Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
  • Главная
  • Утилизация ПНГ
  • Направления использования попутного нефтяного газа при обустройстве нефтяных месторождений в АО «Гипровостокнефть»

Направления использования попутного нефтяного газа при обустройстве нефтяных месторождений в АО «Гипровостокнефть»

Согласно экспертным оценкам Всемирного банка и Министерства природных ресурсов и экологии РФ, российская экономика ежегодно теряет несколько сотен миллиардов рублей от неиспользования сжигаемых на факелах более десятка миллиардов кубометров попутного нефтяного газа (ПНГ). Утрачиваемые таким образом объемы ценного газохимического сырья исчисляются миллионами тонн в год.

В предлагаемой Вашему вниманию статье обсуждаются ключевые уроки, извлеченные специалистами АО «Гипровостокнефть» из опыта проектирования нефтяных месторождений по всей России в части выбора наиболее эффективных схем рационального использования ПНГ в соответствии с региональными условиями и потребностями.

21.03.2017 Инженерная практика №12/2016
Максимов Алексей Евгеньевич Руководитель группы технологического отдела АО «Гипровостокнефть»

В период с 2010 по 2016 год АО «Гипровостокнефть» принимало участие в проектировании обустройства самых разных нефтяных месторождений, в том числе Сузунского, Среднеботуобинского, Верхнечонского и Куюмбинского. Проектируемые объекты различаются как месторасположением и климатическими условиями, так и развитостью инфраструктуры (рис. 1).

Рис. 1. Расположение объектов проектирования АО Гипровостокнефть
Рис. 1. Расположение объектов проектирования АО «Гипровостокнефть» в РФ 2010-2016 гг. (месторождения)

Лучше всего промышленная инфраструктура развита в Центральной России, где расположено большое количество промышленных предприятий нефте- и газопереработки, хорошо развита транспортная сеть и линии электропередач, а также существует разветвленная сеть нефтепроводов.

Иная ситуация сложилась в Западной и Восточной Сибири. Проектируемые месторождения, расположенные в этих регионах, характеризуются автономностью и удаленностью от существующей инфраструктуры. В связи с этим возникает необходимость собственной генерации электроэнергии непосредственно на месторождении. Между тем, удаленность объектов нефтедобычи от предприятий газопереработки и нефтехимии, а также отсутствие газосборной сети удорожают транспортировку газа для дальнейшей переработки. К особенностям регионов также можно отнести ограниченные периоды транспортного сообщения с объектами нефтедобычи. А ввиду их удаленности от населенных пунктов газоснабжение потенциальных потребителей представляется затруднительным (рис. 2).

Рис. 2. Особенности географического положения объектов проектирования при разработке стратегии использования ПНГ
Рис. 2. Особенности географического положения объектов проектирования при разработке стратегии использования ПНГ

По данным Министерства энергетики Российской Федерации запасы свободного газа категории C1 для Среднеботуобинского месторождения оцениваются в 150 млрд м3, для Верхнечонского – 11 млрд м3. Таким образом, суммарные запасы свободного газа категории C1 для двух месторождений оценены в более чем 160 млрд м3. При этом нефтехимическая и газоперерабатывающая промышленности в регионе развиты слабо. Для рассматриваемых месторождений отсутствуют комплексные решения по рациональному использованию ПНГ.

ОСНОВНЫЕ РЕШЕНИЯ ПО ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ПНГ

В соответствии с обозначенными выше региональными особенностями месторождений выполненные АО «Гипровостокнефть» проекты их обустройства предполагают реализацию различных вариантов рационального использования ПНГ, три из которых можно назвать основными или «традиционными».

Во-первых, это генерация электроэнергии с использованием газа в качестве топлива. Данное решение по использованию ПНГ чаще всего встречается в проектах обустройства месторождений, расположенных как в Западной и Восточной Сибири, так и в Центральной России.

Второе из решений – это подготовка ПНГ и его сдача в существующую сеть газопроводов. Данное решение по использованию ПНГ распространено в проектах обустройства месторождений, расположенных преимущественно в центральной части России и в Западной Сибири.

И наконец, закачка газа в пласт. Данное решение по использованию ПНГ характерно при проектировании месторождений, расположенных в Восточной Сибири (рис. 3).

Рис. 3. Основные направления использования ПНГ на объектах, проектируемых АО Гипровостокнефть
Рис. 3. Основные направления использования ПНГ на объектах, проектируемых АО «Гипровостокнефть»

АЛЬТЕРНАТИВНЫЕ МЕТОДЫ УТИЛИЗАЦИИ ПНГ

В число ключевых альтернативных технологических решений по утилизации ПНГ входят 1) переработка ПНГ с получением метанола; 2) переработка ПНГ с получением сухого отбензиненного газа (СОГ, фракции С12), смеси пропан-бутан технической (СПБТ, С34) и стабильного газового конденсата (СГК, С5+высш.); 3) переработка ПНГ с получением полимерных соединений.

ПЕРЕРАБОТКА ПНГ В МЕТАНОЛ

На Среднеботуобинском месторождении ПНГ предлагается перерабатывать в метанол, как для покрытия собственных нужд промысла, так и для обеспечения сторонних потребителей, крупнейшим из которых является Якутский центр газодобычи на базе Чаяндинского месторождения, где метанол используется в качестве ингибитора гидратоотложений.

Общая оценочная потребность в метаноле месторождения и сторонних потребителей достигает 70,5 тыс. т/год, при этом предприятие может производить до 100 тыс. т метанола в год, для чего требуется 170 млн м3 газа. При этом удельная себестоимость производства метанола на месторождении в три раза меньше, чем стоимость закупки метанола для данных условий с учетом доставки.

Производство метанола из газового сырья внедрено и успешно применяется и на других промыслах Российской Федерации. Так, ПАО «НОВАТЭК» в 2008 году запустило в эксплуатацию установку получения метанола мощностью 12,5 тыс. т/год, а спустя два года компания построила и ввела в эксплуатацию вторую очередь производства метанола мощностью 40 тыс. т/год.

ПОЛУЧЕНИЕ ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА ИЗ ПНГ

Еще один вариант переработки ПНГ предполагает его разделение на фракции с получением сжиженных углеводородных газов (СУГ) и стабильного газового конденсата. В ПНГ Верхнечонского и Среднеботуобинского месторождений содержится от 3 до 9% углеводородов фракции C3+C4, до 1% углеводородов фракции C5 и выше и порядка 90% углеводородов фракции C1+C2. Применение комплекса из осушки, низкотемпературной конденсации, стабилизации конденсата и газофракционирования дает возможность получать сухой отбензиненный газ, пропан-бутановую смесь и стабильный газовый конденсат (рис. 4).

Рис. 4. Переработка ПНГ с получением сжиженных углеводородных газов и стабильного газового конденсата
Рис. 4. Переработка ПНГ с получением сжиженных углеводородных газов и стабильного газового конденсата

Предложенное АО «Гипровостокнефть» решение предусматривает строительство установки переработки газа (УПГ) по изложенной выше схеме на Среднеботуобинском месторождении. При этом газ с Верхнечонского месторождения планируется транспортировать по газопроводу протяженностью порядка 400 километров. Планируемая производительность установки переработки газа по сырью составляет более 3,5 млрд м3/год. После отделения тяжелых фракций СОГ предполагается закачивать в пласт или отправлять в газосборную сеть.

СПБТ предлагается направлять по продуктопроводу до г. Усть-Кут – ближайшего железнодорожного узла в регионе, откуда возможна его доставка по железной дороге в любой регион страны, а также на экспорт. Объем пропан-бутановой смеси, исходя из содержания целевых фракций в ПНГ, составит порядка 70 млн т в год.

Также возможно получение из пропан-бутановой фракции смеси ароматических углеводородов бензол-толуол-ксилол (БТК), которую, в свою очередь, можно смешивать с товарной нефтью. Получение БТК происходит в поточном реакторе в стационарном слое катализатора. Переработка пропан-бутановой фракции в смесь БТК может осуществляться в дополнительном технологическом блоке в составе установки переработки газа.

Стабильный газовый конденсат предполагается направлять в трубопроводную сеть ВСТО. Объем конденсата, исходя из содержания целевых фракций в сырьевом газе, составляет порядка 10 миллионов тонн в год. В рассматриваемом регионе на Ярактинском месторождении построена и эксплуатируется подобная установка переработки ПНГ. Переработка газа осуществляется на установке мощностью 3,6 млн м3/сут, что составляет примерно 1,3 млрд м3 в год. Продукты переработки распределяются следующим образом: сухой газ закачивается в пласт, пропан-бутановая смесь транспортируется по продуктопроводу до Усть-Кута, а стабильный газовый конденсат направляется в трубопроводную систему ВСТО.

И наконец, был рассмотрен вариант централизованного сбора газа и строительства установки переработки в г. Усть-Куте. При этом ПНГ от Среднеботуобинского и Верхнечонского месторождений предполагается транспортировать по газопроводу протяженностью порядка 1100 км. Переработка газа, как и в предыдущем варианте, осуществляется с получением сухого отбензиненного газа, который можно использовать для выработки электроэнергии, а также направить в региональную газовую сеть для газоснабжения потребителей.

Полученные в результате переработки ПНГ сжиженные углеводородные газы и конденсат предполагается направлять железнодорожным транспортом на АО «Ангарский завод полимеров» для дальнейшей переработки и получения продукции с повышенной добавочной стоимостью. Избыточные объемы ШФЛУ возможно направлять железнодорожным транспортом на нефтехимические предприятия, расположенные в других регионах России.

ВЫВОДЫ

Несомненно, рассмотренные варианты газопереработки требуют детальных технико-экономических расчетов для оценки целесообразности принятия того или иного решения. И, с одной стороны, переработка газа в регионе со слаборазвитой инфраструктурой – решение очевидно более капиталоемкое по сравнению, например, с закачкой газа в пласт. Однако, с другой стороны, примечателен тот факт, что расположенные в Восточной Сибири месторождения обладают крупнейшими запасами нефти и газа, тогда как уровень газификации сетевым газом в Сибирском федеральном округе на начало 2015 года составил всего 5,8%. Кроме того, доля импорта полимерной продукции в России по данным на 2013 год составила от 20% до более 80% в зависимости от наименования продукции, в то время как значительные объемы ценного нефтехимического сырья сгорают на факелах с выделением вредных веществ в атмосферу или закачиваются обратно в пласт.

Таким образом, можно заключить, что при освоении новых месторождений Восточной Сибири должны разрабатываться комплексные решения по использованию ПНГ, содержащие в том числе и такие направления, как газопереработка и газохимия. Это будет способствовать развитию инфраструктуры в регионе, созданию новых предприятий и, как следствие, появлению новых рабочих мест, что придаст дополнительный импульс развитию экономики региона и России в целом.

Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Газовые двигатели ARROW и двухтопливная система «Альтроник»
О реализации проектов Бизнес-сегмента «Геологоразведка и добыча» ПАО «ЛУКОЙЛ» по рациональному использованию ПНГ
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №07/2017

Инженерная практика

Выпуск №07/2017

Управление разработкой месторождений. Механизированная добыча. Промысловые трубопроводы
Гелеполимерное заводнение карбонатного коллектораМетодика проектирования нестационарного заводненияТрансформация системы разработкиПроектирование разработки многозабойными скважинамиМикробиологическое и водогазовое воздействие на залежиНасосное оборудование и скважинные компоновки для ППДИспытания компоновок ОРЭ с управляемыми клапанамиВнутренняя защита сварных швов трубопроводов втулкамиИспытания трубопровода из гибких армированных труб высокого давления
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
Мониторинг — 2017
Производственно-технический семинар-совещание

Мониторинг ‘2017 Системы мониторинга и управления для эксплуатации мехфонда и контроля разработки месторождений

19-21 сентября 2017 г., г. Пермь
Интеллектуализация процессов добычи нефти (автоматизация, телемеханизация, интеллектуальные станции управления) с целью сокращения затрат, повышения наработки оборудования и дебита жидкости, увеличения энергоэффективности и контроля разработки месторождений, внедрение нового программного обеспечения, геофизического оборудования, интеллектуализация систем одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и др.
Общая информация Планируется
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — сентябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

11 - 15 сентября 2017 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С.Балянова.