Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное

УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО образования

«Тюменский индустриальный университет»

Сургутский институт нефти и газа (филиал)

Кафедра «Нефтегазовое дело»

Курсовая работа

на тему:

Способы утилизации нефтяного газа на Западносургутском месторождении

по дисциплине: Сбор и подготовка скважинной продукции

Федоров С.А.,

ЭДНбозу20-1

Сургут 2022

Содержание

Введение

1 Геологическая часть

1.1 Характеристика района работ

1.2 Геологическая характеристика месторождения

2 Техническая часть

2.1 Стимулирование по эффективному использованию ПНГ в рамках законодательной базы

2.2 Способы использования

2.3 Факельное сжигание

2.4 Закачка газа в газотранспортную систему

2.5 Обратная закачка в нефтеносный пласт

2.6 Генерация электроэнергии

2.7 Неглубокая переработка

2.8 Глубокая переработка

2.9 Опыт передовых стран в вопросах утилизации ПНГ

3. Технологическая часть

Заключение

Список использованной литературы



Введение

Попутный нефтяной газ (ПНГ) - смесь газообразных углеводородов, растворенных в нефти, выделяющихся в процессе подготовки и добычи нефти. К нефтяным газам также относятся газы, выделяющиеся в процессах термопереработки нефти (риформинга, крекинга, гидроочистки и др.), состоящие из предельных и непредельных (этилен, метан) углеводородов. Нефтяные газы применяются в качестве топлива и для получения разнообразных химических веществ. Из нефтяных газов путём химической переработки получают пропилен, бутилены, бутадиен и др., которые используют в производстве пластмасс и каучуков.

Попутный нефтяной газ является побочным продуктом нефтедобычи, получаемым в процессе сепарации нефти.

Общественные отношения в сфере использования попутного нефтяного газа (ПНГ) непросты, поскольку регулируются гражданским законодательством, законодательством об охране окружающей среды, о налогах и сборах, о газоснабжении в Российской Федерации. С 1 января 2013 года все пользователи недр должны осуществлять плату за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании ПНГ в случае превышения предельно допустимого значения данного показателя.



1. Геологическая часть

1.1 Характеристика района

В административном отношении Западно-Сургутское месторождение расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайшим населенным пунктом, имеющим авиационное, автомобильное и железнодорожное сообщение, является город Сургут.

Основные массивы лесов (кедр, лиственница, сосна) сосредоточены на приподнятых участках и на речных террасах. На водораздельных участках располагаются болота с отдельными островками карликового леса (сосна, береза).

Климат района континентальный. Средняя температура самого холодного месяца, января -21.4⁰С. Толщина снежного покрова до от 60 до 75 см. Продолжительность периода с устойчивыми морозами составляет 164 дня. Лето короткое (50-60 дней), умеренно теплое и пасмурное, с частыми заморозками.

Средняя температура самого теплого месяца (июля) +16,8^оС, с абсолютным максимумом +34^о С.

Гидрографическая сеть территории месторождения представлена рекой Обь с правыми притоками Калинина, Черная и протоками Утоплая, Остяцкий Живец, Кривуля. Заозеренность территории района работ незначительная и составляет 2,6%. Водоохранные зоны рек и озер занимают около 25% площади месторождения.

В ландшафтной структуре территории Западно-Сургутскогоместорождения преобладают леса (44,5%), болота занимают 23,8%.

Широкораспространены (22,1%) луговые и лесные растительные сообщества пойм рек.

Западно-Сургутское месторождение находится на поздней стадии разработки. В качестве источника водоснабжения промыслов на данном этапе используется, в основном, подтоварная вода (75% от общего объема) и пресная (обская).

Районный центр г. Сургут находится в непосредственной близости от месторождения и в его пределах. Численность населения города составляет около 300 тысяч человек.

В настоящее время в Сургутском районе большая протяженность дорог с бетонным покрытием: Сургут-Нефтеюганск, Сургут-Пим, Сургут-Русскинские, Сургут-Когалым, Сургут-Ноябрьск, Сургут-Тобольск-Тюмень. Железная дорога Тюмень-Тобольск-Сургут протяженностью 900 км и Сургут-Уренгой - 650 км.

Районный центр Сургут связан авиалиниями с различными городами России и стран СНГ. Введена в действие Сургутская ГРЭС, крупнейшая в Западной Сибири, которая работает на базе утилизации попутного газа нефтяных месторождений Среднего Приобья и обеспечивает электроэнергией нефтяную промышленность района.

Месторождение расположено в зоне деятельности НГДУ «Сургутнефть», в районе с максимально развитой производственной инфраструктурой.

На территории месторождения сосредоточены основные объекты производственной инфраструктуры, обеспечивающие подготовку товарной нефти, сдачу нефти, подготовку и внешний транспорт газа.

Электроснабжение Западно-Сургутского месторождения осуществляется от трансформаторной подстанции ПС 500/220 «Полоцкая». Распределение электроэнергии на месторождении выполнено на напряжении 35 кВ и 6 кВ.

Транспортное обслуживание объектов осуществляется по автомобильной дороге «Сургут - Западно-Сургутское месторождение» протяженностью 21 км.

1.2 Геологическая характеристика месторождения

В стратиграфическом отношении геологический разрез района представлен породами двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского чехла и доюрских образований.

Породы палеозойского фундамента на Западно-Сургутском месторождении не вскрыты.

Отложения коры выветривания представлены песчаниками, алевролитами аргиллитами с прослоями и линзами вулканогенных пород, брекчеевиднымиминдалекаменными порфиритами, толщина которых от 5 до 16 м.

Юрская система. Нижне-среднеюрский отдел (тюменская свита) представлен чередующимися прослоями сероцветных песчаников, алевролитов и аргиллитов с обилием обугленного растительного детрита. Отдельные прослои и пачки аргиллитов, сильно обогащенные углистым детритом, переходят в прослои бурых углей. В кровле свиты выделяются мелкозернистые песчаники - пласты ЮС₂¹ и ЮС₂². Верхний пласт регионально нефтенасыщен, к пласту ЮС₂² приурочены небольшие залежи нефти.

Общая толщина тюменской свиты составляет от 230 до 350 м.

Верхнеюрский отдел представлен отложениями васюганской, георгиевской и баженовской свит. В верхней части васюганской свиты выделяются песчаники и алевролиты, соответствующие пласту ЮС₁, который в сводовой части поднятия нефтенасыщен.

Толщина свиты от 50 до 110 м.

Отложения георгиевской свиты представлены аргиллитами темно-серыми с прослойками известняка. Толщина свиты до 20 м.

Породы баженовской свиты являются одним из выдержанных литологических и стратиграфических реперов и представлены аргиллитами черными, битуминозными, известковистыми.

Меловая система. Нижнемеловой отдел (сортымская, усть-балыкская, сангопайская, алымская и покурская свиты).

Сортымская свита в основании представлена отложениямиачимовской толщи, сложенной аргиллитами темно-серыми с редкими прослоями светло-серого алевролита. Усть-балыкская свита представляет собой толщу переслаиванияпесчаников, алевролитов и аргиллитов, включающую пласты группы БС₁-БС₉, толщина которых изменяется от 5 до 40 м. Промышленно нефтеносны на месторождении пласты БС₁, БС_2-3, БС₄.

Сангопайскаясвитапредставлена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин, встречаются редкие прослои буровато-серых глинистых сидеритов. К отложениям свиты приурочены пласты АС₄ - АС₁₂. Нефтеносным является пласт АС₉.

Разделоммеждуусть-балыкской и сангопайской свитами является пимская пачка темно-серых, однородныхаргиллитоподобных глин.

Алымскаясвитапредставлена аргиллитами серыми и зеленовато-серымис тонкими прослоями серых алевролитов. Покурская свита объединяет верхи нижнего и низы верхнего отделовмеловой системы. Свита, представлена мощной толщей (740 - 880 м) неравномерно переслаивающихся песчано-глинистых пород.

Верхний отдел меловой системы (кузнецовская, березовская, ганькинская свиты).

Западно-Сургутское месторождение по количеству выявленных залежей нефти относится к многопластовым. Промышленные скопления нефти Западно - Сургутского месторождения приурочены к средне-верхне-юрским отложениям (пласты ЮС₂, ЮС₁), отложениям валанжина (пласты БС₁₂, БС₁₁, БС₁₀), готерива (пласты БС₄, БС_2-3, БС₁), баррема (пласт АС₉). Общий этаж нефтеносности составляет 870 м.



Рисунок 1.1. Совмещенная схема залежей нефти Западно-Сургутского месторождения



2. Техническая часть

2.1 Стимулирование по эффективному использованию ПНГ в рамках законодательной базы

В целях стимулирования утилизации ПНГ и учета особенностей разработки месторождений на ранних стадиях освоения Минприроды России было разработано и с 1 января 2013 года вступило в действие Постановление Правительства РФ от 8 ноября 2012 года №1148 «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа», которое направлено на усиление экономического стимулирования в части использования ПНГ.

C целью дополнительного стимулирования уменьшения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания ПНГ, а кроме того с целью достижения целевого показателя сжигания ПНГ определено двухэтапное увеличение размера платы за выбросы вредоносных (загрязняющих) элементов путем применения увеличивающих коэффициентов на 2013 год в размере 12, с 2014 года - 25 [1].

Кроме этого, решение ориентировано на разумное использование природных ресурсов и поощрение их комплексного извлечения, подчеркивает ценность попутного добываемого при добыче нефти газа равно как ценного сырья. Наравне с повышением платы за выбросы вредоносных (загрязняющих) элементов и механизмом вычетов распоряжением определено последующее:

· для участков недр, предоставленных в соответствии с лицензией на пользование недрами, характеризующихся высоким содержанием неуглеводородных компонентов (свыше 50%), не применяются повышающие коэффициенты к плате за выбросы вредных (загрязняющих) веществ;

· в целях учета объективно существующих условий разработки месторождений на первых стадиях их освоения не распространяется требование о пятипроцентном значении показателя сжигания на участки недр, находящиеся на этапах пробной эксплуатации и опытно-промышленной разработки. Критерием оценки применимости данного положения устанавливаются значения степени выработанности запасов нефти;

· введен механизм «консолидации», предусматривающий расчет платы за негативное воздействие для недропользователей с учетом интегрального показателя сжигания в целом по всем участкам недр, предоставленным недропользователю (метод дифференциации), или по группе аффилированных недропользователей (метод агрегирования).

Показатель сжигания ПНГ за 2012 год составляет 18%, что ниже показателя 2011 года на 7 процентных пунктов, а в 2014 году предполагается, что он достигнет 5%.

Надо отметить, что уровень полезного использования газа 95% не был достигнут к 2012 году. Это связано с тем, что предприятиями с каждым годом увеличивается объем добычи ПНГ, а производственные мощности по его переработке в целом не изменяются, хотя нефтедобывающими компаниями проводится ряд мероприятий по повышению утилизации ПНГ: разработка региональных специальных проектов по строительству объектов утилизации газа, включая газопроводы, газотурбинные электростанции, компрессорные станции для закачки газа в пласт с целью поддержания пластового давления и другие сооружения; строительство газопроводов либо реконструкция уже имеющихся; рассмотрение вариантов, включающих комплексы переработки газа и автономные установки, вырабатывающие электроэнергию на подготовленном газе (для месторождений с уровнем добычи -150-200 млн. м3/год) [1].

Для ряда мелких месторождений с уровнем добычи 20-30 млн. м3/год программы по увеличению утилизации ПНГ основаны на использовании газа для собственных нужд и развитии малой энергетики.

Но при выработке электроэнергии в больших объемах появляется проблема ее сбыта.

Рисунок 1. Объемы сжигания ПНГ в России и объемы инвестиций в его полезное использование

Рисунок 2. Обеспеченность газоперерабатывающими мощностями по федеральным округам, %

Основные проблемы утилизации ПНГ:

· удаленность ряда месторождений от существующей инфраструктуры по переработке и транспортировке газа;

· невозможность планирования и реализации эффективных мероприятий по утилизации ПНГ в связи с недостаточной геологической изученностью пластов и малыми объемами добычи газа;

· значительная продолжительность проектирования и строительства объектов утилизации газа (строительство газоперерабатывающих предприятий длится три-четыре года), а также газопроводов;

· высокое содержание азота и кислых компонентов в газе не позволяет использовать его в качестве энергоносителей, при этом затраты на его подготовку несоизмеримы со стоимостью энергоносителей в регионе, где добывается ПНГ.

Основными документами, регламентирующими использование попутного газа, являются ведомственные инструкции и методики к содержанию проектных документов на различные стадии разработки месторождений, в которых отсутствуют четкие и конкретные требования, обязывающие недропользователей проводить технологические и технико-экономические исследования, обеспечивающие комплексную разработку месторождений.

2.2 Способы использования

В настоящее время наибольшее распространение нашли следующие способы использования ПНГ:

А) Рациональное (эффективное)

- глубокая переработка в газ, топливо и сырье для нефтехимической промышленности

- неглубокая переработка в газ и топливо

- генерация электрической и тепловой энергии

- закачка в газотранспортную систему

- сжижение ПНГ

Б) Допустимое (затратное, потери ПНГ до 30-35% при повторном извлечении):

- обратная закачка ПНГ в нефтяной пласт

В) Утилизация:

- бездымное сжигание на факельных установках с высокоинтенсивными камерами сгорания с минимальным количеством выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух.

Г) Уничтожение:

- факельное сжигание

- рассеивание

Рисунок 4. Сравнение структуры использования ПНГ в 2005 и 2015 годах (в млрд м3)

Рисунок 5. Сравнение структуры использования ПНГ в 2005 и 2015 годах (в%)

Как мы видим, доля непродуктивно сжигаемого ПНГ за последние десять лет снизилась. Рост доли глубоко переработанного ПНГ компенсируется снижением доли неглубокой переработки, поэтому говорить о том, что в сфере использования ПНГ произошли значимые изменения, еще рано.

1. Методы утилизации

После извлечения нефтяной жидкости из-под земли от нее отделяют все побочные элементы: воду, серу, попутный газ. Без данной операции сырую нефть, по технологическим причинам, не примут в магистральный нефтепровод [2]. При отделении ПНГ от нефти встает вопрос его дальнейшего использования или утилизации. Бесконтрольно взять и выпустить попутный газ в воздух нельзя - он может легко воспламениться и даже взорваться.

Рисунок 6. Утилизация попутного нефтяного газа за 2005-2017 г. (млрд. м3)

В настоящее время в нефтегазовом секторе России существует немало положительных примеров решения проблемы полезного и эффективного использования попутного газа. Крупные нефтяные компании, добывающие большие объемы ПНГ, были в авангарде организаций, начавший инвестировать немалые финансы в разработку технологий и методов по рациональному использованию газовых ресурсов и строительству газовой инфраструктуры. Перечислим несколько возможных решений проблемы полезного использования ПНГ.

Мировой опыт демонстрирует, что полезное использование ПНГ включает в себя перечень вариантов, которые группируются в два основных вектора:

1. сбор и переработка газа на ГПЗ с извлечением широкой фракции легких углеводородов и получением сухого отбензиненного газа (сухого газа), который поставляется в газотранспортную систему;

2. использование газа в качестве сырья для технологических нужд промыслов в районах добычи (закачка газа в продуктивные нефтяные пласты для поддержания пластового давления, повышения нефтеотдачи) и для удовлетворения местных потребностей в энергоресурсах (включая выработку электроэнергии).

Первое из вышеназванных течений повышения степени утилизации ПНГ в России сопряжено с сооружением и расширением газоперерабатывающих мощностей и является одним из более эффективных. Это поясняется как достоинствами этого направления, так и слабыми сторонами других вариантов, к примеру, высоким технологическим риском для ряда технологий, узкими (по объемам утилизируемого ПНГ) способностями выработки электричества. Минусом данного направления в главную очередь представляется высокая капиталоемкость мероприятий, что, в окончательном счете неминуемо приводит к потребности повышения и поиску новых ключей финансирования, подобных проектов [3].

Плюсы второго направления утилизации ПНГ заключаются в сравнительной экономичности, так как нет потребности строить полный цикл объектов по сбору, транспортировке, переработке попутного газа. Однако это направление имеет и слабые стороны. К примеру, лимитирования в реализации второго направления обусловлены спросом на энергоресурсы в областях нефтедобычи. В нынешнее время наиболее результативным районом по добычи ПНГ представляется Западная Сибирь, однако в этом районе нет резкой потребности в дополнительных энергоносителях для самообеспечения. Подобным образом, происходит перенасыщенность ПНГ как сырья для технологических потребностей. Остатки газа, становятся невыгодными для последующего применения, например, по 1-ый направлению, в результате недропользователи принимают решение жечь или рассеивать ПНГ на месторождении.

Единого подхода к полезному использованию ПНГ не может быть, так как каждое месторождение глубоко индивидуально и характеризуется своими специфическими как геологическими, так и промысловыми особенностями [4].

Каждое решение, принятое определенной компанией в конкретной ситуации будет зависеть от множества факторов, включая:

· наличие эффективных технологий;

· объемы добычи ПНГ (зачастую ключевой фактор);

· геологическую структуру;

· удалённость объектов месторождений ПНГ от ГПЗ, магистральных газопроводов;

· регулирование вопросов полезного использования ПНГ на федеральном и на региональном уровне;

· гарантию доступа на рынок (доступ к газотранспортной системе, энергетическим мощностям, инфраструктуре для транспортировки жидких углеводородов).

2.3 Факельное сжигание

Оборудование, предназначенное к сжиганию ПНГ, включает в себя компрессоры, трубопроводную систему и факельное оборудование. Для его монтажа необходимы минимальные вложения (0,1 руб./м3), его можно установить за короткий временной промежуток (менее года). Пользуясь перечнем имеющихся послаблений, касающихся исполнения норм и правил по соблюдению нормативов по факельному сжиганию ПНГ, установленных для малопродуктивныхи новых месторождений, компании-недропользователи при выборе способа утилизации ПНГ довольно часто выбирают простое и, на первый взгляд, экономически привлекательное решение. Как правило, нефтегазовые компании аргументируют такой выбор недостатком свободных финансов, необходимых для реализации более сложных способов использования ПНГ.

Рисунок . Факельное сжигание

Однако детальный анализ экономической стороныдает понять, чтов среднесрочной и долгосрочной перспективах использование факельного способа утилизации ПНГ приведет к потерям и прямому экономическому ущербу.

Прежде всего, убытки вызваны штрафами, которым подвергаются компании в рамках сжигания ПНГ свыше установленных норм. Кроме этого, любой иной известный способ утилизации ПНГ позволит получить положительный экономический эффект - от простого обнуления штрафов до получения прибыли от реализации полученных продуктов переработки (



Таблица 1. Расчет экономических параметров факельного сжигания[3]

капитальные вложения	0,1*	строительство факельной установки и подводящих трубопроводов
экономический эффект / ущерб	-2,8	в размере штрафа за сжигание
упущенная выгода	от -2,8 до -22,6*	диапазон от отмены штрафов до дохода от продажи нефтехимических продуктов
экологический эффект / ущерб	7,1 млн т на миллиард кубометров газа**	максимальный экологический ущерб от выброса в атмосферу СО, СО2, СН4
* - руб./м3 ** - в эквиваленте СО2

2.4 Закачка газа в газотранспортную систему

Сравнительно малые объемы попутного нефтяного газа могут быть закачаны в газотранспортную систему ПАО «Газпром» для последующей продажи потребителям в составе природного газа. В силу ряда технологических причин объем ПНГ, который таким образом можно реализовать в газотранспортную систему, не может быть выше 5% от объема природного газа, который уже перекачивается по трубопроводу без учета добавленного ПНГ. То есть, применениеданного метода подразумевает географическую близость месторождений к трубопроводу с объемом транзита природного газа, который превышает объем ПНГ, подлежащего закачке в ГТС. Если объемы добываемого ПНГ превышают данный показатель, то оставшийся объем попутного нефтяного газа придется использовать иным способом илиутилизировать [4].

Нужно отметить, что ГТС ПАО «Газпром» полностью загружена. Это ограничивает применение данного способа для реализации ПНГ. Помимо этого, еще одним фактором, которыйограничивает его применимость, является положение ПАО «Газпром» в качестве экспортера-монополиста природного газа. В результате этой ситуации местные производители газа вынуждены реализовать газ исключительно на внутреннем рынке, рыночные площади которого ограничены.

Рисунок 6. Закачка в единую газотранспортнуюсеть Газпрома

Таблица 2. Расчет экономических параметров закачки ПНГ в ГТС [3]

капитальные вложения	5*	организация сбора и строительство сети локальных газопроводов до врезки в магистральный газопровод
экономический эффект / ущерб	3*	монетизация ПНГ как обычного топливного газа
упущенная выгода	от 2,2 до 16,8*	доход от продажи нефтехимических продуктов за вычетом продуктов неглубокой переработки
экологический эффект / ущерб	1,2 млн т.**	в части объема, поставляемого в ГТС - углеродные выбросы от топливной генерации; в сжигаемой части - максимальный экологический ущерб от выбросов СО, СО2, СН4
* - руб./м3 ** - в эквиваленте СО2

2.5 Обратная закачка в нефтеносный пласт

Специально подготовленный и очищенный ПНГ может быть закачен обратно в пласт при помощи компрессорных станций. При этом, по сути, откладывается решение проблемы ПНГ на будущее - до появления технологических решений или ресурсов, которые позволят более эффективно перерабатывать ПНГ. Данному способу, с точки зрения экологии, можно дать оценку как нейтральному, так как при этом не возникает дополнительных отрицательных воздействий на окружающую среду по сравнению с воздействиями, которые характерны для обычного процесса нефтедобычи. Следует, впрочем, отметить, что часть ПНГ как полезного сырья (до 40%) теряется, так как при последующей добыче нефти не весь ПНГ, закачанный в пласт, можно будет извлечь обратно [5].

Таблица 3. Расчет экономических параметров обратной закачки ПНГ в нефтеносный пласт [3]

капитальные вложения	4,4	система сбора и нагнетательные газовые скважины
экономический эффект / ущерб	-	усредненный экономический эффект отсутствует. Достоверных данных о возможном повышении отдачи нефтяного пласта вследствие закачки попутного нефтяного газа нет
упущенная выгода	от 3 до 19,8	диапазон дохода от поставок газа в газотранспортную систему до продажи продуктов нефтехимической переработки
экологический эффект / ущерб	-	экологически нейтральное решение в случае переработки вновь полученного ПНГ в последующих циклах добычи нефти
* - руб./м3

Закачка в пласт являет собой метод, который завоевал признание множества компаний, специализация которых - подготовка нефти и газа. Этому есть несколько причин:

· Данный способ дает возможность нефтедобывающим компаниям значительно экономить свои финансовые средства, связанные со строительством газопровода от месторождения до ближайшего газоперерабатывающего завода. В ряде случаев это расстояние исчисляется сотнями километров;

· Значительное увеличение коэффициента полезного действия систем ППД (поддержания пластового давления);

Рисунок 7. Обратная закачка в нефтяной пласт

Единственным минусом, связанным с реализацией данного процесса, является необходимость в техническом согласовании с геологическими службами, ведь вместе с газом в пласт подается вода. Такая закачка может привести к сдвижению пластовых пород и к изменениям геологических данных месторождения, таких как технологическое схемное решение разработки и т.п. Это нужно иметь ввиду в обязательном порядке, так как перед проектировщиком стоит масса задач. Это не только мест на утилизация ПНГ, но и всецелая разработка месторождений.

В рамках добычи и подготовки нефти особое значение имеют мероприятия, целью которых является поддержание пластового давления. В рамках исследований доказано, что данные мероприятия способны в значительно повысить КИН. Во многих случаях в данном технологическом процессе используются подземные и сточные воды. В тоже время, возникает ряд значимых проблем:

· разбухание глинистых частиц пласта при попадании сточных вод, что приводит к значительному ухудшению ФЭС пласта;

· подземные воды зачастую содержат O₂, вызывающий кавитационные срывы насосного оборудования и эрозию их проточных частей;

· наличие O₂ приводит к размножению сульфатовосстанавливающих бактерий, которые способствуют пластовым накоплениям сероводорода, который крайне отрицательно влияет на показатели надежности оборудования, вызывая значительную коррозию и износ проточных частей;

· попадание в трубопроводную обвязку песка, которое приводит к значительному абразивному износу деталей.

Закачка в пласт попутного нефтяного газа - оптимальный метод для множества нефтяных месторождений, который позволяет избежать всех этих отрицательных моментов. Единственным условием является соответствующая подготовка попутного нефтяного газа.

2.6 Генерация электроэнергии

Современный этап развития нефтяных промыслов ознаменуется их значительной удалённостью от транспортной и энергетической инфраструктуры и появлением специфических норм и требований к источникам тепловой и электрической энергии, а также к обустройству месторождений нефти со стороны законодательства России, касаемой экологической стороны. Наличие собственного ПНГ позволяет нефтяный компаниям открыть путь к перспективам энергообеспечения месторождений на основе своих же ресурсов. Важным требованием к организации энергоснабжения транспортирующих и добывающих организаций нефтяной отрасли является надежность. Перерыв в электроснабжении таких потребителей более 30 - 60 сек. может привести к перерыву в добыче нефти на время до нескольких часов.

Данный метод применения ПНГ оказывается оправданным в этих вариантах, если источники электроэнергии, нужной для обеспеченья деятельности нефтепромыслов, становятся труднодоступными - в главную очередь, если промыслы находятся в регионах с слабо развитой инфраструктурой.

Экологические риски при этом способе использования ПНГ выше, чем при генерации электроэнергии на электростанциях, работающих на природном газе - сказывается наличие широких фракций легких углеводородов (ШФЛУ) в составе ПНГ, приводящее к повышенному выбросу сажи.

Рисунок 8. Электрогенерация

Самостоятельные электростанции предстают подходящим решением как для больших промышленных компаний, так и для жилищной инфраструктуры далёких областей государства и строящихся жилых массивов. Свои источники теплоэлектроэнергии дают возможность компаниям быть независимыми от увеличения тарифов на электрическую энергию и тепло, наличия или неимения линий электропередач, гарантируют исправность и качество снабжения электричеством, а для далёких населенных пунктов и поселков нередко являются единственным видом теплоэлектроснабжения.

Преградой к широкому использованию данного метода утилизации ПНГ служит отсутствие инфраструктуры, нужной для передачи электричества вероятным потребителям. Формирование такой инфраструктуры в далёких областях может быть сопряжено с солидными инвестициями, делающими генерацию электричества экономически неэффективной.

Таблица 4. Расчет экономических параметров генерации электрической энергии [3]

капитальные вложения	54,2*	система сбора ПНГ, газотурбинные установки
экономический эффект / ущерб	5,2*	доход от собственной электрогенерации
упущенная выгода	от 2,4 до 1 4,6 *	диапазон дохода от использования на мини-ГПЗ до продажи продуктов нефтехимической переработки (за вычетом дохода от собственной электрогенерации)
экологический эффект / ущерб	1,2 млн т**.	объемы выбросов соответствуют таковым при топливной генерации с поправкой на меньшую эффективность сжигания
* - руб./м3 ** - в эквиваленте СО2

2.7 Неглубокая переработка

При поддержки мобильных технологических установок ПНГ может делиться в газ (сухой отбензиненный метан, СОГ) и пропан-бутановую смесь (топливный метан). Газ закачивается в газотранспортную систему, а топливный газ сжижается и отбывает покупателям цистернах [6]

Так как этот метод переработки подразумевает закачку в газотранспортную систему только метана, то лимитирования по доле газа, добавляемого в транзитный поток, отсутствует. Безусловно, при этом сберегаются требования к наличию свободных мощностей в транзитном трубопроводе.

Рисунок 9. Неглубокая переработка попутного нефтяного газа

Таблица 5. Расчет экономических параметров неглубокой переработки[3]

капитальные вложения	15*	система сбора ПНГ, установки по первичной переработке, газопроводы до магистрального газопровода, транспортировка готовой продукции
экономический эффект / ущерб	7,6*	монетизация СОГ и ШФЛУ как топлива
упущенная выгода	12,2*	доход от продажи нефтехимических продуктов (за вычетом дохода от неглубокой переработки)
экологический эффект / ущерб	-
* - руб./м3



2.8 Глубокая переработка

ПНГ по трубопроводной системе доставляется на большие газоперерабатывающие заводы, где выполняется его разделение на метан и широкие фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Газ закачивается в главную газопроводную систему, а ШФЛУ следует на последующие переделы с целью выработки широкой линии нефтехимических товаров.

Особенностью данного вида применения ПНГ представляется большая, по сравнению с предшествующими альтернативами, продолжительность осуществления проектов от начала возведения инфраструктуры вплоть до пуска нефтехимических предприятий, выдающих готовую продукцию[7].

Рисунок 10. Глубокая переработка попутного нефтяного газа



Таблица 6. Расчет экономических параметров неглубокой переработки[3]

капитальные вложения	15*	система сбора ПНГ, установки по первичной переработке, газопроводы до магистрального газопровода, транспортировка готовой продукции
экономический эффект / ущерб	7,6*	монетизация СОГ и ШФЛУ как топлива
упущенная выгода	12,2*	доход от продажи нефтехимических продуктов (за вычетом дохода от неглубокой переработки)
экологический эффект / ущерб	-
* - руб./м3

Рисунок 11. Сравнение данных по всем видам утилизации

2.9 Опыт передовых стран в вопросах утилизации ПНГ

Канада

Власть Альберты (Канада) требует от недропользователей чтобы они давали оценку все возможности абсолютного исключения сжигания и рассеяния ПНГ.

Если не может быть целиком исключено выжигание ПНГ, то давали гарантию, то сжигание ПНГ обязано производиться в согласовании с условиями правительства.

Управление по энергетике и общественному хозяйству провинции Альберта полагает проект экономически доходным, в случае если приростные финансовые показатели утилизации ПНГ гарантируют получение более чем нулевого чистого дисконтированного дохода (ЧДД) до вычета налогов [6].

Также существует «комплексный» подход, в соответствии с которым экономические расчеты использования ПНГ делаются в рамках первоначального утверждения проекта разработки месторождения.

Основными элементами системы регулирования сжигания и распыления ПНГ в Альберте являются:

* Управление (Дерево решений) сжигания газа;

* Экономическая оценка проектов утилизации газа;

* Требования по характеристикам процесса сжигания газа;

* Измерение и отчётность;

* Меры контроля и принуждения.

Все планы со сжиганием газа обязаны быть оценены недропользователями, используя концепцию управления сжигания и рассеяния ПНГ, включая урегулированный процесс принятия решений - «дерево решений». Основное содержание данного процесса - необходимо устранить выжигание и рассеяние ПНГ. Если этого не получается, то рассматриваются разные виды уменьшения сжигания ПНГ. И только лишь в случае если по финансовым соображениям никак не удаётся отыскать приемлемых вариантов утилизации, допускается жечь ПНГ [6].

США

«В 1983 г. распоряжением Верховного суда США возможность регулировки проблем, сопряженных с природным газом, было делегировано лично штатам. Помимо этого, в целях избежания выброса газа в атмосферу и его сжигания в факелах в 1946 г. в штате Техас, главном нефтедобывающем районе государства, рабочая группа штата, регулирующая проблемы, сопряженные с нефтегазодобычей в штате, заявила нефтедобывающим фирмам, что будет приостанавливать промысел нефти, в случае если проблемы утилизации ПНГ ими не станут разрешены. В ряде месторождений данная опасность в дальнейшем была реализована»

В дальнейшем в стране была построена мощная инфраструктура газоснабжения, благодаря которой газ начал поступать по безопасной и надёжной системе подземных трубопроводов. Также в США существует мощная система газовых хранилищ, что позволяет покрывать нагрузки в периоды пикового потребления [6].

«Мощности согласно переработке газа в США и, в особенности в Канаде, существенно превосходят объёмы добычи газа: в Канаде практически в 3,8 раза, в США - в 1,2 раза. Это сопряжено с тем, что планирование и сооружение заводов рассчитываются на снабжение переработки максимального объёма добычи природного либо нефтяного газа. Данный максимальный объем добычи на месторождении как правило удерживается несколько лет, в последствии чего в течение длительного времени, вплотную до абсолютного истощения месторождения, идет процесс падения добычи с надлежащим понижением объемов поступления газа в перерабатывающие заводы. Согласно этой обстоятельству многочисленными нефтяными фирмами было принято решение о постройке не очень больших по мощности газоперерабатывающих заводов в основном с целью извлечения пропан-бутановых фракций. Подобные незначительные по мощности газоперерабатывающие заводы и по нынешнее время занимают львиную часть в совокупном числе ГПЗ этих стран.»

Великобритания

Политика по сжиганию попутного нефтяного газа в Великобритании проводится согласно принципу рационального освоения нефтегазовых ресурсов [6]:

1) Максимизация экономически эффективного извлечения нефтегазовых запасов;

2) Сокращение парниковых выбросов.

При оценке предложений для разработки новых объектов правительство рассматривает и учитывает следующие задачи:

1) Обеспечение извлечения всех экономически эффективных запасов углеводородного сырья;

2) Обеспечение адекватных и конкурентных условий для отрасли по транспорту и переработке углеводородов;

3) Учёт экологического влияния и интерес других пользователей морских ресурсов.

Подобным образом, власть устанавливает не единственную цель, а там где появляется конфликт интересов, позиции любой сторон рассматриваются в каждом конкретном случае. В Англии с целью изучения новейших месторождений следует, чтобы была одобрена подготовленная схема изучения месторождения, которая безусловно содержит проблемы применения ПНГ.

«Данная модель проекта содержит и ежегодную информацию о сжигании и рассеивании ПНГ. Анализ влияния на окружающую среду обязательна для абсолютно всех субъектов с добычей нефти более 3750 барр./сут.» Если никак не получается достигнуть позитивной финансовой эффективности для доставки газа на сушу, необходимо проанализировать ряд вариантов применения ПНГ:

* Использование в качестве топлива;

* Использование для увеличения нефтеотдачи пластов;

* Конверсия в топливо;

* Закачка газа в пласт;

* Продажа компаниям, разрабатывающим соседние участки недр;

* Сжигание /рассеивание

Тем не менее имеются разрешения на сжигание ПНГ для каждого месторождения, которые включают, к примеру, квоты для целей безопасности и при внезапных условиях. Сущность предлагаемой схемы заключается в том, чтобы обеспечить для операторов возможности торговли подобными неиспользованными объёмами квот [6].

Таким образом, основная задача правительства состоит в формировании условий, повышающих эффективность утилизации попутного нефтяного газа. В результате этого в 1986 г. была запущена реформа газового рынка Великобритании, которая началась с приватизации компании BritishGas. В результате из одной большой компании было выделено несколько ГТС, компании поставщики и потребители. К тому же в 1998 г. был построен газопровод, который соединил Великобританию с Европой. В этот же самый момент была проведена либеральная реформа на рынке электроэнергии, что привело к существенному росту количества электростанций. Доступ к ГТС и конкуренция на рынке сократили совокупные издержки на поставку газа с месторождений на рынок. Данные меры также позволили производителям газа напрямую выходить на рынок и реализовывать свою продукцию.

Норвегия

Регулирование нефтяной областью и выбросами в атмосферу реализовывает Норвежский нефтяной директорат, который подчиняется Министерству нефти и энергетики и несет ответственность за разумное применение сырьевых ресурсов, а также за безопасность эксплуатации установок и осуществление работ по сжиганию попутного нефтяного газа в местности Норвегии [6].

Один с наиболее часто используемых методов утилизации попутного нефтяного газа в Норвегии является закачка в пласты. В месторождениях с невысоким газовым фактором, масштаб попутного нефтяного газа перераспределяется за счет месторождений с большим газовым фактором. Перераспределение и закачивание попутного нефтяного газа связаны с вескими финансовыми издержками и требуют применение специального компрессионного оборудования, в свою очередь это увеличивает нефтеотдачу и добычу конденсата. Линия газопроводов охватывает самые малые месторождения, а для обеспеченья входа в систему любому производителю газа, властью сформирована система соглашений поставки газа - общественная оферта на приобретение ПНГ. Меньшая часть попутного нефтяного газа применяется для изготовления метанола, а также на свои потребности и для специально построенной белковой фабрики.

На сегодняшний день в Норвегии минимальный уровень сжигания газа: приблизительно 2м3 на каждый м3 добытой нефти. «При этом каждый проект обустройства месторождения согласуется в Министерстве нефти и энергетики, которое имеет возможность разрешить сжигание газа, однако в подавляющем большинстве случаев этого не делает.

Заявление на приобретение разрешения на сжигание попутного газа в факелах рассматриваются Норвежским нефтяным директоратом и вручатся напрямую Министерством нефти и энергетики. Дирекция и ведомство совершают оценку факельного оборудования и технологических процессов. В заявлении обязаны быть показаны тип и уровень атмосферных выбросов и методика, используемая для сокращения и избежания загрязнения окружающей среды. Лимиты на атмосферные выбросы устанавливаются в индивидуальном режиме с учетом условий действующих государственных и региональных нормативов. Ни один проект разработки месторождения не утверждается, в случае если в нем отсутствует действия по вторичной закачке газа и или, пути его осуществлении.» [6].

Норвежское правительство не устанавливает специальных нормативов по сжиганию ПНГ, но разрешение на сжигание ПНГ предоставляются в очень ограниченном количестве ситуаций, в определённых случаях. Сжигание ПНГ в объёмах более чем необходимых для обеспечения безопасности не разрешаются без одобрения Министерства нефти и энергетики.

Подобным способом в США, Канаде, Англии, Норвегии существует некоторые процедуры принятия решений о утилизации газа («дерево альтернатив»). «Требования утилизации полагаются на некоторые правовые и стабилизирующие нормы, обеспечивающие независимый (openaccess) либо недискриминированный (non-discriminatoryaccess) допуск к объектам инфраструктуры в секторах upstream и downstream, в том числе газотранспортные системы.»

Общий принцип при осуществлении метода «дерева альтернатив» заключается в этом, что рассматриваются разные виды утилизации ПНГ, избирается более экономичный (учитывающий финансовые условия и обстоятельства). Только лишь если ни один из разновидностей утилизации не отвечает финансовым аспектам, разрешается часть ПНГ распылять или сжигать.

Казахстан

Опыт Казахстана представляет особенный интерес для Рф по многим обстоятельствам. Газотранспортная система в области утилизации ПНГ сложилась в рамках плановой экономики СССР. В нынешнее момент Казахстан идёт впереди Рф в проблемах формирования законодательства в нефтегазовом секторе в частности в проблемах утилизации попутного нефтяного газа. Тем не менее единые течения в политике Рф по вопросам утилизации ПНГ в значительном похожи с тем, что происходит в Казахстане [6].

В Казахстане законами «О нефти» и «О недрах и недропользовании» и их следующими подзаконными актами введён вето на индустриальную эксплуатацию нефтегазовых месторождений без утилизации попутного нефтяного газа. Благодаря этому в государстве вышло значительно повысить уровень переработки ПНГ, создать и внедрить в использование огромное число новых газоперерабатывающих заводов, вовлечь вложения в рамках интернациональных проектов. Газоперерабатывающие мощности в 2006 г. составляли приблизительно 8 миллиардов. м3/год. В 2010 г. итоговые мощности по переработке газа в государстве возросли вплоть до 28 миллиардов. м3. И на данный момент составляет 35 млрд.м3. Формирование нефтегазохимического производства, нацеленного на выпуск высокотехнологичной продукции, в Казахстане установлено как первенствующее направление развития нефтяной и газовой отрасли. В соответствии с Налоговым кодексом, инвестиционные налоговые преференции предоставляются согласно корпоративному подоходному налогу, аграрному налогу и налогу на собственность. Инвесторы могут приобрести налоговые привилегии или право на дополнительные вычеты из общего годичного дохода. Кроме того они могут рассчитывать на избавление от уплаты налога в собственность согласно снова введённым в использование предметам, а кроме того в избавление с уплаты аграрного налога согласно аграрным участкам, что применяется с целью осуществлении вкладывательного плана.

Таким способом, я видим, что же фактически всегда трудности согласно утилизации ПНГ упираются в недостаток сформированной инфраструктуры. Следовательно, навык глобальных фаворитов в данной области недостаточно используем, с целью РФ. Одним-единственным течением, согласно моему суждению, представляется введение значительных поправок вправо, равно как данное существовало использовано в Стране Казахстане. Тем не менее, Русский и иностранный навык демонстрируют, что же переработка ПНГ содержит ряд течений:

1) В первую очередь это переработка газа на ГПЗ с извлечением ШФЛУ и СОГ, который отправляется в ГТС;

2) Использование газа в районах промысла на технологические нужды (выработки электроэнергии) или для удовлетворения потребностей местного населения;

3) закачку газа в продуктивные нефтяные пласты с целью поддержания пластового давления



3. Технологическая часть

Задача №1. Гидравлический расчет сборных промысловых нефтепроводов

В начале сборного коллектора (рис. 1.) длинной L1 с кустовой площадки (АГЗУ-1) подается нефть в количестве q1, динамической вязкостью m и плотностью r. К коллектору в разных точках подсоединены три трубопровода с кустовых площадок (АГЗУ-2, -3, -4) с подачей нефти q2, q3, q4.

Диаметр коллектора в местах подсоединения коллектора изменяется, для сохранения режима течения жидкости. Протяженности отдельных участков сборного коллектора составляет L2, L3, L4.

Определить давление в точках подключения кустовых площадок Р2, Р3, Р4, внутренние диаметры труб Dвн1; Dвн2; Dвн3; Dвн4, по ним подобрать трубы с наружным диаметром по ГОСТ. Определить общие потери давления в коллекторе при условии, что Р1 = 1,5 МПа и РДНС = 0,55 МПа. Размеры труб по ГОСТ даны в Приложении Д.

месторождение углеводородный газ нефть

Вариант	L1, км	q1, т/сут	?, мПа•с	?, т/м3	q2т/ч	q3т/ч	q4т/ч	L2 км	L3 км	L4 км
1	0,5	200	1,7	0,80	20	30	30	3,0	1,5	2,0



Заключение

Проблеме утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) в настоящее время уделяется все большее внимание, поскольку с 1 января 2013 года вступило в силу постановление правительства РФ №1148, в соответствии с которым предельно допустимое значение показателя сжигания ПНГ на факельных установках не должно превышать 5% от объема общей добычи

Существует несколько альтернатив сжиганию попутного газа. Среди них выделяется поставка ПНГ на химические и газоперерабатывающие производства, что требует создания инфраструктуры подготовки и транспортировки. Все шире распространяется использование ПНГ в качестве топлива при производстве электрической энергии (ГТЭС, ГПЭС) непосредственно в районах нефтедобычи.

Электроэнергия, получаемая на основе попутного газа, позволяет значительно повысить обеспеченность этих регионов собственными мощностями и сократить энергопоставки из единой энергетической системы страны. Устойчивый рост тарифов на электроэнергию делает такое использование ПНГ перспективным и экономически выгодным.

И все же нефтяной газ - это полезное ископаемое, попутная добыча и использование которого доставляют немало головной боли, пока будет достигнут приемлемый экономический и экологический эффект. Тем ценнее результат.



Список используемой литературы

1. Постановление Правительства РФ от 08.01.2009 №7 (ред. от 08.11.2012) «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках». - [Электронный ресурс]. - URL: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_83792/, дата обращения: 15.05.2016 г.

2. Постановление Правительства РФ от 15.09.2011 №780 (ред. от 29.06.2013) «О мерах по реализации статьи 6 Киотского протокола к Рамочной конвенции ООН об изменении климата» (вместе с «Положением о реализации статьи 6 Киотского протокола к Рамочной конвенции ООН об изменении климата») - [Электронный ресурс]. - URL: http://base.consultant.ru/cons/cgi/online.cgi? req=doc; base=LAW; n=148966

3. Берлин В.Х., Васильев С.В., Данилов-Данильян В.И., Кокорин А.О., Кураев С.Н. Киотский протокол - вопросы и ответы. WWF. // Российский региональный экологический центр, национальное углеродное соглашение. - М. - 2003.-255 с.

4. Выгон Г., А. Рубцов, С. Ежов. Утилизация попутного нефтяного газа: проблема 2012. Энергетический центр «Сколково», 2012.-125 с.

5. Гладченко А. Экология по высокой цене // Журнал «Нефть и газ Евразии». - 2016. - №4 (апрель). - 24-28 с.

6. Ильинский А.А. Экономические и экологические аспекты реализации киотского договора. // Эко. -2005. - №1 (367). - 39-45 с.

7. Оздоева А.Х. Выбор технологий полезного использования попутного нефтяного газа на основе экономических оценок. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук. - М.: Российский Государственный Университет нефти и газа имени И.М. Губкина, 2016. - 26 с.

Размещено на Allbest.ru