Рациональное использование попутного нефтяного газа


Министерство образования и науки Российской Федерации ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет (КубГТУ)»





                В. К. Алиев Г. А. Крятова В. В. Руденко






РАЦИОНАЛЬНОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА




            Монография














Инфра-Инженерия Москва - Вологда 2019

УДК 62.276.1/.4+622.279.23/.4 (075.8)
ББК 33.36
    А 50

   ФЗ    Издание не подлежит маркировке
№ 436-ФЗ  в соответствии сп. 1ч.2ст. 1 

Рецензенты:
директор Института нефти, газа и энергетики, зав. кафедрой нефтегазового дела им. проф. Г. Т. Вартумяна
ФГБОУ ВО «КубГТУ», д. т. н., проф. Д. Г. Антониади;
          доцент кафедры нефтегазового дела им. проф. Г. Т. Вартумяна
                 ФГБОУ ВО «КубГТУ», д. т. н. О. В. Савенок;
           генеральный директор ГК «Главнефтеснаб» Р. О. Гитинов


      Алиев В. К., Крятова Г. А., Руденко В. В.
А 50 Рациональное использование попутного нефтяного газа: монография / В. К. Алиев, Г. А. Крятова, В. В. Руденко - М.: Инфра-Инженерия, 2019.-124 с.



      ISBN 978-5-9729-0262-0




     Рассмотрены вопросы сбора, хранения, транспортировки и использования попутного нефтяного газа и необходимые для этого технические устройства. Раскрыты негативные последствия, вызываемые факельным сжиганием попутного нефтяного газа. Особое внимание уделено отечественному оборудованию, необходимому для квалифицированного использования этого ценного ресурса.
     Для специалистов, занимающихся разработкой и эксплуатацией нефтегазовых месторождений, а также научных работников, преподавателей и студентов нефтегазового профиля.





               © Алиев В. К., Крятова Г. А., Руденко В. В., авторы, 2019
© Издательство «Инфра-Инженерия», 2019




ISBN 978-5-9729-0262-0

                ОГЛАВЛЕНИЕ





Введение.................................................4
ГЛАВА 1. Попутный нефтяной газ как продукт нефтедобычи ..6
ГЛАВА 2. Сбор и подготовка попутного нефтяного газа на месторождениях........................................8
ГЛАВА 3. Компримирование газа.......................... 14
ГЛАВА 4. Газовозы в процессинге попутного нефтяного газа......................................... 19
ГЛАВА 5. Техническое обеспечение использования попутного нефтяного газа отдельными потребителями.................27
ГЛАВА 6. Экологические аспекты неквалифицированной утилизации попутного нефтяного газа.................... 38
ГЛАВА 7. Влияние факельного сжигания ПНГ на лесные и тундровые экосистемы..................................43
ГЛАВА 8. Факельное сжигание попутного нефтяного газа и заболеваемость населения..............................49
ГЛАВА 9. Попутный нефтяной газ как важный ресурс для газонефтехимии......................................52
ГЛАВА 10. Попутный нефтяной газ как ресурс для сельского хозяйства.................................66
ГЛАВА 11. Попутный нефтяной газ как ресурс в энергетике ...........................................73
ГЛАВА 12. Фракционная перегонка попутного нефтяного газа..........................................84
ГЛАВА 13. Сжигание газа: теоретические аспекты..........86
ГЛАВА 14. Горение газа в потоке.........................94
ГЛАВА 15. Образование токсичных веществ при сжигании газа и факторы,влияющие на него.........................98
ГЛАВА 16. Утилизация попутного нефтяного газа в России: динамика, факторы и социально-экономические проблемы................................................103
ГЛАВА 17. Подходы к оценке экономической эффективности проектов по квалифицированной утилизации попутного нефтяного газа...............................114
Заключение.............................................122
Список литературы......................................123

3

                ВВЕДЕНИЕ





     Путь модернизации и перехода к устойчивому развитию России связан не только с внедрением прорывных инновационных технологий, но и с более рациональным и эффективным использованием имеющихся ресурсов, в том числе углеводородных. Одним из таких ресурсов является попутный нефтяной газ (ПНГ), извлекаемый в процессе добычи нефти. До недавнего времени ПНГ рассматривался не как ценный ресурс, а как побочный продукт нефтедобычи, наиболее простой способ использования которого — факельное сжигание на нефтепромыслах. Несмотря на некоторое изменение ситуации в последние годы, Россия до сих пор является мировым лидером по объему сжигания ПНГ — объем сжигаемого газа составляет 20 млрд м³ в год. Стоимость 1 млрд м³ — 3,4млрд долларов США. В России в 2010году сожжено ПНГ на сумму от 40,8 до 54,4 млрд долларов США. Помимо потери ценного ресурса, сжигание попутного нефтяного газа наносит существенный вред окружающей среде и человеку, а также вносит вклад в процесс изменения климата.
     Так как значительная часть страны не газифицирована, предлагается сбор ПНГ с помощью установок для сбора газа, его переработка и использование в качестве топлива для бытовых нужд. Транспортировку переработанного газа в районы страны, испытывающие его недостаток, целесообразно осуществлять посредством газовозов.

• более75% • or 40 до 75%       •от15до40% Фменее15% не газифицированы

Рис. 1. Уровень газификации регионов РФ

4

     На промысле предлагается разместить модульно-блочную компрессорную станцию, а в месте потребления — подземный резервуар для хранения и распределения потребителям газа. Развитие данного направления может обеспечить мультипликативный эффект: способствовать повышению экономической и экологической эффективности нефтяного сектора, реализации государственных задач в сфере повышения энергоэффективности и импортозаме-щения. Такой способ использование попутного газа не только сократит расходы на его уничтожение, но и даст значительную прибыль при его реализации. Газ может быть широко использован в сельском хозяйстве, энергетике, газонефте-химии и других отраслях национальной экономики. Области потребления газа формируют рыночный спрос на него и, соответственно, дают дополнительные доходы нефтедобывающим предприятиям.
     Хочется отметить, что транспортировка газа будет происходить на достаточно малые расстояния по сравнению с территорией государства, так как сжигание ПНГ будет осуществляться в негазифицированных районах страны, которые расположены недалеко от районов добычи нефти. Это сокращает капитальные затраты на газопроводы и транспортные расходы.


Рис. 2. Районы добычи нефти

5

                ГЛАВА 1. Попутный нефтяной газ как продукт нефтедобычи




     Основу попутного нефтяного газа составляет смесь легких углеводородов, включающая метан, этан, пропан, бутан, изобутан и другие углеводороды, которые под давлением растворены в нефти. ПНГ выделяется при снижении давления во время нефтедобычи или в процессе сепарации, по аналогии с процессом выделения углекислого газа при открытии бутылки шампанского. Как следует из названия, попутный нефтяной газ добывается попутно с нефтью и, по сути, является побочным продуктом нефтедобычи. Объем и состав ПНГ зависят от района добычи и от конкретных свойств месторождения. В процессе добычи и сепарации одной тонны нефти можно получить от 25 до 800 м³ попутного газа.
     Сжигание попутного нефтяного газа на промысловых факелах является наименее рациональным способом его использования. При таком подходе ПНГ становится, по сути, отходом процесса нефтедобычи. Сжигание может быть оправдано при определенных условиях, однако, как показывает мировой опыт, эффективная государственная политика позволяет достичь уровня сжигания ПНГ в размере всего нескольких процентов от общего объема его добычи в стране. В отличие от природного газа, содержание метана в котором находится в диапазоне 92-98 %, попутный нефтяной газ содержит меньше метана, но часто имеет значительную долю других углеводородных компонентов, которая может достигать более половины всего объема. В ПНГ также могут присутствовать неуглеводородные компоненты — углекислый газ, азот, сероводород и другие. Вследствие этого сам по себе попутный нефтяной газ не является достаточно эффективным топливом.
     Нужно отметить, что переработка ПНГ позволяет также выделить сухой отбензиненный газ, являющийся аналогом природного газа, который может быть использован уже в качестве более эффективного топлива, чем ПНГ.
     Рациональное использование ПНГ требует наличия соответствующей инфраструктуры, эффективного государственного регулирования, системы оценки, санкций и поощрения участников рынка этого ресурса.
     Поэтому доля используемого ПНГ для газонефтехимии также может характеризовать достигнутый уровень экономического развития страны.

6

     В настоящее время Россия занимает «почетное» первое место в мире по объемам сжигания ПНГ. В 2012 году этот уровень, по официальным данным, составлял около 17 млрд м³. В то же время, согласно неофициальным данным, объем сжигания попутного нефтяного газа в нашей стране может быть значительно выше — не менее 20 млрд м³. При этом, даже ориентируясь на данные официальной статистики, Россия значительно опережает по объемам сжигания ПНГ другие государства. Согласно официальным данным, уровень использования ПНГ иными способами, чем сжигание в факелах, в нашей стране в 2012 году составил в среднем 76,2 %. Из них 44,5 % пошло на переработку на газоперерабатывающие заводы. В европейских странах доля перерабатываемого попутного газа составляет 97-98 %.
     Таким образом, даже на основании официальных данных о сжигании ПНГ в факелах, можно сделать вывод, что ежегодно теряется более 12 млн т ценного нефтехимического сырья, которое можно было бы получить путем переработки попутного нефтяного газа. По данным Министерства природных ресурсов и экологии, наша экономика каждый год теряет не менее 12 млрд долл.
     Причины нерационального использования попутного газа в нашей стране связаны с целым рядом факторов. Нередко места добычи нефти находятся далеко от инфраструктуры сбора, транспортировки и переработки нефтяного газа. Ограниченный доступ к системе магистральных газопроводов, отсутствие местных потребителей продуктов переработки ПНГ, отсутствие рентабельных решений по рациональному его использованию — все это приводит к тому, что наиболее простым выходом для нефтедобывающих компаний зачастую является сжигание попутного газа на промыслах в факелах, выработка электроэнергии для собственных производственных и бытовых нужд.
     В настоящее время недостаточное внимание уделяется оценке экономических потерь государства от нерационального использования — сжигания попутного нефтяного газа на промыслах. Однако сжигание ПНГ наносит значительный ущерб не только экономике нефтедобывающих стран, но и окружающей среде. Экологический ущерб чаще всего имеет накопительный характер и приводит к долгосрочным, а зачастую и необратимым последствиям. Для того чтобы оценки экологического ущерба и экономических потерь не были усредненными и односторонними, а мотивация к решению проблемы была осмысленной, необходимо принимать во внимание масштабы нашей страны и интересы всех сторон.

7

ГЛАВА 2.




                Сбор и подготовка попутного нефтяного газа на месторождениях




    Попутный газ оказывает негативное влияние на работу погружных насосов любого типа, применяемых для добычи нефти (рисунок 3).


Рис. 3. Схема установки погружного центробежного насоса с электроприводом

     Если давление на приеме насоса будет меньше давления насыщения, то газ в добываемой продукции будет присутствовать в виде пузырьков (так называемый

8

свободный газ). Свободный газ занимает часть объема в рабочих органах насосов, что приводит к снижению подачи и напора насоса. Следовательно, требуются агрегаты с высокими рабочими характеристиками. Для обеспечения достаточной производительности и долговечности насосов необходимо также применение газосепараторов, диспергаторов и проведение ряда других мер. Выделяясь из жидкости, ПНГ скапливается в затрубном пространстве, создавая в нем определенное давление. Из затрубного пространства газ обычно выводят в нефтесборный коллектор через устьевую арматуру или газлифтные камеры, устанавливаемые рядом с устьем. Это приводит к тому, что в затрубном пространстве газ находится под давлением не меньшем, чем давление в нефтесборном коллекторе. Увеличение давления в затрубном пространстве, в свою очередь, приводит к отжатию уровня жидкости в сторону забоя скважины (в некоторых случаях — вплоть до приема насоса), приводя к срыву подачи.
      Увеличение затрубного давления также может быть связано с засорением обратного клапана устьевой арматуры или его замерзанием в зимний период, что может привести к отжатию уровня жидкости до приема насоса (это особенно характерно для скважин, эксплуатирующихся штанговыми насосами). В связи с этим актуальной остается задача снижения затрубного давления. Снижение затрубного давления газа не приводит к снижению забойного давления в связи с тем, что оно компенсируется возрастанием динамического уровня жидкости в скважине.
      Однако увеличение градиента давления в затрубном пространстве способствует улучшению в нем сепарации газа, что оказывает положительный эффект в виде снижения поступления газа на прием насоса. Из устьевой арматуры продукция скважины поступает в нефтесборный коллектор, по которому она попадает в автоматическую групповую замерную установку (АГЗУ). Здесь происходит сепарация жидкой и газообразной фаз, после чего измеряется объем жидкости (и газа). Далее газ или снова подается в нефтесборный трубопровод, или поступает в газопровод, ведущий на пункт утилизации газа (рис. 4).
      Если давление в нефтесборном коллекторе будет недостаточным для транспортировки продукции скважины на пункт первичной подготовки нефти, то необходимо будет сооружать дожимные насосные станции (ДНС). Перекачка жидкости на ДНС осуществляется центробежными или мультифаз-ными насосами. В зависимости от количества газа в жидкости на входе в ДНС дополнительно могут устанавливаться газосепараторы.
      Газ, который выделяется на сепараторах ДНС, подается на компрессорную станцию, далее — на установку подготовки газа и затем может использоваться в качестве топлива для выработки электроэнергии.

9

Промысловое обустройство

Подготовка нефти, нефтяного газа и воды

Рис. 4. Принципиальная схема сбора и подготовки

   ГПЗ

Нефтяной газ


Товарный газ


Пресная вода


Сторонние организации


продукции скважины:

/ ст., II ст., Ill ст. — первая, вторая и третья ступени разгазирования нефти;
АГЗУ — автоматизированная замерная установка;
ДНС — дожимная насосная станция; УПН — установка подготовки нефти;
УПГ — установка подготовки нефтяного газа; УУН — узел учета нефти;
НВП — насосы внешней перекачки; ГПЗ — газоперерабатывающий завод;
НПЗ — нефтеперерабатывающий завод; УППВ — установки подготовки пресной воды;
1  — добывающая скважина; 2 — замерная установка;
3  — блок подачи реагента; 4 — подогрев продукции;
5  — трехвазный делитель (ДНС с предварительным сбросом воды);
6  — вторая ступень разгазирования нефти;
7  — ступень глубокого обезвоживания сырой нефти; 8 — ступень обессоливания;
9 — стабилизация нефти; 10 — УПГ',11— УУН; 12 — НВП; 13 — водозабор;
14 — УППВ; 15 — очистные сооружения; 76 — кустовая насосная станция (КНС); 17 — нагнетательные скважины

     На всех этапах прохождения продукции скважины, описанных выше, происходит естественное или вынужденное разделение газожидкостной смеси на фазы. Дальнейшая транспортировка газа возможна или совместно с жидкостью, или по отдельному газопроводу. Зачастую строительство отдельных газопроводов для попутного газа оказывается дорогостоящим мероприятием (по крайней мере, от скважины до ДНС или установки первичной подготовки нефти), поэтому газ приходится транспортировать совместно с жидкостью по трубопроводам системы нефтесбора. В обоих случаях транспортировка требует начального давления входа газа в трубопровод. Это давление может быть создано компрессорной установкой или быть остаточным давлением при разгазировании жидкости, но, соответственно, меньшим, чем давление насыщения. Для снижения затрубного давления также может использоваться компрессорная установка для сбора газа. Применение системы улавливания легких фракций из затрубного пространства скважин достаточно эффективно — система позволила дополнительно собирать порядка 20 000 м³/сут. газа и окупилась за 1,5 года. Об экономической эффективности системы улавливания легких фракций из затрубного пространства скважин свидетельствуют результаты испытаний на более чем 60 скважинах одного из месторождений.
     Для преодоления перечисленных трудностей может применяться техническое решение, специально разработанное инженерами Hoerbiger (рис. 5). Данное решение основано на использовании поршневого модульного компрессора (рис. 6) с приводом от двигателя внутреннего сгорания (ДВС), работающего на перекачиваемом газе, или от электромотора.
     Сбор газа обычно производится при помощи одного или нескольких компрессоров, установленных на сборном пункте. При высоком давлении в системе это наиболее приемлемый вариант. При меньших давлениях компрессоры приходится разделять, устанавливая их ближе к местам отбора газа. При этом имеется успешный опыт установки нескольких параллельно работающих станций на одном участке.
     Такая концепция имеет следующие очевидные преимущества. Во-первых, гибкость: в систему можно легко добавлять новые компрессоры, наращивая подачу компрессорной станции, или отключать существующие, устраняя необходимость регулировки компрессорной станции. Во-вторых, надежность: разделение функций 1-2 станций на 6-10 станций может увеличить время бесперебойной работы оборудования, и причин этому несколько. При отказе одной из станций теряется лишь сравнительно небольшая часть общей производительности. При небольшой избыточности системы можно гарантировать коэффициент работоспособности, близкий к 100 %. То же самое происходит при плановом техническом обслуживании: компрессоры отключаются на обслуживание по очереди 11