Дополнительная прибыль из нефтяного газа

Г.С.Яицких – директор по развитию АО «ИПН»

К.П.Кулаков – технический директор АО «ИПН»

С.С.Демченко – главный технолог АО «ИПН»

Р.М.Ахмадуллин – генеральный директор ООО «НТЦ Ахмадуллины»

 

Сжиженные углеводородные газы (СУГ) давно и в больших объёмах применяются в различных отраслях народного хозяйства России и за рубежом. Как топливо, СУГ широко применяется на объектах жилищно-коммунального хозяйства (ЖКХ), а также для заправок автотракторной техники. Среднестатистическая стоимость заправки автомобиля СУГ примерно в 2 раза ниже, чем бензином или дизельным топливом. При наличии достаточных объёмов СУГ не возникло бы необходимости развивать крайне дорогостоящую инфраструктуру для заправки сжиженным или компримированным метаном различных видов транспорта – автомобильного, водного, же-лезнодорожного [1].

Также с каждым годом увеличивается применение пропановых и бутановых фракций, в качестве сырья газохимии [2].

Сегодня в России имеются возможности для значительного увеличения объёмов производства СУГ как на нефтегазовых промыс-лах, так и на некоторых нефтеперерабатывающих заводах.

В последнее время осваиваются много новых нефтегазовых месторождений Восточной Сибири, Якутии. Далеко не везде попутный нефтяной (ПНГ) газ используется с максимальной пользой. Часто только 5…20% газа применяют на собственные нужды - подготовка нефти к дальнему транспорту, производство электроэнергии, отопле-ние помещений [3]. Остальная значительная часть газа, в случае большой удалённости от магистральных газопроводов, сжигается на факелах.

Необходимо отметить,что политика закупочных цен на газ владельцев магистральных газопроводов в последние десятилетия также подталкивала к сжиганию попутного газа нефтедобывающие предприятия,которые вынуждены регулярно платить штрафы за негативное воздействие на окружающую среду от факельных устано-вок в соответствии с Постановлениями Правительства РФ №1148 от 8.11.2012 г.,№1381 от 17.12.2016 г.,№1676 от 28.12.2017 г.Необходимо отметить,что наибольшую величину штрафа обуславливает сжигание «жирной» составляющей ПНГ - С₃,С_4,С₅₊ углеводородов.Вышеуказан-ные Постановления РФ стимулируют строительство технологических объектов утилизации ПНГ;в частности штрафы за негативное влияние на экологию могут быть уменьшены на сумму капиталовложений уже на стадии строительства объектов утилизации газа.

На Рисунке 1 показана принципиальная блок-схема экономи-чески рационального обустройства удалённого от магистрального газопровода нефтегазового месторождения,предусматривающая получение дополнительных объёмов товарных продуктов из фа-кельного газа.

Продукция скважин поступает на установку комплексной подготовки нефти (УКПН)1,где от нефти отделяются вода и попутный «жирный» газ.Газ направляется на газофракционирующую установку (ГФУ)2,где разделяется на сжиженный углеводородный газ (СУГ), фракцию С₅₊ (стабильный газовый бензин) и «сухой» газ – преиму-щественно метан-этановая фракция.

Из ГФУ сернистый СУГ подаётся в блок очистки от сероводорода и меркаптанов 3 по технологии Демерус ООО «НТЦ Ахмадуллины» [4], где получается товарный продукт.В зависимости от коньюнктуры местного рынка и логистических возможностей СУГ может найти применение:

1.В качестве моторного топлива для автотранспорта,в том числе и для автотракторной техники,обслуживающей месторождение.Иногда для обеспечения месторождения моторным топливом строят мини-НПЗ и перерабатывают часть товарной нефти,однако производство СУГ стабильного для покрытия нужд нефтепромысла намного экономически выгодней.

2.В качестве топлива для бытовых нужд и локальных генераторов электроэнергии местных населённых пунктов,а также моторного топлива для местного населения.Необходимо отметить,что даже в период резкого снижения цены на СУГ в европейской части России (первый квартал 2023 г.),цена на этот продукт в восточных регионах страны оставалась на высоком уровне – около 35 тыс. рублей за тонну;это объясняется трудноразрешимыми проблемами логистики поставок СУГ с западных регионов России на восток.

Фракция С₅₊ является,по сути дела,стабильным газовым бензином.Этот продукт имеет значительно более высокую цену на рынке,чем нефть,и охотно приобретается местными малыми предприятиями и населением.В крайнем случае эта фракция может добавляться в товарную нефть,повышая её качественные показатели и объём продаж.

«Сухой» газ применяют на собственные нужды - подготовка нефти к дальнему транспорту,производство электроэнергии,отопле-ние помещений.

На новых,отдалённых от магистральных газопроводов нефте-газовых месторождениях с большим газовым фактором может образовываться избыток «сухого» газа,при этом строительство газопровода экономически нецелесообразно.В этом случае лишние объёмы газа закачивают в продуктовый пласт,а также могут быть использованы для газлифта нефти.

В качестве примера можно рассмотреть прогнозируемые пока-затели установки утилизации попутного газа на одном из нефтега-зовых месторождений Якутии,где производится 1,2 млн. тонн товарной нефти в год.При этом сепарируется до 270 млн. м³ попутного газа в год.Сегодня 25…30 млн.м³ газа в год полезно используется на соб-ственные нужды.Остальной газ сжигается на факеле по причине значительной отдалённости месторождения от магистрального газопровода,при этом нефтедобывающее предприятие вынуждено платить за загрязнение воздушного бассейна.

Строительство на нефтепромысле газофракционирующей установки (ГФУ) мощностью 270 млн. м³/год позволит получать из факельного газа дополнительно до 80 тыс. т/год СУГ и до 40 тыс. т/год стабильного газового бензина.Среднестатистические цены реализа-ции товарной продукции ГФУ в регионах Восточной Сибири во втором квартале 2023 года приняты:

- стабильный газовый бензин – 28000 руб./т

- СУГ – 35000 руб./т.

Объём продаж товарной продукции с ГФУ может составить – 3,92 млрд. рублей в год.

Ориентировочные капиталовложения в строительство ГФУ оцениваются в 2…2,5 млрд. рублей в ценах 2023 года.Аналогичные по мощности ГФУ по проектам АО «ИПН» в Южном Федеральном округе России потребовали капиталовложений от 1,2 до 1,5 млрд. рублей.

Проект ГФУ может быть выполнен в блочно-модульном испол-нении,что позволит в короткие сроки собрать установку на месторож-дении.

Установка обеспечивает гарантированно высокий доход,при этом нет необходимости платить штрафы за негативное влияние на окружающую среду.Установка окупается за 2…4 года.

Предпроектная проработка целесообразности строительства ГФУ на нефтегазовом месторождении в виде технико-экономического расчёта (ТЭР) может быть выполнена АО «ИПН»,после чего руковод-ство добывающего предприятия принимает решение о строительстве утилизирующего ПНГ объекта.

На некоторых нефтеперерабатывающих заводов также имеется возможность организовать дополнительно производство СУГ.В частности,на некоторых установках атмосферной перегонки нефти поток бензиновых фракций в смеси с углеводородными газами с верха атмосферной колонны охлаждается примерно до 65…75^оС и в рефлюксной ёмкости разделяется на более лёгкую фракцию (так называемый «жирный» газ) и стабильный прямогонный бензин – Рисунок 2.

 Практика показывает,что в «жирном» газе нередко содержится более 50…52% С₅₊ фракций и С_3,С₄ углеводородов.

 «Жирным» газом, по сути дела дорогостоящим бензином и пропан-бутаном,топят технологические печи установок.

Экономически целесообразно изменить технологический режим в рефлюксной ёмкости,понизив температуру до 35 …45^оС.Это позволит получать более «сухой»  топливный газ,содержащий небольшие количества С₃,С₄ и С₅₊ углеводородов.При этом выводимые из реф-люксной ёмкости 3 (Рисунок 2) нестабильные бензиновые фракции фракции необходимо направлять в блок стабилизации – Рисунок 3.

В узле стабилизации бензина производится:

- стабильный бензин,как товарный продукт,или сырьё для производ-ства высокооктанового бензина,

- «сухой» газ,используемый в качестве топлива для технологических печей,

- пропан-бутановая фракция,которая направляется в секцию серо-очистки 2 и затем,при желании, на разделение в сплиттер 3,откуда выводится пропановая фракция С₃ и бутановая фракция С_4,как товарные продукты.Бутановая фракция может быть использована в качестве высокооктановой добавки в товарные бензины А-92,А-95.Это наиболее выгодный вариант реализации,так как в составе бензинов её цена возрастает до 50 тыс. руб./т.

 В качестве примера коммерческой привлекательности орга-низации производства СУГ и дополнительных объёмов прямогонного бензина из «жирного» нефтяного газа можно рассмотреть вариант строительства блока стабилизации прямогонного бензина на одном из НПЗ Юга России,где эксплуатируются две установки первичной перегонки нефти общей мощностью 3 млн. т/год.

В Таблице 1 показано преимущество работы установок первичной перегонки нефти с блоком стабилизации бензина и секций производства товарных сжиженных углеводородных газов.

NN п/п	Технико-экономические показатели	Вариант без блока стабилизации бензина	Вариант с блоком стабилизации бензина
1	Мощность НПЗ млн. т/год	3,0	3,0
2	Производство нефтяного газа, тыс. т/год	77,7	14,8
3	Дополнительные объемы производства прямогонного бензина,  тыс. т/год	—	27,3
4	Производство пропана, тыс. т/год	—	14.2
5	Производство бутана, тыс. т/год	—	21,4
6	Капиталовложения, млрд. руб.	—	2,5…3,0
7	Объем продаж дополнительных углеводородов, млрд. руб.	—	2,189
8	Срок окупаемости капиталовложений, лет	—	3…4

Таблица 1. Сравнение вариантов работы установок первичной переработки нефти.

Для расчёта объёма продаж дополнительной углеводородной продукции,производимой в блоке стабилизации бензина, приняты следующие цены:

- прямогонный бензин – 28000 руб./т,

- пропан технический – 25000 руб./т,

- бутан технический – 50000 руб./т.

Расчёты показали,что строительство блока стабилизации на НПЗ позволит увеличить объём продаж товарной продукции примерно на  2,2 мрд. рублей в год при капиталовложениях не более,чем 2,5…3,0 млрд. рублей.

АО «ИПН» имеет опыт разработки ТЭР с целью определения экономической целесообразности строительства на конкретном НПЗ блока СУГ с секциями сероочистки и выделения С₃ и С₄ углеводоро-дов.При получении положительных экономических показателей в рамках ТЭР  и принятии руководством НПЗ решения о строительстве блока стабилизации бензина,АО «ИПН» готово выполнить в полном объёме проектную и рабочую докукментацию,обеспечить прохожде-ние необходимых государственных экспертиз,а также авторский надзор за строительством.

Многолетний практический опыт работы АО «ИПН» подтверж-дает экономическую целесообразность создания дополнительных производств СУГ на НПЗ и нефтегазовых месторождениях.  

Литература:

1.Хасанов И.И.,Шакиров Р.А.,Бахтиёр Н. Развитие технологий транспорта и хранения сжиженных углеводородных газов в СССР (России)//История и педагогика естествознания.2021.№1-2.С. 40-44. DOI:10.24412/2226-2296-2021-1-2-40-44.

2.Frantisek Synak,Kristian Culik,Vladimir Rievaj,Jan Gana Liquefied petroleum gas as an alternative fuel,Transportation Research Procedia,Volume 40,2019,Pages 527-534,htpps://doi.org/j.trpro.2019.07.076/

3.Crude oil,Editor:Najib Altawell,Rural Electrification,Academic Press,2021,Pages 39-80,ISBN 9780128224038,htpps://doi.org/10.1016/B978-0-12-822403-8.00003-5.

4.Р.М.Ахмадуллин,А.Г.Ахмадуллина,С.И.Агаджанян.Демеркаптанизация сжиженных углеводородных газов на новом гетерогенном катализа-торе КСМ-Х,устойчмвом к примесям аминов.//Газовая ппромышленность,№1,2016,с.79-82.