Использование попутного нефтяного газа

Опубликовано: 24.11.2011

В связи с ратификацией Киотского протокола в 2004 году в России заметно усилился интерес к такой важной проблеме как утилизация попутного газа (ПНГ). «Попутка» (так нефтяники называют попутный газ) — это обязательный элемент, сопровождающий процесс добычи нефти и присутствующий на любом нефтяном, а тем более газонефтяном и газоконденсатном месторождении. Фактически, это газ, который выделяется из нефти при её добыче.

Существующее положение в области использования ПНГ

До вступления в силу в России Киотского протокола, одним из пунктов которого является обеспечение максимального уровня использования попутного нефтяного газа, этот газ мало кого интересовал. В советское время создавались мощности по его переработке, большая часть которых сейчас находится под управлением холдинга «СИБУР» — крупнейшего производителя в области нефтегазохимии. Но, несмотря на то, что крупные газоперерабатывающие комплексы (ГПК), такие как Нижневартовский, Белозёрный, Южно-Балыкский, Сургутский, Муравленковский и др. были сосредоточены в районах с максимальной нефтедобычей, факела всё равно горят. Газа оказалось значительно больше, чем предполагалось. Особенно актуальна эта проблема на Самотлоре — крупнейшем районе нефтедобычи в Западной Сибири (Нижневартовск). Тем не менее, за последние два десятилетия там не было построено ни одного нового современного комплекса по переработке попутного нефтяного газа. И только после официального обращения президента В. Путина к Федеральному Собранию в 2007 году, в котором он обозначил проблему сжигания попутного газа, началось активное движение в сторону разрешения этого актуального вопроса, а именно — рациональное использование попутного нефтяного газа.

Состав попутного нефтяного газа

Так что же такое «попутка»? Что представляет собой попутный газ и где поставить запятую в сочетании слов: «утилизировать нельзя сжечь!»? В чём сложность реализации, казалось бы, простого решения «утилизировать!»?

В отечественной и зарубежной научной литературе попутный нефтяной газ (associated gas) определяется как газ, растворённый в нефти, который извлекается из недр совместно с нефтью и отделяется от неё путём многоступенчатой сепарации на объектах добычи и подготовки нефти: дожимных насосных станциях (ДНС), установках сепарации нефти, установках подготовки нефти (УПН), центральных пунктах подготовки нефти до товарной кондиции (ЦППН). Выделение ПНГ происходит непосредственно в сепараторах нефти, установленных на данных объектах. Количество ступеней сепарации зависит от качества добываемой нефти, пластового давления, обводнённости и температуры флюида. Обычно на объектах подготовки нефти применяют две ступени сепарации, изредка одну или, наоборот, три (концевые) ступени сепарации.

Компонентный состав попутного нефтяного газа представляет собой смесь различных газообразных и жидких (находящихся в нестабильном состоянии) углеводородов, начиная от метана и заканчивая его гомологами вплоть до С₁₀₊, а также неуглеводородных газов (H₂, S, N₂, He, СO₂, меркаптанов) и других веществ. С каждой последующей ступенью сепарации выделяющийся из нефти газ становится более плотным (иногда даже более 1700 г/м³) и калорийным (до 14000 ккал/м³), содержащим в своём составе свыше 1000 г/м³ углеводородов С₃₊. Связано это с уменьшением давления в сепараторе концевой ступени (менее 0,1 кгс/см².) и повышением температуры подготовки нефти (до 65÷70 ⁰С), что способствует переходу лёгких компонентов нефти в газообразное состояние. Согласно ТУ 0271-016-00148300-2005 «Газ нефтяной попутный, подлежащий сдаче потребителям» нефтяной газ классифицируется по «жирности»:

Классификация ПНГ

Наименование	Содержание С3+, г/м3
Тощий	менее 100
Средний	от 101 до 200
Жирный	от 201 до 350
Особо жирный	более 351

Сфера применения попутного нефтяного газа

Большинство попутных, особенно низконапорных газов, относятся к категории жирных и особо жирных. С лёгкой нефтью обычно добывают более жирные газы, с тяжёлыми нефтями — в основном сухие (тощие и средние) газы. С увеличением содержания углеводородов С₃₊ возрастает ценность попутного нефтяного газа. В отличие от природного газа, имеющего в своём составе до 98% метана, сфера применения нефтяного газа гораздо шире. Ведь этот газ можно использовать не только для получения тепловой или электрической энергии, но и как ценное сырьё для нефтегазохимии. Ассортимент продукции, которую возможно получить из попутного газа физическим разделением, достаточно широк:

• Сухой отбензиненный газ (СОГ);
• Широкая фракция лёгких углеводородов (ШФЛУ);
• Стабильный газовый бензин;
• Газовое моторное топливо (автомобильный пропан-бутан);
• Сжиженный нефтяной газ (СНГ) для коммунально-бытовых нужд;
• Этан и другие узкие фракции, в том числе индивидуальные углеводороды (пропан, бутаны, пентаны).

Кроме этого из ПНГ могут быть выделены азот, гелий, сернистые соединения. Стоит отметить, что при каждом последующем переделе, где исходным сырьём будут служить продукты предыдущего передела (например: этан → этилен → полиэтилен → пластиковые изделия и др.), ценность новой продукции будет многократно возрастать.

Технологические сложности по использованию ПНГ

Несмотря на всю привлекательность использования попутного газа в производственных и коммерческих целях, существуют определённые технологические сложности, связанные с некоторыми особенностями данного вида сырья. Выделившийся при многоступенчатой сепарации нефти на месторождении попутный газ необходимо подготовить для транспортировки к потребителю.

Состав, содержание и объём каждого мероприятия напрямую зависит от качества ПНГ, условий его транспортировки (температура, давление), расстояния от месторождения до потребителя, условий местности и требований потребителя к качеству газа, зависящих от специфики переработки газа. Следовательно, не обязательно выполнение всех этих пунктов комплекса одновременно. Тем не менее, решение нефтяными компаниями даже некоторых из представленных выше задач влечёт за собой главною проблему — увеличивается стоимость нефтяного газа и, как следствие, возможная нерентабельность мероприятий, направленных на достижение лицензионного уровня использования (95%) данного сырья.

Для определения себестоимости ПНГ существуют следующие документы:

1. Инструкция по планированию, учёту и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа (Минтопэнерго РФ и ГП «Роснефть»: Утв. 1 нояб. 1994 г);
2. Методика по планированию, учёту и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа (Минтопэнерго РФ: Утв. 29 дек. 1995 г).

Эти две методики имеют одно принципиальное различие по определению себестоимости ПНГ:

• по Инструкции 1994 года на себестоимость ПНГ относится пропорциональная часть всех затрат на добычу нефти;
• по Методике 1995 года на себестоимость ПНГ относятся затраты после первого сепаратора, т.е. те затраты, которые появляются после выделения попутного нефтяного газа из нефти на поверхности.

Примечательно, что затраты по Методике 1995 года почти в 10 раз ниже, чем затраты по Инструкции 1994 года. Однако, несмотря на то, что Инструкция была отменена с 1996 года, некоторые нефтяные компании предпочитают пользоваться именно ей. В результате повышается стоимость нефтяного газа

Уровень использования нефтяного газа

Что касается 95%-ного уровня использования ПНГ, то здесь тоже стоит обратить внимание на существующий подход к решению проблемы. В России на каждом лицензионном участке требуется использовать 95% всего объёма извлечённого попутного нефтяного газа вне зависимости от того, большое месторождение или маленькое, с существующей инфраструктурой или нет. В советский период государство само устанавливало высокие уровни использования попутного газа и само выделяло средства на строительство соответствующих объектов. Эффективность мероприятий рассчитывалась без возврата инвестиций и без процента ставок за кредиты. Объекты по использованию ПНГ считались экологическими и имели налоговые льготы. И, кстати, уровень использования ПНГ успешно увеличивался. Сегодня ситуация обстоит иначе. Нефтяные компании теперь вынуждены самостоятельно заниматься вопросами повышения уровня использования ПНГ, что часто влечёт за собой необходимость строительства неэффективных объектов и, возможно, даже без возврата капиталовложений от проведения данных мероприятий. Причина проста: на старых обустроенных месторождениях с развитой инфраструктурой объёмы ПНГ используются в большинстве случаев на 95% (в основном, поставка на ГПЗ), в отличие от новых, удалённых месторождений, которые сейчас вводятся в разработку всё больше и больше ввиду истощения запасов на старых. Естественно, новые нефтяные месторождения должны быть связаны между собой газотранспортной системой, должны быть построены объекты для подготовки и переработки газа, получения продуктов газохимии, т.е. должно быть повышение уровней "передела" нефтяного газа с целью более эффективной экономической деятельности.

Зарубежный опыт по использованию ПНГ

Подводя итог, хотелось бы отметить, что основной особенностью объектов подготовки нефти и газа на зарубежных промыслах является их органическая связь со всем комплексом нефтяного месторождения. Практически во всех развитых странах применяется совместная обработка нефти и газа, что позволяет значительно уменьшить территорию объектов за счёт сокращения и объединения многих узлов общего назначения и снизить капиталовложения и энергозатраты на 25-30 процентов, по сравнению с вариантом раздельной подготовки нефти и газа на технологически и организационно автономных объектах. В США, Канаде, Франции и других странах, приняты законы, запрещающие добычу и подготовку нефти без утилизации попутного нефтяного газа. Таким образом использование попутного нефтяного газа в этих странах достигает максимального уровня. Однако это не означает, что использоваться должен в обязательном порядке весь объём добываемого газа. Используются только экономически целесообразные или промышленные объёмы попутного газа.