Зрідження метану

Природні гази у великій кількості містять метан (до 98%), який при середніх тисках та низьких температурах може бути перетворений на рідину – так званий скраплений метан. Метан також у значних кількостях (до 97%) міститься у попутному нафтовому газі. Після виділення з останнього важких вуглеводнів він також може бути перетворений на скраплений метан.

Головна перевага зрідженого метану полягає в тому, що кожен кубометр його при атмосферному тиску і температурі -161,45 ° С займає в 600 разів менший обсяг, ніж у газоподібному вигляді. Крім того, запаси зрідженого газу можна створити у будь-якому пункті незалежно від геологічних умов. Транспорт зрідженого газу дозволяє здійснити широку міжнародну торгівлю газом шляхом морського постачання його в танкерах. Нижче наведено деякі властивості чистого зрідженого метану.

Після виділення з попутного нафтового газу вищих вуглеводнів (пропан + вищі) він може спрямовуватись на встановлення зниження для отримання зрідженого метану. Процеси одержання зрідженого метану з природного газу та з відбензиненого попутного нафтового газу однакові.

Значення теоретично мінімальної роботи є функцією тільки початкового стану газу та кінцевого стану рідини та не залежить від виду застосовуваного процесу.

Формула для визначення теоретично мінімальної роботи має такий вигляд:

W_r = T₀ · ΔS - ΔH, де

W_r- Мінімальна (або оборотна) робота;

T₀ - Температура навколишнього середовища, в яку може бути відведено тепло;

ΔS – зменшення ентропії під час переходу газу від початкового до кінцевого стану;

ΔH – зменшення ентальпії під час переходу газу від початкового стану до кінцевого.

Обчислена за цією формулою теоретично мінімальна робота, яка потрібна для перетворення чистого метану, що знаходиться під тиском 34 кг/см 2 і при температурі 38°С, рідина при атмосферному тиску і температурі –161,5°С становить 117 кВт·год/ 100 м 3 зрідженого газу.

Дійсні витрати будуть перебувати в межах 285÷632 квт·ч/100 м 3 зрідженого газу і залежать головним чином від циклу, що використовується для зрідження. Вважають, що величина 285 кВт·ч/100 м 3 зрідженого газу близька до економічно мінімального значення.

Ряд патентів у США зі зрідження, зберігання та транспортування газу у зрідженому стані відомі ще з 1914 року. А перші спроби промислового використання процесів зрідження належать до 1941 року.

Способи зрідження природного газу

1. Класичний каскадний цикл з послідовним використанням як холодоагенти пропану, етилену та метану шляхом послідовного зниження їх температури кипіння.
2. Цикл із подвійним холодоагентом – сумішшю етану та метану.
3. Розширювальні цикли зрідження.
4. Новий спосіб «об'єднаний» автохолодильний каскадний цикл (ARC), в якому проводиться ступінчаста конденсація вуглеводнів з використанням їх як холодоагентів у наступному ступені охолодження при циркуляції азоту, що не конденсується.

Перевага цього нового способу, що випробовується на дослідній установці в Нанті (Франція) потужністю 28,3 тис.м 3 /добу, полягає в тому, що відсутня стадія отримання та зберігання холодоагентів, і вони отримуються безпосередньо в процесі зрідження газу. Процес вимагає менших капітальних витрат у порівнянні зі звичайним каскадним циклом, оскільки необхідна лише одна машина для циркуляції холодоагентів та менше теплообмінників.

Каскадна схема, в якій роздільно використовуються три хладоагенти з температурою кипіння, що послідовно знижується, вимагає великих капітальних, але менших експлуатаційних витрат. Ця схема була послідовно вдосконалена; в даний час частіше застосовується суміш хладоагентів; нова схема називається самоохолоджувальною, так як частина холодоагенту - етан і пропан - виходять з природного газу, що зріджується. Капітальні витрати при цьому дещо нижчі. Найчастіше в каскадних схемах використовуються поршневі компресори, порівняно дорогі як із капітальним, і по експлуатаційним затратам.

Розширювальні схеми представляють значний інтерес, тому що в них можуть використовуватися відцентрові, більш економічні машини, але розширювальні цикли вимагають витрат енергії на 20-30% більших, ніж каскадні. Охолодження досягається ізоентропійним розширенням метану в турбодетандері. Потік газу, попередньо очищеного від води, вуглекислого газу та інших забруднень, зріджується під тиском за рахунок теплообміну з розширеним холодним газовим потоком.Для отримання однієї частини рідини необхідно піддати стиску та розширення приблизно 10 частин газу.

Цікава модифікація розширювальної схеми може бути отримана при подачі споживачеві газу значно нижчого тиску, ніж у живильному трубопроводі. Тоді за рахунок розширення газу, що надходить з трубопроводу, можна отримати додаткову кількість ЗПГ в кількості близько 10% газу, що подається. При цьому економляться капітальні витрати на компресори та експлуатаційні витрати на їхнє обслуговування.

Джерело: «Виробництво та використання зріджених газів за кордоном (Огляд зарубіжної літератури)» (Москва, ВНДІОЕНГ, 1974)

Скільки метану міститься в попутному газі

Попутний нафтовий газ, або ПНГ - це газ, розчинений у нафті. Видобувається попутний нафтовий газ при видобутку нафти, тобто він є супутнім продуктом. Але й сам собою ПНГ — це цінна сировина для подальшої переробки.

Молекулярний склад

Супутній нафтовий газ складається з легких вуглеводнів. Це насамперед метан — головний компонент природного газу — а також важчі компоненти: етан, пропан, бутан та інші.

Всі ці компоненти різняться кількістю атомів вуглецю у молекулі. Так, у складі молекули метану один атом вуглецю, у етану їх два, у пропану – три, у бутану – чотири і т.д.

~ 400 000 тонн - вантажопідйомність нафтового супертанкера.

За даними Всесвітнього фонду дикої природи (WWF), у нафтовидобувних регіонах щорічно викидається в атмосферу до 400 000 тонн твердих забруднюючих речовин, значну частку яких займають продукти спалювання ПНГ.

Страхи екологів

Попутний нафтовий газ потрібно відокремлювати від нафти для того, щоб вона відповідала необхідним стандартам.Довгий час ПНГ залишався для нафтових компаній побічним продуктом, тому проблему його утилізації вирішували досить просто — спалювали.

Ще деякий час тому, пролітаючи літаком над Західним Сибіром, можна було побачити безліч факелів, що горять: це горів попутний нафтовий газ.

У Росії внаслідок спалювання газу у смолоскипах щорічно утворюється майже 100 млн тонн CO₂.
Небезпеку становлять також викиди сажі: на думку екологів, найдрібніші частинки сажі можуть переноситися на великі відстані і осаджуватися на поверхні снігу або льоду.

Навіть практично невидиме оку забруднення снігу і льоду помітно знижує їхнє альбедо, тобто відбивну здатність. В результаті сніг та приземний шар повітря нагріваються, і наша планета відображає меншу кількість сонячної радіації.

Відбивна здатність незабрудненого снігу:

Зміни на краще

Останнім часом ситуація з утилізацією ПНГ почала змінюватися. Нафтові компанії все більше уваги надають проблемі раціонального використання попутного газу. Активізації цього процесу сприяє прийнята Урядом Російської Федерації постанова № 7 від 8 січня 2009 року, в якій закладено вимогу щодо доведення рівня утилізації попутного газу до 95%. Якщо цього не станеться, нафтовим компаніям загрожують високі штрафи.

У ВАТ «Газпром» підготовлено Середньострокову інвестиційну програму підвищення ефективності використання ПНГ на Рівень використання ПНГ щодо Групи «Газпром» (з урахуванням ВАТ «Газпром нафта») у 2012 р.в середньому становив близько 70% (у 2011 році - 68,4%, у 2010 році - 64%), при цьому з IV кварталу 2012 року на родовищах ВАТ "Газпром" рівень корисного використання ПНГ становить 95%, а ТОВ "Газпром" видобуток Оренбург», ТОВ «Газпром переробка» та ТОВ «Газпром нафта Оренбург» вже використовують 100% ПНД.

Варіанти утилізації

Існує велика кількість способів корисної утилізації ПНГ, проте практично використовується лише кілька.

Основним способом утилізації ПНГ є його поділ на компоненти, з яких більшу частину становить сухий відбензинений газ (по суті той самий природний газ, тобто в основному метан, який може містити деяку кількість етану). Друга група компонентів зветься широкою фракцією легких вуглеводнів (ШФЛУ). Вона є сумішшю речовин з двома і більше атомами вуглецю (фракція C₂+). Саме ця суміш є сировиною для нафтохімії.

Процеси поділу попутного нафтового газу відбуваються на установках низькотемпературної конденсації (НТК) та низькотемпературної абсорбції (НТА). Після поділу сухий відбензинений газ може транспортуватися звичайним газопроводом, а ШФЛУ — поставлятися на подальшу переробку для виробництва нафтохімічних продуктів.

За даними Міністерства природних ресурсів та екології, у 2010 році найбільші нафтові компанії використали 74,5% всього видобутого газу, а спалили на смолоскипах 23,4%.

Заводи з переробки газу, нафти та газового конденсату в нафтохімічні продукти є високотехнологічними комплексами, що поєднують у собі хімічні виробництва з виробництвами нафтопереробки.Переробка вуглеводневої сировини здійснюється на потужностях дочірніх товариств "Газпрому": на Астраханському, Оренбурзькому, Сосногірському газопереробних заводах, Оренбурзькому гелієвому заводі, Сургутському заводі зі стабілізації конденсату та Уренгойському заводі з підготовки конденсату до транспорту.

Також можна використовувати попутний нафтовий газ на енергетичних установках для вироблення електроенергії - це дозволяє нафтовим компаніям вирішити проблему енергопостачання промислів, не вдаючись до покупки електроенергії.

Крім того, ПНГ нагнітають назад у пласт, що дозволяє підвищувати рівень вилучення нафти із пласта. Цей спосіб називається сайклінг-процес.

Компонентний склад попутного нафтового газу

Термін «нафтовий газ» з давніх-давен супроводжується в нашій країні прикметником «попутний». Не виключено, що таке «супутнє» ставлення до найціннішого природного копалина спочатку визначило його незавидну долю в Росії. Однак часи змінюються, і нафтовий газ у нашій країні переходить до категорії економічно рентабельної вуглеводневої сировини.

На відміну від природного газу, компонентний склад попутного нафтового газу може відрізнятися залежно від родовища. Більше того, навіть на тому самому нафтовому родовищі в різні періоди часу компонентний склад ПНГ буде різним. У цій статті наведено приклади компонентного складу газу за різними типами родовищ та ступенями сепарації.

Склад ПНГ за типами родовищ

Компонентний склад ПНГ за типами родовищ представлений у порівнянні з компонентним складом газу.Таке порівняння допомагає наочно оцінити різницю між об'ємним вмістом компонентів у природному газі та об'ємним вмістом компонентів у попутному нафтовому газі. Адже, на відміну від природного газу, ПНГ може використовуватися не лише як енергетичний газ. Переробка ПНГ газо- і нафтохімічним профілем — це головний напрямок його корисного використання. Склад попутного газу представлений за трьома ступенями сепарації нафти: газ, що виділився після 1 ступеня, після 2 ступеня і після 3 ступеня (кінцевий).

Станція кінцевих ступенів сепарації Альохінського нафтового родовища

Компонентний склад ПНГ нафтового родовища

Як видно з таблиці, у складі попутного газу нафтового родовища вміст метану майже вдвічі менше, ніж у складі природного газу. Причому, з кожним наступним ступенем зміст цього компонента зменшується.Це з тим, що метан є найлегшим вуглеводневим газом, тому виділяється він із нафти значно швидше, ніж його гомологи. При цьому об'ємний вміст гомологів метану, навпаки, з кожним щаблем сепарації тільки зростає. Виділення цих компонентів з нафти сприяє підвищена температура (підігрів нафти) та низький тиск у сепараторах на об'єктах підготовки нафти. Також варто звернути увагу, що щільність ПНГ з кожним щаблем збільшується (виділяються більш важкі компоненти). Якщо порівняти щільність природного газу та попутного газу нафтового родовища, можна помітити, що різниця більш ніж у 1,5 рази, а на 2 та 3 ступені — у 2 та 4 рази відповідно. Найважливіше, що визначає цінність попутного нафтового газу - це сумарний вміст компонентів, починаючи з пропану (С_3+вище). З таблиці видно, що кількість цінних хімічних компонентів (пропан, бутани та ін) майже в 30 разів більше, ніж у природному газі. Чим вищий показник С_3+вище у попутному нафтовому газі, тим більше продуктів можна отримати при переробці цього виду сировини.

Компонентний склад ПНГ газонафтового родовища

Для газонафтових родовищ характерно високий вміст газу нафти. Зміст метану в компонентному складі газу цього родовищ приблизно дорівнює кількості метану в природному газі. Що стосується інших компонентів, то попутний газ газонафтового родовища набагато «багатший» у цьому плані, ніж природний газ. З таблиці видно, що об'ємний вміст пропану, бутанів та інших компонентів у нафтовому газі значно вище, ніж у природному.

Компонентний склад ПНГ нафтогазоконденсатного родовища

на нафтогазоконденсатних родовищах кількість метану в газовій суміші майже така сама, як і в природному газі. Примітно, що навіть на 2 та 3 ступені метан виділяється у значному обсязі.Фактично, попутний газ, що виділився, складається в основному з метану і переважає в компонентному складі ПНГ. Проте, на відміну природного газу, попутний газ нафтогазоконденсатного родовища містить цінні вуглеводневі компоненти. У таблиці видно, що вміст вуглеводнів С3+вище зростає з кожним щаблем сепарації і перевищує у кілька разів аналогічний параметр у природному газі.

Порівняльний аналіз компонентів попутного нафтового газу

Резюмуючи вищенаведені дані щодо компонентного складу ПНГ, можна надати наступну вибірку важливих показників, на які слід звернути увагу при порівняльному аналізі.

Для визначення компонентного складу вуглеводневих газів застосовується спеціальний прилад газовий хроматограф. Хімік-хроматографіст проводить дослідження проби газу та видає результат, на підставі якого можна зробити висновки про якість попутного нафтового газу, а також про характер його походження — або це чисто нафтовий газ, або це суміш газів додаткових джерел (газ газових шапок, газ повернення і пр.). Тут важливо відзначити, що аналіз бажано проводити одразу ж на місці відбору проби газу, т.к. в цьому випадку на стінках пробовідбірника сконденсується найменша кількість важких компонентів і, отже, хроматограма відобразить більш точну картину. Дані компонентного складу газу дозволяють розрахувати його щільність і вміст вуглеводнів С_3+вище (З_n+вище). Чим вищі ці показники, тим цінніший нафтовий газ.

Що стосується азоту і вуглекислого газу в складі ПНГ, то ці компоненти не становлять енергетичної цінності, оскільки не мають теплотворної здатності.Однак за цими показниками можна охарактеризувати родовище, а точніше, внутрішньопластові процеси, що протікають у ньому (наприклад, внутрішньопластове горіння). Більше того, зі збільшенням обводненості продукції свердловин, вміст невуглеводневих компонентів у нафтовому газі зростає, а компонентний склад «обтяжується». Зазвичай це пов'язано із закачуванням робочого агента (вода, газ, пара) та його впливом на фізико-хімічні параметри пластового флюїду.

Підвищений вміст сірководню у складі ПНГ говорить про те, що обладнання та газопроводи зазнають посиленої корозії і, отже, на об'єкті необхідно проводити заходи щодо сіроочищення. Через значне корозійне зношування обладнання, як правило, набагато швидше виробляє свій ресурс, що зазвичай знижує економічну ефективність об'єкта нафтогазопідготовки. Найчастіше збільшення терміну служби газопроводів використовуються труби з корозионностойкого металу.

Установка сіроочищення газу COMART, що постачається на російський ринок компанією ЕНЕРГАЗ

Значення визначення складу ПНГ

Знаючи компонентний склад попутного нафтового газу, можна оцінити не лише його ринкову вартість, а й розрахувати варіанти раціонального використання: постачати ПНГ як енергетичний газ, або як сировину для нафтогазохімії. У будь-якому випадку важливо правильно підібрати обладнання при облаштуванні об'єктів видобутку та підготовки нафти та газу.

Зокрема, на основі даних про обсяг та компонентний склад ПНГ приймаються рішення про комплектування об'єктів видобутку та нафтогазопідготовки необхідним обладнанням, як за потужністю, так і за набором установок, що використовуються.Адже процес підготовки нафти та газу складається з цілого комплексу технологічних операцій (осучення, сепарація, сіроочищення та видалення вуглекислого газу, компримування та ін.).

Компактна система підготовки ПНГ (осушувач газу, компресорна установка, чилер, вузол обліку газу) на об'єкті ВАТ «Аганнефтегазгеологія»

Якісна підготовка нафти і газу знімає низку проблем, притаманних об'єктам нафтогазовидобутку. Наприклад, недозавантаженість сепараційного обладнання (понад 2,5 рази) часто є причиною неефективного відділення газу від краплинної рідини. Відсутність газосепараторів призводить до підвищеного накопичення рідини в газопроводах, що створює «пробки» - механічні відкладення на стінках труби, що зменшують пропускну здатність газопроводу. Причому чим «важчим» буде газ (високий показник С_3+вище), тим більше рідини (конденсату) опиниться в газопроводі. Усього цього можна уникнути, використовуючи ефективне обладнання підготовки нафти та газу, суворо дотримуючись технологічних умов його експлуатації. Це дозволяє максимально використовувати наявні ресурси ПНГ та значно скоротити втрати.

Висновок

Отже, для кожного об'єкта нафтовидобутку компонентний склад газу буде різним. І може значно відрізнятися від представленого в таблицях, адже компонентний склад нафти та інші її характеристики (щільність, обводненість, тиск насичення та ін.) для кожного родовища індивідуальні. Однак дані (а простіше кажучи — цифри), представлені в таблицях, допоможуть визначити структуру розподілу газу в газовій суміші на різних типах нафтових покладів.

В англійській нафтогазовій термінології визначення «нафтового газу» дається як «associated petroleum gas», скорочено APG. У дослівному перекладі - "пов'язаний, об'єднаний нафтовий газ".

У світовій практиці вже утвердилася професійна традиція комплексної розробки родовищ, коли нафту та нафтовий газ добувають і пускають у справу з однаковою дбайливістю, пов'язаною економічною вигодою та об'єднаною максимальною екологічною безпекою.

Планетарний досвід сприйнятий сьогодні й нафтовиками Росії. Дедалі рідше звучить словосполучення «утилізація ПНГ», дедалі частіше ми чуємо повідомлення про раціональне застосування нафтового газу. Раціональному означає розумне, продумане, розважливе використання цієї унікальної вуглеводневої сировини.

Цю публікацію я підготував на основі моєї статті «Компонентний склад попутного нафтового газу», яка (за підтримки компанії «ЕНЕРГАЗ») була опублікована в наступних журналах:

Neftegaz.Ru №10, 2013
Energyland.info 29 січня 2014 року (медіа-портал спільноти ПЕК)