Де застосовується нафтовий газ. Нафтовий газ

На відміну від природного газу попутний нафтовий газ містить у своєму складі крім метану та етану велику частку пропанів, бутанів та пар більш важких вуглеводнів. У багатьох попутних газах, залежно від родовища, містяться також невуглеводневі компоненти: сірководень та меркаптани, вуглекислий газ, азот, гелій та аргон.

При розтині нафтових пластів зазвичай спочатку починає фонтанувати газ нафтових «шапок». Згодом основну частину видобувається попутного газускладають гази, розчинені у нафті. Газ газових «шапок», або вільний газ, є «легшим» за складом (з меншим вмістом важких вуглеводневих газів) на відміну розчиненого в нафті газу. Таким чином, початкові стадіїОсвоєння родовищ зазвичай характеризуються великими щорічними обсягами видобутку попутного нафтового газу з більшою часткою метану у своєму складі. При тривалій експлуатації родовища дебет попутного нафтового газу скорочується, і більша частка газу посідає важкі складові.

Закачування в надра для підвищення пластового тиску і тим самим ефективності видобутку нафти. Однак у Росії, на відміну низки зарубіжних країн, цей метод за рідкісним винятком немає, оскільки це високо витратний процес.

Використання на місцях для вироблення електроенергії, що потребує нафтопромислів.

При виділенні значних та стійких обсягів попутного нафтового газу - використання як паливо на великих електростанціях, або для подальшої переробки.

Найбільш ефективний спосібутилізації попутного нафтового газу - його переробка на газопереробних заводах із отриманням сухого відбензиненого газу (СОГ), широкої фракції легких вуглеводнів (ШФЛУ), зріджених газів(СУГ) та стабільного газового бензину (СДБ).

Велика консалтингова компанія у сфері ПЕКу PFC Energy у дослідженні "Утилізація попутного нафтового газу в Росії" зазначила, що оптимальний варіантвикористання ПНГ залежить від розміру родовища. Так, для малих родовищ найбільш привабливим варіантом є вироблення електроенергії у малих масштабах для власних промислових потреб та потреб інших місцевих споживачів.

Для середніх родовищ, за оцінками дослідників, найбільш економічно доцільним варіантом утилізації попутного нафтового газу є вилучення зрідженого нафтового газу на газопереробному заводі та продаж зрідженого нафтового газу (СНД) або нафтохімічної продукції та сухого газу.

Для великих родовищ найбільш привабливим варіантом є генерування електроенергії на великій електростанції для подальшого оптового продажу в енергосистему.

На думку експертів, вирішення проблеми утилізації попутного газу - це не лише питання екології та ресурсозбереження, це ще й потенційний національний проект вартістю 10-15 млрд. доларів. Тільки утилізація обсягів ПНГ дозволила б щорічно виробляти до 5-6 млн. тонн рідких вуглеводнів, 3-4 млрд. кубометрів етану, 15-20 млрд. кубометрів сухого газу або 60-70 тисяч ГВт/год електроенергії.

Президент РФ Дмитро Медведєв дав доручення уряду РФ вжити заходів щодо припинення практики нераціонального використання попутного газу до 1 лютого 2010 року.

На відміну від природного газу попутний нафтовий газ містить у своєму складі крім метану та етану велику частку пропанів, бутанів та пар більш важких вуглеводнів. Багато попутних газах, залежно від родовища, містяться також невуглеводневі компоненти: сірководень і меркаптани, вуглекислий газ, азот, гелій і аргон.

При розтині нафтових пластів зазвичай спочатку починає фонтанувати газ нафтових «шапок». Згодом основну частину попутного газу, що видобувається, складають гази, розчинені в нафті. Газ газових «шапок», або вільний газ, є «легшим» за складом (з меншим вмістом важких вуглеводневих газів) на відміну розчиненого в нафті газу. Таким чином, початкові стадії освоєння родовищ зазвичай характеризуються більшими щорічними обсягами видобутку попутного нафтового газу з більшою часткою метану у своєму складі. При тривалій експлуатації родовища дебет попутного нафтового газу скорочується, і більша частка газу посідає важкі складові.

Закачування в надра для підвищення пластового тиску і тим самим ефективності видобутку нафти. Однак у Росії, на відміну низки зарубіжних країн, цей метод за рідкісним винятком немає, оскільки це високо витратний процес.

Використання на місцях для вироблення електроенергії, що потребує нафтопромислів.

При виділенні значних та стійких обсягів попутного нафтового газу - використання як паливо на великих електростанціях, або для подальшої переробки.

Найбільш ефективний спосіб утилізації попутного нафтового газу – його переробка на газопереробних заводах з отриманням сухого відбензиненого газу (СОГ), широкої фракції легких вуглеводнів (ШФЛУ), зріджених газів (СУГ) та стабільного газового бензину (СГБ).

Велика консалтингова компанія у сфері ПЕКу PFC Energy у дослідженні "Утилізація попутного нафтового газу в Росії" зазначила, що оптимальний варіант використання ПНГ залежить від розміру родовища. Так, для малих родовищ найбільш привабливим варіантом є вироблення електроенергії у малих масштабах для власних промислових потреб та потреб інших місцевих споживачів.

Для середніх родовищ, за оцінками дослідників, найбільш економічно доцільним варіантом утилізації попутного нафтового газу є вилучення зрідженого нафтового газу на газопереробному заводі та продаж зрідженого нафтового газу (СНД) або нафтохімічної продукції та сухого газу.

Для великих родовищ найбільш привабливим варіантом є генерування електроенергії на великій електростанції для подальшого оптового продажу в енергосистему.

На думку експертів, вирішення проблеми утилізації попутного газу - це не лише питання екології та ресурсозбереження, це ще й потенційний національний проект вартістю 10-15 млрд. доларів. Тільки утилізація обсягів ПНГ дозволила б щорічно виробляти до 5-6 млн. тонн рідких вуглеводнів, 3-4 млрд. кубометрів етану, 15-20 млрд. кубометрів сухого газу або 60-70 тисяч ГВт/год електроенергії.

Президент РФ Дмитро Медведєв дав доручення уряду РФ вжити заходів щодо припинення практики нераціонального використання попутного газу до 1 лютого 2010 року.

Попутний нафтовий газ (ПНГ), як зрозуміло з назви, є побічним продуктом видобутку нафти. Нафта залягає у землі разом із газом і технічно практично неможливо забезпечити видобуток виключно рідкої фази вуглеводневої сировини, залишаючи газ усередині пласта.

На даному етапі саме газ сприймається як попутна сировина, оскільки світові ціни на нафту зумовлюють велику цінність рідкої фази. На відміну від газових родовищ, де всі виробничі та технічні характеристикивидобутку спрямовані на вилучення виключно газоподібної фази (з незначною домішкою газового конденсату), нафтові промисли не облаштовані таким чином, щоб ефективно вести процес видобутку та утилізації попутного газу.

Далі в цій головній буде розглянуто детальніше технічні та економічні аспекти видобутку ПНГ, і виходячи з отриманих висновків буде обрано параметри, для яких буде побудовано економетричну модель.

Загальна характеристика попутного нафтового газу

Опис технічних аспектіввидобутку вуглеводнів починається з опису умов їхнього залягання.

Сама нафта утворюється з органічних залишків померлих організмів, що осідають на морському та річковому дні. З часом вода та мул оберігали речовину від розкладання, і в міру накопичення нових шарів тиском на пласти, що залягають, посилювалося, що в сукупності з температурними і хімічними умовамизумовлювало утворення нафти та природного газу.

Нафта та газ залягають разом. В умовах великого тиску дані речовини накопичуються в порах про материнських порід, і поступово, проходячи процес безперервного перетворення, мікрокапілярними силами піднімаються нагору. Але в міру виходу нагору, може утворитися пастка - коли щільніший пласт накриває пласт, яким мігрує вуглеводень, і таким чином відбувається накопичення. У момент, коли накопичилося достатньо вуглеводнів, починає відбуватися процес витіснення звідти спочатку солоної води, більш важкої, ніж нафту. Далі сама нафта відокремлюється від легшого газу, але при цьому частина розчиненого газу залишається в рідкій фракції. Саме вода і газ, що відокремилася, служать інструментів виштовхування нафти назовні, утворюючи водо- або газонапірні режими.

Виходячи з умов, глибини залягання та контуру території залягання, розробник вибирає кількість свердловин, що дозволяє максимізувати видобуток.

Основний сучасний тип буріння - це роторне буріння. І тут буріння супроводжується безперервним підйомом бурового шламу - фрагментів пласта, відокремлених буровим долотом, назовні. При цьому для поліпшення умов буріння використовується буровий розчин, що часто складається з суміші хімічних реагентів. [Грей Форест, 2001]

Склад попутного нафтового газу відрізнятиметься від родовища до родовища - залежно від усієї геологічної історіїформування даних покладів ( материнська порода, фізико-хімічні умови тощо). У середньому частка вмісту метану в такому газі становить 70% (для порівняння - природний газмає у метан своєму складі до 99% обсягу). Велика кількістьдомішок створює, з одного боку, труднощі для транспортування газу за допомогою газотранспортної системи (ГТС), з іншого боку, наявність таких вкрай важливих складових, як етан, пропан, бутан, ізобутан та ін робить попутний газ вкрай бажаним сировиною для нафтохімічного виробництва. Для нафтових родовищ Західного Сибіру характерні наступні показникивмісту вуглеводнів у попутному газі [Популярна нафтохімія, 2011]:

• · Метан 60-70%
• · Етан 5-13%
• · Пропан 10-17%
• · Бутан 8-9%

ТУ 0271-016-00148300-2005 «Газ нафтовий попутний, що підлягає здачі споживачам» визначає наступні категорії ПНГ (за змістом компонентів C 3 ++, г/м 3):

• · «Худий» - менше 100
• · «Середній» - 101-200
• · «Жирний» – 201-350
• · Особливо жирний - понад 351

На наступному малюнку [Філіппов, 2011] вказані основні заходи, що проводяться з попутним нафтовим газом та ефекти, що досягаються цими заходами.

Малюнок 1 - Основні заходи, що проводяться з ПНГ та ефекти від них, джерело: http://www.avfinfo.ru/page/inzhiniring-002

При видобутку нафти та подальшої поступової сепарації, що виділяється газ має різний склад- найпершим виділяється газ з високим вмістом метанової фракції, на наступних щаблях сепарації виділяється газ з усе великим зміствуглеводнів більше високого порядку. Факторами, які впливають виділення попутного газу, є температура і тиск.

Для визначення вмісту попутного газу використовують газовий хроматограф. При визначенні складу попутного газу важливо також звернути увагу на присутність невуглеводневих компонентів - так, наявність сірководню у складі ПНГ може негативно позначитися на можливості транспортування газу, оскільки в трубопроводі можуть відбуватися корозійні процеси.

Рисунок 2 - Схема підготовки нафти та обліку ПНГ, джерело: Енергетичний центр Сколково

На малюнку 2 схематично зображено процес поетапного доопрацювання нафти з виділенням попутного газу. Як видно з малюнка, попутний газ - це в основному побічний продукт первинної сепарації вуглеводневої сировини, що видобувається з нафтової свердловини. Проблема обліку попутного газу полягає у необхідності встановлення автоматичних облікових приладів на кількох стадіях сепарації, а надалі і постачання на утилізацію (ГПЗ, котельні тощо).

Основні застосовувані установки на об'єктах видобутку [Філіппов, 2009]:

• · Дотискні насосні станції(ДНР)
• · Установки сепарації нафти (УСН)
• · Установки підготовки нафти (УПН)
• · Центральні пункти підготовки нафти (ЦППН)

Кількість ступенів залежить від фізико-хімічних властивостейпопутного газу, зокрема від такого фактора, як газоміст і газовий фактор. Часто газ першої стадії сепарації використовується в печах для вироблення тепла та підігріву всієї маси нафти з метою збільшення виходу газу на наступних стадіях сепарації. Для рушійних механізмів використовується електроенергія, яка виробляється на промислі, або використовуються магістральні електромережі. В основному використовуються газопоршневі електростанції (ГПЕС), газотурбінні (ГТС) і дизельгенераторні (ДГУ). Газові потужностіпрацюють на газі першого ступеня сепарації, дизельна станція працює на рідкому паливі, що привіз. Конкретний тип електрогенерації вибирається виходячи з потреб та особливостей кожного окремого проекту. ГТЕС у деяких випадках може виробляти надмірну кількість електроенергії, яка вистачає на сусідні об'єкти видобутку нафти, а в деяких випадках залишки можуть бути продані на оптовому ринку електроенергії. При когенеруючому типі виробництва енергії установки одночасно виробляють тепло та електроенергію.

Факельні лінії є обов'язковим атрибутом будь-якого родовища. Навіть у разі їхнього невикористання вони необхідні для спалювання надлишку газу в аварійному випадку.

З погляду економіки нафтовидобутку, інвестиційні процеси у сфері утилізації попутного газу досить інерційні, і орієнтуються насамперед не так на кон'юнктуру ринку на короткостроковому періоді, але в сукупність всіх економічних пріоритетів і інституційних чинників на досить довгостроковому горизонті.

Економічні аспекти видобутку вуглеводнів мають особливу специфіку. Особливістю нафтовидобутку є:

• · Довгостроковий характер ключових інвестиційних рішень
• · Значні інвестиційні лаги
• · Великі початкові інвестиції
• · Необоротність початкових інвестицій
• · Природне зниження видобутку у часі

Для того, щоб оцінити ефективність будь-якого проекту, поширеною моделлю оцінки вартості бізнесу є оцінка NPV.

NPV (Net Present Value) - оцінка ґрунтується на тому, що всі майбутні ймовірні доходи фірми будуть підсумовані та приведені до нинішньої вартості цих доходів. Одна й та сама грошова сумасьогодні та завтра відрізняється на ставку дисконту (i). Це з тим, що у період часу t=0 наявні в нас гроші мають певну цінність. У той час як у період часу t=1 на дані грошові коштибуде поширена інфляція, будуть всілякі ризики і негативні впливи. Все це робить майбутні гроші «дешевшими», ніж нинішні.

Середній термін проекту з видобутку нафти може становити близько 30 років із наступним тривалим припиненням видобутку, розтягнутим іноді на десятиліття, що з рівнем нафтових цін і з окупністю операційних витрат. Причому піка видобуток нафти досягає в перші п'ять років видобутку, а потім, через природне падіння видобутку, поступово згасає.

У перші роки компанія проводить великі початкові інвестиції. Але сам видобуток починається лише через кілька років після початку капітальних вкладень. Кожна компанія прагне мінімізувати інвестиційний лаг, щоб якнайшвидше вийти на окупність проекту.

Типовий графік прибутковості проекту наведено на малюнку 3:

Малюнок 3 - схема NPV для типового проекту нафтовидобутку

На цьому малюнку зображено NPV проекту. Максимально негативне значення- це показник MCO (maximum cash outlay), відображення того, наскільки великих інвестицій вимагає проект. Перетин графіка лінії накопичених грошових потоківз віссю часу в роках – це точка часу окупності проекту. Швидкість накопичення NPV має спадний характер, у зв'язку як зі знижується темпом видобутку, і зі ставкою дисконту часу.

Крім капітальних вкладень, щорічно видобуток потребує операційних витрат. Збільшення операційних витрат, якими можуть бути щорічні технічні витрати, пов'язані з екологічними ризиками, зменшують NPV проекту та збільшують термін окупності проекту.

Таким чином, додаткові витрати на облік, збирання та утилізацію попутного нафтового газу можуть бути виправдані з точки зору проекту, тільки якщо дані витрати будуть збільшувати NPV проекту. В іншому випадку відбуватиметься зменшення привабливості проекту і, як наслідок, або зменшення кількості проектів, що реалізуються, або скориговані обсяги видобутку нафти і газу в рамках одного проекту.

Умовно, всі проекти щодо утилізації попутного газу можна поділити на три групи:

• 1. Проект із утилізації сам собою є прибутковими (з урахуванням всіх економічних пріоритетів та інституційних чинників), і підприємства нічого очікувати потребувати додатковому стимулюванні до реализации.
• 2. Проект із утилізації має негативний ЧДД, при цьому кумулятивний ЧДД від усього проекту з нафтовидобутку є позитивним. Саме на цю групу можуть бути сконцентровані всі заходи щодо стимулювання. Загальний принципполягатиме в тому, щоб створити умови (пільгами та штрафами), за яких компанії буде вигідно проводити проекти з утилізації, а не сплачувати штрафи. Причому, щоб сумарні витрати на проект не перевищували сукупний NPV.
• 3. Проекти з утилізації мають негативний NPV, причому у разі їх реалізації спільний проектнафтовидобутку даного родовища так само стає збитковим. У такому разі заходи щодо стимулювання або не призводитимуть до зменшення викидів (компанія сплачуватимуть штрафи аж до їхньої кумулятивної вартості, що дорівнює ЧДД проекту), або родовище консервуватиметься, а ліцензія здаватиметься.

За даними Енергетичного центруСколково, інвестиційний цикл у сфері реалізації проектів із утилізації ПНГ становить понад 3 роки.

Інвестиції, за даними Мінприроди, повинні становити близько 300 млрд рублів до 2014 року для досягнення цільового рівня. Виходячи з логіки адміністрування проектів другого типу, ставки виплат за забруднення повинні бути такими, щоб потенційна вартість усіх виплат була б вищою за 300 млрд рублів, а альтернативна вартість дорівнювала б сукупним інвестиціям.

Довгий час попутний нафтовий газ не мав жодної цінності. Його вважали шкідливою домішкоюпри видобутку нафти та спалювали безпосередньо при виході газу з нафтоносної свердловини. Але час минав. З'явилися нові технології, які дозволили по-іншому поглянути на ПНГ та її властивості.

склад

Попутний нафтовий газ розташовується в «шапці» нафтоносного пласта – просторі між ґрунтом та покладами викопної нафти. Також деяка його частина знаходиться в розчиненому стані та в самій нафті. По суті, ПНГ той же природний газ, склад якого має велику кількість домішок.

Попутний нафтовий газ відрізняється великою різноманітністю вмісту різного родувуглеводнів. Здебільшого це етан, пропан, метан, бутан. Також на його склад припадає і важчі вуглеводні: пентан та гексан. Крім цього, нафтовий газ включає кілька негорючих компонентів: гелій, сірководень, вуглекислий газ, азот і аргон.

Слід зазначити, що склад попутного нафтового газу вкрай нестабільний. Те саме родовище ПНГ здатне протягом кількох років помітно змінити відсоткове зміст тих чи інших елементів. Особливо це стосується метану та етану. Але навіть попри це нафтовий газ високо енергоємний. Один кубометр ПНГ залежно від типу вуглеводнів, що входять до його складу, здатний виділити від 9 000 до 15 000 ккал енергії, що робить його перспективним для використання у різних секаторах економіки.

З видобутку попутного нафтового газу лідирують Іран, Ірак, Саудівська Аравія, російська Федераціята інші країни, у яких зосереджено основні запаси нафти. На Росію тут припадає близько 50 млрд. кубометрів попутного нафтового газу на рік. Половина цього обсягу йде потреби виробничих сфер, 25% на додаткову переробку, а решта спалюється.

Очищення

У первозданному вигляді попутний нафтовий газ не застосовується. Його використання стає можливим лише після попереднього очищення. Для цього шари вуглеводнів, що мають різну щільність, відокремлюють один від одного в спеціально розробленому для цього устаткуванні - сепаратор багатоступеневий тиску.

Всім відомо, що вода в горах закипає за більш низької температури. Залежно від висоти температура кипіння може опускатися до 95 ºС. Відбувається це через різницю атмосферного тиску. Цей принцип використовується у роботі багатоступінчастих сепараторів.

Спочатку сепаратор подає тиск 30 атмосфер і через певний проміжок часу поступово зменшує його значення з кроком 2-4 атмосфери. Тим самим здійснюється рівномірне відділення вуглеводнів з різною температурою кипіння один від одного. Далі отримані компоненти відправляють безпосередньо на наступний етапочищення на заводи з переробки нафти.

Застосування попутного нафтового газу

Наразі активно затребуваний у деяких сферах виробництва. Насамперед, це - хімічна промисловість. Для неї ПНГ служить матеріалом для виготовлення пластмаси та гуми.

Енергетична галузь також небайдужа до побічного продукту нафтовидобутку. ПНГ є сировиною, з якої отримують наступні видипалива:

• Сухий бензиновий газ.
• Широка фракція легень вуглеводнів.
• Газове паливо.
• Зріджений нафтовий газ.
• Стабільний газовий бензин.
• Окремі фракції на основі вуглецю та водню: етан, пропан, бутан та інші гази.

Обсяги використання попутного нафтового газу були б ще вищими, якби не низка складнощів, що виникають при його транспортуванні:

• Необхідність видалення механічних домішокзі складу газу. Під час закінчення ПНГ зі свердловини в газ потрапляють дрібні частинки ґрунту, які значно знижують його транспортні властивості.
• Попутний нафтовий газ має обов'язково пройти процедуру обензинювання. Без цього скраплена фракція випаде в осад у газопроводі під час його транспортування.
• Склад попутного нафтового газу має піддаватися очищенню від сірки. Підвищений вміст сірки є однією з головних причин утворення вогнищ корозії у трубопроводі.
• Видалення азоту та двоокису вуглецю для підвищення теплотворної здатності газу.

В силу вищеназваних причин довгий час попутний нафтовий газ не піддавали утилізації, а палили безпосередньо біля свердловини, де залягала нафта. Особливо, за цим добре було спостерігати, пролітаючи над Сибіром, де постійно виднілися смолоскипи з чорними хмарами диму, що відходять від них. Так тривало, поки в справу не втрутилися екологи, усвідомивши всю ту непоправну шкоду, яка завдається таким чином природі.

Наслідки спалювання

Спалювання газу супроводжується активним термічним впливом на довкілля. У радіусі 50-100 метрів від безпосереднього місця горіння спостерігається помітне зниження обсягу рослинності, а на відстань до 10 метрів взагалі її відсутність. Пов'язано це головним чином з вигорянням поживних елементів ґрунту, від яких залежать різного роду дерева і трави.

Спалений смолоскип служить джерелом окису вуглецю, того самого, який відповідальний за руйнування озонового шару Землі. Крім усього, в газі містяться сірчистий ангідрид і оксид азоту. Ці елементи належать до групи отруйних речовин живих організмів.

Так, у людей, які проживають у районах з активним видобутком нафти, спостерігається підвищений ризик розвитку різноманітних патологій: онкології, безплідності, ослаблення імунітету тощо.

З цієї причини наприкінці 2000-х років гостро постало питання про утилізації ПНГ, яке ми і розглянемо нижче.

Способи утилізації попутного нафтового газу

На даний момент існує безліч варіантів видалення відходів нафти без шкоди. навколишньому середовищі. Найбільш поширеними є:

• Надсилання безпосередньо на завод з переробки нафти. Є найбільш оптимальним рішеннямяк з фінансової, так і екологічної точки зору. Але за умови, якщо вже є розвинута інфраструктурагазопроводів. За її відсутності знадобиться значне вкладення капіталу, що обґрунтовано лише у разі великих родовищ.
• Утилізація шляхом використання ПНГ як паливо. Попутний нафтовий газ поставляється електростанціям, де за допомогою газових турбін із нього виробляють електричну енергію. Мінусом такого способу є необхідність встановлення обладнання для попереднього очищення, а також його транспортування до пункту призначення.
• Закачування відпрацьованого ПНГ в пласт нафти, що залягає, тим самим підвищуючи коефіцієнт нафтовіддачі свердловини. Відбувається це за рахунок збільшення під шаром ґрунту. Даний варіант відрізняється простотою реалізації і відносно низькою вартістю устаткування, що використовується. Мінус тут лише один – відсутність фактичної утилізації ПНГ. Відбувається лише її відстрочка, але проблема так і залишається невирішеною.