Действующий
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
МЕТОДИКА
расчета выбросов вредных веществ в атмосферу
при сжигании попутного нефтяного газа на факельных
установках
Дата введения 1998-01-01
РАЗРАБОТАН
Научно-исследовательским институтом охраны атмосферного воздуха
УТВЕРЖДЕН приказом
Государственного комитета Российской Федерации по охране
окружающей среды (от "8" апреля 1998 г. N 199)
ВВЕДЕН в действие с
01.01.98 сроком на пять лет для практического применения при учете
и оценке выбросов загрязняющих веществ в атмосферу
1. Введение
1. Введение
1.1. Настоящий
документ:
(1) разработан в
соответствии с Законом Российской
Федерации “Об охране окружающей природной среды ” с целью
получения данных о выбросах загрязняющих веществ при сжигании
попутного нефтяного газа на факельных установках;
(2) устанавливает
методику расчета параметров выбросов загрязняющих веществ от
факельных установок разного типа;
(3) распространяется на
факельные установки, эксплуатируемые в соответствии с действующими
проектными нормами.
1.2. Разработчики
документа: канд. физ.-мат. наук Миляев В.Б., канд. геогр. наук
Буренин Н.С., канд. физ.-мат. наук Елисеев В.С., канд. физ.-мат.
наук Зив А.Д., канд. техн. наук Гизитдинова М.Р., канд. техн. наук
Турбин А.С.
2. Ссылки на нормативные документы
2.1. Правила устройства и
безопасной эксплуатации факельных систем, утвержденных
Госгортехнадзором России от 21.04.92 *1).
______________
*
На территории Российской Федерации действуют "Правила безопасной эксплуатации факельных
систем", утв. постановлением Федерального горного и промышленного
надзора России от 10.06.03 N 83 . - Примечание "КОДЕКС".
2.3. ОНД-86. Методика расчета концентраций в
атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах
предприятий .
3. Основные понятия и определения
3.1. Факельная установка
- устройство для сжигания в атмосфере непригодного для
использования в народном хозяйстве попутного нефтяного газа (ПНГ);
является одиночным источником загрязнения атмосферы.
3.1.1. Высотная факельная
установка - установка, в которой подача ПНГ под давлением в зону
горения производится по вертикальному факельному стволу (трубе),
высотой 4 м и более.
3.1.2. Горизонтальная
факельная установка - открытый амбар с подачей попутного нефтяного
газа под давлением в зону горения по горизонтальному факельному
стволу (трубе); конструкция амбара обеспечивает выход горящего
факела в атмосферу под углом 45°.
3.2. Продукты сгорания
попутного нефтяного газа, покидающие факельную установку, а также
несгоревшие компоненты, являются потенциальным источником
загрязнения окружающей атмосферы вредными веществами.
Качественная и
количественная характеристики выбросов вредных веществ определяются
типом и параметрами факельной установки и составом сжигаемого
ПНГ.
3.3. Конструкции высотных
и горизонтальных факельных установок обеспечивают бессажевое
горение попутного нефтяного газа при выполнении установленного
"Правилами устройства и безопасной эксплуатации факельных систем",
утв. Госгортехнадзором РФ от 21.04.92 следующего условия: скорость
истечения сжигаемого газа должна превышать 0,2 от скорости
распространения звука в газе.
3.4. Для оценки
максимальных приземных концентраций загрязняющих веществ в
атмосфере, источником которых являются факельные установки,
настоящая методика предусматривает выполнение расчетов следующих
параметров:
-
мощности выброса вредных веществ;
-
расхода выбрасываемой в атмосферу газовой смеси;
-
высоты источника выброса над уровнем земли;
-
средней скорости поступления в атмосферу газовой смеси;
-
температуры выбрасываемой в атмосферу газовой смеси.
4. Исходные данные
4.1. Проектные
характеристики факельной установки
- диаметр выходного сопла, м;
- высота факельной трубы (для высотных
факельных установок), м;
- расстояние от выходного сопла до уровня
земли (для горизонтальных факельных установок),
м;
(>0 для труб, проложенных выше уровня
земли и <0 в противном случае);
- расстояние от выходного сопла до
противоположной стены амбара (для горизонтальных факельных
установок), м.
4.2. Измеряемые
характеристики
4.2.1. Объемный расход
(м/с) сжигаемого на факельной установке
ПНГ;
4.2.2. Скорость истечения
ПНГ U, м/с.
4.2.3. Состав сжигаемого
ПНГ (% об):
-
метан ;
-
этан ;
-
пропан ;
-
бутан ;
-
пентан ;
-
гексан ;
-
гептан ;
-
азот ;
-
диоксид углерода ;
-
сероводород (и/или меркаптаны).
5. Оценка производительности факельной установки
5.1. Объемный расход
(м/с) и скорость истечения U (м/с), сжигаемого
на факельной установке попутного нефтяного газа, измеряется
экспериментально либо, при отсутствии прямых измерений, рассчитывается по формуле:
где U - скорость
истечения ПНГ из выходного сопла факельной установки, м/с (по
результатам измерений);
- диаметр выходного сопла, м (по проектным
данным факельной установки).
При отсутствии прямых
измерений скорость истечения U принимается в соответствии с
"Правилами устройства и
безопасной эксплуатации факельных систем" 1992 г., равной
при постоянных
сбросах:
при периодических и
аварийных сбросах:
где - скорость распространения звука в ПНГ,
рассчитываемая согласно Приложению Г.
5.2. Массовый расход
(кг/ч), сбрасываемого на факельной
установке газа, рассчитывается по формуле:
где - плотность ПНГ, кг/м, (измеряется экспериментально, либо
рассчитывается по объемным долям (% об) и плотностям (кг/м) компонентов - см. Приложение А).
5.3. Объемный расход продуктов сгорания, покидающих факельную установку, (м/c):
где - объемный расход (м/с) сжигаемого на факельной установке ПНГ,
рассчитываемый по формуле (5.1.1);
- объем продуктов сгорания (м /м), рассчитываемый по формуле 3 Приложения
В;
- температура горения, рассчитываемая
согласно п.8.3.
6. Расчет мощности выбросов вредных веществ в атмосферу
6.1. Расчет физико-химических характеристик сжигаемого попутного нефтяного газа
6.1.1. Расчет плотности
, кг/м (формула 1 Приложения А).
6.1.2. Расчет условной
молекулярной массы , кг/моль (формула 2 Приложения А).
6.1.3. Расчет массового
содержания химических элементов (% масс.) в ПНГ (формулы 3 и 4
Приложения А).
6.1.4. Расчет числа
атомов элементов в условной молекулярной формуле ПНГ (формулы 5 и 6
Приложения А).
6.2. Расчет физико-химических характеристик влажного воздуха
Для заданных
метеоусловий:
-
температура t, °С;
-
давление Р, мм.рт.ст.;
-
относительная влажность (в долях или %).
6.2.1. Определение
массового влагосодержания d (кг/кг) влажного воздуха по номограмме
(Приложение Б1).
6.2.2. Расчет массовых
долей компонентов во влажном воздухе (формулы 2 и 3 Приложения
Б).
6.2.3. Расчет количества
атомов химических элементов в условной молекулярной формуле
влажного воздуха (табл.3 Приложения Б).
6.2.4. Расчет плотности
влажного воздуха кг/м (формула 5 Приложения Б).
6.3. Расчет стехиометрической реакции горения попутного нефтяного газа в атмосфере влажного воздуха
6.3.1. Расчет мольного
стехиометрического коэффициента М (формула 2 Приложения В).
6.3.2. Определение
теоретического количества влажного воздуха (м/м) , необходимого для полного сгорания 1
м ПНГ (п.3 Приложения В).
6.3.3. Расчет количества
продуктов сгорания (м/м), образующихся при стехиометрическом
сгорании 1 м ПНГ в атмосфере влажного воздуха (формула 3
Приложения В).
6.4. Проверка выполнения условий бессажевого горения попутного нефтяного газа на факельной установке
6.4.1. Расчет скорости
распространения звука в сжигаемой газовой смеси (м/с) (формула 1 Приложения Г или графики
1-4 Приложения Г).
6.4.2. Проверка
выполнения условия бессажевого горения:
6.5. Определение удельных выбросов вредных веществ на единицу массы сжигаемого попутного нефтяного газа (кг/кг)
6.5.1. Для оценок
мощности выбросов оксида углерода, оксидов азота (в пересчете на
диоксид азота), а также сажи в случае невыполнения условия
бессажевого сжигания используются опытные значения удельных
выбросов на единицу массы сжигаемого газа , представленные в
нижеследующей таблице:
Таблица
6.1
|
Удельные
выбросы |
Бессажевое сжигание |
Сжигание с выделением сажи |
|
бенз(а)пирен |
В
случае сжигания серосодержащего попутного нефтяного газа удельный
выброс диоксида серы рассчитывается по формуле:
где - молекулярная масса , - условная молекулярная масса горючего, s -
количество атомов серы в условной молекулярной формуле попутного
нефтяного газа (см. Приложения А, А1).
При необходимости
определения выбросов
, , , следует руководствоваться формулами,
приводимыми в приложении Е.
Вредные вещества при
сжигании попутного нефтяного газа попадают в атмосферу также за
счет недожога газа. Коэффициент недожога определяется или
экспериментально для факельных установок определенной конструкции,
или полагается равным 0,0006 при бессажевом сжигании и 0,035 в
противном случае.
Удельные выбросы
углеводородов (в пересчете на метан), а также содержащихся в газе
сернистых соединений, таких как сероводород и меркаптаны,
определяются по общей формуле:
(Уд. выброс) = 0,01* (коэф. недожога)* (массовая доля в %) (6.3)
7. Расчет максимальных и валовых выбросов вредных веществ
7.1. Расчет максимальных
выбросов вредных веществ в (г/сек):
где - удельный выброс i-го вредного вещества на
единицу массы сжигаемого газа (кг/кг) (Приложение Д);
- массовый расход сбрасываемого на
факельной установке газа (кг/час) (см. формулу 5.2).
7.2. Расчет валовых
выбросов вредных веществ за год (т/год):
где обозначения те же,
что и в п.7.1, а t - продолжительность работы факельной установки в
течение года в часах.
8. Расчет параметров факельной установки как потенциального источника загрязнения атмосферы
8.1. Расчет высоты
источника выброса загрязняющих веществ в атмосферу над уровнем
земли, Н(м)
8.1.1. Для высотных
факельных установок:
где (м) - высота факельной трубы
(устанавливается по проектным данным высотной факельной
установки);
(м) - длина факела (рассчитывается по
формуле (1) Приложения Ж, либо определяется по номограммам
Приложения Ж.
8.1.2. Для горизонтальных
факельных установок:
где (м) - расстояние от сопла трубы до
противоположной стены амбара;
(м) - расстояние выходного сопла от уровня
земли (со знаком “плюс”, если труба выше уровня земли, и со знаком
“минус” в противном случае);
0,707 - коэффициент,
учитывающий угол отклонения факела о вертикали.
8.1.3. Длина факела
рассчитывается согласно Приложению Ж.
8.2. Расчет расхода и средней скорости поступления в атмосферу газовой смеси (продуктов сгорания)
8.2.1. Объемный расход
продуктов сгорания, покидающих факельную установку, (м/с) рассчитывается по формуле (5.3).
8.2.2. Средняя скорость
поступления в атмосферу продуктов сгорания попутного
нефтяного газа рассчитывается по формуле:
где (м) - диаметр факела.
рассчитывается по формуле:
где - длина факела (Приложение Ж).
8.3. Расчет
температуры выбрасываемой в атмосферу газовой смеси
8.3.1. Расчет удельных
выбросов , и на единицу массы сжигаемого ПНГ (кг/кг)
(Приложение Е).
8.3.2. Расчет низшей
теплоты сгорания сжигаемого газа (ккал/м) (Приложение 3).
8.3.3. Расчет доли
энергии, теряемой за счет радиации факела :
где - условная молекулярная масса ПНГ
(Приложение А).
8.3.4. Расчет количества
теплоты в продуктах сгорания попутного нефтяного газа для трех
значений температуры горения (например, ; ; ) (ккал):
где (кг) - масса i-го компонента продуктов
сгорания 1 м ПНГ (Приложение Е).
- средние массовые изобарные теплоемкости
составляющих продуктов сгорания (таблица 3 Приложения В1).
8.3.5. Построение графика
.
8.3.6. Определение
величины T по графику , исходя из условия:
8.3.7. Определение
температуры выбрасываемой в атмосферу газовой смеси:
Приложение А. Расчет физико-химических характеристик попутного нефтяного газа
Приложение А
Расчет физико-химических характеристик попутного нефтяного газа (п.6.1)
1. Расчет
плотности(кг/м) ПНГ по объемным долям (% об.) (п.6.1.1) и плотности (кг/м) (таблица 3 Приложения А1) компонентов:
2. Расчет условной
молекулярной массы ПНГ , кг/моль (п.6.1.2):
где - молекулярная масса i-го компонента ПНГ
(таблица 2 Приложения А1).
3. Расчет массового
содержания химических элементов в попутном газе (п.6.1.3):
Массовое содержание j-го
химического элемента в ПНГ (% масс.) рассчитывается по формуле:
где - содержание (% масс.) химического элемента
j в i-том компоненте ПНГ (таблица 4 Приложения А1);
- массовая доля i-го компонента в ПНГ;
рассчитывается по формуле:
Примечание: если
выбросы углеводородов определяются в пересчете на метан,
вычисляется также массовая доля углеводородов, пересчитанных на
метан:
При этом суммирование
осуществляется только по углеводородам, не содержащим серу.
4. Расчет числа атомов
элементов в условной молекулярной формуле попутного газа
(п.6.1.4):
Количество атомов j-го
элемента рассчитывается по формуле:
Условная молекулярная формула попутного нефтяного газа записывается в виде.
Занимает попутный нефтяной газ. Раньше этот ресурс никак не применялся. Но сейчас отношение к этому ценному природному ископаемому изменилось.
Что являет собой 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.
Состав газа
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.
Попутный газ, который фонтанирует после вскрытия нефтяных пластов, отличается меньшим количеством тяжелых углеводородных газов. Более «тяжелая» по составу часть газа находится в самой нефти. Поэтому на начальных этапах освоения месторождений нефти, как правило, добывается много попутного газа с большим содержанием метана. В процессе эксплуатации залежей эти показатели постепенно уменьшаются, а большую часть газа составляют тяжелые компоненты.
Природный и попутный нефтяной газ: в чем разница
Попутный газ по сравнению с природным содержит меньше метана, но имеет большое количество его гомологов, в том числе пентана и гексана. Другое важное отличие - сочетание структурных компонентов в разных месторождениях, в которых добывают попутный нефтяной газ. Состав ПНГ даже может меняться в разные периоды на одном и том же месторождении. Для сравнения: количественное сочетание компонентов всегда постоянное. Поэтому ПНГ может использоваться в разных целях, а природный газ применяется только как энергетическое сырье.
Получение ПНГ
Попутный газ получают методом сепарирования от нефти. Для этого используют многоступенчатые сепараторы с разным давлением. Так, на первой ступени сепарации создается давление от 16 до 30 бар. На всех последующих ступенях давление постепенно понижают. На последнем этапе добычи параметр снижают до 1,5-4 бар. Значения температуры и давления ПНГ определяются технологией сепарирования.
Газ, полученный на первой ступени, сразу отправляется на Большие трудности возникают при использовании газа с давлением ниже 5 бар. Раньше такой ПНГ всегда сжигался в факелах, но в последнее время изменилась политика утилизации газа. Правительство начало разрабатывать стимулирующие меры по сокращению загрязнений внешней среды. Так, на государственном уровне в 2009 году был установлен показатель сжигания ПНГ, который не должен превышать 5% от общей добычи попутного газа.
Применение ПНГ в промышленности
Раньше ПНГ никак не использовался и сразу после добывания сжигался. Сейчас ученые разглядели ценность этого природного ресурса и ищут пути его эффективного использования.
Попутный нефтяной газ, состав которого представляет собой смесь пропанов, бутанов и более тяжелых углеводородов, является ценным сырьем для энергетической и химической промышленности. ПНГ обладает теплотворной способностью. Так, во время сгорания он выделяет от 9 до 15 тысяч ккал/кубометр. В первоначальном виде его не применяют. Обязательно требуется очистка.
В химической промышленности из содержащегося в попутном газе метана и этана изготавливают пластмассу и каучук. Более тяжелые углеводородные компоненты используют как сырье для производства высокооктановых топливных присадок, ароматических углеводородов и сжиженных углеводородных газов.
На территории России более 80% объема получаемого попутного газа приходится на пять компаний, добывающих нефть и газ: ОАО "НК Роснефть", ОАО "Газпром нефть", ОАО "Нефтяная ОАО "ТНК-ВР Холдинг", ОАО "Сургутнефтегаз". Согласно официальным данным, страна ежегодно добывает более 50 млрд кубометров ПНГ, из них 26% идет на переработку, 47% используется в промышленных целях, а остальные 27% сжигают в факелах.
Существуют ситуации, в которых не всегда рентабельно использовать попутный нефтяной газ. Применение этого ресурса часто зависит от размера месторождения. Так, газ, добываемый на малых месторождениях, целесообразно использовать для обеспечения электроэнергией местных потребителей. На средних месторождениях наиболее экономично извлекать сжиженный нефтяной газ на газоперерабатывающем заводе и продавать его предприятиям химической промышленности. Оптимальным вариантом для крупных месторождений является производство электроэнергии на большой электростанции с последующей продажей.
Вред от сжигания ПНГ
Сжигание попутного газа загрязняет окружающую среду. Вокруг факела действует термическое разрушение, которое поражает почву в радиусе 10-25 метров и растительность в пределах 50-150 метров. В процессе сгорания в атмосферу попадают окиси азота и углерода, сернистый ангидрид, а также несгоревшие углеводороды. Ученые подсчитали, что в результате сжигания ПНГ выбрасывается около 0,5 млн тонн сажи в год.
Также продукты сгорания газа очень опасны для здоровья человека. Согласно статистическим данным, в основном нефтеперерабатывающем регионе России - Тюменской области - заболеваемость населения по многим видам болезней выше средних показателей по всей стране. Особенно часто жители региона страдают патологиями дыхательных органов. Наблюдается тенденция роста числа новообразований, заболеваний органов чувств и нервной системы.
Кроме того, ПНГ вызывают патологии, которые проявляются только через некоторое время. К ним относятся следующие:
- бесплодие;
- невынашивание беременности;
- наследственные заболевания;
- ослабление иммунитета;
- онкологические болезни.
Технологии утилизации ПНГ
Главная проблема утилизации нефтяного газа заключается в высокой концентрации тяжелых углеводородов. В современной нефтегазовой промышленности используется несколько эффективных технологий, которые дают возможность улучшить качество газа путем удаления тяжелых углеводородов:
- Газофракционное разделение.
- Адсорбционная технология.
- Низкотемпературная сепарация.
- Мембранная технология.
Пути утилизации попутного газа
Существует много методов, но на практике применяются всего несколько. Основной способ - утилизация ПНГ путем разделения на компоненты. Этот процесс переработки позволяет получить сухой отбензиненный газ, который, по сути, является тем же природным газом, и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ). Эта смесь может использоваться в качестве сырья для нефтехимии.
Разделение нефтяного газа происходит на установках низкотемпературной абсорбции и конденсации. После завершения процесса сухой газ транспортируется по газопроводам, а ШФЛУ направляется на нефтеперерабатывающие заводы для дальнейшей обработки.
Второй эффективный способ переработки ПНГ - сайклинг-процесс. Этот метод подразумевает нагнетание газа обратно в пласт для повышения давления. Такое решение позволяет повысить объемы извлечения нефти из пласта.
Кроме того, попутный нефтяной газ можно применять для выработки электроэнергии. Это позволит нефтяным компаниям существенно сэкономить средства, поскольку отпадет необходимость закупать электроэнергию со стороны.
Прежде всего, давайте выясним, что понимают под термином «попутный нефтяной газ» или ПНГ. Чем он отличается от традиционных добываемых углеводородов и какими особенностями обладает.
Уже из самого названия видно, что ПНГ имеет непосредственное отношение к добыче нефти. Это смесь газов, либо растворенная в самой нефти, либо находящаяся в так называемых «шапках» углеводородных месторождений.
Состав
В попутном нефтяном газе, в отличие от традиционного природного, помимо метана и этана, содержится существенное количество более тяжелых углеводородов, таких как пропан, бутан и так далее.
Анализ 13 различных месторождений показал, что процентный состав ПНГ имеет следующий вид:
- метан: 66.85-92.37%,
- этан: 1.76-14.04%,
- пропан: 0.77-12.06%,
- изобутан: 0.02-2.65%,
- н-бутан: 0.02-5.37%,
- пентан: 0.00-1.77%,
- гексан и выше: 0.00-0,74%,
- двуокись углерода: 0.10-2.77%,
- азот: 0.50-2.00%.
В одной тонне нефти, в зависимости от расположения конкретного нефтеносного месторождения, содержится от одного до несколько тысяч кубометров попутного газа.
Получение
ПНГ является побочным продуктом нефтяной добычи. При вскрытии очередного пласта первым делом начинается фонтанирование расположенного в «шапке» попутного газа. Он обычно является более «легким» по сравнению с растворенным непосредственно в нефти. Таким образом, на первых порах процент метана, содержащегося в ПНГ, довольно высок. Со временем при дальнейшем освоении месторождения его доля сокращается, зато увеличивается процент содержания тяжелых углеводородов.
Способы утилизации и переработки попутных газов
Известно, что ПНГ обладает высокой теплотворной способностью, уровень которой находится в диапазоне 9-15 тысяч Ккал/м 3 . Таким образом, он может эффективно использоваться в энергетике, а большой процент тяжелых углеводородов делает газ ценным сырьем в химической промышленности. В частности, из ПНГ можно изготавливать пластмассы, каучук, высокооктановые топливные присадки, ароматические углеводороды и так далее. Однако успешному использованию в экономике попутного нефтяного газа мешают два фактора. Во-первых, это нестабильность его состава и наличие большого количества примесей, а во-вторых, необходимость существенных затрат на его «осушку». Дело в том, что нефтяные газы обладают уровнем влагосодержания, равным 100%.
Сжигание ПНГ
Из-за сложностей переработки долгое время основным способом утилизации нефтяного газа являлось его банальное сжигание на месте добычи. Этот варварский метод приводит не только к безвозвратной потере ценного углеводородного сырья и к растрачиванию впустую энергии горючих компонентов, но и к серьезным последствиям для окружающей среды. Это и тепловое загрязнение, и выброс огромного количества пыли и сажи, и заражение атмосферы токсичными веществами. Если в других странах существуют огромные штрафы за такой способ утилизации нефтяного газа, делая его экономически невыгодным, то в России дела обстоят намного хуже. В отдаленных месторождениях при себестоимости добычи ПНГ 200-250 руб./тыс. м 3 и стоимости транспортировки до 400 руб./тыс. м 3 продать его можно максимум за 500 руб., что делает нерентабельным любой способ переработки.
Закачка ПНГ в пласт
Поскольку попутный газ добывается в непосредственной близости от месторождения нефти, его можно использовать в качестве инструмента для повышения уровня отдачи пласта. Для этого осуществляется закачка ПНГ и различных рабочих жидкостей в пласт. По результатам практических измерений оказалось, что дополнительная добыча с каждого участка составляет 5-10 тысяч тонн в год. Такой способ утилизации газа все же предпочтительнее по сравнению со сжиганием. Кроме того, имеются современные разработки по увеличению его эффективности.
Фракционная переработка попутного нефтяного газа (ПНГ)
Внедрение данной технологии позволяет достигать повышения рентабельности и эффективности производства. Товарными продуктами, получаемыми в результате переработки углеводородного сырья, являются: газовый бензин, стабильный конденсат, пропан-бутановая фракция, ароматические углеводороды и многое другое. В целях оптимизации затрат перерабатывающие заводы в основном строятся на крупных газовых и нефтяных месторождениях, а на малых месторождениях благодаря достижениям научно-технического прогресса используется блочное компактное оборудование по переработке сырья.
Очистка ПНГ
Переработка ПНГ начинается с его очистки. Очистка от механических примесей, двуокиси углерода и сероводорода проводится для улучшения качества продукта. Сначала ПНГ охлаждается, при этом все примеси конденсируются в башнях, циклонах, электрофильтрах, пенных и прочих аппаратах. Затем проходит процесс осушки, при котором влага поглощается твердыми или жидкими веществами. Данный процесс считается обязательным, так как излишнее количество влаги значительно увеличивает расходы на транспортировку и затрудняет использование конечного продукта.
Рассмотрим самые распространенные сегодня методы очистки ПНГ.
- Сепарационные методы. Это самые простые технологии, применяемые исключительно для выделения конденсата после компримирования и охлаждения газа. Методы могут быть использованы в любых условиях и отличаются низким уровнем отходов
- Однако качество получаемого ПНГ, особенно при низких давлениях, невысокое. Углекислый газ и сернистые соединения не удаляются.
- Газодинамические методы. Основаны на процессах преобразования потенциальной энергии высоконапорной газовой смеси в звуковые и сверхзвуковые течения. Используемое оборудование отличается низкой стоимостью и простотой эксплуатации. При низких давлениях эффективность методов невысока, сернистые соединения и CO 2 также не удаляются.
- Сорбционные методы. Позволяют осуществлять осушку газа как по воде, так и по углеводородам. Кроме того, возможно удаление небольших концентраций сероводорода. С другой стороны, сорбционные методы очистки плохо адаптируются к полевым условиям, а потери газа составляют до 30%.
- Гликолевая осушка. Используется в качестве самого эффективного способа удаления влаги из газа. Данный метод востребован в качестве дополнения к другим способам очистки, поскольку ничего кроме воды он не удаляет. Потери газа составляют менее 3%.
- Обессеривание. Еще один узкоспециализированный набор методов, направленный на удаление из ПНГ сернистых соединений
- Для этого используются технологии аминовой отмывки, щелочной очистки, процесс «Серокс» и так далее. Недостатком является 100% влажность ПНГ на выходе.
- Мембранная технология. Это самый эффективный метод очистки ПНГ. Его принцип основан на различной скорости прохождения отдельных элементов газовой смеси через мембрану. На выходе получаются два потока, один из которых обогащен легкопроникающими компонентами, а другой - труднопроникающими. Раньше селективных и прочностных характеристик традиционных мембран было недостаточно для очистки ПНГ. Однако сегодня на рынке появились новые половолоконные мембраны, способные работать с газами, имеющими высокую концентрацию тяжелых углеводородов и сернистых соединений. Специалисты НПК «Грасис» в течение нескольких лет проводили испытания на различных объектах и пришли к выводу, что данная технология на базе новой мембраны способна существенно снизить затраты на очистку ПНГ. Соответственно, имеет серьезные перспективы на рынке.
Анализ ПНГ
Рентабельна ли фракционная утилизация попутного нефтяного газа, можно выяснить после того, как будет проведен тщательный анализ на предприятии. Современное оборудование и инновационные технологии открывают для данного метода новые просторы и безграничные возможности. Переработка ПНГ позволяет получить «сухой» газ, который по своему составу близок к природному и может быть использован на промышленных или коммунально-бытовых предприятиях.
Проведенные исследования подтвердили, что прекращение сжигания попутного нефтяного газа приведет к тому, что с помощью современного оборудования для переработки можно будет получить дополнительного около 20 млн. кубометров сухого газа в год.
Использование ПНГ при эксплуатации малых энергетических объектов
Еще одним очевидным способом утилизации такого газа является использование его в качестве топлива для электростанций. Эффективность ПНГ в таком случае может достигать 80% и выше. Разумеется, для этого энергоблоки должны быть расположены максимально близко к месторождению. Сегодня на рынке представлено огромное количество турбинных и поршневых установок, способных работать на ПНГ. Дополнительным бонусом является возможность использовать выхлопной газ для организации системы теплоснабжения объектов месторождения. Кроме того, его можно закачивать в пласт для повышений нефтеотдачи. Следует отметить, что данный метод утилизации ПНГ уже сегодня широко применяется в России. В частности, нефтегазовые компании строят газотурбинные электростанции на своих отдаленных месторождениях, что позволяет вырабатывать более миллиарда киловатт-часов электроэнергии в год.
Технология «Gas-to-liquids» (химическая переработка ПНГ в топливо)
Во всем мире данная технология развивается стремительными темпами. К сожалению, ее внедрение в России существенно осложняется. Дело в том, что подобный метод рентабелен только в жарких либо умеренных широтах, а у нас добыча газа и нефти осуществляется в основном в северных регионах, в частности, в Якутии. Для адаптации технологии под наши климатические особенности требуется серьезная исследовательская работа.
Криогенная переработка ПНГ в сжиженный газ
Состав
Попутный нефтяной газ – смесь газов, выделяющаяся из углеводородов любого фазового состояния, состоящая из Метана , Этана , Пропана , Изобутана и Бутан , содержащая растворенные в ней высокомолекулярные жидкости (от пентанов и выше по росту гомологического ряда) и различного состава и фазового состояния примеси.
Приблизительный состав ПНГ
Получение
ПНГ является ценным углеводородным компонентом, выделяющимся из добываемых, транспортируемых и перерабатываемых, содержащих углеводороды минералов, на всех стадиях инвестиционного цикла жизни до реализации готовых продуктов конечному потребителю. Таким образом, особенностью происхождения нефтяного попутного газа является то, что он выделяется на любой из стадий от разведки и добычи до конечной реализации, из нефти, газа, (другие источники опущены) и в процессе их переработки из любого неполного продуктового состояния до любого из многочисленных конечных продуктов.
Специфической особенностью ПНГ является обычно незначительный расход получаемого газа, от 100 до 5000 нм³/час . Содержание углеводородов С З + может изменяться в диапазоне от 100 до 600 г/м³ . При этом состав и количество ПНГ не является величиной постоянной. Возможны как сезонные, так и разовые колебания (нормальное изменение значений до 15 %).
Газ первой ступени сепарации, как правило, отправляется непосредственно на газоперерабатывающий завод. Значительные трудности возникают при попытках использовать газ с давлением менее 5 бар . До недавнего времени такой газ в подавляющем большинстве случаев просто сжигался на факелах, однако, сейчас ввиду изменений политики государства в области утилизации ПНГ и ряда других факторов ситуация значительно изменяется. В соответствии с Постановлением Правительства России от 8 января 2009 г. № 7 «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках» был установлен целевой показатель сжигания попутного нефтяного газа в размере не более 5 процентов от объема добытого попутного нефтяного газа. В настоящий момент объемы добываемого, утилизируемого и сжигаемого невозможно оценить в связи с отсутствием на многих месторождениях узлов учета газа. Но по приблизительным оценкам это порядка 25 млрд м³ .
Пути утилизации
Основными путями утилизации ПНГ являются переработка на ГПЗ, генерация электроэнергии, сжигание на собственные нужды, закачка обратно в пласт для интенсификации нефтеотдачи (газлифтный способ).
Технология утилизации ПНГ
Основная проблема при утилизации попутного газа заключается в высоком содержании тяжелых углеводородов . На сегодняшний день существует несколько технологий, повышающих качество ПНГ за счет удаления значительной части тяжелых углеводородов. Одна из них - подготовка ПНГ с помощью мембранных установок. При применении мембран метановое число газа значительно повышается, низшая теплотворная способность (LHV), тепловой эквивалент и температура точки росы (как по углеводородам, так и по воде) снижаются.
Мембранные углеводородные установки позволяют значительно снизить концентрацию сероводорода и диоксида углерода в потоке газа, что позволяет использовать их для очистки газа от кислых компонентов.
Конструкция
Схема распределния газовых потоков в мембранном модуле
По своей конструкции углеводородная мембрана представляет собой цилиндрический блок с выходами пермеата, продуктового газа и входа ПНГ. Внутри блока находится трубчатая структура селективного материала, который пропускает только определенный вид молекул. Общая схема потока внутри картриджа показана на рисунке.
Принцип работы
Конфигурация установки в каждом конкретном случае определяется специально, так как исходный состав ПНГ может сильно разнится.
Схема установки в принципиальной конфигурации:
Напорная схема подготовки ПНГ
Основу попутного нефтяного газа составляет смесь легких углеводородов, включающая метан, этан, пропан, бутан, изобутан и другие углеводороды которые под давлением растворены в нефти (рис 1). ПНГ выделяется при снижении давления во время нефтеоотдачи или в процессе сепарации, по аналогии с процессом выделения углекислого газа при открытии бутылки шампанского. Как следует из названия, попутный нефтяной газ добывается попутно с нефтью и, по сути, является побочным продуктом нефтедобычи. Объем и состав ПНГ зависит от района добычи и конкретных свойств месторождения. В процессе добычи и сепарации одной тонны нефти можно получить от 25 до 800 м3 попутного газа.
Сжигание попутного нефтяного газа на промысловых факелах является наименее рациональным способом его использования. При таком подходе ПНГ становится, по сути, отходом процесса нефтедобычи. Сжигание может быть оправдано при определенных условиях, однако, как показывает мировой опыт, эффективная государственная политика позволяет достичь уровня сжигания ПНГ в размере нескольких процентов от общего объема его добычи в стране.
В настоящее время существуют два наиболее распространенных способа использования попутного нефтяного газа, альтернативные сжиганию на факелах. Во-первых, это закачка ПНГ в нефтеносные пласты для повышения нефтеотдачи или для возможного сохранения его как ресурса на будущее. Вторым вариантом является использование попутного газа в качестве топлива для электрогенерации (схема 1) и нужд предприятия на местах нефтедобычи, а также для выработки электроэнергии и передачи ее в общую электросеть.
При этом вариант использования ПНГ для электрогенерации также является способом его сжигания, тоько несколько более рациональным, так как при этом есть возможность получить полезный эффект и несколько уменьшить воздействие на окружающую среду. В отличии от природного газа, содержание метана в котором находится в диапозоне 92-98%, попутный нефтяной газ содержит меньше метана, но часто имеет значительную долю других углеводородных компонентов, которая может достигать более половины всего объема. В ПНГ также могут присутствовать неуглеводородные компоненты - углекислый газ, азот, сероводород и другие. Вследствие этого сам по себе попутный нефтяной газ не является достаточно эффективным топливом.
Наиболее же рациональным вариантом является переработка ПНГ - его использование в качестве сырья для газонефтехимии, - которая дает возможность получения ценных продуктов. В результате нескольких стадий переработки попутного нефтяного газа можно получить такие материалы, как полиэтилен, полипропилен, синтетические каучуки, полистрол, поливинилхлорид и другие. Эти материалы, в свою очередь, служат основой для широкой гаммы товаров, без которых немыслима современная жизнь человека и экономики, в том числе: обувь, одежда, тара и упаковка, посуда, оборудование, окна, всевозможные изделия из резины, товары культурно-бытового назначения, трубы и детали трубопроводов, материалы для медицины и науки и т.д. Нужно отметить, что переработка ПНГ позволяет также выделить сухой отбензиненный газ, являющийся аналогом природного газа, который может быть использован уже в качестве более эффективного топлива, чем ПНГ.
Показатель уровня извлеченного попутного газа, используемого для газонефтехимии, является характеристикой инновационного развития нефтяной и газонефтехимической отрасли, того, насколько эффективно используются в экономике страны углеводородные ресурсы. Рациональное использование ПНГ требует наличия соответствующей инфраструктуры, эффективного государственного регулирования, системы оценки, санкций и поощрения участников рынка. Поэтому доля используемого ПНГ для газонефтехимии также может характеризовать уровень экономического развития страны.
Достижение 95-98%-го уровня использования извлекаемого а масштабах страны попутного нефтяного газа и высокая степень его переработки с получением ценных продуктов, в том числе газонефтехимии, являются одними из важных направлений развития нефтяной и газонефтехимической отрасли в мире. Эта тенденция характерна для развитых стран, богатых углеводородным сырьем, таких как Норвегия, США и Канада. Она характерна и для ряда стран с переходной экономикой, например для Казахстана, а также развивающихся стран, например Нигерии. Нужно отметить, что Саудовская Аравия - лидер мировой нефтедобычи - становится одним из лидеров мировой газонефтехимии.
В настоящее время Россия занимает “почетное” первое место в мире по объемам сжигания ПНГ. В 2013 году этот уровень, по официальным данным, составлял около 15,7 млрд м3. В то же время, согласно неофициальным данным, объем сжигания попутного нефтяного газа в нашей стране может быть значительно выше - не менее 35 млрд м3. При этом, даже ориентируясь на данные официальной статистики, Россия значительно опережает по объемам сжигания ПНГ другие государства. Согласно официальным данным, уровень использования ПНГ иными способами, чем сжигание в факелах, в нашей стране в 2013 году составил в среднем 76,2%. Из них 44,5% пошло на переработку на газоперерабатывающие заводы.
Требования снижения уровня сжигания ПНГ и увеличения доли его переработки как ценного углеводородного сырья выдвигаются руководством нашей страны в течение последних нескольких лет. В настоящее время действует Постановление Правительства РФ №1148 от 08.11.2012, согласно которому нефтедобывающие компании обязаны платить высокие штрафы за сверхнормативное сжигание - свыше 5% -го уровня.
Важно отметить, что точность официальной статистики относительно уровня переработки вызывает серьезные сомнения. По мнению экспертов, перерабатывается существенно меньшая доля извлеченного ПНГ - порядка 30%. И та далеко не вся идет на получение продуктов газонефтехимии, значительная часть перерабатывается для производства электроэнергии. Таким образом, реальная доля эффективного использования ПНГ - как сырья для газонефтехимии - может составлять не более 20% от всего объема добываемого ПНГ.
Таким образом, даже на основании официальных данных, рассматривая только объемы сжигания ПНГ в факелах, можно сделать вывод, что ежегодно теряется более 12млн т ценного нефтехимического сырья, которое можно было бы получить путем переработки попутного нефтяного газа. Из этого сырья могли бы быть произведены важные продукты и товары для отечественной экономики, оно могло бы стать основой развития новых производств, создания новых рабочих мест, в том числе с целью замещения импортируемой продукции. Согласно оценке Всемирного банка, дополнительные доходы российской экономики от квалифицированной переработки ПНГ могли бы составить более 7 млрд долларов ежегодно, а по данным Министерства природных ресурсов и экологии, наша экономика каждый год теряет 13 млрд долларов.
В то же время, если учитывать объемы сжигания попутного газа на нефтепромыслах для собственных нужд и электрогенерации, возможности получения сырья и, соответственно, дополнительных выгод для экономики нашей страны могут быть в два раза выше.
Причины нерационального использования попутного газа в нашей стране связаны с целым рядом факторов. Нередко места добычи нефти находятся далеко от инфраструктуры сбора, транспортировки и переработки нефтяного газа. Ограниченный доступ к системе магистральных газопроводов. Отсутствие местных потребителей продуктов переработки ПНГ, отсутствие рентабельных решений по рациональному использованию - все это приводит к тому, что наиболее простым выходом для нефтедобывающих компаний зачастую является сжигание попутного газа на промыслах: в факелах или для выработки электроэнергии и бытовых нужд. Необходимо отметить, что предпосылки для нерационального использования попутного нефтяного газа формировались еще на начальных этапах развития нефтедобывающей промышленности, еще в советский период.
В настоящее время недостаточное внимание уделяется оценке экономических потерь государства от нерационального использования - сжигания попутного нефтяного газа на промыслах. Однако сжигание ПНГ наносит значительный ущерб не только экономике нефтедобывающих стран, но и окружающей сред. Экологический ущерб чаще всего имеет накопительный характер и приводит к долгосрочным, а зачастую и необратимым последствиям. Для того чтобы оценки экологического ущерба и экономических потерь не были усредненными и односторонними, а мотивация к решению проблемы была осмысленной, необходимо принимать во внимание масштабы нашей страны и интересы всех сторон.
