image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 1-2 2017

Попутный газ

01.1-2.2017 10:00 Эффективность применения технологии GTL для энергообеспечения объектов нефтегазового комплекса в отдаленных регионах России
Статья написана по результатам исследований, проводимых на кафедре термодинамики и тепловых двигателей РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина совместно с Королевским технологическим институтом (Стокгольм, Швеция) в рамках научно-исследовательской работы по созданию автономных энергетических установок малой и средней мощности для энергообеспечения удаленных объектов нефтегазового комплекса страны в регионах со слаборазвитой энергетической инфраструктурой. Эта задача становится особенно актуальной в связи с продвижением добычи углеводородного сырья в регионы Крайнего Севера, Восточной Сибири и Дальнего Востока, где энергетическая инфраструктура либо вовсе отсутствует, либо недостаточно развита. Разработка удаленных нефтяных и нефтегазовых месторождений связана с огромным количеством проблем, одной из которых является транспортировка товарного продукта к объектам уже существующей инфраструктуры для транспорта углеводородного сырья. Трудно ожидать, что при всех существующих и возникающих проблемах транспорта углеводородов будет уделяться внимание утилизации попутного нефтяного газа, количество которого составляет малую долю от объема добываемых жидких углеводородов. Поэтому энергетический способ утилизации попутного нефтяного газа позволяет решить сразу несколько задач: обеспечить электроэнергией и жидким моторным топливом нефтепромысловые объекты, экономить товарные углеводороды, традиционно сжигаемые на промысле для выработки энергии, и существенно сократить выбросы диоксида углерода в атмосферу.
Ключевые слова: попутный нефтяной газ, методы утилизации попутного нефтяного газа, малые удаленные нефтяные месторождения, технология GTL, автономное энергообеспечение промысла, штрафы за сжигание попутного нефтяного газа, схемы утилизации попутного нефтяного газа.
Ссылка для цитирования: Карабанова А.Н., Бессель В.В. Эффективность применения технологии GTL для энергообеспечения объектов нефтегазового комплекса в отдаленных регионах России // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 1–2. С. 82–87.
Открыть PDF


На сегодняшний день мировой годовой объем сжигаемого попутного нефтяного газа (ПНГ) составляет более 140 млрд м3 [1], что сопоставимо по объемам почти с 30 % газа, потребляемого странами Европы [2]. Кроме того, в процессе сжигания ПНГ происходит выброс в атмосферу вредных веществ, таких как оксиды азота и серы, бензола, толуола, 3-, 4-бензпирена и др. [3].

По данным Глобального партнерства по сокращению объемов сжигания попутного нефтяного газа (GGFR – Global Gas Flaring Reduction), Россия ответственна почти за четверть общемирового сжигания ПНГ [4], поэтому нашу страну можно с уверенностью назвать лидером в данной категории.

При этом необходимо отметить, что около 50 % сжигаемого ПНГ в России является газом малых отдаленных месторождений, которые имеют две особенности. Во-первых, эти месторождения расположены далеко от рынков сбыта газа и существующей газотранспортной инфраструктуры, а во-вторых, объем получаемого при их разработке ПНГ слишком незначителен для строительства систем централизованного сбора и транспортировки газа [5].

На рис. 1 представлена диаграмма с существующими на сегодняшний момент методами утилизации ПНГ [6].

Учитывая тот факт, что около половины сжигаемого ПНГ является газом, получаемым при разработке малых отдаленных месторождений, в качестве наиболее приемлемого варианта использования ПНГ можно было бы предложить производство электроэнергии на газотурбинной установке (ГТУ) в промысловых условиях для собственных нужд. Но в этом случае нефтяные компании часто сталкиваются с тем, что объем получаемого ПНГ существенно превосходит его потребление на ГТУ [7]. Это, в свою очередь, приводит к неизбежному сжиганию «избытка» ценного сырья, что отражено на диаграмме, приведенной на рис. 2.

Таким образом, нефтяные компании сталкиваются с необходимостью более тщательного подхода к схеме утилизации ПНГ на малых отдаленных месторождениях. На диаграмме, приведенной на рис. 3, показаны оптимальные методы утилизации ПНГ в зависимости от количества ПНГ и расстояния от рынка сбыта товарной продукции [6].

Как следует из диаграммы, технология мини-GTL представлена как альтернативный метод использования газа на малых отдаленных нефтяных месторождениях. Поэтому актуальной на сегодняшний день проблемой являются разработка и внедрение экономически и энергетически эффективных схем по использованию ПНГ. В качестве решения поставленной проблемы в настоящей работе были предложены четыре схемы использования ПНГ для автономного энергообеспечения промысла, после проведения экономико-математического моделирования выбрана наиболее выгодная технология с точки зрения экономики и экологии. Кроме того, на основании экономических и экологических результатов исследования оценена эффективность внедрения технологии мини-GTL в схемы по утилизации ПНГ.

1_1_5.png 

Рис. 1. Методы утилизации ПНГ

Fig. 1. Methods of associated petroleum gas (APG) utilization


ТЕХНОЛОГИЯ МИНИ-GTL

Термин GTL (от англ. Gas To Liquids – «газ в жидкость») используется в случаях, когда речь идет о превращении газа, в частности метана, в жидкие углеводороды [8]. Данная технология состоит из трех ступеней (рис. 4):

  • производство синтез-газа;

  • синтез Фишера – Тропша;

  • гидрокрекинг и гидрооблагораживание.

Для того чтобы рассчитать материальный баланс трехступенчатой технологии GTL, необходимо рассмотреть каждую из ее стадий в отдельности.

Image_006.png 

Рис. 2. Добыча, потребность и сжигание ПНГ на российских месторождениях [7]

Fig. 2. Production, demand, and APG flaring at Russian deposits [7], mln м3


1. Производство синтез-газа

Целью данного процесса является превращение природного газа в смесь монооксида углерода и водорода, называемую синтез-газом. Среди промышленных методов производства синтез-газа можно выделить следующие:

  1. паровая конверсия метана;

  2. парциальное окисление;

  3. автотермический риформинг.

В качестве первой стадии технологии GTL был выбран автотермический паровоздушный риформинг по причине сниженных капитальных затрат за счет использования компактного реактора и исключения дорогостоящей установки разделения воздуха [9].

При осуществлении процесса автотермического риформинга протекают следующие основные реакции: паровая конверсия природного газа (1), реакция равновесия водяного газа (2) и полное (3) либо парциальное (4) окисление метана [8]:

CH4 + H2O ↔ CO + 3H2,                      (1)

CO + H2O ↔ CO2 + H2,                        (2)

CH4 + O2 ↔ CO2 + 2H2O,                    (3)

2CH4 + 3O2 ↔ 2CO + 4H2O.                (4)

 

После проведения математического моделирования двух вариантов автотермической паровоздушной конверсии, а именно метода «ТАНДЕМ» (полное окисление метана) и процесса компании Syntroleum (парциальное окисление метана), в целях выбора процесса с максимальным выходом целевого продукта – синтез-газа – был выбран процесс Syntroleum с выходом целевых продуктов 38 % против 26 %, полученных методом «ТАНДЕМ».

Синтез-газ, полученный на первой стадии технологии GTL, отправляется на вторую ступень, известную как синтез Фишера – Тропша.

1_1.png

Рис. 3. Методы утилизации ПНГ в зависимости от объема ресурса и расстояния до рынка сбыта
готового продукта [6]
Fig. 3. Methods of APG utilization according to the volume of the resource and the distance to the
final product market [6]


2. Синтез Фишера – Тропша

На второй стадии синтез-газ превращается в алканы (5), алкены (6) и спирты (7) с числом атомов углерода n от 1 до 100 [8].

 

nCO + (2n + 1)H→ CnH2n+2 + nH2O,        (5)

nCO + 2nH→ CnH2n + nH2O,            (6)

nCO + 2nH→ CnH2n+1OH + (n – 1)•H2O  (7)

 

Длина углеродной цепи n подчиняется молекулярно-массовому распределению, которое может быть описано уравнением Флори [8]: 

mn = αn – 1(1 – α),                                  (8) 

где mn – мольная доля компонентов ФТ-продукта с числом атомов углерода n;

α – параметр молекулярно-массового распределения компонентов ФТ-продукта, 0< α <1. Данный параметр определяет вероятность роста углеродной цепи.

Используя уравнение Флори, а также учитывая тот факт, что в промышленности параметр  принимает значения от 0,6 до 0,95 [8], был построен показанный на рис. 5 график распределения выхода фракций синтетических продуктов при различных значениях параметра .

1_1_1.png

Рис. 4. Схема технологии GTL

Fig. 4. The scheme of GTL technology

Для отдаленных промыслов наиболее ценным продуктом является дизельное топливо, используемое автотранспортом и спецтехникой, поэтому для уменьшения выхода легких фракций и увеличения содержания дизельного топлива в продукте синтеза Фишера – Тропша величина параметра молекулярно-массового распределения  была принята 0,95.

В связи с тем, что в продукте синтеза Фишера – Тропша содержится большое количество твердых парафинов, третья стадия технологии GTL крайне важна, главным образом для преобразования восков в дизельное топливо.

 

3. Гидрокрекинг и гидрооблагораживание

На третьей ступени происходят следующие процессы: гидрокрекинг (9), гидрирование олефинов (10) и спиртов (11) и изомеризация н-парафинов (12) [8].

CnH2n + 2 + H→ CmH2m + 2 + Cn – mH2(n – m) + 2, (9) 

где m ≈ 0,5n.

CnH2n + H→ CnH2n + 2,                  (10) 

CnH2n + 1OH + H→CnH2n + 2 + H2O,     (11)

н – CnH2n + 2 1_1_2.png изо – CnH2n + 2.     (12)

 

После рассмотрения всех стадий технологии GTL был составлен ее материальный баланс, схема которого представлена на рис. 6.

Таким образом, для получения 14,7 г синтетической нефти, в состав которой входит 60 % масс. дизельного топлива, расходуется 20,8 г метана. Зная это, по формуле (13) был найден расходный коэффициент метана по синтетическим жидким углеводородам, который составил 1995 м3/т.

 

1_1_3.png            (13)

 

 1_1_4.png

Рис. 5. Молекулярно-массовое распределение продуктов синтеза Фишера – Тропша в зависимости от параметра α

Fig. 5. The molecular weight distribution of the synthesis Fischer – Tropsch products, according to the the parameter α


СХЕМЫ УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА

1) GTL + ДГ

В данной схеме весь газ, добываемый попутно с нефтью, перерабатывается на мини-установке GTL в синтетические жидкие продукты (дизельное топливо (ДТ), СУГ, нафта, керосин). Синтетическая дизельная фракция используется в качестве топлива дизельными генераторами (ДГ) для производства электроэнергии для собственных нужд промысла. При заданном энергопотреблении промысла (2800 кВт) были рассчитаны необходимое количество дизельного топлива и объем получаемой на установке GTL синтетической нефти. Используя рассчитанный по формуле (13)
расходный коэффициент метана по синтетическим жидким углеводородам, рассчитали необходимый для производства рассчитанного количества дизельного топлива годовой объем ПНГ, равный
25,3 млн м3 (рис. 7).

Image_032.png 

Рис. 6. Схема производства синтетических углеводородов

Fig. 6. The scheme of synthetic hydrocarbons production

2) GTL + ГТУ

В данной схеме годовой объем получаемого ПНГ был взят из первого проекта «GTL + ДГ» (25,3 млн м3). Здесь бльшая часть газа (17,3 млн м3) поступает на ГТУ для производства 2800 кВт электроэнергии, в то время как оставшийся объем ПНГ перерабатывается в синтетические жидкие углеводороды (рис. 8).

1_1_6.png 

Рис. 7. Схема утилизации ПНГ «GTL+ДГ»

Fig. 7. Scheme of APG utilization «GTL + Diesel Generator (DG)»

3) ДГ

Поскольку в этой схеме весь объем добываемого ПНГ поступает на факел, нефтяная компания вынуждена платить штраф, который в первый год эксплуатации месторождения составил более 13 млн руб. (рис. 9). В данном проекте электроэнергия вырабатывается дизельными генераторами, топливо для которых поставляется бензовозами с ближайшего нефтеперерабатывающего завода. Было учтено, что затраты на транспортировку топлива в несколько раз превосходят его себестоимость.

1_1_7.png

Рис. 8. Схема утилизации ПНГ «GTL + ГТУ»

Fig. 8. Scheme of APG utilization «GTL + GTU»

4) ГТУ

В данной схеме бльшая часть добываемого ПНГ используется в качестве топлива для газовой турбины, а остаток отправляется для сжигания на факел (рис. 10). В этом случае штраф за сжигание ПНГ в первый год эксплуатации промысла составил более 4 млн руб.

Результаты экономического анализа и экологической оценки четырех предложенных проектов использования ПНГ в целях энергообеспечения промысла представлены в таблице.

1_1_8.png

Рис. 9. Схема утилизации ПНГ «ДГ»

Fig. 9. Scheme of APG utilization «DG»

Схемы с применением технологии GTL «GTL + ДГ» и «GTL + ГТУ» полностью утилизируют получаемый ПНГ, что объясняет отсутствие выбросов диоксида углерода из-за факельного сжигания газа. Если предположить, что в состав ПНГ входит только метан, то в случае схем «ДГ» и «ГТУ» на факел каждый год поступает 25,3 и 8 млн м3, и это приводит к ежегодному выбросу 49 696 и 15 714 т диоксида углерода, соответственно.

Для проведения детального экономического анализа проектов были построены кривые NPV (рис. 11).

1_1_9.png 

Рис. 10. Схема утилизации ПНГ «ГТУ»

Fig. 10. Scheme of APG utilization «GTU»


Выводы

1. Экономико-математическое моделирование четырех схем утилизации ПНГ для энергоснабжения отдаленных малых промыслов показало, что проекты с мини-установкой GTL
(«GTL + ДГ» и «GTL + ГТУ») имеют намного более привлекательные экономические показатели по сравнению со схемами без внедрения технологии GTL («ДГ» и «ГТУ»). Несмотря на меньшие первоначальные затраты в схемах без установок мини-GTL, на момент окончания срока эксплуатации месторождения (20 лет) разница между значениями NPV проекта «GTL + ДГ» и схемы «ДГ» составила 14 812,5 млн руб.; для пары «GTL + ГТУ» – «ГТУ» различие в NPV оказалось равно 2845,3 млн руб.

Image_040.png

Рис. 11. Кривые NPV для проектов утилизации ПНГ для энергоснабжения промысла

Fig. 11. The NPV curves for the projects of APG utilization for energy supply to oil fields

Причина разницы в величине NPV различных проектов энергообеспечения промыслов и поведения кривых этого показателя для проектов «ДГ» и «ГТУ» заключается в прогрессивно возрастающих штрафах за сжигание ПНГ, а также в высокой стоимости завезенного на промысел дизельного топлива для схемы «ДГ».

В работе было принято, что ежегодное увеличение повышающего коэффициента к базовой плате за выбросы при превышении 5%-ного показателя сжигания ПНГ составляет 50 %. На основе анализа динамики изменения величины коэффициента за последние 5 лет (2012 г. – 4,5; 2013 г. – 12; 2014 г. – 25) можно утверждать, что данный прогноз является если не оптимистичным, то более чем реалистичным. Поэтому, сравнивая экономические показатели эффективности четырех предложенных в данной работе проектов, можно сделать вывод, что с учетом санкций за сжигание ПНГ, установленных Правительством РФ, нефтяным компаниям намного выгоднее использовать его в качестве сырья для производства синтетических жидких углеводородов, нежели сжигать ценное химическое сырье.

2. Необходимо отметить, что срок эксплуатации месторождения был принят равным сроку службы мини-установки GTL – 20 лет. Если рассматривать проект со сроком реализации менее 13 лет, то наиболее экономически выгодной схемой из четырех предложенных является «ГТУ». Также при сравнении проектов «ГТУ» и «GTL + ДГ» до 17-го года эксплуатации месторождения первая схема имеет сравнительно лучшие экономические показатели. Из этого можно сделать вывод, что внедрение технологии GTL в схемы использования ПНГ для энергообеспечения малых отдаленных промыслов становится экономически оправданным только при рассмотрении долгосрочных проектов.

3. На основании результатов проведенного исследования можно говорить о том, что применение газотурбинной установки является более рентабельным методом энергоснабжения промыслов, нежели использование дизельного генератора. Так, например, величина индекса рентабельности для схемы «GTL + ГТУ» в 1,8 раз больше его значения для проекта «GTL + ДГ», а срок окупаемости – меньше на 5 лет. Кроме того, схема «ДГ» показала себя убыточным проектом с самого начала его реализации, в то время как значение NPV для проекта «ГТУ» имеет положительное значение вплоть до
18-го года эксплуатации.

4. Расчеты данной работы показали, что установка мини-GTL – готовая к внедрению инновационная технология, предназначенная для отдаленных малых нефтяных месторождений российского нефтегазового комплекса, – является не только мерой по предотвращению сжигания ПНГ на факелах и источником ценного на промыслах дизельного топлива, но также и экономически привлекательным мероприятием.


Результаты экономического анализа и экологической оценки проектов утилизации ПНГ в целях энергоснабжения промысла
The results of the economic analysis and environmental assessment of the projects of APG utilization for energy supply to oil fields

Схема

The scheme

NPV, млн руб.

NPV, mln RUB

Срок окупаемости

Payback period

Индекс рентабельности

Profitability Index

CO2, т/год

CO2 t/year

√ GTL + ДГ

    GTL + GB

1123

10

1,5

    ДГ

    GB

– 13 688

–208,3

49 696

 √ GTL + ГТУ

    GTL + GTU

2013

5

2,6

    ГТУ

    GTU

–832

–0,5

15 714



← Назад к списку


im - научные статьи.