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.
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
) не находилось в числе приоритетов нефтегазовых компаний. ПНГ отделялся от нефти при ее подготовке к транспорту и попросту сжигался на факельных установках прямо на промысле.
Многие годы пламя этих факелов озаряло ночное небо над добывающими регионами и было одним из символов российской нефтяной индустрии. Впрочем и сегодня Россия является мировым лидером по сжиганию попутного газа. Как в настоящее время решаются проблемы рационального использования ПНГ?
Еще в прошлом десятилетии группа КРЕОН 1 й обратила внимание государственных органов на проблему нерационального использования попутного газа. В 2007 г аналитические материалы группы были использованы при подготовке послания Федеральному Собранию Президента РФ, в котором был сделан акцент на данной проблеме. После этого группа организовала первую в стране площадку для предметного и комплексного обсуждения задач по эффективной переработке ПНГ, что впоследствии способствовало принятию закона, принуждающего все нефтяные компании к 2012 г обеспечить 95% полезную утилизацию попутного нефтяного газа на всех своих месторождениях.
С вступлением в силу Постановления Правительства РФ №1148 от 08.11.2012 г «Об особенностях исчисления платы за негативное воздействие на окружающую среду при выбросах в атмосферный воздух загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа» ситуация начала меняться. В результате введения нормативного показателя сжигания ПНГ в размере, не превышающим 5% от извлекаемого объёма газа и значительного повышения штрафов за сверхнормативное сжигание ПНГ на факелах, а также увеличением повышающих коэффициентов в последующие годы (таблица 1), нефтяные компании всерьёз занялись проблемой рационального использования ПНГ.
Таблица 1. Повышающий коэффициент к плате за объёмы сожжённого ПНГ, превышающие целевой показатель в 5%
|
Повышающий коэффициент |
С 2012 по 2015 гг объём ПНГ, сожжённого на факелах сократился, более чем на 60%, при росте извлечения попутного газа за тот же период на 9%.
В 2016 г российский рынок ПНГ развивался неравномерно: рост добычи и переработки на сопровождался уменьшением коэффициента полезного использования и перебоями добычи у независимых производителей и операторов соглашения о разделе продукции (СРП).
ПАО НОВАТЭК удвоило свои показатели добычи по сравнению с 2015 г Интенсивный рост добычи ПНГ имел и отрицательные последствия с точки зрения экологии - резко увеличился объёмов сжигаемого на факелах газа, но об этом мы поговорим чуть позже.
Ощутимое сокращение добычи ПНГ отмечалось среди небольших независимых производителей (-8%) и у операторов соглашения о разделе продукции (СРП) (-8%).
Рисунок 1. Добыча ПНГ в 2016 г по группам производителей, млн м3
Августовское падение добычи (рисунок 1) связано с сокращением извлечения ПНГ среди ВИНКов и почти полным прекращением добычи операторами СРП, связанной с остановками на ремонт на месторождениях и отсутствием работ по закачке в пласт извлекаемого ПНг
Для большинства ВИНКов ситуация с ПНГ складывалась позитивно: рост добычи в 2016 г составил 7,8%, а их доля в общем объёме добычи достигла 80% рынка.
Больше половины суммарной добычи ПНГ среди ВИНКов приходится на НК (рисунок 3). Среднемесячное извлечение ПНГ госкомпании составляет 2,9 м 3 млрд.
2 и 3 место по объёму добычи делят и .
Рисунок 2. Структура добычи ПНГ среди ВИНКов в 2016 г, %
Главным отрицательным итогом 2016 г стало первое с 2012 г ухудшение показателей объёма сожжённого на факелах попутного газа и коэффициент полезного использования ПНг
Объём сожжённого на факелах попутного газа вырос на 18,5% по сравнению с 2015 г При этом ВИНКи уменьшили свои показатели и весь рост сжигаемых объёмов ПНГ обеспечили небольшие независимые производители и НОВАТЭК.
Интенсивный рост извлечения ПНГ на месторождениях НОВАТЭКа привёл к увеличению объёмов сжигаемого на факелах газа, и, как следствие, резкому падению коэффициента полезного использования нефтяного газа (до 67,2%). Будем надеется, что это вопрос времени и НОВАТЭК найдёт варианты полезного применения ценного сырья.
Среди ВИНКов целевого показателя в 95% полезного использования ПНГ достигли только компании Сургутнефтегаз, Татнефть, НК РуссНефть и (Независимая Нефтегазовая Компания) (рисунок 3).
Рисунок 3. Коэффициенты полезного использования ПНГ среди ВИНК
Лучший темп прироста показателя отмечен у НК Роснефть +2,6% за 2016 г
Отрицательная динамика была показана компаниями (-1,6%) и Башнефть (-4,6%). Уровень полезного использования ПНГ по компании Башнефть резко упал с 74% до 70% в апреле 2016 г В этом месяце компания начала совместно с ЛУКОЙЛ разработку нового месторождения в Ненецком округе.
Министерство Энергетики РФ изначально предполагало достижение нефтяными компаниями целевого показателя в 95% к 2014 г, сейчас ожидания сместились на 2020 г
Как уже отмечалось ранее (таблица 1), в 2020 г отрасль ждёт очередной, ещё более существенный чем в 2014 г, четырёхкратный рост повышающих коэффициентов за сверхнормативное сжигание попутного газа на факелах и можно было бы предположить, что это вынудит все нефтяные компании достичь целевого показателя по утилизации ПНГ к 2020 г Отчасти это верно и повышение штрафов действительно должно привести к скачкообразному росту полезного использования попутного газа, однако в этом правиле есть и свои исключения, которые складываются из специфики законодательства, объективных и субъективных особенностей российской нефтегазодобывающей отрасли.
Спецификой российского законодательства являются разного рода поблажки:
- компаниям, недавно приступившим к разработке месторождений (менее трёх лет с начала эксплуатации) и ещё не наладивших способы полезного использования газа;
- недропользователям, направляющим попутный газ для переработки на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ) на время проведения ремонтно-профилактических работ ГПЗ;
- добывающим компаниям во время реализации инвестиционных проектов по полезному использованию ПНГ на сумму, не превышающую понесённые затраты.
Вышеописанные исключения необходимы для справедливого регулирования отрасли, но по факту факела на месторождениях продолжают гореть, а коэффициент полезного использования попутного газа - падать.
К объективным причинам я причисляю неразвитость инфраструктуры в некоторых районах нефтедобычи, сложность доступа в газотранспортную систему и большие инвестиции, требуемые для реализации проектов по полезному использованию ПНГ. Особенно тяжело реализовать инвестиционные проекты небольшим независимым компаниям, не входящим в вертикально-интегрированные структуры. К субъективным причинам можно отнести российский менталитет и склад ума, который постоянно ищет самое простое решение проблемы. И если под проблемой понимать не загрязнение окружающей среды, а накладываемые государством штрафы, то находятся разного рода решения, позволяющие обходить надзорный контроль и уклоняться от неподъёмных для большинства компаний платежей за сверхнормативное сжигание ПНГ.
Ещё одной проблемой российских игроков отрасли является отсутствие желания сотрудничества и взаимовыручки. В отдельных случаях можно услышать приглашения крупных компаний поставлять попутный газ на недозагруженные мощности их ГПЗ, но чаще всего монополисты диктуют жёсткие и невыгодные условия сотрудничества, а совместных проектов газопереработки - единицы.
Регулятором и неформальным лидером рынка могут выступать региональные власти, которые способны в целях улучшения благосостояния региона представлять и объединять интересы разных добывающих и перерабатывающих компаний. Не только штрафами и контролем, но и субсидиями и рационализаторскими предложениями по консолидации усилий способствовать реализации инвестиционных проектов, направленных на полезное использование попутного нефтяного газа.
Рисунок 4. Динамика добычи и сжигания ПНГ по федеральным округам 2014-2016 гг, млн м 3 /мес.
На рисунке 4 наглядно видно, что Сибирский ФО, при относительно небольшой доле добычи ПНГ несколько лет был лидером факельного сжигания в России. Справедливости ради надо отметить, что округ усиленными темпами компенсирует отставание и по результатам 2016 г худший показатель полезного использования ПНГ (75%) отмечен у Северо-Западного ФО.
Лучшие показатели отмечены в Дальневосточном (95%), Уральском (93%) и Южном (95%) федеральных округах. Статистики по Крымскому федеральному округу пока нет.
Проблема рационального использования ПНГ в некоторых регионах и отдельных компаниях, особенно среди небольших независимых производителей, остаётся. И несмотря на повышение штрафов в 2020 г можно быть уверенными, что далеко не все смогут достичь целевого показателя полезного использования попутного газа. Как показал опрос на конференции «ПНГ 2017», проводимый компанией CREON Energy, только 18% экспертов рынка верит, что ожидания Министерства Энергетики РФ по достижению целевого показателя полезного использования попутного газа будет достигнуты к 2020 г.
Для того, чтобы понять в каком направлении должен двигаться рынок для повышения коэффициента полезного использования ПНГ, рассмотрим способы применения попутного газа и их потенциал роста.
Среди направлений полезного использования ПНГ распространены переработка газа на ГПЗ, использование газа для собственных нужд на месторождении (в основном, электрогенерация), поставка местным потребителям для отопления и электрогенерации, обратная закачка газа в пласт для повышения внутрипластового давления и увеличения выхода нефти, поставка в газотранспортную систему () Газпром (рисунок 4).
Рисунок 5. Распределение извлечённого ПНГ по направлениям использования в 2015 г, %
Половина извлекаемого попутного нефтяного газа поступает на ГПЗ, где происходит переработка в сухой отбензиненный газ (СОГ) и широкую фракцию лёгких углеводородов (ШФЛУ) для дальнейшей глубокой переработки на газофракционирующих установках (ГФУ), где получают топливо (СУГ) и другое сырье для нефтехимической промышленности.
Объём российской газопереработки в последние годы растёт исключительно за счёт увеличения переработки ПНг Доля ПНГ на газоперерабатывающих заводах в 2016 г достигла 47,1%, а в апреле 2016 г составила рекордные 51,8%. Стоит также отметить, что попутный газ, во многих случаях, является более ценным сырьём для газохимии, чем природный газ, т.к. богат фракциями С2+.
Крупнейшим игроком рынка переработки газа является СИБУР Холдинг, кроме того, газоперерабатывающие мощности есть у ВИНКов и «Газпром». Небольшие независимые участники отрасли в большинстве своём только присматриваются к относительно новым на рынке мало- и среднетоннажным газоперерабатывающим и газофракционирующим установкам.
В 2016 г некоторые нефтяные компании (ЛУКОЙЛ, НК Роснефть, ) реализовали проекты по компримированию ПНГ, что упростит логистику до конечных потребителей, т.к. сжатый газ в баллонах занимает значительно меньше места и может доставляться автотранспортом.
В целом, можно говорить о планомерном росте поставок попутного газа на переработку, но к сожалению, ситуация с остальными видами утилизации ПНГ сложнее. В силу технологических причин объем ПНГ, который можно закачивать в ГТС, не может превышать 5% от объёма природного газа, перекачиваемого по трубопроводу, кроме того существующая ГТС практически полностью загружена.
Закачка в пласт остаётся технологически сложным способом утилизации ПНГ с высокими капитальными и операционными издержками. Не весь ранее закаченный в пласт попутный газ подлежит дальнейшему извлечению, а увеличение нефтеотдачи заметно не на всех этапах разработки месторождения.
Потенциал применения попутного газа на собственные нужды на месторождении ограничен. Чтобы уменьшить штрафы нефтяники нередко целенаправленно искали газовые электрогенераторы с минимальным КПД, а затем «освещали лес». Но даже при таком варианте использования, весь извлекаемый на месторождениях ПНГ утилизировать не получалось.
Поставки газа местным потребителям - непрофильный для нефтяников бизнес, в который они редко хотят вникать и уделять ему время.
Постепенно развитие получают схемы на стыке двух вышеописанных методов утилизации ПНГ: аутсорсинговое обеспечение электроэнергией месторождения и поставки газа и электричества местным производителям. Независимая компания заключает договор с недропользователем на приобретение попутного газа и обязуется обеспечивать месторождение электроэнергией. После чего поблизости размещает блочно-модульный комплекс по подготовке газа и электрогенерации.
В итоге добывающая компания избавляется от штрафов за нецелевое использование ПНГ, перекладывает капитальные издержки и риски поломки оборудования на стороннюю компанию. А эксплуатирующая организация имеет постоянного клиента по электроэнергии и может выстраивать бизнес, нацеленный на удовлетворение потребностей близлежащих населённых пунктов в тепле и электричестве, а в дальнейшем модернизировать оборудование и заниматься более глубокой переработкой попутного газа.
Что же могут сделать участники рынка?
Государственные органы в лице министерств могут традиционно пользоваться простым и эффективным методом кнута и пряника. И если ужесточать наказания уже некуда, то следует перейти к совершенствованию контроля и искать «уклонистов». Пряником же могут стать субсидии переработчикам газа (особенно старт-апам малых компаний), финансирование научных разработок в сфере полезного использования ПНГ и мораторий на новые глобальные изменения госрегулирования нефтегазового сектора, которые вынуждают добывающие компании «экономить силы» и откладывать инвестиционные проекты.
Региональные власти способны предоставлять субсидии на местном уровне, но главное, что они могут стать стержнем, объединяющим нефтяников (в том числе между собой), переработчиков и НИИ. Не стоит забывать, что местные власти, кроме улучшения экологических, промышленных и социальных показателей региона получают возврат инвестиций в виде косвенных налогов.
Общественным организациям следует менять свой подход в общении с игроками рынка с жёстких обвинений к предложению сотрудничества. Так же стоит привлекать внимание к проблеме факельного сжигания попутного газа путём широкого освещения в СМИ и организации специальных мероприятий. Хорошим примером подобного сотрудничества является рейтинг экологической ответственности нефтегазовых компаний «Здравый Смысл», который совместно проводят WWF России и группа «КРЕОН». Рейтинг, проводится ежегодно, сравнивает и награждает крупнейшие добывающие компании по следующим направлениям:
Уровень воздействия компаний на окружающую среду на единицу производимой продукции,
Степень открытости и доступности экологически значимой информации,
Качество экологических политик и менеджмента компаний, соответствие наилучшим стандартам и практикам,
Нарушения природоохранного законодательства компанией в зоне реализации проектов,
Эффективность использования полезных ископаемых.
Другим положительным примером является мировая программа «Полное прекращение регулярного факельного сжигания ПНГ к 2030 году» (Zero Routine Flaring by 2030 Initiative), которую в 2015 г совместно запустили Генеральный Секретарь ООН Пан Ги-мун и Президент Всемирного Банка Джим Ён Ким. Участники программы берут на себя ответственность применять лучшие технологии и прикладывать все усилия для достижения нулевых выбросов ПНГ, взамен они имеют доступ к передовым технологическим практикам и могут рассчитывать на привилегированные условия международных банковских организаций, финансирующих проекты, связанные с нефтедобычей. К сожалению, к программе ещё не присоединилась ни одна российская добывающая компания.
Переработчикам необходимо активнее приглашать на недозагруженные мощности ГПЗ сторонних поставщиков, совместно прорабатывать логистику поставок и, главное, предоставлять справедливые коммерческие условия за свои услуги.
Добывающим компаниям следует стать более открытыми. Речь идёт не только о включении экологического раздела в годовые отчёты, а о реальном предоставлении заинтересованным лицам данных по уровню утилизации ПНГ на каждом месторождении. Сейчас подобная информация является коммерческой тайной, но благодаря открытому доступу к информации малый и средний бизнес сможет найти для себя перспективные возможности по полезному использованию ценного сырья и выступить с инициативой, предложив нефтяникам решение проблемы утилизации попутного газа.
В заключение стоит сказать, что проблему рационального использования ПНГ тяжело решить отдельно взятой компании. Ключ к успеху - в сотрудничестве.
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
В отличие от природного газа попутный нефтяной газ содержит в своем составе кроме метана и этана большую долю пропанов, бутанов и паров более тяжелых углеводородов. Во многих попутных газах, в зависимости от месторождения, содержатся также неуглеводородные компоненты: сероводород и меркаптаны, углекислый газ, азот, гелий и аргон.
При вскрытии нефтяных пластов обычно сначала начинает фонтанировать газ нефтяных «шапок». Впоследствии основную часть добываемого попутного газа составляют газы, растворенные в нефти. Газ газовых «шапок», или свободный газ, является более «легким» по составу (с меньшим содержанием тяжелых углеводородных газов) в отличие от растворенного в нефти газа. Таким образом, начальные стадии освоения месторождений обычно характеризуются большими ежегодными объемами добычи попутного нефтяного газа с большей долей метана в своем составе. При длительной эксплуатации месторождения дебет попутного нефтяного газа сокращается, и большая доля газа приходится на тяжелые составляющие.
Закачка в недра для повышения пластового давления и, тем самым, эффективности добычи нефти. Однако в России, в отличие от ряда зарубежных стран, этот метод за редким исключением не используется, т. к. это высоко затратный процесс.
Использование на местах для выработки электроэнергии, идущей на нужды нефтепромыслов.
При выделении значительных и устойчивых объемов попутного нефтяного газа - использование в качестве топлива на крупных электростанциях, либо для дальнейшей переработки.
Наиболее эффективный способ утилизации попутного нефтяного газа - его переработка на газоперерабатывающих заводах с получением сухого отбензиненного газа (СОГ), широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), сжиженных газов (СУГ) и стабильного газового бензина (СГБ).
Крупная консалтинговая компания в сфере ТЭКа PFC Energy в исследовании "Утилизация попутного нефтяного газа в России" отметила, что оптимальный вариант использования ПНГ зависит от размера месторождения. Так, для малых месторождений наиболее привлекательным вариантом является выработка электроэнергии в малых масштабах для собственных промысловых нужд и нужд других местных потребителей.
Для средних месторождений , по оценкам исследователей, наиболее экономически целесообразным вариантом утилизации попутного нефтяного газа является извлечение сжиженного нефтяного газа на газоперерабатывающем заводе и продажа сжиженного нефтяного газа (СНГ) или нефтехимической продукции и сухого газа.
Для крупных месторождений наиболее привлекательным вариантом является генерирование электроэнергии на крупной электростанции для последующей оптовой продажи в энергосистему.
По мнению экспертов, решение проблемы утилизации попутного газа - это не только вопрос экологии и ресурсосбережения, это еще и потенциальный национальный проект стоимостью 10- 15 млрд долларов. Только утилизация объемов ПНГ позволила бы ежегодно производить до 5- 6 млн тонн жидких углеводородов, 3- 4 млрд кубометров этана, 15- 20 млрд кубометров сухого газа или 60- 70 тысяч ГВт/ч электроэнергии.
Президент РФ Дмитрий Медведев дал поручение правительству РФ принять меры по прекращению практики нерационального использования попутного газа к 1 февраля 2010 года.