Отечественный опыт использования нефтяного газа

Нефтяные газы, добываемые вместе с нефтью, представляют собой смесь углеводородов метанового ряда: метана, этана, пропана, бутанов и др. В некоторых газах наряду с углеводородами содержатся гелий, азот, диоксид углерода, сероводород, вода и другие неуглеводородные компоненты. Число и содержание их изменяется в широких пределах. В общем объеме добываемого газа большую часть составляет метан, который используется в основном как котельно-печное топливо. Ресурсов этана, пропана, бутанов и более тяжелых углеводородов— сырьевой основы промышленности органического   синтеза — значительно меньше, чем метана, поэтому в России и других странах большое значение придается их извлечению и рациональному использованию (табл.1).

Присутствие в газе механических примесей, воды, кислых компонентов, значительного количества пропана, бутанов и более тяжелых гомологов метана, а также других ценных компонентов обусловливает необходимость его подготовки для дальнейшего транспорта и переработки. Все стадии подготовки газа к дальнему транспорту наиболее качественно осуществляются при переработке газа. Различие между этими процессами заключается в степени осушки от влаги, а также в степени извлечения тяжелых углеводородов (пропана или этана и более тяжелых).

Например, для подачи  нефтяного газа Широтного Приобья в магистральный трубопровод должна обеспечиваться точка росы по влаге до —20 °С, по углеводородам  —10°С. Для этого при содержании в газе Сз+, равном 300—350 г/м3, нужно извлечь 55 % пропана и более тяжелых углеводородов от их потенциального содержания в исходном газе, при более жирном газе—70% .

До настоящего времени ни в России, ни за рубежом не предложены другие пути, кроме газопереработки, которые позволили бы кардинально решить вопросы крупномасштабного использования нефтяных газов. Следовательно, особенностью проблемы их подготовки является то, что для подачи газа на значительное расстояние его надо перерабатывать. Вопрос стоит так:  либо предварительно перерабатывать нефтяной газ в местах добычи, либо сжигать его.

 Газопереработка решает одновременно и большую природоохранную задачу.

Таблица 1

Состав нефтяного газа некоторых месторождений

На нефтяных месторождениях России ежегодно в факелах сжигается до 10 –13 млрд.м3 нефтяных газов, теплота сгорания которых достигает 37,8 - 42 МДж/м3. Наряду с огромными экономическими потерями при этом наносится колоссальный ущерб окружающей среде. С продуктами горения в атмосферу (ежегодно) выбрасывается до 35 млн.т СО2, более 1 млн. т СО, до 180 тыс. т метана, свыше 17 тыс. т сажи и бензпирена.

Сейчас нефтяные компании рассматривают проблемы утилизации и переработки нефтяного газа через призму финансовых интересов. При этом не учитывается, что рентабельность использования нефтяного газа является вторичным фактором по сравнению с экологическим ущербом от нефтедобычи в случае сжигания попутного газа на промысловых факелах. Ущерб воздушному бассейну Среднего Приобья уже настолько значителен, что ставит под сомнение саму целесообразность добычи нефти.

Фактический уровень использования нефтяного газа наиболее крупными нефтегазовыми компаниями России в 1996г. и оценочный в 1997г. показан на диаграмме (рис.1).

Рис.1. Уровень использования ресурсов нефтяного газа по нефтяным компаниям

Как видим, уровень утилизации попутного нефтяного газа в компаниях колеблется от 65 до 95 %. Более низкий имеют нефтяные компании Западной Сибири, исключая ОАО «Сургутнефтегаз» и ОАО «Сибнефть», где он составляет около 90 %.

Традиционными направлениями использования нефтяного газа в нашей стране можно считать:

• переработка на ГПЗ с получением продуктов для нефтехимии и отбензиненного газа;
• использование на собственные нужды промыслов;
• как рабочий агент при компрессорной эксплуатации скважин (газлифт).

Проблема максимального использования нефтяного газа—это совокупность проблем его сбора, подготовки и транспорта на ГПЗ, а также переработки. Поэтому первым, важнейшим направлением  научно-технического прогресса в области сбора и переработки газа является создание и оптимизация системы сбора, подготовки, транспорта и переработки нефтяного газа. Традиционно она включает промысловые компрессорные станции (КС) для газа всех ступеней сепарации нефти, промысловые установки его осушки и очистки, малогабаритные установки по переработке газа (МГБУ), комплексы по совместной подготовке нефти и переработке газа, ГПЗ.

Каждая часть системы в отдельности не может решить всей проблемы, поэтому не следует ни выделять, ни тем более противопоставлять ее элементы. Действительно, самой квалифицированной подготовкой нефтяного газа к использованию в настоящее время является его переработка на ГПЗ с получением жидких легких углеводородов и сухого газа  Однако для этого необходимо собрать газ с определенного нефтяного региона, т. е. нужны промысловые КС, установки подготовки газа (осушки, очистки) и коммуникации. Для использования газа в период между началом добычи нефти и функционированием ГПЗ необходимы и МГБУ, которые могли бы быстро монтироваться в районах будущего строительства ГПЗ. После ввода завода в эксплуатацию МГБУ демонтируют и перевозят на другие месторождения. В этот период в системе могут использоваться МГБУ для закачки газа в пласт, получения электроэнергии на турбогенераторных установках и др. Указанные типы установок не требуют опережающего строительства коммуникаций.

При эксплуатации каждого нефтяного месторождения отмечается период максимальной добычи, который обычно не превышает 3—4 лет. Строить ГПЗ на данный период экономически нецелесообразно. Для квалифицированного использования избыточного количества газа при максимальной добыче нефти на месторождениях также необходимы мобильные МГБУ, затем они перебазируются на другие площади На небольших нефтяных месторождениях МГБУ являются окончательной ступенью подготовки и переработки газа, продукция их (сухой и сжиженные газы) должна полностью использоваться на месте.

Таким образом, систему сбора и переработки газа следует рассматривать как единое целое и ее оптимизация должна быть комплексной, т. е. охватывать всю систему сбора и переработки газа для каждого нефтяного региона.

В самом общем случае элементами традиционной системы сбора и переработки газа являются установки по подготовке газа (осушке, вводу ингибиторов   коррозии), компрессорные станции для газа всех ступеней сепарации нефти, малогабаритные газо-перерабатывающне   (газобензинные) установки, ГПЗ или комплексы по подготовке нефти и переработке газа.

Оптимизация позволит определить оптимальные вид транспорта газа до ГПЗ (компрессорный или бескомпрессорный), параметры транспорта, расположение КС и ГПЗ в нефтяном регионе, способ переработки газа (структура и режимные параметры технологической схемы, оборудование).

Размещение КС для компримирования газа I ступени сепарации нефти в значительной степени, а иногда и однозначно определяется расположением дожимных насосных станций (ДНС), на которых происходит I ступень сепарации нефти. Размещение КС для газа концевых ступеней сепарации однозначно зависит от расположения ЦПС, КСП, ДНС, где находятся установки II и последующих ступеней сепарации нефти.

Могут быть следующие варианты сбора газа.

1. Бескомпрессорный сбор газа. При этом газ I ступени сепарации нефти с ДНС поступает на ГПЗ под давлением сепарации. Производительность ГПЗ определяется практически продуктивностью той площади месторождения, с которой технически возможно собрать газ в данных условиях Размещение КС для газа II и последующих ступеней сепарации зависит от системы сбора нефти, т. е. от размещения ЦПС (ДНС, КСП), где происходит сепарация нефти концевых ступеней.

2. Компрессорный сбор газа. В данном варианте газ всех ступеней сепарации нефти поступает на ГПЗ под давлением промысловых компрессорных станций. При этом по структуре сбора возможны следующие подварианты:

• централизованный сбор газа, когда на одном из ЦПС располагается ГПЗ, а на остальных ЦПС (ДНС) —дожимные компрессорные станции для газа I ступени сепарации нефти; КС для газов концевых ступеней располагаются как и в первом варианте;
• децентрализованный сбор газа, при котором на каждом  (нескольких) ЦПС (ДНС) размещаются ГПЗ, а с других газ I ступени сепарации нефти поступает на ГПЗ под давлением промысловых КС.

3. Одноступенчатый комбинированный сбор газа. В этом варианте газ I ступени подается на ГПЗ частично под давлением промысловых КС, частично под собственным давлением.

4. Двухступенчатый комбинированный вариант. Газ I ступени под собственным давлением поступает на промысловые КС или на некоторые из них, а оттуда под давлением этих станций подается на ГПЗ.

При сборе газа под давлением следует также оптимизировать давление, с которым газ поступает на завод. 

Итак, рациональному использованию попутного нефтяного газа мешает неэффективность традиционного метода сбора и поставок нефтяного газа для дальнейшей переработки.

 Сегодня, в период новых финансово-экономических отношений в государстве, остро стоит вопрос о расходах, связанных как со строительством новых, так и эксплуатацией существующих систем сбора, подготовки и транспортировки нефтяного газа до потребителей. Расходы эти значительно выше выручки от реализации продукции – газа, реализуемого газоперерабатывающим заводом. Себестоимость добычи 1000 м3 нефтяного газа в 2-3 раза превышает установленную государством отпускную цену: 55 руб/1000 м3. Для сравнения: цена сырого газа в развитых странах с начала 90-х годов колеблется в пределах 60-70 долларов США за 1000 м3.

В этих условиях предприятиям выгоднее сжигать газ в факелах, чем заниматься вопросами обустройства месторождений системами газосбора.

Несмотря на убыточность этой сферы деятельности, административные органы, государственная налоговая служба природоохранные комитеты жестко контролируют деятельность предприятий, берут штрафы за сверхнормативные потери и выбросы вредных веществ в атмосферу, могут лишить лицензии на разработку месторождения, заставляя предприятия искать возможности использования газа на местах.

И поиск в этом направлении ведется активный.

В 1995г. создано ОАО «Сибнефтегазпереработка» (СНГП), в задачу которого входит утилизация попутного нефтяного газа нефтегазовых месторождений Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов. В состав СНГП входят 9 газоперерабатывающих заводов с объемом переработки 25 млрд.м3, 12 компрессорных станций, 6 товарных парков, сеть газопродуктопроводов (рис.2).

Рис.2.  Схема размещения объектов АО «Сибнефтегазпереработка» в Западной Сибири

Из-за суровых климатических условий принята упрощенная схема переработки газа с минимальным ассортиментом продукции: сухой газ и ШФЛУ. Основные потребители – РАО «Газпром», Сургутская и Нижневартовская ГРЭС, города и поселки Западной Сибири. ШФЛУ реализуется как нефтехимическое сырье на Тобольский НХК (по собственному продуктопроводу до Тобольского НХК), потребителям в европейскую часть России и на экспорт.     

Годовой объем производства ШФЛУ предприятиями СНГП и «Газпрома» в Западной Сибири составляет 2,7 млн.т. Превышение мощностей на нефтехимических предприятиях над объемами поставок сырья диктует как необходимость увеличения объемов производства ШФЛУ, так и разработку вариантов его эффективного использования.

ОАО "Пурнефтегаз" является одним из основных нефтегазодобывающих объединений в Западной Сибири. Нефтяной газ, добываемый вместе с нефтью, подается на переработку на Губкинский ГПЗ. При этом Губкинский ГПЗ ориентирован на производство только двух видов продукции: сухого отбензиненного газа и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ).

С целью укрепления экономического положения и получения прибыли от других видов деятельности акционерным обществом «Пурнефтегаз» взят курс на комплексный подход к добыче, подготовке и переработке углеводородного сырья: нефти, природного и нефтяного газа, газового конденсата.

Планируется осуществить на установке по переработке газового конденсата извлечение ценных углеводородов из нефтяного газа низкого давления, получаемого после концевой сепарационной установки НГДУ 'Тарасовскнефть". Аналогов такой установки в Западной Сибири не имеется. Мощность установки равна 50 млн. м3/год газа, выход конечных продуктов:

- пропан - бутановой фракции                                                        24.2 тыс.т/год.

- стабильного конденсата                                                                 8.4 тыс.т/год.

Также готовится к разработке газоконденсатная залежь Губкинского месторождения. После предварительной обработки подготовленный конденсат в количестве 100 тыс.т/год планируется частично использовать на собственные нужды и поставлять на рынок, а газ после стабилизации в количестве 500-700 млн. м3/год - подавать на Губкинский ГПЗ.

Для полной утилизации нефтяного газа Харампурской группы месторождений разрабатывается проект по добыче природного газа из вышезалегающих сеноманских горизонтов и строительству газопровода для совместного транспорта природного и нефтяного газа к системам РАО "Газпром".

В настоящее время на смену традиционно сложившимся направлениям использования нефтяного газа, особенно при вводе в разработку месторождений  удаленных от  основных  потребителей  газа, предлагаются   альтернативные    нетрадиционные направления, целью которых является повышение уровня использования нефтяного газа, улучшение экологической обстановки на территории месторождений, а также получение продуктов газопереработки (автобензина и т.д.) для покрытия собственных нужд на промыслах.