УДК 665
Уруджев Н.А.
urudzhev.n.a@mail.ru
Научный руководитель: Севастьянов Алексей Александрович
кандидат технических наук, доцент.
Тюменский индустриальный университет
(г. Тюмень)
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ МЕРОПРИЯТИЙ И ПРОЕКТОВ, НАПРАВЛЕННЫХ НА УТИЛИЗАЦИЮ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА НА ПРИМЕРЕ ООО «РОСНЕФТЬ – ПУРНЕФТЕГАЗ»
В статье обоснована необходимость внедрения и совершенствования мероприятий и проектов, направленных на утилизацию попутного нефтяного газа. Актуальность темы обусловлена наличием положительного технологического, экономического, экологического и социального эффекта от внедрения проектов по утилизации попутного нефтяного газа второй и выше ступеней сепарации.
Рассмотрен опыт ООО «Роснефть – Пурнефтегаз», который в 2014 году внедрил проект по приема и переработки попутного нефтяного газа на дожимной компрессорной станции с установкой подготовки газа Харампурского месторождения. Описаны основные технологические процессы ДКС с УПГ, охарактеризованы основные проблемы, связанные с эксплуатацией производственных процессов и оборудования ДКС с УПГ, предложены основные направления устранения этих проблем.
Ключевые слова: газ, ДКС, месторождение, попутный, промысел, установка подготовки газа, утилизация, эффективность.
Наиболее ценным углеводородным ресурсом, используемым в качестве топлива и сырья для получения разнообразных химических веществ является на сегодняшний день попутный нефтяной газ. С учетом приоритетности значения газа во многих отраслях промышленности, проблема его использования является на сегодняшний день одной из наиболее актуальных.
Существенно повышается важность проблемы использования и утилизации попутного газа в связи с неполным расходованием попутного газа, добываемого вместе с нефтью, на собственные нужды нефтегазодобывающих предприятий – такие как печи, мини – ГТЭС, котельные, т.д. При отсутствии возможности использования газа на собственные нужды, а также поставки его на ГПЗ, возникает необходимость утилизации газа путем сжигания в факельных системах. Причём количество сжигаемого газа на факелах в некоторых случаях весьма существенное. Ценный продукт сгорает в огромных объёмах потому, что иногда нет возможности его транспортировать для переработки [2].
Согласно статистическим данным Минприроды РФ, в России ежегодно добывается свыше шестисот миллиардов кубометров попутного газа, при этом только 60% используется на собственные и сторонние нужды, а 40% его утилизируется в факельных системах [4]. Таким образом, по масштабам нерациональной утилизации попутного нефтяного газа России принадлежит первое место в мире. Не принимая в учет материальные потери, связанные с таким видом утилизации, отметим дополнительно, что сжигание на факелах оказывает негативное влияние и на состояние экологической обстановки в районе добычи и переработки.
В рассматриваемом контексте речь идет о газе второй и последующих ступеней сепарации. Данный газ является одним из наиболее сложных в подготовке в целях его дальнейшего использования в промышленности: по плотности и содержанию компонентов С3+выше значительно «тяжелее» газа первой ступени: так, плотность газа второй ступени может превышать 1700 г/м3, а содержание С3+выше – 1000 г/м3 [2].
Соответственно, количество выпадающего конденсата в газопроводах ПНГ второй и последующих ступеней гораздо больше в сравнении с тем же показателем в газопроводе первой ступени. Газ концевых ступеней отличается также повышенным содержанием механических примесей и капельной влаги. Дополнительно усложняет процесс необходимость его дополнительного компримирования.
Таким образом, рациональное применение попутного газа последних ступеней сепарации требует создания дополнительной инфраструктуры сбора и подготовки, что, в свою очередь, увеличивает себестоимость подготовки и снижает рентабельность производственной деятельности нефтегазодобывающих компаний. Именно этим обусловлен тот факт, что нефтегазодобывающие компании без всякого желания принимали эти дополнительныен затраты, связанные с утилизацией такого «низкорентабельного» газа, предпочитая просто сжигать его в факелах, и зачастую и игнорировали наличие проблемы утилизации попутного нефтяного газа.
С началом определения Правительством нормативов использования ПНГ в размере 95%, решение такой проблемы стало обязательным компонентом деятельности любой нефтегазодобывающей компании [1]. Таким образом, на сегодняшний день вопрос о том, сжигать или не сжигать попутный газ на факелах, решен в России окончательно: сжигать ПНГ экономически и технологически невыгодно.
Ежегодно увеличивается количество промыслов и компаний, которые стремятся увеличить эффективность производства за счет получения прямого дополнительного дохода из целесообразного использования ПНГ. К числу таких компаний можно отнести и промыслы, расположенные на Харампурском месторождении (ООО «Роснефть – Пурнефтегаз»), добыча газа на которых преимущественно находится на завершающей стадии.
Запасы, находящиеся в ведении Пурнефтегаза, отличаются высокой концентрацией. Более 70% запасов нефти и газового конденсата сосредоточено на четырех месторождениях (Комсомольском, Харампурском, Тарасовском и Барсуковском), а запасы природного газа на Харампурском месторождении составляют 69% запасов газа, принадлежащих НК «Роснефть» в данном регионе. На долю Пурнефтегаза приходится 77% суммарных доказанных запасов газа НК «Роснефть».
В ООО «РН-Пурнефтегаз» реализуется Целевая газовая программа, все мероприятия Программы разработаны в соответствии с требованиями «Энергетической стратегии России на период до 2030 года» и «Стратегией развития ОАО «НК «Роснефть» до 2020 года» и направлены на максимальное и эффективное использование минерально-сырьевых ресурсов. Основной задачей Целевой газовой программы является экономическое стимулирование рационального использования попутного нефтяного газа, прекращение практики сжигания его в факелах (в первую очередь за счет создания экономически выгодных условий для переработки и использования такого газа).
В настоящее время использование попутного нефтяного газа осуществляется путем поставок газа на Губкинский ГПК ОАО «Сибур-Холдинг» с Барсуковкой и Тарасовской групп месторождений, поставок газа иным потребителям (г. Губкинский), использование газа на собственные нужды. В процессе осуществления мероприятий газовой программы запланировано доведения уровня утилизации попутного нефтяного газа до 95% в период до 2020 года.
Одним из направлений Программы является увеличение производственных мощностей и ввод в действие новых дожимных компрессорных станций с установками подготовки газа, предназначенные для приёма попутного нефтяного газа с объектов и цехов подготовки и перекачки нефти, подготовки попутного нефтяного газа до требований СТО-089-2010, для закачки его в пласт ПК-1 и выделения ШФЛУ - SС3+в не ниже 90%[3].
На УПГ предусмотрены две технологические линии проектной производительностью по сырьевому газу: подготовленный газ в пласт ПК-1 с месторождений Харампурской группы - 1,38 млрд. м3 газа в год; газопровод транспорта газа низкого давления в объёме 62500 нм3/час «Площадка ДКС с УПГ - точка врезки конденсатопровод диаметром 426 от Харампурского месторождения - до УКПГ Тарасовского м/р» с дальнейшей транспортировкой газа на Губкинский ГПК.
В основе процесса подготовки попутного нефтяного газа на УПГ лежит метод низкотемпературной конденсации (НТК), которая происходит в результате ступенчатого охлаждения газа с применением турбодетандерной установки (трёхпоточной вихревой трубы или узла дросселяции с КРД) и последующего отделения конденсата.
На площадку ДКС с УПГ попутный нефтяной газ поступает с площадок ДНС-15 «Фестивального» месторождения, ДНС-19 «Южно-Харампурского» месторождения, ДНС-18 «Южно-Харампурскго» месторождения, ДНС-17 «Северо-Харампурского» месторождения и УПН «Северо-Харампурского» месторождения с расчетным давлением 0,09 - 0,44 МПа и температурой от -3 до +14 °С.
Продукцией ДКС с УПГ являются осушенный газ, закачиваемый в пласт и газ транспортируемый на УСОК «Тарасовского» месторождения, а также ШФЛУ, периодически откачиваемый на УПН ЦППН-3 «Северо-Харампурского» месторождения.
Установка УПГ выполняет функции:
приема попутного нефтяного газа, поступающего с ДНС-15 «Фестивального» месторождения, ДНС-19 «Южно-Харампурского» месторождения, ДНС-18 «Южно-Харампурскго» месторождения, ДНС-17 «Северо-Харампурского» месторождения и УПН «Северо-Харампурского» месторождения;
приёма природного газа Туронской газовой залежи и водометанольной смеси от узла подключения газопровода кустовой площадки №8 на ДКС с УПГ Харампурского месторождения; компримирования попутного нефтяного газа в блоке компрессорных установок БКУ-1;
подготовки попутного нефтяного газа до требований СТО-089-2010;
подачи осушенного (товарного) газа от площадки ДКС с УПГ Харампурского месторождения до УСОК «Тарасовского» месторождения, далее осушенный (товарный) газ от УСОК транспортируется на Губкинский ГПК;
компримирования осушенного (товарного) газа в блочной компрессорной установке БКУ-2 для закачки в пласт ПК-1 «Северо-Харампурского» месторождения;
выделения ШФЛУ (SС3+в не ниже 90%) и подачи ее по конденсатопроводу в существующий нагнетательный конденсатопровод мультифазной насосной станции (МФНС), и далее от МФНС до УСОК «Тарасовского» месторождения, или сбора ШФЛУ в аварийные емкости площадки ДКС с УПГ;
выделения и подготовки водометанольной смеси (ВМС) для подачи ее на регенерацию [3].
Дожимная компрессорная станция с УПГ включает следующие вспомогательные системы:
блок ТВТ с накопительной емкостью (при остановке блока ТДУ);
узел дросселяции газа с КРД (при останове ТВТ и ТДУ);
факельную систему ВД и НД, а также свечу рассеивания для утилизации аварийных и технологических выбросов;
дренажную систему для сбора продуктов промывки, пропарки с аппаратов и трубопроводов;
систему топливного газа с узлом учета и редуцирования;
систему хранения метанола, подготовки рабочего раствора метанола и его подачи в технологический процесс;
установку регенерации метанола УРМ;
площадку аварийных емкостей;
систему воздуха КИПиА, обеспечивающую работу пневмоприводной арматуры БКУ-1, БКУ-2 и ТДУ;
котельную для обеспечения технологических и санитарных нужд станции теплом;
дизельную электростанцию как резервный автономный источник электроэнергии;
мембранную азотную станцию для обеспечения нужд станции азотом техническим и азотом системы азотного пожаротушения;
маслохозяйство для обеспечения двигателей и компрессоров БКУ-1, БКУ-2, а также ТДУ машинным маслом [3].
В схеме предусмотрена регенерация метанола из водометанольной смеси с дальнейшей подачей его на склад метанола для повторного использования в технологическом процессе, что создает условия дополнительно для получения экономической выгоды.
Следует отметить, что в технологической схеме принят традиционный метод, который уже доказал свою технологическую эффективность: практически полное устранение потерь метанола обеспечивается именно при регенерации его из водометанольной смеси.
Однако, практический опыт позволяет выявить и некоторые недостатки у данного метода регенерации, например, дополнительные затраты, возникающие при устранении осадка солей, высокая энергоемкость процесса, т.д.
В последнее время во многих работах показана высокая эффективность метода регенерации метанола путем его отдувки с использованием летучего ингибитора, для чего используются специально отведенные секции. Преимуществом данного метода является то, что он позволяет получить метанол уже на этапе транспортировки газа, в отсутствие дополнительного оборудования, что существенно упрощает схему.
Стоит также отметить, что рентабельность данного метода регенерации метанола зависит от наличия соответствующих производственных мощностей, и прежде всего, на самих промыслах. Использование такого метода регенерации возможно лишь в условиях высокой пропускной способности газодобывающих промыслов.
В заключение отметим также, что сам процесс переработки ПНГ является высоавтоматизированным - эксплуатация оборудования ДКС с УПГ предусматривается без постоянного присутствия на нем обслуживающего персонала. Управление и контроль за работой оборудования осуществляется с помощью средств АСУ ТП. Кроме того, для проведения пуско-наладочных и оперативных работ предусмотрены необходимые местные приборы контроля и средства управления.
В результате централизованного сбора, переработки попутного нефтяного газа на ДКС и УПГ обеспечивается комплексный эффект: обеспечение промышленной и экологической безопасности; экономический, проявляющийся в сокращении затрат по плате за загрязнения окружающей среды, получение дополнительного дохода от переработанного попутного газа, который ранее признавался «низкорентабельным».
Литература
1. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года, утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.11.2009 №1715-р. Режим доступа: https://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW.
2. Кутепова Е.А., Книжников А.Ю., Кочи К.В. Проблемы и перспективы использования попутного нефтяного газа в России: ежегодный обзор. Вып. 3. М.: WWF-России, КПМГ, 2011. 43 с.
3. Технологический Регламент ООО «РН – Пурнефтегаз». ДКС с УПГ Харампурского месторождения. №ТР-007-УПТГиК, версия 2.00. г. Губкинский, 2016. 322 с.
4. Добыча природного газа в мире по странам. Режим доступа: https://promdevelop.ru/dobycha-prirodnogo-gaza-v-mire-po-stranam/.