Исследование экологического состояния окружающей среды Ханты-Мансийского автономного округа

Подготавливаемой продукцией ДНС-1 является водонефтяная эмульсия, которая перекачивается на УПСВ-Ловинка, отсепарированный попутный нефтяной газ, прошедший первую ступень сепарации поступает на КС «Ловинка».

2.4 Описание технологического процесса ДНС-1

Жидкость, добываемая из скважин Ловинского, Яхлинского, Новомостовского и Западно-Новомостовкого месторождений через открытые задвижки №1, 2, 30 поступает на блок гребенок ДНС-1, далее через задвижку №58 на нефтегазосепаратор №1 (НГС-1) где производится первая ступень сепарации продукции скважин.

Нефтесодержащая жидкость из НГС-1 через задвижки № 60, 61 поступает параллельно по задвижкам № 5, № 6 в нефтегазосепараторы второй ступени сепарации №2, 3 (НГС-2, 3).

Попутный нефтяной газ из НГС-1, НГС-2, НГС-3 через задвижки № 48, 27, 28, 34, 53 поступает на газовый вертикальный сепаратор (ГВС), и через задвижку № 54 подаётся на и КС «Ловинка».

НГС-1, НГС-2, НГС-3 оборудованы автоматическими регуляторами межфазного уровня нефть-газ «РУПШ» (LSА 01,02,03). Показания уровня выведены в операторную.

НГС-1, НГС-2, НГС-3 оборудованы, техническими манометрами, предохранительными клапанами СППК-4Р 100х16. При срабатывании СППК-4Р избыточное давление сбрасывается на факел.

Прошедшая вторую ступень сепарации нефтесодержащая жидкость из НГС-2, НГС-3 через задвижки № 7, 8, 17, 18 поступает на приёмную гребенку блока насосов внешней перекачки (НВПН). Через фильтры сетчатые по задвижкам № 9а, 10а,11а, 12а, 9, 10, 11,12 на приём насосов ЦНС 105-294(производительностью 105 м3/час и напором 294 м/в.ст.).

Для перекачки жидкости используется четыре насоса. Два основных и два резервных. Все насосы оборудованы датчиками ТISА(10-1,2; 20-1,2; 30-1,2; 40-1,2) - контроля и защиты по температуре нагрева подшипников с выводом показаний в операторную и датчиками РISА(10,20,30,40) для контроля за давлением на выкиде. При повышении температуры выше 70С, или понижении давления в трубопроводе ниже 5 кгс/см2, насосные агрегаты отключаются с включением световой и звуковой сигнализации в операторной. В помещение насосного блока установлено три стационарных сигнализатора взрывоопасной концентрации типа СТМ-10, с выводом звукового и светового сигнала в операторную и автоматическим отключением насосных агрегатов при достижении второго порога концентрации (40%) от нижнего предела взрываемости и при достижении первого порога (20%) включается вентиляция..

Привод насосов осуществляется электродвигателями типа ВА 02-280М-292-52961.

Перекачиваемая насосами внешней перекачки нефтесодержащая жидкость по выкидной линии, через обратные клапана и задвижки № 13, 14, 15, 16, 14а, 20 поступает на узел учета. Давление на узле учета контролируется манометрами до и после фильтров - РI-16,17,18.

Учет жидкости Ловинского, Яхлинского, Новомостовского и Западно-Новомостовкого месторождения осуществляется на узле учета при помощи массового расходометра «Micro-Motion» с выводом показаний в операторную. На второй линии узла учета установлен счетчики типа НОРД-ЭЗМ для контроля и учета жидкости на время поверки «Micro-Motion».

Далее с узла учета нефти жидкость через задвижки № 22, 91 поступает в межпромысловый нефтепровод ДНС-1 - УПСВ-Ловинка d-273мм, L-12630 м.

При проведении ремонтных работ, ревизии, освидетельствования НГС-1, НГС-2, НГС-3 жидкость добываемая на Ловинском, Яхлинском, Новомостовском и Западно-Новомостовком месторождениях смешивается на блоке гребенке и поступает на один из рабочих нефтегазосепараторов. Затем через фильтры жидкость поступает на прием насосных агрегатов №-1, 2, 3, 4, далее перекачивается на УПСВ-Ловинка.

Сбор утечек насосных агрегатов ЦНС 105/294 осуществляется системой дренажно-канализационных трубопроводов, по которым через задвижку № 80 жидкость направляется в дренажную ёмкость №1 (ЕПП-1) V-25 м3.

Дренаж фильтров - отстойников приемной линии насосов и узла учета производится через задвижки №№ 81, 82, 83, 84, 85, 86 в дренажную емкость ЕПП-1.

Дренаж нефтегазосепараторов НГС-1, 2, 3 осуществляется в ЕПП-1 через задвижки №№ 40, 41, 47а. Откачка жидкости из дренажной ёмкости производится насосом НВ 50/50 через задвижки № 59а, 60, 61, в линию приема НГС-2. Факельная система состоит из основных газопроводов, факельного коллектора и факельного ствола.

2.5 Мероприятия по охране окружающей среды

Система перекачки нефти на ДНС-1 полностью герметична. Все отводы жидкости с насосных агрегатов, производятся в погружную дренажную емкость, после чего откачиваются в систему. Основная часть попутного газа идет на КС «Ловинка». Все НГС снабжены предохранительными клапанами, при срабатывании которых избыточное давление сбрасывается на факел. (Н.Д. Сорокин «Охрана окружающей среды на предприятии» - СПб, Фирма «Интеграл» 2005 год)

В целях охраны, рационального использования и предупреждения загрязнения почвы, водоемов и воздушного бассейна предусматривается:

- полная герметизация системы сбора и транспорта нефти;

- благодаря компактности ДНС-1 осуществляется экономия площади почвы, сведение до минимума разъемных соединений и удобство обслуживания;

- оснащение предохранительными клапанами всех нефтегазосепараторов, в которых может возникнуть давление, превышающее расчетное, с учетом требований «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением»;

- откачка (по уровню) дренажной емкости;

- испытание оборудования и трубопроводов на прочность и плотность;

- попутный нефтяной газ подается на КС «Ловинка»;

- оборудование и трубопроводы защищаются от коррозии;

- осуществляется аварийная сигнализация предельных значений регулируемых параметров (уровня, давления, температуры), защитного отключения насосных агрегатов.

В случаях нарушения технологического режима, связанного с авариями, в целях охраны природы предусматриваются следующие мероприятия:

1) сброс газа из НГС на факел;

2) опорожнение НГС путем сброса нефти в дренажную емкость ЕП-1;

3) обвалование факельного стояка;

4) Мероприятия по регулированию выбросов при неблагоприятных метеорологических условиях (НМУ).

При НМУ вводится 1 режим работы, что обеспечивает снижение выбросов на 10-20 %.

Для этого достаточно:

- усилить контроль за точным соблюдением технологического регламента;

- сместить во времени технологические процессы, связанные с большим выделением вредных веществ в атмосферу (продувку газопроводов, заполнение и опорожнение емкостей для нефтепродуктов);

- прекратить испытания оборудования.

Все источники, подлежащие контролю по загрязнению атмосферы, делятся на две категории:

- к 1-ой категории относится источник, вносящий существенный вклад в загрязнение атмосферы, так называемые организованные выбросы (факел), которые могут контролироваться систематически;

- ко 2-ой категории относятся более мелкие источники, так называемые неорганизованные выбросы (сепараторы, емкости и т.д.), которые могут контролироваться эпизодически.

В число веществ, подлежащих обязательному контролю, должны быть включены окислы азота, окись углерода, углеводороды.

Основными источниками выделения вредных веществ являются:

- не плотности фланцевых соединений (выбросы - углеводороды);

- устье факела (при продувке технологического оборудования и срабатывании предохранительных клапанов, сжигании газа на факеле, выбросы - окись углерода, окислы азота и углеводороды).

Источники, дающие наибольший вклад в загрязнение атмосферы:

- в рабочем режиме - окиси углерода (факельные установки);

- по окислам азота - факельные установки;

- в аварийном режиме - тоже.

Контроль воздушной среды организуется в соответствии с общесоюзным нормативным документом «Руководство по контролю источников загрязнения атмосферы» ОНД-90 часть I, II г. Санкт- Петербург 1992 г.

3. Утилизация попутного нефтяного газа

Экологическая обстановка на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры определяется функционированием нефтегазодобывающей и нефтегазоперерабатывающей отраслей.

Исследования атмосферного воздуха в рамках локального экологического мониторинга в 2013 г. проводились на 263 лицензионных участках в 748 пунктах мониторинга. Как правило, концентрации загрязняющих веществ были значительно ниже ПДКм.р. Влияние техногенных факторов в большей степени проявилось вблизи факельных установок и производственных площадок.

Если прослеживать динамику 2014 года, то можно увидеть следующее: снижение загрязняющих веществ в атмосферный воздух происходит за счет реализации природоохранных мероприятий по сокращению объемов сжигаемого газа на факелах в рамках реализации программ по утилизации попутного нефтяного газа путем переработки. Объем сожженного газа на факелах сократился с 3907 млн. куб. м в 2013 году до 2293,57 млн. куб. м в 2014 году. Это привело к снижению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на 20%, а именно формальдегида, фенола, диоксида азота.

Программой утилизации попутного нефтяного газа путем переработки на территории округа планировалось достичь 95% утилизации к 2016 году. На сегодняшний день процент утилизации ПНГ по округу фактически уже составляет 93,2 %, что автоматически привело к сокращению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и резкому сокращению суммы платы за сверхлимитное загрязнение атмосферного воздуха стационарными объектами.

По данным Департамента по недропользованию ХМАО-Югры в 2014 году на нефтепромыслах округа было добыто 33,66 млрд. м3. попутного нефтяного газа, использовано - 31,37 млрд. м3, сожжено - 2,28 млрд. м3. Уровень утилизации нефтяного газа в 2014 году составил 93,2 %. В целом, уровень утилизации ПНГ вырос с 85,2 % в 2011 году до 93,2 % в 2014 году, то есть на 8,0 % (рисунок 3.1).

Рисунок 3.1 - Данные по Ханты-Мансийскому автономному округу - Югре, ПНГ (млрд. куб. метров)

За 2013 год 76,3% всех ресурсов попутного нефтяного газа или почти 25 млрд. м3 было переработано на газоперерабатывающих заводах Югры.

В округе в настоящее время действуют 67 таких электростанций общей мощностью 1 500 МВт, на которых за 2013 год выработано порядка 10 млрд. кВт ч. (А.А. Атангулов «Состояние добычи нефти и разработка нефтяных месторождений»).

Основные решения по утилизации ПНГ, которыми сегодня могут воспользоваться нефтедобывающие компании таковы:

1. Переработка ПНГ средствами нефтехимии.

2. «Малая энергетика» на базе ПНГ.

3. Закачка ПНГ и смесей на его основе в пласт для повышения нефтеотдачи.

4. Переработка газа на синтетическое топливо (технологии СЖТ/GTL).

5. Сжижение подготовленного ПНГ.

В настоящее время в ХМАО проводятся мероприятия по снижению объемов сжигания попутного нефтяного газа на факелах (таблица 3.2).

Таблица 3.2 - Мероприятия, проводимые регионом

Однако вновь вводимые нефтяные месторождения удалены от ГПЗ на 150-200 км. В этом случае учет всех элементов затрат выводит себестоимость попутного газа на уровень, при котором вариант утилизации попутного газа на ГПЗ для многих недропользователей неэффективен и ими ищутся варианты переработки ПНГ непосредственно на нефтепромыслах.

Как видно по приведенным ранее цифрам, в РФ в «глобальных масштабах» из этих направлений развиваются лишь два: потребление ПНГ в качестве топлива с целью выработки электроэнергии и как сырья для нефтехимии (получение сухого отбензиненного газа, газового бензина, ШФЛУ и сжиженного газа для бытовых нужд).

Между тем, новые технологии и оборудование позволяют реализовать многие процессы непосредственно на промыслах, что полностью устранит или существенно снизит потребность в дорогостоящей сетевой инфраструктуре, вовлечет в переработку неиспользуемые объемы ПНГ, улучшит экономическую эффективность нефтедобычи.

Согласно проведенному анализу к перспективным направлениям промысловой утилизации ПНГ сегодня относятся:

* микротурбинные или газопоршневые установки, покрывающие потребность нефтепромыслов в электрической и тепловой энергии.

* малогабаритные установки сепарации для получения товарной продукции (топливного метана на собственные нужды, ШФЛУ, газового бензина и ПБТ).

* комплексы (установки) конвертации ПНГ в метанол и синтетические жидкие углеводороды (автомобильный бензин, дизтопливо и т.п.).

Выработка попутного нефтяного газа.

Доведение добытой сырой нефти до товарных кондиций происходит в установках комплексной подготовки нефти (УКПН). В УКПН, помимо обезвоживания, сероочистки и обессоливания нефти, осуществляется ее стабилизация, то есть отделение в специальных стабилизационных колоннах легких фракций (т.е. ПНГ и газа выветривания). С УКПН стабилизированная нефть требуемого качества подается через коммерческие узлы учета нефти в магистральные нефтепроводы. Выделенный попутный нефтяной газ при наличии специального газопровода доставляется потребителям, а при отсутствии «трубы» сжигается, используется на собственные нужды или перерабатывается. Отметим, что ПНГ отличается от природного газа, состоящего на 70-99% из метана, высоким содержанием тяжелых углеводородов, что и делает его ценным сырьем для нефтехимических производств.

Таблица 3.3 - Состав ПНГ различных месторождений Западной Сибири

ПРИМЕР: стоимость УКПН зависит от пластового содержания ПНГ, а также количества попутных водяных паров, сероводорода и т.п. Ориентировочная оценка стоимости установки на 100-150 тыс. т. в год товарной нефти - $20-40 млн.

Количество технологий, схем эксплуатации и оборудования (разной степени эффективности и освоенности) для повышения нефтеотдачи очень велико.

ПНГ, в силу своей гомологической близости к нефти, представляется оптимальным агентом газового и в особенности водогазового воздействия (ВГВ) на пласт закачкой попутного нефтяного газа и иных рабочих жидкостей с его использованием (ПНГ+ вода, водно-полимерные композиции, растворы кислот и др.) 4. При этом увеличение нефтеизвлечения по сравнению с заводнением пласта необработанной водой зависит от конкретных условий. Скажем, разработчики технологии ВГВ (ПНГ+вода) указывают, что наряду с утилизацией ПНГ дополнительная добыча нефти составила 4-9 тыс. т/г нефти на 1 участок.

Более перспективными видятся технологии сочетающие закачку ПНГ с переработкой. При проектировании обустройства Копанского газоконденсатнонефтяного месторождения был исследован следующий вариант освоения ресурсов углеводородов. Из пласта извлекается нефть вместе с растворенным и попутными газами. Из газа отделяется конденсат и часть осушенного газа сжигается на электростанции для получения электроэнергии и выхлопных газов. Выхлопные газы закачиваются в газоконденсатную шапку («сайклинг-процесс») для повышения конденсатоотдачи.

Сайклинг-процесс считается одним из эффективных методов повышения конденсатоотдачи пласта. Однако в нашей стране он не реализован ни на одном газоконденсатном месторождении или газоконденсатной шапке. Одна из причин - дороговизна процесса консервации запасов сухого газа. В рассматриваемой же технологии часть сухого газа подается потребителю. Другая, сжигаемая часть, обеспечивает получение достаточного для сайклинг-процесса количества закачиваемого газа, поскольку 1 м3 метана при сжигании превращается примерно в 10 м3 выхлопных газов.

ПРИМЕР: Консорциум по разработке Харьягинского месторождения - Total, Norsk Hydro и «ННК» - планирует реализовать проект по утилизации попутного нефтяного газа стоимостью от $10-20 млн. На Харьягинском месторождении ежегодно добывается около 900 тыс. т нефти и 150 млн. м3 ПНГ. Часть попутного газа идет на собственные нужды, а остальное - сжигается. Предложено три решения проблемы, одно из которых - закачка ПНГ в скважину ниже пласта, откуда добывается нефть. По предварительным расчетам, так возможно закачать весь ПНГ, однако есть опасения, что газ дойдет до близлежащей скважины, которая уже ликвидирована и принадлежит ЛУКОЙЛу. Тем не менее, этот вариант - предпочтительный. Другие два менее приоритетных варианта - продажа ПНГ ЛУКОЙЛу (нет инфраструктуры) или производство электроэнергии (проблема с потенциальным покупателем).

Установка энергоблоков.

Один из наиболее распространенных способов утилизации ПНГ - использование как топлива для электростанций. При приемлемом составе ПНГ эффективность этого способа высока. По данным разработчиков 80%), работающая на ПНГ, электростанция с утилизацией тепла (кпд учетной стоимости 300при его руб. за 1000 м3, окупается за 3-4 года.

Предложение энергоблоков на рынке очень широко. Отечественные и зарубежные компании наладили выпуск установок, как в газотурбинном (ГТУ), так и в поршневом вариантах. Как правило, для большинства конструкций имеется возможность работы на ШФЛУ или ПНГ (определенного состава). Практически всегда предусмотрена утилизация тепла выхлопных газов в систему теплоснабжения промысла, предлагаются варианты самых современных и технологичных парогазовых установок. Одним словом можно с уверенностью говорить о буме внедрения объектов малой энергетики нефтяными компаниями для снижения зависимости от поставок электроэнергии РАО «ЕЭС», упрощения требований к инфраструктуре при освоении новых месторождений, снижения затрат на электроэнергию с одновременной утилизацией ПНГ и ШФЛУ. Согласно расчетам, себестоимость 1 кВтч электроэнергии для ГТУ «Пермских моторов» составляет 52 коп, а для импортного агрегата на основе поршневого двигателя «Катерпиллер» - 38 коп. (при невозможности работать на чистом ШФЛУ и наблюдается потеря мощности при работе на смешанном топливе).

ПРИМЕРЫ: Типичная стоимость дизельной электростанции зарубежного производства мощностью 1,5 МВт по прайс-листу дилера составляет €340 тысяч ($418 тыс.). Однако установка на промысле энергоблока такой же мощности с инфраструктурой (резервированием) и работающего на подготовленном газе требует капитальных вложений в $1,85-2,0 млн.

При этом себестоимость 1 КВтч при цене газа 294 руб./тыс. м3 и расходе 451-580 м3/тыс. КВтч составит уже 1,08-1,21 руб., что превышает текущий тариф - 1,003 руб./КВтч. При повышении действующего тарифа до 2,5 руб./КВтч и сохранении цены газа на сегодняшнем уровне дисконтированный срок окупаемости 8-10 лет.

«Сургутнефтегаз», утилизирующий до 96% ПНГ, ведет строительство 5 газотурбинных электростанций на отдаленных месторождениях - Лукъявинском, Русскинском, Биттемском и Лянторском. Реализация проекта позволит обеспечить выработку 1,2 млрд. КВтч/год (суммарная мощность электростанции 156 МВт на базе 13 энергоблоков единичной мощностью 12 МВт производства «Искра-Энергетика»). Каждый из этих энергоблоков способен в год переработать до 30 млн. м3 попутного газа и выработать до 100 млн. кВтч электроэнергии. Суммарная стоимость проекта составляет по разным оценкам от $125-200 млн., его выполнение задерживается в связи со срывом графика поставки энергоблоков.

Переработка ПНГ на синтетическое топливо (GTL).

Технология GTL только начинает свое распространение. Ожидается, что при дальнейшем развитии и росте цен на топливо она станет рентабельной. Пока GTL-проекты, реализующие технологию Фишера-Тропша, рентабельны только при достаточно больших объемах перерабатываемого сырья (от 1,4-2,0 млрд. м3 в год). Обычно GTL-проект рассчитан на утилизацию метана, однако есть сведения, что процесс может быть реализован и для углеводородных фракций C3-C4 и соответственно применен для переработки ПНГ. Первой стадией производства на базе технологии GTL является получение синтез-газа, который может быть получен даже из угля. Однако этот способ переработки более применим к ПНГ и ШФЛУ, а газовый бензин выгоднее утилизировать отдельно в качестве нефтехимического сырья.

На сегодняшний день в мире реализовано 2 крупных GTL-проекта:

* Shell Middle Distillate Synthesis (SMDS) - Бинтулу, Малайзия, 600 000 т/г,

* Завод в ЮАР постройки Sasol, заказчик Mossgas для PetroSA, 1 100 000 т/г.

В ближайшее время планируется осуществить полтора десятка других крупных проектов, находящихся в разной стадии готовности. Один из них, например, проект строительства завода в Катаре мощностью 7 млн. т нефтяного эквивалента. Его ориентировочная стоимость составит $4 млрд., или $600 на тонну продукции. Текущая стоимость строительства GTL-завода, по оценкам специалистов, составляет $400-500 на тонну продукции, и продолжает снижаться. В качестве комментария к этой цифре добавим, что хотя опыт эксплуатации коммерческих предприятий GTL-FT имеется, он ограничен жаркой и умеренной климатической зоной. Таким образом, имеющиеся проекты не могут быть перенесены без изменений в Россию, например, в район Якутии. Учитывая отсутствие у компаний опыта эксплуатации установок GTL-FT в жестких климатических условиях, изменение и доработка проектов могут потребовать значительного времени и, возможно, проведения дополнительных исследовательских работ. Среди известных разработчиков GTL-проектов отметим американскую венчурную компанию «Syntroleum», поставившую задачу проведения исследований с целью получения малых модульных производств для временного размещения на месторождениях, в т.ч. с возможностью утилизации ПНГ и ШФЛУ.

ПРИМЕРЫ: По оценке ООО НПО «Синтез» капитальные затраты на завод GTL-FT производительностью 500 тысяч тонн жидкого топлива в год с потреблением 1,4 млрд. м3 природного газа в год при размещении в Якутии составит $650 млн. ($1300 на тонну годовой производительности). Согласно рекламным материалам российского разработчика строительство установки, использующей традиционные технологии (паровая конверсия, получение 82% метанола-сырца) с годовой мощностью 12,5 тыс. тонн метанола и утилизацией 12 млн. м3 газа требует капитальных затрат $12 млн. ($960 на тонну годовой производительности). Установка «Энергосинтоп10000» примерно такой же производительности (12 тыс. тонн 96% технического метанола) обойдется в $10 млн. ($830 на тонну годовой производительности). Благодаря низким эксплутационных расходов себестоимость метанола окажется на 17-20% ниже.

Криогенная переработка ПНГ в сжиженный газ.

Разработчики и изготовители предлагают как крупнотоннажные установки получения сжиженного природного газа производительностью 10-40 т/час с высоким (более 90%) коэффициентом ожижения перерабатываемого газа, так и установки малой производительности до 1 т/час. Способ сжижения - использование замкнутого однопоточного холодильного цикла на смеси углеводородов с азотом.

Для установок малой производительности по сжиженному природному газу возможны следующие способы сжижения:

* применение однопоточного холодильного цикла при переработке малых расходов исходного газа (коэффициент ожижения 0,95),

* применение детандерного цикла:

* а) замкнутого с коэффициентом ожижения 0,7-0,8;

* б) разомкнутого с коэффициентом ожижения 0,08-0,12.

Последний рекомендуется к применению на газораспределительных станциях, где узел редуцирования заменяется установкой получения сжиженного природного газа с расширением газа в детандере и частичным его ожижением. Этот способ практически не требует затрат энергии. Производительность установки зависит от расхода поступающего на газораспределительные станции газа и диапазона перепада давлений на входе и выходе станции. Получение сжиженного газа (метана) из ПНГ требует его предварительной подготовки. Условия перспективности криогенной переработки ПНГ (по данным «ЛенНИИхиммаш»):

* наиболее рентабельны установки при производительности от 500 млн. нм3/год до 3,0 млрд. нм3/год по перерабатываемому газу;

* располагаемое давление исходного газа для переработки не менее 3,5 МПа. При давлении ниже установка должна быть укомплектована блоком предварительного дожатия газа, что увеличивает капитальные и энергетические затраты;

* запас газа не менее чем на 20 лет эксплуатации установки;

* содержание тяжелых углеводородов, % об.: С3Н8 > 1,2. Сумма C 4+В > 0,45;

* низкое содержание сернистых соединений (не более 60 мг/куб.м) и двуокиси углерода (не более 3%), не требующее очистки от них исходного газа;

* при содержании в газе этана более 3,5% об. и наличия его потребителей целесообразно получение в качестве товарного продукта этановой фракции. Это значительно снижает удельные эксплуатационные затраты.

Но есть недостаток данного способа: для сжижения на криогенной установке потребуется целая транспортная инфраструктура, специальные цистерны, определенное давление располагаемого газа и так далее.

4. Предлагаемые наилучшие доступные технологии

Проблемы, препятствующие вовлечению попутного газа в хозяйственный оборот, носят в первую очередь экономический характер.

Практически на всех нефтяных месторождениях, не имеющих достаточно развитой инфраструктуры, подготовка и транспортировка попутного нефтяного газа связана с высокими начальными затратами. При этом стоимость получаемого газа регулируется государством и определяется на том же уровне, что и в случае добычи природного газа. Поэтому использование попутного газа для подавляющего большинства недропользователей экономически неэффективное и хлопотное дело. Нефтяным компаниям проще избавляться от нефтяного попутного газа, чем отправлять его на переработку.

С целью сдвинуть сложившуюся ситуацию с мертвой точки, Правительством РФ была одобрена концепция развития рынка сжиженного газа, предусматривающая отмену государственного регулирования цен на попутный нефтяной газ. Кроме того, обязательным условием разработки нефтяных месторождений стала утилизация попутного нефтяного газа, с вовлечением его в хозяйственный оборот. Однако полностью разрешить ситуацию только законодательными инициативами невозможно, необходим новый технологический подход, который бы учитывал все особенности нефтяных месторождений. К таким особенностям в первую очередь относятся:

- удаленность большинства нефтяных месторождений от центров газоперерабатывающей промышленности;

- отсутствие транспортной инфраструктуры;

- временный характер обустройства месторождений.

Наиболее приемлемым в этом плане является использование малогабаритных установок подготовки попутного нефтяного газа и получения товарной продукции в виде газообразной смеси метана и этана (сухого газа), жидкой смеси пропан-бутановой фракции (СУГ) и стабильного газового конденсата непосредственно на нефтяных месторождениях.

Фракционная («нехимическая») переработка ПНГ.

В результате переработки попутного нефтяного газа на газоперерабатывающих установках (заводах) получают «сухой» газ, сходный с природным, и продукт под названием «широкая фракция легких углеводородов» (ШФЛУ). При более глубокой переработке номенклатура продуктов расширяется - газы («сухой» газ, этан), сжиженные газы (СУГ, ПБТ, пропан, бутан и т.д.) и стабильный газовый бензин (СГБ). Все они, включая ШФЛУ, находят спрос, как на внутреннем, так и на внешнем рынках.

Доставка продуктов переработки ПНГ до потребителя чаще всего осуществляется по трубопроводу. Необходимо помнить, что транспортировка трубопроводом довольно опасна. Как и ПНГ, ШФЛУ, СУГ и ПБТ тяжелее воздуха, поэтому при негерметичности трубы пары будут накапливаться в приземном слое с образованием взрывоопасного облака. Взрыв в облаке распыленного горючего вещества (т.н. «объемный») характеризуется повышенной разрушительной силой. Альтернативные варианты транспортировки ШФЛУ, СУГ и ПБТ не представляют технических проблем. Сжиженные газы перевозится в ж/д цистернах и т.н. «универсальных контейнерах» под давлением до 16 атм. железнодорожным, речным (водным) и автомобильным транспортом.

При определении экономического эффекта от переработки ПНГ следует иметь в виду, что на российских производителей СУГ накладывается точное название «балансовое задание» по поставкам СУГ для бытовых потребителей по «балансовым ценам» (по данным АК «СИБУР» - это 1,7 тыс. руб./т). «Задания» на практике достигают 30% от объема производства, что ведет к росту стоимости СУГ для коммерческих пользователей (4,5-27 тыс. руб./т в зависимости от региона). Министерство промышленности и энергетики РФ обещает отменить «балансовые задания» в конце 2006 года и это может вызвать снижение цен на рынке СУГ. Впрочем, производители сжиженного газа убеждены, что окончательное решение будет принято не ранее 2008 г. Из-за стабильно высоких цен на СУГ в Европе выгоднее перерабатывать ПНГ и ШФЛУ в СУГ. В России же более прибыльным может оказаться получение метанола или БТК (смесь бензола, толуола и ксилола). В дальнейшем смесь БТК может быть переработана деалкилированием в бензол, который является товарным продуктом, пользующимся высоким спросом.