Структурная схема промысловой переработки попутных нефтяных газов Газовые перспективы Казахстана

      Разделение продуктов первичного пиролиза является достаточно простой технологической операцией. После разделения метано-водородная фракция подается на блок отделения водорода (водородсодержащего газа - ВСГ). Отделение этой фракции необходимо в том случае, когла система рецикловой переработки ПНГ перенасыщается водородом. Получаемый ВСГ поступает частично на потребление энергетического комплекса, а частично используется внутри технологической цепочки для возможного каталитического «облагораживания» продуктов пиролиза в блоке олигомеризации и гидрирования.

      Основной продукт высокотемпературного  пиролиза – этилен с примесью  пропилена поступает в печь  вторичного пиролиза либо непосредственно,  либо через блоки олигомеризации  и гидрирования и отделения  жидких фракций С6-С12. Энергетика, температурный режим и время пребывания в печи вторичного пиролиза значительно отличаются от параметров печи первичного пиролиза. Они подбираются таким образом, чтобы получить максимальное количество жидких продуктов (ЖП). По имеющимся литературным данным выход ЖП может достигать 60% за проход. Исполнение печи вторичного пиролиза возможно в виде стандартного пиролизного блока без применения электронагрева. Приведенная схема предусматривает значительные рецикловые потоки в блоках первичного и вторичного пиролиза. Величины этих потоков и материально-энергетический баланс определяются конкретно для каждого варианта месторождений [6].

    На  общий расход ПНГ 500 млн нм3/год (со всех ступеней сепарации) с массовым расходом 435 тыс т/год выход составит:

      жидкие компоненты – 67% (290 тыс т/год, средняя молекулярная масса 92, состав соответствует табл.1);

      метано-водородная фракция –  29% (126 тыс т/год, 220 млн нм3/год, средняя  молекулярная масса 14);

      высоковязкие и твердые отходы  – 4% (19 тыс. т/год).

      Около 80% процентов метано-водородной фракции необходимо затратить на энергопотребление собственно установки по переработке ПНГ (процессы пиролиза, компримирование газов, насосное оборудование). 

    ГАЗОВЫЕ ПЕРСПЕКТИВЫ КАЗАХСТАНА 

    Казахстан, в ходе реализации политики развития нефтегазового комплекса, уже в течение нескольких лет уделяет первостепенное внимание проблеме по переработке природного и попутного нефтяного газа.

    Это обуславливается как сопутствующими экологическими рисками, так и причинами  макроэкономического характера. К примеру, Казахстан, согласно оценкам Министерства нефти и газа РК, планирует добыть в 2015 году 59,3 млрд куб. м сырого (нетоварного) газа против 37,4 млрд куб. м в 2010 году – для осуществления этого прогноза значительную роль должен сыграть и попутный газ.

    Напомним, что в республике есть 4 газоперерабатывающих завода (ГПЗ) общей мощностью переработки 20,6 млрд куб. м газа в год: Казахский  ГПЗ, Тенгизский ГПЗ, Жанажольский ГПЗ, а также ГПЗ компании Жайыкмунай, построенный в 2010 году. Также на нескольких месторождениях переработка газа до товарного состояния ведется и на установках по комплексной подготовке газа.

    Целый ряд крупных компаний (таких как Tengizchevroil, Karachaganak Petroleum Operating, CNPC-Актобемунайгаз, PetroKazakhstan и иных) находятся в процессе создания разветвленной инфраструктуры переработки ПНГ. К примеру, компанией Tengizchevroil в 2010 году был завершен четырехлетний проект стоимостью $258 млн, направленный на сокращение эмиссий. В конце 2011 года планируется и запуск завода по переработке нефтяного попутного газа ТОО «Казахойл Актобе», стоимостью $278 млн и перерабатывающей мощностью до 400 млн куб. м газа.

    Особенно  актуальными становятся проекты  по использованию попутного нефтяного  газа и для выработки электрической  энергии, среди которых, к примеру, расширение мощностей газотурбинной станции на месторождении Кумколь на 50 МВт, установка ГТЭС на месторождении Каламкас на 45 МВт. 
 

Рис. 1. Динамика изменения объемов сжигания газа в Казахстане, млрд куб. м. Источник: Министерство нефти и газа РК, данные нефтегазовых компаний 

    К началу 2012 года в Казахстане ожидается  практически полное прекращение  сжигания попутного нефтяного газа на факелах. При этом в отношении  компаний, которые не выполняют свои обязательства по утилизации газа, планируется расширение и практики запрета на производство вплоть до лишения лицензии.

    Отдельный закон о газе и газоснабжении, существующий во многих странах мира, в том числе в России, США, Великобритании, Норвегии, Франции, в Казахстане до сих пор не принят. Единственными нормативными правовыми документами, прямо регулирующими отношения в газовой отрасли, являются правила поставки, транспортировки и реализации природного газа.

    В связи с этим, нерешенным остается вопрос создания рынка газа, который до этого времени не существовал. В данный момент разрабатыватывается концепция закона «О газоснабжении», в котором обязательно будет содержать механизмы обеспечения сжиженным газом. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 

    Доказанные запасы природного газа в Казахстане на 2010 год составили 85 триллионов кубических футов (2,4 трлн. м3). Добыча природного газа в Казахстане практически целиком осуществляется как добыча попутного газа. Особенность попутного газа заключается в том, что он является побочным продуктом нефтедобычи. По геологическим характеристикам различают попутные газы газовых шапок и газы, растворённые в нефти.

    В основе существующих газоперерабатывающих производств лежат физико-энергетические методы сжатия газов, физические методы их разделения с применением больших разностей энергетических потенциалов, создаваемых мощными холодильными и нагревательными установками. Главной проблемой является удешевление процесса за счет использования более дешевых энергетических агрегатов. Особенно это необходимо в условиях применения данных методов переработки на месторождениях

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

    В настоящее время основным способом прямой конверсии метана является его  окисление в синтез-газ. Последний, в свою очередь, является сырьем для  химико-каталитических процессов. Синтез-газ  получают тремя разными способами: а) паровая конверсия, б) углекислотная конверсия, в) парциальное окисление.

    Казахстан, в ходе реализации политики развития нефтегазового комплекса, уже в  течение нескольких лет уделяет  первостепенное внимание проблеме по переработке природного и попутного нефтяного газа.

    Пока это «цивилизованное топливо» греет в основном атмосферу планеты, уничтожая озоновый слой, а не жилища казахстанцев. Между тем даже с текущими объемами добычи газа республика могла бы обеспечить себя голубым топливом на 120 процентов [1,2]. 
 
 
 

СПИСОК  ЛИТЕРАТУРЫ 

1. Постановление Правительства Республики Казахстан  от 18 июня 2004 года N 669 Об утверждении  Программы развития газовой отрасли  Республики Казахстан на 2004-2010 годы
2. Выступление акима Мангистауской области на расширенном совещании с недропользователями, 2010.11.29.
3. Технология переработки природного газа и конденсата справочник. В.И. Мурин, Н.Н. Кисленко, Ю.В. Сурков  М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002
4. Смидович Е.В. Технология переработки нефти и газа. Крекинг нефтяного сырья и переработка углеводородных газов. Ч.2-я, Учебник, Москва, Химия, 1980
5. Амиян В.А., Васильева Н.П. Добыча газа. Изд. Недра, 1974
6. С.А. Ахметов Технология глубокой переработки нефти и газа. Изд. «Гилем», Уфа-2002