Получение СПГ как метода утилизации ПНГ
Москва, 2 фев - ИА Neftegaz.RU. Одна из глобальных проблем современности потепление климата на планете. Большинство исследователей сходятся во мнении, что причина этого выбросы CO2, CH4, и других парниковых газов в атмосферу, существенный вклад в объемы которых вносится из-за сжигания ПНГ - смеси углеводородов, растворенных в нефти.
В 2020 году во всем мире было сожжено 142 млрд м3 природного газа. В результате в атмосферу было выброшено около 265 млн тонн CO2 и почти 8 млн тонн метана (240 млн тонн CO2 экв), углерода и других парниковых газов[1].
Несмотря на норматив, разрешающий сжигать до 5% от добычи ПНГ и штрафы за сверхнормативное сжигание с повышенными коэффициентами (согласно данным Российского союза промышленников и предпринимателей при сжигании 500 млн м3 ПНГ сверх разрешенного показателя сумма сверхлимитных платежей составляет более 10 млрд руб.) по данным Росстата в 2021 России из добытых 101 млрд м3 ПНГ было сожжено более 22 млрд, при этом этот показатель существенно не меняется с 2013 года, находясь в диапазоне 20-23 млрд м3. Согласно последним данным в январе-июне 2022 года объем ПНГ, сожженного на факелах, достиг рекордного значения 10,8 млрд м3. [2]
Проблематика
Проблематика переработки ПНГ, как правило, обосновывается экономической нерентабельностью при использовании его как углеводородного сырья. Также при возможной проработке проектов утилизации ПНГ остро встают следующие вопросы: сложность транспортирования с отдаленных месторождений, нестабильность состава, большое количество примесей.
В рамках современного экологического тренда на сокращение выбросов парниковых газов, выполнение требований Парижского соглашения большинство компаний берут на себя обязательство отказаться от факельного сжигания к 2030 году. Сценарий нулевых выбросов к 2050 году требует, чтобы уже к 2030 году во всем мире было прекращено все неаварийное факельное сжигание, что привело бы к 90% сокращению объемов факельного сжигания.[3] Глобальное партнерство по сокращению сжигания попутного газа (GGFR) информирует своих членов об общих взглядах на решения, которые потенциально могут монетизировать сжигаемый на факелах попутный газ.
Методы утилизации попутного нефтяного газа
На данный момент существует ряд опробированных методов утилизации ПНГ, выбор между которыми осуществляется на основании технико-стоимостных параметров, показывающих пригодность того или иного метода в конкретных условиях.
Одним из наиболее эффективных методов является переработка ПНГ на ГПЗ, практика которого уже успешно применяется в РФ. В результате такой переработки сухой отбензиненный газ, ШФЛУ. При более глубокой переработке номенклатура продуктов расширяется - газы (сухой газ, этан), сжиженные газы (пропан, бутан и т.д.) и стабильный газовый бензин (СГБ). Все продукты пользуются спросом как на внутреннем, так и на внешнем рынках, однако удаленность промысла от крупных рынков реализации продукции является критическим фактором возможной реализации.
Одним из наиболее распространенных методов также является обратная закачка для интенсификации добычи нефти.[4] Более перспективными представляются технологии, сочетающие закачку ПНГ и его переработкой. Из пласта извлекается нефть вместе с растворенным и попутными газами.
В эпоху развития прорывных технологий разработки месторождений появился сайклинг-процесс, сущность которого заключается в том, что газ с конденсатом извлекается на поверхность, а после разделения фракций газ закачивается обратно в пласт. Сайклинг-процесс позволяет добиться невероятно высоких показателей коэффициента конденсатоотдачи за счёт сохранения высокого давления в продуктивном пласте. Однако в нашей стране он не реализован ни на одном газоконденсатном месторождении или газоконденсатной шапке.
Для существующих месторождений перспективным решением будет внедрение станций по сжижению ПНГ. Полученная криогенная жидкость может использоваться как в качестве газомоторного топлива для тяжелой автотехники на самом месторождении, так и транспортироваться для регазификации на удаленных объектах.
В то время как отрасль СПГ традиционно была сосредоточена в первую очередь на развитии постоянно растущих мощностей заводов, зрелость технологии позволила разработать методики переработки ПНГ, применяемые для небольших объемов, чтобы быть конкурентоспособными и потенциально экономически выгодными. Таким образом, основная проблема малотоннажных применений СПГ носит не технический, а экономический характер. Поэтому одной из основных проблем при строительстве заводов по производству сжиженного природного газа (СПГ) является оптимизация мощностей с экономическим компромиссом для минимизации затрат.
Технологии сжижения попутного газа
На современном этапе развития индустрии СПГ компании-производители стараются по максимуму использовать мощности оборудования заводов с целью снизить удельные показатели стоимости строительства на тонну получаемой продукции за счет эффекта масштаба. Данный факт может создать предположение, что более мелкие заводы СПГ будут подвержены общемировому тренду, однако согласно заявлениям крупных компаний, например, Linde, что несмотря на то, что капитальные затраты на единицу этих заводов среднего масштаба выше, однако малые и средние заводы могут быть экономически развиты. За последние 20-30 лет было построено несколько заводов СПГ малой мощности.
Цепочка реализации СПГ в общем представлении состоит из трех элементов: заводы по сжижению, морские перевозки и приемные регазификационные терминалы. Тем не менее, в настоящее время наблюдается диверсификация СПГ для получения гибкости в газораспределении и новых потребителей за счет небольших мощностей, заправочных станций СПГ, автомобильной дистрибуции СПГ и т.д. Сжижение природного газа это процесс, который обычно включает несколько этапов: предварительная подготовка исходного газа, фракционирование и последующее сжижение, как показано на рисунке 1.
В настоящее время мини-установки СПГ в основном состоят из заводов по сжижению природного газа, которые снабжают вспомогательные станции СПГ в объеме до 0,2 млн тонн в год. Эти объемы СПГ эквивалентны годовому спросу на СПГ для электростанции примерно на 100 МВт.
Разработка малотоннажных циклов сжижения ПНГ
Нехватка газа в 1970-х годах привела к строительству многих заводов по снижению пиковых нагрузок СПГ: природный газ сжижается, когда спрос на него низкий, и хранится до тех пор, пока спрос не возрастет, после чего СПГ газифицируется и закачивается либо в систему газораспределения, либо транспортируется в криогенных цистернах на объект. Таким образом, снижающие пики потребления малотоннажные заводы СПГ несмотря на меньшие объемы хранения в сравнении с крупнотоннажным производством выигрывают за счет расположения в стратегических зонах, близ трубопроводной системы.[5]
На данный момент на территории Российской Федерации существуют успешные практики строительства и эксплуатации мини-заводов СПГ, задействованных, как правило, на газораспределительных станциях и АГНКС и обеспечивающие базовую нагрузку СПГ в качестве топлива для транспорта в отдаленные населенные пункты. В данных установках процесс охлаждения осуществляется с помощью дросселей, детандеров, вихревой трубы, что показывает гибкость установок к различным исходным данным и требованиям по объемам получаемой продукции.
Процессы сжижения
Универсальной технологии сжижения газа на данный момент не существует, выбор схемы основывается на возможности получения максимальной эффективности в тех или иных условиях, основными критериями выбора помимо производительности установки, как правило, являются энергоемкость и металлоемкость, которые непосредственно влияют на капитальные вложения в проект.[6] Основной спектр факторов выбора установки сжижения выглядит следующим образом:
Процесс сжижения цикла смешанного хладагента (азот, метан, пропан, этан) был принят в процессе 2, показанном на рисунке 3. Использование смеси различных компонентов позволяет быть более гибкими при постоянно меняющихся температурах за счет изменения соотношения между компонентами. Важно отметить, что в отличие от многих крупнотоннажных циклов для малогабаритных установок получения СПГ отсутствует цикл пропанового предварительного охлаждения, что позволяет заметно снизить металлоемкость установки за счет использования смеси хладагентов при охлаждении всего в двух сравнительно небольших теплообменниках. Отличие двух предлагаемых схем сжижения состоит в первую очередь в сниженной металлоемкости второго, однако также представляющего большую технологическую сложность в управлении потоком хладагента в связи с необходимостью подбора оптимального соотношения.
Моделирующий расчет и оптимизация процессов 1 и 2 были выполнены с использованием уравнения состояния PR и уравнения LKP с помощью программного обеспечения UniSim Design R460.1.
В таблицах 1 и 2 приведены компонентные составы для смешанного хладагента и исходного газа. Состав ПНГ был принят согласно данным по одному из пластов кластера Ванкорских месторождений - Ванкорского, Сузунского, Тагульского и Лодочного месторождений, расположенных на севере Восточной Сибири, в Туруханском районе и Таймырском Долгано-Ненецком муниципальном округе Красноярского края.
В таблице 3 приведены результаты расчета для 1 и 2 рассматриваемых процессов. По результатам работы цикл с использованием турбодетандера показал большую эффективность по получаемому СПГ.
Заключение
В 2020 году во всем мире было сожжено 142 млрд м3 природного газа. В результате в атмосферу было выброшено около 265 млн тонн CO2 и почти 8 млн тонн метана (240 млн тонн CO2 экв), углерода и других парниковых газов[1].
Несмотря на норматив, разрешающий сжигать до 5% от добычи ПНГ и штрафы за сверхнормативное сжигание с повышенными коэффициентами (согласно данным Российского союза промышленников и предпринимателей при сжигании 500 млн м3 ПНГ сверх разрешенного показателя сумма сверхлимитных платежей составляет более 10 млрд руб.) по данным Росстата в 2021 России из добытых 101 млрд м3 ПНГ было сожжено более 22 млрд, при этом этот показатель существенно не меняется с 2013 года, находясь в диапазоне 20-23 млрд м3. Согласно последним данным в январе-июне 2022 года объем ПНГ, сожженного на факелах, достиг рекордного значения 10,8 млрд м3. [2]
Проблематика
Проблематика переработки ПНГ, как правило, обосновывается экономической нерентабельностью при использовании его как углеводородного сырья. Также при возможной проработке проектов утилизации ПНГ остро встают следующие вопросы: сложность транспортирования с отдаленных месторождений, нестабильность состава, большое количество примесей.
В рамках современного экологического тренда на сокращение выбросов парниковых газов, выполнение требований Парижского соглашения большинство компаний берут на себя обязательство отказаться от факельного сжигания к 2030 году. Сценарий нулевых выбросов к 2050 году требует, чтобы уже к 2030 году во всем мире было прекращено все неаварийное факельное сжигание, что привело бы к 90% сокращению объемов факельного сжигания.[3] Глобальное партнерство по сокращению сжигания попутного газа (GGFR) информирует своих членов об общих взглядах на решения, которые потенциально могут монетизировать сжигаемый на факелах попутный газ.
Методы утилизации попутного нефтяного газа
На данный момент существует ряд опробированных методов утилизации ПНГ, выбор между которыми осуществляется на основании технико-стоимостных параметров, показывающих пригодность того или иного метода в конкретных условиях.
Одним из наиболее эффективных методов является переработка ПНГ на ГПЗ, практика которого уже успешно применяется в РФ. В результате такой переработки сухой отбензиненный газ, ШФЛУ. При более глубокой переработке номенклатура продуктов расширяется - газы (сухой газ, этан), сжиженные газы (пропан, бутан и т.д.) и стабильный газовый бензин (СГБ). Все продукты пользуются спросом как на внутреннем, так и на внешнем рынках, однако удаленность промысла от крупных рынков реализации продукции является критическим фактором возможной реализации.
Одним из наиболее распространенных методов также является обратная закачка для интенсификации добычи нефти.[4] Более перспективными представляются технологии, сочетающие закачку ПНГ и его переработкой. Из пласта извлекается нефть вместе с растворенным и попутными газами.
В эпоху развития прорывных технологий разработки месторождений появился сайклинг-процесс, сущность которого заключается в том, что газ с конденсатом извлекается на поверхность, а после разделения фракций газ закачивается обратно в пласт. Сайклинг-процесс позволяет добиться невероятно высоких показателей коэффициента конденсатоотдачи за счёт сохранения высокого давления в продуктивном пласте. Однако в нашей стране он не реализован ни на одном газоконденсатном месторождении или газоконденсатной шапке.
Для существующих месторождений перспективным решением будет внедрение станций по сжижению ПНГ. Полученная криогенная жидкость может использоваться как в качестве газомоторного топлива для тяжелой автотехники на самом месторождении, так и транспортироваться для регазификации на удаленных объектах.
В то время как отрасль СПГ традиционно была сосредоточена в первую очередь на развитии постоянно растущих мощностей заводов, зрелость технологии позволила разработать методики переработки ПНГ, применяемые для небольших объемов, чтобы быть конкурентоспособными и потенциально экономически выгодными. Таким образом, основная проблема малотоннажных применений СПГ носит не технический, а экономический характер. Поэтому одной из основных проблем при строительстве заводов по производству сжиженного природного газа (СПГ) является оптимизация мощностей с экономическим компромиссом для минимизации затрат.
Технологии сжижения попутного газа
На современном этапе развития индустрии СПГ компании-производители стараются по максимуму использовать мощности оборудования заводов с целью снизить удельные показатели стоимости строительства на тонну получаемой продукции за счет эффекта масштаба. Данный факт может создать предположение, что более мелкие заводы СПГ будут подвержены общемировому тренду, однако согласно заявлениям крупных компаний, например, Linde, что несмотря на то, что капитальные затраты на единицу этих заводов среднего масштаба выше, однако малые и средние заводы могут быть экономически развиты. За последние 20-30 лет было построено несколько заводов СПГ малой мощности.
Цепочка реализации СПГ в общем представлении состоит из трех элементов: заводы по сжижению, морские перевозки и приемные регазификационные терминалы. Тем не менее, в настоящее время наблюдается диверсификация СПГ для получения гибкости в газораспределении и новых потребителей за счет небольших мощностей, заправочных станций СПГ, автомобильной дистрибуции СПГ и т.д. Сжижение природного газа это процесс, который обычно включает несколько этапов: предварительная подготовка исходного газа, фракционирование и последующее сжижение, как показано на рисунке 1.
В настоящее время мини-установки СПГ в основном состоят из заводов по сжижению природного газа, которые снабжают вспомогательные станции СПГ в объеме до 0,2 млн тонн в год. Эти объемы СПГ эквивалентны годовому спросу на СПГ для электростанции примерно на 100 МВт.
Разработка малотоннажных циклов сжижения ПНГ
Нехватка газа в 1970-х годах привела к строительству многих заводов по снижению пиковых нагрузок СПГ: природный газ сжижается, когда спрос на него низкий, и хранится до тех пор, пока спрос не возрастет, после чего СПГ газифицируется и закачивается либо в систему газораспределения, либо транспортируется в криогенных цистернах на объект. Таким образом, снижающие пики потребления малотоннажные заводы СПГ несмотря на меньшие объемы хранения в сравнении с крупнотоннажным производством выигрывают за счет расположения в стратегических зонах, близ трубопроводной системы.[5]
На данный момент на территории Российской Федерации существуют успешные практики строительства и эксплуатации мини-заводов СПГ, задействованных, как правило, на газораспределительных станциях и АГНКС и обеспечивающие базовую нагрузку СПГ в качестве топлива для транспорта в отдаленные населенные пункты. В данных установках процесс охлаждения осуществляется с помощью дросселей, детандеров, вихревой трубы, что показывает гибкость установок к различным исходным данным и требованиям по объемам получаемой продукции.
Процессы сжижения
Универсальной технологии сжижения газа на данный момент не существует, выбор схемы основывается на возможности получения максимальной эффективности в тех или иных условиях, основными критериями выбора помимо производительности установки, как правило, являются энергоемкость и металлоемкость, которые непосредственно влияют на капитальные вложения в проект.[6] Основной спектр факторов выбора установки сжижения выглядит следующим образом:
- Удельная потребность в мощности;
- Выбор наиболее энергоэффективных единиц оборудования в конкретных условиях, а также их компоновка;
- Необходимость блока фракционирования, вопрос реализации тяжелых фракций;
- Габариты теплообменного оборудования;
- Требуемая гибкость при изменении рыночной конъектуры;
- Простота эксплуатации/запуска/останова;
- Требования к пространству и весу (актуально для FLNG).
Процесс сжижения цикла смешанного хладагента (азот, метан, пропан, этан) был принят в процессе 2, показанном на рисунке 3. Использование смеси различных компонентов позволяет быть более гибкими при постоянно меняющихся температурах за счет изменения соотношения между компонентами. Важно отметить, что в отличие от многих крупнотоннажных циклов для малогабаритных установок получения СПГ отсутствует цикл пропанового предварительного охлаждения, что позволяет заметно снизить металлоемкость установки за счет использования смеси хладагентов при охлаждении всего в двух сравнительно небольших теплообменниках. Отличие двух предлагаемых схем сжижения состоит в первую очередь в сниженной металлоемкости второго, однако также представляющего большую технологическую сложность в управлении потоком хладагента в связи с необходимостью подбора оптимального соотношения.
Моделирующий расчет и оптимизация процессов 1 и 2 были выполнены с использованием уравнения состояния PR и уравнения LKP с помощью программного обеспечения UniSim Design R460.1.
В таблицах 1 и 2 приведены компонентные составы для смешанного хладагента и исходного газа. Состав ПНГ был принят согласно данным по одному из пластов кластера Ванкорских месторождений - Ванкорского, Сузунского, Тагульского и Лодочного месторождений, расположенных на севере Восточной Сибири, в Туруханском районе и Таймырском Долгано-Ненецком муниципальном округе Красноярского края.
В таблице 3 приведены результаты расчета для 1 и 2 рассматриваемых процессов. По результатам работы цикл с использованием турбодетандера показал большую эффективность по получаемому СПГ.
Заключение
- В результате исследования возможности утилизации ПНГ путем внедрения малотоннажных установок получения СПГ были выявлены следующие закономерности:
- Несмотря на активную политику сокращения выбросов парниковых газов количество сжигаемого попутного нефтяного газа на промыслах нефтедобычи не уменьшается в силу возможности платить штрафы нежели внедрять на промысел различные методы утилизации ПНГ по причине экономической неэффективности;
- На данный момент существует большой ряд различных методов утилизации ПНГ, наиболее часто встречающимся из которых является выработка электричества, однако в большинстве случаев для данного метода остаются излишки ПНГ;
- Одним из перспективных методов утилизации ПНГ является получение сжиженного природного газа с внедрением малотоннажных установок по сжижению;
- В программном комплексе Unisim Desigh были смоделированы два малотоннажных цикла сжижения ПНГ, расчет подтвердил возможность работы установок с исходным составом газа, а также гибкость согласно возможной необходимости спроса на СПГ и СУГ.