Одну из современных проблем нефтедобывающей отрасли легко заметить, пролетая над бескрайними просторами Сибири: многочисленные горящие факелы. На них сжигают попутный нефтяной газ (ПНГ).

По некоторым оценкам на территории России функционируют несколько тысяч крупных факельных установок. С проблемами утилизации ПНГ сталкиваются все страны, занимающиеся добычей нефти. Россия находится на лидирующей позиции в этой прискорбной области, следом идут Нигерия, Иран и Ирак.

ПНГ включает в свой состав метан, этан, пропан, бутан и более тяжелые углеводородные компоненты. Кроме того, он может содержать азот, аргон, углекислый газ, сероводород, гелий. ПНГ чаще всего растворен в нефти и выделяется при ее добыче, но также может накапливаться в «шапках» нефтяных месторождений.

Утилизация ПНГ подразумевает целевое использование ПНГ и его компонентов, приносящее положительный эффект (экономический, экологический и т.п.) по сравнению с его сжиганием на факельных установках.

Виды и способы утилизации ПНГ

Существует несколько направлений утилизации ПНГ:

- или на промыслах (выдача в газопровод газа по кондициям ПАО «Газпром», получение СПБТ, СПГ)

Отправка ПНГ на переработку на ГПЗ требует меньше всего капитальных затрат в случае наличия развитой инфраструктуры по транспортировки газа. Недостатком этого направления для удаленных промыслов является возможная необходимость строительства дополнительных газоперекачивающих станций.

Для промыслов с большим устойчивым дебетом ПНГ, расположенным поблизости от магистрального газопровода и сети транспортных коммуникаций актуально строительство мини-ГПЗ, на котором возможно получение пропан-бутановых фракций (СПБТ), подготовка остаточного газа до кондиций ПАО «Газпром» с выдачей в магистральный газопровод, ожижение легких компонентов с получением жидкой фракции, аналогичной СПГ. Недостатком этого направления является его неприемлемость для удаленных месторождений.

Оборудование для реализации процессов: емкостное оборудование (сепараторы, накопительные емкости), тепло-массообменное оборудование (теплообменники, ректификационные колонны), компрессоры, насосы, пароконденсационные холодильные установки, ожижители газа в блочно-модульном исполнении.

- выработка электроэнергии (применение ГТЭС, ГПЭС)

Высокая калорийность ПНГ обуславливает его применение в качестве топлива. При этом возможно применение газа как для приводов газокомпрессорного оборудования, так и для выработки электроэнергии на собственные нужды с применением газотурбинных или газопоршневых установок. Для крупных месторождений со значительным дебитом ПНГ целесообразна организация электростанций с выдачей электроэнергии в региональные сети электроснабжения.

К недостаткам этого направления можно отнести жесткие требования широко распространенных традиционных ГТЭС и ГПЭС к составу топлива (содержание сероводорода не выше 0,1%), что требует увеличенных капитальных затрат на применение систем газоочистки и эксплуатационных затрат на техническое обслуживание оборудования. Выдача электроэнергии во внешние электросети невозможна на отдаленных месторождениях по причине отсутствия внешней энергетической инфраструктуры.

Преимущества направления заключается в обеспечении нужд промысла электроэнергией и осуществление теплоснабжения промысла без затрат на внешнюю инфраструктуру электроснабжения, компактность электрогазогенераторов. Применение современных микротурбинных установок позволяет утилизировать ПНГ с содержанием сероводорода до 4-7%.

Оборудование для реализации процессов: емкостное оборудование (сепараторы, накопительные емкости), ГТЭС или ГПЭС блочно-модульного исполнения.

- химическая переработка (процессы «ПНГ в БТК», «Cyclar »)

Процесс «ПНГ в БТК» разработан ПАО «НИПИгазпереработка» и позволяет каталитически перерабатывать ПНГ в смесь ароматических углеводородов (преимущественно бензол, толуол и смесь ксилолов), которая может быть подмешена к основному потоку нефти и передана по существующему нефтепроводу на НПЗ. Оставшиеся легкие углеводороды по составу сходные с природным газом могут быть использованы в качестве топлива для генерации электроэнергии на нужды промысла.

Процесс «Cyclar» разработан компаниями UOP и British Petroleum и предполагает получение смеси ароматических углеводородов (во многом аналогичных процессу «ПНГ в БТК») из пропан-пентановой фракции ПНГ. Недостатком по сравнению с процессом «ПНГ в БТК» является необходимость предварительной подготовки НПГ для выделения пропан-пентановой фракции.

Недостатком направления является значительная величина капитальных затрат на расширение инфраструктуры промысла.

Оборудование для реализации процессов: емкостное оборудование (сепараторы, накопительные емкости), теплообменники, каталитические реакторы, ректификационные колонны, компрессоры, насосы.

- газохимические процессы (процесс Фишера-Тропша)

Переработка ПНГ методом Фишера-Тропша – многостадийный процесс. Первоначально из ПНГ термическим окислением при высокой температуре получают синтез-газ (смесь CO и H 2), из которого вырабатывают метанол или синтетические углеводороды, используемые для производства моторного топлива. Недостаток направления – высокие капитальные и эксплуатационные затраты.

Оборудование для реализации процесса: емкостное оборудование (сепараторы, накопительные емкости), теплообменники, каталитические реакторы, компрессоры, насосы.

- применение для технологических нужд промысла (сайклинг-процесс, газлифт)

Процесс закачки ПНГ в нефтеносный пласт (сайклинг-процесс) предполагает закачку газа в газовую «шапку» месторождения для повышения внутрипластового давления, приводящего к повышению нефтеотдачи. К преимуществам способа можно отнести простоту реализации и малые капитальные затраты на реализацию процесса. Недостатком является отсутствие фактической утилизации – имеет место лишь отсрочка проблемы на некоторую перспективу.

Процесс подъема нефти с помощью газлифта заключается в использовании энергии закачиваемого в нее компримированного ПНГ. Преимущества этого способа заключаются в возможности эксплуатации скважин с большим газовым фактором, в малом влиянии на процесс добычи механических примесей, температуры, давления, в возможности гибко регулировать режим работы скважин, в простоте обслуживания и ремонта газлифтных скважин. Недостаток способа – необходимость подготовки и наземного регулирования подачи газа, что повышает капитальные затраты в обустройстве месторождения.

Оборудование для реализации процессов: емкостное оборудование (сепараторы, накопительные емкости), компрессоры, насосы.

Причины необходимости утилизации ПНГ

Одним из результатов отсутствия инфраструктуры по утилизации ПНГ и практики бесконтрольного его сжигания является нарушение экологии. При сжигании ПНГ в атмосферу выбрасывается большое количество загрязняющих веществ: частицы сажи, углекислый газ, диоксид серы. Повышенное содержание этих веществ в атмосфере приводит к заболеваниям репродуктивной системы организма людей, наследственным патологиям, онкологическим заболеваниям.

Отсутствие в России наработанных методик по утилизации ПНГ приводит к значительным потерям в экономике. При рациональном использовании ПНГ представляет большую ценность для энергетической и химической отраслей промышленности.

По официальным данным при годовой добыче ПНГ в количестве около 55 млрд. м3 используется в химической промышленности только 15-20 млрд. м3, небольшая часть используется для повышения пластового давления, а сжигается на факелах около 20-25 млрд. м3. Подобные потери близки с потреблением всех жителей России в бытовом газе.

Однако существует ряд факторов, особо актуальных для российской нефтедобычи, препятствующих увеличению и развитию направления утилизации ПНГ:

Удаленность скважин от объектов газопереработки;

Неразвитые или отсутствующие системы сбора, подготовки и транспортировки газа;

Вариативность объемов добываемого газа;

Присутствие примесей, затрудняющих переработку;

Низкая стоимость газа в сочетании с крайне низкой заинтересованностью в финансировании подобных проектов;

Экологические штрафы за сжигание ПНГ значительно ниже затрат на его утилизацию.

В последние годы нефтедобывающие компании начали уделять больше внимания вопросам утилизации ПНГ. Особо этому способствует принятое Правительством Российской Федерации Постановление №7 от 8 января 2009 года «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках», требующее довести уровень утилизации ПНГ до 95%. С 2012 года для расчета платежей за выбросы от сжигания объемов ПНГ, превышающих нормативные 5%, введен повышающий коэффициент 4,5, с 2013 года этот коэффициент был увеличен до 12, с 2014 года – до 25, а при отсутствии приборов учета – до 120. Дополнительным стимулом начала работ по увеличению степени утилизации ПНГ стал принятый в 2013 году процесс уменьшения платы за выбросы на величину затрат на реализацию проектов по утилизации ПНГ.

Попутным газом называется не весь газ данной залежи, а газ, растворенный в нефти и выделяющийся из нее при добыче.

Нефть и газ по выходе из скважины проходят через газосепараторы, в которых попутный газ отделяется от не­стабильной нефти, направляемой на дальнейшую переработку.

Попутные газы являются ценным сырьем для промышленного нефтехимического синтеза. Качественно они не отличаются по составу от природных газов, однако количественное отличие весьма существенное. Содержание метана в них может не превышать 25–30%, зато значительно больше его гомологов - этана, пропана, бутана и высших углеводородов. Поэтому эти газы относят к жирным.

В связи с различием в количественном составе попутных и при­родных газов их физические свойства различны. Плотность (по воз­духу) попутных газов выше, чем природных, - она достигает 1,0 и более; теплота сгорания их составляет 46000–50000 Дж/кг.

1. Применение газа

Одна из главных областей применения углеводородных газов - это использование их в качестве топлива. Высокая теплота сгорания, удобство и экономичность использования бесспорно ставят газ на одно из первых мест среди других видов энергетических ресурсов.

Другой важный вид использования попутного нефтяного газа - его отбензинивание, т. е. извлечение из него газового бензина на газоперерабатывающих заводах или установках. Газ подвергается при помощи мощных компрессоров сильному сжатию и охлаждению, при этом пары жидких углеводородов конденсируются, частично растворяя газообразные углеводороды (этан, пропан, бутан, изобутан). Образуется летучая жидкость - нестабильный газовый бензин, который легко отделяется от остальной неконденсирующейся массы газа в сепараторе. После фракционирования - отделения этана, пропана, части бутанов - получается стабильный газовый бензин, который используют в качестве добавки к товарным бензи­нам, повышающей их испаряемость.

Освобождающиеся при стабилизации газового бензина пропан, бутан, изобутан в виде сжиженных газов, нагнетаемых в баллоны, применяются в качестве горючего. Метан, этан, пропан, бутаны служат также сырьем для нефтехимической промышленности.

После отделения С 2 -С 4 из попутных газов оставшийся отрабо­танный газ близок по составу к сухому. Практически его можно рассматривать как чистый метан. Сухой и отработанный газы при сжигании в присутствии незначительных количеств воздуха в спе­циальных установках образуют очень ценный промышленный про­дукт - газовую сажу:

CH 4 + O 2  C + 2H 2 O

Она применяется главным образом в резиновой промышленности. Пропусканием метана с водяным паром над никелевым катализатором при температуре 850°С получают смесь водорода и окиси угле­рода - «синтез - газ»:

CH 4 + H 2 O  CO + 3H 2

При пропускании этой смеси над катализатором FeO при 450°С окись углерода превращается в двуокись и выделяется дополни­тельное количество водорода:

CO + H 2 O  CO 2 + H 2

Полученный при этом водород применяют для синтеза аммиака. При обработке хлором и бромом метана и дру­гих алканов получаются продукты замещения:

СН 4 + Сl 2  СН 3 С1 +НСl - хлористый метил;

СН 4 + 2С1 2  СН 2 С1 2 + 2НС1 - хлористый метилен;

CH 4 + 3Cl 2  CHCl 3 + 3HCl - хлороформ;

CH 4 + 4Cl 2  CCl 4 + 4HCl - четыреххлористый углерод.

Метан служит также сырьем для получения синильной кислоты:

2СH 4 + 2NH 3 + 3O 2  2HCN + 6H 2 O, а также для производства сероуглерода CS 2 , нитрометана CH 3 NO 2 , который используется как растворитель для лаков.

Этан применяется как сырье для производства этилена путем пиролиза. Этилен, в свою очередь, является исходным сырьем для получения окиси этилена, этилового спирта, полиэтилена, стирола и др.

Пропан используется для выработки ацетона, уксусной кислоты, формальдегида, бутан - для получения олефинов: этилена, пропилена, бутиленов, а также ацетилена и бутадиена (сырья для синтетического каучука). При окислении бутана образуется ацетальдегид, уксусная кислота, формальдегид, ацетон и др.

Все эти виды химической переработки газов более детально рас­сматриваются в курсах нефтехимии.

Нефтяным газом называют газ, который растворён в нефти при пластовых условиях. Такой газ получают в процессе разработки нефтяных залежей вследствие уменьшения пластового давления. Его уменьшают до отметки ниже давления насыщения нефти. Объем нефтяного газа (м3/т) в нефти, или как его еще называют газовый фактор, может колебаться от 3-5 в верхних горизонтах до 200-250 в глубокозалегающих пластах, если залежи хорошо сохранились.

Попутный нефтяной газ

Месторождения нефтяного газа - это месторождения нефти. Попутный нефтяной газ (ПНГ) является природным углеводородным газом, а точнее смесью газов и парообразных углеводородных и не углеводородных составляющих, которые растворены в нефти или находятся в «шапках» нефтяных и газоконденсатных месторождений.
Фактически ПНГ - это побочный продукт добычи нефти. В самом начале добычи нефти попутный нефтяной газ из-за несовершенной инфраструктуры для его сбора, подготовки, перевозки и переработки, а также из-за отсутствия потребителей, попросту сжигали на факелах.
Одна тонна нефти может содержать от 1-2 м3 до нескольких тысяч м3 нефтяного газ, все зависит от региона добычи.

Использование нефтяных газов

Попутный нефтяной газ - это важное сырье для энергетической и химической промышленности. Такой газ отличается повышенной теплотворной способностью, которая может составлять от 9 тысяч до 15 тысяч Ккал/ м3. Однако его применение в энергогенерации затруднено нестабильным составом и присутствием множества примесей. Поэтому необходимы дополнительные затраты на очистку («осушку») газа.
В химической отрасли находящийся в попутном газе метан и этан применяют для изготовления пластических масс и каучука, тогда как более тяжелые компоненты используются в качестве сырья для создания ароматических углеводородов, топливных присадок с высоким октановым числом и сжиженных углеводородных газов, а именно сжиженного пропан-бутана технического (СПБТ).
Согласно информации Министерства природных ресурсов и экологии РФ (МПР), из 55 млрд м3 попутного газа, который каждый год добывается в России, только 26% (14 млрд м3) подвергается переработке. Еще 47% (26 млрд м3) поступает на нужды промыслов или списывается как технологические потери, а еще 27% (15 млрд м3) сжигают в факелах. Подсчеты специалистов говорят о том, что сжигание попутного нефтяного газ является причиной потери почти 139,2 млрд рублей, которые можно было бы получить в результате продажи жидких углеводородов, пропана, бутана и сухого газа.

Проблема сжигания нефтяного газа

Этот процесс является причиной масштабных выбросов твердых загрязняющих соединений, а также общего ухудшения экологической обстановки в нефтедобывающих регионах. В процессе «технологических потерь» и сжигания ПНГ в атмосферу попадает диоксид углерода и активная сажа.
Вследствие сгорания газа в факелах в России каждый год отмечается примерно 100 млн тонн выбросов СО2 (если сжигать весь объем газа). В тоже время российские факелы печально знамениты своей неэффективностью, то есть газ в них сгорает не весь. Получается, что в атмосферу попадает метан, который является намного более опасным парниковым газом, чем углекислый газ.
Количество выбросов сажи в процессе сгорания нефтяного газа оценивают примерно в 0,5 млн тонн ежегодно. Сгорание нефтяного газа сопряжено с тепловым загрязнением окружающей среды. Около факела радиус термического разрушения почвы составляет 10-25 метров, а растительного мира - от 50 до 150 метров.
Высокая концентрация в атмосфере продуктов сгорания такого газ, а именно окись азота, сернистый ангидрид, окись углерода, становится причиной роста случаев заболеваемости местного населения раком легких, бронхов, а также поражениями печени и желудочно-кишечного тракта, нервной системы, зрения.
Самым правильным и эффективным методом утилизации попутного нефтяного газа можно назвать его переработку на газоперерабатывающих предприятиях с образованием сухого отбензиненного газа (СОГ), широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), а также сжиженных газов (СУГ) и стабильного газового бензина (СГБ).
Правильная утилизация нефтяного газа даст возможность каждый год изготавливать около 5-6 млн тонн жидких углеводородов, 3-4 млрд м3 этана, 15-20 млрд м3 сухого газа или 60-70 тысяч ГВт/ч электроэнергии.
Интересно, что 1 января 2012 г вступило в силу постановление Правительства РФ «О мерах по стимулированию снижения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках». В этом документе сказано, что добывающие предприятия должны подвергать утилизации 95% ПНГ.

Состав нефтяного газа

Состав нефтяного газа может быть различным. От чего он зависит? Специалисты выделяют следующие факторы, влияющие на состав нефтяного газ:

Состав нефти, в которой растворён газ
условия залегания и формирования залежей, которые отвечают за устойчивость природных нефтегазовых систем
возможность естественной дегазации.

Большинство попутных газов, в зависимости от региона добычи, могут содержаться даже неуглеводородные составляющие, к примеру, сероводород и меркаптаны, углекислый газ, азот, гелий и аргон. Если в составе нефтяных газов преобладают углеводороды (95-100%) их называют углеводородными. Также бывают газы с примесью углекислого газа (CO2 от 4 до 20%), или азота (N2 от 3 до 15%). Углеводородно-азотные газы имеют в своем составе до 50% азота. По соотношению метана и его гомологов выделяют:

• сухие (метана более 85%, С2Н6 + высшие 10-15%)
• жирные (CH4 60-85%, С2Н6 + высшие 20-35%).

Исходя из геологических характеристик, выделяют попутные газы газовых шапок, а также газы, которые растворены непосредственно в нефти. В процессе вскрытия нефтяных пластов чаще всего начинает фонтанировать газ нефтяных шапок. Далее главный объем получаемого ПНГ составляют газы, которые растворены в нефти.
Газ из газовых шапок, его еще называют свободным газом, имеет более «легкий» состав. Он содержит меньшее количество тяжелых углеводородных газов, чем выгодно отличается от растворенного в нефти газа. Получается, что первые этапы разработки месторождений зачастую имеют большие ежегодные объемы добычи ПНГ с преобладанием метана в своем составе.
Однако, со временем дебет попутного нефтяного газа снижается, и увеличивается объем тяжелых составляющих.
Чтобы выяснить, сколько газа содержится в определенной нефти и какой его состав, специалисты осуществляют дегазацию пробы нефти, отобранной на устье скважины или в пластовых условиях при помощи глубинного проботборника. Вследствие неполной дегазации нефтей в призабойной зоне и подъёмных трубах нефтяной газ, взятый из устья скважины, имеет в своем составе более высокое количество метана и меньший объем его гомологов, в сравнении с газом из глубинных проб нефтей.

Состав попутного нефтяного газа различных месторождений Западной Сибири

Регион Месторождение	Состав газа, % масс.
СН 4	С 2 Н 6	С 3 Н 8	i-С 4 Н 10	n-С 4 Н 10	i-С 5 Н 12	n-С 5 Н 12	СO 2	N 2
З а п а д н а я С и б и р ь
Самотлорское	60,64	4,13	13,05	4,04	8,6	2,52	2,65	0,59	1,48
Варьеганское	59,33	8,31	13,51	4,05	6,65	2,2	1,8	0,69	1,51
Б а ш к о р т о с т а н
Арланское	12,29	8,91	19,6	10,8	6,75	0,86	42,01
Вятское	8,2	12,6	17,8	10,4	4,0	1,7	46,2
У д м у р т с к а я Р е с п у б л и к а
Лозолюкско-Зуринское	7,88	16,7	27,94	3,93	8,73	2,17	1,8	1,73	28,31
Архангельское	10,96	3,56	12,5	3,36	6,44	2,27	1,7	1,28	56,57
П е р м с к и й к р а й
Куединское	32,184	12,075	13,012	1,796	3,481	1,059	0,813	0,402	33,985
Красноярское	44,965	13,539	13,805	2,118	3,596	1,050	0,838	1,792	17,029
Гондырское	21,305	20,106	19,215	2,142	3,874	0,828	0,558	0,891	29,597
Степановкое	40,289	15,522	12,534	2,318	3,867	1,358	0,799	1,887	20,105

Сжиженный нефтяной газ

Полная характеристика нефтяных газов в сжиженном состоянии дает возможность использовать их в качестве высококачественного полноценного топлива для автомобильных моторов. Главными составляющими сжиженного нефтяного газ являются пропан и бутан, которые являются побочными продуктами добычи или переработки нефти на газо-бензинных предприятиях.
Газ прекрасно соединяется с воздухом с формированием однородной горючей смеси, что гарантирует высокую теплоту сгорания, а также позволяет избежать детонации в процессе сгорания. В газе имеется минимальное количество компонентов, которые способствуют нагарообразованию и загрязнению системы питания, а также вызывают коррозию.
Состав сжиженного нефтяного газа дают возможность создавать моторные свойства газового топлива.
В процессе перемешивания пропана можно обеспечить подходящее давление насыщенных паров в газовой смеси, что имеет большое значение для использования газобаллонных автомобилей в разных климатических условиях. Именно по этой причине присутствие пропана очень желательно.
Цвет и запах у сжиженного нефтяного газа отсутствует. Из-за этого для гарантии безопасной эксплуатации на автомобилях ему придают специальный аромат - одорируют.

Оставшийся попутный газ, который нефтедобывающие компании не сжигают в факелах и не закачивают в пласт, попадает на переработку. Прежде чем перевозить его на перерабатывающий комбинат, его нужно очистить. Освобожденный газ от механических примесей и воды намного легче перевозить. Для того, чтобы предотвратить выпадение сжиженных фракций в полость газопроводов и облегчить смесь осуществляют отфильтровывание тяжёлых углеводородов.
Посредством выведения сернистых элементов можно предотвратить коррозионное действие попутного нефтяного газа на стенку трубопровода, а извлечением азота и углекислоты можно снизить объем смеси, который не используется в переработке. Очищают газ различными методами. По окончанию охлаждения и компримирования (сжатия под давлением) газа можно приступать к его сепарации или обработки газодинамическими способами. Эти методы довольно бюджетны, однако они не дают возможности выделить углекислоту и сернистые компоненты из нефтяного газа.
Если применяются сорбционные методы, то кроме удаления сероводорода осуществляется и осушка от воды и влажных углеводородных компонентов. Единственный недостаток этого метода - плохая адаптация технологии к полевым условиям, что является причиной потери примерно 30% объёма газа. Кроме этого, чтобы удалить жидкость используется способ гликолевой сушки, но исключительно как второстепенный процесс, потому что помимо воды, он больше ничего из смеси не выделяет.
Все перечисленные методы сегодня можно назвать устаревшими. Наиболее современным методом является мембранная очистка. В основе этого метода - разница в скорости проникновения разных компонентов нефтяного газа через волокна мембран.
Когда газ поступает на перерабатывающее предприятие, его подвергают разделению при помощи низкотемпературной абсорбции и конденсации на базовые фракции. Часть таких фракций сразу являются конечными продуктами. После разделения получают отбензиненный газ, в составе которого метан и примесь этана, а также широкая фракция лёгких углеводородов (ШФЛУ). Такой газ без проблем транспортируется по трубопроводным системам и применяется в качестве топлива, а также служит сырьём для изготовления ацетилена и водорода. Также при помощи газопереработки изготавливают автомобильный пропан-бутан жидкого типа (т. е. газомоторное топливо), а также ароматические углеводороды, узкие фракции и стабильный газовый бензин.
Попутный нефтяной газ, невзирая на крайне невысокую рентабельность его переработки, активно применяется в топливно-энергетической отрасли и нефтехимической промышленности.

21/01/2014

Одна из острых проблем в нефтегазовом секторе сегодня – это проблема сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ). Она влечет за собой экономические, экологические социальные потери и риски для государства, и становится еще более актуальной при нарастании мировой тенденции по переводу экономики к низкоуглеродному и энергоэффективному способу развития.

ПНГ представляет собой смесь углеводородов, которые растворены в нефти. Он содержится в нефтяных пластах и высвобождается на поверхность при добыче «черного золота». ПНГ отличается от природного газа тем, что помимо метана, состоит из бутана, пропана, этана и других более тяжелых углеводородов. Кроме того в нем можно обнаружить и неуглеводородные составляющие, такие как гелий, аргон, сероводород, азот, углекислый газ.

Вопросы использования и утилизации ПНГ присущи всем нефтедобывающим странам. А для России они более актуальны, ввиду того, что наше государство, по данным Всемирного Банка, в лидерах списка стран с самыми высокими показателями сжигания ПНГ на факелах. По исследованиям экспертов, первое место в этой сфере досталось Нигерии, уже за ней следует Россия, а потом – Иран, Ирак и Ангола. Официальные данные говорят о том, что ежегодно в нашей стране извлекается 55 млрд. м3 ПНГ, из них — 20-25 млрд. м3 сжигается, и только 15-20 млрд. м3 попадает в химическую промышленность. Больше всего газа сжигается в труднодоступных местах добычи нефти Восточной и Западной Сибири. Из-за большого освещения ночью из космоса видны самые крупные мегаполисы Европы, Америки и Азии, а также малонаселенные участки Сибири, по причине огромного количества нефтяных факелов сжигания ПНГ.

Один из аспектов данной проблемы – экологический. При сжигании этого газа происходит большое количество вредных выбросов в атмосферу, что влечет за собой ухудшение состояния окружающей среды, уничтожение невозобновляемых природных ресурсов, развивает негативные общепланетарные процессы, которые крайне отрицательно влияют на климат. По недавним ежегодным статистическим данным от сжигания ПНГ только Россией и Казахстаном в атмосферу попадает более миллиона тонн загрязняющих веществ, в состав которых входят и углекислый газ, и диоксид серы, и сажевые частицы. Эти и многие другие вещества, естественно, попадают и в организм человека. Так, исследования по Тюменской области показали, что тут уровень заболеваемости многими классами болезней намного больше, чем в других регионах России. В этом списке – заболевания репродуктивной системы, наследственные патологии, ослабление иммунитета, онкологические заболевания.

Но проблемы утилизации ПНГ ставят не только экологические вопросы. Они с вязаны и с вопросами больших потерь в экономике государства. Попутный нефтяной газ – важное сырье для энергетической и химической отраслей промышленности. Он обладает большой теплотворной способностью, а входящие в состав ПНГ метан и этан используются в производстве пластмасс и каучука, другие его элементы – ценное сырье для высокооктановых топливных присадок и сжиженных углеводородных газов. Масштабы экономических потерь в этой области огромны. Например, нефтегазодобывающие предприятия России в 2008 году сожгли более 17 млрд.м3 ПНГ и 4,9 млрд. м3 природного газа, добывая газовый конденсат. Эти показатели сходны с годовой потребностью всех россиян в бытовом газе. Как последствие данной проблемы – экономические потери для нашей страны 2,3 млрд. долларов в год.

Проблема утилизации ПНГ в России зависит от многих исторически сложившихся причин, которые до сих пор не позволяют решить ее простыми и быстрыми способами. Свое начало она берет в нефтяной промышленности СССР. В то время в центре внимания были только гигантские месторождения, а основная цель — добыча огромных объемов нефти при минимальных издержках. Ввиду этого переработка попутного газа относилась к второстепенным вопросам и менее рентабельным проектам. Определенная схема утилизации, конечно, была принята. Для этого в самых крупных местах добычи нефти строились не менее крупные ГПЗ с разветвленной газосборной системой, которые были ориентированы на переработку сырья с близлежащих месторождений. Совершенно очевидно, что данная технология эффективно может работать только на крупном производстве, и несостоятельна на средних и малых месторождениях, которые наиболее активно разрабатываются в последнее время. Другая проблема советской схемы в том, что ее технические и транспортные характеристики не позволяют транспортировать и перерабатывать газ, обогащенный тяжелыми углеводородами в силу невозможности его перекачки по трубопроводам. Поэтому его до сих пор приходится сжигать в факелах. В СССР сбор газа и поставка его на заводы финансировались из единой системы. После того, как союз развалился, сформировались независимые нефтяные компании, в руках которых и сосредоточились источники ПНГ, в то время как доставка и сбор газа остались у грузопереработчиков. Последние и стали монополистами в этой сфере. Таким образом, у нефтяников просто не было стимула для инвестиций в строительство газосборных предприятий на новых месторождениях. Тем более, что использование ПНГ требует огромных вложений. Компаниям этот газ дешевле сжигать в факелах, чем строить систему сбора и переработки.

Основные причины сжигания ПНГ можно очертить следующим образом. Отсутствуют дешевые технологии, которые позволят утилизировать газ, обогащенный тяжелыми углеводородами. Нет достаточных мощностей для переработки. Различные составы ПНГ и природного газа ограничивают доступ нефтяникам к Единой системе газоснабжения, которая заполнена природным газом. Строительство необходимых газопроводов многократно повышает цену добываемого газа по сравнению с природным. Несовершенна и существующая в России система контроля по выполнению лицензионных соглашений. Штрафы за выбросы вредных веществ в атмосферу гораздо меньше затрат на утилизацию ПНГ. На российском рынке практически отсутствуют технологии, которые бы занимались сбором и переработкой этого газа. Подобные решения есть за рубежом, но их использование тормозится очень высокой ценой, а так же необходимой адаптацией к российским условиям, как климатическим, так и законодательным. Например, требования к промышленной безопасности у нас более жесткие. Уже есть случаи, когда заказчики вкладывали огромные суммы и в итоге получали оборудование, которое невозможно было эксплуатировать. Поэтому собственное производствогазоперекачивающих компрессорных станций и установок дожатия ПНГ важный вопрос для нефтегазовой отрасли России. Над его решением уже работают казанский«ПНГ-Энергия» и томский «БПЦ Инжиниринг». Несколько проектов по проблеме утилизации ПНГ на разных этапах развития находятся в Сколково.

Правительство Российской Федерации желает привести ситуацию с ПНГ к мировым стандартам. Вопросы о необходимой либерализации цен на этот продукт поставлены уже в 2003 году. В 2007 году произошло обнародование последних данных об объеме сжигаемого ПНГ в факелах – это треть всего продукта. В ежегодном Послании Президента РФ Федеральному Собранию РФ от 26 апреля 2007 года Владимир Путин обратил внимание на проблему и дал поручение правительству подготовить комплекс мер по решению этого вопроса. Он предложил увеличить штрафы, создать систему учета, ужесточить лицензионные требования к недропользователям, а также довести уровень утилизации ПНГ к среднемировому – 95% к 2011 году. Но Минэнерго рассчитало, что подобный показатель можно выполнить по самым оптимистичным прогнозам только к 2015 году. ХМАО, например, на данный момент перерабатывает 90%, при действующих восьми газоперерабатывающих предприятиях. ЯНАО характеризуется гигантскими необжитыми территориями, что усложняет вопрос утилизации ПНГ, поэтому здесь используется порядка 80%, а к 95 % округ придет только в 2015-2016 годах.

До Великой Отечественной войны промышленные запасы природного газа были известны в Прикарпатье, на Кавказе, в Заволжье и на Севере (Коми АССР). Изучение запасов природного газа было связано только с разведкой нефти. Промышленные запасы природного газа в 1940 г. составляли 15 млрд м 3 . Затем месторождения газа были обнаружены на Северном Кавказе, в Закавказье, на Украине, в Поволжье, Средней Азии, Западной Сибири и на Дальнем Востоке. На 1 января 1976 г. разведанные запасы природного газа составляли 25,8 трлн м 3 , из них в европейской части СССР – 4,2 трлн м 3 (16,3%), на Востоке – 21,6 трлн м 3 (83,7%), в том числе 18,2 трлн м 3 (70,5%) – в Сибири и на Дальнем Востоке, 3,4 трлн м 3 (13,2%) – в Средней Азии и в Казахстане. На 1 января 1980 г. потенциальные запасы природного газа составляли 80–85 трлн м 3 , разведанные – 34,3 трлн м 3 . Причем запасы увеличились главным образом благодаря открытию месторождений в восточной части страны – разведанные запасы там были на уровне около
30,1 трлн м 3 , что составляло 87,8% от общесоюзных.
На сегодняшний день Россия обладает 35% от мировых запасов природного газа, что составляет более 48 трлн м 3 . Основные районы залегания природного газа по России и странам СНГ (месторождения):

Западно-сибирская нефтегазоносная провинция:
Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье, Надымское, Тазовское – Ямало-Ненецкий АО;
Похромское, Игримское – Березовская газоносная область;
Мельджинское, Лугинецкое, Усть-Сильгинское – Васюганская газоносная область.
Волго-Уральская нефтегазоносная провинция:
наиболее значительное – Вуктылское, в Тимано-Печорской нефтегазоносной области.
Средняя Азия и Казахстан:
наиболее значительное в Средней Азии – Газлинское, в Ферганской долине;
Кызылкумское, Байрам-Алийское, Дарвазинское, Ачакское, Шатлыкское.
Северный Кавказ и Закавказье:
Карадаг, Дуванный – Азербайджан;
Дагестанские Огни – Дагестан;
Северо-Ставропольское, Пелачиадинское – Ставропольский край;
Ленинградское, Майкопское, Старо-Минское, Березанское – Краснодарский край.

Также месторождения природного газа известны на Украине, Сахалине и Дальнем Востоке. По запасам природного газа выделяется Западная Сибирь (Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье). Промышленные запасы здесь достигают 14 трлн м 3 . Особо важное значение сейчас приобретают ямальские газоконденсатные месторождения (Бованенковское, Крузенштернское, Харасавейское и др.). На их основе идет осуществление проекта «Ямал – Европа». Добыча природного газа отличается высокой концентрацией и ориентирована на районы с наиболее крупными и выгодными по эксплуатации месторождениями. Только пять месторождений – Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье и Оренбургское – содержат 1/2 всех промышленных запасов России. Запасы Медвежьего оцениваются в 1,5 трлн м 3 , а Уренгойского – в 5 трлн м 3 . Следующая особенность заключается в динамичности размещения мест добычи природного газа, что объясняется быстрым расширением границ выявленных ресурсов, а также сравнительной легкостью и дешевизной вовлечения их в разработку. За короткий срок главные центры по добыче природного газа переместились из Поволжья на Украину, Северный Кавказ. Дальнейшие территориальные сдвиги вызваны освоением месторождений Западной Сибири, Средней Азии, Урала и Севера.

После распада СССР в России происходило падение объема добычи природного газа. Спад наблюдался в основном в Северном экономическом районе (8 млрд м 3 в 1990 г. и 4 млрд м 3 в 1994 г.), на Урале (43 млрд м 3 и 35 млрд м 3), в Западно-Сибирском экономическом районе (576 и
555 млрд м 3) и в Северо-Кавказском (6 и 4 млрд м 3). Добыча природного газа оставалась на прежнем уровне в Поволжском (6 млрд м 3) и в Дальневосточном экономических районах. В конце 1994 г. наблюдалась тенденция к росту уровня добычи. Из республик бывшего СССР Российская Федерация дает больше всего газа, на втором месте – Туркмения (более 1/10), далее идут Узбекистан и Украина. Особое значение приобретает добыча природного газа на шельфе Мирового океана. В 1987 г. на морских месторождениях было добыто 12,2 млрд м 3 , или около 2% газа, добытого в стране. Добыча попутного газа в том же году составила 41,9 млрд м 3 . Для многих районов одним из резервов газообразного топлива служит газификация угля и сланцев. Подземная газификация угля осуществляется в Донбассе (Лисичанск), Кузбассе (Киселевск) и Подмосковном бассейне (Тула).

Природный газ был и остается важным продуктом экспорта в российской внешней торговле. Основные центры переработки природного газа расположены на Урале (Оренбург, Шкапово, Альметьевск), в Западной Сибири (Нижневартовск, Сургут), в Поволжье (Саратов), на Северном Кавказе (Грозный) и в других газоносных провинциях.

Можно отметить, что комбинаты газопереработки тяготеют к источникам сырья – месторождениям и крупным газопроводам. Важнейшее использование природного газа – в качестве топлива. Последнее время идет тенденция к увеличению доли природного газа в топливном балансе страны. Как газообразное топливо природный газ имеет большие преимущества не только перед твёрдым и жидким топливом, но и перед другими видами газообразного топлива (доменным, коксовым газом), так как теплота сгорания его значительно выше. Метан - основная составная часть этого газа. Кроме метана, в природном газе присутствуют ближайшие гомологи его - этан, пропан, бутан. Чем выше молекулярная масса углеводорода, тем обычно меньше его содержится в природном газе.

Состав природного газа разных месторождений различен.

Средний состав природного газа:

	CH 4	C 2 H 6	C 3 H 8	C 4 H 10	C 5 H 12	N 2 и др. газы
Природный газ (% по объему)	80-98	0,5-4,0	0,2-1,5	0,1-1,0	0-1,0	2-13

Наиболее ценится природный газ с высоким содержанием метана – это ставропольский (97,8% СН 4), саратовский (93,4%), уренгойский (95,16%).
Запасы природного газа на нашей планете очень велики (примерно 1015 м 3). У нас в России известно более 200 месторождений, они находятся в Западной Сибири, в Волго-Уральском бассейне, на Северном Кавказе. По запасам природного газа первое место в мире принадлежит России.
Природный газ является ценнейшим видом топлива. При сгорании газа выделяется много теплоты, поэтому он служит энергетически эффективным и дешевым топливом в котельных установках, доменных, мартеновских и стекловаренных печах. Использование на производстве природного газа дает возможность значительно повысить производительность труда.
Природный газ – источник сырья для химической отрасли промышленности: получение ацетилена, этилена, водорода, сажи, различных пластмасс, уксусной кислоты, красителей, медикаментов и других продуктов.

Попутный нефтяной газ – это газ, существующий вместе с нефтью, он растворен в нефти и находится над ней, образуя «газовую шапку», под давлением. На выходе из скважины давление падает, и попутный газ отделяется от нефти.

Состав попутного нефтяного газа разных месторождений различен.

Средний состав газа:

	CH 4	C 2 H 6	C 3 H 8	C 4 H 10	C 5 H 12	N 2 и др. газы
Попутный нефтяной газ (% по объему)

Попутный нефтяной газ по своему происхождению тоже является природным. Особое название он получил потому, что находится в залежах вместе с нефтью:

Либо растворен в ней,

Либо находится в свободном состоянии

Попутный нефтяной газ в основном тоже состоит из метана, но в нем содержится значительное количество и других углеводородов.

Этот газ в прошлые времена не использовался, а просто сжигался. В настоящее время его улавливают и используют как топливо и ценное химическое сырье. Возможности использования попутных газов даже шире, чем природного газа, т.к. состав их богаче. В попутных газах содержится меньше метана, чем в природном газе, но в них значительно больше гомологов метана. Чтобы использовать попутный газ более рационально, его разделяют на смеси более узкого состава. После разделения получают газовый бензин, пропан и бутан, сухой газ.

			III
Углеводороды	CH 4 , C 2 H 6	C 3 H 8 , C 4 H 10	C 5 H 12 , C 6 H 14 и др.
Выделяемые смеси	Сухой газ	Пропан-бутановая смесь	Газовый бензин
Применение	Сухой газ, по составу сходный с природным, используется для получения ацетилена, водорода и других веществ, а также в качестве топлива.	Пропан и бутан в сжиженном состоянии широко используются в качестве горючего в быту и в автомобильном транспорте.	Газовый бензин, содержащий летучие жидкие углеводороды, применяется как добавка к бензинам для лучшего их воспламенения при запуске двигателя.

Извлекают и индивидуальные углеводороды – этан, пропан, бутан и другие. Дегидрированием их получают непредельные углеводороды – этилен, пропилен, бутилен и др.