Очень толковый доклад по проблемам переработки ПНГ с целью извлечения СУГ - Часть 2

Если нефтяная компания не занимается газоподготовкой, то такой НПГ направляется на факел, т.к. иного применения в его естественном состоянии найти крайне сложно. Например, даже там, где есть газопровод на ГПЗ, и где НПГ с первой ступени подается в него, НПГ со 2-ой и третьей ступени сепарации направляется на сжигание, а ведь это наиболее ценный с точки зрения газ.

Пример: месторождение Х, Оренбургская обл. Всего добывается П.Н.Г. 143 млн.м3 Сухой газ первой ступени сдается в магистральный газопровод, а газ 2 и 3 ступени сжигается. Это 18,6млн. м3, что составляет 13% объемных или 22% массовых. Из них возможных к получению 14 000 тонн/ в г. и БГС 3 700 тонн/ в г. сжигается на факеле, и при этом НК имеет потенциальную проблему с 5% допускаемых к сжиганию.

Технологический процесс на некоторых ГПЗ устаревший, «заточенный» под определенные цели, стоявшие когда-то много лет назад перед нефтяными компаниями. В результате, даже те ценные фракции, которые в небольшом количестве доходят до ГПЗ, не выделяются в товарные продукты, а «сдуваются» на тот же факел.

Необходимо обратить внимание на другие способы утилизации НПГ, к которым традиционно прибегают НК.

И 1-ый из них — выработка электрической энергии. Любая машина, в особенности динамическое оборудование, рассчитывается на определенные условия работы и имеет большие или меньшие диапазоны допусков этих условий, в рамках которых машина выдает заявленные характеристики или вообще может работать. И тут нужно подчеркнуть, что серийность выпуска оборудования заставляет делать его в расчете на массовое доступное сырье, каковым является вовсе не П.Н.Г. с его каждый раз уникальными свойствами, а ПГГ, на который собственно и рассчитывается первоначально любая машина.

Поэтому, для применения, серийно изготавливаемых генерационных машин необходима подготовка газа. Эта подготовка в большинстве случаев разрабатывается поставщиком машины, который в лучшем случае может более-менее почистить газ от влаги и механических примесей, защитить от проброса жидкости, но не выделить из П.Н.Г. и бензин, и не повысить «метановое число». В результате вместо дешевого ПГГ, машину кормят дорогими и бензином и при этом имеют проблемы со снижением мощности и ресурса, и нестабильной работой агрегата.

График, характеризующий зависимость метанового числа различных газовых смесей от их состава, и зависимость изменения мощности ГПЭ от метанового числа топливной смеси

■     По официальной оценке сжигается порядка 20млрд. м3 П.Н.Г. в г., по неофициальным оценкам — порядка 60млрд. м3 в г..Генерация электрической энергии без выделения целевых фракций С3+ — это завуалированное уничтожение попутного газа как ценного ресурса.

То же относится и к попыткам закачки в пласт или в подземные хранилища — в этом случае снова без подготовки газа не обойтись и снова целевые фракции С3+ теряются в виде непонятного конденсата.

Утилизация П.Н.Г., посредством крупных узловых ГПЗ и другими приведенными способами, имеет общие объективные естественные ограничения в своем применении, что приводит к существенным потерям для компаний и страны в целом:

■     Для выработки продукции — СПБТ (ПБА), БГС — целесообразно использовать газы 2-ой и концевых ступеней, как богатые фракциями и бензинов. Количество П.Н.Г. 2-ой и концевых ступеней (т.е. прямо предназначенных для переработки в ПБА, БГС) оценивается в 15млрд. м3 в г. от официальной оценки сжигания, или 24млрд. м3 в г. от неофициальной оценки сжигания.

■     Ориентируясь на средний состав П.Н.Г. 2-ой и концевой ступеней, можно оценить возможность выработки ПБА, как 14 млн. тонн в г. от официальной оценки или 18,2 млн. тонн от неофициальной, БГС 5 млн. тонн в г. от официальной оценки или 8,1млн. тонн от неофициальной.

Итак, потери оцениваются нами в 14-21млн. тонн/ в г., а БГС, или можно сообщить — нефти, в 5-8 млн. тонн/ в г..

Вывод: Наиболее правильным с точки зрения получения максимальной добавленной стоимости и максимально эффективного использования углеводородов является переработка П.Н.Г. с выделением фракций С3+ в непосредственной близости от источника П.Н.Г., т.е. на месторождении, на объекте подготовки нефти. Переработка П.Н.Г. на месте его добычи — даже не альтернатива, а практически единственный по настоящему экономически оправданный способ действительно рационального использования П.Н.Г., позволяющий сохранить и вовлечь в хозяйственный оборот максимальное количество компонентов П.Н.Г., а значит получить максимальное количество СУГ и БГС, и при этом получить сухой газ, соответствующий всем требованиям подачи газа в трубопровод или применения в целях выработки электрической энергии, закачки в пласт или в подземное хранилище.

Возможна ли выработка СУГ из П.Н.Г. непосредственно на объектах нефтеной добычи, на объектах подготовки нефти, газа и конденсата?

Технологии есть в наличии. СУГ, БГС, ШФЛУ, отдельные фракции этих продуктов из П.Н.Г. вполне обыденно и без героизма производят на крупных узловых ГПЗ, большинство из которых были построены еще в советские времена, и осуществление такого технологического процесса, где из газа получают пропан-бутан и другие фракции, никого не удивляет…

Если мы хотим получить те же продукты, что и на крупном ГПЗ, то и принципы должны использовать те же. Т.е. осушка от воды, удаление мехпримесей, удаление серы (там, где она есть), повышение давления, снижение температуры, конденсация ШФЛУ и разгонка ШФЛУ на фракции, т.е. ректификация с получением товарных качественных целевых продуктов, в частности СПБТ и БГС.

Какой из этих процессов сам по себе и в совокупности с другими не известен науке и представляет проблему для практиков? Таковых нет! Системы осушки от влаги применяются на любом ГПЗ, НПЗ, химзаводе, компрессорных станциях, энергоагрегатах. Компрессорные модули и станции самых разных масштабов и назначений используются повсеместно, в том числе и в каждой нефтяной и газовой компании. Системы промышленного холода давно и хорошо освоены. Процессы конденсации и ректификации используются на любом ГПЗ, НПЗ и химзаводе в самых разных масштабах и конфигурациях. Так почему же до сих пор представляется чем-то экзотическим переработка газа на месторождении?

От географического расположения объекта технологические процессы не перестают быть, законы физики одинаковы везде, и на узловом ГПЗ и на нефтепромысле. В этом случае все ценные фракции попадут в переработку и будут извлечены с наименьшими энергетическими и капитальными затратами, с максимальной экономической и технологической эффективностью. Технических препятствий к этому нет. Единственное, что нужно — воля заказчика и ответственность разработчика. При этом у какого-то разработчика и производителя будет получаться

более экономично и эффективно по извлечению углеводородов, у кого-то менее, но сам принцип достижим.

Еще записи на эту же тему:



Страницы: 1 2 3 4

Оставить комментарий (Зарегистрируйтесь и пишите коментарии без CAPTCHи !)

 
© 2008-2019 EnergyFuture.RU Профессионально об энергетике. All rights reserved. Перепечатка материалов разрешается при условии установки активной гиперссылки на EnergyFuture.RU.