УДК 665.6

Особенности создания нефтегазового кластера по переработке газового конденсата на территории ЯНАО

Гайнутдинов Рустам Сибагатович – студент магистратуры факультета Экономики и менеджмента Российской академии народного хозяйства и государственной службы при Президенте Российской Федерации.

Аннотация: Данная статья посвящена экономическим особенностям создания нефтегазового кластера по переработке газового конденсата.

В работе рассматриваются особенности создания нефтегазового кластера по переработке газового конденсата в товарные виды топлив, масел и высоко углеродистых полимеров. В условиях нефтегазовой кластеризации применение гидроочищенных дистиллятов позволяет повысить качество и выход светлых продуктов.

Ключевые слова: газовый конденсат, переработка газового конденсата, транспортировка, добыча, нефтегазовый кластер, фракции.

Газовый конденсат – это полноценное полезное ископаемое, которое не уступает нефти и природному газу (чистому) по количеству ценных компонентов входящих в его состав.

Ценность газового конденсата обусловлена самими характеристиками этого сырья – по сути, он представляет собой ультралегкую, высококачественную нефть с соответствующим потенциалом выхода светлых фракций, позволяющей при равном объеме переработки с обычной нефтью получить большее количество нефтепродуктов. При этом рентабельность поставок конденсата за рубеж выше, чем у сырой нефти, – экономия на экспортных пошлинах за счет меньшей плотности газоконденсата по сравнению с сортом нефти Urals.

В процессе переработки газового конденсата можно выделить главные направления – это топливное и нефтехимическое. Из газового конденсата производят дизельное топливо, реактивное топливо, высококачественный бензин, котельное топливо. В результате переработки газового конденсата получаются ряд веществ таких как олефины, ароматические углеводороды и другие мономеры, которые в дальнейшем используются для получения синтетических каучуков, пластмасс и различных типов смол [10].

Несмотря на очевидную ценность газового конденсата [1] как сырья для нефтехимии и нефтепереработки, это все же побочный продукт и для газовиков, и для нефтяников. Поэтому работой с газоконденсатом до недавнего времени занимались по остаточному принципу, и в качестве серьезного ресурса в балансе российских нефтегазовых компаний он не фигурировал. Объем добычи газового конденсата на нефтяных месторождениях также был незначительным. Встречается он лишь в залежах с высоким газовым фактором, поэтому конденсат или попросту сжигался вместе с попутным нефтяным газом, или в отсутствие систем раздельного сбора и транспорта скважинной продукции на установках подготовки смешивался с товарной нефтью. Однако сегодня ситуация изменилась.

Для получения упомянутых продуктов добытый газовый конденсат отправляется на переработку. Производственный процесс предусматривает в первую очередь превращение нестабильного газоконденсата в стабильный.

Стабилизация газового конденсата используется в целях подготовки его к транспорту или хранению и заключается в удалении фракции легких углеводородов до бутана включительно

Переработка нестабильного газового конденсата включает следующие стадии:

  1. Выветривание газового конденсата – заключается в удалении из его состава метано-этановой фракции;
  2. Обессоливание выветренного конденсата – заключается в удалении растворенных хлористых солей;
  3. Стабилизация газового конденсата методом ректификации.

Ямало-Ненецкий автономный округ – субъект Российской Федерации, входящий в состав Тюменской обл., граничит с Архангельской обл. и Ненецким автономным округом на северо-западе, Республикой Коми – на западе, Ханты-Мансийским автономным округом – на юге и Красноярским краем – на востоке. С севера омывается Карским морем. Западная часть региона включает восточные склоны Полярного и Приполярного Урала.

Нефтегазовые месторождения сконцентрированы на Западно-Сибирской равнине, а горная часть региона – Полярный и Приполярный Урал – практически не изучена. Здесь находится крупнейшее месторождение хромитовых руд России – Центральное. На Полярном Урале выявлены, но до конца не разведаны месторождения твёрдых полезных ископаемых.

Ямальского и Гыданского п-овов (Уренгойское и др.) также установлены крупные запасы нефти. На этих же месторождениях заключено более 53 % российских запасов конденсата и примерно две трети его ресурсов.

Государственным балансом в Ямало-Ненецком автономном округе учитывается 136 месторождений жидкого углеводородного сырья (62 нефтяных, 6 нефтегазовых, 9 газонефтяных, 59 нефтегазоконденсатных), запасы по которым составляют 14,49 % от всех запасов нефти страны.

Главная приоритетная задача, стоящая перед геологами и геофизиками, изучающими перспективы нефтегазоносности шельфа, является изучение его геологического строения. На шельфе Карского моря создана сеть сейсмических профилей методом общей глубинной точки (МОГТ), научный анализ которых позволит выполнить построение современной модели геологического строения и нефтегазоносности этой территории.

Разрабатываются 37 месторождений, из них 1 уникальное (Русское нефтегазовое), с запасами тяжелой нефти и конденсата более 50 млн т (16,15 % округа) и 30 крупных, на которых сосредоточено 67,25 % запасов и 69,1 % добычи нефти округа. Промышленную эксплуатацию Русского месторождения ведет АО «Тюменнефтегаз», дочерняя компания ПАО «НК «Роснефть». Нефть транспортируется по напорному нефтепроводу Русское – Заполярное протяженностью 65 км и далее заливается в систему магистральных нефтепроводов Восточная Сибирь – Тихий океан (далее – ВСТО).

Углеводородное сырьё (нефть, конденсат, природный газ). Основой минерально-сырьевого комплекса региона является углеводородное сырьё, особенно природный газ и нефть. Регион занимает одно из ведущих мест в России по запасам углеводородного сырья (43 % нефти и 21 % газа). Здесь добывают до 90 % природного газа и порядка 15 % нефти страны.

В молодых сеноманских отложениях мелового периода, обладающих простым геологическим строением, концентрируется легко извлекаемый энергетический («сухой») газ, преобладающий в запасах региона. Запасы более древних глубинных нефтегазовых комплексов юрского периода большей частью трудноизвлекаемые, и для них характерен «жирный» газ, в котором с глубиной возрастает содержание тяжёлых углеводородов.

В перспективе Ямал станет одним из трёх основных центров российской добычи газа, с потенциально возможной ежегодной производительностью до 310–360 млрд м3. В 2019 г. добыча здесь велась на Бованенковском нефтегазоконденсатном месторождении и составила 87,4 млрд м3 газа в год, после выхода на запланированную мощность в 140 млрд 3 оно станет лидером российской газодобычи.

На Ямале сосредоточены крупнейшие запасы газа ЗСНБ (более 6,6 трлн м3). Они локализованы в 11 месторождениях, при этом 3 из них уникальны по запасам (Каменномысское, Северо-Каменномысское и Семаковское), а 5 – крупные.

Ненецкий автономный округ полностью входит в Арктическую зону РФ, что является фактором особо пристального внимания к развитию региона, в том числе в области реализации экологической политики. Миссия округа, закреплённая в региональной Стратегии социально-экономического развития, отличается глобальностью: «Обеспечить наилучшие условия для жизни и работы людей в мировой Арктике». Для выполнения этой миссии, среди прочего, предполагается «сохранение уникальной природной среды для следующих поколений жителей региона». Для этого планируется внедрить системы рационального природопользования и экологического регулирования производственной деятельности, в первую очередь для предприятий нефтяной отрасли, оказывающих наиболее сильное и пролонгированное негативное воздействие на природную среду.

«Высоко экологичная хозяйственная деятельность, направленная на рациональное использование природных ресурсов и устойчивое развитие экономики» – стратегическая цель развития Ямало-Ненецкого автономного округа. Несомненным преимуществом округа перед другими арктическими регионами, разрабатывающими энергоресурсы, является то, что в регионе преимущественно добывается природный газ и газовый конденсат.

Технологии эксплуатации месторождений горючего газа, его хранения и транспортировки оказывают существенно меньшее негативное влияние на природную среду, чем нефти и нефтепродуктов, а также большинства минеральных полезных ископаемых. Важным фактором является то, что природопользование осуществляют крупные нефтегазовые компании, которые строго придерживаются корпоративной экологической политики, разработанной на основе международных соглашений и требований.

Нефтегазовое сырьё. Запасы и ресурсы нефтегазового сырья на территории республики сосредоточены на площади 600 тыс. км2 в центральной и южной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, геологические запасы нефти которой достигают 4 млрд т, природного газа – около 3 трлн м3. Запасы нефти учтены в 131 месторождении, из которых 114 – нефтяные, 8 – нефтегазоконденсатные, 4 – нефтегазовые и 5 – газонефтяные, более 60 % запасов нефти сконцентрированы в 3 – Ярегском и Усинском нефтяных и Возейском нефтегазоконденсатном. Суммарное количество извлекаемых запасов нефти – 600 млн т. Все месторождения нефти и газа в республике комплексные, на многих из них имеются запасы попутных ценных компонентов: гелия, парафина, ряда редкоземельных элементов.

Современные тенденции развития мировой и российской нефтегазопереработки предполагают создание нефтегазовых кластеров для глубокой переработки тяжёлых нефтяных и газоконденсатных остатков с получением моторных топлив и других видов нефтепродуктов и минимизацией выпуска энергетического котельного топлива [5].

Исключительно важное значение перед началом моделирования создания такого нефтегазового кластера имеет подбор исходных данных, конкретно для данного случая, фракционный состав остатка, на основании которого подбираются гипотетические компоненты со средними температурами кипения, молекулярной массой и плотностью [6].

В условиях открытия нефтегазового кластера по переработке газового конденсата в товарные виды топлив, масел и высоко углеродистых полимеров для расчета основного оборудования установки гидроочистки, включая расчет сепараторов, колонного, емкостного, теплообменного, насосного, печного оборудования, нами смоделирован процесс гидроочистки.

Включение оборудования в схему ведется с использованием норм технологического режима, используемых на производстве. Данные технологические нормы дают возможность параметризации оборудования (ввод давления, температуры, удельных расходных норм сырья и вспомогательных материалов и т.п.) [7]. Подключение аппаратов к потокам ведется «вручную». [8].

В ходе технологического расчета определено необходимое число реальных тарелок в двух колонных аппаратах и параметры технологического режима, при которых обеспечивается достижение заданного качества получаемого продукта.

В качестве модели расчёта используется неравновесная модель тарелок, которая учитывает процессы массообмена, происходящие в аппаратах колонного типа.

Расчетная модель использует КПД тарелки по Мэрфи (паровая фаза). КПД (эффективность) тарелки зависит от коэффициентов массопереноса и от конструкции тарелки.

Формула для вычисления КПД произвольной тарелки многотарельчатой секции, а также система уравнений, описывающих поведение тарелки, приведены ниже. Подобную систему уравнений приходится решать совместно для всех тарелок каждой колонны схемы. Для решения применяется модифицированный метод Ньютона-Рафсона.

В результате расчета определяются температуры, составы и потоки пара и жидкости для каждой тарелки [9].

КПД тарелки определяется с помощью следующего соотношения:

1,      (1)

где η – КПД тарелки; i – номер компонента; j – номер тарелки; К – константа равновесия;

V – мольный расход пара; – мольная доля в жидкой фазе; – мольная доля в паровой фазе.

В колоннах стабилизации и в колонне ректификации для обеспечения эффективного массообмена предусматривается замена внутренних контактных устройств на высокоэффективные двухпоточные клапанные тарелки. С учетом практического опыта такую эффективность массообмена обеспечивают клапанные тарелки. В секции 200 предусмотрена колонна отпарки кислой воды.

КПД тарелки зависит от кинетических параметров реакций между каждым из кислых газов и амином, физико-химических свойств раствора амина, давления, температуры и параметров конструкции тарелки, таких как ее диаметр, высота и длина перегородки [10].

Неравновесная модель.

Общий материальный баланс:

2.      (2)

Покомпонентный материальный баланс:

3.      (3)

Энергетический баланс:

4.      (4)

Уравнение равновесия:

5     (5)

Уравнение нормирования концентраций:

6     (6)

По известным данным характеристик ректификационной колонны мы моделируем ректификационную колонну, а точнее дизайн ректификационной колонны. Затем в программу Unisim Design вводим значения для точности расчета

Далее, чтобы рассчитать парожидкостную нагрузку ректификационной колонны, вводим входные параметры нестабильного гидрогенизата и компонентный состав (таблица 1).

Таблица 1. Входные параметры нестабильного гидрогенизата.

Показатель

Значение

Производительность по сырью, кг/ч

216 751,0

Температура сырья на входе в колонну, 0С

315,0

Температура вверху колонны, 0С

123,7

Давление внизу колонны, кгс2/см

1,5

Последующая транспортировка добытого газового конденсата до потребителя крайне проблематична. Во-первых, для его беспроблемной транспортировки на большие расстояния необходимы отдельные трубопроводы с поддержанием высокого давления чтобы не происходило разделение на компоненты нестабильного конденсата.

Во-вторых, для того чтобы из добытой смеси сделать нестабильный конденсат необходимо строить на месторождении УКПГ, что не всегда выгодно недропользователю, особенно на начальных этапах разработки с низким газовым фактором. Расчет материального баланса установки после реализации проекта приведен в таблице 2.

Таблица 2. Материальный баланс установки.

Наименование сырья, продуктов

Выход, % масс.

Расход тыс. т/год

Количество, кг/ч

Взято

     

ВГО

60,22

606,14

72160,00

ВСГ (свежий)

1,27

12,77

1520,53

ОГКВС

39,78

400,33

47657,92

Итого

101,27

1019,24

121338,45

Получено

     

Углеводородный газ

0,35

3,53

420,69

Нестабильная нафта

0,51

5,12

609,71

ДСГКС (Газойль)

9,35

94,14

11207,57

ГО ВГО

89,11

896,87

106770,55

H2S и NH3 в составе МДЭА

1,85

18,60

2214,63

Потери

0,10

0,97

115,28

Итого

101,27

1019,23

121338,43

Также где-то необходимо производить стабилизацию нестабильного конденсата. Все это является головной болью для «операторов» месторождения. Поэтому в данной работе я бы хотел проанализировать как наиболее рентабельно использовать газовый конденсат. Хотелось бы отметить, что не будет рассмотрена такая технология как применение конденсата на майнинг-фермах, уже использующуюся на одном месторождении компании «Газпром нефть» [2], поскольку для этого метода достаточно использовать попутный нефтяной газ.

Таким образом, были рассмотрены 4 основных способа использования добываемого газового конденсата – строительство отдельного трубопровода для транспортировки стабильного конденсата, вырабатывание электроэнергии для майнинга криптовалюты, повышение стоимости товарной нефти путем ее смешения с конденсатом и, непосредственно, переработка конденсата на месторождении. Каждый из этих способов имеет свои преимущества и недостатки. Выбор того или иного способа должен осуществляться на основе детального технико-экономического расчета на основе утвержденного профиля добычи газового конденсата, а также на основе данных природно-климатических условий и учитывая всевозможные риски.

С целью получения высококачественных продуктов проведена реконструкция установки путем использования более эффективных двухпоточных клапанных тарелок, а также за счет условий гидрогенизационного обессеривания в процессе легкого гидрокрекинга. Увеличение парожидкостной нагрузки, вплоть до значений близких к критическим значениям, в свою очередь, позволило повысить производительность аппарата.

Целый ряд существенных компонентов (весьма обширный список моделируемых технологических операций и большое количество методов расчета фазового равновесия и свойств), которые входят в программу Unisim Design, делают ее мощным инструментом моделирования стационарных режимов работы технологических схем, что позволяет надежно рассчитывать широкий класс технологических объектов. Не менее важным является и тот факт, что организация взаимодействия «программа – пользователь» позволяет инженеру при проведении расчетов гораздо глубже понять процессы, происходящие в моделируемой схеме.

Список литературы

  1. Актуальные проблемы Севера России: анализ и рекомендации (научноаналитический доклад). Апатиты: Изд-во Кольского науч. центра РАН, 2017. 150 с.
  2. Ахунов, Р. Р. Оценка сдвигов в занятости субъектов Российской Федерации / Р. Р. Ахунов, Р. И. Низамутдинов, А. В. Янгиров // Экономика и управление: научно-практический журнал. 2021. № 2 (9158). С. 25–28. DOI:10.34773/EU.2021.2.4.
  3. Бажутова, Е. А. О разработке региональной стратегии управления предпринимательской активностью / Е. А. Бажутова // Общество и экономика. 2019. Вып. 9. С. 43–60. DOI:10.31857/S020736760006415-5.
  4. Бакуменко, Л. П. Структурно-динамический анализ инвестиций в основной капитал – региональный уровень / Л. П. Бакуменко, Е. В. Костромина // Учёт и статистика. 2016. № 4 (44). С. 53–62.
  5. Барашева, Т. И. Малое и среднее предпринимательство: проявление функциональных возможностей / Т. И. Барашева // Вектор экономики. 2018. № 11 (29). С. 102.
  6. Богатство недр России. Минерально-сырьевой и стоимостный анализ. Пояснительная записка к геолого-экономическим картам. Санкт-Петербург: Изд-во ВСЕГЕИ, 2021. 550 с.
  7. Богоявленский, В. И. Основные результаты и перспективы освоения ресурсов нефти и газа Арктики / В. И. Богоявленский, И. В. Богоявленский // Научные труды Вольного экономического общества России. 2019. Т. 216, № 2. С. 54–82.
  8. Воробьева, В. В. Оценка доходов и структурных сдвигов в занятости населения сельских территорий Алтайского края / В. В. Воробьева, С. П. Воробьев, О. В. Титова // Вестник Алтайской академии экономики и права. 2020.
  9. Воронина, Л. В. Оценка предпринимательской активности населения северных моногородов / Л. В. Воронина, А. А. Проворова, А. В. Кармакулова // Вестник Российского гуманитарного научного фонда. 2015. № 2 (79). С. 135–143.
  10. Иванова Л.С., Илалдинов И.З. Проектирование установки гидроочистки дизельного топлива // Вестник КГТУ. 2013. № 7. С. 229-231.
  11. Бойкова К.И., Гариева Ф.Р. Повышение эффективности установки АГФУ // Вестник КГТУ. 2013. № 16. С. 208-209.
  12. Шпак О.С., Фаизов А.Р., Чуракова С.К., Кантор Е.А. Математическое моделирование технологического процесса в среде Unisim Design и Aspen Pims // «Интенсификация тепломассообменных процессов»: матер. 3 Всеросс. конф. Казань: КНИГУ, 2012. С 248-352.
  13. Topsøe H, Clausen B.S., Massoth F.E., Hydro Treating Catalysis. Berlin, Springer-Verlag, 1996. 269 p.
  14. Scott C.E., Perez-Zurita M.J., Carbognani L.A., Molero H., Vitale G., Guzman H.J., Pereira-Almao P. Preparation of NiMoS Nanoparticles for Hydrotreating. Catalysis Today, 2015, Vol. 250, 21-27. DOI: 10.1016/j.cattod.2014.07.033.
  15. Wang W., Li L., Wu K., Zhang K., Jie J., Yang Y. Preparation of Ni– Mo–S Catalysts by Hydrothermal Method and Their Hydrodeoxygenation Properties. Applied Catalysis A: General, 2015, Vol. 495, pp. 8-16. DOI: 10.1016/j.apcata.2015.01.041.
  16. Catalysis Today, 2014, 220-222, pp. 78-88. DOI: 10.1016/j.cattod.2013.06.002.
  17. Unisim Design and Aspen Pims]. Materialy 3 Vserossiiskoi konferentsii «Intensifikatsiya teplomassoobmennykh protsessov» [Materials of the 3rd All-Russian Conference «The Intensification of Heat and Mass Transfer Processes»]. Kazan, KNIGU Publ., 2012. pp. 248-352. [in Russian].

Интересная статья? Поделись ей с другими: