Попутный нефтяной газ его переработка. Попутный нефтяной газ и проблема его утилизации

Нефтяным газом называют газ, который растворён в нефти при пластовых условиях. Такой газ получают в процессе разработки нефтяных залежей вследствие уменьшения пластового давления. Его уменьшают до отметки ниже давления насыщения нефти. Объем нефтяного газа (м3/т) в нефти, или как его еще называют газовый фактор, может колебаться от 3-5 в верхних горизонтах до 200-250 в глубокозалегающих пластах, если залежи хорошо сохранились.

Попутный нефтяной газ

Месторождения нефтяного газа - это месторождения нефти. Попутный нефтяной газ (ПНГ) является природным углеводородным газом, а точнее смесью газов и парообразных углеводородных и не углеводородных составляющих, которые растворены в нефти или находятся в «шапках» нефтяных и газоконденсатных месторождений.
Фактически ПНГ - это побочный продукт добычи нефти. В самом начале добычи нефти попутный нефтяной газ из-за несовершенной инфраструктуры для его сбора, подготовки, перевозки и переработки, а также из-за отсутствия потребителей, попросту сжигали на факелах.
Одна тонна нефти может содержать от 1-2 м3 до нескольких тысяч м3 нефтяного газ, все зависит от региона добычи.

Использование нефтяных газов

Попутный нефтяной газ - это важное сырье для энергетической и химической промышленности. Такой газ отличается повышенной теплотворной способностью, которая может составлять от 9 тысяч до 15 тысяч Ккал/ м3. Однако его применение в энергогенерации затруднено нестабильным составом и присутствием множества примесей. Поэтому необходимы дополнительные затраты на очистку («осушку») газа.
В химической отрасли находящийся в попутном газе метан и этан применяют для изготовления пластических масс и каучука, тогда как более тяжелые компоненты используются в качестве сырья для создания ароматических углеводородов, топливных присадок с высоким октановым числом и сжиженных углеводородных газов, а именно сжиженного пропан-бутана технического (СПБТ).
Согласно информации Министерства природных ресурсов и экологии РФ (МПР), из 55 млрд м3 попутного газа, который каждый год добывается в России, только 26% (14 млрд м3) подвергается переработке. Еще 47% (26 млрд м3) поступает на нужды промыслов или списывается как технологические потери, а еще 27% (15 млрд м3) сжигают в факелах. Подсчеты специалистов говорят о том, что сжигание попутного нефтяного газ является причиной потери почти 139,2 млрд рублей, которые можно было бы получить в результате продажи жидких углеводородов, пропана, бутана и сухого газа.

Проблема сжигания нефтяного газа

Этот процесс является причиной масштабных выбросов твердых загрязняющих соединений, а также общего ухудшения экологической обстановки в нефтедобывающих регионах. В процессе «технологических потерь» и сжигания ПНГ в атмосферу попадает диоксид углерода и активная сажа.
Вследствие сгорания газа в факелах в России каждый год отмечается примерно 100 млн тонн выбросов СО2 (если сжигать весь объем газа). В тоже время российские факелы печально знамениты своей неэффективностью, то есть газ в них сгорает не весь. Получается, что в атмосферу попадает метан, который является намного более опасным парниковым газом, чем углекислый газ.
Количество выбросов сажи в процессе сгорания нефтяного газа оценивают примерно в 0,5 млн тонн ежегодно. Сгорание нефтяного газа сопряжено с тепловым загрязнением окружающей среды. Около факела радиус термического разрушения почвы составляет 10-25 метров, а растительного мира - от 50 до 150 метров.
Высокая концентрация в атмосфере продуктов сгорания такого газ, а именно окись азота, сернистый ангидрид, окись углерода, становится причиной роста случаев заболеваемости местного населения раком легких, бронхов, а также поражениями печени и желудочно-кишечного тракта, нервной системы, зрения.
Самым правильным и эффективным методом утилизации попутного нефтяного газа можно назвать его переработку на газоперерабатывающих предприятиях с образованием сухого отбензиненного газа (СОГ), широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), а также сжиженных газов (СУГ) и стабильного газового бензина (СГБ).
Правильная утилизация нефтяного газа даст возможность каждый год изготавливать около 5-6 млн тонн жидких углеводородов, 3-4 млрд м3 этана, 15-20 млрд м3 сухого газа или 60-70 тысяч ГВт/ч электроэнергии.
Интересно, что 1 января 2012 г вступило в силу постановление Правительства РФ «О мерах по стимулированию снижения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках». В этом документе сказано, что добывающие предприятия должны подвергать утилизации 95% ПНГ.

Состав нефтяного газа

Состав нефтяного газа может быть различным. От чего он зависит? Специалисты выделяют следующие факторы, влияющие на состав нефтяного газ:

Состав нефти, в которой растворён газ
условия залегания и формирования залежей, которые отвечают за устойчивость природных нефтегазовых систем
возможность естественной дегазации.

Большинство попутных газов, в зависимости от региона добычи, могут содержаться даже неуглеводородные составляющие, к примеру, сероводород и меркаптаны, углекислый газ, азот, гелий и аргон. Если в составе нефтяных газов преобладают углеводороды (95-100%) их называют углеводородными. Также бывают газы с примесью углекислого газа (CO2 от 4 до 20%), или азота (N2 от 3 до 15%). Углеводородно-азотные газы имеют в своем составе до 50% азота. По соотношению метана и его гомологов выделяют:

• сухие (метана более 85%, С2Н6 + высшие 10-15%)
• жирные (CH4 60-85%, С2Н6 + высшие 20-35%).

Исходя из геологических характеристик, выделяют попутные газы газовых шапок, а также газы, которые растворены непосредственно в нефти. В процессе вскрытия нефтяных пластов чаще всего начинает фонтанировать газ нефтяных шапок. Далее главный объем получаемого ПНГ составляют газы, которые растворены в нефти.
Газ из газовых шапок, его еще называют свободным газом, имеет более «легкий» состав. Он содержит меньшее количество тяжелых углеводородных газов, чем выгодно отличается от растворенного в нефти газа. Получается, что первые этапы разработки месторождений зачастую имеют большие ежегодные объемы добычи ПНГ с преобладанием метана в своем составе.
Однако, со временем дебет попутного нефтяного газа снижается, и увеличивается объем тяжелых составляющих.
Чтобы выяснить, сколько газа содержится в определенной нефти и какой его состав, специалисты осуществляют дегазацию пробы нефти, отобранной на устье скважины или в пластовых условиях при помощи глубинного проботборника. Вследствие неполной дегазации нефтей в призабойной зоне и подъёмных трубах нефтяной газ, взятый из устья скважины, имеет в своем составе более высокое количество метана и меньший объем его гомологов, в сравнении с газом из глубинных проб нефтей.

Состав попутного нефтяного газа различных месторождений Западной Сибири

Регион 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
З а п а д н а я С и б и р ь
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
Б а ш к о р т о с т а н
Арланское	12,29	8,91	19,6	10,8	6,75	0,86	42,01
Вятское	8,2	12,6	17,8	10,4	4,0	1,7	46,2
У д м у р т с к а я Р е с п у б л и к а
Лозолюкско-Зуринское	7,88	16,7	27,94	3,93	8,73	2,17	1,8	1,73	28,31
Архангельское	10,96	3,56	12,5	3,36	6,44	2,27	1,7	1,28	56,57
П е р м с к и й к р а й
Куединское	32,184	12,075	13,012	1,796	3,481	1,059	0,813	0,402	33,985
Красноярское	44,965	13,539	13,805	2,118	3,596	1,050	0,838	1,792	17,029
Гондырское	21,305	20,106	19,215	2,142	3,874	0,828	0,558	0,891	29,597
Степановкое	40,289	15,522	12,534	2,318	3,867	1,358	0,799	1,887	20,105

Сжиженный нефтяной газ

Полная характеристика нефтяных газов в сжиженном состоянии дает возможность использовать их в качестве высококачественного полноценного топлива для автомобильных моторов. Главными составляющими сжиженного нефтяного газ являются пропан и бутан, которые являются побочными продуктами добычи или переработки нефти на газо-бензинных предприятиях.
Газ прекрасно соединяется с воздухом с формированием однородной горючей смеси, что гарантирует высокую теплоту сгорания, а также позволяет избежать детонации в процессе сгорания. В газе имеется минимальное количество компонентов, которые способствуют нагарообразованию и загрязнению системы питания, а также вызывают коррозию.
Состав сжиженного нефтяного газа дают возможность создавать моторные свойства газового топлива.
В процессе перемешивания пропана можно обеспечить подходящее давление насыщенных паров в газовой смеси, что имеет большое значение для использования газобаллонных автомобилей в разных климатических условиях. Именно по этой причине присутствие пропана очень желательно.
Цвет и запах у сжиженного нефтяного газа отсутствует. Из-за этого для гарантии безопасной эксплуатации на автомобилях ему придают специальный аромат - одорируют.

Оставшийся попутный газ, который нефтедобывающие компании не сжигают в факелах и не закачивают в пласт, попадает на переработку. Прежде чем перевозить его на перерабатывающий комбинат, его нужно очистить. Освобожденный газ от механических примесей и воды намного легче перевозить. Для того, чтобы предотвратить выпадение сжиженных фракций в полость газопроводов и облегчить смесь осуществляют отфильтровывание тяжёлых углеводородов.
Посредством выведения сернистых элементов можно предотвратить коррозионное действие попутного нефтяного газа на стенку трубопровода, а извлечением азота и углекислоты можно снизить объем смеси, который не используется в переработке. Очищают газ различными методами. По окончанию охлаждения и компримирования (сжатия под давлением) газа можно приступать к его сепарации или обработки газодинамическими способами. Эти методы довольно бюджетны, однако они не дают возможности выделить углекислоту и сернистые компоненты из нефтяного газа.
Если применяются сорбционные методы, то кроме удаления сероводорода осуществляется и осушка от воды и влажных углеводородных компонентов. Единственный недостаток этого метода - плохая адаптация технологии к полевым условиям, что является причиной потери примерно 30% объёма газа. Кроме этого, чтобы удалить жидкость используется способ гликолевой сушки, но исключительно как второстепенный процесс, потому что помимо воды, он больше ничего из смеси не выделяет.
Все перечисленные методы сегодня можно назвать устаревшими. Наиболее современным методом является мембранная очистка. В основе этого метода - разница в скорости проникновения разных компонентов нефтяного газа через волокна мембран.
Когда газ поступает на перерабатывающее предприятие, его подвергают разделению при помощи низкотемпературной абсорбции и конденсации на базовые фракции. Часть таких фракций сразу являются конечными продуктами. После разделения получают отбензиненный газ, в составе которого метан и примесь этана, а также широкая фракция лёгких углеводородов (ШФЛУ). Такой газ без проблем транспортируется по трубопроводным системам и применяется в качестве топлива, а также служит сырьём для изготовления ацетилена и водорода. Также при помощи газопереработки изготавливают автомобильный пропан-бутан жидкого типа (т. е. газомоторное топливо), а также ароматические углеводороды, узкие фракции и стабильный газовый бензин.
Попутный нефтяной газ, невзирая на крайне невысокую рентабельность его переработки, активно применяется в топливно-энергетической отрасли и нефтехимической промышленности.

Попутный нефтяной газ является побочным продуктом нефтедобычи, получаемым в процессе сепарации нефти. Состав Пример компонентного состава ПНГ Компоненты газовой смеси Обозначение компонента Нефтяной газ в % объёма 1 ступень 2 ступень 3 ступень Метан CH 4 61,7452 45,6094 19,4437 Этан C 2 H 6 7,7166 16,3140 5,7315 Пропан C 3 H 8 17,5915 21,1402 4,5642 И-Бутан iC 4 H 10 3,7653 5,1382 4,3904 Бутан C 4 H 10 4,8729 7,0745 9,6642 И-Пентаны iC 5 H 12 0,9822 1,4431 9,9321 Пентан C 5 H 12 0,9173 1,3521 12,3281 И-Гексаны iC 6 H 14 0,5266 0,7539 13,8146 Гексан C 6 H 14 0,2403 0,2825 3,7314 И-Гептаны iC 7 H 16 0,0274 0,1321 6,7260 Бензол C 6 H 6 0,0017 0,0061 0,0414 Гептан C 7 H 16 0,1014 0,0753 1,5978 И-Октаны iC 8 H 18 0,0256 0,0193 4,3698 Толуол C 7 H 8 0,0688 0,0679 0,0901 Октан C 8 H 18 0,0017 0,0026 0,4826 И-Нонаны iC 9 H 20 0,0006 0,0003 0,8705 Нонан C 9 H 20 0,0015 0,0012 0,8714 И-Деканы iC 10 H 22 0,0131 0,0100 0,1852 Декан C 10 H 22 0,0191 0,0160 0,1912 Углекислый газ CO 2 0,0382 0,1084 0,7743 Азот N 2 1,3430 0,4530 0,1995 Сероводород H 2 S 0,0000 0,0000 0,0000 Молекулярная масса, г/моль 27,702 32,067 63,371 Плотность газа, г/м 3 1151,610 1333,052 2634,436 Содержание углеводородов С 3+В, г/м 3 627,019 817,684 2416,626 Содержание углеводородов С 5+В, г/м 3 95,817 135,059 1993,360 Получение ПНГ является ценным углеводородным компонентом, выделяющимся из добываемых, транспортируемых и перерабатываемых содержащих углеводороды минералов на всех стадиях инвестиционного цикла жизни до реализации готовых продуктов конечному потребителю. Таким образом, особенностью происхождения нефтяного попутного газа является то, что он выделяется из нефти на любой из стадий от разведки и добычи до конечной реализации, также как и в процессе нефтепереработки. Специфической особенностью ПНГ является переменный расход получаемого газа, от 100 до 5000 нм³/час . [ ] Содержание углеводородов С З + может изменяться в диапазоне от 100 до 600 г/м³ . При этом состав и количество ПНГ не является величиной постоянной. Возможны как сезонные, так и разовые колебания (нормальное изменение значений до 15 %). Газ первой ступени сепарации, как правило, высокого давления и легко находит свое применение - отправляется непосредственно на газоперерабатывающий завод, используется в энергетике или химической конверсии. Значительные трудности возникают при попытках использовать газ с давлением менее 5 бар . До недавнего времени такой газ в подавляющем большинстве случаев просто сжигался на факелах, однако, сейчас ввиду изменений политики государства в области утилизации ПНГ и ряда других факторов ситуация значительно изменяется. В соответствии с Постановлением Правительства России от 8 января 2009 г. № 7 «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках» был установлен целевой показатель сжигания попутного нефтяного газа в размере не более 5 процентов от объема добытого попутного нефтяного газа. В настоящий момент объемы добываемого, утилизируемого и сжигаемого ПНГ невозможно оценить в связи с отсутствием на многих месторождениях узлов учета газа. Но по приблизительным оценкам это порядка 25 млрд м³ . Способы разделения Технологии утилизации ПНГ До недавнего времени попутный газ в подавляющем большинстве случаев просто сжигался на факелах, что наносило значительный вред окружающей среде и приводило к значительным потерям ценного углеводородного сырья. К основным направлениям утилизации ПНГ можно отнести: поставка газа на газоперерабатывающие заводы для глубокой химической переработки. поставка газа в магистральную газотранспортную систему. Для этого проводится подготовка газа для магистральных газопроводов ОАО «Газпром » в соответствии с СТО Газпром 089-2010 использование ПНГ на энергетических установках для выработки электроэнергии. Широкое распространение получили газотурбинные (ГТЭС) и газопоршневые (ГПЭС) энергоустановки. Однако, наличие тяжелых углеводородов в составе попутного газа негативно сказывается на их работе, что приводит к снижению номинальной производительности и межремонтного пробега. В этой связи, использование микротурбинных энергоустановок позволит более эффективно использовать попутный нефтяной газ в качестве топлива . закачка ПНГ в пласт для интенсификации нефтеотдачи. Газ может закачиваться в газовую шапку месторождения с целью поддержания пластового давления, также ограниченно применяется использование «газлифта ». Перспективным направлением является также и совместная закачка в пласт газа и воды (водогазовое воздействие). химическая переработка ПНГ с получением жидких углеводородных продуктов, т.н. GTL - методы . Мембранное газоразделение Существуют мембранные установки очистки газа от примесей, таких как пары воды, серосодержащие примеси и тяжёлые углеводороды . Данные устройства предназначены для подготовки попутного нефтяного газа к транспортировке потребителю. Нефтяной газ содержит обычно множество веществ, недопустимых нормами газотранспортной компании (например СТО Газпром 089-2010), и очистка является необходимым условием для предотвращения разрушения газопроводов или обеспечения экологичности сжигания газа. Мембранная очистка широко применяется в комбинации с другими процессами газоочистки, так как не может обеспечить высокую степень очистки, но позволяет существенно сократить эксплуатационные затраты . По своей конструкции мембранная установка представляет собой цилиндрический блок со входом ПНГ и выходами очищенного газа и примесей в виде воды,

21/01/2014

Одна из острых проблем в нефтегазовом секторе сегодня – это проблема сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ). Она влечет за собой экономические, экологические социальные потери и риски для государства, и становится еще более актуальной при нарастании мировой тенденции по переводу экономики к низкоуглеродному и энергоэффективному способу развития.

ПНГ представляет собой смесь углеводородов, которые растворены в нефти. Он содержится в нефтяных пластах и высвобождается на поверхность при добыче «черного золота». ПНГ отличается от природного газа тем, что помимо метана, состоит из бутана, пропана, этана и других более тяжелых углеводородов. Кроме того в нем можно обнаружить и неуглеводородные составляющие, такие как гелий, аргон, сероводород, азот, углекислый газ.

Вопросы использования и утилизации ПНГ присущи всем нефтедобывающим странам. А для России они более актуальны, ввиду того, что наше государство, по данным Всемирного Банка, в лидерах списка стран с самыми высокими показателями сжигания ПНГ на факелах. По исследованиям экспертов, первое место в этой сфере досталось Нигерии, уже за ней следует Россия, а потом – Иран, Ирак и Ангола. Официальные данные говорят о том, что ежегодно в нашей стране извлекается 55 млрд. м3 ПНГ, из них — 20-25 млрд. м3 сжигается, и только 15-20 млрд. м3 попадает в химическую промышленность. Больше всего газа сжигается в труднодоступных местах добычи нефти Восточной и Западной Сибири. Из-за большого освещения ночью из космоса видны самые крупные мегаполисы Европы, Америки и Азии, а также малонаселенные участки Сибири, по причине огромного количества нефтяных факелов сжигания ПНГ.

Один из аспектов данной проблемы – экологический. При сжигании этого газа происходит большое количество вредных выбросов в атмосферу, что влечет за собой ухудшение состояния окружающей среды, уничтожение невозобновляемых природных ресурсов, развивает негативные общепланетарные процессы, которые крайне отрицательно влияют на климат. По недавним ежегодным статистическим данным от сжигания ПНГ только Россией и Казахстаном в атмосферу попадает более миллиона тонн загрязняющих веществ, в состав которых входят и углекислый газ, и диоксид серы, и сажевые частицы. Эти и многие другие вещества, естественно, попадают и в организм человека. Так, исследования по Тюменской области показали, что тут уровень заболеваемости многими классами болезней намного больше, чем в других регионах России. В этом списке – заболевания репродуктивной системы, наследственные патологии, ослабление иммунитета, онкологические заболевания.

Но проблемы утилизации ПНГ ставят не только экологические вопросы. Они с вязаны и с вопросами больших потерь в экономике государства. Попутный нефтяной газ – важное сырье для энергетической и химической отраслей промышленности. Он обладает большой теплотворной способностью, а входящие в состав ПНГ метан и этан используются в производстве пластмасс и каучука, другие его элементы – ценное сырье для высокооктановых топливных присадок и сжиженных углеводородных газов. Масштабы экономических потерь в этой области огромны. Например, нефтегазодобывающие предприятия России в 2008 году сожгли более 17 млрд.м3 ПНГ и 4,9 млрд. м3 природного газа, добывая газовый конденсат. Эти показатели сходны с годовой потребностью всех россиян в бытовом газе. Как последствие данной проблемы – экономические потери для нашей страны 2,3 млрд. долларов в год.

Проблема утилизации ПНГ в России зависит от многих исторически сложившихся причин, которые до сих пор не позволяют решить ее простыми и быстрыми способами. Свое начало она берет в нефтяной промышленности СССР. В то время в центре внимания были только гигантские месторождения, а основная цель — добыча огромных объемов нефти при минимальных издержках. Ввиду этого переработка попутного газа относилась к второстепенным вопросам и менее рентабельным проектам. Определенная схема утилизации, конечно, была принята. Для этого в самых крупных местах добычи нефти строились не менее крупные ГПЗ с разветвленной газосборной системой, которые были ориентированы на переработку сырья с близлежащих месторождений. Совершенно очевидно, что данная технология эффективно может работать только на крупном производстве, и несостоятельна на средних и малых месторождениях, которые наиболее активно разрабатываются в последнее время. Другая проблема советской схемы в том, что ее технические и транспортные характеристики не позволяют транспортировать и перерабатывать газ, обогащенный тяжелыми углеводородами в силу невозможности его перекачки по трубопроводам. Поэтому его до сих пор приходится сжигать в факелах. В СССР сбор газа и поставка его на заводы финансировались из единой системы. После того, как союз развалился, сформировались независимые нефтяные компании, в руках которых и сосредоточились источники ПНГ, в то время как доставка и сбор газа остались у грузопереработчиков. Последние и стали монополистами в этой сфере. Таким образом, у нефтяников просто не было стимула для инвестиций в строительство газосборных предприятий на новых месторождениях. Тем более, что использование ПНГ требует огромных вложений. Компаниям этот газ дешевле сжигать в факелах, чем строить систему сбора и переработки.

Основные причины сжигания ПНГ можно очертить следующим образом. Отсутствуют дешевые технологии, которые позволят утилизировать газ, обогащенный тяжелыми углеводородами. Нет достаточных мощностей для переработки. Различные составы ПНГ и природного газа ограничивают доступ нефтяникам к Единой системе газоснабжения, которая заполнена природным газом. Строительство необходимых газопроводов многократно повышает цену добываемого газа по сравнению с природным. Несовершенна и существующая в России система контроля по выполнению лицензионных соглашений. Штрафы за выбросы вредных веществ в атмосферу гораздо меньше затрат на утилизацию ПНГ. На российском рынке практически отсутствуют технологии, которые бы занимались сбором и переработкой этого газа. Подобные решения есть за рубежом, но их использование тормозится очень высокой ценой, а так же необходимой адаптацией к российским условиям, как климатическим, так и законодательным. Например, требования к промышленной безопасности у нас более жесткие. Уже есть случаи, когда заказчики вкладывали огромные суммы и в итоге получали оборудование, которое невозможно было эксплуатировать. Поэтому собственное производствогазоперекачивающих компрессорных станций и установок дожатия ПНГ важный вопрос для нефтегазовой отрасли России. Над его решением уже работают казанский«ПНГ-Энергия» и томский «БПЦ Инжиниринг». Несколько проектов по проблеме утилизации ПНГ на разных этапах развития находятся в Сколково.

Правительство Российской Федерации желает привести ситуацию с ПНГ к мировым стандартам. Вопросы о необходимой либерализации цен на этот продукт поставлены уже в 2003 году. В 2007 году произошло обнародование последних данных об объеме сжигаемого ПНГ в факелах – это треть всего продукта. В ежегодном Послании Президента РФ Федеральному Собранию РФ от 26 апреля 2007 года Владимир Путин обратил внимание на проблему и дал поручение правительству подготовить комплекс мер по решению этого вопроса. Он предложил увеличить штрафы, создать систему учета, ужесточить лицензионные требования к недропользователям, а также довести уровень утилизации ПНГ к среднемировому – 95% к 2011 году. Но Минэнерго рассчитало, что подобный показатель можно выполнить по самым оптимистичным прогнозам только к 2015 году. ХМАО, например, на данный момент перерабатывает 90%, при действующих восьми газоперерабатывающих предприятиях. ЯНАО характеризуется гигантскими необжитыми территориями, что усложняет вопрос утилизации ПНГ, поэтому здесь используется порядка 80%, а к 95 % округ придет только в 2015-2016 годах.

Долгое время попутный нефтяной газ не имел никакой ценности. Его считали вредной примесью при добыче нефти и сжигали непосредственно при выходе газа из нефтеносной скважины. Но время шло. Появились новые технологии, которые позволили по-другому взглянуть на ПНГ и его свойства.

Состав

Попутный нефтяной газ располагается в «шапке» нефтеносного пласта - пространстве между грунтом и залежами ископаемой нефти. Также некоторая его часть находится в растворенном состоянии и в самой нефти. По сути, ПНГ тот же природный газ, состав которого обладает большим количеством примесей.

Попутный нефтяной газ отличается большим многообразием содержания разного рода углеводородов. Главным образом это этан, пропан, метан, бутан. Также на его состав приходится и более тяжелые углеводороды: пентан и гексан. Помимо этого, нефтяной газ включает в себя некоторое количество негорючих компонентов: гелий, сероводород, углекислый газ, азот и аргон.

Стоит отметить, что состав попутного нефтяного газа крайне нестабилен. Одно и то же месторождение ПНГ способно в течение нескольких лет заметно поменять процентное содержание тех или иных элементов. Особенно это касается метана и этана. Но даже несмотря на это нефтяной газ высоко энергоемок. Один кубометр ПНГ в зависимости от типа углеводородов, которые входят в его состав, способен выделить от 9 000 до 15 000 ккал энергии, что делает его перспективным для использования в различных секаторах экономики.

По добыче попутного нефтяного газа лидируют Иран, Ирак, Саудовская Аравия, Российская Федерация и прочие страны, в которых сосредоточено основные запасы нефти. На Россию здесь приходится около 50 млрд. кубометров попутного нефтяного газа в год. Половина этого объема идет на нужды производственных сфер, 25% на дополнительную переработку, а остальная часть сжигается.

Очистка

В первозданном виде попутный нефтяной газ не применяется. Его использование становиться возможным только после предварительно очистки. Для этого слои углеводородов, имеющих разную плотность, отделяют друг от друга в специально разработанном для этого оборудовании - многоступенчатый сепаратор давления.

Всем известно, что вода в горах закипает при более низкой температуре. В зависимости от высоты температура кипения ее может опускаться до 95 ºС. Происходит это по причине разницы атмосферного давления. Этот принцип и используется в работе многоступенчатых сепараторов.

Изначально, сепаратор подает давление 30 атмосфер и через определенный промежуток времени постепенно уменьшает его значение с шагом 2-4 атмосферы. Тем самым осуществляется равномерное отделение углеводородов с различной температурой кипения друг от друга. Далее, полученные компоненты отправляют непосредственно на следующий этап очистки на заводы по переработки нефти.

Применение попутного нефтяного газа

Сейчас активно востребован в некоторых сферах производства. Прежде всего, это - химическая промышленность. Для нее ПНГ служит материалом для изготовления пластмассы и резины.

Энергетическая отрасль также неравнодушна к побочному продукту нефтедобычи. ПНГ является сырьем, из которого получают следующие виды топлива:

• Сухой отбензиненный газ.
• Широкая фракция легких углеводородов.
• Газовое моторное топливо.
• Сжиженный нефтяной газ.
• Стабильный газовый бензин.
• Отдельные фракции на основе углерода и водорода: этан, пропан, бутан и прочие газы.

Объемы использования попутного нефтяного газа были бы еще более высокими, если бы не ряд сложностей, которые возникают при его транспортировке:

• Необходимость удаления механических примесей из состава газа. Во время истечения ПНГ из скважины, в газ попадают мельчайшие частицы грунта, которые значительно снижают его транспортные свойства.
• Попутный нефтяной газ должен обязательно пройти процедуру обензинивания. Без этого сжиженная фракция выпадет в осадок в газопроводе во время его транспортировки.
• Состав попутного нефтяного газа должен подвергаться очистке от серы. Повышенное содержание серы является одной из главных причин образования очагов коррозии в трубопроводе.
• Удаление азота и двуокисей углерода для повышения теплотворной способности газа.

В силу выше названых причин долгое время попутный нефтяной газ не подвергали утилизации, а жгли непосредственно возле скважины, где залегала нефть. Особенно, за этим хорошо было наблюдать, пролетая над Сибирью, где постоянно виднелись факелы с отходящими от них черными облаками дыма. Так продолжалось пока в дело не вмешались экологи, осознав весь тот непоправимый вред, который наносится таким образом природе.

Последствия сжигания

Сжигание газа сопровождается активным термическим воздействием на окружающую среду. В радиусе 50-100 метров от непосредственного места горения наблюдается заметное снижение объема растительности, а на расстояние до 10 метров вообще полное ее отсутствие. Связано это главным образом с выгоранием питательных элементов почвы, от которых так зависят разного рода деревья и травы.

Горящий факел служит источником окиси углерода, того самого, который ответственен за разрушение озонового слоя Земли. Помимо всего в газе содержатся сернистый ангидрид и оксид азота. Эти элементы относятся к группе ядовитых веществ для живых организмов.

Так, у людей, проживающих в районах с активной добычей нефти, наблюдается повышенный риск развития разного рода патологий: онкологии, бесплодия, ослабления иммунитета и т.д.

По этой причине в конце 2000-х годов встал остро вопрос об утилизации ПНГ, который мы и рассмотрим ниже.

Способы утилизации попутного нефтяного газа

На данный момент существует множество вариантов удаления отходов нефти без нанесения вреда окружающей среде. Наиболее распространенными из них являются:

• Отправка непосредственно на завод по переработки нефти. Является наиболее оптимальным решением, как с финансовой, так и экологической точки зрения. Но при условии, если уже имеется развитая инфраструктура газопроводов. При ее отсутствии потребуется значительное вложение капитала, что обоснованно только в случае крупных месторождений.
• Утилизация путем использования ПНГ в качестве топлива. Попутный нефтяной газ поставляется электростанциям, где с помощью газовых турбин из него производят электрическую энергию. Минусом такого способа является необходимость установок оборудования для предварительно очистки, а также его транспортировка до пункта назначения.
• Закачка отработанного ПНГ в залегающий пласт нефти, тем самым повышая коэффициент нефтеотдачи скважины. Происходит это за счет увеличения под слоем грунта. Данный вариант отличается простотой реализации и относительно низкой стоимостью используемого оборудования. Минус здесь только один - отсутствие фактической утилизации ПНГ. Происходит только ее отсрочка, но проблема так и остается нерешенной.

НЕФТЬ И ГАЗ, ИХ СОСТАВ И ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

НЕФТЬ

Нефть представляет собой горючую, маслянистую жидкость, по преимуществу темного цвета, со специфическим запахом. По химическому составу нефть является в основном смесью различных углеводородов, содержащихся в ней в самых разнообразных со­четаниях и определяющих ее физические и химические свойства.

В нефтях встречаются следующие группы углеводородов: 1) ме­тановые (парафиновые) с общей формулой С я Н 2я+2 ; 2) нафтеновые с общей формулой С„Н 2П; 3) ароматические с общей формулой

СпН 2л -в- /

Наиболее распространены в природных условиях углеводороды метанового ряда. Углеводороды этого ряда - метан СН 4 , этан С 2 Н в, пропан С 3 Н 8 и бутан С 4 Ню - при атмосферном давлении и нормаль­ной температуре находятся в газообразном состоянии. Они входят в состав нефтяных газов. При повышении давления и температуры эти легкие углеводороды могут частично или полностью переходить в жидкое состояние.

Пентан С 8 Н 12 ,\гексан С в Н 14 и гептан С 7 Н 1в при тех же условиях находятся в неустойчивом состоянии: легко переходят из газообраз­ного состояния в жидкое и обратно.

Углеводороды от С 8 Н 18 до С 17 Н зв - жидкие вещества.

Углеводороды, в молекулах которых имеется свыше 17 атомов углерода, относятся к твердым веществам. Это парафины и цере­зины, содержащиеся в тех или иных количествах во всех нефтях.

Физические свойства нефтей и нефтяных газов, а также их каче­ственная характеристика зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или их различных групп. Нефти с преобладанием сложных углеводородов (тяжелые нефти) содержат меньшее коли­чество бензиновых и масляных фракций. Содержание в нефти

В, М-МУРАВЬЕ В

большого количества смолистых и парафиновых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что требует особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки.

Кроме того, нефти подразделяют по основным качественным по­казателям - содержанию светлых бензиновых, керосиновых и мас­ляных фракций.

Фракционный состав нефтей определяют путем лабораторной разгонки их, которая основана на том, что каждый углеводород, входящий в ее состав, имеет свою определенную точку кипения.

Легкие углеводороды имеют низкие точки кипения. Например, у пентана (С Б Н1а) точка кипения равна 36° С, у гексана (С 6 Н1 4) - 69° С. У тяжелых углеводородов точки кипения более высокие и доходят до 300° С и выше. Поэтому при подогревании нефти выки­пают и испаряются сначала ее более легкие фракции, при повыше­нии температуры начинают кипеть и испаряться более тяжелые угле­водороды.

Если пары нефти, подогретой до определенной температуры, собрать и охладить, то эти пары снова превратятся в жидкость, представляющую собой группу углеводородов, выкипающих из нефти в данном интервале температур. Таким образом, в зависимости от температуры подогрева нефти из нее сначала испаряются самые легкие - бензиновые фракции, затем более тяжелые - керосино­вые, затем соляровые и т. д.

Процентное содержание в нефти отдельных фракций, выкипаю­щих в определенных температурных интервалах, характеризует фракционный состав нефти.

Обычно в лабораторных условиях разгонку нефти производят в интервалах температур до 100, 150, 200, 250, 300 и 350° С.

Простейшая переработка нефти основана на том же принципе, что и описанная лабораторная разгонка. Это прямая перегонка нефти с выделением из нее в условиях атмосферного давления и на­грева до 300-350° С бензиновых, керосиновых и соляровых фракций.

В СССР встречаются нефти разнообразного химического состава и свойств. Даже нефти одного и того же месторождения могут сильно различаться между собой. Однако нефти каждого района СССР имеют и свои специфические особенности. Например, нефти Урало-Волжского района обычно содержат значительное количество смол, парафина и сернистых соединений. Нефти Эмбенского района от­личаются относительно небольшим содержанием серы.

Наибольшим разнообразием состава и физических свойств об­ладают нефти Бакинского района. Здесь наряду с бесцветными неф-тями в верхних горизонтах Сураханского месторождения, состоя­щими практически из одних только бензиновых и керосиновых фрак­ций, встречаются нефти, не содержащие бензиновых фракций. В этом районе имеются нефти, не содержащие смолистых веществ, а также высокосмолистые. Во многих нефтях Азербайджана содер­жатся нафтеновые кислоты. В большинстве нефтей отсутствуют пара­фины. По содержанию серы все бакинские нефти относятся к мало-сернистым.

Одним из основных показателей товарного качества нефти/яв­ляется ее плотность. Плотность нефти при стандартной температуре 20° С и атмосферном давлении колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м 3 .

В промысловой практике по величине плотности сырой нефти ориентировочно судят о ее качестве. Легкие нефти с плотностью до 880 кг/м 3 являются наиболее ценными; они, как правило, содержат больше бензиновых и масляных фракций.

Плотность, нефтей обычно измеряют специальными ареометрами. Ареометр представляет собой стеклянную трубку с расширенной нижней частью, в которой помещается ртутный термометр. Вслед­ствие значительного веса ртути ареометр при погружении в нефть принимает вертикальное положение. В верхней узкой части арео­метр имеет шкалу для замера плотности, а в нижней части - шкалу температур.

Для определения плотности нефти ареометр опускают в сосуд с этой нефтью и по верхнему краю образовавшегося мениска отсчи­тывают величину ее плотности.

Чтобы полученный замер плотности нефти при данной темпера­туре привести к стандартным условиям, т. е. к температуре 20° С, необходимо ввести температурную поправку, которая учитывается следующей формулой:

р2о = Р* + в(<-20), (1)

где р 20 - искомая плотность при 20° С; р/ - плотность при тем­пературе измерения I; а - коэффициент объемного расширения нефти, величина которого берется из специальных таблиц; она