В России ежегодно добывается около 35 млрд.куб.м попутного нефтяного газа (ПНГ), при этом перерабатывается 11-12 млрд.м3, а остальной газ сжигается на факелах месторождений. При этом происходят потери не только ценного углеводородного сырья, но и наносится значительный ущерб окружающей среде..
Только в одном из самых «нефтеносных» регионов- Тюменской области - за годы эксплуатации нефтяных месторождений было выброшено в окружающую среду более 20 млн. т загрязняющих веществ. Продукты сгорания ПНГ представляют угрозу не только экологии, но и человеческому здоровью.
Кнутом и пряником
Установленные на предприятиях расходомеры продемонстрировали поразительные цифры. В настоящий момент утилизация ПНГ лучше всего организована в «Сургутнефтегазе» (газ подается на ГРЭС), доля утилизации — около 95%. ЛУКОЙЛ и ТНК-BP утилизируют порядка 80%. В ТНК-ВР увеличение объема утилизации технологически достигнуто за счет, во-первых, ввода в эксплуатацию масло-абсорбционной установки, которая позволяет выделять конденсат из попутного нефтяного газа на Нижневартовском ГПК. А, во-вторых, увеличением мощности Белозерного ГПЗ. В недавнем ежегодном послании к Федеральному собранию президент Дмитрий Медведев также призвал нефтяников решить вопрос об утилизации ПНГ, обещав создавать положительные стимулы для участников рынка для работы с этим продуктом.
В настоящее время в Минэнерго прорабатывается вопрос о введении налоговых каникул для проектов по утилизации ПНГ на нефтяных месторождениях. В частности, речь идет об объектах, предусматривающих строительство электрогенерирующих мощностей. Он отметил, что требование о наличии программы по утилизации ПНГ можно даже включить в условия лицензий на месторождения.
Существенным стимулом могло бы стать расширение возможностей для отдачи перерабатываемого газа в единую газотранспортную асеть (ГТС). Но доступ нефтяных компаний к сетям «Газпрома» весьма ограничен в связи с текущей загруженностью системы по ранспортировке природного газа. Низкие цены на ПНГ также не стимулируют нефтяные компании к его использованию. В отличие от природного газа, оптовая цена на который для реализации на внутреннем рынке индексируется ежегодно, оптовые цены на попутный газ с 2002 года остаются неизменными. Цена попутного газа определяется в зависимости от суммарного количества в нем выше перечисленных компонентов и колеблется от 73 руб./1000 куб. м до 442 руб./1000 куб. м, и составляет в среднем по России 256 руб./1000 куб. м. При этом, не учитываются затраты на добычу, сбор, хранение и транспортировку попутного газа.
Вместе с тем власти настроены на повышение экологических штрафов за сжигание нефтяного попутного газа. Так, в соответствии с постановлением Правительства №7 от 8.01.09 «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках» существенно возрастает величина штрафов начиная с 2012 г. В Госдуму также внесен законопроект, который в случае нарушения норм выбросов продуктов сжигания ПНГ предусматривает не только штрафы, но и приостановление деятельности предприятия на девяносто суток.
На сегодняшний день существуют два наиболее распространенных способа утилизации ПНГ- нефтехимическое и энергетическое.
Химическая переработка углеводородных газов
В первом случае ПНГ может быть переработан с получением сухого газа, подаваемого в систему магистральных трубопроводов, газового бензина, широкой фракции лёгких углеводородов (ШФЛУ) и сжиженного газа для бытовых нужд. ШФЛУ также является сырьём для производства целого спектра продуктов нефтехимии; каучуков, пластмасс, компонентов высокооктановых бензинов и др.
В рамках данного направления на рынке представлен широкий спектр технических решений и оборудования. Как отмечает директор ООО «Пермская строительная корпорация» Александр Кириленко, установки утилизации газа имеют широкий диапазон характеристик, получаемых за счет блочно-модульной компоновки. Основным преимуществом блочно-модульной компоновки установок утилизации газа, является возможность утилизации попутного нефтяного газа небольших скважин.
Каждая установка по утилизации попутного нефтяного газа, в связи с большим разбросом его составов, является, в конечном итоге, специализированным проектом. Попутные нефтяные газы характеризуются различными углеводородными составами, что накладывает определенные условия для выбора схемы подготовки газов для их использования. Для каждого объекта разрабатывается технология разделения, проектируется оборудование.
Например, в компании ООО «ЭПК ЭКМОН» (г.Саратов) при участии специалистов ряда научно-исследовательских институтов разработана технология получения жидких синтетических углеводородов из нефтяного газа с обьемами переработки от 5 млн.нм3/год и выше со сроками окупаемости 3-5 лет (в зависимости от производительности по сырью) с начала эксплуатации. Изготовлена и опытно-экспериментальная установка термокаталитической конверсии попутного газа с последующим жидкофазным каталитическим синтезом жидких углеводородов.
Компания ОАО «ПЕРГАМ-ИНЖИНИРИНГ» представила общественности уникальную для России, собственную разработку ДЛС-ПЕРГАМ. Это система дистанционного обнаружения утечек газа (метана) для круглосуточного мониторинга утечек природного газа. Стационарная версия - «ДЛС-КС» введена в эксплуатацию и успешно работает на компрессорных станциях ОАО «Газпром». Оборудование также передано в опытную эксплуатацию на КС «Поляна». Дистанционный лазерный детектор компании «ПЕРГАМ» необходим для оповещения технического персонала о существующих утечках метана и для предотвращения нештатных аварийных ситуаций на компрессорных станциях. «ДЛС-КС» измеряет концентрацию газа в луче инфракрасного лазера, отражающегося любым объектом, который находится на расстоянии до 150 м. от прибора. В рамках прошедшей в 2013 году 5-й конференции «Газораспределительные станции и системы газоснабжения», участники конференции смогли убедиться в эффективности «ДЛС» на практике, посетив промлощадку Полянского ЛПУМГ и ГРС Шакша Кармаскалинского ЛПУМГ. Также были продемонстрированые портативные газоанализаторы.
Зарубежными компаниями эксплуатируются и строятся десятки предприятий по технологии GTL, использующие в качестве сырья уголь или углеводородный газ. Недостаток - жесткие параметры ведения процесса (давление, температура) и, как следствие, высокие капитальные и эксплуатационные затраты. Достоинство отечественной технологии - значительное снижение стоимости установки, достигнутой за счет применения оригинальных технологических решений: использования оригинальной технологии конверсии метана; применения многофункционального катализатора Фишера-Тропша с оригинальным носителем; отсутствие станции разделения воздуха.
На данных установках можно получать широкий набор продуктов. Наиболее оптимально получение «синтетической нефти» (смесь бензино- керосино- газойлевых дистиллятов с пределами выкипания 62-350°C). Она может быть переработана в моторные топлива (бензин, дизельное топливо) путем ректификации, полностью соответствующие стандарту Евро-4.
Энергетическое решение
Одно из направлений утилизации газа - энергетическое, использование метан-этановой газовой смеси в качестве топлива для производства электрической и тепловой энергии путем использования его для газотурбинных электростанций. Как отмечает менеджер компании «OPRA» в России Александр Скороходов полезная утилизация ПНГ посредством обеспечения автономного электроснабжения реализован, к примеру, на Вахитовском нефтяном месторождении. Автономный энергоцентр имеет в своем составе пять газотурбинных электростанций OPRA общей электрической мощностью 9 МВт. Особенность- отсутствие систем подготовки топливного газа- двигатель может потреблять широкий диапазон газов разного состава.
Получаемая энергия используется для работы асинхронных электродвигателей оборудования добычи нефти, включая погружные насосы, системы сбора нефти, ряда вспомогательных и бытовых электроустройств.
Расходометрия
Учет ПНГ представляет собой определенную проблему, поскольку как таковая единая система учета его добычи отсутствует. Что выражено, в частности, в разных цифрах, фигурирующих в отчетности Росстатом, Росгеолфонда (МПР России) и ЦДУ ТЭК (Минпромэнерго России): данные по объему извлеченного из недр попутного газа имеют существенные отличия. Учет добычи попутного газа на нефтяных промыслах, как правило, также осуществляется косвенным путем, т.е. по газовому фактору. Инструментальные замеры объемов извлекаемого, используемого и сжигаемого попутного (нефтяного) газа в большинстве не осуществляются.
Впрочем, по мнению управляющего директора ОАО «Сибнефтеавтоматика» Генриха Абрамова в 2009 г. нефтяные компании стали проявлять внимание к проблеме учета попутного нефтяного газа. Выступая с докладом на VI общероссийской научно-практической конференции по расходометрии он отметил, что в этом году нефтяники приобрели порядка 455 комплектов счетчиков газа (расходомер газа).
По словам директора ООО «МЕДААР» Павла Галкина, нефтедобывающие компании хотят измерять расход ПНГ недорогими средствами учета. Поэтому особого внимания заслуживает учета ПНГ с помощью ультразвуковых расходомеров.
