ПОПУТНЫЙ НЕФТЯНОЙ ГАЗ. РЕАЛЬНОСТЬ И ПЕРСПЕКТИВЫ.

      Проблемы связанные с попутным нефтяным газом (ПНГ) таятся уже в самом названии: «попутный» — подразумевает, что он извлекается вместе с целевым продуктом — нефтью и затраты на его добычу ничтожны. На самом  деле,  на первых же стадиях подготовки нефти, растворенный в ней газ становится самостоятельным продуктом и требует затрат на подготовку, транспортировку и переработку. В 80-е годы, во времена создания ПО «СОЮЗНЕФТЕГАЗПЕРЕРАБОТКА»  были попытки исключить слово «попутный» из названия.

     Если  газ первых ступеней сепарации нефти (Рис.1) имеет некоторый запас энергии для бескомпрессорного транспорта на 40-50 км, то газ концевых ступеней сепарации, выделяющийся практически при атмосферном давлении, требует    значительных затрат на подготовку и транспортировку, которые нефтяная  компания зачастую не может себе позволить. В результате ценнейшее углеводородное сырьё, горит на факелах в Западной Сибири, в Поволжье и в других нефтедобывающих регионах. Только по официальным данным [1] в России ежегодно сжигается более 15 млрд. кубометров попутного нефтяного газа, (по американским оценкам на основе анализа спутниковых данных в России сжигается 60 млрд. кубометров газа в год [2]), на переработку попадает менее 40% всего ПНГ, а  как химическое сырьё используется только 1,5% попутного нефтяного газа. На факелах. горит не только метан — основной компонент углеводородного газа, но и широкая фракция углеводородов: этан, пропан, бутан, пентан, гексан и прочие. В результате в России извлекается не более 25% компонентов С₃-С₄ от их потенциала в пластовом газе, а степень извлечения этана не превышает 8%.

Рис. 1  Типичная схема подготовки нефти и газа на месторождении

     Проблема  утилизации ПНГ не нова, во времена СССР она решалась путем создания трубопроводных систем сбора и транспорта, компрессорных станций, газоперерабатывающих комплексов в рамках единого заказчика — Государства [3]. Не случайно лидерами по утилизации ПНГ стали те компании, которым достались наиболее обустроенные месторождения (Федоровское, Лянторское, Самотлорское, месторождения Татарии и др.) Счет шел на сотни миллиардов кубометров газа и сотни миллионов тонн нефти в год. Десятки проектных и исследовательских институтов, конструкторских бюро, создавали мощную подотрасль, которая и сегодня составляет основу ОАО «СИБУР».  

     Сегодня времена гигантомании в прошлом, более половины углеводородного сырья в российском ТЭКе   добываются на  малых и средних нефтегазовых  месторождениях, поэтому возросла потребность в малотоннажных установках по переработке попутного нефтяного газа. Особенно востребованы  малотоннажные установки переработки углеводородных газов, основанные на GTL-технологиях, позволяющие переработать газ в жидкость, которую можно в отличие от газа  хранить, накапливать и вывозить потребителям по «зимникам».

     Стихийно сложившаяся на сегодня цена ПНГ не соответствует реальному уровню затрат на добычу, сбор, подготовку и транспорт газа на ГПЗ. Затраты на строительство газопроводов в Северных регионах доходят до 1млн. долларов за километр, не на много отстает стоимость строительства линий электропередач, дожимная компрессорная оценивается в 1 млн. долларов за 1Мвт установленной мощности. Поэтому сегодня полная утилизация ПНГ многим добывающим компаниям не под силу. Нефтедобывающая компания вынуждена под угрозой изъятия лицензии сдавать газ на переработку по любой цене.

     Несмотря на кажущееся обилие вариантов утилизации ННГ, реально на небольшом удаленном месторождении  можно рассматривать лишь следующие:

     1. Сбор, подготовка газа и транспорт с использованием компрессорных станций  и установок осушки в магистральный газопровод или на ГПЗ;

     2. Выработка тепловой и электрической энергии для нужд промысла газопоршневыми или газотурбинными агрегатами;

     3. Комбинированный вариант: выработка тепловой и электрической энергии на месторождении для обеспечения собственных нужд и транспорт излишков газа потребителю.

     Варианты строительства на труднодоступном месторождении с небольшими ресурсами установок по сжижению нефтяного газа, установок получения СПБТ, установок по закачке газа в пласт, установок  с применением криогенных технологий, в проектах обустройства обычно не рассматриваются ввиду очевидной убыточности (Рис.2).

Рис. 2  Изменение финансовых показателей СПГ-проектов в зависимости от мощности производства СПГ (данные фирмы «Linda AG»).

     Производство электроэнергии один из наиболее эффективных способов утилизации ННГ. Этот вариант позволяет хотя бы частично решить проблему утилизации газа и вернуть вложенные в проект деньги, получив при этом прибыль за счет сокращения затрат на покупку электроэнергии.

     Создание локальных энергогенерирующих мощностей для обеспечения собственных потребностей и повышения экономичности и надежности энергообеспечения стало одним из перспективных направлений развития отечественной энергетики. По оценкам экспертов, в ближайшие 10 лет распределенное производство электроэнергии займет до 20% от всего ее производства, а в северных регионах в холодные периоды оно может достигнуть 50%. Ее выработка за счет использования газа в качестве первичного энергоресурса достигнет 28%, опережая темпы роста других традиционных энергоносителей [4]. Поэтому, оценивая перспективы утилизации ПНГ в энергетике, необходимо рассмотреть периоды «жизни» нефтяного месторождения (Рис. 3).

Рис. 3  Динамика добычи нефти и газа

         Первый период  — период развития. Для него характерен резкий рост объемов добычи нефти и газа в связи с вводом и освоением новых скважин. Нефть с небольшим содержанием воды транспортируется на УПН по трубопроводам. Нефтяной газ еще горит на факелах.

           Высокие цены на нефтяном  рынке стимулируют компанию сокпащвть этот период.

           Период максимальной добычи нефти. Обводненность еще не достигла критических значений, количество и давление газа еще достаточно для обеспечения собственных нужд в теплоэнергетике, выработанной на  собственных газотурбинных установках (ГТУ) или газопоршневых теплоэлектроагрегатах (ГПТЭА).

     Период «падающей» добычи характерен ростом обводненности продукции скважин, насосные мощности по подготовке и перекачке жидкости работают на максимальном режиме. Это наиболее «аварийный» период, т.к. повышается коррозионная активность перекачиваемой среды, возникает необходимость в системе поддержания пластового давления. Количество газа уже не хватает для выработки собственной электроэнергии и необходима подпитка из сетей РАО «ЕЭС».

     При естественном стремлении нефтяной компании как можно быстрее выйти на максимальную добычу углеводородов и при слабом контроле со стороны государства за темпами отбора, сокращается длительность периода максимальной добычи из-за  более резкого падения пластового давления, подтягивания пластовой воды к устью скважин, что неизбежно снижает объем  извлекаемой нефти, по сравнению с проектным.

     Длительность периодов зависит от многих объективных и субъективных факторов, а само деление на периоды условно. Однако это позволяет выявить подходы к стратегии обустройства и выбору мощности единичного технологического модуля для подготовки и переработки газа. С точки зрения выбора технологического оборудования для обустройства месторождения очевидно, что при такой динамике развития нельзя подобрать оборудование на какую-то усредненную производительность на весь период жизни месторождения. Необходим модульный принцип подбора оборудования для обеспечения оптимальных условий эксплуатации в каждом из периодов освоения: наращивание модулей по мере ввода скважин в эксплуатацию и выведения из работы модулей в период падающей добычи.

     Под модулем подразумевается технологическая цепочка какого-то цикла: «сепаратор-компрессор-колонна»; «емкость-насос-трубопровод» и т.п. Поскольку характеристики турбокомпрессора или колонного оборудования имеют весьма узкий диапазон оптимальных режимов, при выборе оборудования приходится подбирать производительность единичного модуля, стремясь к максимальной его загрузке. Анализ показывает, что при увеличении числа единичных технологических модулей с одной стороны повышается коэффициент использования оборудования и соответственно  коэффициент утилизации газа (КУГ) а с другой — существенно повышается стоимость оборудования, т.е. задача сводится к поиску компромисса между КУГ и затратами на оборудование.

     Таким образом, КУГ имеет реальные пределы, выше которых нефтяная компания, являющаяся зачастую самым крупным, а то и единственным плательщиком в бюджет района, терпит убытки, в результате и субъект Федерации и компания оказываются в проигрыше.

     Можно ли  эффективно переработать ПНГ в жидкие углеводородные продукты на  месте добычи с помощью GTL -установок?

     Классические процессы получения синтез-газа методом паровой, пароуглекислотной или парокислородной конверсии углеводородных газов и на его основе метанола и синтетических моторных топлив доведены до высокой степени совершенства. Но при этом, как показывают технико-экономические расчёты, такие производства экономически обоснованы при производительности по продуктам в 500-700 тысяч тонн в год. Представить такое производство на нефтепромысле достаточно сложно. А создать и пустить в эксплуатацию такое производство в России сейчас под силу только немногим крупным компаниям. Как правило, малые месторождения находятся в собственности небольших компаний, у которых отсутствует перспектива продажи газа, а возможности его использования для энергетических целей весьма ограничены. Кроме того, использования ПНГ в качестве топлива для турбин или газодизелей с экологической точки зрения оказывается не самым лучшим, так как при этом вместо вредных веществ 4 класса опасности производится выброс в атмосферу веществ второго и третьего классов, что не соответствует духу и смыслу Киотского протокола.

     В долгосрочном плане необходимо создание спектра различных по производительности, малотоннажных GTL-установок. Несмотря на наличие ряда отечественных разработок в этой области, пока ни одна из них не доведена до уровня отработанной промышленной технологии.  Финансирование этих разработок идет на уровне частных инвестиций при полном отсутствии государственных.

     В то же время определенные перспективы, а во многих случаях и единственный способ вовлечения в промышленную эксплуатацию газа малых месторождений, расположенных вдали от магистральных трубопроводов и газоперерабатывающих комплексов, даёт организация на месте добычи глубокой газохимической переработки газа. В качестве первичных продуктов такой переработки в принципе можно рассматривать синтетические углеводороды (СЖУ, продукты процессов Фишера-Тропша и получаемое на их основе синтетическое моторное топливо, а также метанол, диметиловый эфир (ДМЭ) и этилен. Выбор в каждом конкретном случае определяется наличием потребителей или условий для транспортировки, особенно для ДМЭ и этилена, являющихся при нормальных условиях газами.

     В большинстве случаев реально рассматривается выбор между синтетическим моторным топливом и метанолом. Однако при существующих и перспективных ценах на эти продукты и относительных затратах на их производство получение СЖУ и синтетических моторных топлив в условиях удаленных отечественных промыслов может быть оправдано только в масштабах местного потребления, либо наличием условий для транспортировки СЖУ по существующим нефтепроводам в составе (и по цене) добываемой нефти.

     Более перспективным продуктом промысловой конверсии углеводородных газов является метанол — универсальный химический продукт, имеющий широкое практическое применение в качестве сырья для производства большой гаммы нефтехимических продуктов. Что касается ДМЭ, то метанол и ДМЭ легко конвертируется друг в друга, поэтому с точки зрения и производства и потребления они рассматриваются как практически эквивалентные продукты. Кроме того, имеются промышленные процессы конверсии метанола и в моторное топливо и в этилен.

     Интерес к производству метанола на промыслах связан также с его потреблением для борьбы с образованием кристаллогидратов при добыче и транспортировке углеводородов. Согласно оценкам, затраты на эти цели составляют до 20% от промысловой себестоимости газа и поглощают до 5÷8% от всех капитальных затрат в газодобывающей промышленности. Поэтому проблема производства и транспортировки метанола на промыслы будет обостряться по мере продвижения основных российских месторождений нефти и газа на восток и в заполярные регионы, а также в связи с ростом удельного веса мелких нефтяных и газовых месторождений.

     Уникальные условия России: удаленность основных нефтегазовых месторождений от транспортных артерий и центров промышленной инфраструктуры, суровый климат, требующий большого количества метанола для предотвращения гидратообразования, высокая стоимость доставки метанола в районы промыслов диктуют необходимость создания ориентированной на районы газо- и нефтедобычи малотоннажной технологии переработки углеводородов в метанол. Потребность в метаноле, только в районе Уренгоя, составляет примерно 100 тысяч тонн в год. Доставка метанола на промыслы Крайнего Севера как минимум удваивает его заводскую стоимость.

     Концепция создания малотоннажных промысловых установок в принципе отличается от крупнотоннажных процессов и должна базироваться на блочно-модульном исполнении, при котором завод-изготовитель выпускает отдельные модули в виде законченных изделий высокой заводской готовности. Это позволяет свести монтажные работы на месте строительства в основном к монтажу блоков и прокладке внешних коммуникаций, сократить сроки строительства, что в условиях Севера крайне важно. Необходимы также принципиально новые технологические решения, позволяющие сделать процесс получения метанола более простым и рентабельным в условиях малотоннажного производства.

     Можно выделить два основных направления в разработке малотоннажных газохимических процессов: двухстадийные технологии на основе предварительной конверсии углеводородов в синтез-газ и одностадийные технологии на основе прямого окисления углеводородных газов [5]. В первом случае усилия сводятся в основном к созданию более компактных и менее энергозатратных процессов получения синтез-газа. Среди разрабатываемых новых отечественных малотоннажных GTL-технологий можно отметить следующие :

     — методы получения синтез-газа путем паровой или парокислородной конверсии (ВНИИГАЗ, ГИАП, ООО «ОМЗ-Нефтегазовые проекты», «Метапроцесс», ООО «Фастинжиниринг»);

     — получение синтез-газа на базе энергохимических технологий с использованием газодизельных двигателей (ИНХС РАН, ИВТАН, «Энергосинтоп»);

     — получение синтез-газа на базе ракетных технологий (ИНХС РАН, НПО «Энергомаш“, ФГУП «Исследовательский центр им. М.В. Келдыша»);

     — использование высокотемпературных ядерных реакторов (Институт атомной энергии им. И.В.Курчатова, Центр «Кортэс»).

     Известны работы по использованию для получения синтез-газа газовых турбин.

     Одностадийная технология на основе прямого окисления углеводородных газов в метанол разрабатывается в ИХФ РАН и ИПХФ РАН. Кроме того, в ИХФ РАН совместно с ВНИИОС разрабатывается процесс окислительной конденсации метана в этилен.

     Работы по созданию генератора синтез-газ (ГСГ) на основе модифицированного газодизеля проводились на протяжении последних лет в ряде организаций. Принципиальная возможность такого метода была предложена в пятидесятые годы прошлого века. Исследования проводились как в нашей стране, так и за рубежом. В Институте высоких температур (ИВТАН) была создана опытно-промышленная установка, в которой синтез-газ получают в газодизеле, а затем в каталитических реакторах получают метанол, высокооктановый бензин или диметиловый эфир. Научно-исследовательские работы, выполненные в Экспериментальном комплексе „Новые энергетические технологии» ИВТАН позволили создать базу для разработки промышленной установки, в которой в качестве ГСГ применён модифицированный тепловозный газодизель Д-49 (Рис.4 ).

Рис. 4  Блочно-модульная энергетическая установка «Энерогосинтоп»

     Преимуществами такого ГСГ является его компактность и многофункциональность. Газодизель одновременно является приводом электрогенератора, что делает установку привлекательной в качестве промысловой установки, утилизирующей природный или попутный нефтяной газ и генерирующей тепловую и электрическую энергию. Для организации промышленного выпуска предстоит решить ряд научных и организационных проблем.

     Ведутся теоретические и опытно-исследовательские работы по изучению возможности использования в качестве генератора синтез-газа ракетного двигателя с последующим получением метанола, диметилового эфира и высокооктанового топлива. На экспериментальной установке Приморского НТЦ были получены многообещающие результаты [5]. На наш взгляд этот метод также имеет большие перспективы.

     Аналогичные работы ведутся в Исследовательском центре им. М.В. Келдыша. Создана установка на основе трехкомпонентного генератора синтез-газа, использующая опыт создания жидкостных ракетных двигателей (Рис. 5). Это позволяет создать весьма перспективную, на наш взгляд, промысловую малотоннажную установку получения метанола.

     В некоторых случаях привлекателен метод получения метанола прямым гомогенным окислением углеводородов [6]. В качестве окислителя может применяться как кислород, так и воздух. Полученные результаты хорошо согласуются между собой и с результатами кинетического моделирования процесса. Это дает надежду на отсутствие проблем при масштабировании процесса и воспроизводимость результатов при сопоставимых условиях, что было подтверждено при испытаниях пилотной установки на Шебелинском газоконденсатном месторождении. При прямом окислении при давлении не более 7,0 МПа даже при однократном проходе через реактор можно с уверенностью получать метанол с суммарным выходом более 20 кг на 1000 м³ природного газа.

     Присутствие даже небольших добавок более тяжелых углеводородов не только значительно снижает температуру и рабочее давление процесса, но и заметно повышает выход целевых продуктов, что является положительным фактором при переработке попутного нефтяного газа, в составе которого в значительных количествах содержатся тяжёлые углеводороды.

     Технология получения метанола из природного или попутного нефтяного газа путем прямого окисления может быть адаптирована к углеводородам любого состава, не требует большого количества расходных материалов, не использует катализаторы и поэтому нечувствительна к примесям в перерабатываемом газе. На основании проведенных исследований можно сказать, что процесс прямого окисления метана в метанол имеет следующие достоинства:

• возможность создания модульных, автоматизированных установок, обслуживание которых не требует многочисленного персонала, а слабая зависимость себестоимости продукции от масштабов производства делает возможным их рентабельную эксплуатацию;
• отсутствие дополнительных затрат тепла на превращение углеводородов, что позволяет считать процесс энергосберегающим;
• возможность использования побочных кислородосодержащих продуктов (формальдегида, этанола) как товарных продуктов или для повышения эффективности самого производства, что позволяет сделать его экологически чистым и безотходным;
• большая гибкость относительно состава сырья, позволяющая перерабатывать углеводородные газы различного состава, в том числе попутные нефтяные газы, ШФЛУ и др.;
• газофазный характер процесса, обуславливающий его нечувствительность к примесям соединений, являющихся каталитическими ядами;
• возможность использования для окисления атмосферный воздух;
• отсутствие принципиальных ограничений на дальнейшее совершенствование процесса и повышение мощности единичных агрегатов.

     В зависимости от конкретных условий, параметров газа и имеющейся инфраструктуры процесс может быть реализован в различных вариантах, включая каскадное расположение реакторов, рециркуляцию окисляемых газов или комбинацию этих схем.

     На базе проведенных исследований и пилотных испытаний процесса ООО «АМТЕК инжиниринг» разработан проект установки по производству метанола из попутного нефтяного газа путем прямого окисления (Рис. 6). Установка выполнена в блочно-комплектном исполнении в виде модулей заводского изготовления, перевозимых к месту предполагаемого строительства железнодорожным и автомобильным транспортом.

     Главным достоинством установки по производству метанола методом прямого окисления является ее способность перерабатывать «жирный» нефтяной газ. Местом привязки может быть любой комплекс нефтяного или газового месторождения, на котором имеются: газопровод высокого давления; инженерные сооружения; система энергообеспечения; газопровод среднего давления (Рис. 7).

Рис. 6  Макет установки получения метанола прямым окислением метана

ООО «АМТЕК инжиниринг»

Рис. 7  Схемы подключения установки прямого окисления метана к газопроводам

     В перспективе, список может пополниться установками конверсии углеводородных газов на основе компактных высокотемпературных ядерных реакторов нового поколения.

     Проблема рационального использования ПНГ — важнейшая государственная проблема, причем проблема комплексная: экономическая, техническая, экологическая. Только при помощи административного давления проблему полной утилизации ПНГ решить вряд ли удастся.   Для ее решения необходимо:

     1. Разработать систему экономического стимулирования, чтобы нефтедобывающая компания  не тратила средства на системы замера факельных газов, а была экономически заинтересована в их утилизации.

     2.Разработать методики расчета  предельного уровня утилизации ПНГ для каждого конкретного месторождения с учетом стадии разработки и систему их утверждения по аналогии, например с ТЭО КИН.

     Решение этих вопросов без вмешательства государства (Минэкономразвития, МинПРОМЭНЕРГО, МПР, ЦКР) невозможно.

     Литература

• 1. Ю.Трутнев, «Роснедра излишне лояльны к недропользователям-нарушителям», РБК daily 24/04/2007
• 2. Oil & Gas J. Aug. 7, 2006.
• 3. С. Чайка «Низконапорный газ — в наследство потомкам.», РГО Газовый бизнес, январь-февраль 2006.
• 4. Масленников Д. Союз нерушимый. Газовая промышленность. 2004, №3, с.24-26.
• 5. Ю.А. Колбановский, «Внедрим ли мы в производство пионерные разработки российских ученых…?», «Территория жизни», 16.06.2005.
• 6. Систер В.Г., Богданов В.А., Колбановский Ю.А. Получение синтез-газа гомогенным окислением метана. Нефтехимия, 2005, т.45, №6, с.440-446.

• К началу раздела