Hva er assosiert petroleumsgass. Tilknyttede petroleumsgasser

Petroleumsgass er en gass som er oppløst i olje under reservoarforhold. Slik gass oppnås under utviklingen av oljeforekomster på grunn av en reduksjon i reservoartrykket. Det reduseres til under oljemetningstrykket. Volumet av petroleumsgass (m3 / t) i olje, eller som det også kalles gassfaktoren, kan variere fra 3-5 i øvre horisonter til 200-250 i dype lag, dersom forekomstene er godt bevart.

Tilhørende petroleumsgass

Petroleumsgassfelt er oljefelt. Associated petroleum gass (APG) er en naturlig hydrokarbongass, eller snarere en blanding av gasser og dampformige hydrokarboner og ikke-hydrokarbonkomponenter, som er oppløst i olje eller befinner seg i "hettene" til olje- og gasskondensatfelt.
Faktisk er APG et biprodukt av oljeproduksjon. Helt i begynnelsen av oljeproduksjonen ble tilknyttet petroleumsgass ganske enkelt faklet opp på grunn av ufullkommen infrastruktur for innsamling, forberedelse, transport og prosessering, samt på grunn av mangelen på forbrukere.
Ett tonn olje kan inneholde fra 1-2 m3 til flere tusen m3 petroleumsgass, alt avhenger av produksjonsregionen.

Bruk av petroleumsgasser

Tilknyttet petroleumsgass er et viktig råstoff for energi- og kjemisk industri. En slik gass er preget av en økt brennverdi, som kan variere fra 9 tusen til 15 tusen Kcal / m3. Imidlertid er bruken i kraftproduksjon hemmet av dens ustabile sammensetning og tilstedeværelsen av mange urenheter. Derfor kreves det ekstra kostnader for å rense (“tørke”) gassen.
I den kjemiske industrien brukes metan og etan som finnes i assosiert gass til å lage plast og gummi, mens tyngre komponenter brukes som råmateriale for dannelse av aromatiske hydrokarboner, høyoktantilsetningsstoffer til drivstoff og flytende hydrokarbongasser, nemlig teknisk flytende propan. butan (SPBT).
Ifølge departementet for naturressurser og økologi i Den russiske føderasjonen (MNR), av de 55 milliarder m3 assosiert gass som produseres i Russland hvert år, blir bare 26 % (14 milliarder m3) behandlet. Ytterligere 47 % (26 milliarder m3) tilføres feltenes behov eller avskrives som teknologiske tap, og ytterligere 27 % (15 milliarder m3) fakles. Eksperter anslår at fakling av tilhørende petroleumsgass er årsaken til tapet på nesten 139,2 milliarder rubler, som kan oppnås som et resultat av salg av flytende hydrokarboner, propan, butan og tørr gass.

Problemet med å brenne petroleumsgass

Denne prosessen er årsaken til store utslipp av faste forurensende forbindelser, samt en generell forverring av miljøsituasjonen i oljeproduserende regioner. I prosessen med "teknologiske tap" og APG fakling, slippes karbondioksid og aktiv sot ut i atmosfæren.
Som et resultat av fakling av gass i Russland, registreres omtrent 100 millioner tonn CO2-utslipp hvert år (hvis hele gassvolumet fakles). Samtidig er russiske fakler beryktet for sin ineffektivitet, det vil si at ikke all gassen brenner i dem. Det viser seg at metan kommer inn i atmosfæren, som er en mye farligere klimagass enn karbondioksid.
Mengden sotutslipp ved forbrenning av petroleumsgass er beregnet til om lag 0,5 millioner tonn årlig. Forbrenning av petroleumsgass er assosiert med termisk forurensning av miljøet. I nærheten av fakkelen er radiusen for termisk ødeleggelse av jorda 10-25 meter, og planteverdenen - fra 50 til 150 meter.
En høy konsentrasjon i atmosfæren av forbrenningsprodukter av en slik gass, nemlig nitrogenoksid, svoveldioksid, karbonmonoksid, forårsaker en økning i forekomsten av lungekreft, bronkialkreft, samt skade på leveren og mage-tarmkanalen, nervesystem, syn.
Den mest korrekte og effektive metoden for utnyttelse av tilhørende petroleumsgass kan kalles dens prosessering ved gassforedlingsbedrifter med dannelse av tørr strippet gass (DGS), en bred del av lette hydrokarboner (NGL), samt flytende gasser (LHG) og stabil gassbensin (SGB).
Riktig deponering av petroleumsgass vil gjøre det mulig å produsere om lag 5-6 millioner tonn flytende hydrokarboner, 3-4 milliarder m3 etan, 15-20 milliarder m3 tørr gass eller 60-70 tusen GW/t elektrisitet hvert år.
Interessant nok, 1. januar 2012, trådte dekretet fra regjeringen i den russiske føderasjonen "Om tiltak for å stimulere reduksjon av atmosfærisk luftforurensning ved produkter av brenning av assosiert petroleumsgass ved faklingsanlegg" i kraft. Dette dokumentet sier at utvinningsbedrifter må resirkulere 95 % av APG.

Sammensetning av petroleumsgass

Sammensetningen av petroleumsgassen kan være forskjellig. Hva er det avhengig av? Eksperter identifiserer følgende faktorer som påvirker sammensetningen av petroleumsgass:

Sammensetning av olje som gass er oppløst i
forhold for forekomst og dannelse av forekomster, som er ansvarlige for stabiliteten til naturolje- og gasssystemer
muligheten for naturlig avgassing.

De fleste assosierte gasser, avhengig av produksjonsområdet, kan til og med inneholde ikke-hydrokarbonkomponenter, for eksempel hydrogensulfid og merkaptaner, karbondioksid, nitrogen, helium og argon. Hvis hydrokarboner dominerer i sammensetningen av petroleumsgasser (95-100%), kalles de hydrokarboner. Det er også gasser blandet med karbondioksid (CO2 fra 4 til 20 %), eller nitrogen (N2 fra 3 til 15 %). Hydrokarbon-nitrogengasser inneholder opptil 50 % nitrogen. I henhold til forholdet mellom metan og dets homologer, skiller de:

• tørr (metan mer enn 85%, С2Н6 + høyere 10-15%)
• fett (CH4 60-85%, C2H6 + høyere 20-35%).

Basert på geologiske egenskaper frigjøres tilhørende gasser av gasskapper, samt gasser som løses direkte i olje. I prosessen med å åpne oljereservoarer begynner gass fra oljelokk oftest å strømme. Videre er hovedvolumet av APG produsert gasser som er oppløst i olje.
Gass fra gasskapper, også kalt fri gass, har en «lettere» sammensetning. Den inneholder en mindre mengde tunge hydrokarbongasser, som kan sammenlignes med gassen oppløst i olje. Det viser seg at de første stadiene av feltutvikling ofte har store årlige volumer av APG-produksjon med en overvekt av metan i sammensetningen.
Men over tid reduseres debet av tilhørende petroleumsgass, og volumet av tunge komponenter øker.
For å finne ut hvor mye gass som finnes i en bestemt olje og hva dens sammensetning er, avgasser spesialister en oljeprøve tatt ved brønnhodet eller under reservoarforhold ved hjelp av en nedihullsprøvetaker. På grunn av ufullstendig avgassing av oljer i bunnhullssonen og løfterør, inneholder oljegassen tatt fra brønnhodet en høyere mengde metan og et mindre volum av dets homologer, sammenlignet med gass fra dype oljeprøver.

LPG

Den fullstendige karakteriseringen av petroleumsgasser i flytende tilstand gjør det mulig å bruke dem som et fullverdig drivstoff av høy kvalitet for bilmotorer. Hovedkomponentene i flytende petroleumsgass er propan og butan, som er biprodukter fra oljeproduksjon eller raffinering i gass-bensinbedrifter.
Gassen kombineres perfekt med luft for å danne en homogen brennbar blanding, som garanterer en høy brennverdi, og også unngår detonasjon under forbrenningsprosessen. Gassen inneholder en minimumsmengde komponenter som bidrar til karbondannelse og forurensning av kraftsystemet, samt forårsaker korrosjon.
Sammensetningen av flytende petroleumsgass gjør det mulig å skape motoregenskaper til gassdrivstoff.
I prosessen med å blande propan er det mulig å tilveiebringe et passende mettet damptrykk i gassblandingen, noe som er av stor betydning for bruk av gass-sylinderkjøretøyer under forskjellige klimatiske forhold. Det er av denne grunn at tilstedeværelsen av propan er svært ønskelig.
LPG har ikke farge eller lukt. På grunn av dette, for å garantere sikker drift på biler, får den en spesiell aroma - luktet.

Den resterende tilknyttede gassen, som oljeselskapene ikke fakler og pumper inn i reservoaret, går til prosessering. Før den transporteres til prosessanlegget, må den rengjøres. Frigjort gass fra mekaniske urenheter og vann er mye lettere å transportere. For å hindre at flytende fraksjoner faller ned i hulrommet i gassrørledninger og for å lette blandingen, filtreres tunge hydrokarboner ut.
Ved å fjerne svovelelementer kan den korrosive effekten av tilhørende petroleumsgass på rørveggen forhindres, og ved å trekke ut nitrogen og karbondioksid kan volumet av blandingen som ikke brukes i prosessering reduseres. Gassen renses ved ulike metoder. Etter fullføring av kjøling og kompresjon (komprimering under trykk) av gassen, er det mulig å fortsette til separering eller prosessering ved gassdynamiske metoder. Disse metodene er ganske budsjettmessige, men de gjør det ikke mulig å isolere karbondioksid- og svovelkomponenter fra petroleumsgass.
Hvis sorpsjonsmetoder brukes, utføres i tillegg til å fjerne hydrogensulfid, også tørking fra vann og våte hydrokarbonkomponenter. Den eneste ulempen med denne metoden er den dårlige tilpasningen av teknologien til feltforholdene, som er årsaken til tapet av ca. 30 % av gassvolumet. I tillegg brukes glykoltørkemetoden for å fjerne væsken, men kun som en sekundær prosess, for bortsett fra vann slipper den ikke noe annet fra blandingen.
Alle disse metodene kan kalles foreldet i dag. Den mest moderne metoden er membranrengjøring. Denne metoden er basert på forskjellen i penetrasjonshastigheten til forskjellige komponenter av petroleumsgass gjennom membranfibrene.
Når gassen kommer inn i prosessanlegget, utsettes den for separasjon ved hjelp av lavtemperaturabsorpsjon og kondensering til basefraksjoner. Noen av disse fraksjonene er umiddelbart sluttprodukter. Etter separering oppnås en strippet gass, som inkluderer metan og en blanding av etan, samt en bred fraksjon lette hydrokarboner (NGL). Slik gass transporteres lett gjennom rørledningssystemer og brukes som drivstoff, og fungerer også som råstoff for fremstilling av acetylen og hydrogen. Ved hjelp av gassbehandling produseres også bilpropan-butan av en flytende type (dvs. gassmotordrivstoff), så vel som aromatiske hydrokarboner, smale fraksjoner og stabil gassbensin.
Tilknyttet petroleumsgass, til tross for den ekstremt lave lønnsomheten ved behandlingen, brukes aktivt i drivstoff- og energiindustrien og den petrokjemiske industrien.

GASSPÅFØRING

Gass kan finnes i naturen i forekomster av tre typer: gass, gassolje og gasskondensat.

I forekomster av den første typen - gass - danner gass enorme naturlige underjordiske ansamlinger som ikke har direkte forbindelse med oljefelt.

I forekomster av den andre typen - gass og olje - følger gass med olje eller olje følger med gass. Gassoljeforekomster, som nevnt ovenfor, er av to typer: olje med gasshette (hvor hovedvolumet er olje) og gass med oljefelg (hovedvolumet er gass). Hver gass-oljeforekomst er preget av en gassfaktor - mengden gass (i m 3) per 1000 kg olje.

Gasskondensatavsetninger er preget av høyt trykk (mer enn 3–107 Pa) og høye temperaturer (80–100°С og høyere) i reservoaret. Under disse forholdene passerer hydrokarboner C 5 og høyere inn i gassen, og når trykket synker, kondenserer disse hydrokarbonene - prosessen med omvendt kondensasjon.

Gassene fra alle betraktede forekomster kalles naturgasser, i motsetning til tilhørende petroleumsgasser oppløst i olje og frigjort fra den under produksjon.

naturgasser

Naturgasser består hovedsakelig av metan. Sammen med metan inneholder de vanligvis etan, propan, butan, et stort nummer av pentan og høyere homologer og mindre mengder ikke-hydrokarbonkomponenter: karbondioksid, nitrogen, hydrogensulfid og inerte gasser (argon, helium, etc.).

Karbondioksid, som normalt finnes i alle naturgasser, er et av de viktigste omdannelsesproduktene i naturen til den organiske forløperen til hydrokarboner. Innholdet i naturgass er lavere enn man ville forvente basert på mekanismen for kjemiske transformasjoner av organiske rester i naturen, siden karbondioksid er en aktiv komponent, går det over i formasjonsvann og danner bikarbonatløsninger. Som regel overstiger ikke innholdet av karbondioksid 2,5 %. Innholdet av nitrogen, som også vanligvis er tilstede i naturen, er assosiert enten med inntrengning av atmosfærisk luft, eller med reaksjonene ved nedbrytning av proteiner i levende organismer. Mengden nitrogen er vanligvis høyere når dannelsen av gassforekomsten skjedde i kalkstein og gipsbergarter.

Helium har en spesiell plass i sammensetningen av noen naturgasser. I naturen finnes helium ofte (i luft, naturgass osv.), men i begrensede mengder. Selv om innholdet av helium i naturgass er lavt (opptil maksimalt 1–1,2%), er isolasjonen fordelaktig på grunn av det store underskuddet av denne gassen, samt på grunn av det store volumet av naturgassproduksjon.

Hydrogensulfid er som regel fraværende i gassforekomster. Unntaket er for eksempel Ust-Vilyui-forekomsten, hvor innholdet av H 2 S når 2,5 %, og noen andre. Tilsynelatende er tilstedeværelsen av hydrogensulfid i gassen assosiert med sammensetningen av vertsbergartene. Det har blitt observert at gass i kontakt med sulfater (gips, etc.) eller sulfitter (pyritt) inneholder relativt mer hydrogensulfid.

Naturgasser som hovedsakelig inneholder metan og som har et svært lavt innhold av homologer av C 5 og høyere, omtales som tørre eller dårlige gasser. Tørre gasser inkluderer det store flertallet av gasser produsert fra gassforekomster. Gassen av gasskondensatavsetninger er preget av et lavere innhold av metan og et høyere innhold av dets homologer. Slike gasser kalles fete eller rike. Gassene fra gasskondensatavleiringer inneholder i tillegg til lette hydrokarboner også høytkokende homologer, som når trykket reduseres frigjøres i flytende form (kondensat). Avhengig av brønnens dybde og trykket ved bunnhullet, kan hydrokarboner som koker opp til 300–400°C være i gassform.

Gassen av gasskondensatavleiringer er karakterisert ved innholdet av utfelt kondensat (i cm 3 per 1 m 3 gass).

Dannelsen av gasskondensatavsetninger skyldes det faktum at ved høye trykk oppstår fenomenet omvendt oppløsning - omvendt kondensering av olje i komprimert gass. Ved trykk på omtrent 75×10 6 Pa oppløses olje i komprimert etan og propan, hvis tetthet i dette tilfellet overstiger oljedensiteten betydelig.

Sammensetningen av kondensatet avhenger av brønnens driftsmodus. Så mens man opprettholder et konstant reservoartrykk, er kvaliteten på kondensatet stabil, men når trykket i reservoaret avtar, endres sammensetningen og mengden av kondensatet.

Sammensetningen av stabile kondensat i enkelte felt er godt studert. Slutten av kokingen deres er vanligvis ikke høyere enn 300 °C. I henhold til gruppesammensetningen: de fleste av dem er metanhydrokarboner, noe mindre - nafteniske og enda mindre - aromatiske. Sammensetningen av gasser i gasskondensatfelt etter separering av kondensat er nær sammensetningen av tørre gasser. Tettheten av naturgass i forhold til luft (lufttetthet tatt som en enhet) varierer fra 0,560 til 0,650. Forbrenningsvarmen er ca. 37700–54600 J/kg.

Tilknyttede (petroleums)gasser

Assosiert gass er ikke hele gassen i en gitt forekomst, men gassen som er oppløst i olje og frigjort fra den under produksjon.

Etter å ha forlatt brønnen, passerer olje og gass gjennom gassutskillere, hvor tilhørende gass skilles fra ustabil olje, som sendes til videre prosessering.

Assosierte gasser er et verdifullt råmateriale for industriell petrokjemisk syntese. Kvalitativt skiller de seg ikke i sammensetning fra naturgasser, men den kvantitative forskjellen er veldig betydelig. Innholdet av metan i dem kan ikke overstige 25–30%, men mye mer enn dets homologer - etan, propan, butan og høyere hydrokarboner. Derfor er disse gassene klassifisert som fete.

På grunn av forskjellen i den kvantitative sammensetningen av assosierte og naturgasser, er deres fysiske egenskaper forskjellige. Tettheten (med luft) av assosierte gasser er høyere enn naturlig - den når 1,0 eller mer; deres forbrenningsvarme er 46 000–50 000 J/kg.

Gassapplikasjon

Et av hovedområdene for bruk av hydrokarbongasser er deres bruk som drivstoff. Den høye brennverdien, bekvemmeligheten og kostnadseffektiviteten ved bruk setter utvilsomt gass på en av de første plassene blant andre typer energiressurser.

En annen viktig bruk av tilhørende petroleumsgass er toppingen, dvs. utvinning av naturbensin fra den ved gassbehandlingsanlegg eller -installasjoner. Gassen utsettes for sterk kompresjon og avkjøling ved hjelp av kraftige kompressorer, mens damper av flytende hydrokarboner kondenserer, og løser delvis opp gassformige hydrokarboner (etan, propan, butan, isobutan). Det dannes en flyktig væske - ustabil gassbensin, som lett skilles fra resten av den ikke-kondenserbare gassmassen i separatoren. Etter fraksjonering - separasjon av etan, propan, en del av butaner - oppnås en stabil gassbensin, som brukes som et tilsetningsstoff til kommersiell bensin, noe som øker deres flyktighet.

Propan, butan, isobutan frigjort under stabilisering av naturbensin i form av flytende gasser injisert i sylindere brukes som drivstoff. Metan, etan, propan, butaner brukes også som råstoff til den petrokjemiske industrien.

Etter separering av C2-C4 fra assosierte gasser, er den gjenværende eksosgassen nær tørr. I praksis kan det betraktes som ren metan. Tørre gasser og avfallsgasser, når de brennes i nærvær av små mengder luft i spesielle installasjoner, danner et svært verdifullt industriprodukt - gasssot:

CH 4 + O 2 a C + 2H 2 O

Det brukes hovedsakelig i gummiindustrien. Ved å føre metan med vanndamp over en nikkelkatalysator ved en temperatur på 850 ° C, oppnås en blanding av hydrogen og karbonmonoksid - "syntese - gass":

CH 4 + H 2 O à CO + 3H 2

Når denne blandingen føres over en FeO-katalysator ved 450°C, omdannes karbonmonoksid til dioksid og en ytterligere mengde hydrogen frigjøres:

CO + H 2 O à CO 2 + H 2

Det resulterende hydrogenet brukes til syntese av ammoniakk. Når metan og andre alkaner behandles med klor og brom, oppnås substitusjonsprodukter:

1. CH 4 + Cl 2 à CH 3 Cl + HCl - metylklorid;

2. CH4 + 2C12 a CH2C12 + 2HC1 - metylenklorid;

3. CH4 + 3Cl2 à CHCl3 + 3HCl - kloroform;

4. CH 4 + 4Cl 2 à CCl 4 + 4 HCl - karbontetraklorid.

Metan fungerer også som et råmateriale for produksjon av blåsyre:

2CH 4 + 2NH 3 + 3O 2 à 2HCN + 6H 2 O, samt til produksjon av karbondisulfid CS 2, nitrometan CH 3 NO 2, som brukes som løsemiddel for lakk.

Associated petroleum gass (APG), som navnet tilsier, er et biprodukt av oljeproduksjon. Olje ligger i bakken sammen med gass, og det er teknisk praktisk umulig å sikre utvinning av en utelukkende flytende fase av hydrokarbonråstoffer, slik at gassen blir igjen inne i reservoaret.

På dette stadiet er det gass som oppfattes som et tilhørende råstoff, siden verdens oljepris bestemmer den større verdien av væskefasen. I motsetning til gassfelt, hvor all produksjon og produksjonstekniske egenskaper er rettet mot å utvinne utelukkende gassfasen (med en ubetydelig innblanding av gasskondensat), er ikke oljefelt utstyrt på en slik måte at de effektivt gjennomfører prosessen med produksjon og utnyttelse av tilhørende gass.

Videre i dette kapittelet vil de tekniske og økonomiske aspektene ved APG-produksjon vurderes mer detaljert, og basert på konklusjonene som er oppnådd vil det velges parametere som det skal bygges en økonometrisk modell for.

Generelle kjennetegn ved tilhørende petroleumsgass

Beskrivelse av de tekniske aspektene ved hydrokarbonproduksjon begynner med en beskrivelse av forholdene for deres forekomst.

Oljen i seg selv dannes fra organiske rester av døde organismer som setter seg på hav- og elvebunnen. Over tid beskyttet vann og silt stoffet mot nedbrytning, og etter hvert som nye lag samlet seg, økte trykket på de underliggende lagene, som sammen med temperatur og kjemiske forhold forårsaket dannelsen av olje og naturgass.

Olje og gass går sammen. Under forhold med høyt trykk akkumuleres disse stoffene i porene til de såkalte foreldrebergartene, og gradvis, under en prosess med kontinuerlig transformasjon, stiger de opp med mikrokapillære krefter. Men når du går opp kan det dannes en felle – når et tettere reservoar dekker reservoaret som hydrokarbonet vandrer langs, og dermed oppstår akkumulering. I det øyeblikket en tilstrekkelig mengde hydrokarboner har samlet seg, begynner prosessen med fortrengning av opprinnelig saltvann, tyngre enn olje, å finne sted. Videre separeres selve oljen fra lightergassen, men en del av den oppløste gassen forblir i væskefraksjonen. Det er det separerte vannet og gassen som tjener som verktøy for å skyve olje utover, danne vann- eller gasstrykkregimer.

Basert på forholdene, dybden av forekomsten og konturen av forekomstområdet, velger utvikleren antall brønner for å maksimere produksjonen.

Den viktigste moderne boretypen som brukes er rotasjonsboring. I dette tilfellet er boring ledsaget av en kontinuerlig økning av borekaks - fragmenter av formasjonen, atskilt med en borekrone, til utsiden. Samtidig, for å forbedre boreforholdene, brukes en borevæske, ofte bestående av en blanding av kjemiske reagenser. [Gråskogen, 2001]

Sammensetningen av tilhørende petroleumsgass vil variere fra felt til felt, avhengig av hele den geologiske historien om dannelsen av disse forekomstene (kildebergart, fysiske og kjemiske forhold, etc.). I gjennomsnitt er andelen metaninnhold i en slik gass 70 % (til sammenligning inneholder naturgass opptil 99 % metan i sammensetningen). En stor mengde urenheter skaper på den ene siden vanskeligheter for gasstransport gjennom gassoverføringssystemet (GTS), på den annen side gjør tilstedeværelsen av så ekstremt viktige komponenter som etan, propan, butan, isobutan, etc. assosiert. gass ​​er et ekstremt ønskelig råstoff for petrokjemisk produksjon. Oljefeltene i Vest-Sibir er preget av følgende indikatorer på hydrokarboninnhold i assosiert gass [Popular petrochemistry, 2011]:

• Metan 60–70 %
• Etan 5–13 %
• Propan 10-17 %
• Butan 8-9 %

TU 0271-016-00148300-2005 "Associated petroleum gass to be delivered to consumers" definerer følgende kategorier av APG (i henhold til innholdet av C 3 ++-komponenter, g/m 3):

• "Skinny" - mindre enn 100
• "Medium" - 101-200
• "Fet" - 201-350
• Ekstra fett - mer enn 351

Følgende figur [Filippov, 2011] viser hovedaktivitetene som utføres med tilhørende petroleumsgass og effektene oppnådd av disse aktivitetene.

Figur 1 - Hovedaktivitetene utført med APG og deres effekter, kilde: http://www.avfinfo.ru/page/engineering-002

Under oljeproduksjon og videre trinnvis separasjon har gassen som slippes ut en annen sammensetning - den aller første gassen frigjøres med høyt innhold av metanfraksjon, ved neste separasjonsstadier frigjøres gass med økende innhold av hydrokarboner av høyere orden. . Faktorene som påvirker frigjøringen av tilhørende gass er temperatur og trykk.

En gasskromatograf brukes til å bestemme det tilhørende gassinnholdet. Når du bestemmer sammensetningen av assosiert gass, er det også viktig å være oppmerksom på tilstedeværelsen av ikke-hydrokarbonkomponenter - for eksempel kan tilstedeværelsen av hydrogensulfid i APG-sammensetningen påvirke muligheten for gasstransport negativt, siden korrosjonsprosesser kan oppstå underveis.

Figur 2 - Ordning for oljebehandling og APG-regnskap, kilde: Skolkovo Energy Center

Figur 2 viser skjematisk prosessen med trinn-for-trinns raffinering av olje med frigjøring av tilhørende gass. Som det fremgår av figuren, er assosiert gass for det meste et biprodukt av den primære separasjonen av hydrokarboner produsert fra en oljebrønn. Problemet med tilhørende gassmåling er behovet for å installere automatiske måleenheter i flere separasjonsstadier, og senere på leveranser for bruk (gassbehandlingsanlegg, kjelehus, etc.).

De viktigste installasjonene som brukes på produksjonssteder [Filippov, 2009]:

• Booster pumpestations (DNS)
• Oljeseparasjonsenheter (USN)
• Oljebehandlingsanlegg (UPN)
• Sentrale oljebehandlingsanlegg (CPP)

Antall trinn avhenger av de fysisk-kjemiske egenskapene til den assosierte gassen, spesielt av faktorer som gassinnhold og gassfaktor. Ofte brukes gassen fra det første separasjonstrinnet i ovner for å generere varme og forvarme hele oljemassen for å øke gassutbyttet i de påfølgende separasjonstrinnene. Til drivmekanismer brukes elektrisitet, som også genereres i felt, eller hovedkraftnett. Gassstempelkraftverk (GPES), gassturbin (GTS) og dieselgeneratorer (DGU) brukes hovedsakelig. Gassanlegg opererer på gass i det første trinnet av separasjon, dieselstasjon opererer på importert flytende drivstoff. Den spesifikke typen kraftproduksjon velges ut fra behovene og egenskapene til hvert enkelt prosjekt. GTPP kan i noen tilfeller generere overskuddskraft til nærliggende oljeproduksjonsanlegg, og i noen tilfeller kan resten selges på grossistmarkedet for elektrisitet. Med kraftvarmetypen energiproduksjon produserer installasjonene samtidig varme og elektrisitet.

Flare linjer er et obligatorisk attributt for ethvert felt. Selv om de ikke brukes, er de nødvendige for å brenne overflødig gass i en nødssituasjon.

Fra et synspunkt av økonomien til oljeproduksjon er investeringsprosesser innen assosiert gassutnyttelse ganske treghet, og er først og fremst fokusert ikke på markedsforhold på kort sikt, men på helheten av alle økonomiske og institusjonelle faktorer på en ganske langsiktig horisont.

De økonomiske aspektene ved hydrokarbonproduksjon har sine egne spesifikasjoner. Det særegne ved oljeproduksjon er:

• Langsiktig karakter av sentrale investeringsbeslutninger
• Betydelig investeringsforsinkelse
• Stor startinvestering
• Irreversibilitet av den opprinnelige investeringen
• Naturlig nedgang i produksjonen over tid

For å evaluere effektiviteten til ethvert prosjekt, er en vanlig forretningsverdimodell NPV-estimatet.

NPV (Net Present Value) - vurderingen er basert på at alle fremtidige estimerte inntekter til selskapet vil summeres og reduseres til nåverdien av disse inntektene. Det samme beløpet i dag og i morgen er forskjellig med diskonteringsrenten (i). Dette skyldes at i tidsrommet t=0 har pengene vi har en viss verdi. Mens i tidsperioden t=1 vil inflasjonen spres til disse fondene, vil det være alle slags risikoer og negative effekter. Alt dette gjør fremtidige penger "billigere" enn nåværende penger.

Gjennomsnittlig levetid for et oljeproduksjonsprosjekt kan være rundt 30 år, etterfulgt av en lang nedleggelse av produksjonen, noen ganger som strekker seg over flere tiår, som er assosiert med nivået på oljeprisen og tilbakebetalingen av driftskostnadene. Dessuten når oljeproduksjonen sitt høydepunkt i de første fem årene av produksjonen, og deretter, på grunn av den naturlige produksjonsnedgangen, avtar den gradvis.

De første årene gjør selskapet store startinvesteringer. Men selve produksjonen starter bare noen få år etter oppstart av kapitalinvesteringer. Hvert selskap søker å minimere investeringsforsinkelsen for å oppnå tilbakebetalingen av prosjektet så snart som mulig.

En typisk prosjektlønnsomhetsplan er gitt i figur 3:

Figur 3 - NPV-ordning for et typisk oljeproduksjonsprosjekt

Denne figuren viser NPV for prosjektet. Den maksimale negative verdien er MCO-indikatoren (maksimalt kontantutlegg), som er en refleksjon av hvor store investeringer prosjektet krever. Skjæringspunktet mellom grafen til linjen med akkumulerte kontantstrømmer med tidsaksen i år er tilbakebetalingstidspunktet for prosjektet. NPV-akkumuleringsraten synker på grunn av både den synkende produksjonsraten og tidsdiskonteringsrenten.

I tillegg til kapitalinvesteringer krever årlig produksjon driftskostnader. En økning i driftskostnadene, som kan være de årlige tekniske kostnadene knyttet til miljørisiko, reduserer prosjektets NPV og øker tilbakebetalingstiden for prosjektet.

Dermed kan tilleggskostnader for regnskap, innsamling og disponering av tilhørende petroleumsgass rettferdiggjøres fra prosjektets synspunkt kun dersom disse kostnadene vil øke prosjektets NPV. Ellers vil det være en nedgang i prosjektets attraktivitet, og som et resultat vil enten en nedgang i antall prosjekter som gjennomføres, eller volumene av olje- og gassproduksjon innenfor ett prosjekt justeres.

Konvensjonelt kan alle tilhørende gassutnyttelsesprosjekter deles inn i tre grupper:

• 1. Selve resirkuleringsprosjektet er lønnsomt (med tanke på alle økonomiske og institusjonelle faktorer), og bedrifter vil ikke trenge ytterligere insentiver for å implementere.
• 2. Avhendingsprosjektet har negativ NPV, mens akkumulert NPV fra hele oljeproduksjonsprosjektet er positiv. Det er på denne gruppen alle insentivtiltak kan konsentreres. Det generelle prinsippet vil være å skape betingelser (med fordeler og straffer) der det vil være fordelaktig for selskaper å gjennomføre gjenvinningsprosjekter i stedet for å betale bøter. Og slik at de totale kostnadene for prosjektet ikke overstiger den totale NPV.
• 3. Utnyttelsesprosjekter har negativ NPV, og hvis de gjennomføres, blir også det samlede oljeproduksjonsprosjektet for dette feltet ulønnsomt. I dette tilfellet vil insentivtiltak enten ikke føre til en reduksjon i utslipp (selskapet vil betale bøter opp til deres kumulative kostnad lik NPV for prosjektet), eller feltet vil bli lagt i møll og lisensen vil bli overgitt.

I følge Skolkovo Energy Center er investeringssyklusen i implementeringen av APG-utnyttelsesprosjekter mer enn 3 år.

Investeringer, ifølge departementet for naturressurser, bør beløpe seg til rundt 300 milliarder rubler innen 2014 for å nå målnivået. Basert på logikken for å administrere prosjekter av den andre typen, bør ratene for betalinger for forurensning være slik at den potensielle kostnaden for alle betalinger vil være mer enn 300 milliarder rubler, og alternativkostnaden vil være lik den totale investeringen.

Til forskjell fra naturgass inneholder tilhørende petroleumsgass, i tillegg til metan og etan, en stor andel propaner, butaner og damper av tyngre hydrokarboner. Mange assosierte gasser, avhengig av felt, inneholder også ikke-hydrokarbonkomponenter: hydrogensulfid og merkaptaner, karbondioksid, nitrogen, helium og argon.

Når du åpner oljereservoarer, begynner gassen av olje "caps" vanligvis å strømme først. Deretter er hoveddelen av den produserte assosierte gassen gasser oppløst i olje. Gassen til gass-"caps", eller fri gass, er "lettere" i sammensetning (med et lavere innhold av tunge hydrokarbongasser) i motsetning til gassen oppløst i olje. De første stadiene av feltutbygging er derfor vanligvis preget av stor årlig produksjon av tilhørende petroleumsgass med en større andel metan i sammensetningen. Ved langsiktig drift av feltet reduseres debiteringen av tilhørende petroleumsgass, og en stor andel av gassen utgjøres av tunge komponenter.

Injeksjon i undergrunnen for å øke reservoartrykket og dermed effektiviteten av oljeproduksjonen. I Russland, i motsetning til en rekke andre land, brukes imidlertid ikke denne metoden, med sjeldne unntak, siden dette er en svært kostbar prosess.

Bruk i felten for å generere elektrisitet til oljefeltenes behov.

Med utslipp av betydelige og stabile volumer tilhørende petroleumsgass - bruk som drivstoff ved store kraftverk, eller for videre prosessering.

Den mest effektive måten å utnytte tilhørende petroleumsgass på er å behandle den ved gassbehandlingsanlegg for å produsere tørr strippet gass (DGS), en bred del av lette hydrokarboner (NGL), flytende gasser (LHG) og stabil gassbensin (SGB).

PFC Energy, et stort konsulentselskap innen drivstoff- og energisektoren, bemerket i sin studie "Utnyttelse av tilhørende petroleumsgass i Russland" at det beste alternativet for å bruke APG avhenger av størrelsen på feltet. Derfor, for små forekomster, er det mest attraktive alternativet å generere elektrisitet i liten skala for deres egne feltbehov og behovene til andre lokale forbrukere.

For mellomstore felt anslår forskere at det mest kostnadseffektive APG-deponeringsalternativet er å gjenvinne LPG ved et gassbehandlingsanlegg og selge flytende petroleumsgassen (LPG) eller petrokjemikalier og tørrgass.

For store forekomster er det mest attraktive alternativet å generere elektrisitet ved et stort kraftverk for senere engrossalg inn i kraftnettet.

Ifølge eksperter er det å løse problemet med tilhørende gassutnyttelse ikke bare et spørsmål om økologi og ressurssparing, det er også et potensielt nasjonalt prosjekt verdt 10-15 milliarder dollar. Bare utnyttelse av APG-volumer vil gjøre det mulig å årlig produsere opptil 5-6 millioner tonn flytende hydrokarboner, 3-4 milliarder kubikkmeter etan, 15-20 milliarder kubikkmeter tørrgass eller 60-70 tusen GW/t av elektrisitet.

Russlands president Dmitrij Medvedev instruerte den russiske regjeringen om å iverksette tiltak for å stoppe praksisen med sløsing med tilhørende gass innen 1. februar 2010.

I dag er olje og gass de mest verdifulle av alle mineraler. Det er de, til tross for utviklingen av nye teknologier innen energi, som fortsetter å bli utvunnet over hele verden og brukt til å produsere produkter som er nødvendige for menneskeliv. Men sammen med dem er det den såkalte tilhørende petroleumsgassen, som i ganske lang tid ikke fant noen bruk. Men de siste årene har holdningen til denne typen mineraler endret seg radikalt. Det begynte å bli verdsatt og brukt sammen med naturgass.

Associated petroleum gass (APG) er en blanding av ulike gassformige hydrokarboner som er oppløst i olje og frigjøres under oljeproduksjon og -behandling. I tillegg er APG også referert til som de gassene som frigjøres under termisk prosessering av olje, for eksempel cracking eller hydrobehandling. Slike gasser består av mettede og umettede hydrokarboner, som inkluderer metan og etylen.

Det skal bemerkes at tilhørende petroleumsgass finnes i olje i forskjellige mengder. Ett tonn olje kan inneholde både én kubikkmeter APG og flere tusen. Siden assosiert petroleumsgass frigjøres bare under separasjonen av olje, og ikke kan produseres på andre måter, bortsett fra sammen (assosiert) med olje, er det følgelig et biprodukt av oljeproduksjon.

Metan og tyngre hydrokarboner som etan, butan, propan og andre opptar hovedplassen i APG-sammensetningen. Det er verdt å merke seg at ulike oljefelt vil inneholde for det første et ulikt volum tilhørende petroleumsgass, og for det andre vil det ha en annen sammensetning. Så i noen regioner kan ikke-hydrokarbonkomponenter (forbindelser av nitrogen, svovel, oksygen) finnes i sammensetningen av en slik gass. Også gassen som kommer ut av bakken i form av fontener etter åpning av oljelag har en redusert mengde tunge hydrokarbongasser i sammensetningen. Dette skyldes det faktum at den delen av gassen som ser ut til å være mer "tung" forblir i selve oljen. I denne forbindelse, helt i begynnelsen av utviklingen av oljefelt, sammen med olje, produseres APG, som inneholder en stor mengde metan. Men med videre utvikling av feltet avtar denne indikatoren og tunge hydrokarboner blir hovedkomponentene i gassen.

Tilhørende petroleumsgassutnyttelse

Inntil nylig ble ikke denne gassen brukt på noen måte. Tilknyttet petroleumsgass ble faklet umiddelbart etter produksjonen. Dette skyldtes hovedsakelig det faktum at det ikke var nødvendig infrastruktur for innsamling, transport og behandling, som et resultat av at hoveddelen av APG ganske enkelt gikk tapt. Derfor ble det meste brent i fakler. Forbrenningen av tilhørende petroleumsgass hadde imidlertid en rekke negative konsekvenser knyttet til utslipp av en enorm mengde forurensninger til atmosfæren, som sotpartikler, karbondioksid, svoveldioksid og mye mer. Jo høyere konsentrasjonen av disse stoffene er i atmosfæren, desto mindre helse har folk, siden de kan forårsake sykdommer i reproduksjonssystemet til menneskekroppen, arvelige patologier, onkologiske sykdommer, etc.

Inntil nylig har det derfor vært viet mye oppmerksomhet til utnyttelse og prosessering av tilhørende petroleumsgass. Så det er flere metoder som ble brukt for å bruke APG:

1. Bearbeiding av tilhørende petroleumsgass til energiformål. Denne metoden tillater bruk av gass som drivstoff til industrielle formål. Med denne prosesseringsmetoden oppnås til slutt en miljøvennlig gass med forbedrede egenskaper. I tillegg er denne metoden for avhending svært gunstig for produksjonen, da den lar selskapet spare sine egne penger. Denne teknologien har mange fordeler, en av dem er miljøvennlighet. Tross alt, i motsetning til enkel APG fakling, er det i dette tilfellet ingen forbrenning, og følgelig er utslippet av skadelige stoffer til atmosfæren minimal. I tillegg er det mulig å fjernstyre gassutnyttelsesprosessen.
2. Bruken av APG i petrokjemisk industri. Det er en behandling av slik gass med utseendet til tørr gass, bensin. De resulterende produktene brukes til å møte husholdningens produksjonsbehov. For eksempel er slike blandinger essensielle deltakere i produksjonen av mange kunstige petrokjemiske produkter, slik som plast, bensin med høyt oktantall, mange polymerer;
3. Forbedret oljeutvinning ved å injisere APG inn i reservoaret. Denne metoden forårsaker tilkobling av APG med vann, olje og andre bergarter, noe som resulterer i en reaksjon som interagerer med utveksling og gjensidig oppløsning. I denne prosessen er vann mettet med kjemiske elementer, som igjen fører til en mer intensiv prosess med oljeproduksjon. Men til tross for at denne metoden på den ene siden er nyttig, siden den øker oljeutvinningen, forårsaker den på den annen side uopprettelig skade på utstyret. Dette skyldes avsetning av salter på teknikken under bruk av denne metoden. Derfor, hvis en slik metode er fornuftig å bruke, blir det sammen med den utført mange tiltak rettet mot å bevare levende organismer;
4. Bruken av "halzift". Med andre ord injiseres gass i brønnen. Denne metoden er preget av sin økonomi, siden det i dette tilfellet er nødvendig å bruke penger bare på kjøp av riktig utstyr. Det anbefales å bruke metoden for grunne brønner der det observeres store trykkfall. I tillegg brukes ofte "gassløft" i arrangementet av tausystemer.

Til tross for mangfoldet av metoder for å behandle tilhørende petroleumsgass, er den vanligste separasjonen av gass i komponenter. Takket være denne metoden blir det mulig å oppnå en tørr renset gass, som ikke er verre enn naturgass som er kjent for alle, samt en bred del av lette hydrokarboner. I denne formen er blandingen egnet for bruk som råstoff for den petrokjemiske industrien.

Bruk av tilhørende petroleumsgass

I dag er assosiert petroleumsgass ikke mindre verdifull mineralressurs enn olje og naturgass. Det utvinnes sammen med olje og brukes som drivstoff, samt til produksjon av ulike stoffer i kjemisk industri. Petroleumsgasser er også en utmerket kilde til propylen, butylener, butadien og andre produkter som er involvert i produksjon av materialer som plast og gummi. Det er verdt å merke seg at i prosessen med flere studier av assosiert petroleumsgass, ble det avslørt at det er et veldig verdifullt råmateriale, siden det har visse egenskaper. En av disse egenskapene er en høy brennverdi, siden det frigjøres rundt 9-15 tusen kcal / kubikkmeter under forbrenningen.

I tillegg, som nevnt tidligere, er assosiert gass, på grunn av innholdet av metan og etan i sammensetningen, et utmerket kildemateriale for produksjon av ulike stoffer som brukes i den kjemiske industrien, samt for fremstilling av drivstofftilsetningsstoffer, aromatiske hydrokarboner og flytende hydrokarbongasser.

Denne ressursen brukes avhengig av størrelsen på innskuddet. For eksempel vil gassen som utvinnes fra små forekomster være hensiktsmessig å bruke for å gi strøm til forbrukere på bakken. Det er mest rasjonelt å selge den utvunne ressursen fra mellomstore forekomster til kjemiske industribedrifter. Gass fra store felt er hensiktsmessig å bruke til produksjon av elektrisitet ved store kraftverk med videresalg.

Dermed er det verdt å merke seg at assosiert naturgass i dag anses som et svært verdifullt mineral. Takket være utviklingen av teknologier og oppfinnelsen av nye måter å rense atmosfæren fra industriell forurensning, har folk lært å utvinne og rasjonelt bruke APG med minimal skade på miljøet. Samtidig er APG i dag praktisk talt ikke utnyttet, men rasjonelt brukt.