Если природный газ в объеме около 600 млрд. м3 в год добывается на нескольких крупных газовых месторождениях, сосредоточенных в основном в ЯНАО, то ПНГ около 60 млрд. м3 в год, выделяется при сепарации из нефти сотен нефтяных месторождений Сибири, Поволжья и др. нефтеносных провинций, рассредоточенных на огромной территории России. Признано ( см. Послание Президента России В.Путина Федеральному собранию), что из них 20 млрд. м3 в год горит на факелах.
Газоперерабатывающие заводы (ГПЗ), построенные еще в СССР, изначально предназначались для подготовки сырья для газохимических комплексов, размещены в нескольких регионах и не могут принять газ не столько из-за недостатка мощностей, сколько из-за удаленности и рассредоточенности нефтяных месторождений.
ПНГ, в отличие от природного газа, имеет в своем составе до 40% тяжелых углеводородов, которые с одной стороны ценное сырье для газохимии, а с другой, в силу физико-химических свойств – труднотранспортируемый продукт, образующий в трубопроводе гидратные пробки, склонный выпадать в жидкую фазу при понижении температуры ниже точки росы, что в условиях Сибири и Крайнего Севера создает большие проблемы. Все эти факторы ограничивают возможности нефтедобывающих компаний по утилизации ПНГ. Следует отметить, что только газ 1-х ступеней сепарации (Рис.1) нефти имеет некоторый запас давления для бескомпрессорного транспорта на переработку, газ концевых ступеней сепарации (около 10%), имеющий практически атмосферное давление, за редким исключением горит на факелах (Рис.2).
Теоретически можно переработать весь ПНГ в жидкие углеводородные продукты на месте добычи.
Процессы газохимических превращений и разработанные на их основе технологии, позволяют полностью превратить газ в жидкость. Классические каталитические процессы получения синтез-газа методом паровой, пароуглекислотной или парокислородной конверсии углеводородных газов доведены до высокой степени совершенства. Но при этом, считалось, что такие производства экономически обоснованы при производительности по товарным продуктам в 500-700 тысяч тонн в год. Опыт Европы и США показывает, что наибольший эффект по глубине переработки и количеству товарных продуктов с высокой добавленной стоимостью, может быть достигнут при объединении нескольких различных газохимических производств в единый комплекс.
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 нефтяные месторождения находятся в собственности компаний, у которых отсутствует перспектива доступа к газотранспортным системам (ГТС), а возможности его использования для собственных энергетических целей весьма ограничены (3-5 млн. м3 в год). Условия подключения к магистральному газапроводу предполагают компримирование, осушку по влаге и по углеводородам, узлы приема–запуска очистных устройств, электрохимзащиту, стоимость которых весьма значительна и не под силу небольшим нефтяным компаниям. Поэтому попытки установить единый для всех месторождений коэффициент утилизации ПНГ без учета особенностей каждого месторождения, могут привести к их закрытию.
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 переработки газа на основе GTL (ГАЗ В ЖИДКОСТЬ)- технологий и создания на их основе малотоннажных установок, позволяющих решить проблему утилизации ПНГ. В качестве первичных продуктов такой переработки в принципе можно рассматривать синтетические жидкие углеводороды (СЖУ) и получаемое на их основе синтетическое моторное топливо, метанол, диметиловый эфир, этилен. Выбор в каждом конкретном случае определяется наличием потребителей или условий для транспортировки с удаленного месторождения.
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 и практически при полном отсутствии государственных. Связи между отраслевыми институтами прерваны, новые разработки скрываются от конкурентов.
Классические криогенные технологии и разработанные на их основе установки «Криогенмаш», «Гелиймаш» для утилизации «жирного» нефтяного газа малопригодны из-за высокой стоимости оборудования и длительных сроков окупаемости.
В силу указанных обстоятельств, создание на базе уже разработанных отечественными и иностранными фирмами газохимических технологий, создание малотоннажных установок в России можно организовать, объединив усилия государственных органов, инвесторов, разработчиков оборудования, проектных организаций, заводов, производящих нефтепромысловое оборудование, системы КИПиА, запорно-регулирующую арматуру и т.п. Без участия государства проблему утилизации ПНГ нефтяным компаниям не решить.
