Стирая углеродный след

Авторы: Г.С. Яицких (директор по развитию АО «ИПН»); К.П. Кулаков (технический директор АО «ИПН»)

Опубликовано на портале «Химическая техника», апрель 2022

Попутный газ, образующийся на месторождениях в процессе подготовки нефти к транспорту, до сих пор нередко сжигается на факелах. Объём сжигаемого в России газа исчисляется миллиардами кубических метров в год. (ориентировочно 5…6 млрд. м³ в год). Освоение новых нефтегазовых месторождений Восточной Сибири, Якутии «подсвечивается» новыми факелами в тех случаях, когда строительство магистральных газопроводов экономически нецелесообразно.

В то же время за рубежом давно и успешно применяется технология переработки углеводородных газов в жидкие углеводородные продукты (технология GTL). Разработкой и совершенствованием различных вариантов такой технологии занимаются десятки ведущих фирм в мире: «Коноко», «Амоко», «Шеврон», «Эксон-Мобил» (США), «Сэсойл» (ЮАР), «ХальдерТопсо» (Дания) и др. Финансируется и ведётся активная работа по созданию десятков GTL производств в Австралии, Нигерии, Катаре, Туркменистане, Узбекистане и других странах. В России также имеются собственные разработки технологии и катализаторов для этого технологического процесса.

Коммерческий успех производств такого рода на нефтегазовых месторождениях может обеспечить в первую очередь низкая стоимость сырья: факельный газ не только ничего не стоит, но за его сжигание ещё нужно платить увеличивающийся с каждым годом штраф.

Частично попутный газ и сегодня нередко полезно используется в рамках месторождений для выработки электроэнергии и в качестве топлива на производственные и бытовые нужды. Однако на эти нужды востребовано зачастую не более 10–20% добываемого вместе с нефтью газа. Например, такие месторождения, как Верхнебоотубинское, Куюмбинское (Якутия) и аналогичные, в среднем производят от 1,1 до 1,5 млн. т нефти в год; при этом на таких месторождениях добывается от 300 до 600 млн. м³ в год попутного газа; из них полезно используется только 10–15%, остальное сжигается на факелах.

Нефтяной газ, образующийся при сепарации продукции скважин, может содержать до 5–7 об. % С₅₊ углеводородов и до 15–30 об. % пропана и бутанов. Даже строительство сравнительно недорогой установки газофракционирования (ГФУ) на месторождении уже позволяет полезно использовать (и реализовывать в виде товарной продукции) до 20–35% углеводородов, образующихся при сепарации продукции нефтяных скважин, и значительно уменьшить объём их сжигания на факеле. Если же дополнить структуру обустройства месторождения блоком GTL (для переработки оставшихся 65–80 об. % преимущественно «сухого» газа), то утилизация достигнет 100%.

На рисунке показана принципиальная блок-схема обустройства нефтегазового месторождения с полной утилизацией попутного газа.

Продукция скважин поступает на установку комплексной подготовки нефти (УКПН) 1, где от нефти отделяются вода и попутный газ (ПГ). Газ направляется на газофракционирующую установку (ГФУ) 2, где разделяется на сжиженный углеводородный газ (СУГ), фракцию С₅₊ и «сухой» газ (преимущественно метан-этановая фракция).

СУГ является дорогостоящим и пользующимся повышенным спросом товарным продуктом. За последний год его цена выросла в 2 раза и превысила цену высокооктанового бензина Евро 5. В зависимости от конъюнктуры местного рынка и логистических возможностей СУГ может найти применение в следующих сферах:

• в качестве моторного топлива для автотранспорта (в том числе и для автотракторной техники, обслуживающей месторождение);
• в качестве топлива для бытовых нужд в местных населённых пунктах;
• в качестве сырья для газохимических производств.

Фракция С₅₊ является по сути дела стабильным газовым бензином. Этот продукт априори имеет более высокую цену на рынке, чем нефть, и в «лихие» 1990-е широко использовался в качестве основы для получения «народного» низкооктанового бензина, дизельного топлива для старых марок автомобилей. Как вариант фракция С₅₊ может добавляться в товарную нефть, повышая её качество.

«Сухой» газ (в основном метан-этановая фракция) может частично использоваться в качестве топлива, а остаток – в качестве сырья для производства синтетических жидких углеводородов на технологической установке 3.

Установка производства синтетического жидкого топлива (СЖТ) 3 включает блок сероочистки, блок получения синтез-газа, блок синтеза жидких углеводородов и блок разделения продуктов синтеза на топливный газ, пропан-бутановую фракцию и жидкие углеводороды (синтетическую нефть).

Топливный газ направляется в топливную сеть для использования на установках УКПН, ГФУ, СЖТ, а также на объектах общезаводского хозяйства и жилого посёлка.

Пропан-бутановая фракция направляется в ГФУ, а синтетическая нефть – на смешение с товарной нефтью.

Необходимо отметить, что в процессе производства СЖТ образуется большое количество тепловой энергии, которую целесообразно использовать:

• на технологические нужды УКПН;
• на технологические нужды установки СЖТ;
• на обогрев производственных зданий и сооружений;
• на бытовые нужды жилого посёлка при месторождении.

В качестве примера можно рассмотреть прогнозируемые показатели установки утилизации попутного газа для месторождений типа Верхнебоотубинское, Куюмбинское.

Объём производства товарной нефти – 1,3 млн. т в год. При этом сепарируется до 300 млн. м³ в год попутного газа. Сегодня 30…35 млн. м³ газа в год полезно используется на собственные нужды. Остальной газ сжигается на факеле по причине значительной отдалённости месторождения от магистрального газопровода.

Прогнозируемые объёмы производства дополнительных товарных углеводородов на нефтегазовом месторождении представлены в табл. 1.

Таблица 1

Прогнозируемые объёмы производства дополнительных товарных углеводородов на нефтегазовом месторождении

Прогнозируемые основные технико-экономические показатели вариантов строительства установок ГФУ и СЖТ приведены в табл. 2. При этом стоимость реализации дополнительных углеводородов принята следующей:

• СУГ – 57 000 руб./т;
• фракция С₅₊ – 50 000 руб./т;
• синтетическая нефть – 25 000 руб./т.

Таблица 2

Прогнозируемые технико-экономические показатели вариантов строительства технологических установок ГФУ и СЖТ на нефтегазовом месторождении

Как видно из табл. 1 и 2, строительство установки ГФУ (как первая очередь реализации проекта) позволяет на 30% уменьшить объём сжигания газа на факеле. Объём продаж дополнительных товарных продуктов составит около 7 млрд. руб. в год. Реальный срок окупаемости инвестиций не превысит 1,5…2 г.

Строительство установки СЖТ (вторая очередь) позволит полностью погасить факел. Объём продаж дополнительных товарных продуктов составит около 11 млрд. руб. в год. Реальный срок окупаемости инвестиций в установки ГФУ и СЖТ не превысит 2…3 г.

Экономическая целесообразность строительства установок утилизации факельного газа на месторождениях в каждом конкретном случае подтверждается технико-экономическими расчётами (ТЭР).