ОБОСНОВАНИЕ  ТЕХНОЛОГИЙ  УТИЛИЗАЦИИ  ПОПУТНОГО  НЕФТЯНОГО  ГАЗА  И  ПАРАМЕТРОВ  ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИХ  КОМПЛЕКСОВ  ДЛЯ  ЕГО  ИСПОЛЬЗОВАНИЯ  В  КАЧЕСТВЕ  ЭНЕРГОНОСИТЕЛЯ

Шевченко  Наталья  Александровна

Головкин  Максим  Дмитриевич

студенты  2  курса,  кафедра  электротехники,  электроэнергетики,  электромеханики  Национального  минерально-сырьевого  университета  «Горный»,  РФ,  г.  Санкт-Петербург

Е-mail : 

" target="_blank">

Турышева  Анна  Вахтанговна

научный  руководитель,  канд.  техн.  наук,  ассистент  Национального  минерально-сырьевого  университета  «Горный»,  РФ,  г.  Санкт-Петербург

Ежегодное  извлечение  ПНГ  в  России  по  различным  оценкам  составляет  от  30  до  60  млрд  м³.  При  этом  на  газоперерабатывающие  заводы  поступает  только  11—12  млрд  м³,  остальная  часть  углеводородного  топлива  сжигается  в  факелах,  либо  списывается  на  технологические  потери.  На  рисунке  1  представлена  динамика  утилизации  попутного  нефтяного  газа  по  данным  Росстата  и  Инфо  ТЭК.

Рисунок  1.  Динамика  утилизации  попутного  нефтяного  газа

Низкая  эффективность  применения  ПНГ  связана  с  тем,  что  длительное  время  у  нефтедобывающих  компаний  отсутствовали  стимулы  для  его  использования  вследствие  больших  затрат  на  создание  и  содержание  инфраструктур  по  сбору,  подготовке  и  трансферту  до  потребителя,  а  также  малых  выплат  за  загрязнение  атмосферного  воздуха.

В  целях  сокращения  загрязнения  атмосферного  воздуха  продуктами  сжигания  ПНГ  на  факельных  установках  в  соответствии  с  законодательной  базой  с  1  января  2013  года  в  силу  вступило  постановление  правительства  РФ  №  1148  от  8  ноября  2012  г.  «Исчисления  платы  за  выбросы  загрязняющих  веществ,  образующихся  при  сжигании  на  факельных  установках  и  (или)  рассеивании  попутного  нефтяного  газа»  в  соответствии  с  которым  предельно  допустимое  значение  показателя  сжигания  на  факельных  установках  и  (или)  рассеивания  попутного  нефтяного  газа  не  должно  превышать  5  %  от  объема  добытого  ПНГ.  За  сверхлимитное  загрязнение  при  расчете  штрафов  к  нормам  платы  за  выбросы  применяется  дополнительный  коэффициент,  который  составлял  в  2009  г.  —  4,5,  в  2013  году  —  12,  а  с  2014  года  —  25.  Кроме  того,  при  отсутствии  систем  учета  объемов  попутного  нефтяного  газа  в  2014  году  этот  коэффициент  достигает  120,  что  в  20  раз  выше  по  сравнению  с  2012  годом.  Таким  образом,  в  настоящее  время  перед  нефтегазодобывающими  компаниями  остро  стоит  задача  минимизации  затрат  на  штрафы  за  сверхлимитные  выбросы  продуктов  сжигания  попутного  нефтяного  газа  на  факельных  установках.

Рассмотрим  некоторые  возможные  способы  утилизации  ПНГ:

·     транспортировка  на  нефтеперебатывающие  предприятия  или  строительство  мини  перерабатывающих  установок  для  дальнейшего  разделения  и  использования  отдельных  компонентов  в  составе  ПНГ;

·     переработка  попутного  газа,  использую  GTL  технологию;

·     использование  временных  подземных  хранилищ  —  закачка  газа  в  пласт  на  месторождении  для  поддержания  пластового  давления;

·     применение  в  качестве  топлива  для  работы  электрогенерирующих  агрегатов  после  системы  предварительной  очистки  [7].

Однако,  технологии  по  переработке  попутного  нефтяного  газа  непосредственно  на  месте  получения  требует  затрат  как  на  оборудование  по  переработке,  так  и  на  транспортировку  полученного  сырья;  а  транспортировка  к  внешним  потребителям  обуславливает  необходимость  в  установках  по  подготовке  газа,  дожимных  компрессорных  станциях,  а  также  наличии  газотранспортной  системы.  Причем  срок  строительства  газопровода  для  регионов,  находящихся  вдали  от  действующих  инфраструктур,  может  превышать  время  ввода  разрабатываемого  месторождения  в  эксплуатацию.  Поэтому  такой  вид  утилизации  попутного  нефтяного  газа  для  нефтедобывающих  компаний  является  дорогостоящим  и  не  всегда  рентабельным  вложением  [6].

Временные  подземные  хранилища  служат  для  закачки,  накопления  и  хранения  попутного  газа,  как  на  нефтяных,  так  и  на  нефтегазоконденсатных  месторождениях.  Применение  такого  способа  позволяет  поддерживать  пластовое  давление,  а  также  накапливать  газ  с  нескольких  месторождений.  Однако,  вследствие  ограниченных  объемов  хранилищ  и  непостоянства  химико-компонентного  состава  ПНГ,  и  его  детонационных  свойств,  возникают  гидродинамические  опасности  применения  предложенного  способа  [3].  Кроме  того,  при  внедрении  данного  способа  утилизации  имеется  потребность  в  строительстве  специальных  компрессорных  станций,  наземных  установок,  бурении  нагнетательных  скважин,  что  приводит  к  значительным  капитальным  затратам.

Следующий  способ  утилизации  ПНГ  —  использование  GTL  технологии.

GTL  технологией  является  процесс  преобразования  газа  в  жидкое  топливо  —  синтетические  углеводородные  продукты.  Первоначально  этот  процесс  был  изобретен  в  1920  году  и  заключался  в  образовании  фракции  монооксида  углерода  и  водорода  (синтез-газа)  из  раскаленного  каменного  угля  под  воздействием  перегретого  водяного  пара.  Дальнейшая  очистка  углеводородов  позволила  получить  синтетический  бензин.  Более  поздние  исследования  привели  к  появлению  технологий  по  производству  жидкого  топлива  из  природного  или  попутного  горючего  газа,  включающих  в  себя  три  основные  стадии:  образование  синтез-газа,  его  конверсия  во  фракцию  углеводородов  под  воздействием  катализаторов,  получение  конечных  продуктов  [9].

В  настоящее  время  существует  ряд  организаций  занимающихся  разработкой,  исследованием  и  использованием  технологий  GTL:  компания  Shell  специализируется  на  получении  керосина,  газойля;  Mossgas  бензиновых  фракций  и  фракций  легких  олефинов;  Syntroleum  синтезированной  смеси,  содержащей  нафту,  дизельную  и  керосиновую  фракции;  Exxon  Mobil  разработала  процесс  для  получения  дизельного  топлива.  Также  приведенной  технологией  занимались  специалисты  предприятий  Rentech;  British  Petroleum  совместно  с  Davy  Process  Technology;  Statoil;  ConocoPhillips;  Nippon  Steel  и  Japan  Oil,  Gas  and  Metals  National  Corporation  [8].

Ряд  компаний  в  России  занимаются  исследованиями  в  области  GTL  технологий:  так,  OOO  «Новые  технологии»  в  2009  году  опубликовала  результаты  исследований  проведенных  на  опытно-лаборатоной  установке,  технологическая  схема  которой  приведена  на  рисунке  2.  В  результате  исследований  была  разработана  малотоннажная  установка  в  блочно-модульном  исполнении  и  получены  образцы  синтетических  жидких  углеводородов.

Рисунок  2.  Технологическая  схема  опытно-лабораторной  установки  применения  GTL -технологии  [10]

Кроме  того,  компания  ОАО  «GTL»,  занимающаяся  конверсией  метаносодержащего  газа  в  жидкие  углеводороды,  разработала  установку,  позволяющую  получать  бензин,  дизельное  топливо,  этанол,  метанол  и  др.

Однако,  на  данный  момент  на  территории  Российской  федерации  всего  одна  компания,  использует  приведенную  технологию:  в  марте  2010  года  на  Юрхановском  месторождении  фирмой  ООО  «НОВАТЭК-Юрхановнефтегаз»  была  запущена  в  эксплуатацию  установка  по  получению  метанола  [4].

Причиной  низкой  популярности  технологий  GTL  являются  несколько  факторов.  Во-первых,  необходимость  получения  лицензии  на  использование  технологии  производства  синтетического  жидкого  топлива,  поскольку  в  России  исследования  в  данной  области  находятся  на  стадии  теоретической  разработки  и  лабораторных  испытаний,  и  пока  имеется  мало  проектов  готовых  к  промышленной  реализации  [9].

Во-вторых,  к  проведению  химических  реакций  предъявляются  жесткие  требования  в  части  теплообмена,  поскольку  на  устойчивость  катализаторов  сильное  воздействие  оказывает  температура  [11].

В-третьих,  по  расчетам  инвестиционных  проектов,  проведенных  компанией  «Метапроцесс»,  применение  GTL  технологий  экономически  целесообразно  только  для  установок  большой  мощности  (рисунок  3).

В-четвертых,  технология  подразумевает  запуск  производственного  комплекса  сразу  на  полную  мощность,  поэтому  при  совершении  погрешности  в  оценке  перерабатываемого  сырья  может  возникнуть  вопросы  либо  об  утилизации  излишков  попутного  нефтяного  газа,  либо  о  излишках  издержек  на  проектирование,  строительство  и  эксплуатацию  приведенной  технологии.

В-пятых  качество  сырья  не  позволяет  использовать  трубопроводы  «Транснефти»  [5].

Кроме  того,  применение  технологий  GTL  предъявляют  высокие  требования  к  качеству  сырья,  однако  поскольку  попутный  нефтяной  газ  имеет  непостоянный  физико-химический  компонентный  состав,  то  этот  способ  утилизации  является  неэффективным.

Рисунок  3.  Зависимость  экономического  эффекта  от  производительности  при  использовании  GTL-технологий  [5]

Применение  газопоршневых  и  газотурбинных  установок  использующих  в  качестве  топлива  ПНГ  после  системы  очистки  на  новых  месторождениях,  характеризующихся  малым  количеством  скважин,  следовательно,  небольшим  объемом  добываемого  газа,  оправданно,  особенно  при  нахождении  месторождения  вдали  от  действующих  линий  электропередач.  В  настоящее  время  наиболее  распространенными  установками,  использующимися  для  таких  целей,  являются  агрегаты  фирм  Jenbacher  и  Carterpillar.  Однако,  с  ростом  количества  скважин,  увеличивается  число  установок  по  добыче,  требующих  все  большее  количество  электроэнергии.  Кроме  того,  установки  потребляют  небольшое  количество  газа,  по  сравнению  с  объемами  ПНГ,  который  извлекается  из  скважин.  Также  при  отработке  газов,  имеющих  4  класс  опасности,  в  турбинах  и  газодизелях,  выхлопные  газы  будут  содержать  вещества  2  и  3  классов,  которые  являются  более  опасными  продуктами  загрязнения  атмосферного  воздуха.  Использования  ПНГ  в  качестве  сырья  для  работы  генерирующих  агрегатов  имеет  еще  один  существенный  недостаток,  а  именно,  уникальность  компонентного  состава  на  каждом  отдельном  пласте.  Более  того,  на  разных  этапах  разработки  месторождения  этот  состав  изменяется.  При  сборе  ПНГ  из  разных  пластов  и  его  объединении  образуются  еще  более  сложные  фракции,  которые  изменяются  при  вводе  новых  залежей  и  вывода  из  эксплуатации  старых.  Это  приводит  к  дополнительным  затратам  и  трудностям  при  прогнозировании  качества  ПНГ,  вовлечения  групп  геологов  и  технологов,  составления  динамических  моделей,  ряд  статистических  данных  для  выбора  систем  подготовки  и  очистки  ПНГ.  Очистка  ПНГ,  как  правило,  включает  в  себя  масляные  пылеуловители,  ряд  сепараторов  и  скрубберов.  Газопоршневые  установки  (ГПУ)  предъявляют  жесткие  требования  к  качеству  сырья,  поэтому  система  будет  включать  в  себя  ряд  сложных  и  дорогостоящих  мероприятий,  причем  после  очистки  при  снижении  метанового  числа  для  работы  ГПУ,  приведет  к  уменьшению  заявленной  производителем  мощности  агрегата.  Кроме  того,  в  ГПУ  при  таком  виде  топлива  возникают  проблемы  с  тяжелой  детонацией.  Для  газотурбинных  установок  требования  к  качеству  топлива  более  мягкие,  однако,  для  работы  турбины  потребуется  компрессор.  Поэтому,  перед  предприятиями  нефтегазовой  отрасли  остро  встает  вопрос  об  экономической  целесообразности  выбора  типа  электропривода,  для  этого  проводятся  расчеты  стоимостей  и  сроков  окупаемости  качественной  очистки  ПНГ  и  поршневой  промысловой  электростанции;  а  также  примитивной  очистки  и  турбинной  промысловой  электростанции.

Проект  по  снижению  загрязнения  продуктами  сжигания  попутного  нефтяного  газа  на  факельных  установках  реализован  компанией  «Татнефть».  Уменьшения  штрафов  за  сверхлимитные  выбросы  были  достигнуты  путем  применения  технологий  по  использованию  ПНГ  в  качестве  топлива  для  работы  генерирующих  агрегатов  фирмы  Capstone,  установленной  мощностью  600  кВт.  Электрическая  однолинейная  схема  подключения  газотурбинных  агрегатов  представления  на  рисунке  4.  В  таком  случае,  электротехнический  комплекс  может  состоять  из  автономного  источника  электроэнергии,  промежуточного  накопителя  энергии,  выпрямительно-инверторных  и  фильтрокомпенсирующих  устройств,  а  также  установки  электроцентробежного  насоса,  кабельной  линии.

Рисунок  4.  Электрическая  однолинейная  схема  подключения  газотурбинных  агрегатов

В  качестве  генерирующего  агрегата  целесообразно  использовать  турбогенераторную  установку,  в  состав  которой  входят:  высокоскоростной  синхронный  генератор,  выполненный  на  постоянных  магнитах,  поскольку  данный  тип  электропривода  обладает  рядом  преимуществ  по  сравнению  с  другими  электрическими  машинами:  большая  плотность  мощности,  низкий  уровень  шума  и  вибраций,  высокие  динамические  характеристики  и  эффективность,  поскольку  отсутствуют  потери  в  роторной  цепи  [1;  2].  Однако,  применение  электропривода  в  схеме  электротехнического  комплекса  с  автономным  источником  не  позволяет  обеспечить  потребителей  электроэнергией  с  параметрами,  удовлетворяющими  действующий  стандарт  качества  электроэнергии,  из-за  наличия  в  составе  электротехнического  комплекса  преобразователя  частоты.  Установлено,  что  он  вводит  искажения  в  питающую  сеть:  искажения  синусоидальности  кривой  напряжения  составляют  более  8%.  Поэтому,  для  уменьшения  коэффициента  синусоидальности  кривой  напряжения  необходимо  использовать  активный  фильтр  (рисунок  5),  который  позволяет  снизить  коэффициент  до  значений,  нормируемых  действующим  стандартом.

Рисунок  5.  Электротехнический  комплекс  с  параллельным  активным  фильтром

Таким  образом,  снижение  удельных  выбросов  в  атмосферный  воздух  продуктов  сжигания  ПНГ  может  быть  достигнуто  различными  способами,  однако,  наиболее  перспективным  является  вариант  его  использования  в  качестве  энергетического  топлива  для  работы  электроприводов,  находящихся  непосредственно  в  районах  нефтедобычи.  В  таком  случае  применение  электротехнических  комплексов,  представленных  в  работе,  решает  задачу  не  только  минимизации  штрафов  за  выбросы  в  атмосферный  воздух  продуктов  сжигания  попутного  нефтяного  газа  на  факельных  установках,  но  обеспечения  электроэнергией  оборудования  и  объектов  нефтедобычи  регионов,  находящихся  вдали  от  действующей  инфраструктуры.

Список  литературы:

1.Балагуров  В.А.,  Галтеев  Ф.Ф.  Электрические  генераторы  с  постоянными  магнитами:  учеб.  пособие.  М.:  Энергоатомиздат,  1988.  —  280  с.

2.Балагуров  В.А.,  Галтеев  Ф.Ф.,  Ларионов  А.Н.  Электрические  машины  с  постоянными  магнитами:  учеб.  пособие.  М.:  Энергия,  1964.  —  480  с.

3.Исаева  Н.А.  Разработка  технологии  и  методов  регулирования  хранения  попутного  газа  в  пластах-коллекторах  временных  подземных  хранилищ  //  Автореферат  диссертации.  2011.

4.Компания  Метапроцесс  запустила  установку  производства  метанола  мощностью  40000  тонн  в  год  (УПМ-40).  [Электронный  ресурс]  —  Режим  доступа.  —  URL:  http://www.vestipb.ru/pressrelease_3612.html   (дата  обращения  14.04.15).

5.Лебедев  К.  Технология  GAS-TO-LIQUID:  Инновационная  технология  переработки  газа  //  Институт  финансовых  исследований.  [Электронный  ресурс]  —  Режим  доступа.  —  URL:  http://www.ifs.ru/upload/thesis.pdf  (дата  обращения  14.04.15).

6.Михайловский  А.А.,  Корнев  Г.А.,  Исаева  Н.А.  Рациональное  использование  попутного  нефтяного  газа:  проектирование  временного  хранилища  в  нефтегазоконденсатном  месторождении  //  Георесурсы.  —  2010.  —  №  4(36).  —  с.  47—51. 

7.Переработка  попутного  нефтяного  газа.  [Электронный  ресурс]  —  Режим  доступа.  —  URL:  http://www.business-equipment.ru/pererabotka/pererabotka-poputnogo-neftyanogo-gaza.html   (дата  обращения  14.04.15).

8.«Роснефть»  произвела  первую  в  России  опытно-промышленную  партию  катализаторов  синтеза  Фишера-Тропша.  [Электронный  ресурс]  —  Режим  доступа.  —  URL:  http://www.energyland.info/news-show-tek-neftegaz-124379   (дата  обращения  14.04.15).

9.Углеводородное  сырье.  [Электронный  ресурс]  —  Режим  доступа.  —  URL:  http://www.mineral.ru/Analytics/worldtrend/122/176/technologii%20GTL.pdf   (дата  обращения  14.04.15).

10.Филипченко  С.А.  GTL  —  технологии  настоящего  и  будущего  //  Нефть.  Газ.  Новации.  —  2009.  —  №  8.  —  с.  66—69.

11.GTL  технологии  приходят  в  Россию.  [Электронный  ресурс]  —  Режим  доступа.  —  URL:  http://data.investfunds.ru/comments/stocks/file/2013-05/energ_Review_070513.pdf   (дата  обращения  14.04.15).