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.

ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ

Материалы XXV Всероссийского

межотраслевого совещания

(Геленджик, 27 сентября — 1 октября 2011 г.)

Краснодар

2012

УДК 665.632;

622.276;

622.279 В сборнике помещены материалы XXV Всероссийского ме жотраслевого совещания-семинара по проблемам утилизации попутного нефтяного газа, оптимальным направлениям и энер гоэффективности его использования, проведенного ОАО «НИПИ газпереработка» в г. Геленджике 27 сентября — 1 октября 2011 г.

Сборник подготовлен под редакцией канд. техн. наук Е. М. Бре щенко.

Материалы публикуются в одном томе.

ISBN 978-5-901957-74- © ОАО «НИПИгазпереработка», ВВЕДЕНИЕ Актуальность задач утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) и выбора оптимальных направлений его использования связана с решением многих экономических, социальных и экологических вопросов. Возможности использования ПНГ делают его важным ресурсом увеличения объема углеводородных запасов нефтяных ме сторождений и оздоровления экологической обстановки. Проблемы рационального использования ПНГ систематически обсуждаются на разных уровнях управления экономикой страны, в прессе и на научных форумах.

Созданный 40 лет назад научно-исследовательский и проект ный институт «НИПИгазпереработка» изначально был нацелен на решение данной проблемы. Первое межотраслевое совещание, ор ганизованное институтом при поддержке Миннефтепрома СССР, состоялось еще в начале 1980-х гг. Далее подобные совещания стали регулярными. В 2010 г., после пятилетней паузы, эта традиция была возрождена. Предложенный современный формат мероприя тия позволил участникам вести живую дискуссию и открыто обме ниваться мнениями.

С 27 сентября по 1 октября 2011 г. в Геленджике прошло XXV юбилейное Всероссийское межотраслевое совещание «Пробле мы утилизации попутного нефтяного газа и оптимальные направ ления его использования. Энергоэффективность». Организатором мероприятия традиционно выступил институт «НИПИгазперера ботка».

Совещание, получившее поддержку Института нефтехими ческого синтеза им. А. В. Топчиева РАН, Института катализа им. Г. К. Борескова СО РАН, Cоюза нефтегазопромышленников Рос сии, Российского газового общества, правительства Ямало-Ненецко го автономного округа, собрало представителей отраслевого сообще ства, неравнодушных к вопросам рационального использования этого ценного компонента нефти. Участие в мероприятии приняли руководители крупных предприятий нефтегазовой отрасли Рос сии, профильных федеральных министерств и ведомств, научных центров, отечественных и западных инжиниринговых компаний.

С докладами выступили представители бизнес-структур, науч но-проектного сообщества, органов исполнительной власти реги онов, в их числе представители правительства Ханты-Мансийско го автономного округа — Югра, ОАО «Газпром нефть», СИБУРа, ОАО «Татнефть», МИТХТ им. М. В. Ломоносова, Манчестерского университета, Института катализа им. Г. К. Борескова СО РАН, ВНИПИгаздобычи, института «ЛЕННИИХИММАШ».

Участники совещания обсудили такие вопросы, как: аспекты сбора и транспортировки попутного нефтяного газа, современные технологии и оборудование для подготовки и переработки сырья, инновации в проектировании и строительстве. Всего было заслу шано 12 докладов на пленарном заседании и более 30 сообщений на трех секциях. По каждому из направлений рассматривались наибо лее актуальные из существующих сегодня проблем и предлагались конкретные пути их решения.

Широкое представительство на мероприятии руководителей ор ганов государственной власти, нефтегазовых компаний, научных кругов свидетельствует о живом интересе отраслевого сообщества к вопросам сохранения природных богатств и экологической без опасности, рациональному использованию запасов углеводородного сырья.

Материалы докладов вошли в настоящий сборник статей — седь мой по счету (начиная с аналогичного сборника, подготовленного НИПИгазпереработкой по итогам совещания в 1999 г.).

I. ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ УТИЛИЗАЦИИ НЕФТЯНОГО ГАЗА И КОНДЕНСАТА УДК 338.45;

622.276;

613.1 © Коллектив авторов АНАЛИЗ МИРОВОГО ОПЫТА РЕГУЛИРОВАНИЯ СЖИГАНИЯ ПНГ Л. Г. Ткаченко, Е. И. Ладыгина (ОАО «НИПИгазпереработка») Проблемы загрязнения окружающей среды за счет факельного сжигания и сброса ПНГ в атмосферу приобретают все более угрожа ющее значение. Этому вопросу в мире уделяется большое внимание.

Основным требованием к добывающим компаниям, независимо от формы собственности ТЭК в стране, является почти 100%-ное ис пользование ПНГ.

За рубежом важная роль в обеспечении снижения сжигания и сброса газа отводится нормативно-правовому регулированию.

Глобальные исследования Всемирного банка по вопросам сжи гания и сброса ПНГ, проводимые в 44 странах мира, в том числе в России [1], позволили ему обобщить результаты и разработать для всех стран общие рекомендации по регулированию сжигания ПНГ, которые сводятся к следующему:

• государство должно осуществлять политику в отношении ох раны окружающей среды;

• необходимо создать первичную и вторичную законодательную базу, которая предоставит регулирующим органам полномочия для эффективного решения вопросов сжигания и сброса ПНГ;

• регулирующие органы должны быть независимыми от добыва ющих компаний, иметь четко определенные обязанности, обладать достаточными полномочиями для осуществления контроля и обе спечения выполнения требований;

• регулирующие органы должны укомплектовываться кадрами и финансироваться, чтобы иметь возможность обеспечивать выпол нение установленных нормативно-правовых требований;

• регулирующим органам необходимо разработать и внедрить четко определенные и эффективные технологические процессы в отношении сжигания и сброса ПНГ;

• должны быть четко определены обстоятельства, при которых добывающие компании могут осуществлять сжигание и сброс ПНГ без предварительного разрешения регулирующих органов;

• необходимо разработать прозрачные процедуры в отношении предоставления заявок и разрешений на сжигание и сброс ПНГ;

• необходимо установить эффективный порядок измерения и отчетности в отношении сжигания и сброса ПНГ для контроля за соблюдением нормативно-правовых требований;

• использование прочих факторов, влияющих на принятие ре шений добывающих компаний относительно использования или сжигания и сброса ПНГ:

– международные отраслевые стандарты, особенно в области определения целевых показателей по сокращению сжигания и сброса ПНГ и стандартизации процедур контроля и отчетности;

– фискальная политика в отношении нефтегазовой отрасли, включая плату за пользование недрами (роялти) и уплату дру гих налогов;

– структура вторичных рынков сбыта энергоресурсов и наличие эффективной и прозрачной нормативно-правовой базы, кото рая обеспечивает справедливый и недискриминационный до ступ к трубопроводам и потребителям.

Опыт США Регулирующими органами в США являются:

• бюро по управлению земельными ресурсами, которое входит в состав Министерства внутренних дел США. Бюро регулирует вопро сы выбора участков работ, буровых работ и работ по добыче на феде ральных землях. Применяет некоторые нормативные требования в отношении отчетности по сжиганию и сбросу, которые в основном относятся к охране природных ресурсов;

• управление охраны окружающей среды. Оно осуществляет нормативное регулирование выбросов опасных загрязнителей воз духа (ОЗВ) и неметановых летучих органических соединений (ЛОС) в результате работ по добыче нефти и газа на основе применения Национальных стандартов выбросов опасных загрязнителей в ат мосферу и Нормативов концентрации загрязняющих веществ для новых источников. Нормативы предназначены для стимулирования использования передовых технологий для борьбы с загрязнением воздуха;

• служба управления минеральными ресурсами. Она регулирует сжигание газа на морских промыслах;

• местные органы в штатах. Они используют свои нормативы и правила, более жесткие, чем федеральные нормативные положения.

Например, в штате Аляска, кроме представления ежемесячных от четов добывающих компаний по всем направлениям использования газа, требуется письменное объяснение любого случая, связанного со сжиганием и сбросом ПНГ, продолжительность которого превы сила один час, с указанием объемов выпущенного ПНГ и предприня тых мер для обеспечения соответствия нормативным требованиям.

Опыт Канады (провинция Альберта) Вопросы сжигания и сброса ПНГ в Канаде в основном находятся в компетенции провинций, образцом регулирования их является Альберта. Закон о защите и развитии окружающей среды пред усматривает разработку детальных нормативно-правовых актов и определение задач по защите окружающей среды для провинции Альберта.

Управление по охране окружающей среды провинции Альберта, которое является правительственной организацией, осуществляет регулирование выбросов в атмосферу и отвечает за установление стандартов в отношении выбросов и качества воздуха. Эти стандар ты затем предоставляются в Управление по энергетике и комму нальному хозяйству для определения для добывающих компаний целевых показателей по сокращению сжигания и сброса ПНГ при добыче нефти.

Управление по энергетике и коммунальному хозяйству явля ется ответственным за нормативно-правовое регулирование дея тельности нефтяной промышленности по разведке и добыче в про винции (осуществляет регулирование в отношении трубопроводов для транспорта сырой нефти и природного газа), а также за утили зацию ПНГ.

Конструктивной считается деятельность некоммерческого объ единения «Стратегический альянс по обеспечению чистоты воз душной среды» (САЧВ), которое финансируется правительством Альберта. Объединение вырабатывает рекомендации в отношении политики и нормативно-правового регулирования вопросов каче ства воздуха и затем передает их в регулирующие органы.

Основными элементами нормативно-правового регулирования сжигания и сброса ПНГ являются:

• механизм управления сжиганием газа и порядок (дерево) при нятых решений;

• экономическая оценка проектов утилизации ПНГ — оценка ис пользования ПНГ производится как отдельный проект. Если эконо мически утилизировать ПНГ невыгодно, недропользователь должен выполнить ряд требований по обеспечению отделения жидкости и безопасному сжиганию газа;

• требования по характеристикам (эксплуатации и технологии) процесса сжигания газа (оценка возможности отказа от сжигания;

сокращения сжигания, если нет возможности отказаться от этого;

обеспечение сжигания, которое невозможно избежать, в соответ ствии с технологическими и эксплуатационными требованиями к выполнению работ);

• измерение и отчетность включают предоставление держателя ми лицензий ежемесячных отчетов об объемах сжигаемого ПНГ, аварийных ситуациях на объектах, доказательств относительно непрерывного улавливания объемов газа;

а также рекомендации со стороны Управления по энергетике и коммунальному хозяйству (УЭКХ) относительно учета объемов сжигания и т. д.;

• меры контроля и принуждения — УЭКХ проводит контроль и проверки работы скважин и эксплуатационных объектов, на ко торые выдает лицензии, а также реагирует на жалобы населения.

Критерии отбора объектов для проверки – предыдущие показатели деятельности;

близость населенных пунктов и уязвимость окружа ющей среды (природоохранные площади, водные бассейны и т. д.).

На новых лицензионных участках существуют ограничения на добычу нефти, пока регулирующий орган и добывающая компания не достигнут соглашения по оптимальной разработке и добыче.

Другие западные провинции Канады (Британская Колумбия, Са скачеван) часто обращаются к опыту работы провинции Альберта.

Опыт Великобритании Правительство Великобритании при оценке предложений в от ношении разработки новых месторождений учитывает следующие политические цели:

• обеспечение извлечения всех экономически эффективных за пасов УВС;

• достаточное обеспечение трубопроводами и объектами обу стройства на конкурентной основе;

• изучение факторов воздействия на окружающую среду и инте ресов других сторон, использующих морские ресурсы.

Правительство страны применяет стимулы на первичном и вто ричном рынке газа, способствующие повышению эффективности использования ПНГ, такие как:

• реструктуризация газового рынка;

• развитие конкуренции на газовом рынке и рынке электро энергии;

• доступ третьих сторон к газотранспортной системе на началь ном этапе технологического процесса.

Министерство торговли и промышленности отвечает за разра ботку и координирование государственной политики в отношении нефтяных и газовых месторождений на материковой части и в море, осуществляет регулирование первичных рынков газа и нефти путем осуществления полномочий, предоставленных Законом о нефти.

Существуют и другие министерства и госучреждения, включая органы местного самоуправления, которые отвечают за вопросы сжигания и сброса ПНГ, но окончательная ответственность за предо ставление разрешений на сжигание лежит на Министерстве торгов ли и промышленности.

Опыт Норвегии Двумя основными регулирующими органами власти, которые осуществляют контроль за выбросами в атмосферу и деятельностью нефтяной промышленности, в соответствии с Законом о нефти и за грязнении окружающей среды, являются Норвежский нефтяной директорат, который входит в состав Министерства нефти и энер гетики, и Управление по контролю за загрязнением окружающей среды. На директорат возложена ответственность за рациональное использование ПНГ. Правительство Норвегии не устанавливает специальных нормативов по сжиганию газа, но разрешает сжигать газ только в крайних случаях. Основной способ использования ПНГ — это закачка в пласт. В Норвегии, согласно действующему законодательству, запрещается сжигать на факелах объемы газа, превышающие необходимые для безопасной работы промысла. Го сударство указывает добывающим компаниям периоды, объемы добычи, закачивания и выброса в атмосферу ПНГ, а также проводит экспертизу проектов обустройства участка недр.

Опыт развивающихся стран В развивающихся странах регулирующими органами в основном являются министерства и национальные нефтяные компании.

Добывающие компании наравне с национальными компаниями могут извлекать, перерабатывать и реализовывать ПНГ, сжигать могут лишь при наличии разрешения. В ряде стран государство имеет право на бесплатной основе забирать объемы газа, которые не используются добывающими компаниями (Ангола, Камерун, Намибия, Оман, Сирия, Боливия, Колумбия, Тринидад и Тобаго, Ливия, Габон, Нигерия, Катар).

Применение мирового опыта в России В России ежегодно на факелах сжигается, по официальной оцен ке, порядка 15 млрд м3 ПНГ в год, а по другим оценкам — и того выше [2]. Тем не менее Россия стремится выполнять мировые тре бования по снижению сжигания ПНГ.

Высокий уровень использования ПНГ на уровне 97 % с учетом низконапорного газа был установлен в СССР еще в 1986 г. Постанов лением Миннефтепрома № 41 [3]. В нем было отмечено: «Предусма тривать при проектировании и строительстве объектов обустройства месторождений использование ресурсов нефтяного газа не менее 97 %. Запретить рассмотрение и утверждение проектов обустрой ства месторождений, не отвечающих этому требованию. Обеспечить качественную подготовку проектов, своевременную заявку на стро ительство объектов сбора, транспортировки и переработки газа».

Но в связи с реформами претворить в жизнь это постановление не получилось.

В 2007 г., через 20 лет, перед Правительством России вновь была поставлена задача — уровень использования ПНГ довести до средне мировых значений — 95 % к 2011 г. [4].

Современная российская законодательная база далека от совер шенства. Действующие законы «О недрах», «Об охране окружаю щей среды» и «О мерах по стимулированию сокращения загрязне ния атмосферного воздуха продуктами сжигания ПНГ…» не решают главных проблем, связанных с использованием ПНГ.

В настоящее время отмечаются положительные сдвиги в соз дании, с участием Минэнерго России, нормативно-правовой базы, соответствующей мировому уровню:

• Минэнерго активно выступает за скорейшее принятие проекта Федерального закона «О добыче, переработке и транспортировке по магистральным трубопроводам нефтяного сырья и продуктов его переработки» (так называемого закона «О нефти», разрабо танного совместно с заинтересованными федеральными органами исполнительной власти). Данный законопроект предусматривает нормы, регулирующие рациональное использование ПНГ, а также устанавливает запрет на сжигание ПНГ сверх целевого показателя сжигания ПНГ на факельных установках, введенного Правитель ством РФ;

• Минэнерго разработан закон № 26-ФЗ «О внесении изменений в ст. 32 ФЗ «Об электроэнергетике», который устанавливает на опто вом рынке электроэнергии механизм определения складывающихся рыночных цен на электрическую энергию и мощность тепловых электростанций в объеме производства электрической энергии, вы рабатываемой с использованием в качестве основного топлива ПНГ и продуктов его переработки;

• Минэнерго осуществляет подготовку проекта правил учета газа, которые должны установить условия и порядок измерений, фиксирования и регистрации количественных показателей ПНГ и последующего формирования информационных данных для веде ния учета на всех уровнях государственного управления.

В целях решения проблемы доступа поставщиков СОГ, получа емого при переработке ПНГ, к газотранспортной системе, в частно сти к мощностям ГТС ОАО «Газпром», создана межведомственная комиссия по рассмотрению связанных с этим вопросов.

В Минэнерго создана рабочая группа по вопросам использования ПНГ, в состав которой входят представители Совета Федерации РФ, нефтегазодобывающих и газоперерабатывающих компаний. Задачи группы — мониторинг и контроль реализации корпоративных про грамм нефтегазовых компаний, направленных на рациональное использование ПНГ, а также обеспечение мониторинга правопри менительной практики нормативных документов в сфере исполь зования ПНГ.

Активную позицию занимает руководство нефтедобывающих регионов, в которых действует своя нормативно-законодательная база, правда, не все прописанные требования принимаются на феде ральном уровне. Также регионы выступают с инициативой вернуть экологическую экспертизу проектов.

Практика и перспективы внедрения мирового опыта в России В развитых и развивающихся странах существует система го сударственно-частного партнерства, эффективно стимулирующая рациональное использование энергоносителей.

В России подобной практики нет. Для решения этой проблемы создаются и уже функционируют следующие механизмы:

• соглашения о разделе продукции (СРП);

• совместные предприятия (СП);

• акционирование;

• участие в разработке нормативной базы некоммерческих организаций, таких как Российский союз промышленников и предпринимателей, при котором создан Межотраслевой Совет по техническому регулированию и стандартизации в нефтегазовом комплексе. В состав Межотраслевого Совета входит девять Рабо чих Групп (РГ) 1–9 [4]. Целью РГ 9 является организация работ по формированию нормативной базы для добычи и использования попутного нефтяного газа, создания правовых, организационных, технологических и экономических условий для рационального и эффективного использования ПНГ. В РГ 9 входят представители ОАО «НИПИгазпереработка»;

• проведение межотраслевых совещаний, в которых принимают участие руководители нефтедобывающих регионов, ВИНК, газо переработчики, ученые, ведущие СМИ нефтегазового комплекса.

Результатом совещаний является принятие решений, позиций в отношении рационального использования ПНГ, разработки норма тивной базы и т. д.

ЛИТЕРАТУРА 1. Нормативно-правовое регулирование сжигания и сброса по путного нефтяного газа. Глобальный обзор и выводы на основе меж дународного опыта. Всемирный банк. 2003–2004. С. 2–3.

2. Крюков В. А., Силкин В. Ю., Токарев А. Н., Шмат В. В. // Как потушить факелы на российских нефтепромыслах: институ циональный анализ условий комплексного использования угле водородов (на примере попутного нефтяного газа). Новосибирск:

2008. — С. 75–88.

3. Постановление Коллегии Миннефтепрома СССР от 09.10.1986 г.

№ 41, п. 2. С. 4.

4. Савинов А. // ТехНАДЗОР. 2011. № 2. С. 47–49.

УДК 622.276 © Коллектив авторов ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ РЕАЛИЗАЦИИ ПНГ В ПРОЕКТАХ ГИПРОТЮМЕННЕФТЕГАЗА Н. Н. Андреева, М. Ю. Тарасов, С. В. Чернышев, С. С. Иванов (ОАО «Гипротюменнефтегаз», Группа ГМС) Проблема рационального использования попутного нефтяного газа (ПНГ) заключается главным образом в том, что для нефтяных компаний основная масса рассматриваемых вариантов является экономически невыгодной. Одной из трудностей является низкая цена ПНГ, реализуемого как сырье для дальнейшей переработки либо как топливо для выработки энергии. В то же время прямая ре ализация продуктов передела ПНГ — углеводородного конденсата, широкой фракции легких углеводородов, пропан-бутановых фрак ций, выделенных из ПНГ легких жидких углеводородов (ЛЖУ) — во многих случаях является более выгодным бизнесом, нежели поставка ПНГ на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Поэтому в последнее время нефтяные компании все большее внимание уде ляют системам подготовки и первичной переработки ПНГ с целью прямой реализации получаемых продуктов.

Из таблицы 1 следует, что для всех вариантов возможного ис пользования ПНГ при проектировании можно предусмотреть ста дию выделения из ПНГ легких жидких углеводородов.

Таблица 1 — Возможные варианты использования ПНГ Направление использования Стадия выделения ЛЖУ 1 I Закачка газа на отсроченное хране ние, в том числе:

закачка в подземное хранилище газа;

организация водогазового Компримирование воздействия;

организация газового воздействия;

организация термоводогазового воздействия II Транспорт газа до потребителя Компримирование (на ГПЗ) Транспорт по газопро воду Продолжение таблицы 1 III Переработка газа с получением Компримирование СОГ, ШФЛУ (СОГ, СПБТ, СГБ) Низкотемпературная конденсация IV Транспорт в иных агрегатных сос тояниях, в том числе: Компримирование сжижение газа с получением СПГ, Низкотемпературная ШФЛУ (СПГ, СПБТ, СГБ);

конденсация перевод в газогидратную форму V Газохимия, в том числе:

Компримирование получение метанола;

Низкотемпературная получение синтетических жидких конденсация углеводородов (GTL) VI Выработка энергии, в том числе:

выработка электроэнергии на автоном- Компримирование ных электростанциях (АвЭС);

Низкотемпературная выработка тепловой энергии на ко- конденсация тельных, печах;

(сепарация) выработка механической энергии для привода динамического оборудования Направление 1. Закачка в пласт. В вариантах обратной закачки газа в пласт ЛЖУ образуются в процессе подготовки газа к закачке, при компримировании газа. Удовлетворительного решения по ис пользованию ЛЖУ в этом варианте пока не найдено [практическое проектное решение — закачка в пласт (поглощающую скважину) специальными насосами].

Направление 2. Подача на ГПЗ. В данном случае ЛЖУ выделя ются как при подготовке газа к транспорту, так в процессе самого транспорта. Во многих случаях сбор выпадающего в трубопроводе углеводородного конденсата — сложная задача, в то время как его появление в газопроводе иногда является существенной помехой транспорту. Возврат собранного в конденсатосборниках продукта в начало процесса (систему нефтесбора месторождения, на ДНС, ЦПС) обусловливает его накопление в системе и усугубление проблемы.

Направление 3. Переработка газа. Это направление предусма тривает получение на нефтяном промысле целевых продуктов газо переработки. При этом задачей, которую необходимо решать при модернизации этих модулей, является сохранение в нефти тяжелых фракций углеводородов (С4 и выше), извлекаемых из газа в процессе сепарации, компримирования и транспорта на нефтепромыслах.

Направление 4. Перевод ПНГ в иное агрегатное состояние с це лью его хранения и доставки к месту переработки. Для реализации этого направления необходимо в первую очередь подготовить газ, т. е. отделить от него легкие жидкие углеводороды, а в ряде случаев этан и пропан, поскольку как технологии СПГ, так и транспорт в газогидратной форме разработаны для чистого метана.

Направление 5. Газохимия. Существующие технологии полу чения метанола и других жидких продуктов из газа основаны на получении в первую очередь синтез-газа путем конверсии метана.

Следовательно, при использовании любой из этих технологий для попутного нефтяного газа необходимо предусматривать разделение его на метан и ЛЖУ.

Направление 6. Выработка энергии. Для выработки энергии (тепловой, электрической, механической) ПНГ используется в виде топлива, при этом к топливному газу предъявляются определенные требования, как правило, предусматривающие отделение тяжелых фракций газа — легких жидких углеводородов.

Состав ЛЖУ различается и зависит как от свойств нефти, так и от термобарических режимов осуществления процессов ее под готовки. В нефте- и газопромысловой практике закрепился целый ряд обозначений, терминов, определений легких жидких углеводо родов, выделяемых из газа:

нестабильный углеводородный конденсат (НУК) — газовый конденсат, содержащий в растворенном виде газообразные угле водороды, направляемый на переработку с целью очистки от при месей и выделения углеводородов С1–С4, отвечающий требованиям соответствующего нормативного документа (ГОСТ Р 53521–2009);

широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) — углеводо родная смесь, состоящая из пропана, бутанов и пентанов с приме сями метана, этана, гексанов и более тяжелых компонентов, полу чаемая в процессе переработки нестабильного газового конденсата и стабилизации нефти, отвечающая требованиям соответствующего нормативного документа (ГОСТ Р 53521–2009);

сжиженные углеводородные газы (СУГ) — смесь сжиженных под давлением легких углеводородов с температурой кипения от минус 50 до 0 °C;

сжиженные углеводородные смеси пропана, про пилена, бутанов и бутенов с примесями углеводородных и неугле водородных компонентов, получаемые путем переработки при родного газа и нефти, применяемые в качестве моторного топлива для коммунально-бытового и промышленного потребления, отве чающие требованиям соответствующего нормативного документа (ГОСТ Р 53521–2009);

смесь легких углеводородов многокомпонентная (СЛУМ) — углеводородная смесь, состоящая из пропана, бутанов и пентанов с примесями метана, этана, гексанов и более тяжелых компонен тов, получаемая в процессе подготовки попутного нефтяного газа к транспорту;

легкие жидкие углеводороды (ЛЖУ) — жидкая углеводородная смесь, состоящая из пропана, бутанов и пентанов с примесями ме тана, этана, гексанов и более тяжелых углеводородов и неуглеводо родных компонентов, получаемая в процессе подготовки попутного нефтяного газа к транспорту и возвращаемая в нефть.

Для повышения уровня использования ПНГ и продуктов, об разующихся при его подготовке и первичной переработке, следует законодательно (в нормативных документах) закрепить понятие легких жидких углеводородов, например, СЛУМТ (смесь легких углеводородов многокомпонентная товарная), вырабатываемых из ПНГ на объектах сбора, подготовки и транспорта нефти с приданием ему статуса продукции наравне с товарной нефтью. Предлагаемое расширение номенклатуры продукции нефтегазодобывающего пред приятия обусловливает вариативность технологических решений в части направлений транспорта (сбыта) ПНГ и вырабатываемых из него продуктов.

В настоящее время нет нормативных документов, устанавливаю щих возможность получения, хранения и реализации образующих ся в рамках технологического процесса подготовки нефти легких жидких углеводородов. Нормами технологического проектирования ВНТП 3–85, разработанными более 35 лет тому назад, предусматри валась подача легких жидких углеводородов в товарную или сырую нефть. В ряде случаев при подаче легких жидких углеводородов в нефть не выдерживаются требования по давлению насыщенных паров в товарной нефти и образуется СЛУМ, сбыт которого не пред усмотрен ни одной проектной технологией.

Нормами технологического проектирования ВНТП 3–85 предус мотрены два способа подготовки нефтяного газа: осушка от влаги аб сорбционным способом и извлечение легких жидких углеводородов с осушкой газа от влаги методом низкотемпературной конденсации.

При этом никаких технологических решений процесса низкотемпе ратурной конденсации в ВНТП не дано.

Институт «Гипротюменнефтегаз» как проектная организация, постоянно имеющая дело с необходимостью разработки технологи ческих решений в части сбора, подготовки и транспорта попутного нефтяного газа, остро ощущает нехватку утвержденных и согласо ванных на уровне правительства нормативных документов в этой области. Нами неоднократно ставились вопросы о разработке по добных документов, таких как:

• Порядок разработки ТЭО использования попутного нефтяного газа на нефтяных и нефтегазовых месторождениях;

• Требования к легким углеводородным жидкостям, вырабаты ваемым из ПНГ, для сдачи потребителю;

• Технологический регламент по проектированию объектов сбо ра, подготовки и транспорта нефти, газа и воды нефтяных и нефте газовых месторождений (взамен ВНТП 3–85) с включением раздела по проектированию систем использования ПНГ;

• Правила проектирования систем подготовки ПНГ к транс порту;

• Правила проектирования установок низкотемпературной кон денсации ПНГ в составе объектов подготовки нефти;

• Правила проектирования временных подземных хранилищ ПНГ;

• Правила проектирования систем компримирования (компрес сорных станций) ПНГ;

• Нормы и правила проектирования систем хранения (товарных парков) жидких углеводородов, выделяемых из ПНГ на объектах сбора и подготовки нефти;

• Нормы и правила проектирования транспортных систем для перекачки жидких углеводородов с ДНП более 1,6 МПа.

Однако главным вопросом, который нужно решить до или в про цессе составления этих нормативных документов, является вопрос о признании легких жидких углеводородов товарной продукцией нефтедобывающего предприятия. Естественно, что в этом случае технологические принципы проектирования объектов, на которых будут вырабатываться такие продукты, могут измениться. В част ности, потребуются специальные товарные парки для хранения про дукции, системы учета, транспорта, слива-налива и т. д.

По нашему мнению, установление требований по добыче, подго товке и реализации легких жидких углеводородов для нефтедобыва ющих предприятий позволит обеспечить внедрение прогрессивных технологий, снижающих потери углеводородного сырья и в целом повышающих выход нефти. Не секрет, что использование техно логий подготовки нефти и газа, позволяющих не допустить потерь легких углеводородов, не всегда приветствуется специалистами в области подготовки нефти из-за отсутствия возможности официаль ного сбыта полученных продуктов, а следовательно, возникающих сомнений у контролирующих производство органов в правовой и финансовой чистоте сделок по поставкам такой продукции.

Пока не проведено обновление старых и не начато составление новых нормативных документов, нефтегазовые научно-исследова тельские и проектные организации России и, в частности, ОАО «Ги протюменнефтегаз», руководствуясь своим опытом, разрабатывают технологические варианты сбора, подготовки и первичной обработ ки ПНГ в составе объектов подготовки нефти, которые могут быть использованы при разработке новых нормативных документов.

На рисунке 1 представлены варианты использования метода низ котемпературной конденсации (НТК) для обработки газа в составе объекта подготовки нефти — ЦПС (центрального пункта сбора).

Могут быть реализованы следующие технологические процессы:

А. Низкотемпературная конденсация при неглубоком охлаж дении до температуры не ниже 5 °С с подачей выделяемых ЛЖУ на смешение с товарной либо частично разгазированной нефтью.

В любом случае в данном процессе в зависимости от применяемой технологии и термобарических условий его проведения происходит перераспределение легких жидких углеводородов между попутным нефтяным газом, направляемым потребителю (газоперерабатываю щей компании) и товарной нефтью. Как уже подчеркивалось, объем легких жидких углеводородов, смешиваемых с нефтью, лимитиро ван давлением насыщенных паров товарной нефти и в этом случае, легкие жидкие углеводороды остаются в газе, выпадают при транс портировании в газопроводе, мешают перекачке, отделяются в кон денсатосборнике и … становятся лишним продуктом.

Б. Низкотемпературная конденсация при неглубоком охлажде нии до температуры не ниже 5 °С со строительством специальной системы хранения и реализации выделяемых ЛЖУ. В данном слу чае лишний продукт становится товарным продуктом. Конечно, в этой схеме ряд вопросов нуждается в углубленной проработке, в частности требования к специальному товарному парку для ЛЖУ.

Следует иметь в виду, что в зависимости от места образования — модуля, в котором происходит выделение ЛЖУ, параметры и состав продуктов могут различаться, так что может возникнуть вопрос раздельного хранения или установления условий допустимости сме шения продуктов и подготовки к реализации смеси легких жидких углеводородов СЛУМТ.

А) Б) Рисунок 1 — Варианты использования метода НТК для обработки ПНГ в составе объекта подготовки нефти (А — смешение выделяемых ЛЖУ с товарной нефтью или подача в процесс подготовки нефти;

Б — реализация выделяемых ЛЖУ как товарного продукта) Требования к товарным паркам для хранения нестабильных углеводородных жидкостей (ШФЛУ, СПБТ) разработаны приме нительно к газоперерабатывающим заводам, установкам стабили зации газоконденсатов: это ПБ 09–566–03 «Правила безопасности для складов сжиженных углеводородных газов и легковоспламе няющихся жидкостей под давлением»;

РД 39–138–95 «Нормы тех нологического проектирования резервуарных парков сжиженных углеводородных газов». Необходима адаптация данных правил и норм применительно к установкам подготовки нефти (ЦПС).

Если принять в обязательном порядке решение об автономной реализации ЛЖУ как товарного продукта, решение об организации сбыта и системы для хранения товарной продукции будет прини маться на стадии обоснования целесообразности введения нефтя ного месторождения в разработку.

На рисунке 2 показаны варианты использования углеводород ного конденсата, образующегося в газопроводе и на головной ком прессорной станции. В настоящее время проектные решения пред усматривают возврат этого продукта в систему сбора и подготовки нефти. Понятно, что с учетом лимитированного содержания ЛЖУ в товарной нефти будет происходить накопление их в газопроводе.

А) Б) Рисунок 2 — Рациональная система сбора и транспорта ЛЖУ (А — Двухфазный транспорт на ГПЗ;

Б — Сбор, хранение и реализация ЛЖУ) Выходов из этого замкнутого круга — два:

Первый — расчет газопровода на двухфазный режим транспорта и обеспечение потребителем (ГПЗ) приема легких жидких углево дородов.

Второй — строительство системы хранения и реализации ЛЖУ.

Возможно все тому же ГПЗ, однако по другой цене.

Организация альтернативной газопроводу схемы вывоза про дукции делает второй вариант более гибким, или, другими словами, обусловливает вариативность технологических решений в части сбыта легких жидких углеводородов.

Таким образом, для повышения уровня использования попутно го нефтяного газа и продуктов, образующихся при его подготовке и первичной переработке, следует:

• законодательно (в нормативных документах) закрепить поня тие легких жидких углеводородов, вырабатываемых из попутного нефтяного газа на объектах сбора, подготовки и транспорта нефти, с приданием ему статуса продукции наравне с товарной нефтью;

• начать разработку нормативных документов по проектирова нию и эксплуатации систем сбора, подготовки, транспорта и реа лизации ПНГ и продуктов его первичной обработки на объектах подготовки нефти.

УДК 622.276 © Коллектив авторов УТИЛИЗАЦИЯ ПОПУТНОГО ГАЗА В ОАО «ТАТНЕФТЬ»

Р. З. Сахабутдинов, А. Н. Шаталов, Р. Р. Мухаметгалеев (Институт «ТатНИПИнефть», ОАО «Татнефть» ) По итогам 2010 г. в ОАО «Татнефть» из общих ресурсов добы ваемого нефтяного газа, составляющих 812,9 млн м3/год, исполь зуется 770,1 млн м3/год (т. е. 94,7 %). На большей части объектов ОАО «Татнефть» с неутилизируемым ПНГ сжигается газ, выделя ющийся при разгазировании нефти угленосных горизонтов. Около 42,8 млн м3 газа (5,3 % от ресурсов) неиспользуемого газа сжигается на факелах. При этом концентрации компонентов ПНГ, сжигаемо го на факелах, различаются в широком диапазоне: концентрация сероводорода до 5,8, углекислого газа — 8,2 %.

При анализе ситуации района расположения и самого объекта рассматривалось и учитывалось множество факторов: наличие си стемы газопроводов, объемы и составы попутных газов, их энергети ческий потенциал, потребность в тепловой и электрической энергии на объектах, а также накопленный опыт применения различных технологий и технических средств для утилизации ПНГ. Разнообра зие условий предопределило целесообразность применения диффе ренцированного подхода к решению проблемы повышения степени утилизации ПНГ. Технико-экономический анализ общей ситуации позволил выделить 4 характерных зоны нефтедобывающего региона Татарстана, отличающихся по эффективным методам утилизации ПНГ [1].

1. Центральная и восточная части характеризуются наличием системы газопроводов, по которым газ поступает на Миннибаевский ГПЗ. Поэтому вариант подключения расположенных в этой зоне объектов к существующей системе газопроводов для дальнейшего направления газа на переработку показал наибольшую экономиче скую эффективность.

2. Для объектов НГДУ «Прикамнефть» (ПН), характеризующих ся разбросанностью на большой территории и удаленностью от ГПЗ, наиболее целесообразным вариантом является децентрализованная система утилизации – использование ПНГ для выработки электро энергии и тепла на собственные нужды. Попутный нефтяной газ, выделяющийся из сепараторов Елабужской УПС и содержащий сероводород в количестве 0,02 %, используется в качестве топлива газопоршневой электростанции мощностью 2 МВт, которая в насто ящее время эксплуатируется в опытном режиме, обеспечивая энер гией Биклянское месторождение. Газы Ново-Суксинской УПВСН и Быстрыкской УПС используются для нагрева эмульсии.

3. Водонефтяная эмульсия месторождений НГДУ «Нурлат нефть» (НН) характеризуется высокой плотностью и вязкостью, и для подготовки продукции скважин на всех объектах использу ется ее нагрев. При этом в качестве топливного газа часто исполь зуется природный газ. ТЭО показало, что в этих условиях наибо лее эффективным вариантом утилизации ПНГ на объектах НГДУ «Нурлатнефть» является его использование взамен природного для выработки тепловой энергии в печах, способных работать на серо водородсодержащем газе.

4. Для объектов зоны НГДУ «Ямашнефть» (ЯН) и «Елховнефть»

большинство из известных методов утилизации ПНГ в настоящее время являются малоэффективными.

На основании технико-экономических расчетов вариантов ути лизации ПНГ по каждому объекту разработана комплексная «Про грамма действий ОАО «Татнефть» по утилизации попутного нефтя ного газа по объектам компании на 2009–2013 гг.», включающая как первоочередные, так и долгосрочные мероприятия. В качестве первоочередных мероприятий реализуются:

• строительство газопроводов в НГДУ «Альметьевскнефть», «Аз накаевонефть», «Бавлынефть»;

• электростанция на Елабужском ТП НГДУ «ПН»;

• технологические печи на объектах НГДУ «ПН» и «НН».

На объектах НГДУ «ЯН» и независимых нефтяных компаний проводятся опытные работы по использованию сероводородсодер жащего газа для выработки электроэнергии как с его очисткой, так и без нее.

Реализация только первоочередных мероприятий позволит под держивать уровень использования нефтяного газа выше 95 %. Та ким образом, анализ возможных методов утилизации попутного нефтяного газа в ОАО «Татнефть» показал необходимость тщатель ного учета особенностей конкретного нефтепромыслового объекта и целесообразность дифференцированного подхода к их выбору в крупных нефтедобывающих районах.

Одной из проблем, мешающих реализации программ по повы шению степени утилизации газа, является ограниченность ассор тимента предлагаемых на рынке технических средств, в частности решений по очистке от сероводорода. В первую очередь это касает ся европейской части России. Причем если применение аминовой очистки с установкой Клауса (или без нее) для извлечения больших количеств сероводорода освоено достаточно хорошо, то на уровне 1 т/сутки и менее удаляемого сероводорода удельные затраты резко возрастают. При этом для мелких месторождений Урало-Поволжья при объемной доле сероводорода более 1,0 % использование газа для удовлетворения своих энергетических потребностей, в том числе в электрической энергии, ограничено техническими возможностями оборудования, обусловленными коррозией. Стремительный рост тарифов на электрическую энергию и удорожание подключения к электрическим сетям делает использование газа для выработки электроэнергии на мелких и отдаленных месторождениях привле кательным. Поэтому разработка эффективных, экологически без опасных технологий удаления сероводорода из нефтяных газов для таких условий является, безусловно, актуальной задачей.

В настоящее время разработано много различных способов очист ки газа от сероводорода, которые применяются в зависимости от конкретных условий. Выбор способа очистки определяется многи ми факторами. Но одним из наиболее важных критериев является количество выделяемой на установке серы, которое определяется расходом газа и концентрацией сероводорода. В качестве примера можно привести номограмму компании Le Gaz Integral [2], из кото рой видно, что при количестве серы до 50 кг/сутки эффективны не регенерационные процессы, которые требуют минимума капиталь ных затрат, но постоянных и существенных расходов на реагенты.

При количестве серы более 15 т/сутки вне конкуренции очистка растворами аминов с последующей утилизацией кислых газов на установке Клауса. Промежуточную область от 100 кг/сутки до 5 т/ сутки занимают окислительные процессы. Компания Merichem, обладающая процессом LO-CAT, считает, что он экономически эффективен — до 20 т/сутки [3], а в некоторых случаях даже до 40 т/сутки [4].

Институтом ТатНИПИнефть и ОАО «Татнефть» в 1980-х гг.

ХХ столетия был разработан процесс жидкофазной очистки ПНГ от сероводорода, основанный на его каталитическом окислении кислородом воздуха до серы и воды. В качестве катализатора при меняется раствор комплекса железа с этилендиаминтетрауксусной кислотой (ЭДТА).

Суммарно процесс описывается уравнением реакции:

H2S (газ) + 0,5O2(газ) S0 + H2O.

Исследования, проведенные на опытно-промышленных уста новках, показали высокую технологическую эффективность про цесса для газов с различным составом. Очистка кислых газов по сле аминовой установки проводилась в совмещенном аппарате с реализацией безнасосной циркуляции жидкости. Здесь достигнуто практически полное удаление сероводорода при его исходной кон центрации до 50 % об. [5]. Очистка ПНГ проводилась на установке с разделением процессов абсорбции сероводорода и регенерации абсорбента, осуществлявшихся в разных аппаратах. При исполь зовании вертикального полого барботажного абсорбера достигнуто стабильное снижение концентрации сероводорода с 3 % об. до тре буемых 20 мг/м3 [6]. В результате реакции образуется элементарная сера в виде хлопьев размером примерно 10 мкм, которая удаляется из аппарата фильтрацией в виде серной суспензии (шлама).

Одним из безусловных достоинств процесса является гибкость технологической схемы, которая выбирается исходя из конкретных условий объекта. Абсорбент стабилен и работоспособен в интервале температур от 10 до 100 °С, при воздействии различных веществ, со держащихся в газах. Поэтому технология применима для очистки от сероводорода газов различного происхождения и практически любого состава, а именно:

• «кислых» газов аминовой очистки;

• природного газа;

• попутного нефтяного газа;

• биогаза;

• свалочного газа;

• газа из очистных сооружений;

• шахтного газа;

• вентиляционных газов;

• геотермального пара и т. д.

В частности, на основе сотрудничества института ТатНИПИ нефть, ОАО «Татнефть» и фирмы СенсКат ГмбХ (Германия) спроек тирована и запущена в эксплуатацию в 2010 г. установка сероочист ки биогаза на полигоне бытовых отходов в г. Эрфурт (Германия) [7].

Особенностью конструкции является низкое сопротивление по току газа (не более 1 кПа), что позволяет работать при давлении вса сывания газа компрессором из «тела» полигона, поддерживаемом на уровне минус 3 кПа (30 миллибар). Очищенный газ с давлением после компрессора направляется на вход газопоршневой электро станции мощностью 1,2 МВт. К достоинствам технологии и уста новки ГАЗПУР можно отнести:

1. Степень удаления сероводорода составляет более 99 %.

2. Возможность работы в любом диапазоне давления газа.

3. Применение в конструкции установки высококачественной нержавеющей стали и современных полимерных материалов полно стью устраняет проблемы коррозии.

4. Применение современной сенсорики для КИПиА и полностью автоматическое управление, что снижает требования к квалифика ции обслуживающего персонала.

5. Устойчивость процесса сероочистки к изменениям расхода газа, концентрации H2S и т. д.

6. Отходы процесса сероочистки — элементарная сера и вода — полностью соответствуют экологическим нормам и могут быть ути лизированы или использованы. Особенно перспективно использова ние получаемой элементарной серы в сельском хозяйстве в качестве серного удобрения или фунгицида;

получено положительное заклю чение контролирующих органов Германии.

Таким образом, разработан жидкофазный окислительный про цесс очистки газов от сероводорода, который может эффективно применяться для решения различных задач.

ЛИТЕРАТУРА 1. Сахабутдинов Р. З., Шаталов А. Н., Гревцов В. М., Ибраги мов Н. Г. Выбор направлений и методов утилизации нефтяного газа с учетом особенностей нефтепромысловых объектов // Нефтяное хозяйство. 2009. № 7. С. 70.

2. Сайт компании Le Gaz Integral, www.gazintegral.com.

3. Сайт компании Merichem, www.merichem.com.

4. J. Watson, K. D. Jones, T. Barnette. Удаление сероводорода из синтез-газа // Нефтегазовые технологии. 2008. № 5 С. 85–89.

5. Сахабутдинов Р. З., Гарифуллин Р. М., Васильев А. И., Га ниев Р. Г. Промышленное испытание технологии очистки кислых газов от сероводорода // Нефтяное хозяйство. 1997. № 5. С. 43.

6. Сахабутдинов Р. З., Гарифуллин Р. М., Васильев А. И. Про мышленные испытания технологии очистки газа от сероводорода. // Нефтепромысловое дело. 1996. № 6. С. 23–24.

7. Сахабутдинов Р. З., Гарифуллин Р. М., Шаталов А. Н., Штейнгольц З. И., Мекель Ш. Эффективная технология очистки газов от сероводорода. // Химическая техника. 2011. № 7. С. 12.

УДК 622.276 © Коллектив авторов УТИЛИЗАЦИЯ НИЗКОНАПОРНОГО ГАЗА НА ОБЪЕКТАХ ОБУСТРОЙСТВА ОАО «ВНИПИГАЗДОБЫЧА»

С. Л. Вааз, С. А. Иванов, А. Г. Акчурин, Д. А. Елисеев (ОАО «ВНИПИгаздобыча») Понятие «низконапорные газы» (ННГ) до настоящего времени не имеет строго научного определения. Но в целом ННГ можно класси фицировать следующим образом:

• остаточные запасы газа при низких пластовых давлениях на устье добывающей скважины, которых уже не хватает для подачи на компрессорную станцию или УКПГ;

• газы, которые выделяются в процессе подготовки и переработ ки углеводородного сырья, но не имеют достаточного запаса энергии для транспорта от установки подготовки на газоперерабатывающий завод;

• попутный нефтяной газ (ПНГ) — углеводородный компонент, выделяющийся из добываемых, транспортируемых и перерабаты ваемых жидких углеводородов. Особенностью происхождения ПНГ является то, что он выделяется на любой из стадий от разведки и добычи до конечной реализации жидких углеводородов и в процессе их переработки.

Попутный нефтяной газ — это ценнейшее химическое сырье и высокоэффективное органическое топливо. В отличие от газов при родных горючих, состоящих, как правило, в основном из метана, попутный газ содержит значительное количество этана, пропана, бутана и других предельных углеводородов. В соответствии с Поста новлением Правительства РФ № 7 от 8 января 2009 г. добывающие компании обязаны снизить объем сжигаемого ПНГ до 5 % к 2012 г.

В настоящее время по утилизации ПНГ существует ряд нерешенных и нерегламентированных вопросов, в частности:

• не определен статус ПНГ как полезного ископаемого;

• отсутствуют требования по обязательному учету ресурсов, объ емов использования ПНГ на собственные и технологические нужды, сжигания в факелах;

• нет четких требований к приборам учета ПНГ и порядку предо ставления обязательной отчетности по мониторингу его использо вания;

• отсутствует порядок осуществления государственного контроля за использованием ПНГ;

• отсутствуют механизмы стимулирования создания новой ин фраструктуры по использованию ПНГ, применению новых техно логий и оборудования для повышения уровня использования ПНГ.


Таким образом, для выполнения постановления Правительства РФ необходима разработка законодательной базы по обращению ПНГ. Например, в США и Норвегии вопросы использования ПНГ решаются на уровне национальных программ. В Казахстане дей ствуют штрафы, равные стоимости продуктов, которые могут быть получены из сожженного ПНГ (по ценам Лондонской биржи).

По данным Министерства природных ресурсов и экологии в РФ добывается 58–62 млрд м3/год ПНГ, из которых 16–18 млрд м3/год сжигается в факелах. Однако, если учесть, что средствами изме рений сжигаемого ПНГ в РФ оборудовано менее 50 % факельных систем, то это значение будет намного больше. Так, по данным Ми рового Банка на в факелах в РФ сжигается около 40 млрд м3/год, что предполагает добычу ПНГ на уровне 80–85 млрд м3/год Для сравнения, в США в 2008 г. было добыто 563,8 млрд м3, из них 165,5 млрд м3 — ПНГ и 53,8 млрд м3 — шахтный метан. На пе реработку было направлено 474,4 млрд м3, что составляет более 60 %. В целом по газо- и нефтедобывающим компаниям РФ только у ОАО «Сургутнефтегаз» объем сжигаемого на факелах газа менее 5 %, а в общем по отрасли этот показатель чуть менее 25 %. (см. та блицу 1).

Таблица1 — Утилизация ПНГ в РФ Компания % утилизации ОАО «ЛУКОЙЛ» 71, ОАО «АК РОСНЕФТЬ» 64, ОАО «Газпром нефть» 47, ОАО «Сургутнефтегаз» 95, ОАО «ТНК-ВР Холдинг» 78, ОАО «Татнефть» 94, ОАО «АНК Башнефть» 83, ОАО «НГК СЛАВНЕФТЬ» 69, ОАО «НК Русснефть» 60, ОАО «ГАЗПРОМ» 85, Прочие производители 36, Всего по России 75, Существует несколько направлений утилизации ПНГ:

• сжигание на факеле;

• компримирование и закачка в пласт;

• производство электроэнергии и тепла;

• газофракционирование, газопереработка и газохимия.

На данный момент в РФ сжигание на факеле является хотя и не рациональным, но самым выгодным решением, поскольку любое другое техническое решение требует существенных инвестиций.

Поэтому добывающие компании не торопятся вкладывать деньги в разработку и внедрение новых технологий.

Институт ОАО «ВНИПИгаздобыча» уже много лет занимается проблемами утилизации ПНГ и низконапорных газов и на сегод няшний день имеет ряд проектов по утилизации ННГ.

Разработан технологический регламент на проектирование уста новки по утилизации низконапорных сбросных газов на Сургутском ЗСК. Блок-схема установки представлена на рисунке 1.

Рисунок 1 — Блок-схема установки утилизации низконапорных сбросных газов на Сургутском ЗСК Установка состоит из четырех блоков: компримирования, низко температурной сепарации и ректификации, дренажного, очистки и впрыска водометанольного раствора (ВМР).

Низконапорный газ с помощью эжектора смешивается с газом высокого давления и компримируется, после чего проходит низ котемпературную осушку. Нестабильный конденсат перерабаты вается в ректификационной колонне с получением пропан-бутано вого автомобильного или коммунально-бытового топлива (ПБТ).

Номинальная мощность установки составляет 200 млн м3/год (около 373 тыс. т/год). Сырьем служит жирный газ с установок и газ с то варно-сырьевых парков. В качестве продуктов получаются газ по ГОСТ 5542–87 и ПБТ по ГОСТ Р 52087–2003.

Разработаны технические решения по реконструкции систем подготовки нефти и газа нефтяных оторочек Уренгойского газодо бывающего комплекса. Вопрос утилизации низконапорного попут ного нефтяного газа на промыслах решается путем компримирова ния низконапорного газа, выделяющегося в УПН ЦПС-1 и ЦПС-2, компрессорными станциями (на рисуноке 2 красным цветом на схеме выделены ликвидируемые потоки, а зеленым — вновь вво димые).

Рисунок 2 — Блок-схема установки утилизации ПНГ на Уренгойском НГКМ Ранее утилизировался только ПНГ высокого давления (вд), ПНГ низкого давления (нд) сжигался на факелах. ПНГ (вд) подавался с нефтепромысла на УКПГ 2 и 6, а ПНГ (нд) совместно с газами вы ветривания (ГВ) направлялся на сжигание. Газ с УКПГ 2в и 5в по давался в газлифтную систему.

После введения в строй КС будет прекращена подача газа с УКПГ 2в и 5в в газлифтную систему, газ с этих УКПГ будет подаваться в магистральный газопровод. ПНГ (нд) будет подаваться на КС для подготовки и последующей подачи в магистральный газопровод и газлифтную систему. На факел будут подаваться только газы вы ветривания с давлением ниже 0,3 МПа.

Две предыдущие работы предусматривали подготовку газа к ма гистральному транспорту, т. е. компримирование, осушку и сме шение с природным газом в магистральном трубопроводе. Третья посвящена подготовке газа деэтанизации (ГД). Технология его под готовки аналогична предыдущим двум проектам, за исключением того, что подготовленный ГД будет подаваться на Новоуренгойский газохимический комплекс в качестве сырья для производства по лиэтилена.

В настоящий момент (до реконструкции) ГД с УДК Уренгойского ЗПКТ с низким давлением направляется на ДКС и со средним дав лением на ГКП-2 ООО «Газпром добыча Уренгой». Качество такого газа не соответствует ОСТ 51.40–93 / СТО «Газпром» 089–2010 по показателям точки росы по воде и точки росы по углеводородам (УВ). Кроме того, падение пластового давления на месторождениях Большого Уренгоя в ближайшие годы не позволит подавать ГД на эжекторы в качестве пассивного газа.

Разработанная схема установки подготовки газа деэтанизации (УПГД), показанная на рисунке 3, позволяет получить газ на НГХК с высоким содержанием этана. В случае образования избытка эта на его направляют на ГКП-2 или в межпромысловый коллектор (МПК). Получаемый на установке газ соответствует СТО Газпром 089–2010.

Рисунок 3 — Блок-схема УПГД Уренгойского ЗПКТ Сырьевой ГД поступает с установок деэтанизации конденсата Уренгойского ЗПКТ с низким давлением. На УПГД происходит ком примирование и подготовка методом НТСР. Продуктами установки является ПБФ, метансодержащий газ реализуется на ГКП-2 или в МПК, этансодержащий газ реализуется в качестве сырья на НГХК.

В направлении газохимии и газопереработки ННГ в рамках раз работки проектной документации по обустройству сеноманаптских залежей Бованенковского НГКМ был выполнен проект установки производства метанола на Бованенковском НГКМ. В данном проекте в качестве сырья установки возможно использование низконапор ного газа УКПГ.

Получение метанола планировалось осуществлять через кон версию сырьевого газа в синтез-газ в присутствии никелевого ка тализатора и дальнейший синтез в присутствии медьсодержащего катализатора.

Институт также занимался проблемами утилизации попутных сбросных газов месторождений Саратовской области. В частности, велись предпроектные проработки по малогабаритной блочно-ком плектной установке по утилизации газов сепарации Пугачевского ЦДНГ «Смородинка» для ОАО «Саратовнефтегаз». Характеристики сырья:

• давление газа 0.4–0.8 МПа (I ступень);

• давление газа 0.1–0.2 МПа (II ступень).

Газ предполагается осушать методом НТС до требований ОСТ 51.40–93.

Производительность установки до 60 млн м3/год. Предполагае мая товарная продукция:

• СПГ — ТУ 51–03–03–85;

• пропан-бутан автомобильный — ГОСТ 27578–87;

• стабильный газовый бензин — ТУ 39–1340–89.

Также был разработан бизнес-план инвестиций в строительство на территории Саратовского Заволжья системы сбора, подготовки, хранения и переработки природного и попутного нефтяного газа, в состав которого входили два варианта утилизации ННГ:

1. На ЦПС, совмещенных с УКПГ для природного газа: ННГ разных ступеней сепарации смешивается с высоконапорным по током природного газа методом каскадного эжектирования (пока позволяет энергия пласта), а в дальнейшем, при снижении устьевого давления природного газа, с помощью дожимных компрессоров.

2. На отдельных ЦПС для подготовки ННГ: применяются мо бильные установки по получению сжиженного газа и бензиновой фракции углеводородов, где для извлечения целевых компонентов используется процесс низкотемпературной конденсации.

В рамках разработки документации по обустройству газопромыс ловых объектов институт применяет решения, минимизирующие сбросы в атмосферу. При разработке технологических схем мак симально учитываются возможности по использованию эжекти рования, компримирования и использованию ННГ на собственные нужды для снижения объемов сброса газа в атмосферу.

В последние годы ВНИПИгаздобычей проведено значительное количество работ, связанных с поиском и разработкой решений по утилизации ННГ в различных направлениях. Однако стоит отме тить, что большинство работ не реализуются в силу низкой рента бельности.

УДК 665.62;

622.279.8 © Коллектив авторов ПОДГОТОВКА ГАЗА НА УСТАНОВКЕ ОСУШКИ СЛАВЯНСКОЙ УППГ А. Н. Белошапка, Р. Ф. Исламов, И. И. Шульга, А. Ю. Аджиев (ООО «РН-Краснодарнефтегаз», ОАО «НИПИгазпереработка») В нашей стране широко развита нефте- и газопереработка, и компания ОАО «НК «Роснефть» по праву занимает одно из лиди рующих мест. Многие объекты вступили в эксплуатацию еще в 1930-х гг. XX века… Столь длительная эксплуатация не может не отражаться на таких важных для производства показателях, как объем и качество продукции. Проведение модернизации и повы шение эффективности действующих производств, а также создание современных объектов, в том числе по подготовке и переработке попутного нефтяного газа (ПНГ), — приоритетные направления деятельности компании.

Славянская установка подготовки и переработки газа (УППГ), построенная и запущенная в эксплуатацию в 2004–2006 гг., явля ется примером современного объекта по утилизации значительной части ПНГ, добываемого в ООО «РН-Краснодарнефтегаз». Это ком плекс технологических установок, включающий гликолевую осуш ку газов I и II ступеней сепарации нефти, компрессорную станцию для сжатия газов III и IV ступеней сепарации до 2,4–2,6 МПа, блок охлаждения газа до минус 10 минус 20 °C с использованием холо да от испарения собственного конденсата (компрессата), а также двухколонный блок деэтанизации и получения товарной продук ции — сжиженных углеводородных газов (СУГ) и бензина газового стабильного (БГС), соответствующих нормативной документации.


Проектная производительность установки осушки — ~ 400 млн м3/год;

проектная производительность установки компримирова ния, охлаждения и переработки газов концевых ступеней сепара ции — ~ 37 млн м3/год [1–2].

Задачей данной работы является доведение качества осушенного газа I ступени сепарации до требований ОСТ 51.40–93 по темпера туре точки росы по углеводородам (ТТР УВ ), что не было предусмо трено проектом создания установки с целью снижения капитальных вложений. Технологическая схема установки осушки представлена на рисунке 1.

Рисунок 1 — Принципиальная технологическая схема абсорбционной осушки нефтяного газа Установка состоит из трех блоков:

• блок осушки газа;

• блок фазного разделения и фильтрации;

• блок регенерации абсорбента.

Блок осушки газа первой ступени состоит из двух абсорберов.

При рабочем давлении 6,4 МПа работает один абсорбер К-1/1, при давлении 3,0 МПа работают два абсорбера К-1/1,2. Осушка газа второй ступени сепарации нефти осуществляется в абсорбере К-2.

Возможен вариант работы двух абсорберов I ступени сепарации, при котором К-1/1 работает при давлении 6,4 МПа, а К-1/2 при давлении ниже, чем 6,4 МПа (до 3,0 МПа). Блок фазного разделения является общим и состоит из фазного разделителя и двух фильтров (угольного и тонкой очистки). Блок регенерации гликоля состо ит из десорбера, испарителя термосифонного и теплообменника, встроенного в емкость. После пуска в 2004 г. установка надежно обеспечивает осушку газа до ТТР Н2О — минус 10 минус 20 °C при подаче регенерированного абсорбента (98–98,5 % ДЭГ) в количестве 0,8–1,5 т/час.

Осушенный нефтяной газ I ступени сепарации нефти, подава емый в систему ГТС ООО «Газпром трансгаз-Кубань», имеет «вы сокую» точку росы по углеводородам — около 20 °C, что не отве чает требованиям ОСТ 51.40–93 (не выше 0 °С). Для достижения требуемой точки росы по углеводородам возникает необходимость более полного отбора тяжелых углеводородов, присутствующих в осушенном газе.

Для доведения качества осушенного газа по содержанию тяже лых углеводородов до требований ОСТ 51.40–93 был выбран вариант создания узла захолаживаания газа с использованием пропанового холода. Это давало возможность получения дополнительной жид кой продукции — нестабильного конденсата, из которого на суще ствующей колонне стабилизации может быть получена товарная продукция. Технологические расчеты и технико-экономическая оценка подтвердили эффективность выбранного способа подготовки газа. Источником пропанового холода выбрана блочно-комплектная пропановая холодильная установка (ПХУ) на базе двух винтовых компрессоров фирмы «Йорк» номинальной хладопризводительно стью 240 кВт.

Принципиальная технологическая схема узла захолаживания газа, запущенного в эксплуатацию в 2010 г., а также проектные и фактические показатели его работы при давлении ~ 3,0 МПа и тем пературе охлаждения газа — минус 20 °С представлены на рисунке 2.

Рисунок 2 — Принципиальная технологическая схема узла захолаживания газа Из представленных данных видно, что при подготовке газа на узле захолаживания при фактической производительности выде ляется ~ 600 кг/ч (5,1 т/год) нестабильного конденсата.

Капитальные затраты на реализацию данного объекта составили 72 млн руб. Текущие расходы оцениваются в 8,4 млн руб./год, в которых основную долю (7 млн руб.) составляет электроэнергия. Из выделенного на узле охлаждения газа нестабильного конденсата на блоке переработки сжиженных углеводородных газов получается товарная продукция:

• СУГ ~ 2,15 тыс. т/год;

стоимость — 34,4 млн руб./год;

• БГС ~ 2,45 тыс. т/год;

стоимость — 27 млн руб./год.

Таким образом, создание узла захолаживаания на установке осушки позволило решить проблему подготовки газа по содержанию тяжелых углеводородов и получить дополнительную продукцию общей стоимостью 61 млн руб./год, что свидетельствует о высокой эффективности реализованного проекта.

ЛИТЕРАТУРА 1. Аджиев А. Ю., Килинник А. В., Морева Н. П., Смирно ва А. А., Белошапка А. Н., Иваненко А. Г. //Рациональное исполь зование нефтяного попутного газа: материалы XXIII Всероссийского межотраслевого совещания. Краснодар: 2003. С. 97–105.

2. Ковалев Н. И., Гилаев Г. Г., Горбунов В. В., Белошапка А. Н., Масенков В. С., Аджиев А. Ю., Шеин О. Г., Бойко С. И., Килин ник А. В., Тлехурай Г. Н. // Рациональное использование нефтяно го попутного газа: материалы XXIII Всероссийского межотраслевого совещания. Краснодар: 2003. С. 112–117.

3. Клюсов В. А., Касперович А. Г. Анализ эффективности рабо ты систем абсорбционной осушки природного газа // Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М.: ВНИИЭГазпром, 1984.

Вып. 9.

ТЕЗИСЫ ДОКЛАДОВ ПО ТЕМАТИКЕ РАЗДЕЛА УДК 665.632;

622.276 © Л. В. Сапрыкина БАЗОВАЯ КОНЦЕПЦИЯ СТРАТЕГИЧЕСКОГО ПЛАНИРОВАНИЯ И ВЫБОРА СХЕМ РАЗВИТИЯ НГК Л. В. Сапрыкина (ОАО «НИПИгазпереработка») Стремительное развитие нефтегазовой отрасли в масштабах государств — лидеров нефтегазодобычи и переработки — требует постоянного мониторинга происходящих изменений. Вследствие этого большая роль отводится стратегическому планированию и разработке перспективных схем развития нефтегазового комплекса (НГК) как на региональном, так и на государственном уровне.

Для планомерного развития этого направления необходима вы работка некой базовой концепции стратегического планирования, которая может служить алгоритмом действия при создании подоб ных документов. Рассмотрим создание такой концепции на примере добычи и переработки ПНГ.

Очевидным является тот факт, что для разработки перспектив ных планов развития необходимо четкое понимание и правильная оценка текущей ситуации в отрасли. Базовыми знаниями и опорой в этом случае могут являться: постоянный мониторинг и анализ состояния ресурсной базы на стадиях разработки и эксплуатации месторождений, формирование балансов (в том числе на основе ре зультатов промыслового контроля), создание и постоянная актуа лизация баз данных по ресурсам, перерабатывающим мощностям и технологиям, актуализация нормативной базы.

Предлагаемый нами алгоритм действий включает в себя следу ющие основные блоки: история развития региона, географо-эконо мическое расположение, анализ существующего состояния, обо снование направлений развития, возможности и целесообразность применения инноваций.

В докладе подробно рассмотрено содержание каждого из этих блоков.

История развития региона включает в себя подробное описание развития добычи и переработки, оценку ресурсной базы по степени выработки и перспективам добычи, пути развития переработки и ос новных реконструкций, общие сведения о хозяйствующих субъек тах. Географо-экономическое расположение позволяет оценить каждый из рассматриваемых регионов с точки зрения его располо жения и взаимосвязи с соседними субъектами, возможности созда ния взаимовыгодных проектов. На этапе анализа существующего состояния отрасли в регионе в первую очередь оцениваются следую щие показатели: ресурсы (качественный и количественный состав), наличие газотранспортных сетей (промыслового, межпромыслово го сбора, наличие и возможность подключения к магистральным сетям), наличие перерабатывающих мощностей (количество, сте пень загрузки, глубина переработки, используемые технологии, возможность модернизации), рынок (оценка объемов потребления, изучение спроса и предложений, соотношение экспорта и импорта).

Следующий этап — обоснование направления развития базируется на детальном анализе оперативной и текущей ситуации, изучении перспективных и прогнозных планов добывающих и перерабаты вающих компаний. На основе такого анализа далее предлагается несколько вариантов развития отрасли. При рассмотрении воз можности и целесообразности применения инноваций проводится глубокий многоуровневый анализ по следующим основным направ лениям: сырье, гибкость имеющихся технологий и финансы. При выборе технологии оценка проводится также по нескольким со ставляющим: база, финансы (цена реализации, сроки окупаемости и т. д.), анализ продукта (характеристика, возможность получения дополнительных преимуществ, направление использования, ры нок), основные технологические преимущества.

Такой детальный подход позволит, на наш взгляд, сделать более реалистичными предлагаемые варианты стратегического развития отрасли.

УДК 622.276 © И. М. Макуха СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЦИОНАЛЬНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПНГ В ХМАО — ЮГРЫ И. М. Макуха (Управление развития ТЭК Департамента по недропользованию ХМАО — Югры, г. Ханты-Мансийск) Стратегической задачей нефтяного комплекса России является максимально полное использование ПНГ (Энергетическая стратегия России до 2030 г., утвержденная распоряжением Правительства РФ от 13.11. 2009 г. № 1715-р). Органам исполнительной власти субъектов РФ в пределах своей компетенции рекомендовано пред усматривать меры по реализации мероприятий этой стратегии.

Целевой показатель сжигания ПНГ на факелах на 2012 и по следующие годы в размере не более 5 % от объема добытого газа установлен для недропользователей постановлением Правительства РФ от 8.01.2009 г. № 7 «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках».

Требования к недропользователям, обязывающие их разработать программу мер по обеспечению непрерывного инструментального контроля и учета объемов извлекаемого углеводородного сырья, включая ПНГ, в соответствии с ГОСТ 8.615–2005, а также Планы мероприятий по рациональному использованию ПНГ по каждому месторождению, установлены в соответствии с распоряжением Фе деральной службы по экологическому, технологическому и атом ному надзору от 29.11.2007 г. № 57-рп, принятым во исполнение приказа этой службы от 07.08.2007 № 555 «О мероприятиях по ор ганизации контроля за рациональным использованием ПНГ». Такие программы были разработаны всеми предприятиями-недропользо вателями и успешно реализуются в округе с 2007 г.

В 2010 г. в Югре было добыто 36,2 млрд м3 ПНГ, из них использо вано 31,3 и сожжено на факелах 4,9 млрд м3, уровень использования ПНГ составил 86,4 %.

Четыре года выполнения программ мероприятий нефтяными компаниями (хотя и не в полном объеме) способствовало достиже нию определенных положительных результатов в рациональном использовании ПНГ в целом по Югре:

• объем извлеченного ПНГ вырос почти на 1 млрд м3 (на 3 %);

• объем использования ПНГ вырос на 2,3 млрд м3 (на 7,8 %);

• уровень использования ПНГ вырос на 3,8 % и достиг 86,4 % в 2010 г.;

• объем ежегодно сжигаемого ПНГ снизился на 1,3 млрд м3 (на 20,2 %).

За время реализации программ (2007–2010 гг.) нефтяными ком паниями суммарно было инвестировано более 78 млрд руб., из них в 2010 г. — более 25 млрд руб.

По отчетным данным, представленным предприятиями-недро пользователями, на территории Югры построено:

• 1254 км газопроводов;

• 41 КС общей мощностью более 2,0 млрд м3 ;

31 ГТЭС (ГПЭС) общей мощностью более 500 МВт;

• 200 объектов для собственных нужд нефтяных компаний.

• Не менее амбициозная программа мероприятий запланирована на период 2011–2012 гг., согласно которой объем инвестиций дол жен составить около 50 млрд руб.

УДК 622.276 © А. И. Муллин СЕВЕР ЗАПАДНОЙ СИБИРИ — НОВЫЕ ПРОЕКТЫ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ А. И. Муллин (ОАО «СибНАЦ», г. Тюмень) В настоящее время на севере Западной Сибири реализуется два масштабных проекта по добыче нефти и газа: 1) освоение месторож дений Ямала с последующим выходом на прилегающий шельф Кар ского моря с прогнозом ежегодной добычи 300 млрд м3 газа на про тяжении 50–70 лет;

2) комплексное освоение месторождений ЯНАО и севера Красноярского края с добычей жидкого углеводородного сырья до 115 млн т/год. В ЯНАО локализован значительный объем текущих извлекаемых запасов ПНГ категорий АВС1+С2, которые составляют на 1.01.2011 г. около 800 млрд м3.

Мощности по переработке ПНГ в настоящее время составляют в ЯНАО 4,9 млрд м3/год, т. е. в 2010 г. здесь формально фиксируется дефицит перерабатывающих мощностей (добывается 5,3 млрд м3), однако из-за больших объемов сжигания нефтяного газа эти мощно сти недозагружены. В 2010 г. было переработано только 3,5 млрд м нефтяного газа. Основная причина — удаленность эксплуатируемых месторождений от мощностей по переработке ПНГ. Существующие газопроводные сети по транспорту ПНГ выполнены в однотрубном варианте, что затрудняет возможность транспорта газа от дальних месторождений.

В связи с реализацией «Программы комплексного освоения ме сторождений ЯНАО и севера Красноярского края» и, в частности, развития магистральных нефтепроводов добыча нефти в регионе к 2020 г. увеличится, соответственно расширится и извлечение нефтя ного газа. Планируется, что к 2020 г. поставки ПНГ на реализацию в регионе достигнут 10 млрд м3, что составит пятую часть от рос сийских объемов. В разрезе регионов России по объемам поставок попутного газа регион будет уступать только Ханты-Мансийскому автономному округу.

Увеличение количества извлекаемого нефтяного газа на севере Западной Сибири потребует эффективных направлений его утили зации. Использование ПНГ в ЯНАО будет осуществляться в трех основных направлениях:

1. Переработка с получением сухого газа, ШФЛУ, стабильного конденсата, а также глубокая переработка в синтетические углево дороды и прочие продукты. Перспективным направлением является глубокая переработка в синтетические углеводороды с применением технологии GTL (преобразование газа в жидкости). В ЯНАО фак тическая реализация данной технологии осуществлена на Юрха ровском месторождении. Здесь построена установка по получению метанола из природного газа мощностью 40 тыс. т/г.

2. Использование в электроэнергетике и на собственные нужды промыслов. В настоящее время в этом направлении газ применяется на месторождениях ОАО «Газпром нефть», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Роснефть» и ОАО «ЛУКОЙЛ».

3. Использование при разработке месторождений с целью увели чения нефтеотдачи, причем одним из перспективных методов может стать закачка углеводородного газа в сочетании с заводнением.

Таким образом, чтобы повысить эффективность использования попутного газа в Ямало-Ненецком автономном округе необходимо:

1. Обязательное внедрение систем учета добычи и использования ПНГ.

2. Развитие системы сбора и транспортировки добываемого ПНГ на перерабатывающие мощности.

3. Модернизация и расширение мощностей по переработке ПНГ, в том числе c применением технологии GTL.

4. Развитие малой электроэнергетики на нефтяных месторож дениях ЯНАО.

5. Внедрение систем поддержания пластового давления с исполь зованием ПНГ при разработке нефтяных месторождений с целью увеличения нефтеотдачи.

УДК 622.276 © Коллектив авторов ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МЕМБРАННОЙ ТЕХНОЛОГИИ ПРИ ПОДГОТОВКЕ ГАЗА И. Н. Кабак, Р. Ф. Исламов (ООО «РН-Краснодарнефтегаз») Ввиду отсутствия подготовки газа в соответствии с ОСТ 51.40– на Абино-Украинской группе месторождений при его сдаче в Еди ную систему газоснабжения (ЕСГ) ОАО «Газпром» в 2009 г. прекра тил прием нефтяного газа от ООО «РН-Краснодарнефтегаз» с ГКС «Новоукраинской».

Осложнения при сдаче газа в ЕСГ ОАО «Газпром» вызваны тем, что газ не соответствует требованиям ОСТ 51.40–93 не только по температуре точки росы (ТТР) по влаге и углеводородам, но и по содержанию сероводорода (до 0,25 г/м3).

По результатам проработки возможных вариантов подготовки газа на Абино-Украинской группе с применением различных техно логий нами была выбрана мембранная технология подготовки газа.

Основанием для выбора данной технологии послужили положитель ные результаты проведенных испытаний мембранного модуля на УКПГ Ключевая и низкая стоимость и эксплуатационные затраты блока подготовки газа на базе мембранной технологии.

Проведенные опытно-промышленные испытания мембранной установки подготовки газа на ГКС «Новоукраинская» показали высокую эффективность данной технологии при подготовке газа.

Так, при нормативной ТТР по влаге не выше минус 5 °С получены результаты минус 30 °С, а по углеводородам при нормативной ТТР не выше 0 °С получены результаты минус 19 °С и при нормативном содержании сероводорода не выше 0,007 г/м3 получены результаты 0,007 г/м3. При этом мембранная установка имеет более низкие экс плуатационные затраты в сравнении с существующими технологи ями (НТК, НТС, адсорбция). Данная установка имеет необходимую разрешительную документацию для работы на объектах нефтяной и газовой промышленности.

После проведения контрольных измерений качества газа пред ставителями ООО «Газпром трансгаз-Кубань» и получения под тверждения полученных параметров по соответствию качества газа требованиям ОСТ 51.40–93 с 07.12.2010 г. была возобновлена по дача газа в ЕСГ ОАО «Газпром» с ГКС «Новоукраинская» в объеме до 15 млн м3/год. Установка находится в постоянной эксплуатации.

УДК 621.51;

© С. Л. Булавинов КОМПРЕССОРНЫЕ РЕШЕНИЯ SIAD ДЛЯ УТИЛИЗАЦИИ ПНГ С. Л. Булавинов (ООО «СИАД РУС», г. Москва) Компания «СИАД» (Италия) создана в 1927 г., основной специ ализацией является осуществление инвестиционных проектов по поставке технических газов для промышленных предприятий.

Кроме поставки технических газов компания SIAD специализи руется в области проектирования, производства, поставки и обслу живания следующего оборудования:

• криогенные установки разделения воздуха для производства кислорода, азота, аргона для предприятий химии, нефтехимии, нефтепереработки, металлургии;

• поршневые компрессоры для природного, попутного газов, других технологических газов предприятий нефте- и газодобычи, химии, нефтехимии, нефтепереработки;

• горелочные устройства и системы горения для технологиче ских печей химических, нефтеперерабтывающих, нефтехимиче ских предприятий;

• установки извлечения СО2 и производства СО2 высокой чис тоты;

• системы автоматизации технологических процессов и распре деления энергии;

• мембранные и адсорбционные генераторы азота;

• роботизированные технологические линии для сварки и резки металла;

• производство и поставка особо чистых газов, газовых смесей и калибровочных газов для газоанализаторов и хроматографов;

• технологии применения технических газов, включая системы кислородного горения, системы очистки стоков и газовых выбросов промышленных предприятий, системы закачки газа в пласт для по вышения пластового давления, повышения нефтеотдачи и другие технологии.

Основные преимущества решений СИАД для задач переработки и утилизации ПНГ:

1) гибкость проектирования и производства, что дает возмож ность изготовления компрессора для газа любого состава и характе ристик, в том числе с высоким содержанием компонентов H2S и CO2;

2) их полная готовность к применению на любых объектах в Рос сии и СНГ, что достигается за счет реализации проектов совместно с Партнером: ОАО «НИПИгазпереработка».

Серия поршневых компрессоров API для ПНГ и других газов Число ступеней сжатия 1/2/3/4/ Максимальный объем газа на всасе 60 000 м3/ч Максимальная мощность 2 400 кВт Максимальное давление подачи газа 350 бар (а) Расположение цилиндров Вертикальное / V / W / Горизонтальное УДК 622.276;

389.6 © Л. В. Сапрыкин АНАЛИТИЧЕСКАЯ ПОДДЕРЖКА ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ РАБОТ.



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.