авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |
-- [ Страница 1 ] --

Открытое акционерное общество

Научно-исследовательский и проектный

институт по переработке газа

(ОАО «НИПИгазпереработка»)

ПРОБЛЕМЫ УТИЛИЗАЦИИ

ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА

И ОПТИМАЛЬНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ

ЕГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ

Материалы XXIV Всероссийского

межотраслевого совещания

(Сочи, 6–7 октября 2010 г.)

Краснодар 2011

УДК 665.632:622.276:622.279

В сборнике помещены материалы XXIV Всероссийского межот раслевого совещания-семинара по проблемам использования нефтя ного газа и других видов лёгкого углеводородного сырья, проведен ного ОАО «НИПИгазпереработка» в г. Сочи 6–7 октября 2010 г.

Сборник подготовлен под редакцией Заслуженного работника ОАО «НИПИгазпереработка», к.т.н. Е.М. Брещенко.

Материалы публикуются в одном томе.

ISBN 978-5-901957-69-1 © ОАО «НИПИгазпереработка», ВВЕДЕНИЕ (Вступительное слово генерального директора ОАО «НИПИгазпереработка» П.А. Пуртова) Тема XXIV Всероссийского межотраслевого совещания сфор мулирована как «Проблемы утилизации попутного нефтяного газа и оптимальные направления его использования». Выбор темы обус ловлен, прежде всего, ее экологической, социальной и экономичес кой актуальностью.

Экологический аспект проблемы: ежегодно в России сжигает ся (по данным разных источников) от 22 до 36% попутного нефтя ного газа, что определяет необходимость поиска путей сокращения объемов выбросов вредных веществ в окружающую среду.

Социальный аспект проблемы: ПНГ – это резерв для увеличе ния поставок газа населению и сырья для производства целого спек тра продуктов нефтехимии, недостаточно используемый в настоя щее время Экономический аспект проблемы: основные трудности транс портировки ПНГ обусловлены его сложным компонентным соста вом, что заставляет компании нести дополнительные затраты на подготовку газа. Проблема требует развития научных технологий, оптимизирующих процесс и сокращающих стоимость необходимых технологий.

К тому же, проблема попутного нефтяного газа нам хорошо знакома. НИПИгазпереработка создавался именно как институт по проблемам утилизации ПНГ. За 40-летнюю историю института нами накоплен большой опыт в подготовке и реализации проектов по подготовке и переработке газа.

На сегодняшний день институт не только реализует проекты по утилизации ПНГ, но и имеет научные достижения в этой области.

Можно упомянуть, в частности, о таких разработках последних лет, как:

- технологическая схема НТК с детандером, обеспечивающая извлечение не менее 99,9% углеводородов С3+ВЫШЕ;

- новая технология очистки пропана от метанола применитель но к условиям ООО «Тобольскнефтехим»;

- энергосберегающий способ выработки этановой фракции;

- ректификационная тарелка с центробежным сепарационным элементом;

- блок тонкослойного отстаивания с переменным сечением и др.

Институт разрабатывает акты и нормы на правительственном уровне. Можно назвать, к примеру, отраслевую систему стандартов учёта нефтяного газа и продуктов его переработки.

Выполняя работы по совершенствованию техники и техно логии газопереработки, институт «НИПИгазпереработка» вместе с тем постоянно работает и по улучшению технологий проектных и исследовательских работ, по повышению уровня организации служб и квалификации специалистов. В числе достижений в этих направлениях – использование методов лазерного и 3D-проекти рования, создание объектных систем управления информацией (IHOG), служб маркетинга, продаж, PR, управления персоналом, экспертной службы, расширение круга интересов института на объ екты нефтехимии и нефтепереработки и др.

Вплоть до 2005 года институт традиционно организовывал ежегодные межотраслевые Всероссийские совещания по проблемам получения и использования разных видов легкого углеводородно го сырья. В этих совещаниях принимали участие представители Минэнерго России, ОАО «Газпром», компании «СИБУР», многих крупных нефтяных и газовых компаний, исследовательские инс титуты. Последнее, XXIII межотраслевое совещание по вопросам рационального использования нефтяного попутного газа институт провел, по согласованию с Минэнерго России, в период с 12 по сентября 2005 года.

В 2010 году мы решили возродить традицию проведения подоб ных совещаний, но подошли к его организации по-новому. Нам не обходимо искать комплексные решения вопросов систем газообес печения, развития производств газо- и нефтехимии, использования газа малых месторождений и специфичных видов углеводородных газов. Сделан акцент на энергоэффективности, инновациях, про блемах экологии.

На нынешнем совещании расширен состав участников, в число которых вошли представители и специалисты:

- администраций ведущих нефтегазовых регионов – Ханты Мансийского и Ямало-Ненецкого, а также Краснодарского края и Российского газового общества (РГО);

- СИБУРа и крупнейших нефтяных и газовых компаний: Росне фти, ЛУКОЙЛа, Сургутнефтегаза, Татнефти, Газпром нефти и др.;

- газоперерабатывающих заводов: Нижневартовского и Бе лозёрного ГПЗ (и ОАО «Юграгазпереработка», организованного не давно Сибуртюменьгазом и компанией ТНК-ВР и объединяющего ныне эти заводы), а также Отрадненского и Нефтегорского ;

- ряда научно-исследовательских и проектных институтов и ВУЗов, среди которых ВНИПИгаздобыча (Саратов), ИПТЭР (Уфа), Институт Катализа СО РАН (Новосибирск), Гипротюменнефтегаз (Тюмень), ТомскНИПИнефтехим, ВолгоградНИПИморнефтегаз и др.;

- крупных машиностроительных предприятий, обеспечиваю щих ГПЗ техникой: Сумское МНПО им. М.В. Фрунзе, Казаньком прессормаш и ЗАО «НИИ Турбокомпрессор», «ЧКД ПРАГА ДИЗ», НПО «Гелиймаш» и др.

- ведущих специализированных журналов: «Нефтегазовая вер тикаль», «Нефть и капитал», «Нефтехимия РФ» и др.

Программа совещания включает в себя пленарное заседание и работу отраслевых секций:

- Ресурсы, сбор, транспорт ПНГ.

- Технологии и оборудование. Процессы подготовки и перера ботки.

- Энергоэффективность.

- Проектирование и строительство.

- Вопросы технического регулирования.

XXIV межотраслевое совещание должно стать площадкой для:

- Обсуждения проблем отрасли, современных тенденций разви тия рынка.

- Обмена мнениями об эффективном использовании ПНГ.

- Интеграции усилий компаний-участников отрасли по реше нию проблемы ПНГ.

- Совместного поиска путей решения задачи эффективного ис пользования ПНГ.

Уверен, что вместе мы найдем эффективные пути решения про блем переработки попутного нефтяного газа.

Желаю всем удачной и интересной работы!

I. ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ УТИЛИЗАЦИИ НЕФТЯНОГО ГАЗА И КОНДЕНСАТА © Ю.В. Аристович УДК 622;

НИПИГАЗ. ОПЫТ И ИННОВАЦИИ Ю.В. Аристович (ОАО «НИПИгазпереработка») ОАО «НИПИгазпереработка» (в последнее время для краткости всё чаще именуемое «НИПИГАЗ») более 40 лет является головным инжиниринговым предприятием газоперерерабатывающей отрасли в части сбора, подготовки, транспорта и переработки попутных не фтяных газов (ПНГ). За это время почти все газоперерабатывающие мощности страны по подготовке и переработке ПНГ: ГПЗ, компрес сорные станции, транспортные объекты – построены непосредствен но по нашим проектам или при нашем участии в проектировании.

«НИПИГАЗ» обладает разработками для всех вариантов и способов переработки ПНГ, а также сопутствующих процессов газохимии.

ТЕХНОЛОГИИ и ОБОРУДОВАНИЕ, разработанные на миро вом уровне, получившие правовую защиту, внедрённые на предпри ятиях отрасли:

- схема нового ГПЗ, извлечение целевых углеводородов для жирных газов более 98%;

- схема получения хладагента;

- каталитические процессы переработки газов (ЦЕОКАТ, а так же БИМТ и АРКОН – совместно с Институтом катализа СО РАН);

- схемы и установки осушки газа - фирменный процесс ГАЗАМИН, очистка газов от кислых компонентов;

- системы ингибирования и защиты оборудования и трубопро водов от коррозии;

- новое массообменное, сепарационное, фильтровальное обору дование;

- внутренние устройства для модернизации существующих и оснащения новых колонн, сепараторов, разделителей и др.

НИПИГАЗ – обладатель более 60 действующих патентов. Еже годно публикуется более 20 научных статей, выпускается более отчётов НИР. В последнее время инновационная деятельность стре мительно развивается. В 2010 году институтом подано 12 заявок на изобретения.

Наличие собственной лабораторной и экспериментальной базы, огромный опыт разработки процессов в области физической химии, реализация полного комплекса услуг от разработки до внедрения в производство, индивидуальный подход при работе с заказчиком, со трудничество с ведущими исследовательскими центрами и ВУЗами в стране и за рубежом дает право считать себя единственным в Рос сии мощным научным центром, способным осуществлять серьёзные исследования и разработки в области применения массообменных и теплообменных технологий для решения проблем утилизации и пе реработки нефтяного газа..

На сегодняшний день рынок инновационных предложений завязан на крупных производителей оборудования и связанных с ними инжиниринговых компаний. Конкуренция в сегменте массо обменных и теплообменных технологий настолько ослаблена пози цией крупных игроков, что вполне может считаться стагнирующей.

На фоне таких тенденций преимущества компании, обладающей собственными разработками, особенно ярко видны в ситуации с не прерывно увеличивающимися техническими, технологическими, имиджевыми и экономическими требованиями к научно-техничес кой продукции. Являясь технологическим лидером отрасли, кол лектив НИПИГАЗ осознаёт бремя ответственности в поддержании достаточного уровня компетенции и оснащённости для осуществле ния этой нелёгкой миссии.

Основные направления деятельности научного подразделе ния:

- Фундаментальные исследования;

- Обслуживание проектного производства;

- Прикладные разработки;

- Обследование и совершенствование производств;

- Разработка новых методов анализов;

- Экспертно-аналитические работы;

- Разработка нормативной документации.

Перечисленные направления охватывают весь спектр компе тенции в области переработки ПНГ, а также применения массооб менных и теплообменных технологий в нефтехимической промыш ленности.

Фундаментальные исследования НИПИГАЗ в области тепло обмена:

- Исследование процессов теплообмена;

- Исследование гидрогазодинамики в теплообменных аппара тах;

- Совершенствование термодинамических характеристик уз лов теплообмена технологических объектов.

Достигаемые эффекты:

- Снижение затрат тепловой энергии на переработку;

- В нефтехимии – до 40–60% (на аппарат);

- В газопереработке снижение затрат на компримирование (до 10%);

- Снижение капитальных затрат на теплообменное оборудова ние – до 40% на аппарат;

- Повышение эффективности работы ГПЗ в целом за счет уве личения глубины рекуперации тепла технологических потоков.

Фундаментальные исследования в области разделения:

- Разработка ректификационной колонны с сепарационными тарелками;

- Разработка центробежного элемента нового поколения.

Достигаемые эффекты:

- Увеличение производительности СУЩЕСТВУЮЩИХ АППА РАТОВ на 25…30%;

- Снижение на 30…40% массо-габаритных характеристик НО ВЫХ проектируемых аппаратов.

Современные решения по повышению энергоэффективности:

- Использование высокоэффективного теплообменного обору дования и инновационный подход к его внедрению позволяет су щественно снизить:

- энергозатраты за счет увеличения степени рекупера ции тепла/холода технологических потоков;

- капитальные затраты за счет снижения металлоемкос ти оборудования.

- Использование современных технологий (пинч-анализ) при проектировании энергосберегающих тепловых сетей позволяет предлагать комплексные эффективные варианты решений для теп ловых схем предприятия.

Достигаемые эффекты:

- Экономия CAPEX 5–20% - Экономия OPEX 5–10% В приведенных далее статьях сотрудников научной части инс титута освещаются результаты исследований последних лет в сле дующих направлениях:

- Новые разработки ОАО «НИПИгазпереработка» в области технологии и оборудования;

- Разработка технологии каталитической переработки попут ного нефтяного газа в ароматические углеводороды;

- Пилотные установки и стенды. Применение современных подходов к планированию экспериментов;

- Увеличение степени извлечения углеводородов C3+B на но вых и действующих ГПК до 99% и выше;

- Анализ энергоэффективности и возможные пути снижения потребления энергоресурсов на действующих газоперерабатываю щих прозводствах.

© Коллектив авторов УДК 622. ЭКСПРЕСС-ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕРОПРИЯТИЙ ПО УТИЛИЗАЦИИ НЕФТЯНОГО ГАЗА ПО ЕГО КРИТЕРИЯМ С.Г. Бажайкин, Е.З. Ильясова, Л.А. Авдеева (ГУП «ИПТЭР») Основными причинами сжигания нефтяного газа в факелах при эксплуатации нефтяных месторождений, как показали опыт недропользования и многолетние исследования, являются нерен табельность многих мероприятий по утилизации газа и отсутствие соответствующей нормативно-правовой базы, стимулирующей их внедрение.

Высокие затраты на реализацию мероприятий по утилиза ции нефтяного газа вызваны индивидуальными особенностями его добычи и использования: разбросанностью месторождений;

зна чительным различием месторождений по количественным и ка чественным показателям нефтяного газа;

наличием на объектах подготовки продукции скважин газа различных ступеней сепара ции;

низким давлением;

высоким содержанием неуглеводородных включений.

К особо важным составляющим причин повышенных затрат на обустройство месторождений по утилизации нефтяного газа не обходимо отнести отсутствие инфраструктуры в районе добычи уг леводородов, потребителей сухого газа и продуктов его переработки и отсутствие доступных технических средств для эффективного ис пользования газа малых объемов и газа концевых ступеней сепара ции.

Вследствие перечисленных объективных причин достижение к 2012 году 95% уровня утилизации нефтяного газа для некоторых недропользователей является весьма затруднительной задачей.

Особенно в районах с огромной территориальной разобщенностью месторождений при отсутствии потребителей сухого газа и продук тов переработки углеводородов.

Технико-экономические исследования затрат на внедрение мероприятий по утилизации нефтяного газа на нефтедобывающих месторождениях различных регионов показали, что даже при высо ких ожидаемых штрафах за сжигание газа в факелах мероприятия по использованию нефтяного газа на удаленных и малых месторож дениях экономически малоэффективны или убыточны.

На рис. 1 представлены графические зависимости удельных капитальных вложений от объема газа, полученные в результате этого анализа.

Из рисунка видно, что удельные затраты на утилизацию газа в количестве более 100…150 млн м3/ год остаются постоянными в рамках одного мероприятия. С уменьшением объемов газа со 100 до 25 млн м3/год эти затраты начинают плавно расти.

При объемах газа менее 25 млн м3/год значения функций рез ко увеличиваются, и любые мероприятия по утилизации газа в этой области становятся малорентабельными или нерентабельными.

С целью сохранения и эффективного использования нефтяного газа на таких месторождениях нужна действенная государственная под держка.

Рис. 1. – Графические зависимости удельных капитальных вложений в мероприятия по утилизации нефтяного газа от его объемов В развитых странах, где в настоящее время уровень утили зации превышает 95…98%, мероприятия по утилизации газа на некоторых месторождениях также являются убыточными. Реа лизация их осуществляется за счет государственной поддержки путем создания особого налогового режима или иных механизмов, относящихся к разряду природоохранных и энергосберегающих мероприятий.

На сегодняшний день в нашей стране не разработаны действен ные механизмы, стимулирующие внедрение неэффективных ме роприятий, и отсутствует единый системный подход к выбору рен табельных методов утилизации газа применительно к конкретному месторождению.

Сегодня не решена многофакторная (технико-экономическая) задача, позволяющая обеспечить наиболее эффективную утилиза цию нефтяного газа в объеме 95%. Необходимо разработать мето дологические приемы, позволяющие связать многообразие сущес твующих методов утилизации нефтяного газа с индивидуальными особенностями месторождений.

Многочисленные исследования показали, что рентабельность мероприятий по утилизации нефтяного газа зависит в основном от четырех факторов:

А – степени развития инфраструктуры в районе расположения месторождения;

Б – стадии разработки месторождения;

В – количественной характеристики нефтяного газа;

Г – качественной характеристики нефтяного газа.

С использованием этих факторов (критериев) нами предложе на единая, приемлемая для всех нефтяных месторождений система выбора методов утилизации нефтяного газа и оценки месторожде ний для создания условий, стимулирующих их утилизацию, путем ранжирования нефтяного газа по этим критериям.

Критерии подразделены на уровни и подуровни, учитывающие все возможные фактические значения каждого из них Основным критерием, определяющим себестоимость мероп риятий по утилизации ПНГ, является критерий А. По степени раз вития инфраструктуры критерий разделен на три уровня A.I;

А.II;

А.III соответственно с развитой, недостаточно развитой и неразви той инфраструктурой. Затраты на утилизацию газа на месторож дениях, находящихся в области А.III, значительно повышаются, и многие из них становятся нерентабельными. В этом случае единс твенно приемлемым методом утилизации ПНГ является использо вание газа на собственные нужды или реализация методов закачки газа в пласт для хранения.

Следующим важным критерием является критерий Б – ста дия разработки месторождения с тремя уровнями: начальная (Б.I), средняя (Б.II) и поздняя (Б.III). Исследования показали, что любой метод, рентабельный на стадиях Б.I и Б.II, становится убыточным при внедрении его на стадии Б.III. Выбор рентабельного метода ути лизации газа в период поздней стадии разработки месторождения значительно ограничен, и для полной утилизации газа в этот период нужна финансовая поддержка со стороны государства.

Качественная и количественная характеристики ПНГ, оце ниваемые критериями В и Г, также существенно влияют на выбор метода его утилизации. Затраты на реализацию мероприятий по утилизации газа в несколько раз повышаются при несоответствии исходных показателей его качества требованиям стандартов на его транспорт и использование. Окупаемость мероприятий напрямую зависит от объемов ПНГ. Любое мероприятие по утилизации газа становится убыточным при объемах добычи газа менее 5 млн м3/год и при несоответствии газа по качеству требованиям стандартов.

Для практического применения метода критериального подхо да к выбору мероприятий по утилизации нефтяного газа разработа на оценочная таблица, представленная на рис. 2.

Структура оценочной таблицы учитывает все возможные зна чения критериев нефтяного газа, и по их взаимодействию позволяет определить, к какой области по степени рентабельности мероприя тий по утилизации газа относится исследуемое месторождение со гласно его критериям. В оценочной таблице выделены три области с различной степенью рентабельности мероприятий по утилизации газа: экономически эффективные (светлые участки), малоэффек тивные (заштрихованные) и не эффективные (сплошная закраска).

Таблица по вертикали разделена на пять самостоятельных час тей с объемами газа (В) от 100 до 1 млн м3/год и менее. Объем газа ограничен 100 млн м3/год, т.к. согласно исследованиям удельные затраты на внедрение мероприятий по утилизации газа с объемами выше 100 млн м3/год остаются постоянными, а при снижении объ емов затраты резко возрастают.

Каждая из этих частей разделена на три части по критерию стадии разработки месторождения (Б): – начальную, среднюю и позднюю. Каждая часть таблицы по стадии разработки разделена в свою очередь также на три части по критерию степени развития инфраструктуры (А) в районе расположения месторождения.

Качественные критерии нефтяного газа (Г), показывающие степень его соответствия требованиям ГОСТ и ОСТ на возможность использования в качестве топлива и поставки его в газотранспор тную систему, делят оценочную таблицу на четыре части по всем критериям.

Рис. 2. – Оценка эффективности мероприятий по утилиза ции нефтяного газа месторождений по взаимодействию крите риев Таким образом, оценочная таблица позволяет по взаимодейс твию критериев нефтяного газа определить эффективность того или иного мероприятия по утилизации газа на каждом конкретном мес торождении и обоснованно отбраковать заведомо неэффективные из них без выполнения сложных экономических расчетов.

Как видно из этой таблицы, эффективность внедрения мероп риятий на месторождениях с объемами газа менее 5 млн м3/год рез ко снижается. А на месторождениях с объемами газа менее 1 млн м3/год практически все мероприятия по утилизации газа являются убыточными. В этом случае никакие мероприятия по утилизации газа на данном месторождении не окупятся, кроме использования газа на собственные нужды. Практика же показала, что, как прави ло, утилизировать весь добытый газ путем использования только на собственные нужды невозможно. Поэтому для реализации мероп риятий, позволяющих утилизировать весь газ на таких месторож дениях, нужна финансовая поддержка со стороны государства: пре доставление налоговых льгот и другие действия стимулирующего характера.

Нами была проведена апробация способа критериальной оцен ки нефтяного газа на 48 месторождениях ОАО «ЛУКОЙЛ-Коми».

Для каждого месторождения проанализировали несколько вари антов использования нефтяного газа. Апробация была проведена путем сравнения результатов выбора эффективных методов утили зации газа по его критериальным оценкам с результатами технико экономических расчетов эффективности внедрения различных ва риантов утилизации нефтяного газа.

Сравнительный анализ показал, что во всех рассматриваемых случаях результаты технико-экономических расчетов совпадают с результатами выбора методов с помощью критериальных оценок.

Таким образом, метод критериальной оценки нефтяного газа может стать дополнительным инструментом при проведении тех нико-экономического обоснования по отбору эффективных методов утилизации нефтяного газа и позволит:

- ранжировать месторождения по возможности утилизировать нефтяной газ;

- учесть уже на стадии проектирования все проблемы, связан ные с утилизацией газа;

- выбрать наиболее экономически эффективные мероприятия по утилизации газа на всех стадиях недропользования;

- определить причины нерентабельности отбракованных вари антов;

- урегулировать на законодательном и административно-пра вовом уровнях непосильные для недропользователя проблемы по утилизации газа конкретно по каждому месторождению.

© И.М.Макуха УДК 665.7;

389. ЭФФЕКТИВНАЯ НОРМАТИВНО-ПРАВОВАЯ БАЗА КАК ОСНОВА РАЦИОНАЛЬНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПНГ В РОССИИ И.М. Макуха (Администрация Ханты-Мансийского АО–Югры) Ханты-Мансийский автономный округ – Югра является ос новным нефтегазодобывающим регионом Российской Федерации.

В Югре добывается более 55% общероссийской нефти и более 7% мировой добычи нефти. В настоящее время округ занимает в России 1 место по добыче нефти и 2 место по добыче газа. Развитие нефтега зового сектора имеет приоритетное значение для продолжения про цессов социально – экономических преобразований, проводимых не только в Ханты – Мансийском автономном округе – Югре, но и в России в целом.

Вместе с тем, в нефтегазовом комплексе все еще существуют экологические проблемы, которые являются приоритетными при оценке воздействия на окружающую среду. По-прежнему, к мощ ным источникам загрязнения атмосферного воздуха относится сжигание попутного нефтяного газа на факелах при разработке мес торождений углеводородного сырья.

Проблема рационального использования ПНГ в настоящее вре мя становится, как никогда, актуальной для нашей страны в целом по ряду причин.

Основными проблемами, препятствующими рациональному использованию попутного нефтяного газа, являются:

1. Отсутствие законодательного закрепления государственной собственности на ПНГ.

Вот некоторые примеры обращения инвесторов к органам го сударственной власти автономного округа и нефтяным компаниям (НК) с предложениями по реальным проектам рационального ис пользования ПНГ:

- Строительство малогабаритной газобензиновой установ ки (МГБУ) по переработке ПНГ недалеко от города Урай на ТПП «Урайнефтегаз» НК«Лукойл-Западная Сибирь» с загрузкой около 3 млн м3/год.

В 1993 году группа лиц взяла на себя инициативу по строи тельству такой установки при определенной финансовой поддержке ХМАО. В процессе переговоров была достигнута договоренность между физическим лицом и пользователем недр по отпуску необхо димого объема попутного нефтяного газа, по определенной цене и на определенный срок.

Строительство установки было начато, освоена часть средств, а в 1999 году ТПП «Урайнефтегаз» уведомило инвесторов, об изме нении своих планов, что компания не заинтересована в дальнейшем строительстве МГБУ и соответственно сырье (попутный нефтяной газ) поставляться не будет. Стройка была остановлена. Все перего воры, в том числе с участием органов исполнительной власти ни к чему не привели.

- Строительство малогабаритной установки по переработке ПНГ на Мохтиковском месторождении ОАО «НК «РуссНефть».

В 2007 году ЗАО «ГлобоТЭК» была построена и запущена в про бную эксплуатацию мини-установка по переработке ПНГ. Установ ка проработала с января по ноябрь 2008 и была остановлена по при чине отключения электроэнергии со стороны ОАО «Энергонефть – Томск», структурного подразделения НК «Томскнефть», причём перед руководителями предприятия ЗАО «ГлобоТЭК» были вы ставлены такие технические условия по обеспечению установки электроэнергией, что реализация данного проекта стала невыгод ной.

Все длившиеся более года переговоры на самых высоких уров нях: руководителей ЗАО «ГлобоТЭК», нефтяной и энергосбытовой компаний, в том числе при взаимодействии уполномоченных орга нов исполнительной власти ХМАО – не привели к положительному результату. В настоящее время установка стоит, инвесторами при нято решение о ее демонтаже и вывозе на другое место дислокации.

- Проект строительства установки по переработке ПНГ на ли цензионных участках ТПП «Урайнефтегаз» ООО «Лукойл-Запад ная Сибирь».

Проект предусматривал перевод котельных Кондинского райо на, работающих в настоящее время на твердом топливе (дровах, ка менном угле) на пропан-бутановую фракцию, полученную из попут ного нефтяного газа.

Совместная работа Администрации муниципального образова ния Кондинский район, органов исполнительной власти автоном ного округа, потенциальных инвесторов, которая длилась более лет, в части заключения соглашения (договора) также не привела к какому-либо положительному результату. Стороны не достигли согласия по основным вопросам в части:

- определения цены на «сжигаемый» попутный нефтяной газ;

- гарантированных на перспективу ежегодных объемов поста вок ПНГ.

• Проект строительства малотоннажной установки по пере работке ПНГ на удаленных месторождениях в районе моногорода Радужный ОАО «РуссНефть».

Более 2 лет идут пока безуспешные переговоры с НК «Рус сНефть» по заключению Соглашения на поставку неиспользуемого ПНГ ООО «Спецтехногаз».

Другими словами, действующие на сегодня нормы и лицензи онные соглашения ограничивают право Государства как собствен ника на углеводородное сырье недрами: то, что находится в недрах – собственность Государства, извлеченные на поверхность углеводо роды – собственность недропользователя. В этих условиях недро пользователь имеет абсолютное право распоряжаться извлеченны ми углеводородами вплоть до их уничтожения, что и происходит с попутным нефтяным газом. Единственным ограничением являются экологические штрафы.

Выстраивая направления развития своего бизнеса, недрополь зователь инвестирует свои средства прежде всего в наиболее доход ную его часть – добычу нефти, оставаясь при этом собственником ПНГ. Переработка нефтяного газа, а также развитие газохимичес ких производств, как виды бизнеса, находятся в полной зависимос ти от недропользователя, которому данные направления представ ляются в настоящий момент не актуальными и откладываются на будущее.

Представляется, что данную проблему можно решить в рамках действующего законодательства.

Для этого необходимо поручить ФА «Роснедра» в соответствии с пунктом 7 статьи 12 закона РФ «О недрах» внести в действующие лицензионные соглашения нормы, гарантирующие Государствен ную собственность на углеводороды до их коммерческой реализа ции.

Закрепить в лицензионных соглашениях следующие положе ния:

- местом перехода собственности от государства к пользовате лю недр или другому третьему лицу должен являться коммерчес кий (оперативный) узел (узлы) учета ПНГ на каждом лицензионном участке недр, построенный (ые) пользователем недр в соответствии с требованиями действующих норм, правил и установленных стан дартов;

- обязательства недропользователя по обеспечению строи тельства коммерческих (оперативных) узлов учета, а также других необходимых объектов производственной инфраструктуры для передачи ПНГ третьим лицам в случае, если пользователем недр не предусмотрено использование ПНГ после трех лет с даты ввода месторождении в разработку.

- порядок передачи попутного нефтяного газа третьим лицам по решению уполномоченного органа государственной власти.

При реализации данного предложения у Государства появля ется реальная возможность привлечь к проблеме рационального использования попутного нефтяного газа малый и средний незави симый бизнес путем проведения аукционов на « погашение газовых факелов», 2. Отсутствие лицензионных обязательств по обязательному использованию ПНГ не менее 95 % в лицензионных соглашениях на право пользования недрами.

Из 339 действующих лицензионных соглашений, лишь в лицензионных соглашениях на право пользования участками недр установлен уровень утилизации нефтяного газа 95%. В 11 лицен зионных соглашениях такие обязательства вообще не установлены, в 163 лицензионных соглашениях уровень утилизации установлен согласно проектным документам, в 50 – на основании нормативных документов.

3. Отсутствие обязательств в лицензионных соглашениях по инструментальному учету извлекаемых, используемых, уничтожа емых объемов ПНГ Необходимо отметить низкие темпы технического перево оружения систем измерения добычи, использования, сжигания ПНГ. К примеру, из 565 факельных установок на территории ХМАО-Югры оснащено замерными устройствами 398 (70%), при чем многие из них не отвечают требованию действующего наци онального стандарта Российской Федерации (ГОСТ Р 8.615- «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа»).

Для решения данной проблемы, на наш взгляд, необходимо дать поручение Ростехнадзору:

• утвердить «Единый реестр объектов сбора, подготовки и пе рекачки нефти в автономном округе» с указанием мест использо вания ПНГ (включая факельные системы), типы установленных приборов, их марку, год выпуска, наличие паспорта сертификации, соответствие требованиям действующих стандартов учета и другие параметры;

• определить потребность в приборах учета ПНГ по наимено ванию, типу и производительности;

• представить Правительству РФ отчет о фактической реали зации нефтяными компаниями утвержденных программ по обес печению инструментального учета;

• усилить контроль за выполнением организациями Про грамм по обеспечению инструментального учета извлекаемого, ис пользуемого, сжигаемого (рассеиваемого) ПНГ по каждому лицен зионному участку недр не позднее 1 января 2012г.

4. Другим, особенно важным вопросом в части рационального использования ПНГ, который требует решения на государственном уровне, является вопрос приоритетного доступа попутного нефтя ного газа к системе магистральных газопроводов ОАО «Газпром».

В настоящее время одним из факторов, влияющих на рацио нальное использование ПНГ, является доступ сухого отбензиненно го газа (СОГ), который является продуктом переработки попутного нефтяного газа.

Если газоперерабатывающее предприятия, входящие структу ру ОАО «Сибур Холдинг», которое в свою очередь является дочкой ОАО «Газпром», не имеют проблем по доступу к системе магист ральных газопроводов, которые находятся в собственности газового монополиста, то другие газоперерабатывающие предприятия такие проблемы имеют.

Нефтегазодобывающие компании испытывают на себе также проблемы, связанные с ограничением загрузки магистральных га зопроводов, при этом ограничиваются поставки ПНГ на заводы, и нефтяники вынуждены несанкционированно сжигать газ на факе лах нефтепромыслов.

В 2005 году объем сожженного попутного нефтяного газа, вы званный ограничением на прием со стороны ГПЗ (сюда же входит и ограничение по приему в систему магистральных газопроводов) составил 1253,0 млрд. м3, в 2006 году – 785 млн. м3, 2007 году – 1155,5 млн. м3 (авария на ООО «Белозерный ГПК»), 2008 году – 874,1 млн. м3, 2009 году – 659,4 млн.м3.

Особенно частые ограничения по приему ПНГ возникают в лет ний период, когда останавливаются на реконструкцию (либо на пла новый ремонт) газоперерабатывающие предприятия (ГПП). Также ограничения приема ПНГ происходят при проведении плановых и внеплановых ремонтных работах на магистральных газопроводах «Нижневартовский ГПК – Парабель – Кузбасс», «Тюменская КС – Белозерный ГПК».

Для решения вышеуказанной проблемы необходимо, на наш взгляд:

- сократить продолжительность плановых ремонтов техноло гического оборудования на газоперерабатывающих мощностях;

- рекомендовать ГПП разработать Программы мероприятий по реконструкции, капитальному строительству (ремонту) дейс твующих газоперерабатыва-ющих мощностей (ГПЗ) на период до 2020 для обеспечения приема на переработку всего объема ПНГ от нефтяных компаний;

- оптимизировать действующую систему газопроводов, кото рая бы способствовала перераспределению ПНГ между другими перерабатывающими мощностями на территории автономного ок руга, в случае остановки одного из всей технологической цепочки;

- ОАО «Газпром» обеспечить приоритетный доступ к системе магистральных газопроводов сухого отбензиненного газа в необхо димых объемах.

Такие работы по оптимизации ремонтных работ уже прово дятся в совместном предприятии ОАО «ТНК-ВР» и «Сибур» на га зоперерабатывающих предприятиях «Юграгазпереработка».

5. Одним из важных вопросов является стимулирование пред приятий по строительству газоперерабатывающих мощностей. Для этого необходимо:

5.1. Отмена или сокращение таможенных пошлин на ввоз блоч но – модульного оборудования для производств, связанных с пере работкой попутного нефтяного газа.

5.2. Введение льготных ставок по налогу на имущество.

5.3. Снижение ставки налога на прибыль в первые 2–3 года ре ализации проектов по развитию газохимии.

5.4. Погашение государством части процентов по кредитам, выданным для реализации проектов по развитию газохимии.

5.5. Гарантия государства на выдачу кредита.

Кроме того, необходимо проработать вопрос в части налогов, направляемых в бюджет автономного округа – «налоговые канику лы» с целью сокращения сроков окупаемости инвестиций.

Таким образом, поставленная Президентом Российской Феде рации задача рационального использования попутного нефтяного газа, будет способствовать принятию эффективных мер со стороны Государства по решению вышеуказанных проблем и в конечном итоге приведет к снижению уровня сжигания ПНГ и повышению уровня его использования до 95 процентов.

© Коллектив авторов УДК 622. ОБОБЩЕНИЕ ОПЫТА ОАО «ГИПРОТЮМЕННЕФТЕГАЗ» ПО ПРОЕКТАМ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПНГ Н.Н. Андреева, М.Ю. Тарасов (ОАО «Гипротюменнефтегаз») В соответствии с современными требованиями ОАО «Гипро тюменнефтегаз» при проектировании обустройства нефтяных мес торождений предусматривает технико-технологические решения, направленные на рациональное использование попутного нефтяно го газа (ПНГ), представляющего собой смесь углеводородных и не углеводородных газов и паров, находящихся как в свободном, так и в растворенном состоянии, поступающих совместно с нефтью (из нефтяных добывающих скважин) на объекты обустройства нефтя ных месторождений.

С этой точки зрения к ПНГ следует относить, как газ, раство ренный в пластовой нефти, так и газ газовых шапок и газовых плас тов, если последний добывается вместе с нефтью через нефтяные скважины.

В проектах разработки месторождений, являющихся основа нием для проектирования обустройства, объемы ПНГ, добываемого как из нефтяного пласта, так и из газовой шапки, обычно показы вают в общей сумме, и, следовательно, технико-технологические решения по сепарации нефти и газа принимают в зависимости от величины суммарного газового фактора.

Проектирование систем обустройства с учетом рационально го использования ПНГ требует решения ряда задач, связанных с разработкой новых технико-технологических решений. Основные технологические модули для подготовки газа на нефтяных место рождениях, модернизация которых осуществляется в зависимости от направления использования ПНГ:

- очистка попутно-добываемого газа от капельной жидкости;

- компримирование газов промежуточных и концевых ступе ней сепарации, а также выделяющихся в аппаратах до давления I ступени сепарации;

- очистка попутно-добываемого газа от сероводорода;

- осушка попутно-добываемого газа с целью предотвращения выпадения водного конденсата в газопроводе и гидратообразова ния;

- отбензинивание попутно-добываемого газа с целью восстанов ления потенциала нефти и предотвращения выпадения углеводо родного конденсата в газопроводе;

- компримирование попутно-добываемого газа до давления, не обходимого для транспорта до потребителя.

Проектируемые институтом системы сбора, подготовки и транс порта ПНГ, включающие отделение основного количества ПНГ на первой ступени сепарации, компримирование низконапорного газа и использование его совместно с газом первой ступени, предусмат ривают возможность его 100%-ного использования на существую щих и проектируемых ГПЗ.

В качестве примера на рис. 1, 2 приведены технологические схемы сбора попутного нефтяного газа с дожимных насосных стан ций (ДНС) Южной лицензионной территории (ЮЛТ) Приобского месторождения.

В сложных случаях при необходимости выбора варианта ис пользования ПНГ институтом проводятся технико-экономические расчеты (ТЭР).

Следует отметить, что в отсутствии каких-либо нормативных документов, определяющих место и порядок разработки ТЭР, пос ледние выполнялись как на стадии проектирования обустройства месторождения, так и в процессе эксплуатации месторождения.

Так, для Новопортовского месторождения варианты использования ПНГ были рассмотрены на стадии проектирования разработки мес торождения, при этом наиболее приемлемый вариант предусматри вал компримирование, подготовку и сдачу попутного газа в систему магистральных газопроводов.

Для месторождений ОАО «ТНК-Уват», находящихся в про цессе эксплуатации, были рассмотрены комплексные варианты использования ПНГ. Одним из наиболее рациональных вариантов в данном случае может оказаться временное хранение газа в подзем ных хранилищах (ПХГ), которые могут быть оборудованы в сено манских водяных пластах.

Рис.1. – Общая схема сбора и транспорта газа на объектах подготовки нефти ООО «Газпромнефть-Хантос»

Рис.2. – Технологическая схема сбора и транспорта низ конапорного газа на объектах подготовки нефти ООО «Газпро мнефть-Хантос»

На рис. 3 показана возможность использования ПХГ для регу лирования газопотребления на промысле. В случае избытка ПНГ на начальной стадии эксплуатации месторождения производится его закачка в ПХГ с последующим извлечением на поздних стадиях эксплуатации.

В мировой практике [1] применяют два подхода к технико-эко номическому обоснованию использования ПНГ при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений:

а) комплексный подход, в соответствии с которым ТЭР исполь зования ПНГ выполняются в рамках первоначального утверждения проекта разработки месторождения. При этом сжигание и выброс ПНГ считаются отрицательным внешним последствием добычи не фти, а затраты, связанные с использованием ПНГ, учитываются при оценке затрат на добычу нефти;

б) приростной подход, в соответствии с которым ТЭР выполня ются для выбора наиболее эффективного варианта использования ПНГ с учетом соотношения прироста прибыли от реализации ПНГ и затрат на осуществление данного варианта.

Рис. 3. – Использование ПХ ПНГ для регулирования газопот ребления на промысле (возможный вариант для ТНК-Уват) Протоколом № 4006 от 14.06.2007 заседания нефтяной секции ЦКР Роснедра рекомендовано считать процедуру сбора, подготов ки и использования попутного (растворённого) нефтяного газа не отъемлемой частью общей структуры обустройства месторождений (т.е., по сути дела, использовать комплексный подход). В состав проектных технологических документов на разработку нефтяных месторождений рекомендовано включать мероприятия по исполь зованию ПНГ с оценкой затрат на их реализацию.

В то же время, предусмотренный в составе «Методических рекомендаций по проектированию разработки нефтяных и газоне фтяных месторождений (Приложение к приказу МПР России от 21.03.2007 №61)» раздел «Технико-экономический анализ проек тных решений», где затраты на обустройство представлены набо ром укрупненных технико-экономических показателей, по наше му мнению, не может удовлетворительно оценить все особенности вариантов использования ПНГ в сложных условиях новых районов добычи.

Это обусловлено тем, что ряд вариантов использования ПНГ для конкретного месторождения выходит за рамки его обустройс тва.

Рассмотрение вариантов использования ПНГ потребует пря мого счета затрат, что в настоящее время не предусмотрено рамках проекта разработки месторождения. Фактически, в настоящее вре мя, ТЭР выполняются как предпроектные документы обустройства месторождения с оценкой прироста прибыли от реализации мероп риятий по использованию ПНГ, т. е. используется приростной под ход.

Альтернативным вариантом является выполнение отдельной работы по обоснованию выбора вариантов использования ПНГ (ТЭОПНГ) одновременно с проектом разработки в качестве предпро ектного документа для обустройства месторождения [2]. ТЭОПНГ должно быть комплексным документом, включающим как реше ния по разработке, так и по обустройству месторождения. Очевид но, что в таком случае этот документ, в зависимости от времени и места его представления и утверждения, может быть использован как при комплексном, так и при приростном подходе к обоснова нию использования ПНГ В части разработки должны быть рассмотрены все варианты, связанные с обратной закачкой ПНГ в продуктивный пласт (газо вое, водогазовое, термоводогазовое воздействие), в газовую шапку месторождений, в пласты, используемые в качестве подземных хранилищ газа (ПХГ). При этом по каждому варианту должны быть приведены:

- расчет годовых объемов извлечения попутного нефтяного газа, в том числе и совместно добываемого с нефтью газа газовых шапок;

- показатель накопленной добычи газа по годам с учетом возвра щаемого в пласт газа с целью выбора способа его использования;

- определение физико-химических характеристик попутного нефтяного газа и писание его потребительских свойств.

В части обустройства должны быть рассмотрены все варианты, связанные с транспортом ПНГ внешнему потребителю и варианты с использованием ПНГ на месте добычи. При этом по каждому вари анту должны быть приведены:

- определение возможных потребителей ПНГ и продуктов его переработки;

- выбор оборудования и технологий по использованию ПНГ;

- экологическая оценка вариантов использования ПНГ.

В ряде вариантов необходимо одновременно рассматривать как вопросы, связанные с работой пласта, так и вопросы, связанные с выбором наземного оборудования.

Таким образом, выполнение ТЭОПНГ даст возможность выра батывать комплексные решения по использованию ПНГ при обуст ройстве, разработке и эксплуатации нефтяных месторождений.

В последнее время нефтегазодобывающие компании рассмат ривают возможность создания собственных газоперерабатываю щих мощностей, либо участия в совместных предприятиях с ком паниями, имеющими такие мощности. В этом случае выполнение ТЭОПНГ, по нашему мнению, является обязательным, и ОАО «Ги протюменнефтегаз» в настоящее время выполняет работы такого рода для ряда нефтегазодобывающих предприятий.

Литература 1. Соловьянов А.А., Андреева Н.Н., Крюков В.А., Лятс К.Г.

Стратегия использования попутного нефтяного газа в Российской Федерации. – М.: ЗАО «Редакция газеты «Кворум», 2008. – 320 с.

2. Соколов С.М., Щербинин И.А., Тарасов М.Ю. /Нефтяное хо зяйство, 2010, №4, с. 108–111.

© Коллектив авторов УДК 622. УТИЛИЗАЦИЯ ПРИРОДНОГО ГАЗА МАЛЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ САРАТОВСКОЙ ОБЛАСТИ С.Л.Вааз, С.А.Иванов, Р.В.Калачева, О.Г.Окунев (ОАО «ВНИПИгаздобыча») Территория Саратовской области, обладая значительными по тенциальными ресурсами извлекаемых углеводородов, является одним из перспективных регионов юго-востока Российской Федера ции. Здесь выявлено 121 месторождение, в том числе: нефтяных – 33, газовых и газоконденсатных – 28, газонефтяных и нефтегазо конденсатных – 60 и 81 перспективная структура. Выявленные месторождения и перспективные структуры Саратовской области характеризуются небольшими запасами газа и по существующей классификации относятся к категории малых месторождений.

Освоение малых месторождений требует особого подхода. Ма лые месторождения характеризуются такими же геологическими и технологическими параметрами, что и средние, и крупные, за ис ключением величин запасов газа и, естественно, его отборов. Поэ тому они требуют тех же технологий по сбору и переработке газа и газового конденсата: первичной сепарации от капельной жидкости и мех. примесей, осушки от влаги и отделение конденсата с исполь зованием холода дроссель – эффекта для получения низких темпе ратур.

Одним из основных условий привлечения инвестиций в не фтегазовую отрасль промышленности является быстрый возврат средств, т.е. максимально сжатые сроки возведения и сдачи объ екта в эксплуатацию. Как показал отечественный и мировой опыт, наиболее оптимальный путь решения этих задач – использование блочно-комплектного автоматизированного оборудования и устано вок максимальной заводской готовности, что позволяет в несколь ко раз сократить стоимость и сроки строительно-монтажных работ, снизить издержки производства за счет обеспечения высокого ка чества и надежности оборудования и оснащения его современными системами автоматического управления. Автоматизированные тех нологические комплексы, кроме сокращения сроков строительства, обеспечат также надежную, безопасную, экономически и экологи чески чистую эксплуатацию малых промыслов на весь срок служ бы.

Проработка вопросов обустройства в данной работе проведена концептуально. Основной целью являлось определение принципи альных положений и экономических показателей для выбора опти мального варианта объема инвестиций. Более точно, с учетом ма териалов изыскательских работ, экологических и экономических проработок, вопросы обустройства должны рассматриваться при конкретном проектировании.

В работе преследовались следующие цели:

- определение капитальных вложений, необходимых для обес печения объемов газопотребления ГТ-ТЭЦ в г. Саратове и ГТ-ТЭС в Саратовском Заволжье с целью получения электроэнергии;

- расчет годовых эксплуатационных расходов по вариантам;

- сравнение вариантов обеспечения заданного объема газа за счет разработанных месторождений нераспределенного и распреде ленного фонда, перспективных структур и прогнозных площадей.

В настоящей работе по регионам рассмотрено 35 месторожде ний и 16 перспективных структур, суммарные балансовые запасы газа представлены в таблице 1.

Таблица Балансовые запасы газа, млн м Категория запасов Район C1 C2 C Правобережная часть 6394 8603 Ближнее Саратовское Заволжье 12697 984 Дальнее Саратовское Заволжье 9540 5115 Всего 28631 14702 Для газоснабжения 4-х ГТ-ТЭЦ в г. Саратове в объеме млн. м3 в Правобережной части Саратовской области, ГТ-ТЭС 050 4 в районе ПХГ «Степновское» в Ближнем Саратовском Заволжье и в районе УКПГ «Перелюбское» в Дальнем Саратовском Заволжье в объеме 350 млн. м3, были рассмотрены различные варианты, от личающиеся темпом годового отбора газа, вводом месторождений, перспективных структур и прогнозных площадей в разработку. Для обеспечения подачи газа на ГТ-ТЭЦ № 1 и 2 строятся газопроводы от автоматической газораспределительной станции (АГРС) диаметром 520 и 377 мм соответственно.

В работе было рассмотрено:

1. По Правобережной части Саратовской области:

- на первом этапе – газоснабжение 2-х ГТ-ТЭЦ в г. Саратове в объеме 110 млн м3/год;

- на втором этапе – газоснабжение 4-х ГТ-ТЭЦ в г. Саратове в объеме 230 млн м3/год.

2. В Саратовском Заволжье:

- на первом этапе – газоснабжение ГТ-ТЭС-0505-4 в районе УКПГ «Перелюбское» в Дальнем Саратовском Заволжье, в объеме 350 млн м3/год;


- на втором этапе – газоснабжение ГТ-ТЭС-0505-4 в районе ПХГ «Степновское» в Ближнем Саратовском Заволжье, в объеме 350 млн м3/год.

Определение количества центральных площадок, их месторас положения и производительности проводилось исходя из возмож ности сбора на одну площадку продукции скважин группы близко расположенных месторождений (структур) и направления транс порта газа. Сбор газа со всех промысловых объектов будет произво диться на газораспределительные станции (ГРС). ГРС предполага ется размещать в районах рассматриваемых ГТ-ТЭЦ.

Рассматриваемые в данной работе месторождения Саратовской области по типу содержащихся углеводородов подразделяются на газовые, газоконденсатные, газонефтяные и нефтегазоконденсат ные. В составе газа месторождений Правобережья и Дальнего Сара товского Заволжья сероводород отсутствует. Газ четырех месторож дений Ближнего Заволжья (Ждановского, Мокроусовского, Кар пенского и Краснокутского) содержит сероводород (0,54,2% об.).

Подготовленный газ с промысловых сооружений предполага ется подавать на ГРС с давлением не ниже 2,5 МПа. Кондиция газа, прошедшего промысловую обработку, должна удовлетворять требо ваниям ОСТ 51.40-93, в соответствии с которым на технологичес ких сооружениях потребуется провести осушку и отбензинивание газа до температуры точки росы:

- по влаге - минус 5°С - по углеводородам - 0°С.

Содержание сероводорода в товарном газе не должно превы шать 0,7 г/100 м3.

Для осушки и отбензинивания газа в соответствии с вышеу казанным ОСТом широкое распространение получил процесс низ котемпературной сепарации (НТС) с использованием избыточного давления газа для получения требуемой температуры точки росы.

Процесс этот при соблюдении технологических параметров прост и достаточно эффективен. Принят единый технологический процесс подготовки газа методом НТС с впрыском метанола как для газо конденсатных, так и для чисто газовых месторождений рассматри ваемых регионов, только в последнем случае добыча конденсата и его переработка исключаются.

Для подготовки газов месторождений, содержащих сероводо род, предусматривается весь комплекс очистки от агрессивных при месей. В соответствии с СТО Газпром НТП 1.8-001-2004 основной характеристикой для выбора способа очистки сероводородсодержа щего газа малых месторождений, кроме доведения параметров газа до требований соответствующего стандарта, является количество извлекаемой из газа серы (мах).

Как показывают предварительные расчеты, максимальный выход серы из сероводородсодержащих газов Ближнего Заволжья, проходящих подготовку на УКПГ Ждановская составит ориентиро вочно порядка 8,2…11,2 т/сут. Для подготовки сероводородсодер жащих газов Ближнего Заволжья на УКПГ Ждановская рассмот рен процесс абсорбционной очистки от сероводорода и углекислого газа с помощью аминов. Для утилизации кислых газов может быть использован традиционный метод – окисление в элементарную серу (процесс Клауса).

Капитальные вложения определены укрупнено по объектам аналогам, рассчитанным в нормативной базе 2000 года с пересчетом в текущий уровень цен по индексам, а также исходя из необходи мых объемов работ. Годовые эксплуатационные расходы рассчи тывались укрупнено: материальные расходы, расходы на ремонт, прочие расходы, налоги, включаемые в себестоимость. Ставка дис контирования – 10%.

Капитальные вложения в бурение и приобретение существую щих скважин, строительство системы сбора, подготовки, транспор та газа до ГРС г. Саратова по рассматриваемым вариантам представ лены в таблице 2.

Кратко опишем рассматриваемые варианты.

По Правобережной части:

- 1 вариант – объем газа обеспечивается с продуктивных плас тов месторождений нераспределенного фонда и неразрабатываемых пластов и газовых шапок месторождений распределенного фонда;

- 2 вариант – объем газа обеспечивается с продуктивных плас тов месторождений нераспределенного фонда и неразрабатываемых и разрабатываемых пластов и газовых шапок месторождений рас пределенного фонда и перспективных структур (ресурсы газа ка тегории С3) и рассматриваются месторождения и перспективные структуры Западной, Северной и Южной групп;

- 3 вариант – объем газа обеспечивается с продуктивных плас тов месторождений нераспределенного фонда и неразрабатываемых и разрабатываемых пластов и газовых шапок месторождений рас пределенного фонда и перспективных структур (ресурсы газа ка тегории С3) и прогнозных площадей (ресурсы газа категории Д1) и рассматриваются месторождения, перспективные структуры и про гнозные площади Западной и Северной групп.

По Ближнему Заволжью:

- 1 вариант – предусматривается ввод в эксплуатацию девяти месторождений, находящихся в консервации. Газ четырех из этих месторождений, расположенных в Прибортовой зоне Прикаспийс кой впадины, содержит сероводород. Затем предполагается вводить в эксплуатацию находящиеся в консервации продуктивные залежи пяти разрабатываемых месторождений. В дальнейшем предпола гается подключение пяти перспективных структур и скважин про гнозных площадей;

- 2а вариант – вводятся в эксплуатацию девять месторождений, находящихся в консервации, в том числе четыре месторождения, газ которых содержит сероводород;

- 2б вариант – не предполагается ввод в разработку сероводо родсодержащих месторождений. По данному варианту вначале в разработку вводятся пять находящиеся в консервации месторожде ний, затем вводятся еще пять разрабатываемых месторождений и три перспективные структуры и скважины прогнозных площадей и, наконец, впоследствии подключаются еще две перспективные структуры.

По Дальнему Заволжью:

- 1 вариант – намечается ввод в эксплуатацию неразрабатыва емых залежей Западно-Вишневского месторождения и семи перс пективных структур;

- 2 вариант – кроме ввода неразрабатываемых залежей Запад но-Вишневского месторождения, предполагается ввести только две перспективные структуры.

Таблица Капитальные вложения, млрд руб Правобережная часть ВАРИАНТЫ (млн м3/год) 2 вариант 3 вариант 1 вариант Всего I очередь II оче- Всего I очередь II оче 230 - 110 редь 120 – 230 110 редь 8,2 3,97 3,46 7,43 3,97 2,8 6, Ближнее Саратовское Заволжье 1 вариант 2а вариант 2б вариант 19,3 18,7 17, Дальнее Саратовское Заволжье 1 вариант 2 вариант 3,5 2, Среднегодовая себестоимость по вариантам представлена в таб лице 3.

По минимуму суммарных дисконтированных затрат наиболее оптимальны:

- по Правобережью Саратовской области является 3 вариант разработки Западной группы на 110 млн м3 и ввод в разработку в 2011 году Северной группы месторождений на 120 млн. м3 газа в год, - по Ближнему Заволжью – вариант 2б на объем газа 350 млн м3, - по Дальнему Заволжью – вариант 1 на объем газа 350 млн м3.

Таким образом, в работе показаны возможности эффективной разработки малых месторождений.

Таблица Себестоимость продукции, руб/1000 м Правобережная часть – 230 млн м 2 вариант 3 вариант 1 вари- II оче- Всего - I очередь II очередь Всего I очередь– ант редь– 120 230 – 110 – 120 110 млн м млн м3 млн м3 млн м3 млн м3 млн м 2864,1 1397,8 1191,0 1229,9 1397,8 1050,9 1171, Ближнее Саратовское Заволжье- 350 млн м 1 вариант 2а вариант 2б вариант 2321,1 2345,9 2181, Дальнее Саратовское Заволжье – 350 млн м 1 вариант 2 вариант 1280,6 Основными направлениями повышения эффективности стали:

- применение комплексного подхода к обустройству надземной части месторождений.

- оптимизация показателей разработки с учетом решений по обустройству надземной части и реализации товарной продукции - применение блочно-комплектных установок для обустройс тва.

© Коллектив авторов УДК 665.632.074;

662. ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПНГ ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА НОВОГО АВИАЦИОННОГО ТОПЛИВА АСКТ Н.С. Бащенко, П.А. Пуртов, А.Ю. Аджиев (ОАО «НИПИгазпереработка») Сжиженные углеводородные газы достаточно давно применя ются в качестве топлива как автомобильного, так и бытового.

В 90-е года совместно с ведущими институтами авиастроения – ЦИАМ и ЦАГИ, ОАО «Интеравиагаз» и институт НИПИгазпере работка провели работу по разработке и испытаниям авиационно го сконденсированного топлива (АСКТ), полученного из продуктов подготовки и переработки природного и попутного нефтяного газов.

В ходе этой работы были разработаны и утверждены технические условия ТУ 39-1547 – 91 (таблица 1), а также были проведены стен довые и летные испытания вертолёта Ми-8ТГ на газовом топливе (АСКТ).

Авиационное сконденсированное топливо (АСКТ) представля ет собой смесь углеводородных газов, среди которых доминируют бутаны. Сырьем для получения данного вида топлива является вы деленная тяжелая часть С3+выше из нефтяного или природного газов.

АСКТ может использоваться во всем температурном диапазоне, в котором эксплуатируется вся авиационная техника. По своим теп лофизическим свойствам оно не уступает авиакеросину. Так, у авиа керосина показатель теплоты сгорания составляет 10250 ккал/кг, у АСКТ-10800 ккал/кг, что на 5% выше.

Производство данного топлива одновременно позволит полу чить новый вид высоколиквидной и высокорентабельной продукции за счет внедрения безотходного производства из имеющегося сырья – природного и нефтяного газа и ШФЛУ, а также внести вклад в вы полнение Государственной Программы по утилизации попутного нефтяного газа на уровне 95%.

В настоящее время не только возродился интерес к направле нию разработки данного вида топлива, но оно также является акту альным и перспективным по следующим причинам:

1. Наличие доступного сырья в районах производства и потреб ления АСКТ.

В настоящее время в нефте- и газодобывающих регионах Сиби ри и Дальнего Востока ПНГ в большинстве случаев является побоч ным продуктом нефтедобычи. Отсутствие инфраструктуры для его сбора, транспортировки и переработки, а также отсутствие потреби телей в месте его добычи приводит к необходимости сжигания на фа келах, объем которого составляет от 20 до 50 млн м3/год. Попутный нефтяной газ является ценным углеводородным сырьем, которое в своем составе содержит от 300 до 2000 г/м3 целевых углеводородов, таких как пропан, бутан, пентаны и др. Это является как экономи ческой, так и важной экологической проблемой.


Таблица Технические показатели топлива АСКТ Наименование показателя* Норма Метод испытания 1. Массовое содержание про 7,2 ТУ 38.101524 – пана, %, не более 2. Давление насыщенных па ГОСТ 21443 – 75Э ров, МПа (кг/см2) (абс.) 0,5 (5,0) или п.5.2 наст. ТУ при плюс 45 С, не более 3. Плотность при 20 С, кг/м3, 585 по п.5.3 наст. ТУ не менее 4. Теплота сгорания (низшая), по п.5.4 наст. ТУ кДж/кг (ккал/кг), не менее (10800) 5. Содержание сернистых со ГОСТ 22986 – единений в пересчете на серу, 0, % мас., не более ГОСТ 21443 – 75Э 6. Содержание свободной воды нет ГОСТ 21443 – 75Э 7. Содержание щелочи нет 8. Содержание механических ТУ 39-1340 – нет примесей бесцветный, ТУ 39-1340 – 9. Внешний вид прозрачный * Для улучшения эксплуатационных свойств в АСКТ могут добавляться присадки, допущенные к применению в установленном порядке.

2. Простая технология производства.

Технология производства АСКТ достаточна проста. Все тради ционные процессы утилизации газа на 1-й стадии позволяют полу чать подготовленный газ и широкую фракцию легких углеводоро дов (ШФЛУ). Такие технологии реализуется на всех ГПЗ, установ ках комплексной переработки газа и малогабаритных промысло вых установках подготовки газа. На этой же стадии переработки не фтяного газа возможно получение АСКТ. Дальнейшая переработка ШФЛУ путем разделения в депропанизаторе на фракции позволяет нижним продуктом колонны получать АСКТ.

При организации получения АСКТ на промысле технология будет состоять из следующих основных технологических объектов:

компрессорная станция ПНГ и установка подготовки и переработки газа.

3. Набор существующих процессов и соответственно техноло гического оборудования, позволяющих получать АСКТ из ПНГ и природного газа, хорошо изучен, отработан и надежен в эксплуата ции.

При необходимости производство АСКТ может быть организо вано на следующих объектах на примере Западной Сибири и Севера Европейской части РФ:

1. Газоперерабатывающих заводах:

- ОАО «СИБУР Холдинг» (НВГПК, БГПК, ЮБГПК, Муравлен ковский ГПЗ, Красноленинский ГПЗ, Губкинский ГПЗ, Тобольский НХК и Вынгапуровская КС);

- ОАО «Газпром» (Сургутский ЗСК, Уренгойский завод по пе реработки газового конденсата);

- НК «Лукойл» (Локосовский ГПЗ, ПермскийГПЗ, Усинский ГПЗ);

- ОАО «Сургутнефтегаз» (Сургутский ГПЗ).

2. Нефтеперерабатывающие заводы НК «Лукойл» (Пермский НПЗ, Ухтинский НПЗ) и на заводах других компаний;

В процессе стабилизации нефти на НПЗ вырабатывается ШФЛУ.

3. Промысловые объекты сбора и подготовки нефти и газа не фтяных компаний - ОАО «Газпром нефть»;

- ОАО «Роснефть»;

- НК «Лукойл»;

- ТНК- ВР;

- ОАО «Сургутнефтегаз»;

- ОАО «Новатек».

4. Возможность организации АСКТ на трассах продуктопрово дов, транспортирующих ШФЛУ или нестабильный конденсат. Про изводство может быть организовано на оборудованных площадках, имеющих определенную инфраструктуру (наличие электроэнергии, тепла и т. д.).

Получение нового авиационного топлива, создание технологии и объектов его производства позволят:

- расширить ассортимент продукции, выпускаемой газопере рабатывающими заводами или установками подготовки газа;

- получить новый вид высоколиквидной и высокорентабельной продукции: стоимость нового авиационного топлива, ориентиро вочно, будет в 2…3 раза ниже по сравнению со стоимостью авиаке росина (без учета значительной стоимости транспортных расходов), что позволит сократить затраты на эксплуатацию авиатранспорта;

- с большей эффективностью использовать авиатранспорт в удаленных районах, непосредственно в местах добычи нефти и газа, например, в Западной Сибири;

- внести существенный вклад в выполнение Государственной Программы по утилизации попутного нефтяного газа в промысло вых условиях на уровне 95%;

- увеличить моторесурс и межремонтный пробег авиационных двигателей;

- высвободить для дополнительных авиаперевозок значитель ное количество дефицитного авиакеросина.

По оценкам специалистов, модернизация двигателя и лета тельного аппарата достаточно проста и при наличии комплектую щих изделий серийный вертолет можно переоборудовать на любом авиаремонтном предприятии в период регламентных работ. Обслу живание вертолета на газовом топливе также мало отличается от обычного при условии, что на земле будет создана соответствующая инфраструктура.

При этом, по мнению разработчиков проекта, создание назем ной инфраструктуры топливообеспечения (установки получения данного топлива, транспортные средства для перевозки топлива с места выработки в аэропорты и на вертолетные площадки, аэро дромные хранилища, заправочные станции и контрольно-измери тельная аппаратура) не потребует решения сложных технических проблем, поскольку многое выпускается серийно.

Все эти причины говорят о необходимости и целесообразности продолжения работ по переводу малой авиации на новое топливо – АСКТ.

© Л. В. Сапрыкин УДК 622.276;

389. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА НЕФТЯНОГО ГАЗА В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ Л.В. Сапрыкин (ОАО «НИПИгазпереработка») Экспресс-анализ полного компонентного состава природного газа является очень актуальной задачей при разработке технологий и оборудования для его транспортировки, подготовки и переработ ки. В настоящее время есть достаточно много методик газохрома тографического анализа горючих газов, ориентированных большей частью на определение его потребительских, а не технологических свойств.

Современные стационарные газовые хроматографы способны проводить такой анализ в среднем за 30–40 минут, выдавая инфор мацию о макрокомпонентах газа, до нонана и декана включительно.

Кроме того, использование пламенно-фотометрического детектора позволяет определять серосодержащие компоненты газа, такие как сероводород и меркаптаны.

Однако, порой значительный промежуток времени, необходи мый на доставку пробы к месту анализа, отрицательно влияет на со хранность некоторых компонентов образца и достоверность анализа в целом.

На выручку аналитикам пришли новые разработки, к ко торым можно отнести портативный хроматограф «Agilent Micro», который способен в двухколоночном варианте и изотер мическом режиме решить подобную задачу за 5 минут, благодаря использованию коротких капиллярных колонок. Он позволяет проводить анализ прямо на месте отбора пробы, что благоприят но сказывается на достоверности и информативности таких опре делений. Однако, предлагаемая с прибором программа позволяет получить компонентный состав газа только до гексана или гепта на, а для решения многих технологических проблем с транспор тировкой газа до места первичной переработки специалистам не обходимо знать состав газа хотя бы до декана (в идеале хотелось бы и больше).

В нашей работе мы на протяжении пяти лет для решения по добных задач используем двухканальный хроматограф «Agilent 3000 Micro». Прибор оказался достаточно удобным для использова ния его в полевых условиях. Однако основными его достоинствами, безусловно, являются конструкторские решения, заложенные в его основу. Прибор, помимо общих частей, таких как компрессор для отбора пробы, (32 бит) процессор для сбора информации, аккуму ляторная батарея, баллон с газом-носителем, встроенным в корпус, включает в себя два независимых в работе блока (рис.1), каждый из которых содержит систему дозирования пробы, колонку, термостат и детектор.

Рис. 1. – Аналитический блок хроматографа «Agilent Micro»

Применительно к условиям нашей работы в методику и конс трукцию прибора был внесен ряд изменений. В табл. 1 приведено сравнение методов, предлагаемых поставщиками прибора и разра ботанных нами.

Как видно из таблицы 1, они существенно различаются. В пер вую очередь, в стандартной комплектации для анализа газа разра ботчики оснащают прибор колонкой PLOT U длиной 8 м, на которой степень разделения интересующих нас компонентов избыточна. Ее использование приводит к затягиванию времени анализа и необхо димости работать при более высокой температуре, что отрицатель но сказывается на энергопотреблении всего прибора, а при работе от батарей этот фактор имеет большое значение. Кроме того, блок с этой колонкой оснащен петлей фиксированного объема, что не поз воляет поднять чувствительность анализа по такому важному ком поненту, как сероводород, возможность анализа которого фирмой – производителем даже не рассматривается.

Таблица Сравнение методик анализа углеводородных газов Условия анализа Показатель рекомендуемые используемые PLOT U OV-1 PLOT U OV- Колонка Длина, м 8 14 4 Внутренний диаметр, мм 0,32 0,15 0,32 0, Давление на входе, кПа 103 240 170 Температура, С 55 - входной магистрали - колонки 70 90 55 Объём дозирующей постоянный 2,7 10 2, петли, мкл Продолжительность 10 - отбора образца, сек - анализа, мин 8 Газ-носитель Гелий Используемая нами 4х-метровая колонка с петлей переменно го объема позволила снизить температуру термостата, сохранив тем самым прежнее качество разделения компонентов. Если данный ка нал работает в режиме газоадсорбционной хроматографии, то канал с OV-1 оснащен тонкой капиллярной Галлеевской колонкой с метил силиконовой неподвижной жидкой фазой (НЖФ). В то же время, достаточно хорошо известно, что большинство силиконовых НЖФ имеют не только верхний температурный предел, но и нижний. Су ществование этого нижнего предела обусловлено температурной границей перехода силикона именно в жидкость, когда максималь но интенсифицированы диффузионные и массообменные процессы.

Для данной НЖФ такой порог составляет порядка 100 С, именно поэтому при повышении температуры колонки до 115 С удалось добиться выхода наиболее тяжелых компонентов газа вплоть до де кана, но при этом не потерять в качестве разделения наиболее лег ких компонентов за счет повышения делящей способности колон ки. Кроме этого, оказалось целесообразным провести оптимизацию скорости потока газа-носителя, что оказалось особенно актуально для газоадсорбционного режима. Оптимизация этого параметра, позволила дополнительно повысить эффективность разделения.

Как и в обычных хроматографах, скорость потока регулируется из менением давления на входе в колонку.

Далее, существенно различаются методы и по температуре узла ввода пробы. Повышение температуры связано исключительно со спецификой использования прибора для анализа попутного нефтя ного газа, содержащего относительно большие концентрации тяже лых компонентов. На рисунке 2 приведена типовая хроматограмма попутного нефтяного газа, полученная при изменённых нами усло виях анализа.

Рис. 2. – Типовая хроматограмма нефтяного газа Полученные при использовании разработанного нами мето да типовые хроматограммы попутного нефтяного газа и детальное рассмотрение отдельных их участков позволяют повысить детали зацию и точность промыслового анализа состава газа, а также дают возможность оценить делящую способность колонки по отношению к различным группам компонентов газа.

Таким образом можно констатировать, что использование адаптированного портативного переносного хроматографического оборудования существенно повышает скорость аналитических ра бот и увеличивает достоверность получаемой информации об объек те исследования.

© Л. Г. Ткаченко УДК 622. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ПРОМЫСЛОВОГО КОНТРОЛЯ РЕСУРСОВ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА. ОПЫТ РАБОТЫ ОАО «НИПИгазпереработка»

Л. Г. Ткаченко (ОАО «НИПИгазпереработка») Для обеспечения достижения установленного Правительством 95%-ного уровня утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) к 2012 году важным является правильное определение ресурсов (объ емов) газа, выделившихся из нефти при ее сепарации и стабилиза ции на поверхности. В первую очередь это касается месторожде ний:

- нефтегазовых, на которых возможен прорыв газа газовой шапки к забоям нефтяных скважин;

- нефтяных, находящихся на последних стадиях разработки и характеризующихся ростом обводненности продукции скважин;

- нефтяных, эксплуатируемых с отставанием поддержания пластового давления, что приводит к образованию искусственной шапки за счет внутрипластового разгазирования, так называемый режим растворенного газа.

В США практикуется разработка месторождений в режиме рас творенного газа, только там (в отличие от наших нефтепромыслов) основным условием является одновременное обустройство объектов эксплуатации системами нефте- и газосбора. Поэтому газ использу ется с начала разработки месторождений. В наших реальных усло виях месторождения обустраиваются в первую очередь объектами нефтесбора, с отставанием строительства объектов использования газа, что и приводит к значительным потерям ПНГ. Одним из яр ких примеров можно назвать Самотлорское нефтегазоконденсатное месторождение в Западной Сибири. Месторождение было введено в разработку в 1969 году, а ввод первой очереди Нижневартовско го ГПЗ для переработки ПНГ Самотлора состоялся только в году. К этому времени по официальным данным суммарные поте ри газа на Самотлоре в период 1969–1975 годов составили порядка 16,5 млрд м3. По инструментальным замерам фактические газовые факторы и ресурсы газа на Самотлоре превышали утвержденные, поэтому фактические потери газа были ещё больше отчетных пока зателей. Одной из причин расхождения в ресурсах тогда назывался неконтролируемый прорыв газа газовой шапки к забоям нефтяных скважин за счет нарушения технологии разработки. Но так как ко нечной целью было выполнение плановых объемов добычи нефти, то на этом много внимания не акцентировали.

Поэтому при эксплуатации любого объекта нефтедобычи не обходимо вести наблюдения за изменением фактических ресурсов ПНГ и отличием их от плановых во времени на всех стадиях разра ботки. Это позволит своевременно выявить отклонения, недостат ки в работе нефтепромысла и установленного на нем оборудования, выбрать оптимальные направления использования газа и избежать сверхнормативных его потерь. Одним из достоверных приоритет ных методов уточнения фактической ситуации на нефтепромысле является оперативный промысловый контроль.

Целью оперативного промыслового контроля является опреде ление на месторождениях в промысловых условиях:

- рабочих газовых факторов;

- рабочих текущих ресурсов ПНГ;

- составов газа.

Задачи, которые ставятся перед промысловым контролем, за ключаются в разработке по результатам обследования ряда реко мендаций и предложений:

- составление фактических балансов добычи и использования ПНГ по направлениям на основе прямых измерений расхода газа;

- оптимизация производительности трубопроводного транспорта;

- оптимизация мощностей объектов использования газа;

- выдача рекомендаций по работе сепарационной аппаратуры.

Промысловый контроль представляет комплексный подход и в отличие от расчетного метода определения ресурсов газа заключа ется в одновременном проведении инструментальных замеров рас хода ПНГ по точкам его выделения и направлениям использования, а также определении компонентного состава газа в точках замеров (экспериментальная составляющая) и в сборе и обработке информа ции (косвенная составляющая) непосредственно на нефтегазодобы вающих промыслах (см. рисунок 1).

Рис. 1. – Состав промыслового контроля Кроме определения рабочих газовых факторов и ресурсов ПНГ, промысловый контроль позволяет:

- определить дополнительные источники газа, которые могут появляться на разных стадиях разработки месторождения при из менении параметров подготовки нефти, а также в процессе измене ния схем разработок эксплуатационного объекта;

- уточнить нормы расхода газа на собственные нужды нефтеп ромыслов по фактическому составу газа;

- выявить недостатки в работе сепарационной аппаратуры и разработать технические решения по их устранению.

Данные промыслового контроля ресурсов ПНГ могут быть ис пользованы при статистической отчетности года, для анализа со стояния разработки месторождений, особенно нефтегазовых. Регу лярное проведение промыслового контроля позволит своевременно разрабатывать предложения по вовлечению ресурсов ПНГ в перера ботку и избежать неконтролируемых потерь на факеле.

Институт НИПИгазпереработка имеет большой опыт проведе ния промыслового контроля на месторождениях ОАО «ЛУКОЙЛ Коми», ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть», Красноленинск нефтегаз (ныне ОАО «ТНК-Нягань»), ОАО «Газпромнефть-Ноябрьс кнефтегаз», ООО «Газпромнефть-Хантос», ООО «Газпромнефть Восток», ОАО «ТНК-ВР» в Нижневартовском регионе, ОАО «ТНК Оренбургнефть», ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «ТНК-Уват».

В частности, в результате проведения инструментальных за меров на практике институтом выявлено, что повышение темпера туры сепарации нефти приводит к увеличению газового фактора и содержания целевых углеводородов С3+выше (см. рисунок 2).

Рис. 2. – Зависимость газового фактора нефти (а) и содержания углеводородов С3+В в газе (б) от температуры сепарации Эти зависимости подтверждаются также исследованиями дру гих институтов, работающих в этом направлении.

ОБЗОР НЕПУБЛИКУЕМЫХ СООБЩЕНИЙ Помимо приведенных выше статей на совещании было заслу шано ещё несколько докладов по тематике, относящейся к насто ящему разделу сборника. К сожалению, авторы их, несмотря на настоятельные предложения редакционной группы, проигнориро вали возможность опубликовать соответствующие статьи. В связи с этим для того, чтобы дать читателям более полное представление о круге вопросов совещания, ниже в конце каждого раздела сбор ника приводится краткая информация о заслушанных докладах, материалы которых относились к тематике данного раздела, но не вошли в состав публикации.

Общим проблемам утилизации попутного нефтяного газа были посвящены доклады:

- начальника отдела ООО «Газпромразвитие» П.Е. Емельянова «Комплекс мероприятий по утилизации ПНГ на предприятиях ОАО «Газпром»;

- генерального директора Сибирского научно-аналитического центра ОАО «СибНАЦ» А.М. Брехунцова «Программа комплексно го освоения месторождений ЯНАО и Красноярского края. Предла гаемые решения по утилизации ПНГ»;

- начальника отдела ОАО «НИПИгазпереработка»;

Н.В. Мона хова «Развитие комплекса по переработке ПНГ и транспорту гото вой продукции в Ноябрьском районе.

В докладе П.Е. Емельянова охарактеризована динамика ре сурсов ПНГ на предприятиях Газпрома на период с 2009 по 2030 г.

Максимальный уровень ресурсов ПНГ, ожидаемый в 2027 году, мо жет составить 11 млрд м3/г при исходном уровне около 1,8 млрд м в 2009 г. Описаны намечаемые мероприятия по использованию газа на основных, наиболее крупных месторождениях, к которым отно сятся ООО «Газпром добыча Уренгой», (Уренгойское, Ен-Яхинское и Песцовое НГКМ);

ООО «Газпром добыча Надым» (Новопортовское НГКМ);

ООО «Газпром добыча Оренбург» (Оренбургское НГКМ) и др. Среди направлений использования ПНГ основными приняты:

- выработка сухого отбензиненного газа (СОГ) с последующей подачей в газотранспортную систему (ГТС), для чего предстоит пос троить ряд новых установок подготовки и транспорта газа и мест ных газопроводов;

- энергогенерация, для которой предусмотрено создание энер гетических установок единичной мощностью от 2,5 до 30 МВт и ли ний электропередачи;

- закачка газа в пласт, в частности, на Чаяндинском НГКМ, где будут сооружены КС и ряд нагнетательных скважин.



Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.