В настоящее время решение вопросов энергетики стало наиболее актуальной проблемой для человечества. В обеспечении надежного развития общества энергетика заслуженно занимает ключевое место. Нефть и газ во все времена были базой энергетической сохранности» [1, 2].
На сегодняшний день в нефтехимической промышленности особое внимание необходимо уделять вопросу сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ), который требует постоянного контроля на фоне мирового снижения запасов нефти, повлекшее за собой ее удорожание. В двадцати странах, включая Россию, ПНГ отправляется на факел, что оказывает негативное воздействие на окружающую среду. «Из-за сжигания ПНГ в атмосферу попадает свыше 500 тыс. тонн вредных выбросов» [8].
Общее количество сожжённого попутного газа за 2015 год составило более 60 млрд. м3 в год, это соответствует выбросу 120 млн. т углекислого газа. «Изза сжигания ПНГ, финансовые потери в Российской Федерации составляют более 5 млрд. долларов в год» [9].
«Количество ПНГ, добываемого в Российской Федерации, равно примерно 50-70 млрд. м3» [10].
«По данным космических исследований сжигание попутного нефтяного газа в мире достигло 140 млрд. м3 и это только за 2011 год» [3].
Во многих странах применяется сжигание на факельных установках. На рисунке 1 представлена диаграмма сжигания попутного нефтяного газа попутного нефтяного газа в разных странах в 2013-2015 гг.
Рисунок 1 – Факельное сжигание попутного нефтяного газа в разных странах в
2013-2015 гг.
Попутные нефтяные газы являются дорогим по цене ресурсом и занимают немаловажное место в экономике и социальных вопросах нефтедобычи страны.
Анализ объемов добычи и утилизации попутного газа путем сжигания в Российской Федерации в 2013-2015 гг. позволил составить диаграмму, которая представлена на рисунке 2.
Рисунок 2 – Диаграмма сравнения по добычи и факельному сжиганию ПНГ в
России
Развитие объемов сжигания ПНГ взаимосвязано с возрастанием объемов добычи нефти. В России в период 2013–2015 гг. количество сжигаемого ПНГ в пересчете на одну тонну сырья увеличился в 1,42раза, и составил в 2013 г. 27,9 м³/т. «Объемы сжигания попутного газа по главным странам, про изводящим нефть, равны: в Катаре 94 м³/т, Ираке – 86 м³/т, Венесуэле – 37 м³/т, Индонезии – 70,7 м³/т, Иране – 66,5 м3 /т, Казахстане – 38 м³ /т, США – 6,7 м³/т» [11].
«По мнению ученых, если не сжигать ПНГ на месторождениях нефти, возможно получение дополнительного природного газа в количестве 20–23 млрд. м³» [12].
Технология добычи нефти и газа
... во всех залежах. По мере извлечения нефти и газа из пласта происходит снижение пластового давления и как результат - расширение жидкости и газа и деформация породы, что приводит к ... некоторых органических соединений. Количество золы, образующейся при сжигании нефтей, невелико -- обычно сотые доли процента. Классификация нефтей по химическому составу По количественному соотношению содержащихся ...
Появилась необходимость отслеживания процесса сжигания ПНГ, вследствие чего был установлен спутниковый контроль за сжиганием ПНГ [13].
«Исходя из данных Института мировой экономики при годовом сжигании на факеле ПНГ в атмосфере происходит образование двуокиси углерода (CO2) с концентрацией от 0,03 % до 0,041 %. В городском воздухе, а именно, над промышленными территориями доля СО2 может составлять 0,1 %, что может вызвать парниковый эффект и сопутствует глобальному изменению климата» [15].
На рисунке 3 представлено соотношение антропогенных газов в атмосфере при парниковом эффекте. Рисунок 3 — Соотношение антропогенных газов в атмосфере при парниковом
эффекте
1 Анализ проблемы разработки месторождения УПН «Жигулевская»
1.1. Теоретический анализ проблемы образования и использования
попутного нефтяного газа
«В основном, добывающие компании используют ПНГ для своих технологических потребностей, так же для заполнения пласта и в народном хозяйстве как нефтехимическое сырье и источник энергии» [16].
Компании ПАО НК «РуссНефть», ОАО «НГК «Славнефть», ПАО АНК «Башнефть», ПАО «Татнефть» вносят большой вклад в добычу нефтяного попутного газа. В начале 2016 года ОАО «Сругтнефтегаз» и ПАО «Татнефть» добыли попутного нефтяного газа порядка 95%, заняв лидирующие позиции по данному пункту. Также высоких показателей достигли ПАО АНК «Башнефть» и ОАО «ТНК-ВР Холдинг». Наблюдается отставание по результативному использованию ПНГ у ПАО «НК «Роснефть» и ОАО «Газпром».
«ПНГ – это смесь газообразных и парообразных углеводородных и не углеводородных компонентов, которые выделяются при разгазировании из пластовой нефти и из нефтяных скважин. Кроме того, ПНГ применяется для образования собственной электрической энергии, выработки тепловой энергии, получения метилового спирта, переработки в жидкие углеводороды; переработки на газоперерабатывающих заводах или на мини ГПЗ для изготовления продукции с большой добавленной стоимостью» [18].
«ПНГ состоит из таких важнейших компонентов, начиная от метана до гексана, также изомеров C4–C6. Компоненты ПНГ, которые являются не углеводородными, представлены азотом, углекислым газом, гелием, аргоном, а также сероводородом, иногда встречается водород» [29].
«Нужно также принять во внимание изменения термина «попутный нефтяной газ. Исходя из отношения к ПНГ, как к главному виду полезного ископаемого, возможно введение термина «нефтяной газ» [20].
«Применение новых разработок в нефтепереработке позволит увеличить выход светлых нефтепродуктов в России, США и в Западной Европе почти в 2 раза. Например, при внедрении технологии БИМТ (бинарное моторное топливо) появится возможность производства высокочистого моторного топлива, которое удовлетворяет даже строгим европейским стандартам, а для получения сжиженных углеводородов, которые можно использовать в двигателях внутреннего сгорания использование технологии GTL (gas-toliquid)» [21, 22].
«Имеются следующие методы утилизации ПНГ, каждый из которых имеет свою действенную область применения, выбор которого в основном зависит от конкретных условий нефтяного месторождения» [23].
1 «Переработка на газоперерабатывающих заводах, чтобы производить продукцию, имеющую высокую добавленную стоимость (экономически целесообразно строить минигазоперерабатывающий завод (ГПЗ) при объемах переработки газа более 50 млн м3 /ч).
Попутный и природный нефтяные газы
... его эксплуатации и может изменяться от 1-2 м до нескольких тысяч м на 1 m добываемой нефти. Состав газов нефтяных попутных зависит от природы нефти, в ... и других соединений. Газы природные – это газы, содержащиеся в недрах Земли, а также газы земной атмосферы. Газы природные частично растворены в подземных и наземных водах и нефтях, сорбированы углями и некоторыми глинистыми породами. Газы природные ...
Был произведен анализ, который позволил найти главные преимущества и недостатки методов утилизации попутного нефтяного газа, также для определения наиболее достойного способа его утилизации, зависящего от разнообразных характеристик, конкретных условий нефтяных месторождений, уровня инфраструктуры, и от того, насколько глубоко залегают пласты и т.п. Данный метод способствует более быстро наращивать объемы добычи нефти, позволяет решить актуальную в современных условиях проблему эффективного использования СО2 на месторождениях» [4].
2 «Использование ПНГ в местах выработки тепло- и электроэнергии, которая идет на нужды нефтепромыслов (ведутся разработки в области строительства установок, способных работать на ПНГ – ГПЭС (газопоршневая электростанция) и ГТЭС (газотурбинная электростанция)» [4].
3 «Производство жидких продуктов при помощи химической переработки» [4].
4 «Подготовить и привести в реализацию товарный газ потребителям» [4].
5 «Получение ареновых углеводородов (по технологии Cyclar/Аркон)». [4].
6 «Получение весомых, легко мобилизующихся в денежные средства продуктов, бензиновые, дизельные фракции» [4].
7 «Употребление для своих технологических потребностей: для повышения нефтеотдачи закачивают попутный нефтяной газ в пласт- перерабатывают газ в синтетическое топливо (технология СЖТ/GTL)» [4].
«Из существующих методов утилизации ПНГ, не все действенны и можно использовать для месторождений с различными показателями и условиями добычи, исходя из этого нужно брать во внимание их особенность и эффективность, достоинства и недостатки (таблица 1)» [4].
Таблица 1 – Преимущества и недостатки используемых методов утилизации ПНГ Методы утилизации Преимущества Недостатки
ПНГ
1 2 3 Работы по закачиванию Полная утилизация В процессе дальнейшей
в пласт всего полученного разработки увеличивается
объема объем попутного нефтяного
газа
Отправка на Прост в исполнении Необходимо произвести переработку на подключение к газоперерабатывающий существующему газопроводу
завод для отправки конечному
потребителю.
Требуются большие
капитальные затраты Проведение работ по На выходе получается Высокая стоимость
сжижению сжиженный природный
газ, как перспективное
топливо Производство Возможность Перерабатывается часть ароматических получения попутного нефтяного газа углеводородов Продолжение таблицы 1
1 2 3
востребованных
продуктов Перевод попутного Возможность Высокая стоимость нефтяного газа в БТК получения (бензол, толуол, востребованных
ксилол) продуктов
Производство Получение Отсутствие рынка сбыта
метанола. собственного метанола полученного продукта Синтез Фишера Тропша
Выработка Полная утилизация Вложения на дополнительную электроэнергии на попутного нефтяного подготовку ПНГ. ГПЭС и ГТЭС газа. Не развит рынок сбыта
Малые финансовые получаемой электроэнергии
вложения
«Проводя анализ методов, нужно подчеркнуть, что главным методом утилизации ПНГ является его переработка, после которого получается сухой отбензиненный газ, широкая фракция легких углеводородов, сжиженные газы и стабильный газовый бензин» [24].
Разработка нефтяных и газовых месторождений
... месторождения и характеристика технологических установок по подготовке нефти и газа также во многом зависят от режима залежи. Знание природного режима позволяет решить один из центральных вопросов обоснования рациональной системы разработки нефтяных и ...
«Из извлекаемых из сырого ПНГ газового бензина, отбензиненного газа и технически чистых углеводородов возможно получить дополнительное сырье для нефтехимии. Газовый бензин используют в качестве компонента автомобильных бензинов. Сжиженные газы (пропан-бутановая фракция) хорошо используются в качестве моторного топлива для автомобильного транспорта или как топливо для коммунальных и бытовых нужд. Этановая фракция и смесь углеводородных фракций являются значимым сырьем для химической и нефтехимической промышленности. Изъятие этих компонентов из общего газового потока повышает ценность газового бизнеса, так как на мировом они ценятся дороже, чем газ» [25].
В связи с увеличением объемов добываемой нефти возрос объем получаемого попутного нефтяного газа. Так за период 2001 – 2013 года увеличение составило 25 м3 с 1 тонны нефти (таблица 2).
Факельное сжигание газа в России увеличилось на 4 %, что составляет 735 млн. м3.Лидером по сжиганию попутного нефтяного газа с применением факельных установок является Восточная Сибирь, на втором месте находится ХантыМансийский автономный округ. Связано это с увеличением добычи нефти на Ванкорском месторождении, которое введено в работу не так давно.
Если суммировать сжигание газа в этих двух регионах, то оно составит 69% от общероссийского объема. Самые большие объемы добычи попутного нефтяного газа были у следующих компаний:
- ПАО «НК «Роснефть» – 32% (31,6 млрд. м3);
- ОАО «Сругтнефтегаз» – 17,8% (12 млрд. м3);
- ПАО «ЛУКОЙЛ» – 13,6% (9,2 млрд. м3);
- ОАО «Газпром» – 7,4% (5 млрд.
м3).
Таблица 2 — Добыча ПНГ в России в 2012-2015 гг. млн м³
Компании 2012 2013 2014 2015
1 2 3 4 5
«Роcнефть» 3377 10631 13800 21597
«Лукойл» 4786 5585 8600 9177 «Сургутнефтегаз» 11627 14993 13930 12000
«ТНК-ВР» 5070 12412 13100 «Татнефть» 784 777 770 871,4 «НК «РуссНефть» — 1525 1561 712,2
«Газпром» — 1698 — 5019 «Газпром нефть» ОАО 2140 4877 4378 «Сибурнефть» ВСЕГО ПО РОССИИ 35913 61200 65300 67503
«В отдаленных и небольших месторождениях, где утилизация газа за счет подачи в магистральный газопровод требует больших денежных затрат, имеется следующий вариант использования ПНГ. В доходные пласты была закачена смешивающаяся двуокись углерода, это сопутствовало увеличению объемов добываемой нефти и решению проблемы действенного применения двуокиси на месторождениях. После внедрения этого метода вырос объем добычи нефти» [26].
«Относительно каждого месторождения нужно использовать системный подход: технико-технологические решения необходимо формировать для конкретного объекта и учитывать обустроенность, географическое расположение, системы трубопроводов, дороги, физико-химические параметры продукции скважин, компонентный состав нефти и попутного газа, давление, температуру и другие параметры. Для небольших месторождений одним из наиболее подходящих вариантов является: вырабатывать электрическую энергию в небольших количествах для своих промышленных потребностей. Для средних месторождений более целесообразным с экономической стороны вариантом утилизации попутного нефтяного газа является извлечение сжиженного нефтяного газа и его продажа, также, продажа нефтехимической продукции и сухого газа. Для больших месторождений одним из выгодных вариантов считается генерировать электрическую энергию, чтобы продавать оптом в энергетическую систему.
Курсовая работа введение экологические последствия добычи нефти газа
... нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы ... устойчивый предполагает введение жестких экологических рамок для любого сценария экономического развития нефтедобывающего комплекса РФ. Целью данной работы является оценка экологических проблем нефтедобывающей ...
Можно заключить, что приемлемый вариант использования ПНГ зависит от размера месторождения» [27].
«Государство занимает немаловажное место в решении данного вопроса. Оно должно установить серьезное контролирование имеющихся процессов, где имеется ПНГ: добыча, сжигание, утилизация. Данный ход развития говорит о том, что компаниями возможно разумное использование попутного нефтяного газа, чтобы снизить антропогенное воздействие топливно-энергетического комплекса на окружающую среду, и чтобы наша страна перестала входить в число лидирующих стран по сжиганию ПНГ на факельных установках» [28].
Сейчас в Российской Федерации мощности переработки ПНГ находятся в дефиците. Газоперерабатывающие заводы в России загружены на 100%, при этом на них перерабатывается менее 30% попутного нефтяного газа. Поэтому возникает необходимость в разработке системы мер, способствующих строительству современных газоперерабатывающих заводов, а возможно и целых комплексов по переработки добываемого нефтяного газа.
Будет целесообразным использование возможности оказания поддержки в создании ГПЗ и соответствующей инфраструктуры с помощью использования средств российских суверенных фондов и в рамках реализации отдельных федеральных и региональных целевых программ развития страны.
1.2 Описание технологического процесса и технологической схемы
системы сбора и транспорта нефти и газа на УПН «Жигулевская»
УПН «Жигулёвская» расположена на территории Жигулёвского месторождения, в северо-восточной части Самарской Луки, в 16 км к востоку от г. Жигулевска, в 9 км к западу от п. Зольное, в 2,3км к востоку от п. Бахилова Поляна. Ближайшими разрабатываемыми месторождениями являются Стрельненское, Зольненское на востоке и Яблоневый Овраг на западе (рисунок 4).
На Жигулевском месторождении промышленные залежи нефти выявлены в продуктивных пластах ДI+ДII пашийского и Д0 тиманского горизонтов верхнего девона. В 1950-1952г.г. месторождение было введено в промышленную эксплуатацию. В настоящее время эксплуатацию Жигулевского месторождения осуществляет ЦДНГ № 4 (цех добычи нефти и газа), участок 3 ОАО «Самаранефтегаз». Система сбора и транспорта нефти и газа с Зольненского, Жигулёвского, Стрельненского, Яблоневый овраг, Карлово – Сытовского, Заборовского, Сызранского месторождений предназначена для подачи добываемой пластовой жидкости от эксплуатационных скважин по напорной системе выкидных и сборных нефтепроводов через замерные установки к соответствующим технологическим установкам. Для сбора и транспорта продукции скважин на Жигулевском месторождении действуют внутрипромысловые трубопроводы, общей протяженностью порядка 5,67 км и трехтрапные замерные установки. Рисунок 4 – Схема сбора и транспорта нефти, газа УПН «Жигулевская»
Назначение УПН «Жигулевская»:
сепарация газа от жидкости, поступающей по системе сбора со скважин Стрельненского и Жигулевского месторождений.
отделение пластовой воды от нефти холодным, тепло химическим способом с добавлением химических регентов и пресной воды;
- получение нефти для транспортировки бойлерным методом. При необходимости получение кондиционной нефти, соответствующей 3-ей группе качества;
- получение сточной (пластовой) воды пригодной для закачки в нагнетательные и поглощающие скважины;
- хранение, налив и вывоз полученной нефти.
Установка входит в состав цеха подготовки нефти и газа № 4 (ЦПНГ-4) ОАО «Самаранефтегаз».
Методы обессоливания нефти и нефтяного
... видов нефти, тяжелых остатков. Проблема обессоливания нефти особенно актуальна в Татарстане, так как добываемая здесь нефть отличается высоким содержанием солей. 1. Причины появления солей в нефти и нефтяного ... м/г. Помимо солей, образующих истинные растворы, в пластовой воде содержаться растворенные газы, химические соединения, образующие неустойчивые коллоидные растворы (золи), такие, как SiO 2 ...
В состав сооружений, рассматриваемых в данном регламенте, входят:
Узел переключающих задвижек
отстойники О-1, 2, 5, 6, 7, 11;
- газовый сепаратор О-8, 9;
- насосы для закачки нефти: НН-1 типа ЦНС 38х110, НН-2 типа ЦНС 38х132, НН-5, 6 типа ЦНС 60х66;
- насосы для перекачки пластовой воды: Н-1 типа ЦНС 105х294, Н-2, 3, 4 типа ЦНС 105х490;
- факельное хозяйство;
- нефтеналивное хозяйство (включает стояк налива СНА-100);
- площадка РВС (включает резервуар РВС-6 объемом 1000 м3);
- емкости дренажные и канализационные КЕ-1,2,3,10;
- система измерения количества газа, сжигаемого на факеле (СИКГ);
- узел учета нефти (УУН-1, 2);
- операторная.
Производительность УПН:
- по пластовой жидкости до 660 м3/сут;
- по обезвоженной нефти до 25 – 60 м3/сут;
- по газу до 2000 м3/сут;
- по пластовой воде до 600 м3/сут.
Ввод УПН в эксплуатацию — 1956 г., установка частично реконструирована в 2006 г.
По состоянию на 31.01.18 г. на данном месторождении насчитывается 13 скважин. Нефтяные скважины, для определения их дебита, подсоединены к замерным установкам.
Сбор продукции скважин осуществляется по однотрубной герметизированной системе (рисунок 5).
На УПН «Жигулёвская» происходит сепарация и обезвоживание скважинной жидкости. Выделившийся при разгазировании газ сжигается на факеле. Нефть самотёком через стояки налива подается в автоцистерны. Далее автотранспортом нефть транспортируется на УПН «Красноярская».
С целью восстановления пропускной способности выкидных трубопроводов скважин, сборного нефтепровода путем термической обработки, трубопроводы оснащены паровпускными стояками. Рисунок 5 – Технологическая схема сбора продукции скважин
1.3 Загрязнение окружающей среды УПН «Жигулевская»
При добыче, сборе и транспорте нефти, источниками технологических выбросов являются: устьевое оборудование эксплуатационных скважин, групповые замерные установки и трапные установки, сварочные посты, неорганизационные выбросы от сепараторов, насосов.
При технологических операциях при подготовке нефти основными источниками выбросов вредных веществ в атмосферу являются факела, печи подогрева нефти, неорганизованные выбросы от технологических аппаратов (сепараторов и т.д.) вентиляционные выбросы и неорганизованные выбросы от нефти и водонасосных, предохранительные клапана резервуаров, а также котельные и источники вспомогательных производств.
В результате основных технологических операций в атмосферу выбрасываются углеводороды и сероводород, а при вспомогательном производстве – сварочный аэрозоль, марганец, соединения кремния, фториды, фтористый водород. При сжигании газа в печах и на факелах выбрасываются окислы азота, окись углерода, сернистый ангидрид. При попадании в атмосферу все вышеперечисленные загрязнители в обычных природных условиях не претерпевают превращений, приводящих к увеличению их токсичности и образования новых более токсичных веществ.
Утилизация попутного нефтяного газа
... в энергоэффективных решениях утилизации попутного газа. Целью данной работы является анализ экономических и экологических последствий сжигания попутного нефтяного газа на месторождениях. Основная задача состоит в предложении технического решения по утилизации попутного нефтяного газа на примере Герасимовской ГКС. ...
Вредное действие на человека и окружающую среду данных ингредиентов связано исключительно с уровнем их содержания в атмосфере.
Количество источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на 1.01.2017 составило – 1993 шт., а выбросы загрязняющих веществ без очистки за 2016 год составили – 14800,097 тонн, из этого объема сероводорода – 6,726 тонн, углеводородов (без летучих органических соединений) – 4,209 тонн, летучих органических соединений – 4341,060 тонн.
Исходя из отчетов по контролю за загрязнением атмосферы на границах СЗЗ промышленных объектов, в близлежащих населенных пунктах и промышленных выбросов от объектов Жигулёвским УПН в 2017 году (таблица 3) видно, что на границах СЗЗ промышленных объектов и участков значение концентраций вредных веществ значительно менее ПДК, выбросы от источников не превышают значений ПДК. Таблица 3 – СЗЗ промышленных объектов, близлежащих населенных пунктов и промвыбросов с объектов УПН «Жигулёвская» в 2017 году Дата Место отбора Определяемый ингредиент отбора SO4 NO2 NO H2S CH4 CO2 метанол взвеш.частиц
ПДК Факт ПДК Факт ПДК Факт ПДК Факт ПДК Факт ПДК Факт ПДК Факт ПДК Факт
ПДВ ПДВ ПДВ ПДВ ПДВ ПДВ ПДВ ПДВ 15.01. Бахилова поляна 0,5 0,012 0,085 0,024 0,4 0,008 0,001 5,0 0,992 5,0 0,716 1,0 0,122 0,5 5 5 09.04. 0,5 0,003 0,085 Н/о 0,4 0,005 0,008 0,004 5,0 1,077 5,0 0,791 1,0 0,066 0,5 0,503 16.07. 0,5 0,004 0,085 Н/о 0,4 Н/о 0,008 Н/о 5,0 0,497 5,0 1,24 1,0 0,194 0,5 Н/0 15.09. 0,5 0,001 0,085 0,008 0,4 Н/о 0,008 0,005 5,0 3,7 5,0 0,96 1,0 0,195 0,5 0,5
3 7 15.01 Зольное 0,5 0,008 0,085 0,018 0,4 0,002 0,008 0,002 5,0 0,872 5,0 0,502 1,0 0,139 0,5 2 4 09.09 0,5 0,007 0,085 Н/о 0,008 Н/о 0,008 Н/о 5,0 0,177 5,0 0,855 1,0 0,14 0,5 15.01 Солнечная поляна 0,5 0,136 0,085 0,024 0,4 Н/о 0,008 0,000 5,0 1,3 5,0 0,87 1,0 0195 0,5 11.03. Богатырь 8,33 2,041 2,751 0,018
1 9 23.04. Ширяево 0,5 0,009 0,085 0,02 0,4 0,002 0,008 Н/о 5,0 0,22 5,0 0,97 1,0 0,156 — 09.07 0,5 0,008 0,085 0,06 0,4 0,012 0,008 Н/о 5,0 0,19 5,0 1,1 1,0 0,13 — 20
На Жигулёвском УПН в целом экологическая обстановка является удовлетворительной. Основными источниками загрязнения являются: резервуары товарного парка, выбросы продуктов горения от свечей, факелов, разливов в местах порывов нефтепроводов и водоводов. В плане предусмотрено снижение выбросов и уменьшение числа аварий. Выполнение данных природоохранных мероприятий позволит снизить загрязнение прилежащих добычи нефти районов, тем самым улучшить уже сложившуюся ситуацию.
Рассматриваемое месторождение находиться на четвертой стадии разработки, поэтому увеличивается количество вредных выбросов и нерешена проблема попутного газа. Также порывы трубопроводов вследствие коррозии увеличивают количество вредных выбросов.
Из-за нехватки транспорта, некоторые из порывов не удается сразу ликвидировать, поэтому нефть уходит в водоемы и заливает угодья. Особенно актуальна эта проблема для осенне-весеннего периода, когда невозможно добраться до оборудования, чтобы прекратить выброс.
Существующая практика накопления и захоронения нефтешламов не соответствует современным требованиям охраны окружающей среды. Поэтому с целью максимального снижения вредных воздействий подготовки и транспортировки нефти, необходимо полностью отказаться от земляных амбаров, заменив их на металлические ёмкости. А также внедрить переработку нефтяных шламов, что решит проблему их утилизации.
Эффективность использования нефтяного газа на Верх-Тарском нефтяном ...
... от 59 до 73 м. К верхней части горизонта приурочена промышленная залежь нефти. Перекрывается горизонт Ю1 маломощными морскими темно-серыми аргиллитами георгиевской свиты, которые ... виды утилизации. В данной выпускнoй квалификациoнной работе была поставлена задача, на примере Верх-Тарского нефтянoго месторождения, прoвести анализ результатов эффективнoсти использования пoпутного нефтяного газа и ...
Для защиты водных и земельных ресурсов от разлива нефтепродуктов, необходимо сделать обваловки вокруг скважин, а там где они есть, поддерживать их в должном состоянии. Использовать промысловые сточные воды из повторно-последовательного водоснабжения для закачки в систему ППД, проводить мониторинг нефтепроводов особенно тщательно в весеннеосенний период.
Для уменьшения выбросов из резервуаров при их дыхании, необходимо установить дыхательные клапана, там, где их нет, и при возможности оборудовать резервуары плавающей крышей или понтонами. Либо вообще отказаться от резервуарной подготовки и хранения нефти.
Для снижения количества вредных выбросов в атмосферу также необходимо решить проблему утилизации попутных газов, а также проводить мониторинг автотранспорта, систем сбора и транспорта нефти, сепарационной аппаратуры и устьевого оборудования скважин, то есть следить чтобы фактические выбросы не превысили нормативных.
В таблице 4 представлен план мероприятий по снижению негативного воздействия на окружающую среду. Таблица 4 – План природоохранных мероприятий № Наименование Единица План на
Ожидаемый эффект п/п мероприятий измерения год 1 2 3 4 5
Сбор нефти с акваторий Сохранение
водных объектов и водоемов и 1. Тонн 60
поверхности земельных угодий от
загрязненных земель загрязнений
Экологический
Сохранение
мониторинг Кол-во 2. 216 водоемов от
поверхностных водных проб
загрязнений
объектов
Сохранение
Экологический подземных вод от
Кол-во 3. мониторинг подземных 66 загрязнений,
проб
водных объектов экономия пресной
воды
Предотвращение
Реконструкция 4. Объект 2 выбросов вредных
факельных систем
веществ в атмосферу Продолжение таблицы 4 1 2 3 4 5
Ввод в эксплуатацию
Уменьшение
устройств, установок
выбросов за счет
для улавливания или
снижения 5. предотвращения потерь Объект 1
технологических
легких фракций
потерь легких
углеводородов
фракций нефти
(Покровские ГС)
Экологический Предотвращение
Кол-во 6. мониторинг 59 загрязнения
проб
атмосферного воздуха атмосферы.
Локализация нефтяных Шт. 30 Сохранение земель 7.
разливов Га 1,6 от загрязнения
Сохранение земель 8. Рекультивация земель Га 62.7
от загрязнения
Экологический
Сохранение земель 9. мониторинг, Га 8
от загрязнения
инвентаризация земель
2 Оптимизация технологической схемы УПН «Жигулевская
2.1 Способы утилизации природного газа
Попутный нефтяной газ – «это углеводородный газ, который выделяется из скважин и из пластовой нефти в процессе ее сепарации. Он являет собой смесь парообразных углеводородных и неуглеводородных составляющих природного происхождения. Его количество в нефти может быть разным: от одного кубометра до несколько тысяч в одной тонне. По специфике получения попутный нефтяной газ считается побочным продуктом нефтедобычи. Отсюда и происходит его название. Из-за отсутствия необходимой инфраструктуры для сбора газа, транспортировки и переработки большое количество этого природного ресурса теряется. По этой причине большую часть попутного газа просто сжигают в факелах» [5].
ГАЗА НА ЯРАКТИНСКОМ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ
... состоит в предложении технологических решениях по утилизации попутного нефтяного газа на примере Ярактинского НГКМ. Основная часть 1. Геология месторождения 1.1 Общие сведения о месторождении Ярактинское НКГМ в административном положении расположено ...
«Попутный нефтяной газ состоит из метана и более тяжелых углеводородов – этана, бутана, пропана и т. д. Состав газа в разных месторождениях нефти может немного отличаться. В некоторых регионах в попутном газе могут содержаться неуглеводородные составляющие – соединения азота, серы, кислорода» [5].
Попутный нефтяной газ является побочным продуктом нефтедобычи. До недавнего времени данный компонент не находил себе применения, поскольку не были разработаны эффективные методы его подготовки.
«Вследствие отсутствия необходимых установок и технологий для сбора, транспортировки и переработки данного продукта, а также из-за низкого потребительского спроса он сжигался в факелах. В зависимости от района добычи нефти, в 1 тонне может содержаться от нескольких м3 до нескольких тысяч кубометров газовых включений. В их составе находится большой процент бутанов, пропанов и паров более тяжелых углеводородов. Кроме того, в смеси могут содержаться меркаптаны и углекислый газ, сероводород, аргон, гелий и прочие химические вещества» [5].
На сегодняшний день существуют различные методы утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ).
Они позволяют добывающим и транспортирующим компаниям отказаться от сжигания этого ценного невосполнимого ресурса.
«Согласно распоряжению правительства Российской Федерации руководство каждой нефтедобывающей компании обязано обеспечить процесс утилизации попутного газа и довести его до 95%. Это связано с требованиями экологической безопасности, принятыми международным сообществом. Сжигание попутного нефтяного газа приводит к нарастанию парникового эффекта, а также представляет собой угрозу для здоровья людей в связи с большими объемами выделяющегося углекислого газа» [5].
«Стимулировать социальную ответственность в такой области, как утилизация попутного газа, призвана система экологических штрафов за проникновение этого побочного продукта в атмосферу, водоемы или почву. Как правило, недоработки здесь связаны с отсутствием развитой инфраструктуры. В том числе, с отсутствием комплексов и систем, способных подготовить и транспортировать ПНГ для дальнейшего использования в нефтеперерабатывающей, химической или энергетической промышленности» [5].
К настоящему времени в мировой практике наибольшее распространение получили следующие способы утилизации нефтяного газа (рисунок 8):
1) Утилизация на месте добычи без переработки: закачка в пласт с целью поддержания пластового давления; водогазовое воздействие [2]; закачка в подземные хранилища газа для извлечения в будущем. Технологии сравнительно просты и практически не зависят от состава газа, однако они достаточно энергоемки, и их применение ограничено геологическими особенностями залежей.
2) Транспортировка газа или газожидкостной смеси мультифазным транспортом к месту переработки (на ГПЗ).
качество предварительной подготовки газа зависит от технических условий эксплуатации трубопровода.
3) Закачка в газотранспортную сеть (ГТС)
4) Использование в качестве топливного газа (Gas to Power-GTP) на газопоршневых (ГПЭС) и газотурбинных (ГТЭС) эклектростанциях, для приводов компрессорного оборудования. В зависимости от конкретной ситуации возможна выработка электроэнергии как для собственных нужд, так и для энергообеспечения других промышленных и гражданских объектов, а также поставки в электросети.
Помимо перечисленных, разработан ряд других методов утилизации, не получивших пока значительного распространения: синтез моторных топлив либо других продуктов (например, метанола) на месте (Gas to Liquid – GTL); переработка мини-ГПЗ на месторождении; сжижение нефтяного газа; транспортировка в виде газовых гидратов и др. Отсутствие практического применения этих методов обусловлено нерешенностью специфических технологических и инфраструктурных проблем, что не мешает рассматривать данные методы как перспективные.
На рисунке 7 представлены сравнительные диаграммы утилизации попутного нефтяного газа за 2005 и 2015 года.
Рисунок 7 – Утилизация попутного нефтяного газа за 2005 и 2015 года, млрд. м3 27 Рисунок 8 – Способы утилизации попутного нефтяного газа
На практике в большинстве случаев способы утилизации совмещают. Так, для обеспечения закачки в пласт или сжатия для транспортировки часть газа отправляют на питание приводящего компрессора, с целью генерации электроэнергии на месте предварительно подготавливают топливный газ, а из образующегося при компримировании конденсата получают стабильный конденсат, закачиваемый в сырую нефть.
Применение всех рассмотренных методов утилизации имеет определенные экономические и технологические ограничения, которые в первую очередь определяются составом нефтяного газа.
2.2 Экономический анализ существующих методов утилизации
Рассмотрим общие экономические аспекты утилизации нефтяного газа перечисленными выше методами. Стоимость утилизации зависит от большого числа факторов, основные из них: объем и компонентный состав газа, параметры, достигаемые при применении конкретного метода.
В таблице 5 приведены удельные (в расчете на 1 млн м3/год) затраты на утилизацию нефтяного газа различными методами и потенциальные экономические выгоды при переработке газа непосредственно в местах его получения. Для простоты рассмотрена утилизация газа, не содержащего сернистые соединения. Затраты на оборудование приведены без учета расходов на предварительную подготовку, т.е. реальные затраты будут выше представленных в таблице 5. Наиболее значительно стоимость утилизации повышается при необходимости предварительной очистки нефтяного газа от сернистых соединений. Так, стоимость утилизации газа с содержанием H2S более 1% может быть в 5 раз и более выше стоимости утилизации бессернистого нефтяного газа.
Из таблицы 5 также видно, что удельная стоимость утилизации возрастает с уменьшением объема утилизируемого газа. Таблица 5 – Удельные затраты на утилизацию нефтяного газа различными методами
Метод Капитальные вложения, Текущие Стоимость утилизации тыс. долл./год на 1 млн м3, (операционные) получаемой
при объеме утилизации, расходы, продукции,
м3/год тыс. долл./год тыс.
менее 10 более 100 на 1 млн м3 долл./год на
млн млн 1 млн м3 Закачка в пласт 300–600 150–200 15–30 501 Генерация э/э:
300–470 < 40 280–5002 ГПЭС
450–1200 < 30 450–6002 ГТЭС Подготовка к транспортировке на дальнейшую < 350 < 200 12–20 12–153 переработку (L=50 км) Подготовка к закачке в магистральные 200–400 < 250 30–40 50–704 газопроводы – ГТС «Газпром»
Самым капиталоемким методом утилизации нефтяного газа является генерация электроэнергии. Несмотря на затратность этого метода, окупаемость капитальных вложений составляет всего 1–2 года. Разумеется, такая окупаемость может быть реализована только при наличии внутренней и/или внешней потребности в электроэнергии (при внешней потребности окупаемость ухудшается из-за дополнительных затрат на строительство электросетей, а также разницы между тарифом покупки и продажи электроэнергии).
Имеющаяся информация об экономических показателях новых методов утилизации нефтяного газа, пока не получивших значительного распространения, представляется недостаточно корректной, поскольку отсутствуют данные о действующих установках на объектах нефтегазового сектора. Тем не менее, можно выделить две присущие им особенности: практическую применимость только при достаточно высоких объемах утилизируемого газа и высокую стоимость вырабатываемой продукции.
Кроме того, потенциально экономически оправданными могут быть методы, предполагающие глубокую переработку газа. Однако эти методы для утилизации нефтяного газа в промышленности пока не применяются из-за сложности их реализации на удаленных объектах (технологическая сложность, необходимость постоянного контроля и наличия высококвалифицированного персонала, отсутствие инфраструктуры и др.).
На рисунке 9 представлена сравнительная таблица принципов расчета показателей и источники данных для сравнения методов утилизации попутного нефтяного газа. 32 Рисунок 9 – Принципы расчета показателей и источники данных для сравнения методов утилизации попутного нефтяного газа
2.3 Технологические особенности методов утилизации нефтяного газа
При утилизации нефтяного газа большое значение имеют две особенности. Во-первых, состав сепарируемого от добываемой нефти газа изменяется (особенно с учетом того, что газ может поступать с нескольких ступеней сепарации).
Во-вторых, в процессе эксплуатации нефтяных месторождений дебит, а иногда и состав газа, существенно меняется. Период максимальной добычи нефтяного газа составляет в среднем 4–7 лет. В дальнейшем добыча достаточно равномерно уменьшается, в среднем на 3–7% в год.
Применяемое оборудование должно допускать возможность 25%-ого уменьшения и увеличения мощности, чтобы его можно было использовать без замены в течение всего периода добычи. В то же время предпочтение должно отдаваться оборудованию, технологически допускающему модульное исполнение, что позволяет менять мощность, увеличивая или уменьшая число модулей.
Таким образом, для оценки применимости метода утилизации нефтяного газа наиболее существенны два свойства: необходимость предварительной подготовки газа и адаптируемость метода к изменению объема газа на ±25% и его компонентного состава.
Закачка газа в пласт и его транспортировка на переработку, т.е. методы
использующие фактически только предварительное компримирование и при необходимости подавление гидратообразования, легко адаптируются к изменению объема и состава утилизируемого газа. Для ГПЭС возможно модульное исполнение.
Все методы утилизации нефтяного газа требуют предварительной подготовки. Для одних методов подготовка газа является обязательной: без нее процесс утилизации технически не может быть реализован. Для других методов использование неподготовленного газа допустимо, но снижает эффективность.
Традиционные технологии подготовки нефтяного газа Сепарационные методы подготовки (без дополнительного холодильного оборудования) используются только для выделения конденсата после компримирования газа до требуемого давления и последующего охлаждения. Они наиболее просты в исполнении и применимы практически в любых условиях. Эти методы отличаются отсутствием потерь газа, кроме конденсата, подлежащего утилизации, применяются как дополнение к другим методам.
Качество подготовки нефтяного газа невысокое, особенно при низких давлениях компримирования. Эффект подготовки достигается только за счет удаления части конденсирующихся компонентов при давлении и температуре проведения сепарации. Для эффективной работы требуется наличие значительного избыточного давления, что предполагает предварительное компримирование до давления, значительно выше потребляемого.
При низких исходных давлениях эти методы малоэффективны. Сернистые соединения и СО2 этими методами не удаляются, методы нечувствительны к изменению состава газа.
Газодинамические методы основаны на газодинамических процессах, в которых потенциальная энергия давления высоконапорного газа при расширении преобразуется в звуковые и сверхзвуковые течения (газодинамические осушители, вихревые сепараторы, сверхзвуковые сепараторы (Twister), трубки Ранка-Хилша или трехпоточные вихревые трубки и др.).
Оборудование, необходимое для реализации этих методов, характеризуется простотой в эксплуатации и низкой стоимостью, однако отдельно практически никогда не используется. Для эффективной работы, как и для предыдущих методов, требуется наличие значительного избыточного давления, значительно выше потребляемого (как правило, в 2–4 раза).
При низких исходных давлениях методы малоэффективны. Сернистые соединения и СО2 не удаляются, требуется предварительная осушка газа, либо введение значительных избыточных количеств метанола. Методы очень чувствительны к изменению объема подготавливаемого газа.
Сорбционные методы позволяют решить любые проблемы подготовки, рассчитаны на большие потоки и очень плохо адаптируются к полевым условиям эксплуатации. Поскольку требуется обязательная предварительная глубокая осушка газа, практически всегда установки размещают после гликолевой осушки. Для подготовки нефтяного газа практически не применяются.
В отдельную группу можно выделить мини-НТС (НТС – низкотемпературная сепарация).
Это достаточно условно объединенные методы низкотемпературной сепарации, в которых применяются различные технические решения, повышающие эффективность извлечения из газовой фазы тяжелых углеводородов (например, за счет дополнительного орошения газового потока жидкой фазой, состоящей из двух селективных абсорбентов, или использования холодильного оборудования с относительно высокой температурой хладагента с эффективной рекуперацией тепла).
Как и классические криогенные, эти методы предполагают обязательную предварительную осушку газа.
Гликолевая осушка является наиболее распространенным методом осушки углеводородных газов. Этот узкоспециализированный метод (обычно применяется как дополнение к другим способам) предназначен исключительно для удаления воды.
Потери газа могут составлять 0,5–3%.
Методы обессеривания (аминовая отмывка, щелочная очистка, процесс «Серокс» и др.) позволяют очистить газ как от сернистых компонентов, оксида углерода, так и от СО2. Общим недостатком этих методов являются 100%-ная влажность подготовленного газа и ограничения по максимальному давлению очищаемого газа. Методы наиболее эффективны при очистке нефтяного газа с низкой концентрацией углеводородов С4+. При их использовании требуется утилизация отходов.
Из приведенных характеристик основных традиционных методов подготовки нефтяного газа видно, что ни один из них не позволяет решить проблему его комплексной подготовки для дальнейшей утилизации. Даже одновременная осушка от воды и углеводородов в одном процессе, как правило, невозможна.
В связи с этим необходимы эффективные методы и соответствующее оборудование для предварительной подготовки нефтяного газа. Одним из таких методов может быть мембранная технология разделения газовых смесей, получившая в последнее время значительное развитие.
2.4 Мембранная технология обработки ПНГ
«Мембранная технология основана на различии скоростей проникновения индивидуальных компонентов газовой смеси через мембрану. В результате на выходе из мембранного аппарата получаются» два потока газа, обогащенные соответственно легко- и труднопроникающими компонентами разделяемой газовой смеси. Принципиальная схема распределения газовых потоков в мембранном модуле приведена на рисунке 10» [13].
Рисунок 10 – Схема распределения потоков в мембранном модуле
«До последнего времени мембранные технологии разделения газов широко применялись в процессах получения азота, выделения водорода из водородсодержащих газовых смесей, выделения гелия и СО2 из природного газа, но не использовались для утилизации нефтяного газа. Это было обусловлено следующими причинами» [13]:
- «присутствием в нефтяном газе соединений, разрушающих и/или пластифицирующих традиционные мембраны» [13];
- «селективными свойствами традиционных мембран: концентрацией тяжелых углеводородов в «подготовленном газе и метана в проникшем потоке, что приводило к необходимости компримирования газа для дельнейшего использования» [13].
«В результате традиционные мембраны применялись только для удаления из нефтяного газа СО2 и воды» [13].
«Разработка принципиально новой половолоконной мембраны CarboPEEK, которая не имеет недостатков, присущих традиционным мембранам, позволила использовать ее для подготовки нефтяного газа с высоким содержанием тяжелых углеводородов, воды и серосодержащих примесей. Отличительными особенностями новой мембраны являются половолоконная конфигурация, принципиально другая последовательность скоростей проникновения компонентов нефтяного газа (рисунок 11), высокая химическая устойчивость практически ко всем компонентам углеводородных смесей, высокая селективность высших углеводородов, диоксида углерода, сероводорода, меркаптанов и воды по отношению к метану» [13].
Рисунок 11 – Скорость проникновения газов через традиционную
мембрану и мембрану «Грасис»
«Установки, изготовленные на основе мембранных модулей с мембраной CarboPEEK, позволяют» [13]:
- «провести осушку газа и уменьшить температуру точки росы (ТТР) по воде на 15–60°С относительно изначального значения» [13];
- «снизить ТТР по углеводородам на 10–40°С относительно начального значения;
- при этом возможны повышение метанового числа на 10–40 единиц и значительное уменьшение низшей теплотворной способности газа» [13];
- «снизить содержание сернистых соединений (сероводорода, меркаптанов) в 10–40 раз, при реализации схем с рециклом – до 100–150 раз» [13];
- «уменьшить содержание СО2 в 2–5 раз» [13].
«Важнейшим преимуществом мембранной системы на основе мембраны CarboPEEK является то, что все процессы очистки нефтяного газа от примесей происходят одновременно. Образующийся пермеатный поток (поток низкого давления, обогащенный водой, сероводородом, СО2 и тяжелыми углеводородами) в большинстве случаев может быть дополнительно переработан (например, на второй ступени мембранной установки), использован в качестве топлива для газомоторных приводов компрессоров или переработан с получением жидких продуктов» [13].
«Технологическая схема рассчитывается индивидуально для условий конкретной площадки. Применяемые комплексные технические решения позволяют достичь утилизации 95–99% нефтяного газа. Кроме того, химическая стойкость материала подложки мембраны (полиэфиркетона) дает возможность конструировать контакторные аппараты для селективной абсорбции вредных примесей через мембрану в аминах» [13].
«Сравнение мембранного и традиционного методов подготовки нефтяного газа приведено в таблице 6. Из нее видно, что мембранные методы подготовки нефтяного газа обладают преимуществами по сравнению с традиционными» [13].
Таблица 6 – Сравнение мембранного и традиционного методов подготовки нефтяного газа
Методы Осушка по Удаление Применение и Адаптируем подготовки воде и СО2 и технологические ость к
ПНГ углеводородам сернистых ограничения полевым
соединений условиям
1 2 3 4 5 Сепарационны Невысокие Не Используются в Применим в е характеристик удаляются дополнение к любых
и другим методам, условиях
подготавливае эффективны в
мого ПНГ, узком диапазоне
особенно при производительно
низком стей
давлении; Газодинамиче Неэффективны Не Необходимо Хорошая ские при низком удаляются предварительное
давлении компримировани
е. Сорбционные Эффективная Возможна В одном Плохо
осушка по воде при процессе адаптируем
и невысоких невозможна к полевым
углеводородам концентрац осушка и по воде условиям
иях и по
сероводоро углеводородам
да, и обессеривание,
потери газа 8–
30% Продолжение таблицы 6
1 2 3 4 5 Криогенные Да Удаляются Обязательная Плохо
предварительная
осушка; для
больших
потоков газа;
плохо
адаптируем к
полевым
условиям Гликолевая Только осушка Не В дополнение к Средняя осушка газа по воде удаляются другим методам;
потери газа 0,5–
5% Обессеривание 100% влажность Удаляются Только В
подготовленного обессеривание зависимости
газа, на от процесса
углеводороды не
влияет Мембранная Позволяет Удаляет Нет Хорошая
осуществлять в (до в 100 технологических
одном процессе раз) ограничений
В течение 5 лет проводились испытания новой мембраны на различных промышленных площадках нефтяных и газовых компаний. В частности, промышленные мембранные модули были испытаны на площадках Когалымской компрессорной станции (КС) ТПП «Когалымнефтегаз», Славянской НГДП-4000 и УПГ «Ключевая» ООО НК «РН-Краснодарнефтегаз». Испытания подтвердили высокую эффективность применения мембранной технологии для очистки нефтяного газа от воды, высших углеводородов, СО 2 и сероводорода.
На рисунке 12 представлена первая промышленная мембранная газоразделительная установка МГБ-2.5-95.0-150.
Рисунок 12 – Мембранная газоразделительная установка МГБ-2.5-95.01500
«Установка предназначена для подготовки влажного, серосодержащего нефтяного газа для сдачи в ГТС» [13].
«Установка размещена в стандартном контейнере, оснащенном всем необходимым технологическим и вспомогательным оборудованием (системами отопления и вентиляции, анализаторами воздушной среды, охранной и пожарной сигнализациями, системой/ средствами пожаротушения).
Основным технологическим оборудованием являются два мембранных газоразделительных блока, соединенных последовательно по схеме с рециклом. Пермеатный поток первого блока используется для питания компрессоров, второго блока – возвращается на всасывающую линию компрессора. Таким образом, перерабатывается весь объем нефтяного газа. В установке использованы мембраны CarboPEEK» [13].
При сезонных изменениях объемов нефтяного газа проводятся отключения/ включения модулей на первом и втором газоразделительных блоках. Число модулей в блоках выбирается таким образом, чтобы подготовленный газ соответствовал требованиям ОСТ 51.40-93 по лимитирующим компонентам: воде, тяжелым углеводородам, сероводороду и меркаптанам. При эксплуатации установки в течение 20 месяцев изменений производительности мембран замечено не было. В таблице 7 для примера представлены типичные параметры процесса подготовки нефтяного газа в одном из режимов. Таблица 7 – Типичные параметры процесса подготовки нефтяного газа в одном из режимов
Параметр Сырьевой Подготов- Требования ОСТ
газ ленный 51.40-93 по
газ лимитирующим
компонентам, не
более
1 2 3 4 Содержание компонентов, % моль метан 88,9 89,1 этан 3,21 5,14 пропан 2,4 3,26 бутаны 1,39 0,97 пентаны 0,51 0,12 гексаны и выше 0,12 0,004 СО2 3.23 0,8056 азот 0,234 0,60 сероводород 0,006 0,0004 Сероводород, мг/м3 47 3 7 Меркаптаны, мг/м3 61 6,0 16 Температура точки росы по воде 12,7 -30 -5 (при рабочем давлении), °С Температура точки росы по 7,2 -30 0 углеводородам (при рабочем давлении), °С
В настоящее время также еще две промышленные мембранных установки запущены в эксплуатацию и осуществляют подготовку нефтяного газа. Установка на площадке ООО «РН-Ставропольнефтегаз» (рисунок 13) подготавливает газ до требований СТО ОАО «Газпром» 089-2010.
Рисунок 13 –Промышленная мембранная газоразделительная установка
для ООО «РН-Ставропольнефтегаз
Поток исходного газа до 9700 м3/час. Установка на площадке ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть» (рисунок 14) предназначена для подготовки нефтяного газа с целью его дальнейшего использования в местной бытовой сети. Поток исходного газа – 1200 м3/час
Рисунок 14 – Промышленная мембранная газоразделительная установка
для ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть»
В целом, применительно к основным конкретным направлениям подготовки нефтяного газа газамембранными установками с мембраной CarboPEEK можно отметить следующее.
При подготовке топливного газа для газопоршневых электростанций мембранные установки обеспечивают:
- увеличение метанового числа на 15–40 единиц;
- доведение низшей теплотворной способности до требуемой величины;
- снижение содержания тяжелых углеводородов до требуемой величины;
- уменьшение содержания сероводорода до требуемой величины.
При подготовке топливного газа для газотурбинных электростанций мембранные установки позволяют:
- получить требуемые ТТР по воде и углеводородам;
- снизить содержание тяжелых углеводородов до требуемой величины;
- уменьшение содержания сероводорода до требуемой величины.
При подготовке газа для закачки в ГТС ОАО «Газпром» мембранные установки обеспечивают:
- получение требуемых ТТР по воде и углеводородам, в том числе в соответствии с СТО ОАО «Газпром» 089-2010 или ОСТ 51.40-93 для холодных климатических районов;
- снижение содержания СО2 до требуемой величины;
- уменьшение содержания сероводорода и меркаптанов в 10–50 раз, в том числе до требований СТО ОАО «Газпром» 089-2010 или ОСТ 51.40-93.
Можно сделать вывод, что при использовании мембранной технологии на основе установки CarboPEEK возможно осуществлять подготовку нефтяного газа при низких затратах, таких как капитальные вложения и эксплуатационные затраты.
Заключение
В работе проведен анализ проблемы образования попутного нефтяного газа на рассмотрена УПН «Жигулевская», мероприятия по обеспечению безопасности окружающей среды, которые осуществляются на предприятии.
Количество источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на 1.01.2017 составило – 1993 шт., а выбросы загрязняющих веществ без очистки за 2016 год составили – 14800,097 тонн, из этого объема сероводорода – 6,726 тонн, углеводородов (без летучих органических соединений) – 4,209 тонн, летучих органических соединений – 4341,060 тонн.
Основными источниками загрязнения являются: резервуары товарного парка, выбросы продуктов горения от свечей, факелов, разливов в местах порывов нефтепроводов и водоводов.
Проведено сравнение использования мембранных и традиционных методов подготовки нефтяного газа. И определено, что мембранные методы подготовки нефтяного газа обладают преимуществами по сравнению с традиционными. В результате выбрана технология мембранной обработки ПНГ на основе установки CarboPEEK, что обеспечит экономическую эффективность для организаций.
Список используемых источников
[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/bakalavrskaya/neftyanyie-pechi-tipa-ks/
