Стирая углеродный след

Стирая углеродный след

Стирая углеродный след

Авторы:

Директор по развитию АО «ИПН» Яицких Г.С. yaitskich@truboprovod.ru

Технический директор АО «ИПН» Кулаков К.П. Kulakov@truboprovod.ru

Попутный газ, образующийся на месторождениях в процессе подготовки нефти к транспорту, до сих пор нередко сжигается на факелах. Объём сжигаемого в России газа исчисляется миллиардами кубических метров в год. (ориентировочно 5…6 миллиардов м3 в год). Освоение новых нефтегазовых месторождений Восточной Сибири, Якутии «подсвечивается» новыми факелами в тех случаях, когда строительство магистральных газопроводов экономически нецелесообразно.

В то же время за рубежом давно и успешно применяется технология переработки углеводородных газов в жидкие углеводородные продукты (технология GTL).Разработкой и совершенствованием различных вариантов такой технологии занимаются десятки ведущих фирм в мире: Коноко, Амоко, Шеврон, Эксон-Мобил (США), Сэсойл (ЮАР), Хальдер-Топсое (Дания) и др. Финансируется и ведётся активная работа по созданию десятков GTL производств в Австралии, Нигерии, Катаре, Туркменистане, Узбекистане и других странах мира.В России также имеются собственные разработки технологии и катализаторов для этого технологического процесса.

Коммерческий успех такого рода производств на нефтегазовых месторождениях может обеспечить в первую очередь низкая стоимость сырья: факельный газ не только ничего не стоит, но за его сжигание ещё нужно платить увеличивающийся с каждым годом штраф.

Частично попутный газ и сегодня нередко полезно используется в рамках месторождений для выработки электроэнергии и в качестве топлива на производственные и бытовые нужды. Однако на эти нужды востребовано зачастую не более 10…20% от добываемого вместе с нефтью газа. Например, такие месторождения, как Верхнебоотубинское, Куюмбинское (Якутия) и аналогичные в среднем производят от 1,1 до 1,5 млн. т нефти в год; при этом на таких месторождениях добывается от 300 до 600 млн. куб. м в год попутного газа; из них полезно используется только 10…15%,остальное сжигается на факелах.

Нефтяной газ, образующийся при сепарации продукции скважин, может содержать до 5…7 об.% С5+ углеводородов и до 15…30 об.% пропана и бутанов. Даже строительство сравнительно недорогой установки газофракционирования (ГФУ) на месторождении уже позволяет полезно использовать (и реализовывать в виде товарной продукции) до 20…35% углеводородов, образующихся при сепарации продукции нефтяных скважин, и значительно уменьшить объём их сжигания на факеле. Если же дополнить структуру обустройства месторождения блоком GTL (для переработки оставшихся 65…80 об.% преимущественно «сухого» газа), то утилизация достигнет 100%.

На Рис.1 показана принципиальная блок-схема обустройства нефтегазового месторождения с полной утилизацией попутного газа.

178963.jpg

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

СУГ является дорогостоящим и пользующимся повышенным спросом товарным продуктом. За последний год его цена выросла в два раза и превысила цену высокооктанового бензина Евро 5. В зависимости от конъюнктуры местного рынка и логистических возможностей СУГ может найти применение:

- в качестве моторного топлива для автотранспорта (в том числе и для автотракторной техники, обслуживающей месторождение),

- в качестве топлива для бытовых нужд в местных населённых пунктах,

- в качестве сырья для газохимических производств.

Фракция С5+ является по сути дела стабильным газовым бензином. Этот продукт априори имеет более высокую цену на рынке, чем нефть, и в «лихие 90-е» широко использовался в качестве основы для получения «народного» низкооктанового бензина, дизельного топлива для старых марок автомобилей. Как вариант, фракция С5+ может добавляться в товарную нефть, повышая её качество.

«Сухой газ» (в основном метан-этановая фракция) может частично использоваться в качестве топлива, а остаток – в качестве сырья для производства синтетических жидких углеводородов на технологической установке 3.

Установка производства синтетического жидкого топлива (СЖТ) 3 включает блок сероочистки, блок получения синтез-газа, блок синтеза жидких углеводородов и блок разделения продуктов синтеза на топливный газ, пропан-бутановую фракцию и жидкие углеводороды (синтетическую нефть).

Топливный газ направляется в топливную сеть для использования на установках УКПН, ГФУ, СЖТ, а также на объектах общезаводского хозяйства и жилого посёлка.

Пропан- бутановая фракция направляется в ГФУ, а синтетическая нефть – на смешение с товарной нефтью.

Необходимо отметить, что в процессе производства СЖТ образуется большое количество тепловой энергии, которую целесообразно использовать:

- на технологические нужды УКПН,

- на технологические нужды установки СЖТ,

- на обогрев производственных зданий и сооружений,

- на бытовые нужды жилого посёлка при месторождении.

В качестве примера можно рассмотреть прогнозируемые показатели установки утилизации попутного газа для месторождений типа Верхнебоотубинское, Куюмбинское.

Объём производства товарной нефти – 1,3 млн. т в год. При этом сепарируется до 300 млн. куб. м в год попутного газа. Сегодня 30…35 млн. куб. м газа в год полезно используется на собственные нужды. Остальной газ сжигается на факеле по причине значительной отдалённости месторождения от магистрального газопровода.

Прогнозируемые объёмы производства дополнительных товарных углеводородов на нефтегазовом месторождении представлены в Таблице 1.

Прогнозируемые основные технико-экономические показатели вариантов строительства установок ГФУ и СЖТ приведены в Таблице 2.При этом стоимость реализации дополнительных углеводородов принята:

- СУГ - 57000 руб./тонна,

- фракция С5+ - 50000 руб./тонна,

- синтетическая нефть – 25000 руб./тонна.

Как видно из таблиц 1 и 2,строительство установки ГФУ (как первая очередь реализации проекта) позволяет на 30% уменьшить объём сжигания газа на факеле. Объём продаж дополнительных товарных продуктов составит около 7 млрд. рублей в год. Реальный срок окупаемости инвестиций не превысит 1,5…2 года.

Строительство установки СЖТ (вторая очередь) позволит полностью погасить факел. Объём продаж дополнительных товарных продуктов составит около 11 млрд. рублей в год. Реальный срок окупаемости инвестиций в установки ГФУ и СЖТ не превысит 2…3 года.

Экономическая целесообразность строительства установок утилизации факельного газа на месторождениях в каждом конкретном случае подтверждается технико-экономическими расчётоми (ТЭР).

Таблица 1. Технологические потоки сырья, продуктов, и различных вариантах использования ПНГ на месторождении.

п/п

технологические потоки

вариант без переработки ПНГ

вариант с ГФУ

вариант с ГФУ и СЖТ

1

2

3

4

5

1

добыча нефти

млн.т в год

1,3

1,3

1,3

2

объем попутного газа

млн.м3 / год

 

300

 

300

 

300

3

использование газа на собственные нужды

млн.м3 / год

 

30

 

32

 

газ отдувки установки СЖТ

4

объем сжигания газа на факеле,млн.м3 / год

 

270

 

211

 

5

продукты переработки ПНГ, тыс.т/год

 

 

 

 

5.1

фракция С5+

 

45

45

5.2

синтетическая нефть

 

74

5.3

СУГ

 

84

116

 

Таблица 2. Прогнозируемые технико-экономические показатели вариантов строительства технологических установок ГФУ и СЖТ на нефтегазовом месторождении.

п/п

технико-экономические показатели

варианты обустройства м/р с ГФУ

варианты обустройства м/р с ГФУ и СЖТ

1

2

3

4

1

капиталовложения,

млрд. руб.

3…5

10…14

2

объем производства дополнительных товарных углеводородов, тыс.т./год

 

 

2.1

СУГ

 

84

116

2.2

фракция С5+

 

45

45

2.3

синтетическая нефть

 

74

3

объем продаж дополнительных товарных углеводородов, млрд.руб./год

7,04

10,7

4

срок окупаемости капиталовложений, лет

1,5…2

2…3

 


Календарь событий
Выставка "СУРГУТ. НЕФТЬ И ГАЗ 2022"
Дата проведения: 26-27 Сентября 2022
https://sngexpo.ru/
Искусство Речи paranova.ru





 Химагрегаты №59, сентябрь 2022 Версия PDF