным газом (ПНГ) называется смесь разнообразных газообразны углеводородов, которые находятся в нефти в растворенном состоянии, и выделяются во время добычи и подготовки нефти. Кроме этого, ПНГ также называются те газы, выделение которых происходит во время термической переработки нефти, например, крекинга или гидроочистки. Такие газы состоят из предельных и непредельных углеводородов, к которым относятся метан и этилен.
Стоит отметить, что попутный нефтяной газ содержится в нефти в разных количествах. Одна тонна нефти может иметь в своем составе как один кубометр ПНГ, так и несколько тысяч. Так как попутный нефтяной газ выделяется только во время сепарации нефти, и другими способами его нельзя добыть, кроме как вместе (попутно) с нефтью, то, соответственно, он является побочным продуктом нефтедобычи.
Основное место в составе ПНГ занимают метан и более тяжелые углеводороды, такие как этан, бутан, пропан и другие. Стоит отметить, что различные нефтяные месторождения будут содержать, во-первых, разный объем попутного нефтяного газа, а, во-вторых, он будет разного состава. Так, в одних регионах в составе такого газа можно обнаружить неуглеводородные компоненты (соединения азота, серы, кислорода). Также, тот газ, который выходит из-под земли в виде фонтанов после вскрытия пластов нефти в своем составе имеет сниженное количество тяжелых углеводородных газов. Это связано с тем, что та часть газа, которая представляется более «тяжелой», остается в самой нефти. В связи с этим, в самом начале разработки нефтяных месторождений, вместе с нефтью происходит добыча ПНГ, в составе которого содержится большое количество метана. Однако, при дальнейшей разработки месторождения, данный показатель уменьшается и основными компонентами газа становятся тяжелые углеводороды.
Утилизация попутного нефтяного газа
До недавнего времени данный газ никак не использовался. Сразу после его добычи происходило сжигание попутного нефтяного газа. Это было связано, в основном с тем, что не было необходимой инфраструктуры для его сбора, транспортировки и переработки, в результате чего основная масса ПНГ просто терялась. Поэтому, большая его часть сжигалась в факелах. Однако, сжигание попутного нефтяного газа имело ряд негативных последствий, связанных с выбросом в атмосферу огромного количества загрязняющих веществ, таких, как частицы сажи, углекислый газ, диоксид серы и многое другое. Чем выше концентрация данных веществ в атмосфере, тем меньше здоровья у людей, так как они способны вызывать заболевания репродуктивной системы человеческого организма, наследственные патологии, онкологические заболевания и др.
Таким образом, до недавнего времени, уделялось много внимания утилизации и переработке попутного нефтяного газа. Так, существует несколько методов, которыми пользовались с целью утилизировать ПНГ:
- Переработка попутного нефтяного газа в энергетических целях. Данный способ позволяет применять газ в качестве топлива в промышленных целях. При таком способе переработки в конечном итоге получается экологически чистый газ с улучшенными свойствами. Кроме этого, данный способ утилизации является очень выгодным для производства, поскольку позволяет предприятию сэкономить собственные средства. Данная технология имеет множество плюсов, одним из которых является экологичность. Ведь, в отличие от простого сжигания ПНГ, в данном случае горение отсутствует, а, следовательно, выброс вредных веществ в атмосферу минимален. Кроме этого, есть возможность дистанционно контролировать процесс утилизации газа.
- Применение ПНГ в нефтехимической промышленности. Имеет место обработка такого газа с появлением сухого газа, бензина. Полученные на выходе продукты применяются для удовлетворения бытовых производственных потребностей. Например, подобные смеси являются неотъемлемыми участниками процессов производства многих искусственных нефтехимических продуктов, таких, как пластмасса, бензина с высоким октановым числом, многих полимеров;
- Повышение нефтеотдачи путем закачивания ПНГ в пласт. Данный метод обуславливает соединение ПНГ с водой, нефтью, а также другими горными породами, в результате чего происходит реакция, которая взаимодействует с обменом и взаимным растворением. В этом процессе происходит насыщение воды химическими элементами, что, в свою очередь, приводит к более интенсивному процессу нефтяной добычи. Однако, не смотря на то, что данный метод, с одной стороны, является полезным, так как увеличивает нефтеотдачу, с другой стороны, он наносит непоправимый вред оборудованию. Это связно с отложением солей на технике во время использования данного метода. Поэтому, если такой метод имеет смысл применить, то наряду с ним осуществляется множество мероприятий, направленных на сохранение живых организмов;
- Использование «галзифта». Другими словами, газ закачивается в скважину. Данный способ отличается своей экономичностью, поскольку в данном случае необходимо потратиться только на приобретение надлежащего оборудования. Метод целесообразно использовать для неглубоких скважин, в которых наблюдаются большие перепады давления. Кроме этого, «газлифт» часто применяют при обустройствах канатных систем.
Несмотря на разнообразие способов переработки попутного нефтяного газа, наиболее распространенным является разделение газа на составляющие. Благодаря данному методу становится возможным получить сухой очищенный газ, который ни чем не хуже привычного всем природного газа, а также широкую фракцию легких углеводородов. В таком виде смесь пригодна для применения в качестве сырья для нефтехимической промышленности.
Использование попутного нефтяного газа
На сегодняшний день попутный нефтяной газ является не менее ценным полезным ископаемым, чем нефть и природный газ. Он добывается попутно с нефтью и используется в качестве топлива, а также для производства различных веществ в химической промышленности. Нефтяные газы также являются отличным материалом для получения пропилена, бутиленов, бутадиена и других продуктов, участвующих в процессе производства таких материалов, как пластмасса и каучуки. Стоит отметить, что в процессе множественных исследований попутного нефтяного газа было выявлено, что он является очень ценным сырьем, поскольку обладает определенными свойствами. Одним из таких свойств выступает высокая теплотворная способность, поскольку при его сгорании выделяется порядка 9-15 тысяч ккал/кубометр.
Кроме этого, как уже говорилось ранее, попутный газ из-за содержания в своем составе метана и этана является отличным исходным материалом для производства различных веществ, используемых в химической промышленности, а также для изготовления топливных присадок, ароматических углеводородов и сжиженных углеводородных газов.
Данный ресурс используется в зависимости от размера месторождения. Например, тот газ, который извлекается из мелких месторождений, уместно будет использовать для обеспечения электроэнергией потребителей на местах. Добытый ресурс из средних месторождений рациональнее всего продавать предприятиям химической промышленности. Газ из крупных месторождений уместно применять для производства электроэнергии на крупных электростанциях с дальнейшей продажей.
Таким образом, стоит отметить, что попутный природный газ в настоящее время считается очень ценным полезным ископаемым. Благодаря развитию технологий, изобретению новых способов очистки атмосферы от промышленных загрязнений, люди научились добывать и рационально использовать ПНГ с минимальным вредом для окружающей среды. При этом, сегодня ПНГ практически не утилизируется, а рационально используется.
