5 способов утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ)

Достаточно долгое время попутный нефтяной газ (ПНГ) считался чем-то мешающим, лишним при добыче нефти и просто сжигался на факельных установках тут же на месторождениях. Только в Тюменской области, по экспертным оценкам, было сожжено более 200 миллиардов кубических метров ПНГ, что привело к выбросу в атмосферы порядка 20 миллионов тонн загрязняющих веществ. Вместе с этим, попутный нефтяной газ, как смесь различных газообразных углеводородов, растворённых в нефти и выделяющихся в процессе добычи и подготовки нефти, может оказаться для предприятий нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей и нефтехимической отрасли ценным сырьем для производства множества различных нефтепродуктов. Однако, прежде, чем мы перейдем к рассмотрению конкретных технологий, стоит рассмотреть вопрос того, что именно подразумевается под термином "утилизация"

В этой таблице для нас одним из интересных веществ, входящих в состав атмосферного воздуха может быть метан (CH₄). В последнее время, про это вещество говорили много и часто, в основном, в связи с "зеленой повесткой" и борьбой с глобальным потеплением, так как метан относится к основным парниковым газам. Вместе с этим, метан также относится и к загрязняющим веществам. Как так получается: одно и то же вещество (метан) входит в состав чистого атмосферного воздуха и, одновременно с этим, его называют загрязняющим веществом? Давайте разбираться. И, прежде всего, рассмотрим определение "загрязняющее вещество".
Вот как определяет загрязняющее вещество федеральный закон "Об охране атмосферного воздуха":

Можно, конечно, ответить на вопрос в заголовке в том духе, что люди осознали свою ответственность перед природой, а бизнес стал более социально ориентированным и поэтому все крупные нефтедобывающие компании озаботились утилизацией ПНГ. Но это будет верным только отчасти.

Чтобы как-то стимулировать предприятия утилизировать ПНГ, а не просто сжигать его на факелах, необходимо решение, исходящее с самого верха - от Правительства страны. Только так можно запустить процесс стимулирования бизнеса к внедрению таких технологий, которые ранее были убыточными и, с другой стороны - стимулировать бизнес самостоятельно искать решения, вкладываться не только в основные мощности, но и в НИОКР. И такое решение было принято в Постановлении Правительства РФ от 08.11.2012 N 1148 "Об особенностях исчисления платы за негативное воздействие... на факельных установках сжигания ПНГ".

В этом постановлении были установлены достаточно жесткие требования к обращению с ПНГ, а именно - сжигаться на факелах должно не более 5% ПНГ, остальное - утилизировать. За неисполнение Постановления к предприятиям применялись меры в виде повышающих коэффициентов к плате за негативное воздействие на окружающую среду:

• коэффициент х25 к плате, если не достигнут целевой показатель утилизации
• коэффициент х120, если на месторождении нет средств измерения объема ПНГ

Стоит отметить, что даже "легкий" 25-кратный коэффициент к плате оказался довольно серьезным стимулом для крупных предприятий задуматься над фразой "ПНГ сжигать нельзя утилизировать" (знаки препинания расставлялись в разных обсуждениях по-разному). Тем более, что в Постановлении, помимо "кнута" присутствовал и "пряник" - государство готово снизить плату за негативное воздействие для предприятий, внедряющих технологии утилизации ПНГ. И теперь, спустя практически 13 лет после выхода Постановления Правительства РФ от 08.11.2012 N 1148, можно рассмотреть то, какие технологии и средства применяются на данный момент для утилизации ПНГ.

Рассмотрим технологии утилизации ПНГ, которые могут применяться в условиях Российской Федерации.

Одна из возможных схем использования ПНГ в качестве энергетического газа представлена на рисунке ниже

Представленная схема применима для большинства установок подготовки нефти. Выделившийся ПНГ с первой ступени сепарации поступает в газосепаратор, после которого направляется на прием компрессора для повышения избыточного давления газа до уровня, соответствующего техническим характеристикам применяемой установки сжигания.

После компрессора газ проходит через фильтр для улавливания механических частиц и капель жидкости. Для учета газа используются счетчики-расходомеры на линии подачи газа в энергоагрегаты, а также на факельных газопроводах.

В случае возникновения аварийной ситуации, срабатывает отсекающий клапан с электроприводом, который прекращает подачу газа.

Так как в состав ПНГ могут входить, в том числе, тяжелые углеводороды, то перед газотурбинной установкой газопровод должен иметь электроподогрев (или подогрев за счет тепла отходящих из турбины газов) для предотвращения конденсации углеводородов. При этом, температура газа должна быть выше точки росы на 10-20⁰С.

Микротурбинная установка оснащается системой когенерации, в которой выхлопные газы, выходящие из рекуператора с температурой 280-309⁰С, проходят через котел-утилизатор и передают тепло циркулирующему высокотемпературному теплоносителю (ВТТ), который в свою очередь нагревает нефть в теплообменнике или используется для других производственных нужд.

В установках с когенерацией предусматривается узел подпитки ВТТ, состоящий из емкости с насосом и обратным клапаном на выходе. В качестве ВТТ можно использовать этиленгликоль или другие теплоносители, отвечающие требованиям пожаровзрывобезопасности при нагреве его до высоких температур. При использовании сернистого газа для исключения образования конденсата серной кислоты внутри котла-утилизатора температура теплоносителя не должна быть ниже 160 ⁰С.

Ниже представлены практические примеры использования ПНГ в качестве энергетического газа.

Этот способ позволяет решить сразу две задачи: обеспечить рациональную утилизацию попутного нефтяного газа непосредственно на месторождении и поддержать уровень добычи нефти. Первый проект по закачке газа в пласт в АО «Газпром нефть» был реализован на Новопортовском месторождении.
Кратко рассмотрим суть этого способа утилизации ПНГ. Движение нефти к скважине в нефтяном пласту происходит благодаря разнице давлений в пласту и непосредственно в скважине. Поддержанием пластового давления (ППД) называется процесс естественного или искусственного сохранения этой разницы. Традиционным способом поддержания пластового давления является закачка в пласт воды, или так называемое заводнение. При этом роль рабочего агента может выполнять и газ — его закачка в газовую шапку месторождения так же позволяет сохранять давление в нефтяном пласте, уменьшающееся по мере истощения залежи.

Если газовая шапка у месторождения отсутствует, то возможно ее искусственное формирование в верхней части продуктивного горизонта. Обратная закачка ПНГ оправдана при разработке месторождений с высоким газовым фактором, где вместе с нефтью неизбежно добывается большое количество попутного нефтяного газа (ПНГ). В случае отсутствия инфраструктуры для транспортировки газа с месторождения закачка в пласт может стать одним из немногих эффективных рациональных способов утилизации ПНГ. Убедительным решением закачка ПНГ в пласт выглядит и в тех случаях, когда на месторождении нет доступных источников воды для традиционного заводнения. Перед обратной закачкой попутный нефтяной газ сепарируется из сырой нефти, осушается, компримируется и в этом состоянии нагнетается в газовую шапку.

Совокупность химических производств по превращению природного газа в высшие углеводороды, топлива и химические продукты получили в англоязычной литературе название технологии gas-to-liquids (GTL).
Краткая история развития технологии GTL
Возможность получения смеси углеводородов и кислородных соединений в каталитической реакции водорода с моноокисью углерода была открыта в Германии двумя химиками - Францем Фишерем и Гансом Тропшем. В 1920 г. они разработали уникальный химический процесс получения синтетического топлива из угля, который был назван их именами (процесс Фишера-Тропша). Процесс заключается в том, что уголь в присутствии водяного пара и кислорода подвергается газификации с образованием синтез-газа (смесь водорода и оксида углерода в определенном соотношении), который подвергается очистке и далее превращается в синтетические жидкие углеводороды. Результаты исследований по получению синтез-газа из угля на железном катализаторе они впервые опубликовали в 1923 г., позже исследования процесса продолжались, менялись катализаторы, варьировалось давление, температура, конструкция реактора, но суть процесса оставалась неизменной. В период 1930–1940 гг. интерес к процессу Фишера-Тропша постоянно увеличивался во многих странах, включая Великобританию, Францию, США, Японию, Китай, где широко проводились лабораторные и пилотные испытания.
Уже в период 1932–1945 гг. процесс широко использовался в Германии для производства синтетической нефти и дизельного топлива. Нефтяной кризис 1970-х годов дал энергетическим компаниям мощный импульс для продолжения исследовательских работ, в этот период были созданы технологии превращения в жидкое топливо природного горючего газа.
Сейчас технология GTL переживает период бурного развития — ежегодно публикуются сотни статей и обзоров, собираются специализированные конференции, а количество патентов по различным аспектам GTL-технологии превысило 8000.

Суть процесса. GTL-технология дает возможность перерабатывать газ в широкий спектр продуктов — от этилена до твердого парафина. Важнейшим продуктом является синтетическая дизельная фракция, по эксплуатационным и экологическим параметрам превосходящая нефтяное дизельное топливо.

В общем виде GTL-процесс включает в себя следующие этапы:

1. подготовку воздуха и углеводородного газа (осушку, очистку от серы);
2. производство синтез-газа из подготовленного газа путем взаимодействия его с кислородом;
3. превращение синтез-газа в синтез-нефть; (в большинстве представленных на рынке процессов на данном этапе используется синтез Фишера – Тропша); как альтернатива процессу производства синтетической нефти возможен синтез метанола или диметилового эфира;
4. облагораживание продукции (дизельного топлива, нафты, парафина, керосина, авиакеросина, смазочных масел).

На первый взгляд, технологии GTL - идеальный вариант получения продуктов с высокой добавленной стоимостью. Однако у этой группы технологий имеются серьезные риски для предприятий, которые решаются на такой шаг как утилизация ПНГ с использованием технологий GTL.

Наименее охваченными с точки зрения утилизации ПНГ остаются наиболее удаленные месторождения, с малым и средним дебитом газа. В первую очередь для них, а в перспективе и для остальных целесообразно рассмотреть применение наиболее современных и технологичных химических методов переработки ПНГ.

Одним из перспективных процессов химической переработки ПНГ является метод каталитического преобразования тяжелой фракции (С₃₊) в смесь ароматических углеводородов (бензол, толуол, ксилол)
Основное достоинство данного метода заключаются в его относительной простоте (процесс одностадийный, технологический режим достаточно мягкий). Помимо собственно химического реактора, в составе технологического оборудования присутствуют только стандартные элементы (теплообменники, сепараторы, насосы, накопительные емкости и т.д.). Процесс известен за рубежом, имеет иностранные реализации (например, «Cyclar»), но важен тот факт, что на данный момент имеются отечественные катализаторы для него.

Полученный концентрат ароматических углеводородов – это достаточно ценное сырье для нефтехимической промышленности, возможна его самостоятельная реализация. При этом, стоит заметить, что концентрат аренов можно свободно подмешать к товарной нефти без ухудшения ее качества, более того происходит значительное снижение вязкости нефти и этот факт можно использовать при разбавлении высоковязких нефтей, тем самым значительно снизить затраты на их транспортировку. Концентрат БТК является очень эффективным растворителем и может эффективно использоваться для повышения нефтеотдачи на месторождениях вязких нефтей.

Однако процесс ароматизации ПНГ не позволяет произвести полную его утилизацию. Непосредственно преобразованию подвергается только тяжелая фракция (С3+). Метан и частично этан в процессе не участвуют и в неизменном виде попадают на выход установки. Соответственно их дальнейшее использование требует отдельных решений. По сути, это природный газ и его можно подать в магистральный трубопровод, но с предварительной регулировкой точки росы по воде (осушкой)

Переработка добываемого нефтяного газа с получением сухого отбензиненного газа (СОГ), сжиженных углеводородных газов, широкой фракции легких углеводородов требует наличия соответствующих объектов по сбору, подготовке и транспорту газа на газоперерабатывающие заводы. Эти объекты являются весьма дорогостоящими по капитальным вложениям и затратам на эксплуатацию, а их строительство для малоресурсных и удаленных нефтяных месторождений, тем более для районов Дальнего Востока и Крайнего Севера, экономически неоправданно. В связи с указанным утилизация нефтяного газа, добываемого на малодебитных и удаленных от газотранспортной инфраструктуры месторождениях нефти, представляет собой большую проблему для большинства нефтяных компаний России.
Процесс мягкого парового риформинга можно разделить на следующие стадии:
— подготовки и подачи нефтяного газа;
— получения деминерализованной и питательной воды;
— производства насыщенного и перегретого пара;
— получения и подачи на установку сжатого азота;
— получения нормализованного природного газа.

Технология МПР прошла полный цикл отработки: лабораторные исследования на модельных смесях, стендово-пилотную апробацию на реальном нефтяном газе и опытно-промышленные испытания. Опытно-промышленные испытания установки номинальной производительностью 300 м³/ч проводились в сентябре-декабре 2015 г. на юго-западном участке Крапивинского месторождения ООО «Газпромнефть-Восток». Полученные на объекте ООО «Газпромнефть — Восток» результаты испытаний позволяют сделать вывод о высокой эффективности технологического процесса МПР.

В России на каждом лицензионном участке требуется использовать 95% всего объёма извлечённого попутного нефтяного газа. В советский период государство само устанавливало высокие уровни использования попутного газа и само выделяло средства на строительство соответствующих объектов. Эффективность мероприятий рассчитывалась без возврата инвестиций и без процента ставок за кредиты.

Сегодня ситуация обстоит иначе. Нефтяные компании вынуждены самостоятельно заниматься вопросами повышения уровня использования ПНГ, что часто влечёт за собой необходимость строительства неэффективных объектов и, возможно, даже без возврата капиталовложений от проведения данных мероприятий. Причина проста: на старых обустроенных месторождениях с развитой инфраструктурой объёмы ПНГ используются в большинстве случаев на 95% (в основном, это поставки на ГПЗ), в отличие от новых, удалённых месторождений, которые сейчас вводятся в разработку всё больше и больше ввиду истощения запасов на старых. Естественно, новые нефтяные месторождения должны быть связаны между собой газотранспортной системой, должны быть построены объекты для подготовки и переработки газа, получения продуктов газохимии, т.е. должно быть повышение уровней "передела" нефтяного газа с целью более эффективной экономической деятельности.

Большая удаленность месторождений от транспортной инфраструктуры, значительные колебания состава ПНГ от одного месторождения к другом, а также и в течение года не позволяют внедрять в производственные процессы наиболее прогрессивные технологии утилизации ПНГ повсеместно. Однако, при этом, крупные нефтяные компании продолжают разрабатывать и проводить опытные испытания установок по утилизации и переделу компонентов ПНГ непосредственно на месторождениях (в том числе и на мелких, удаленных и т.д.).
Выбор того или иного способа утилизации ПНГ в значительной степени зависит от расположения месторождения, планируемого объема ПНГ на месторождении и его состава.