Утилизация газов

Видео:Комплекс использования и утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ)Скачать

Утилизация попутного нефтяного газа

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. 

— переработка на ГПЗ или малых установках 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.

https://www.youtube.com/watch?v=e-0zfEpH7xc

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 H2), 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.

https://www.youtube.com/watch?v=rOCH6LzNvkk

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.

Видео:Учебный фильм Союза химиков о разделении попутного нефтяного газаСкачать

Утилизация попутного газа, установки для утилизации попутного нефтяного газа

Изготовление, сборка, тестирование и испытание установок для утилизации попутного нефтяного газа
производится на заводах в Швейцарии, Германии, Франции, Турции, США, Японии и Кореи

Компания Интех ГмбХ / LLC Intech GmbH на рынке инжиниринговых услуг с 1997 года, официальный многолетний дистрибьютор различных производителей промышленного оборудования, предлагает Вашему вниманию различные установки для утилизации попутного нефтяного газа.

Утилизация попутного нефтяного газа

Одной из важнейших задач в нефтедобывающей промышленности является утилизация попутного нефтяного газа. Существующие методы утилизации попутного нефтяного газа имеют массу недостатков, основной из них – они экономически невыгодны. Попутный нефтяной газ сжигается, что наносит огромный вред экологии и здоровью людей.

Инновационные теплоэнергетические установки на топливных элементах (ячейках), использующие попутный нефтяной газ в качестве топлива, открывают путь к радикальному и экономически выгодному решению проблем по утилизации попутного нефтяного газа.

Преимущества установок на топливных элементах для очистки попутного нефтяного газа

1. Одно из основных преимуществ установок на топливных элементах перед конкурентами заключается в том, что они могут надежно и устойчиво работать на попутном нефтяном газе переменного состава.

   Благодаря беспламенной химической реакции, лежащей в основе работы топливного элемента, снижение процентного содержания, например метана, вызывает лишь соответствующее уменьшение выходной мощности. При этом не требуется остановка для перенастройки и пр. В то время, как установки, использующие принцип сжигания газа, весьма чувствительны к его составу.

2. Гибкость по отношению к электрической нагрузке потребителей, перепаду нагрузки.
3. Для монтажа и подключения теплоэнергетических установок на топливных ячейках не требуются глобальные капитальные затраты, т.к. установки легко монтируются на неподготовленные площадки вблизи месторождений, удобны в эксплуатации, надежны и эффективны.

   Модульный принцип построения и высокая автономность позволяют в любое время отключить установку и перебросить ее на другой объект.

4. Высокая автоматизация и современный дистанционный контроль не требуют постоянного нахождения персонала на установке.

5. Простота и техническое совершенство конструкции: отсутствие движущихся частей, трения, систем смазки дает значительные экономические выгоды от эксплуатации установок на топливных элементах.

   За счет незначительных затрат на техническое обслуживание и, практически, отсутствия необходимости в капитальных ремонтах достигается малый срок окупаемости и низкая себестоимость вырабатываемой электроэнергии и тепла.

6. Потребление воды: отсутствует при температуре окружающей среды до +30 °С и незначительное при более высоких температурах.
7. Выход воды: отсутствует.
8. Кроме того, теплоэнергетические установки на топливных элементах не шумят, не вибрируют, не дают вредных выбросов в атмосферу.

Установка на топливных элементах для утилизации попутного нефтяного газа, мощностью 400кВт (пример)

В рамках решения проблемы утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) на нефтяных и нефтегазовых месторождениях России, была разработана типовая установка утилизации попутного нефтяного газа на топливных элементах, позволяющая перерабатывать и утилизировать попутный нефтяной газ с получением тепловой и электрической энергии.

https://www.youtube.com/watch?v=ScQEoWsl1Ok

Большинство существующих сегодня энергетических решений не могут использовать попутный нефтяной газ в качестве топлива по причине его высокой загрязненности различными вредными компонентами и соединениями (в первую очередь сернистыми и др.) и нестабильной теплотворной способностью.

При разработке технического решения, эти два критических фактора брались за основу предъявляемых требований к стабильной и надежной работе установки, поэтому для предлагаемой установки нестабильная теплотворная способность попутного нефтяного газа и загрязнения сернистыми соединениями не являются критическими факторами, от которых зависит работоспособность комплекса и выполнение штатных заявленных технических характеристик.

Комплекс представляет собой блочно-модульную конструкцию, подразделяющуюся на два основных блока:

Блок подготовки ПНГ – в нем осуществляется очистка попутного газа от вредных сернистых примесей, его осушка и подготовка для соответствия основных технологических параметров газа до необходимых требуемых значений, для ввода во второй блок – энергетический.

Энергетический блок — в нем осуществляется непосредственно переработка/утилизация попутного нефтяного газа с получением тепловой и электрической энергии.

Технические характеристики

Блок подготовки ПНГ представляет собой очень компактную вертикальную систему десульфуризации и осушки.

Очищенный в блоке попутный нефтяной газ подходит для использования в качестве топлива в газовых двигателях, газовых турбинах, энергетических установках на базе топливных элементов, или другого применения.

Во время работы системы осуществляется мониторинг концентрации сернистых соединений в ПНГ поступающим на очистку и на выходе из системы. В очищенном газе осуществляется также мониторинг концентрации метана.

Установка, включая все необходимое и вспомогательное оборудование, размещается в 5-ти 20-ти футовых контейнерах. Контейнеры утеплены, выполнены в легком ламинарном корпусе и оснащены электрическим оборудованием (освещение, приборы КИП и А).

Блок подготовки попутного нефтяного газа включает в себя следующее оборудование и установки:

• Колонное оборудование
• Насосы для циркуляции воды по колоннам
• Узел дозирования абсорбента
• Шкаф управления
• Система измерения концентрации сероводорода
• Блок умягчения воды
• Блок подготовки и дозирования абсорбента
• Отводная насосная станция
• Байпасная газовая система
• Приборы КИПиА

Блок рассчитан на непрерывную работу 24 часа в сутки в течение всего года.

Назначение блока – очистка и осушка попутного нефтяного газа (ПНГ).

Применяемая технология очистки – хемосорбция щелочным раствором.

Технологическая схема установки для очистки попутного нефтяного газа

В процессе очистки попутный нефтяной газ интенсивно контактирует в противотоке с циркулирующим жидким абсорбентом, раствором щелочи (NaOH или Na2CO3) на набивочных материалах в газоочистных аппаратах колонного типа. По ходу процесса H2S выделяется из газа и образует с абсорбентом новые химические соединения в результате протекания нескольких химических реакций.

К завершению процесса очистки почти весь сероводород в газе превращается в NaHS и бикарбонат натрия при гидроксиде натрия. Ход процесса очистки ПНГ, расходов реагентов, дозирование и подачу раствора абсорбента контролируется специальной системой КИПиА, системой выявления H2S и системой отбора проб для очень эффективной работы и низкого расхода химикатов.

На установке можно осуществлять очистку ПНГ с высоким уровнем сероводорода(H2S), при заявленных выходных параметрах очистки газа (0,001 % остаточное содержание серы).

Для снижения влажности газа и одновременного снижения расхода реагента применяется охлаждение.

В предлагаемом блоке очистки ПНГ применена передовая на сегодняшний день анализирующая система для измерения концентрации H2S в очищаемом попутном нефтяном газе.

Применяемая аналитическая система измерения H2S обеспечивает более точный контроль дозирования абсорбента, значительно сокращая издержки и растраты при неточном дозировании.

Помимо этого аналитическая система мониторинга процесса очистки предотвращает конденсацию воды.

https://www.youtube.com/watch?v=1QSQ2oe7-Oo

Блок подготовки ПНГ и оборудование, входящее в его состав разрабатывается исходя из требований к очистке предъявляемых Заказчиком. Выбор технологии очистки определяется составом ПНГ с конкретного месторождения, тут возможны различные варианты (очистка аминами, гликолями и др.).

Энергетический блок.

Его основой является теплоэнергетическая установка на топливных элементах. Установка является теплоэнергетической установкой с фосфорно-кислотным топливным элементом. Предназначается для систем распределенной генерации электроэнергии, а также для систем с комбинированным производством электроэнергии и тепла.

Теплоэнергетическая установка состоит из двух главных компонентов: блок питания и модуль охлаждения.

Блок питания является основным блоком установки. Он состоит их пяти подсистем:

• Система обработки топлива доводит поступающий газ до требуемого состояния перед подачей на топливные элементы
• Система электроснабжения состоит из батарей топливных элементов, вырабатывающих электрический ток и тепло
• Термическая система управления / система очистки воды поддерживает термический баланс в системе путем охлаждения воды в батареях топливных элементов и в системах остального оборудования
• Модуль электрической системы выполняет как функцию поддержания нормальных параметров электроснабжения, так и функцию блока управления для всей энергетической установки
• Установка для обработки воздуха поставляет очищенный воздух к катоду топливных элементов и камере сгорания установки реформинга топливного газа

Модуль охлаждения обеспечивает полный отвод тепла и охлаждение системы топливных элементов.

Основные характеристики

Персонал компании Интех ГмбХ (Intech GmbH) всегда готов предоставить дополнительную техническую информацию по предлагаемым установкам для утилизации попутного (нефтяного) газа.

Видео:Переработка углеводородных газовСкачать

Новый взгляд на технологию утилизации газов | Промышленный портал

Среди проблем нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отраслей утилизация углеводородных паров является одной из самых злободневных. В процессе нефтепереработки нередки случаи выбросов в атмосферу коммерчески ценных паров нефтепродуктов.

Потери паров углеводородов являются прямыми энергопотерями, а также оказывают негативное воздействие на окружающую среду. Пары можно повторно использовать в качестве топливного газа в целом ряде процессов.

Этот вопрос эффективно решается с применением технологии жидкостно-кольцевых компрессоров компании Flowserve SIHI, которая позволяет не только существенно сократить воздействие вредных газов на окружающую среду, но и принести предприятиям положительный экономический эффект и повысить энергоэффективность производства, благодаря извлечению и возврату в технологический процесс ценных углеводородных фракций.

Корпорация Flowserve в качестве решения проблемы разработала систему утилизации факельных и сбросных газов. Ни для кого не секрет, что системы сжатия факельных и сбросных газов должны обладать надлежащей эксплуатационной гибкостью, в связи с тем, что свойства этих газов требуют соблюдения безопасности, а также низких рабочих температур.

Преимущества жидкостно-кольцевой технологии Flowserve SIHI

1) Гибкость конструктивных решений

2)Низкая рабочая температура.

Факельные и сбросные газы – это так называемые неочищенные увлажненные газы с пульсирующим потоком.

Концепция, в основе которой лежит жидкостно-кольцевая технология, позволяет улавливать поток насыщенного загрязненного газа и способствует предотвращению нежелательного переноса жидкости.

Непрерывная подача охлаждающей рабочей жидкости обеспечивает поддержание стабильной температуры для безопасного сжатия опасных, коррозионно-активных технологических газов, чувствительных к изменениям температуры.

https://www.youtube.com/watch?v=49fegc5KhPM

Отсутствие контакта между внутренними компонентами сводит к минимуму их износ, уменьшает нагрев, снижает вибрацию, уровень шума и минимизирует потребность в обслуживании.

Результатом интенсивного взаимодействия между газом и рабочей жидкостью будет практически изотермическое сжатие, что сводит к минимуму степень загрязнения газа и продлевает срок службы подшипников и торцовых уплотнений.

Дополнительным плюсом при утилизации газов по жидкостно-кольцевой технологии является отсутствие необходимости в применении теплообменников для охлаждения сжатого газа. На рис. 1 представлена принципиальная схема системы утилизация факельных и сбросных газов.

Гибкость конструкции системы

Сбор факельного и сбросного газа обычно осуществляется из разных источников, поэтому характеристики газа широко варьируются по составу и нагрузке на оборудование.

Как правило, в состав факельного газа вхо-дитазот, водород, метан, пропан, сероводород, пентан, гексан и диоксид углерода. Гексан или пентан конденсируются в процессе сжатия. При сжатии все компоненты газа и жидкой фазы проявляют себя по-разному.

Конденсирующиеся составляющие и собственно газ могут нарушить процесс, в котором используется рабочая жидкость.

Компания Flowserve SIHI использует программные средства моделирования для подробного расчета моделей поведения газов и жидкостей в процессе сжатия.

Жидкостно-кольцевой компрессор способен осуществлять сжатие всех известных газов и с легкостью выдерживать воздействие конденсирующихся газов.

Меняющаяся нагрузка может быть сбалансирована с помощью клапана регулирования расхода или путем установки нескольких компрессоров, работающих параллельно. Клапан служит для компенсации падения производительности и тем самым предотвращает кавитацию в системе.

Отделение углеводородных фракций от рабочей жидкости происходит в трехфазном сепараторе, что позволяет свести к минимуму загрязнение рабочей жидкости. Применение теплообменника позволяет оптимизировать расход электроэнергии и отводить тепло, образующееся при конденсации.

Выбор рабочей жидкости в значительной степени зависит от назначения системы. Это может быть вода или масло, или растворитель, который обычно применяется в установках регенерации растворителей. Для коррозионно-активных сред, как правило, используется нейтрализующая жидкость.

Корпуса жидкостно-кольцевых компрессоров, используемых для утилизации газов выполняются из нержавеющей стали, дуплексной аустенитно-ферритной стали, коррозионно—стойкого сплава Hastelloy или титана.

Правильность выбора рабочей жидкости и материала корпуса в сочетании со способностью функционирования при переменной нагрузке и изменении состава газа обеспечивает эксплуатационную гибкость системы утилизации газа.

Стандарты NACE и API 681

На нефтеперерабатывающих заводах сырая нефть превращается в коммерческие нефтепродукты; при этом образуются экологически вредные факельные, сбросные или сернистые газы, для работы с которыми важно подобрать надежные и соответствующие назначению компрессоры.

Системы, разработанные компанией Flowserve SIHI, удовлетворяют требованиям стандартов API 681 для нефтяной, химической и газовой промышленности.

Технологический газ на предприятиях нефтегазовой промышленности часто содержит сероводород, поэтому материалы, применяемые для изготовления компрессора, должны соответствовать требованиям таких стандартов как NACE.

Выпускаемые газовые компрессоры рассчитаны на фактический расход до 10 000 м3/ч и рабочее давление до 1,2 МПа (изб).На рис. 2 представлена система утилизации газов в соответствии со стандартами API 681 и NACE.

Системы утилизации в сочетании с мембранной сепарацией

С помощью классического процесса окисления для очистки отработанного воздуха можно предотвратить выброс углеводородов в окружающую среду, однако и в этом случае также происходит потеря ценных компонентов. Экономически целесообразным способом для возврата ценных веществ, содержащихся в сбросных газах, является отделение углеводородных фракций с помощью мембранной сепарации.

https://www.youtube.com/watch?v=bHHNbOofKOo

При использовании данной технологии подлежащий сепарации газ поступает в газоразделительный модуль, где под действием разности давлений происходит проникновение среды, подлежащей сепарации, через селективную мембрану.

В результате поток неочищенного газа разделяется на очищенный ретентат (чистый газ) и пермеат (обогащенный газ), последнийзатем подвергается концентрации.

Транспортные процессы, происходящие при проникновении газа через разделительную мембрану, определяются отношением давлений и концентраций, имеющем место в данном процессе.

Мембрана состоит из нескольких слоев:

1. Селективная к растворителю непористаяполимерная пленка (толщина < 0,5 мкм);

2. Микропористая основа мембраны: высокопористый слой, обеспечивающий механическую прочность селективной полимерной пленки, не участвующий в сепарации газов;

3. Слой проницаемого флиса.

Молекулы газа, проникая через мембрану, рассеиваются в полимерной пленке, и затем под действием движущей силы, возникающей в результате перепада концентраций, диффундируют на стороне низкого давления. Процесс состоит из трех стадий:

1. Абсорбцияна стороне более высокого давления (закон Генри);

2. Диффундированиечерез мембрану (закондиффузии Фика);

3. Десорбцияна стороне пониженного давления (закон Генри).

На практике, в наиболее простом случае, мембрана работает по следующей схеме (рис. 3): всасывание потока инертного газа, содержащего углеводородную фракцию, с последующей концентрацией с помощью жидкостно-кольцевого насоса.

В зависимости от давления паров углеводородные фракции конденсируются в жидкостном кольце, которое в идеальном случае также должно представлять собой углеводородную фракцию. Сконденсированная жидкость удаляется из системы и поступает к газожидкостному сепаратору, а парообразные компоненты направляются к мембранному модулю.

При прохождении через модуль углеводороды проникают через мембрану значительно быстрее, чем инертные составляющие, в результате чего они могут быть отсепарированы от потока инертного газа. Обогащенный поток пермеата вновь поступает на сторону всасывания жидкостно-кольцевого насоса.

Движущая сила для переноса генерируется жидкостно-кольцевым насосом, который может быть использован в качестве вакуумного насоса или компрессора. Теплообменник, интегрированный в контур циркуляции рабочей жидкости, служит для отвода теплоты сжатия и конденсации.

В принципе такой способ сепарации может применяться для всех веществ, проникающая способность которых превышает таковую инертного газа, от которого предполагается их отделить. Данное утверждение справедливо практически для всех летучих углеводородов.

Система утилизация факельных и сбросных газов Flowserve SIHI помогает существенно сократить воздействие вредных газов на окружающую среду, приносит дополнительную финансовую выгоду и повышает энергоэффективностьпроизводства.

Гибкость конструкции системы позволяет ей решать целый ряд различных задач. Работа при низких температурах оборудования обеспечивает безопасность, а отсутствие контакта между внутренними компонентами системы повышает ее надежность и долговечность.

Соответствие стандартам API 681 и NACE позволяет использовать оборудование на всех нефтеперерабатывающих предприятиях страны. Дополнительное использование мембранной технологии позволяет добиться увеличения производительности.

Ну и, наконец, главное преимущество системы утилизации, факельных и сбросных газов Flowserve SIHI – это ее быстрая окупаемость.

ANASTASIA KRASILOVA

Теги

Видео:Вся цепочка добычи и подготовки природного газаСкачать

Установки по утилизации попутного нефтяного газа

Заказать

Добыча попутного нефтяного газа в России значительно выросла за последние годы.

Рациональное использование попутного нефтяного газа является неотъемлемой частью эффективного энергопользования, а также одним из наиболее важных показателей уровня промышленного развития страны. Главное его отличие от природного газа заключается в присутствии бутана, пропана, этана и других элементов, относящихся к более тяжелым углеводородам.

Кроме того, в составе этого газа есть гелий, аргон, сероводород, азот, углекислый газ и прочие химические вещества. До определенного времени вопросы эффективного использования и полной утилизации попутного газа не ставились на повестку.

Связано это с тем, что долгое время не существовало эффективной методики для подготовки и дальнейшей переработки данного газа, который может применяться в производстве топлива и в нефтехимической отрасли.

https://www.youtube.com/watch?v=CHaAkEdxMK8

Особенно остро эта проблема стояла в нашей стране, где до какого-то периода времени не существовало возможностей для сбора, транспортировки и переработки попутного газа. Поэтому он просто сжигался в факелах.

Этот процесс сопровождался выбросом в атмосферу больших объемов вредных веществ, что влекло за собой резкое ухудшение состояния окружающей среды. Кроме того, сжигание попутного газа приводило не только к неизбежному уничтожению природных ресурсов, но и крайне отрицательно влияло на климат всей планеты.

После признания данной проблемы на общегосударственном уровне в Российской Федерации был принят целый ряд законодательных актов и правительственных решений, специально направленных на повышение эффективности использования попутного газа.

В результате отечественные компании стали активно внедрять новейшие технологии, открывающие возможности для переработки попутного газа с минимальным влиянием на экосистему.

Современные методы переработки ПНГ

Для переработки и утилизации попутного газа сейчас используются следующие методы:

• энергетический, при котором попутный газ используется в качестве топлива;
• нефтехимический, при котором из попутного газа создается промышленное сырье.

В первом случае попутный газ проходит подготовку, после чего появляется возможность применять его в качестве топлива для газотурбинных электростанций и котельных, которые обслуживают предприятия или месторождения. Пройдя несколько этапов обработки и сжижения, этот вид топлива становится альтернативой традиционному бензину и природному газу.

Во втором случае попутный газ успешно используется в переработке нефти и нефтепродуктов. Он становится основой для создания полимеров, пластика и каучука. На сегодняшний день в России существует несколько крупных заводов по переработке газа, нефти и газового конденсата в нефтехимические продукты.

Выбор оптимального метода утилизации

Выбор конкретного варианта переработки и утилизации попутного газа напрямую зависит от размера и характеристик месторождения нефти. Можно выделить несколько основных схем:

• Выработка электроэнергии. Как правило, на малых месторождениях попутный газ лучше всего использовать для получения электроэнергии, которую можно направить на собственные нужды.
• Создание нефтехимической продукции. Такой способ оптимально подходит для средних месторождений. Для них экономически выгодно извлечение сжиженного газового вещества на газоперерабатывающем заводе.
• Генерирование электроэнергии на электростанции. Данный способ актуален для крупных месторождений, обладающих значительным потенциалом.

Оборудование для подготовки и утилизации попутного газа

Компания «Системы нефть и газ» предлагает проектирование и изготовление установок утилизации попутного нефтяного газа по ТЗ Заказчика. С их помощью можно эффективно утилизировать до 95% попутного нефтяного газа, а в отдельных случаях и полностью избежать его сжигания на факеле.

Все установки по переработке данного продукта отличаются повышенной надежностью в эксплуатации, так как они полностью адаптированы для использования в сложных температурных и климатических условиях.

Для сокращения сроков и общей стоимости строительно-монтажных работ данное оборудование поставляется заказчику в максимальной заводской готовности.

Оборудование, созданное нашей компанией, позволяет эффективно решать следующие задачи:

• подготовку нефтяного газа;
• переработку попутного нефтяного газа;
• утилизацию попутного нефтяного газа.

Стоит отдельно отметить, что все оборудование, разработанное и изготовленное нашими специалистами, имеет все необходимые сертификаты соответствия в рамках Федерального закона РФ от 28.12.

2013 № 412‐ФЗ, а также официальные разрешения на применение на опасных производственных объектах Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору.

Это означает, что все установки для утилизации и переработки попутного газа проходят ряд испытаний и безопасны в эксплуатации, согласно установленным правилам.

Основные преимущества нашей компании

Важные особенности сотрудничества с нашей компанией:

• Высокое качество поставляемого оборудования. Каждый клиент нашей компании, которого интересует проблема утилизации попутного газа, может рассчитывать на индивидуальный профессиональный подход и внимательное отношение со стороны опытных специалистов. Они готовы ответить на все интересующие вопросы относительно предлагаемого оборудования, а также подобрать оптимальный вариант с учетом запросов и ТЗ заказчика.
• Оптимальный уровень цен. Наша компания удерживает стоимость предлагаемого оборудования на приемлемом уровне.
• Большой опыт работы в данной области. Наша компания выполнит проекты любой сложности «под ключ», включая проектирование, производство, поставку, монтаж и ввод в эксплуатацию установок по утилизации попутного газа.

Для того чтобы оформить заказ на покупку оборудования или получить дополнительную информацию относительно сроков поставки установок для утилизации попутного газа, достаточно связаться с нашими менеджерами, позвонив им по телефону +7 (495) 995-01-53.

Видео:Утилизация тепла дымовых газов для повышения тепловой эффективности энергетических установокСкачать

За дымовой завесой. Как утилизация углекислого газа изменит мир | Бизнес

В рамках соглашения компании договорились выделить специалистов, ресурсы и обменяться разработками в данной сфере, но окончательное инвестиционное решение еще не принято.

На следующий день после подписания исполнительный советник в Global CCS Institute Джон Скоукрофт приветствовал данное соглашение словами: «Этот проект демонстрирует твердую приверженность всех сторон продвижению CCS и значительному сокращению выбросов в промышленном секторе.

Это захватывающий проект, в котором на первый план выходит способность к обмену знаниями и сотрудничеству. Мы надеемся, что он поможет ускорить развитие CCS в регионе и во всем мире». Новость быстро облетела мировые СМИ и была воспринята как новая надежда для подобных проектов.

Неудивительно, ведь ранее Трамп нанес серьезный удар по Парижскому соглашению 2015 года, которое с таким трудом удалось согласовать между всеми странами-участниками, заявив о выходе США из данного договора, а представить такое глобальное климатическое соглашение без страны, являющейся вторым по объему источником СО2 в мире практически невозможно.

Однако, невзирая на позицию США, остальные страны решили продолжить вектор на снижение выбросов, и в последнее время появляется все больше информации по новым проектам. Вопросами утилизации углекислого газа занимается множество исследовательских институтов и организаций.

Среди них можно особенно выделить: Global CCS Institute, World Resource Institute WRI, International Energy Agency (IEA), а также другие исследовательские центры — US-China CERC (Китай), UK CCS (Великобритания), Peter Cook Сenter (Австралия), NCCS (Норвегия)и другие.

В России некоторые исследования по данной тематике велись институтом ВНИГРИ в Санкт-Петербурге.

Не вдаваясь в технические детали, подобные проекты условно можно разделить на два типа: CCS (carbon capture and storage) и CCS-EOR (carbon capture and storage, enhanced oil recovery). Хотя суть данных проектов заключается в утилизации углекислого газа, их следует рассмотреть по отдельности.

CCS проекты

Такие проекты подразумевают улавливание углекислого газа на различных объектах промышленности и его хранение в подземных пластах-хранилищах.

Данный способ является единственным методом по существенному сокращению выбросов парниковых газов и может быть использован не только на объектах по выработке электроэнергии, но и на металлургических предприятиях, цементных заводах, нефтехимических заводах, а также на заводах по производству биотоплива.

В зависимости от вида источника будет варьироваться эффективность его улавливания. Также будет варьироваться и себестоимость улавливаемого углекислого газа.

Наиболее эффективным является улавливание углекислого газа на заводе по производству биотоплива, так как там углекислый газ выделяется уже в процессе производства и требует только осушки и очистки. Тогда как, например, улавливание углекислого газа на нефтеперерабатывающем заводе затруднено неравномерным распределением его технологических источников и требует значительных капиталовложений.

https://www.youtube.com/watch?v=kNQ__nUfMmQ

Ключевую роль играет само наличие тех или иных предприятий, эмитирующих СО2 в конкретном регионе. По распространению таких предприятий, несомненно, лидируют электростанции, производящие электричество за счет сжигания угля или газа. Именно они в первую очередь представляют интерес для проектов по улавливанию СО2.

Опыт эксплуатации подобных объектов тоже имеется, например, первый полномасштабный проект по модернизации генерирующих мощностей угольной электростанции и одновременной установки улавливающего СО2 оборудования мощностью 1 млн тонн в год Boundary Dam в Канаде.

Другой проект угольной электростанции Kemper County в Миссиссипи также строится с применением CCS-технологий. Вообще, согласно Global CCS Institute, в настоящее время в мире насчитывается 17 крупномасштабных объектов CCS и еще четыре проекта запланированы в 2021-2021 годах.

Подчеркнем, именно крупномасштабных проектов, а не мелких демонстрационных, которых уже насчитывается множество.

Существующие технологии позволяют уловить 90—99 % углекислого газа, однако, чем выше процент улавливания, тем дороже стоимость такой установки. Затраты по этим проектам, конечно, не маленькие.

Возьмем, к примеру, Boundary Dam, где капитальные затраты по проекту составили $1,355 млрд (501 млн на модернизацию 3 блока электростанции и $854 млн на строительство установки по улавливанию СО2). Не стоит забывать про хранение и последующую транспортировку СО2 по трубопроводу, которая может стоить около $1 млн за километр.

Также потребуется несущественное переоборудование скважин с применением антикоррозионных сплавов. Во многом именно поэтому хранение СО2 целесообразно проводить в бывших нефтяных коллекторах — там уже присутствуют скважины, они очень хорошо изучены, построены разнообразные геологические модели которые помогут предотвратить утечки.

Это является очень важным фактором, ведь основная цель проекта — убедиться, что недешевый углекислый газ надежно хранится там, где ему положено, и не выйдет на поверхность по разлому в породе. Есть и другие варианты захоронения СО2 — например, в солевых образованиях, что тоже представляется многообещающим.

К сожалению, кроме как социальной и экологической выгоды от CCS проектов пока ожидать не стоит. Есть вариант с продажей квот на выбросы СО2 другим предприятиям, но при нынешнем состоянии развития данного рынка есть большие сомнения, что они в состоянии будут покрыть капитальные затраты.

CCS-EOR проекты

Совсем другая история с проектами CCS-EOR. Их единственное и очень существенное отличие от проектов CCS заключается в том, что посредством закачки и утилизации углекислого газа в пласте увеличивается коэффициент извлечения нефти. Другими словами, закачиваемый в пласт СО2 служит агентом, который снижает вязкость нефти и повышает ее подвижность.

В результате приток нефти к скважине увеличивается, что позволяет дополнительно извлечь из пласта до 15% запасов нефти. Как правило, закачка газа чередуется с закачкой воды, что делает процесс более эффективным, а также не позволяет углекислому газу прорываться по высокопроницаемым местам коллектора.

Надо отметить, что данные проекты являются очень сложными с технической точки зрения, требуют высокой изученности месторождения (отчасти поэтому применяются на месторождениях с падающей добычей или выработанными запасами), а также значительных денежных ресурсов, большая часть которых требуется на бурение новых скважин.

Помимо капитальных затрат, возникают также и операционные на покупку того же СО2. Ведь мало кто согласиться поставлять газ бесплатно, или это должно стимулироваться правительством.

Как пример полномасштабного CCS-EOR проекта можно привести Boundary dam — весь углекислый газ направляется на закачку на близлежащее нефтяное месторождение, точнее сказать — продается по $25 за тонну. Цена достаточно низкая для газа, уловленного на угольной электростанции, но она не является конечной.

Беглый экономический анализ показывает, что рентабельность подобного CCS проекта будет достигаться от $40-80 за тонну СО2, в зависимости от цены на топливо, мощности, возраста, местонахождения электростанции и других факторов.

https://www.youtube.com/watch?v=9HFRdM2uphQ

Тут хотелось бы отдельно отметить, что даже при условии бесплатных поставок СО2 на месторождение, этого может оказаться недостаточно для рентабельности проекта.

Поэтому строить трубопровод к отдельному месторождению можно только в случае, если оно удовлетворяет экономическим параметрам и обладает достаточными ресурсами.

По расчетам Энергетического центра бизнес-школы СКОЛКОВО, даже для крупного месторождения нецелесообразно строить трубопровод длиной более 50 километров. Если же месторождение не крупное, целесообразно применять кластерную разработку месторождений или прилегающих сателлитов.

Обратить внимание еще нужно на то, что углекислого газа для закачки в пласт с течением времени требуется все меньше. Часть газа отделяется от нефти на месторождении и подвергается обратной закачке.

По мере насыщения пласта газом его отбор из трубопровода будет замедляться, а высвобождаемый объем СО2 может быть направлен на прилегающие месторождения. Программа разработки проекта предполагает, что оптимальным временем для начала закачки является 2-5 лет после прекращения добычи месторождения на плато.

Для выполнения подобных проектов, конечно, требуется высокий профессионализм, выполнение технических условий, а также наличия опыта.

Технические и экономические детали при выполнении подобных проектов, играют очень важную роль, но не меньшую роль играет и наличие достаточного количества СО2. В США подобные CCS-EOR проекты получили широкое распространение во многом благодаря наличию естественных источников углекислого газа в виде месторождений.

Это существенно позволяет сократить издержки проекта, а наличие развитой сети трубопроводов позволяет легко транспортировать углекислый газ до месторождения.

В России же, месторождения с углекислым газомнаходятся в значительной удаленности от основных центров добычи, что позволяет сделать вывод о необходимости поиска техногенных источников.

Россия: опыт и перспективы

Нельзя не сказать об имеющемся опыте подобных проектов в нашей стране. Еще в Советском союзе в 1960-80 годах проводились эксперименты по закачке СО2 в растворенном в воде виде.

Были получены неплохие результаты по увеличению охвата пласта заводнением и неплохие показатели добычи, но технические сложности, нехватка оборудования и ресурсов не дали в полной мере продолжить начатые проекты.

При этом потенциал проектов CCS-EOR в России огромнейший. По предварительным расчетам, представленным компанией Rystad, в России насчитывается около 930 месторождений, потенциально подходящих для интенсификации добычи закачкой углекислого газа.

В тоже время потенциальный объем СО2, который может быть утилизирован в пластах, оценивается около 11,8 гигатонн. Это примерно равно годовым выбросам всего Китая.

Конечно, есть одно но — потенциал утилизации по одному отдельному месторождению низкий, примерно 13 млн тонн СО2, из чего следует, что при реализации подобных проектов следует разработать комплексный (кластерный) подход.

В условиях естественного падения добычи на месторождениях, а также увеличения доли трудноизвлекаемых запасов, методы увеличения нефтеотдачи становятся все более актуальными.

Потенциально извлекаемые ресурсы с применением технологии закачки углекислого газа в пласт России могут составить до 15 млрд баррелей нефти.

Единственная проблема — это существенное удаление месторождений от промышленных предприятий, но при должном планировании и она может быть решена. CCS проекты это уже не миф, а реальность.

🔥 Видео

УТИЛИЗАЦИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗАСкачать

Переработка куриного помета в ГАЗСкачать

Очистка попутного нефтяного газаСкачать

Сепаратор газовыйСкачать

Утилизация попутного нефтяного газаСкачать

Газохим Техно. Утилизации попутных нефтяных газовСкачать

Переработка попутного нефтяного газа СИБУРомСкачать

Как это устроено? Путь газа: анатомия газового промыслаСкачать

Улавливание и хранение СО2Скачать

Как Швеция превращает свои отходы в золотоСкачать

Переработка Автомобильных Шин | Пиролиз Покрышки в Биотопливо и ГазСкачать

"От попутного нефтяного газа до сжиженного углеводородного. Добыча и утилизация. Часть 1"Скачать

Попутный нефтяной газ - как он естьСкачать

Газохим Техно. Утилизации попутных нефтяных газовСкачать

Утилизация попутного нефтяного газа - ООО "НИИ Экологии"Скачать