Рациональная технология утилизации низконапорных газов на объектах нефтедобычи

В настоящее время у недропользователей повысился интерес к проблеме рациональной утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). Под утилизацией ПНГ традиционно в России и за рубежом понимается использование последнего по трем основным направлениям [7]:

– сбор и подача газа на переработку в ГПЗ с извлечением широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и сухого отбензиненного газа (СОГ), который удовлетворяет требованиям поставки в газотранспортную систему;

– использование ПНГ в районах добычи на технологические нужды и для удовлетворения потребностей инфраструктуры в энергоресурсах, включая выработку электроэнергии;

– закачка газа в продуктивные пласты для поддержания пластового давления, повышения нефтеотдачи и сохранения ресурсов газа.

Реализация этих известных направлений утилизации ПНГ требует значительных капитальных вложений и при существующем темпе строительномонтажных работ крайне растянута во времени, главное, экономически эффективна лишь на крупных производствах. Именно не всегда экономическая целесообразность проектов до сих пор остается главным тормозом рациональной утилизации ПНГ - первопричиной сжигания его в больших объемах на факелах. Очевидно, давно назревшая проблема рациональной утилизации ПНГ, кроме разрешения избившего оскомину вопроса налоговых преференций НК, требует безотлагательного создания коммерчески привлекательных отечественных технологий, позволяющих полностью исключить сжигание ПНГ на факелах. Последнее предполагает как переосмысление традиционных промышленных технологий утилизации ПНГ, так и создание новых непосредственно на месторождениях.

При отсутствии необходимых мощностей и транспортной инфраструктуры переработка ПНГ и нестабильного газового конденсата (НГК), промежуточного продукта его компримирования, с выпуском минимального ассортимента продукции, а именно СОГ и ШФЛУ, представляется приоритетным направлением рациональной утилизации ПНГ на удаленных, труднодоступных месторождениях с малыми и средними объемами ресурсов [7]. Специалисты подчеркивают, что вариант утилизации ПНГ на ГПЗ для многих недропользователей экономически не целесообразен и они ищут варианты переработки газа непосредственно на нефтепромыслах.

По типичной для России технологии отделение ПНГ из добытой сырой нефти, происходит в 3-х последующих ступенях сепарации: на I ступени (давление 6-8 бар) выделяется ~ 77 % объемн. газов, II ступени (2-3 бар) ~ 15 и III ступени, горячая сепарация (изб. давление 0,2 – 0,3 бар) ~ 8, соответственно. При 2-х ступенчатой схеме сепарации процент газа концевой ступени остается практически неизменным, на уровне 8% [6].

Газы I ступени сепарации после подготовки соответствуют требованиям сдачи в магистральный газопровод, перекачивающий природный газ. Газы II и III

(концевой) ступени сепарации, так называемые низконапорные газы (ННГ), обогащенные тяжелыми компонентами, не пригодны для подачи в магистральный газопровод, поэтому они утилизируются не рационально, сжигаются на факелах. При этом НК, кроме загрязнения окружающей среды продуктами сгорания ПНГ безвозвратно теряют ценное нефтехимическое сырье. Чистые потери бензиновых фракций нефти от сжигания ПНГ к состоянию на 2010 г. составляли 7,28 млн. тонн или 1,45% от добываемой в России нефти. Кроме того, НК имеют проблему «вписаться» в разрешенный правительством к сжиганию ПНГ пятипроцентный барьер [1].

Сегодня одно известное ОАО разрабатывает более двух десятков месторождений различной по качеству нефти в Тюменской области [4].

С целью ускорения освоения ряда богатейших месторождений региона, еще в советское время была принята упрощенная схема подготовки продукции скважин с частичной стабилизацией нефти – сепарацией газов в стадии отстаивания в технологических резервуарах. Очевидно такая резервуарная «подготовка» нефти приводила к большим потерям углеводородного сырья. Поэтому в настоящее время смесь нефтей ряда месторождений после печей подогрева поступает на концевую сепарационную установку (КСУ). Газы сепарации с КСУ направляются на компрессор, где сжимаются до давления 5,2 бар (изб.) и далее охлаждаются до 14,5°С. Компрессат совместно с конденсатом (далее конденсат) откачивается в емкости. Газы сепарации конденсата, пройдя каплеотдели-тель, после впрыска ингибитора гидратообразования, поступают на компрессорную станцию (КС). Здесь из них образуется дополнительное количество нефтегазового конденсата. Таким образом, из газов КСУ сегодня получают два некондиционных продукта – «жирный» газ сепарации и нестабильный газовый конденсат, которые по сути не имеют рационального применения.

Применительно газов горячей сепарации нефти на КСУ нами предлагается новая технология и оборудование получения вместо двух некондиционных продуктов конденционные: СОГ по ОСТ 51.40.93 и ГОСТ 5542-87, а также ШФЛУ (диэтанизированный газовый конденсат) по ТУ 38.101524 марки А. Разработанные технология и оборудование легко интегрируются в технологические объекты действующей КСУ.

Заметим, на решение проблемы утилизации ННГ предложенным нами путем – путем создания специализированных установок на промыслах недавно указывал и А.Г. Коржубаев – д.э.н., зав. отделом экономики и промышленного производства СО РАН, лауреат премии Правительства Российской Федерации в области науки и техники [3].

В технологической схеме использовали многофункциональный сепаратор нашей конструкции [2]. Поставленный нами такой сепаратор в настоящее время успешно работает на месторождении «Каракудук», Республика Казахстан [2, 8].

При решении задачи использовали метод адаптивного моделирования в среде современного программно-вычислительного комплекса. Расчеты выпол- няли методом итерации. Отправной точкой расчетов служил действующий процесс сжатия ННГ и охлаждения газожидкостной смеси. Окончанием расчета при постоянном давлении служили температуры конденсата и газа, соответствующие качеству стандартных СОГ и ШФЛУ, при соблюдении общего материального баланса: ННГ КСУ=СОГ+ШФЛУ с невязкой в несколько процентов.

Анализ полученных результатов показал, что из большинства показателей качества конечных продуктов утилизации ННГ при постоянном давлении, содержанию в газе Σ С 1 +С 2 , С 3 , Σ С 4 +С 5 +, теплотворной способности, точке росы по углеводородам, расходу ШФЛУ и содержанию в ней Σ С 1 +С 2 , важнейшим является температура НТК и соответствующая ей температура горячей сепарации конденсата. В частности, при горячей сепарации конденсата и НТК (-15°С) газа на выходе потоков с установки, гарантируется однофазный транспорт газа, соответствующий требованиям ОСТ до давления 5,2 бар (изб.). При этом массовая доля газа (СОГ) составляет 0,272 от количества ННГ. Соответственно, доля жидкой фазы (ШФЛУ) – 0,728.

Полученный СОГ по своему качеству аналогичен природному газу по ОСТ 5140.93 «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным трубопроводам» и ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения».

Показатели качества получаемого газа - число Воббе и теплота сгорания не противоречат нормативным. Требования документов к содержанию механических примесей, сернистых соединений и влаги здесь не рассматриваются, т.к. очистка газа от них, как правило, предшествует стадии компримирования ННГ.

Качество деэтанизироанного газового конденсата также соответствует показателям ШФЛУ марки А по ТУ 38.101524.

Основные достоинства предлагаемой технологии и оборудования утилизации ННГ следующие.

В зависимости от конкретных условий получения, СОГ может подаваться в систему магистральных газопроводов или для межпромыслового транспорта, а также использоваться на технологические нужды промыслов:

• –    выработка тепловой энергии (печи, обогрев вахтовых поселков);

• –    выработка электроэнергии;

• –    нагрев нефти, путевой обогрев нефти;

• –    газотурбинные привода насосов и компрессоров;

• –    закачка в пласт с целью повышения нефтеотдачи или подземного хранения газа.

Полученная ШФЛУ является ценным сырьем для нефтехимических производств. Она может использоваться для производства СУГ и стабильного газового конденсата или СУГ и жирного полуфабриката, пригодного для смешивания с товарной нефтью с увеличением ее бензинового потенциала. Способ разделение ШФЛУ на СУГ и конденсат для смешения с нефтью мы опубликовали ранее [9, 10].

Заметим, ШФЛУ, в отличие от предлагаемой нами простой технологии, получают традиционно дорого- стоящим методом ректификации в колонне деэтанизаторе.

Разработанные нами сепаратор и технология, реализованные в данном проекте, позволяют эффективно перерабатывать любой состав и объем ПНГ концевых ступеней сепарации нефти и «мягко», без жестких требований к процессам подготовки, вписаться в основную технологию недропользователя. С их помощью решаются две важнейшие проблемы: рациональное использование ресурсов ПНГ и экологическая безопасность в непосредственной близости от источника.

Дооборудование объекта подготовки нефти установкой переработки ННГ благотворно сказывается на ведение технологического процесса подготовки нефти, т.к. позволяет регулировать его и стабилизировать нефть в более широком диапазоне температур.

Предложенная технология и оборудование могут быть использованы при переработке «жирных» ННГ газовой отрасли. Известно, что в категорию ННГ попадает 15-20% извлекаемых запасов природного газа, а общий объем его по разрабатываемым месторождениям, например, только в ЯНАО превышает 2 трлн. м3. При этом в нем постоянно увеличивается доля «жирного» газа и уже к 2030 г. почти половина добываемого газа окажется «жирным» [5].

Предлагаемое направление совершенствования установок промысловой обработки низконапорного нефтяного газа перспективно, позволяет получить существенный технологический и экономический эффекты и может послужить основой для серийного производства оборудования, отвечающего специфическими условиями работы в нефтегазовых отраслях промышленности.