Журнал «Эковестник», №4 • 2020 г. Читать весь номер онлайнResponsive image

Экологические и энергетические аспекты применения попутного нефтяного газа

13.12.2020

Глобальное сжигание газов в мире превысило уровень, который ранее наблюдался в 2009 году. Объем сжигания газа, согласно спутниковым данным, достиг 145 миллиардов кубических метров в 2018 году и увеличился до 150 миллиардов кубометров в 2019-м: в США отмечается прирост сжигания на 23%, в Венесуэле — на 16%, в России — на 9%. Ежегодно сжигание газов приводит к выбросам более чем 400 миллионов тонн эмиссии в эквиваленте СО, что существенно загрязнет окружающую среду.

Россия — на первом месте

В четверку стран с наибольшим сжиганием газа входят Россия, Ирак, США и Иран, на их долю приходится около 45% общемирового сжигания газов за три прошедших года (с 2017-го по 2019-й). В остальных нефтедобывающих странах в период с 2012 до 2019 год сжигание газа уменьшилось на 10%. В первом квартале 2020 года его глобальное сжигание сократилось на 10%, уменьшение коснулось топ-30 стран, использующих газ. Очевидно, что данное падение связано с замедлением мировой экономики в связи с пандемией.

Образованное Всемирным банком партнерство по уменьшению сжигания газа (World Bank’s Global Gas Flaring Reduction Partnership (GGFR) продолжает работу с правительствами стран, нефтяными компаниями и иными организациями с целью оказания помощи по идентификации технических и законодательных барьеров, которые препятствуют уменьшению сжигания газов, развитию соответствующих программ, специфических в каждой стране, проведению исследований и способствуют совместному использованию положительных практик в этой области. Немаловажное значение имеют также инициативы данной организации по совершенствованию мониторинга сжигания газов и выполнению достоверной отчетности. GGFR выпускает регулярные отчеты (Global Gas Flaring Tracker Report) в которых, в частности, приводятся данные о том, что за период с 1996 по 2019 год добыча нефти увеличилась на 37%, сжигание газа уменьшилось на 9%.

В таблице представлены объемы сжигания газа в основных нефтедобывающих странах (в миллиардах кубометров), а также общие данные за последние пять лет.

80.png

Партнерство (GGFR) совместно с National Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA) использует объективные данные по сжиганию газов, получаемые со спутников, оснащенных современными автоматическими датчиками с высокой разрешающей способностью, определяющими эмиссию тепла газовыми факелами в инфракрасном диапазоне на газовых и нефтяных месторождениях. Датчики способны различать высокотемпературное сжигание непосредственно газов от иных источников сжигания, например биомассы или вулканов. Спутники для данного мониторинга были выведены на орбиту в 2012 году. За последние годы эксплуатации спутники в автоматическом режиме мониторили примерно 16 тысяч источников сжигания газов ежегодно. При поддержке Oil and Gas Climate Initiative (OGCI) создается интернет-сайт, запланировано, что данные с этих спутников по мониторингу сжигания газов будут находиться в открытом доступе в интернете примерно с 2022 года.

Проблема остается

Для России проблема сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ) не является новой. Она входит в число приоритетных как для государства, так и для общественных объединений, включая Всемирный фонд дикой природы (WWF), который уже более десяти лет ведет в РФ независимый мониторинг ситуации с ПНГ, составляет рейтинг экологической ответственности нефтегазовых компаний, также призывает наладить в нашей стране систему космического мониторинга за факелами. Как известно, Минприроды и Минэнерго России в 2018 году поддержали инициативу WWF России по верификации методики дешифровки данных спутникового мониторинга, используемого Всемирным банком и GGFR, а также инициативу о достижении нулевого сжигания ПНГ к 2030 году в России и Казахстане, осуществлении открытого диалога по этому вопросу с нефтяными компаниями.

С точки зрения парникового эффекта сжигание ПНГ не является столь значимым, так как основные углеводородные составляющие попутного нефтяного газа — пропан ) и бутан ( — не приводят к парниковому эффекту, однако при существенных объемах добычи нефти вклад от сжигания ПНГ в ухудшение экологии значительный, не говоря уже о неиспользовании ценного сырья и немалых экономических потерях. Официальные данные по сжиганию попутного газа в России и реальные данные могут расходиться в несколько раз. Например, по данным Росстата, в 2009 году утилизация попутного газа составила 80%, сжигалось 15 миллиардов кубометров, однако, по информации зарубежных источников, объемы сжигания попутного нефтяного газа на факелах в несколько раз превышают ведущийся кадастровый учет.

Законодательным и экономическим стимулом к повышению полезной утилизации ПНГ является постановление Правительства РФ от 8 ноября 2012 года, которое установило с 1 января 2013 года предельно допустимое значение показателя сжигания ПНГ на фа кельных установках в размере не более 5% от объема добытого ПНГ.

По данным Национальной ассоциации нефтегазового сектора России, в период с 2013 по 2017 год крупнейшие нефтяные компании страны инвестировали в проекты по использованию ПНГ более 266 миллиардов рублей. Таким образом, ежегодно инвестиции росли на 27,5% в сравнении с тремя годами, предшествующими принятию данного постановления. В тот период Россия, по данным Всемирного банка, стала едва ли не мировым лидером по темпам снижения объемов сжигания ПНГ. Общемировой объем сжигания ПНГ в 2017 году снизился на 7,1 миллиарда кубометров. В тот же период две крупнейшие нефтегазовые компании России — «ЛУКОЙЛ» и «Газпром нефть» — присоединились к инициативе Всемирного банка по обнулению сжигания ПНГ к 2030 году. В 2017 году в «ЛУКОЙЛе» ПНГ утилизировался на уровне 95,2%. «Сургутнефтегаз» известил о том, что на конец 2019 года утилизация ПНГ в компании превышает 99%, ПНГ используется в основном для выработки электроэнергии. Очевидно, что тенденции последнего времени могут внести более пессимистичные коррективы.

Особенности состава ПНГ

Основным продуктом, производимым на нефтяных кустах, является товарная нефть, побочными и неотъемлемыми компонентами добычи нефти является попутный нефтяной газ и пластовая вода. Попутный нефтяной газ — это составная часть пластовой смеси углеводородов, выделяющихся при снижении давления. Состав ПНГ меняется от месторождения к месторождению в широком интервале. Даже на одном месторождении состав газа не остается постоянным. ПНГ выделяется из нефти в процессе ее дегазации, то есть в процессе доведения параметров непосредственно жидкой нефти до товарного вида. Содержание растворенного в нефти попутного газа изменяется от 20 до сотен м³/т. Добычу попутного нефтяного газа невозможно регулировать, так как он выделяется при добыче нефти из растворенного в ней состояния. Расход получаемого ПНГ может колебаться в диапазоне 100–5000 нм³/час. Состав ПНГ и его количество могут колебаться, сезонно и разово. Диапазон изменения параметров попутного нефтяного газа может составлять 10–15%.

При увеличении газового фактора месторождения выход товарной нефти уменьшается, выход ПНГ увеличивается. Чем выше газовый фактор месторождения, тем легче нефть, как пластовая, так и разгазированная. Свойства ПНГ определяются свойствами и содержанием составляющих. Основные компоненты ПНГ: метан, этан, пропан, бутаны, пентаны, также серосодержащие компоненты: сероводород и меркаптановая сера, углекислый газ, водород, механические примеси и некоторые другие. ПНГ в отличие от природного газа, добываемого на газовых и газоконденсатных месторождениях, характеризуется повышенным содержанием этана, пропан-бутановых и пентановых фракций; наличием гексанов, гептанов, также еще более тяжелых углеводородов, включая ароматические; наличием нафтеновых соединений, неуглеводородных компонентов: азота, углекислого газа с примесью сероводорода и инертных газов, в частности гелия; иногда наличием водорода.

По содержанию сернистых соединений ПНГ подразделяется на бессернистый при концентрации сероводорода (СВ) < 0,0007 мг/м3, меркаптановой серы (МС) < 0,0016 мг/м3, малосернистый (СВ = 0,007 — 0,1, МС > 0, 0016), сернистый (СВ = 0,1 — 3,00; МС > 0.0016) и высокосернистый (СВ Тощим называют ПНГ с содержанием тяжелых углеводородов 100 г/м3), средним ( = 101 — 200), жирным ( = 201 — 350) и особо жирным ( 351).

Виды ПНГ по содержанию механических примесей: чистый газ (мех. примеси < 0,0005 г/м), слабозагрязненный (0,0005 — 0,001), загрязненный (0,001 — 0,0025), сильнозагрязненный (> 0,0025). Негорючие компоненты попутного нефтяного газа подразделяют его на группы согласно их содержанию: безбалластный ПНГ — негорючих компонентов < 0,01 мол. %, малобалластный (0,01 — 7,0), среднебалластный (7,01 — 15,00), высокобалластный ( 15,01). ПНГ условно также можно разделить на высоконапорный — это газ с давлением более 0,5 МПа, получаемый, как правило, на первой ступени сепарации нефти; и низконапорный ПНГ (менее 0,5 МПа), получаемый на второй и последующих ступенях сепарации. Использование высоконапорного и низконапорного ПНГ имеет существенные технологические отличия, также значимыми факторами, определяющими технологии переработки ПНГ, являются его состав, параметры и добываемый объем.

Сложности утилизации

Разгазирование скважинной продукции производится, как правило, на трех и более ступенях сепарации. ПНГ, отделенный на первой ступени сепарации, имеет сравнительно высокое давление и в ряде случаев может использоваться для дальнейшей транспортировки или переработки. С этой ступени сепарации ПНГ напрямую (при хорошем качестве) либо после дополнительной подготовки может использоваться как горючее для силовых установок генерации электрической и тепловой энергии. Давление на ступенях сепарации колеблется от 15–30 бар на первой ступени, до 1,05–4,0 бара на последней ступени.

Низконапорный ПНГ, полученный на второй и последующих ступенях сепарации нефти, содержит значительно большее количество тяжелых углеводородов в виде пропан-бутановых и пентановых фракций, чем ПНГ, выделенный на первой ступени, что обуславливает его преимущественное использование в качестве топлива на технологических промысловых системах, например в печах подогрева нефти. Существенное количество ПНГ низкого давления сжигается на факелах, так как при сравнительно малых объемах такого газа, малых давлениях и отягощенности тяжелыми газовыми фракциями углеводородов иные варианты полезной утилизации технологически и экономически остаются малоэффективными. Для утилизации ПНГ низкого давления требуется его компримирование, это предполагает использование маслозаполненных винтовых компрессоров, наряду с дополнительными схемами его очистки и осушки, либо иных технологических схем, возвращающих такой ПНГ в цикл дегазации нефти, например с использованием газожидкостных эжекторов. Утилизация ПНГ является особенно затруднительной на низкодебетовых месторождениях.

В России многие нефтяные месторождения в совокупности обладают огромными запасами условно бесплатного попутного нефтяного газа, требующего эффективного использования вместо его сжигания и ухудшения экологии. Однако полезная утилизация ПНГ является сложной задачей, которая требует знания свойств и составов ПНГ, проведения научных исследований по переработке и подготовке такого газа. Особенно актуальными являются такие исследования для сравнительно небольших объемов добываемого ПНГ (10–50 миллионов кубометров в год), характерного для отдельных отдаленных нефтяных кустов, так как в случае возможности сбора ПНГ в больших объемах целесообразность (экономическая эффективность) его подготовки и переработки возрастает. ПНГ направляется на факелы в основном там, где далеко до инфраструктуры, извлекаются сравнительно малые объемы ПНГ и где нет ясной методики, что с этим побочным, сравнительно малоизученным продуктом нефтедобычи делать.

Основными направлениями полезной утилизации попутного газа являются: нефтехимия (выработка автопропана, СПГ, СОГ, СПБТ, СГБ, газохимические технологии переработки с выработкой метанола отработаны только для природного газа, для ПНГ — еще нет); закачка в пласт для увеличения извлечения нефти и местная энергетика. Нефтехимические направления требуют больших объемов ПНГ, прокладки трубопровода до ближайшего газоперерабатывающего завода, что на многих, особенно отдаленных месторождениях, на Севере России, в арктической зоне, на морских буровых установках, может быть практически нереально. Использование попутного газа для обратной закачки в пласт с целью увеличения коэффициента извлечения нефти там, где это целесообразно, может проводиться, однако таким образом не утилизируется весь добываемый объем ПНГ. Кроме того, закачанный обратно в пласт попутный газ практически полностью будет возвращаться с добываемой нефтью, и опять возникнет задача его утилизации.

Исследования и реальность

Известно, что до половины себестоимости нефти составляют затраты на энергию, необходимую для обеспечения технологического процесса добычи, сепарации и транспортирования товарной нефти. Обеспечение энергией особенно отдаленных месторождений — весьма затратная задача. Цена выработки электроэнергии на дизельных генераторах в условиях завоза топлива на отдаленные месторождения может в 15–20 раз превышать цену электроэнергии в центральных районах. Поэтому актуальность задачи применения ПНГ для обеспечения механической, тепловой и электрической энергией нефтяных месторождений является весьма высокой, особенно при наличии прямо здесь же добываемого, условно бесплатного, попутного нефтяного газа.

Ряд исследований показывают, что при объеме добычи ПНГ до 50 миллионов кубометров в год и при расстоянии до ГПЗ или компрессорной станции свыше 40 километров наиболее приемлемой технологией утилизации является автономная выработка тепловой и электрической энергии; при объеме добычи ПНГ до 100 миллионов кубометров в год и при расстоянии до инфраструктуры (КС, ГПЗ) более 50 километров — автономная выработка энергии и некоторые виды нефтехимии, закачка в пласт; при расстояниях свыше 75 километров до инфраструктуры практически целесообразна только выработка местной электрической и тепловой энергии.

Наиболее эффективным способом выработки электрической и тепловой энергии в диапазоне мощностей 1–15 МВт (потребный расход ПНГ порядка 120 тыс. нм³/сутки, или 44 млн м3/год — для 15 МВт), наиболее востребованных на нефтяных кустах, является автономная генерация с помощью двигателей внутреннего сгорания или турбин. Применение для этих целей попутного нефтяного газа в качестве горючего требует его предварительной подготовки почти что до уровня природного газа по числу Воббе (критерий для турбин не менее 49 МДж/м³) и метановому индексу (критерий для поршневых двигателей, целесообразный индекс — 70, при меньшем потребуется дефорсирование двигателей) в связи с рядом особенностей как непосредственно самого ПНГ, так и в соответствии с требованиями производителей газотурбинных и газопоршневых двигателей, так как в основном только метан может быть использован для стабильной работы турбинной или поршневой энергоустановки Низким должно быть содержание серы (уровень 0,16 мг/м³ для поршневых двигателей и 15 мг/м³ для газовой турбины), механических примесей, тяжелых углеводородов и полное отсутствие капельной влаги.

Игнорирование этих факторов нефтяниками, привело к немалому количеству неудавшихся попыток генерации энергии на ПНГ, причем с использованием дорогостоящих когенерационных импортных установок, которые не вырабатывали и четверти ресурса на ПНГ, постоянно аварийно останавливались. Зарубежные исследования данного вопроса не столь существенны, вероятнее всего, потому, что за границей нет такого количества ПНГ и таких отдаленных месторождений от инженерной инфраструктуры, в основном для переработки ПНГ применяются направления нефтехимии.

Необходимы научные исследования

В условиях российской действительности вопрос малой энергетики на ПНГ весьма актуален и технически вполне разрешим. Однако требуется проведение научных исследований по созданию систем компримирования и очистки ПНГ от механических примесей, серы, тяжелых углеводородов и капельной жидкости. Кроме того, необходимо понимать, что некоторые составы ПНГ с серой и забалластированные, даже после очистки не могут быть применены; очистка ПНГ приведет к частичной потере газа и дополнительным затратам энергии на реализацию технологии очистки исходного ПНГ до уровня топливного газа, что снизит экономические показатели. В таком случае возможность применения ПНГ в качестве горючего может быть либо при его смешении с другим «чистым» газом, например с природным, либо применение цикла раздельного использования рабочих тел с промежуточным парогенератором и паровой турбиной.

Архитектура энергетической установки на ПНГ, цифровое моделирование должны быть предметом разработок, которые в итоге благоприятно скажутся как на экономике нефтедобычи, так и на экологической обстановке, позволят загрузить малые и средние предприятия бизнеса выработкой электроэнергии сравнительно небольшой мощности на условно бесплатном ПНГ. Целесообразной также является разработка классификации методов подготовки ПНГ для его использования в качестве горючего газа в котлах, вырабатывающих тепло и пар, и для его использования в газогенераторах для дальнейшей подачи в газовую или парогазовую турбины; разработка классификации схемных вариантов автономной выработки энергии на ПНГ в зависимости от качества и свойств попутного газа. Научные исследования по данным направлениям могли бы финансироваться как усилиями государственного бюджета, так и непосредственно нефтяными компаниями. Техническую реализацию, на радость экологам всего мира, мог бы взять на себя бизнес, последовательно гасящий газовые факела и направляющий попутный газ в мирное энергетическое русло малой энергетики.

Виталий СТАРКОВ

Понравился материал? Поделитесь с коллегами
Свежий номер «»

«Эковестник» №2 • 2021

Читать

Спасибо за оставленую заявку!
Менеджер свяжется с Вами
в ближайшее время.