Курсовая работа: Способы утилизации нефтяного газа на Западносургутском месторождении

· удаленность ряда месторождений от существующей инфраструктуры по переработке и транспортировке газа;

· невозможность планирования и реализации эффективных мероприятий по утилизации ПНГ в связи с недостаточной геологической изученностью пластов и малыми объемами добычи газа;

· значительная продолжительность проектирования и строительства объектов утилизации газа (строительство газоперерабатывающих предприятий длится три-четыре года), а также газопроводов;

· высокое содержание азота и кислых компонентов в газе не позволяет использовать его в качестве энергоносителей, при этом затраты на его подготовку несоизмеримы со стоимостью энергоносителей в регионе, где добывается ПНГ.

Основными документами, регламентирующими использование попутного газа, являются ведомственные инструкции и методики к содержанию проектных документов на различные стадии разработки месторождений, в которых отсутствуют четкие и конкретные требования, обязывающие недропользователей проводить технологические и технико-экономические исследования, обеспечивающие комплексную разработку месторождений.

2.2 Способы использования

В настоящее время наибольшее распространение нашли следующие способы использования ПНГ:

А) Рациональное (эффективное)

- глубокая переработка в газ, топливо и сырье для нефтехимической промышленности

- неглубокая переработка в газ и топливо

- генерация электрической и тепловой энергии

- закачка в газотранспортную систему

- сжижение ПНГ

Б) Допустимое (затратное, потери ПНГ до 30-35% при повторном извлечении):

- обратная закачка ПНГ в нефтяной пласт

В) Утилизация:

- бездымное сжигание на факельных установках с высокоинтенсивными камерами сгорания с минимальным количеством выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух.

Г) Уничтожение:

- факельное сжигание

- рассеивание

Рисунок 4. Сравнение структуры использования ПНГ в 2005 и 2015 годах (в млрд м3)

Рисунок 5. Сравнение структуры использования ПНГ в 2005 и 2015 годах (в%)

Как мы видим, доля непродуктивно сжигаемого ПНГ за последние десять лет снизилась. Рост доли глубоко переработанного ПНГ компенсируется снижением доли неглубокой переработки, поэтому говорить о том, что в сфере использования ПНГ произошли значимые изменения, еще рано.

1. Методы утилизации

После извлечения нефтяной жидкости из-под земли от нее отделяют все побочные элементы: воду, серу, попутный газ. Без данной операции сырую нефть, по технологическим причинам, не примут в магистральный нефтепровод [2]. При отделении ПНГ от нефти встает вопрос его дальнейшего использования или утилизации. Бесконтрольно взять и выпустить попутный газ в воздух нельзя - он может легко воспламениться и даже взорваться.

Рисунок 6. Утилизация попутного нефтяного газа за 2005-2017 г. (млрд. м3)

В настоящее время в нефтегазовом секторе России существует немало положительных примеров решения проблемы полезного и эффективного использования попутного газа. Крупные нефтяные компании, добывающие большие объемы ПНГ, были в авангарде организаций, начавший инвестировать немалые финансы в разработку технологий и методов по рациональному использованию газовых ресурсов и строительству газовой инфраструктуры. Перечислим несколько возможных решений проблемы полезного использования ПНГ.

Мировой опыт демонстрирует, что полезное использование ПНГ включает в себя перечень вариантов, которые группируются в два основных вектора:

1. сбор и переработка газа на ГПЗ с извлечением широкой фракции легких углеводородов и получением сухого отбензиненного газа (сухого газа), который поставляется в газотранспортную систему;

2. использование газа в качестве сырья для технологических нужд промыслов в районах добычи (закачка газа в продуктивные нефтяные пласты для поддержания пластового давления, повышения нефтеотдачи) и для удовлетворения местных потребностей в энергоресурсах (включая выработку электроэнергии).

Первое из вышеназванных течений повышения степени утилизации ПНГ в России сопряжено с сооружением и расширением газоперерабатывающих мощностей и является одним из более эффективных. Это поясняется как достоинствами этого направления, так и слабыми сторонами других вариантов, к примеру, высоким технологическим риском для ряда технологий, узкими (по объемам утилизируемого ПНГ) способностями выработки электричества. Минусом данного направления в главную очередь представляется высокая капиталоемкость мероприятий, что, в окончательном счете неминуемо приводит к потребности повышения и поиску новых ключей финансирования, подобных проектов [3].

Плюсы второго направления утилизации ПНГ заключаются в сравнительной экономичности, так как нет потребности строить полный цикл объектов по сбору, транспортировке, переработке попутного газа. Однако это направление имеет и слабые стороны. К примеру, лимитирования в реализации второго направления обусловлены спросом на энергоресурсы в областях нефтедобычи. В нынешнее время наиболее результативным районом по добычи ПНГ представляется Западная Сибирь, однако в этом районе нет резкой потребности в дополнительных энергоносителях для самообеспечения. Подобным образом, происходит перенасыщенность ПНГ как сырья для технологических потребностей. Остатки газа, становятся невыгодными для последующего применения, например, по 1-ый направлению, в результате недропользователи принимают решение жечь или рассеивать ПНГ на месторождении.

Единого подхода к полезному использованию ПНГ не может быть, так как каждое месторождение глубоко индивидуально и характеризуется своими специфическими как геологическими, так и промысловыми особенностями [4].

Каждое решение, принятое определенной компанией в конкретной ситуации будет зависеть от множества факторов, включая:

· наличие эффективных технологий;

· объемы добычи ПНГ (зачастую ключевой фактор);

· геологическую структуру;

· удалённость объектов месторождений ПНГ от ГПЗ, магистральных газопроводов;

· регулирование вопросов полезного использования ПНГ на федеральном и на региональном уровне;

· гарантию доступа на рынок (доступ к газотранспортной системе, энергетическим мощностям, инфраструктуре для транспортировки жидких углеводородов).

2.3 Факельное сжигание

Оборудование, предназначенное к сжиганию ПНГ, включает в себя компрессоры, трубопроводную систему и факельное оборудование. Для его монтажа необходимы минимальные вложения (0,1 руб./м3), его можно установить за короткий временной промежуток (менее года). Пользуясь перечнем имеющихся послаблений, касающихся исполнения норм и правил по соблюдению нормативов по факельному сжиганию ПНГ, установленных для малопродуктивныхи новых месторождений, компании-недропользователи при выборе способа утилизации ПНГ довольно часто выбирают простое и, на первый взгляд, экономически привлекательное решение. Как правило, нефтегазовые компании аргументируют такой выбор недостатком свободных финансов, необходимых для реализации более сложных способов использования ПНГ.

Рисунок . Факельное сжигание

Однако детальный анализ экономической стороныдает понять, чтов среднесрочной и долгосрочной перспективах использование факельного способа утилизации ПНГ приведет к потерям и прямому экономическому ущербу.

Прежде всего, убытки вызваны штрафами, которым подвергаются компании в рамках сжигания ПНГ свыше установленных норм. Кроме этого, любой иной известный способ утилизации ПНГ позволит получить положительный экономический эффект - от простого обнуления штрафов до получения прибыли от реализации полученных продуктов переработки (

Таблица 1. Расчет экономических параметров факельного сжигания[3]

2.4 Закачка газа в газотранспортную систему

Сравнительно малые объемы попутного нефтяного газа могут быть закачаны в газотранспортную систему ПАО «Газпром» для последующей продажи потребителям в составе природного газа. В силу ряда технологических причин объем ПНГ, который таким образом можно реализовать в газотранспортную систему, не может быть выше 5% от объема природного газа, который уже перекачивается по трубопроводу без учета добавленного ПНГ. То есть, применениеданного метода подразумевает географическую близость месторождений к трубопроводу с объемом транзита природного газа, который превышает объем ПНГ, подлежащего закачке в ГТС. Если объемы добываемого ПНГ превышают данный показатель, то оставшийся объем попутного нефтяного газа придется использовать иным способом илиутилизировать [4].

Нужно отметить, что ГТС ПАО «Газпром» полностью загружена. Это ограничивает применение данного способа для реализации ПНГ. Помимо этого, еще одним фактором, которыйограничивает его применимость, является положение ПАО «Газпром» в качестве экспортера-монополиста природного газа. В результате этой ситуации местные производители газа вынуждены реализовать газ исключительно на внутреннем рынке, рыночные площади которого ограничены.

Рисунок 6. Закачка в единую газотранспортнуюсеть Газпрома

Таблица 2. Расчет экономических параметров закачки ПНГ в ГТС [3]

2.5 Обратная закачка в нефтеносный пласт

Специально подготовленный и очищенный ПНГ может быть закачен обратно в пласт при помощи компрессорных станций. При этом, по сути, откладывается решение проблемы ПНГ на будущее - до появления технологических решений или ресурсов, которые позволят более эффективно перерабатывать ПНГ. Данному способу, с точки зрения экологии, можно дать оценку как нейтральному, так как при этом не возникает дополнительных отрицательных воздействий на окружающую среду по сравнению с воздействиями, которые характерны для обычного процесса нефтедобычи. Следует, впрочем, отметить, что часть ПНГ как полезного сырья (до 40%) теряется, так как при последующей добыче нефти не весь ПНГ, закачанный в пласт, можно будет извлечь обратно [5].

Таблица 3. Расчет экономических параметров обратной закачки ПНГ в нефтеносный пласт [3]

Закачка в пласт являет собой метод, который завоевал признание множества компаний, специализация которых - подготовка нефти и газа. Этому есть несколько причин:

· Данный способ дает возможность нефтедобывающим компаниям значительно экономить свои финансовые средства, связанные со строительством газопровода от месторождения до ближайшего газоперерабатывающего завода. В ряде случаев это расстояние исчисляется сотнями километров;

· Значительное увеличение коэффициента полезного действия систем ППД (поддержания пластового давления);

Рисунок 7. Обратная закачка в нефтяной пласт

Единственным минусом, связанным с реализацией данного процесса, является необходимость в техническом согласовании с геологическими службами, ведь вместе с газом в пласт подается вода. Такая закачка может привести к сдвижению пластовых пород и к изменениям геологических данных месторождения, таких как технологическое схемное решение разработки и т.п. Это нужно иметь ввиду в обязательном порядке, так как перед проектировщиком стоит масса задач. Это не только мест на утилизация ПНГ, но и всецелая разработка месторождений.

В рамках добычи и подготовки нефти особое значение имеют мероприятия, целью которых является поддержание пластового давления. В рамках исследований доказано, что данные мероприятия способны в значительно повысить КИН. Во многих случаях в данном технологическом процессе используются подземные и сточные воды. В тоже время, возникает ряд значимых проблем: