Структурная схема промысловой переработки попутных нефтяных газов Газовые перспективы Казахстана

СОДЕРЖАНИЕ 

ВВЕДЕНИЕ 

    Три четверти мировой добычи газа сосредоточено  в 10 крупнейших странах мира. Лидирующее положение занимают Россия и США - 47,5% мирового объема добычи. Из 71 страны, добывающей газ, РК занимает 33-е место. Разведанных запасов природного газа в Казахстане - 1,8 трлн куб.м, газового конденсата 0,7 млрд тонн. Прогнозные ресурсы на суше и казахстанской части шельфа Каспия оцениваются экспертами в 5,9 трлн куб. м природного газа и 1,6 млрд тонн газового конденсата. Потенциально извлекаемая ценность нефтяных месторождений оценивается в $222.5 млрд. Как видим, цифры весьма обнадеживающие, однако нынешняя экономическая ситуация, а также существовавшая система газоснабжения после распада СССР породили проблемы на юге страны.

    Крупнейшие  нефтяные месторождения находятся  на территории Атырауской области, старейшем  нефтегазодобывающем регионе Казахстана. Разведанные запасы промышленной категории - 929,2 млн тонн нефти. Из 75 разрабатывается 39 месторождений, продолжается разведка еще 24-х. На втором месте Мангыстауская область - 66 месторождений. Из них разрабатывается лишь 27. Почти 70% месторождений относится к категории трудноизвлекаемых, что требует значительных капвложений. Среди извлекаемых запасов промышленной категории: газа - 172,3 млрд м3, конденсата - 5,6 млн тонн. Известные месторождения - Узень, Жетыбай, Каламкас, Каражанбас.

    Западно-Казахстанская  область также богата запасами: из 13 месторождений 7 - нефтегазоконденсатных. Однако углеводородный потенциал области осваивается неактивно: эксплуатируется лишь Карачаганак. Извлекаемые запасы конденсата - 631,3 млн тонн, свободного газа - 1 353 млрд м3. Кроме этого, крупные запасы имеются в Жамбылской и Южно-Казахстанской областях, где разведано шесть мелких и средних месторождений газа со значительным содержанием азота и гелия. Потребление природного газа по областям Казахстана в 1999 году, по данным ЗАО "Интергаз Центральная Азия", составило 4 176 133 тыс. м3 (диаграмма). Закупочная цена газа колеблется в пределах $12 - 40, продажная - $30 - 55 за 1000 куб. м.

    Анализ  реализации Программ утилизации газа и обеспечении газом потребителей Мангистауской области выявил их фактический срыв недропользователями области. Практически всеми компаниями реализация Программ проводится с серьезным отставанием. На  сегодняшний день  мероприятия по Программе утилизации попутного газа  выполнены в полном  объёме только  на двух  предприятиях, - ТОО «Тасбулат Ойл Корпорэйшн» и ТОО «Хазар Мунай». Четыре крупных предприятия области АО «Мангистаумунайгаз», ТОО «Каракудукмунай», ТОО «Бузачи оперейтинг Лтд.» и СП «Арман» подали ходатайство о продлении срока реализации своих программ [1,2].

    В целях обеспечения  газом  внутренних  потребителей  и улучшения экологической обстановки установливается жесткие сроки по исполнению  мероприятий  Программы по утилизации попутного газа всеми предприятиями –недропользователями.

          Основной потребитель газа и  производитель электроэнергии, тепла и воды  ТОО «МАЭК-Казатомпром» для того, чтобы не остановить работу вынужден вести непрерывные переговоры с несколькими поставщиками газа.  При этом его стоимость постоянно повышается. Уже с января 2009 года поставщики повысили тарифы на поставляемый газ на 33%, что отразится на всех ценах производимых в области товаров и услуг. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    ФАКТОР  ПОПУТНОГО ГАЗА 

    По  данным Журнала Нефть и Газ, по состоянию на январь 2010 года, доказанные запасы природного газа в Казахстане составили 85 триллионов кубических футов (2,4 трлн. м3). Добыча природного газа в Казахстане практически целиком осуществляется как добыча попутного газа. Большая часть запасов природного газа сосредоточена в западной части Казахстана, при этом более половины этого объема приходится на нефтегазовое месторождение Карачаганак, доказанные объемы запасов на котором составляют, по имеющимся данным, 48 триллионов кубических футов (1,36 трлн. м3). Казахстан начал переход от чистого газового импортера к чистому газовому экспортеру с балансом в 134 миллиарда кубических футов (3,8 млрд. м3) в 2009 года [1].

    Наметилась  тенденция увеличения объема коммерческой добычи природного газа с 162 миллиардов кубических футов (4,59 млрд. м3) в 1999 году до 387 миллиардов кубических футов (10,96 млрд. м3) в 2009 году. При этом общий валовой объем добытого газа в 2009 году составил 1,26 триллиона кубических футов (35,68 млрд. м3). 69 % добытого в 2009 году газа, то есть 870 миллиардов кубических футов (24,64 млрд. м3), были закачены обратно в пласт для повышения добычи нефти. Два крупнейших газовых месторождения, являются одновременно крупнейшими нефтедобывающими месторождениями. 

      По имеющимся сведениям, в 2009 году объем добычи газа на  нефтегазовом месторождении Карачаганак составил 558 миллиардов кубических футов (15,8 млрд. м3), что приблизительно равнялось половине от всего добытого объема газа в Казахстане.  Консорциум, занимающийся разработкой Карачаганакского месторождения, ожидает, что уровень добычи  достигнет 900 миллиардов кубических футов (25,49 млрд. м3)к 2012 году. В то время, как первая и вторая фазы проекта  сконцентрированы на увеличении добычи конденсата, то во время третьей фазы предполагается резко нарастить добычу природного газа, что позволит Казахстану выйти в число крупнейших мировых производителей и экспортеров газа.   

    В свою очередь на нефтегазовом месторождении  Тенгиз в 2008 году было добыто 494 миллиарда  кубических футов газа (14 млрд. м3). При  этом, консорциум, занимающийся разработкой  месторождения заявляет, что может нарастить  уровень добычи до 780 миллиардов  кубических футов (22,09 млрд. м3)к 2015 году. Остаток добычи газа приходится на более мелкие месторождения. Сообщается, что Казахстан намерен довести уровень добычи до 2,5 триллионов кубических футов  (70,8 млрд. м3) к 2015 года, а уровень экспорта до 1,4-1,6 триллионов (39,6 – 45,3 млрд. м3)как только развитие трубопроводной инфраструктуры позволит экспортировать возрастающий объем добываемого газа [1].

    Разработка  месторождения Амангельды, является важным для обеспечения энергетической безопасности Казахстана, поскольку  добыча газа с этого месторождения обещает  перевести Казахстан на самобеспечение газом.  Месторождение расположено на юге Казахстана и разрабатывается совместно КМГ и испанской Repsol. По имеющимся данным уровень добычи в 2010 году составил 35 миллиарда кубических футов (1 млрд. м3), а объем  извлекаемых запасов оценивается в 883 миллиардов кубических футов (25 млрд. м3).

    Импорт  и экспорт природного газа.

    В Казахстане существует две несвязанные системы распределения природного газа: одна – на западе, обсуживающая добывающие месторождения, а вторая – на юге, обеспечивающая подачу газа в регионы потребления. Отсутствие внутренних трубопроводов, соединяющих газодобывающий западный регион с промышленным поясом страны, проходящим через Алматы и Шымкент, оказало негативное влияние на развитие газовой отрасли Казахстана. Южный Казахстан получает основные поставки газа  из Узбекистана через газопровод Ташкент-Шымкент-Бишкек-Алматы, при том, что Казахстан экспортирует газ из западного региона. Контроль и управление газопроводами Казахстана, осуществляется компанией КазТрансГаз – дочерним предприятием КМГ.

      В настоящее время Казахстан,  в основном, является транзитной  страной для транспортировки природного газа из Узбекистана и Туркменистана в Россию и Китай.  Тем не менее, в 2009 году, экспорт впервые превысил импорт на 134 миллиарда кубических фута (3,80 млрд. м3), что вывело Казахстан в число чистых экспортеров газа.

ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ ПОПУТНЫХ НЕФТЯНЫХ ГАЗОВ 

    В настоящее время наблюдается  устойчивый рост интереса к переработке  природного и попутного нефтяного  газа. В последнем случае особенно актуальна задача переработки его  в удобный для транспортирования  продукт непосредственно на месте добычи. Наша компания занимается этими вопросами начиная с 2000 года, и за прошедшее время был предложен и опробован ряд технических решений, позволяющих существенно упростить и удешевить процесс переработки газа в товарный продукт.

      Особенность попутного газа заключается  в том, что он является побочным  продуктом нефтедобычи. По геологическим  характеристикам различают попутные  газы газовых шапок и газы, растворённые в нефти. Для эффективного  использования попутного газа  необходимо не допустить его потерь, связанных с неподготовленностью инфраструктуры для его сбора, подготовки, транспортировки и переработки, отсутствием потребителя. В этом случае попутный газ просто сжигается на факелах. Нефтяной попутный газ – это смесь газов и парообразных углеводородных и не углеводородных компонентов, выделяющихся из нефтяных скважин и из пластовой нефти при её сепарации. Обычно нефтяной попутный газ рассматривается как иcтoчник cыpья для пpoизвoдcтва pяда xимичеcкиx продуктов, источник получения дешевой электрической и тепловой энергии. Мы предлагаем комплексную технологию, включающую кроме перечисленных аспектов использования попутного газа его переработку в широкую гамму топливных, моторных компонентов, а также компонентов нефтяных потоков.

    Утилизация попутного нефтяного газа и всех его составляющих должна быть направлена на выcoкoтеxнoлoгичнoе ocвoение меcтopoждений нефти, для ликвидации неблагоприятных последствий и возврата в оборот углеводородного сырья. Возможны два направления утилизации попутного газа – это энергетическое и нефтехимическое. Применение современных технологий позволяет использовать конечный продукт утилизации попутного газа в качестве топлива для получения электроэнергии на газотурбинных электростанциях и тепла. Обеспечивая подготовку и утилизацию попутного газа нефтедобывающая компания не только избегает штрафов за сжигание попутного газа, но и обеспечивает свою компанию качественной электроэнергией, теплом, сохраняя при этом имидж социально-ответственной организации. Современные технологии утилизации попутного газа предоставляют возможность полностью использовать попутный нефтяной газ на месторождениях, получать дополнительную электроэнергию, тепло и углеводородные газомоторные топлива.

      Как известно, основным компонентом  природного и попутного нефтяного газа (ПНГ) является метан. Однако, в отличие от «сухого» природного газа, содержащего 90-98% CH4, ПНГ насыщен более тяжелыми углеводородами – летучими компонентами нефти. В зависимости от месторождения в составе ПНГ может содержаться до 60% С2+ углеводородов, причем значительная часть этого количества (до 15%) представляет собой легкую бензиновую фракцию С5+. Также, ПНГ содержит значительное количество пропан-бутановой фракции, которая является ценным сырьем для нефтехимии. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

    МЕТОДЫ  ПЕРЕРАБОТКИ ГАЗА 

      Условно методы переработки газов  можно разделить на три большие  группы:

     - физико-энергетические;

     - термо-химические;

     - химико-каталитические методы. 

1. Физико-энергетические методы.

      В основе существующих газоперерабатывающих производств лежат физико-энергетические методы сжатия газов, физические методы их разделения с применением больших разностей энергетических потенциалов, создаваемых мощными холодильными и нагревательными установками. Главной проблемой является удешевление процесса за счет использования более дешевых энергетических агрегатов. Особенно это необходимо в условиях применения данных методов переработки на месторождениях. Для этих целей ЗАО "Национальная газовая компания" разработаны технологии газоразделения с применением для сжатия газов вместо дорогостоящего компрессорного оборудования установок двухфазного эжектирования с использованием серийных нефтяных насосов. Использование насосов вместо компрессоров само по себе дает значительную экономию капитальных затрат. Часто в условиях месторождений использование технологий, основанных на применении насосов, является единственной возможностью при наличии запаса этого распространенного нефтяного оборудования при минимальных затратах провести необходимые технологические разработки.

      Особенно эффективно применение  двухфазного эжекторного сжатия  для «жирных» газов последних  ступеней сепарации. При достаточно  высокой молекулярной массе газов  использование газовых компрессоров  затруднено из-за возникновения  конденсации газов в тракте компрессора, что уменьшает кпд компрессора и выводит его из строя. Как раз в этой области, при наличии конденсации, эффективность работы двухфазного эжектора, напротив, возрастает. Двухфазный эжектор выполняет одновременно несколько функций:

     - повышает давление газа за  счет взаимодействия с высоконапорной  струей;

     - термостабилизирует процесс сжатия, что облегчает последующие стадии  газоразделения;

     - обеспечивает абсорбцию наиболее  тяжелой части газа в потоке  жидкой фракции с последующим  разделением в десорбере.

      При этом снижаются требования  с холодильному потенциалу системы  газоразделения, что снижает стоимость  холодильной установки - наиболее  дорогой части системы газоразделения.

      Разрабатываемые эжекторные установки  имеют значительные преимущества по сравнению с серийно выпускаемыми. На установках применяется диффузорное торможение в сверхзвуковой части двухфазного потока, что приводит к уменьшению числа Маха и значительному уменьшению потерь полного давления на скачках уплотнения. В отличие от существующих установок, в которых нагрев газа уменьшает эффективность эжектора (его адиабатический кпд), в наших установках при наличии сверхзвукового диффузора нагрев газа приводит к увеличению кпд за счет преобразования части тепловой энергии в потенциальную энергию сжатия газа.

      На рис.1 приведена проектная зависимость  для разрабатываемых в промышленности  эжекторных установок, взятая из [3], и данные испытаний установок ЗАО "Национальная газовая компания". Относительный перепад давления равен отношению перепада давления рабочей и эжектируемой среды к перепаду давления, создаваемого эжектором. Видно, что для большинства испытаний, особенно для эжекторов со сверхзвуковыми диффузорами, перепады давлений, создаваемые нашими эжекторами значительно превосходят серийные показатели. 

Рис.1. Проектная  зависимость из [1] – ряд 1, данные испытаний на эжекторах со сверхзвуковым  диффузором – ряд 2. 
 
 
 

2. Термо-химические методы.

      Методы прямого термического  воздействия являются основой  для получения из сырьевых газов природных нефтяных и газовых месторождений основного количества полупродуктов нефтехимии – непредельных углеводородов (этилен, пропилен, дивинил и др.), дающих начало всему многообразию продуктов основного органического синтеза. На существующих производствах ведется пиролиз газовых фракций С2 – С4 или жидких фракций С5+. Процесс осуществляется при температурах до 1100⁰ С и при давлениях несколько атмосфер. В продуктах пиролиза кроме непредельных углеводородов содержится метан, ароматические и полициклические углеводороды [3].

      В компании ЗАО "Национальная газовая компания" впервые применен термический пиролиз для получения этилена из метана. Это стало возможным за счет особого сочетания высокой температуры, высокого давления и малой длительности процесса. Сам процесс проходит в две стадии – стадию нагрева до максимальной температуры и адиабатическую стадию. Особенности нашей технологии запатентованы в отечественных и международных патентах [2,3]. Достигнутые параметры процесса на установке с производительностью 50 м3/час показывают высокую эффективность данной технологии: 35-40% конверсии метана за проход, до 30% выхода этилена на исходное сырье при селективности по этилену 75-80%. Достижение таких результатов стало возможным за счет применения новых материалов для пиролизных труб. Используются такие высокотемпературные материалы, как молибден, карборунд (SiC), импортные материалы типа Hexaloy. Разработанная в нашей компании технология сварки трубных участков, калачей и других элементов оборудования из этих материалов позволяет изготавливать трубные пучки промышленных пиролизных печей для переработки сотен миллионов м3 газа в год.

      Высокая энергетика процесса  пиролиза метана накладывает  жесткие ограничения как на  применяемые материалы, так и  на способ подвода тепловой мощности к стенкам пиролизных труб. Необходимая плотность теплового потока (200-300 кВт/м2) в несколько раз превышает достигаемые плотности в существующих промышленных печах пиролиза. К настоящему времени в нашей компании освоена технология пиролиза метана за счет применения электронагрева. Электронагрев позволяет достигать значительно более высоких плотностей тепловых потоков по сравнению с печным нагревом. Однако применение электронагрева на предприятиях химической промышленности газо-переработки встречает затруднения в связи с высокой стоимостью электроэнергии.

      Другая ситуация складывается  при применении данного метода  в условиях переработки газов  непосредственно на месторождениях. Практически бесплатная тепловая  энергия от сжигания части нефтяных газов за счет преобразования в газовых турбоэлектрогенераторах переходит в энергию электрического поля. При этом для целей нагрева пиролизных установок генерация электрического поля может быть максимально упрощена по сравнению с генерацией сетевой электроэнергии. За счет согласования нагрузки и электрогенератора не требуется применения преобразователей частоты, стабилизаторов и трансформаторов напряжения. Стоимость электрогенерирующей части таких газотурбинных электростанций значительно меньше, чем у серийно выпускаемых установок.

      Основным недостатком существующих  пиролизных установок является  их высокая стоимость, а также  необходимость в сложной системе  газоразделения. Применение электронагрева  резко сокращает габариты и  расходы на создание собственно пиролизных печей, сводя конструкции печей к набору трубных пучков с теплозащитой. С учетом высокой селективности процесса выделение этилена из продуктов пиролиза значительно облегчено по сравнению с существующими производствами. Особенно важным является практическое отсутствие ацетилена и компонентов более тяжелых, чем С3. Для дальнейшей переработки необходимо отделить лишь непрореагировавший метан и образовавшийся водород, что делается на одноколонном аппарате.

      Для пиролиза более тяжелых,  чем метан, углеводородов можно использовать традиционный печной пиролиз. Более эффективно проводить высокотемпературный пиролиз компонентов С2+ с такой температурой процесса, которая обеспечивает отсутствие в продуктах пиролиза как самих этих компонентов (100%-ая конверсия), так и компонентов более тяжелых, чем С3. Последнее выполняется так же, как и при высокотемпературном пиролизе метана. При этом задача разделения продуктов можно проводить по общей схеме для объединенного потока продуктов со всех установок.

      Таким образом, в результате пиролиза метана, метан-этановой фракции или фракции С1-С4 получается этилен. Дальнейшая технологическая цепочка по комплексной переработке ПНГ на месторождении зависит от особенностей расположения месторождения, наличия (близости) транспортной инфраструктуры, наличия продуктопроводов. В наиболее крайнем случае, когда отсутствуют другие возможности транспортировки продуктов переработки газа, кроме основного нефтепровода, встает задача получения наиболее дешевым способом нефтяные компоненты для закачивания их в нефтепровод.

      Для этой цели применяется  вторичный пиролиз полученного  этилена. В результате получается  жидкая фракция (пироконденсат)

    Незначительное  содержание непредельных углеводородов  может быть снижено введением  дополнительного процесса «легкого» гидрирования с использованием получаемой при пиролизе метан-водородной фракции. 

3. Химико-каталитические методы

      В настоящее время основным  способом прямой конверсии метана  является его окисление в синтез-газ.  Последний, в свою очередь, является сырьем для химико-каталитических процессов. Синтез-газ получают тремя разными способами [4]:

      а) паровая конверсия: CH4 + H2O - CO + 3 H2, ?H= 226 КДж/моль;

      б) углекислотная конверсия: CH4 + CO2 - 2 CO + 2 H2, ?H= 264 КДж/моль;

      в) парциальное окисление: CH4 + 1/2O2 - CO + 2 H2, ?H= -44 КДж/моль.

      Новым направлением в этой  области является совмещение  экзотермического процесса в  с эндотермическими процессами. Синтез-газ используется в последующих  процессах без дальнейшего разделения.

    Паровая и углекислотная конверсия метана являются каталитическими процессами. В качестве катализатора используется, как правило, металлический никель, нанесенный на оксидный носитель. В случае углекислотной конверсии, никелевый катализатор промотируют благородными металлами. Процесс ведут при температуре 750-800 °С, давлении 20-40 атм.  

      В настоящее время предпочтение  отдается последнему способу  (парциальное окисление метана  в недостатке кислорода).

      Основными достоинствами этого  метода являются:

     1) экзотермичность реакции, что позволяет проводить процесс в автотермическом режиме;

     2) более высокая скорость реакции,  что позволяет уменьшить размеры  аппаратуры и снизить тепловые  нагрузки;

     3) возможно проведение реакции  в отсутствие катализатора.

      К недостаткам метода можно  отнести: 

     1) высокую стоимость чистого кислорода  или многократное увеличение  размеров аппаратуры при использовании  воздуха; 

     2) взрывоопасность производства.

     3) В целом, стоимость 

      Из примеров реализации стоит  отметить процесс автотермического реформинга, предложенный компанией Haldor Topsoe. Процесс является двухстадийным, но обе стадии осуществлены в одном аппарате. На первой стадии протекает гомогенное некаталитическое парциальное окисление при температуре, достигающей 1900 °С. Затем, во второй секции проводят паровую конверсию метана на никелевом катализаторе при 900 °С. Тепло, необходимое для осуществления реакции, поступает посредством теплообмена из первой секции реактора. Еще одним интересным вариантом конверсии метана является его парциальное окисление, осуществляемое при помощи модифицированных дизельных двигателей. Процесс отличается простотой оформления, основной аппарат – модифицированный серийный дизельный двигатель – позволяет одновременно получать синтез-газ и механическую энергию [3,4].

      Из синтез-газа получают «искусственную  нефть» по методу Фишера-Тропша  и метанол. Оба процесса имеют  свои преимущества и недостатки.

      Методом Фишера-Тропша из синтез-газа  получают смесь предельных и  непредельных линейных углеводородов. Ароматические соединения в продуктах содержатся в незначительных количествах и могут отсутствовать. Выход бензиновой фракции (С5 – С11) не превышает 48%, выход тяжелой фракции (С12 – С18) – 30%. С высокой селективностью может быть получен синтетический церезин (смесь нормальных парафинов C19+). Этот процесс хорошо освоен и широко применяется (действующие производства компаний Sasol, Shell, Mobil). Тем не менее, он не лишен серьезных недостатков. К числу этих недостатков относятся дороговизна и малая удельная производительность катализатора (кобальт на оксиде алюминия или железо) – 75-150 кг жидких углеводородов с 1 м3 катализатора в час. Учитывая, что срок службы такого катализатора составляет 12 месяцев, получаем среднюю производительность равной 800-1000 кг продукта с 1 кг катализатора. «Искусственная нефть», полученная таким способом, не является товарным продуктом и нуждается в дальнейшей многоступенчатой квалифицированной переработке и «облагораживании» на полноценном НПЗ – крекинге, изомеризации, алкилировании. Это накладывает ограничения на экономически обоснованную минимальную мощность единичной установки. Также стоит отметить высокую зависимость рентабильности производства от конъюнктуры на нефтяном рынке. Исходя из вышеперечисленного, можно заключить, что процесс Фишера-Тропша мало подходит для переработки ПНГ непосредственно на месторождениях.