Очень толковый доклад по проблемам переработки ПНГ с целью извлечения СУГ

Итак, зачем нужна альтернатива газосборным сетям и крупным узловым ГПЗ?

Мы не хотим делать альтернативы ради самой альтернативы. Но давайте посмотрим, когда и почему получать непосредственно на месторождении становится более эффективно, чем собирать газ на крупные узловые ГПЗ или сдавать его в магистральный газопровод.

О проблеме сжигания П.Н.Г. наслышаны все, о трудностях в ее решении (мнимых и реальных) тоже. Как об одном из способов борьбы с попутным газом, причем как о самом главном способе, всегда говорят о необходимости строительства газосборных сетей. При этом всегда подчеркивается, что это очень затратные и экономически не эффективные проекты. Действительно, цена проектирования, отвода земли и строительства трубопроводов весьма велика. К примеру, цена 20-25 км трубы для прокачки 15 млн. м3 П.Н.Г. в г. в регионе Ханты-Мансийский АО можно оценить в 100-130 млн. рублей, что вполне сравнимо со стоимостью газоперерабатывающего комплекса той же мощности. Но при прокачке газа за счет чего будет окупаться проект? За счет стоимости самого газа, продаваемого владельцем на ГПЗ или в магистральную сеть. Цена газа при этом в среднем 400 руб. за 1000 м3, и не более 1000 руб. за 1000 м3, т.е. реализовав даже все 15 млн. м3 газа, компания выручит от 6 до 15 млн.рублей — ничтожная цифра по сравнению с понесенными затратами… При этом приведена цена 100-130 млн. рублей, а зачастую тянуть трубопровод до врезки приходится за 60-100 км и больше. Но мы говорим об альтернативе в контексте производства .

Сколько же можно произвести из того же количества П.Н.Г.? В среднем из 15 млн. м3 П.Н.Г. можно произвести от 3 до 11 тыс. тонн СПБТ и от 1 до 6 тыс. тонн БГС, при этом выручка может составить порядка от 45 до 200 млн. рублей в г.. Как видим — при сопоставимой стоимости 20-25 км трубопровода и объекта переработки, цифры выручки не сопоставимы и явно в пользу переработки. К тому же нефтяникам хорошо знакомы технические, технологические и наконец, политические проблемы сдачи газа на ГПЗ и в магистраль.

Рассмотрим технологический аспект проблемы.

Физика!, определяет предельные условия для передачи газовой смеси по трубопроводу. В любом случае, для прокачки газа по трубопроводу требуется поднять давление газа на входе в трубу. Для разных трубопроводных систем и расстояний давления разные, от 6 до 70 бар. И сообразно с давлением, поднимаемым компрессорной станцией, из газа конденсируются жидкие фракции: вода, бензины, бутан и пропан. Конденсат, или вернее компрессат, сепарируется и отводится как правило, в дренажную емкость.

Таким образом, из газа с составом Х при компримировании неизбежно, не зависимо от желания владельца газа, удаляется некоторое количество компонентов, т.е. газ, передаваемый на ГПЗ, уже «суше» по своему составу, чем был изначально.

В трубопроводе будет неизбежно происходить охлаждение транспортируемого газа, а значит, сообразно с теми же законами физики, будет происходить конденсация жидких фракций по степени насыщения, что может приводить к накоплению и пробросу жидкости, т.е. к гидроударам, к гидратообразованию или закупориванию трубопровода в результате элементарного замораживания водяного конденсата. Во избежание таких явлений перед подачей газа в трубопровод обычно устанавливается узел подготовки газа (УПГ, УПТГ), где сжатый газ охлаждают и еще более осушают его.

Таким образом, наиболее ценные углеводороды выделяются из П.Н.Г. в виде некоего компрессата и конденсата, который в подавляющем большинстве случаев из- за своей засоренности, обводненности и нестабильности не имеет какого-либо применения, собирается в дренаж и оттуда направляется на факел:

На ГПЗ приходит обедненный, осушенный газ. При давлении подачи в трубопровод порядка 12 бар (среднемагистральное давление при прокачке на 25-40 км) состав газа на выходе из него будет примерно соответствовать представленному в таблице для 1-й ступени сепарации, т.е. он потеряет от 30% до 70% % пропана-бутана и бензина.


1 ступень, содержание. 2 ступень, содержание. 3 ступень, содержание.
Углеводородные газы об. % масс.% об. % масс.% об. % масс.%
СОГ Метан 78,84 61,71 57,14 31,05 15,51 5,27
Этан 8,98 13,18 7,97 8,11 7,18 4,57
Пропан 4,02 8,65 16,14 24,10 31,66 29,58
Изобутан 0,78 2,20 4,34 8,55 10,29 12,67
Бутан 1,04 2,95 7,14 14,05 19,95 24,56
Бензины об. % масс.% об. % масс.% об. % масс.%
Бензин газовый стабильный. Пентан 0,67 2,36 3,42 8,36 10,12 15,47
Гексан 0,26 1,08 0,87 2,55 2,39 4,37
Гептан и выше 0,03 0,17 0,20 0,67 1,01 2,14
Неуглеводородные примеси 4,63 7,70 2,22 2,56 1,89 1,37

Если же речь следует о сдаче газа в магистраль Газпрома(Ртс:Gazp), то его приходится сушить сильнее, т.к. давление требуется поднимать до 40-70 бар. В процессе подготовки такого газа бензинов в нем практически не остается, а пропана-бутана остается ничтожное количество, которое выводится из газа в процессе его движения через магистральные дожимные компрессорные станции.

Еще записи на эту же тему:



Страницы: 1 2 3 4

Оставить комментарий (Зарегистрируйтесь и пишите коментарии без CAPTCHи !)

 
© 2008-2017 EnergyFuture.RU Профессионально об энергетике. All rights reserved. Перепечатка материалов разрешается при условии установки активной гиперссылки на EnergyFuture.RU.