Gas associati del petrolio. Trattamento gas presso Sibur

Il gas di petrolio associato (APG), come suggerisce il nome, è un sottoprodotto della produzione di petrolio. Il petrolio si trova nel terreno insieme al gas ed è tecnicamente quasi impossibile garantire la produzione di una fase esclusivamente liquida di materie prime idrocarburiche, lasciando il gas all'interno della formazione.

In questa fase il gas viene percepito come una materia prima associata, poiché i prezzi mondiali del petrolio determinano il maggior valore della fase liquida. A differenza dei giacimenti di gas, dove tutta la produzione e le caratteristiche tecniche della produzione sono finalizzate all'estrazione esclusivamente della fase gassosa (con una leggera aggiunta di gas condensato), i giacimenti petroliferi non sono attrezzati in modo tale da svolgere efficacemente il processo di produzione e utilizzo di gas associato.

Successivamente in questo capitolo verranno esaminati più in dettaglio gli aspetti tecnici ed economici della produzione APG e, sulla base delle conclusioni ottenute, verranno selezionati i parametri per i quali verrà costruito un modello econometrico.

Caratteristiche generali dei gas di petrolio associati

La descrizione degli aspetti tecnici della produzione di idrocarburi inizia con una descrizione delle condizioni in cui si verificano.

Il petrolio stesso è formato dai resti organici di organismi morti che si depositano sui fondali dei mari e dei fiumi. Nel tempo, l'acqua e il limo hanno protetto la sostanza dalla decomposizione e, man mano che si accumulavano nuovi strati, aumentava la pressione sugli strati sottostanti che, insieme alla temperatura e alle condizioni chimiche, provocava la formazione di petrolio e gas naturale.

Petrolio e gas si verificano insieme. In condizioni di alta pressione, queste sostanze si accumulano nei pori delle cosiddette rocce madri e gradualmente, subendo un processo di continua trasformazione, risalgono verso l'alto grazie alle forze microcapillari. Ma mentre sale, può formarsi una trappola, quando uno strato più denso copre lo strato attraverso il quale migra l'idrocarburo e quindi si verifica l'accumulo. Nel momento in cui si è accumulata una quantità sufficiente di idrocarburi, inizia a verificarsi il processo di spostamento dell'acqua inizialmente salata, più pesante del petrolio. Successivamente, il petrolio stesso viene separato dal gas più leggero, ma parte del gas disciolto rimane nella frazione liquida. Sono l'acqua e il gas separati che servono come strumenti per spingere il petrolio verso l'esterno, formando regimi di pressione dell'acqua o del gas.

In base alle condizioni, alla profondità e al profilo del luogo, lo sviluppatore seleziona il numero di pozzi per massimizzare la produzione.

Il principale tipo moderno di perforazione utilizzato è la perforazione rotativa. In questo caso, la perforazione è accompagnata da un continuo aumento dei frammenti di perforazione - frammenti di formazione separati da una punta da trapano - verso l'esterno. In questo caso, per migliorare le condizioni di perforazione, viene utilizzato un fluido di perforazione, spesso costituito da una miscela di reagenti chimici. [Foresta Grigia, 2001]

La composizione del gas di petrolio associato varierà da giacimento a giacimento, a seconda dell'intera storia geologica della formazione di questi depositi (roccia madre, condizioni fisiche e chimiche, ecc.). In media, la percentuale di contenuto di metano in questo gas è del 70% (per confronto, il gas naturale contiene fino al 99% del suo volume in metano). Un gran numero di impurità crea, da un lato, difficoltà nel trasporto del gas attraverso il sistema di trasporto del gas (GTS), dall'altro, la presenza di componenti estremamente importanti come etano, propano, butano, isobutano, ecc. il gas è una materia prima estremamente desiderabile per la produzione petrolchimica. I giacimenti petroliferi della Siberia occidentale sono caratterizzati dai seguenti indicatori del contenuto di idrocarburi nel gas associato [Popular Petrochemistry, 2011]:

• Metano 60-70%
• Etano 5-13%
• · Propano 10-17%
• · Butano 8-9%

Il TU 0271-016-00148300-2005 “Gas di petrolio associato soggetto a consegna ai consumatori” definisce le seguenti categorie di APG (in base al contenuto di componenti C 3 ++, g/m 3):

• · “Skinny” - meno di 100
• · “Medio” - 101-200
• · “Grasso” - 201-350
• · Extra grasso - più di 351

La figura seguente [Filippov, 2011] indica le principali attività svolte con il gas di petrolio associato e gli effetti ottenuti da tali attività.

Figura 1 - Principali attività svolte con APG e gli effetti da esse derivanti, fonte: http://www.avfinfo.ru/page/inzhiniring-002

Durante la produzione di petrolio e l'ulteriore separazione graduale, il gas rilasciato ha una composizione diversa: prima viene rilasciato il gas con un alto contenuto di frazione metanica e nelle fasi successive della separazione viene rilasciato gas con un contenuto sempre maggiore di idrocarburi di ordine superiore. I fattori che influenzano il rilascio del gas associato sono la temperatura e la pressione.

Un gascromatografo viene utilizzato per determinare il contenuto del gas associato. Quando si determina la composizione del gas associato, è importante prestare attenzione anche alla presenza di componenti non idrocarburici - ad esempio, la presenza di idrogeno solforato nell'APG può influenzare negativamente la possibilità di trasporto del gas, poiché possono verificarsi processi di corrosione nel tubatura.

Figura 2 - Schema di preparazione del petrolio e contabilità APG, fonte: Skolkovo Energy Center

La Figura 2 illustra schematicamente il processo di raffinazione del petrolio passo dopo passo con il rilascio del gas associato. Come si può vedere dalla figura, il gas associato è per lo più un sottoprodotto della separazione primaria degli idrocarburi prodotti da un pozzo petrolifero. Il problema della misurazione del gas associato risiede nella necessità di installare dispositivi di misurazione automatica in più fasi di separazione e successivamente di conferimento allo smaltimento (impianti di trattamento del gas, caldaie, ecc.).

I principali impianti utilizzati nei siti produttivi [Filippov, 2009]:

• Stazioni di pompaggio Booster (BPS)
• Unità di separazione olio (OSN)
• · Unità di trattamento olio (OPN)
• · Punti centrali di trattamento dell'olio (CPPN)

Il numero degli stadi dipende dalle proprietà fisiche e chimiche del gas associato, in particolare da fattori come il contenuto di gas e il rapporto del gas. Spesso il gas del primo stadio di separazione viene utilizzato nei forni per generare calore e preriscaldare l'intera massa di petrolio, al fine di aumentare la resa di gas nelle fasi successive di separazione. Per i meccanismi di azionamento viene utilizzata l'elettricità, che viene generata anche sul campo, oppure vengono utilizzate le reti elettriche principali. Principalmente utilizzate sono le centrali elettriche a pistoni a gas (GPPP), la turbina a gas (GTS) e il generatore diesel (DGS). Gli impianti del gas funzionano con il gas di separazione del primo stadio, mentre la stazione diesel funziona con combustibile liquido importato. Il tipo specifico di generazione di energia viene selezionato in base alle esigenze e alle caratteristiche di ogni singolo progetto. Una centrale elettrica a turbina a gas in alcuni casi può generare elettricità in eccesso per rifornire i vicini impianti di produzione di petrolio, e in alcuni casi il resto può essere venduto sul mercato elettrico all’ingrosso. Nella produzione di energia di tipo cogenerativo, gli impianti producono contemporaneamente calore ed elettricità.

Le linee di svasatura sono un attributo obbligatorio di qualsiasi campo. Anche se non utilizzati, sono necessari per bruciare il gas in eccesso in caso di emergenza.

Dal punto di vista dell’economia della produzione petrolifera, i processi di investimento nel campo dell’utilizzo del gas associato sono piuttosto inerziali e si orientano principalmente non sulle condizioni di mercato a breve termine, ma sull’insieme di tutti i fattori economici e istituzionali nel corso di un periodo orizzonte abbastanza lungo.

Gli aspetti economici della produzione di idrocarburi hanno le loro caratteristiche specifiche. Peculiarità della produzione dell’olio sono:

• Natura a lungo termine delle principali decisioni di investimento
• · Notevoli ritardi negli investimenti
• · Ingente investimento iniziale
• Irreversibilità dell'investimento iniziale
• Calo naturale della produzione nel tempo

Per valutare l’efficacia di qualsiasi progetto, un modello comune per valutare il valore di un’impresa è la valutazione del VAN.

VAN (valore attuale netto) - la valutazione si basa sul fatto che tutti i futuri ricavi stimati della società saranno sommati e ridotti al valore attuale di tali redditi. La stessa quantità di denaro oggi e domani differisce per il tasso di sconto (i). Ciò è dovuto al fatto che nel periodo di tempo t=0 il denaro che abbiamo ha un certo valore. Anche se nel periodo t=1 l’inflazione si diffonderà a questi fondi, ci saranno tutti i tipi di rischi e impatti negativi. Tutto ciò rende la moneta futura “più economica” della moneta attuale.

La vita media di un progetto di produzione petrolifera può essere di circa 30 anni, seguita da una lunga cessazione della produzione, a volte di decenni, che è associata al livello dei prezzi del petrolio e al rimborso dei costi operativi. Inoltre, la produzione di petrolio raggiunge il suo picco nei primi cinque anni di produzione, per poi, a causa del naturale calo della produzione, svanire gradualmente.

Nei primi anni l’azienda effettua ingenti investimenti iniziali. Ma la produzione stessa inizia solo pochi anni dopo l'inizio degli investimenti di capitale. Ogni azienda si impegna a ridurre al minimo il ritardo negli investimenti al fine di ottenere il rimborso del progetto il prima possibile.

Un tipico grafico della redditività del progetto è mostrato nella Figura 3:

Figura 3 - Diagramma VAN per un tipico progetto di produzione di petrolio

Questa figura mostra il VAN del progetto. Il valore negativo massimo è l’indicatore MCO (massimo esborso di cassa), che riflette la quantità di investimenti richiesti dal progetto. L'intersezione del grafico della linea dei flussi di cassa accumulati con l'asse temporale in anni è il tempo di ammortamento del progetto. Il tasso di accumulo del VAN sta diminuendo, a causa sia della diminuzione del tasso di produzione che del tasso di sconto temporale.

Oltre agli investimenti di capitale, la produzione richiede ogni anno costi operativi. Un aumento dei costi operativi, che possono includere costi tecnici annuali associati a rischi ambientali, riduce il VAN del progetto e aumenta il periodo di ammortamento del progetto.

Pertanto, spese aggiuntive per la contabilità, la raccolta e l'utilizzo del gas di petrolio associato possono essere giustificate da un punto di vista del progetto solo se tali spese aumentano il VAN del progetto. Altrimenti, ci sarà una diminuzione dell'attrattiva del progetto e, di conseguenza, una diminuzione del numero di progetti in fase di attuazione, oppure i volumi di produzione di petrolio e gas all'interno di un progetto verranno adeguati.

Convenzionalmente, tutti i progetti di utilizzo del gas associati possono essere suddivisi in tre gruppi:

• 1. Il progetto di riciclaggio in sé è redditizio (tenendo conto di tutti i fattori economici e istituzionali) e le aziende non avranno bisogno di ulteriori incentivi per l’attuazione.
• 2. Il progetto di utilizzo ha un VAN negativo, mentre il VAN cumulativo dell’intero progetto di produzione petrolifera è positivo. È su questo gruppo che possono concentrarsi tutte le misure di incentivazione. Il principio generale sarà quello di creare condizioni (attraverso incentivi e sanzioni) che rendano redditizio per un’azienda intraprendere progetti di riciclaggio piuttosto che pagare sanzioni. Inoltre, in modo che i costi totali del progetto non superino il VAN totale.
• 3. I progetti di riciclaggio hanno un VAN negativo e, se vengono implementati, anche il progetto complessivo di produzione di petrolio per un dato giacimento diventa non redditizio. In questo caso, le misure di incentivazione non porteranno a una riduzione delle emissioni (la società pagherà multe fino al costo cumulativo pari al VAN del progetto), oppure il campo verrà messo fuori servizio e la licenza verrà ritirata.

Secondo il Centro energetico di Skolkovo, il ciclo di investimenti per la realizzazione dei progetti di utilizzo dell'APG dura più di 3 anni.

Per raggiungere il livello obiettivo, secondo il Ministero delle Risorse Naturali, gli investimenti dovrebbero ammontare a circa 300 miliardi di rubli entro il 2014. Secondo la logica di gestione dei progetti del secondo tipo, i tassi di pagamento per l’inquinamento dovrebbero essere tali che il costo potenziale di tutti i pagamenti sia superiore a 300 miliardi di rubli e il costo opportunità sia pari all’investimento totale.

Nell'attuale fase di sviluppo dell'industria petrolifera, le aziende produttrici hanno intrapreso un percorso volto ad aumentare l'efficienza nell'utilizzo del gas associato, inevitabile compagno dell'“oro nero” in qualsiasi campo del mondo. Gli operatori stanno passando dal gas flaring semplice e familiare alle più recenti tecnologie per il suo utilizzo e trattamento. Tuttavia, l’utilizzo del gas di petrolio è ancora non redditizio e ad alta intensità di manodopera.

Cos'è il gas associato

Il gas di petrolio associato (APG) si trova nei giacimenti petroliferi. Viene rilasciato quando la pressione del serbatoio scende ad un livello inferiore alla pressione di saturazione dell'olio. Il fattore gas – la concentrazione del gas nel petrolio – dipende dalla profondità dei depositi e varia da cinque metri cubi negli strati superiori a diverse migliaia di metri cubi per tonnellata negli strati inferiori. L'APG viene rilasciato durante la preparazione e la produzione dell'olio. Dopo aver aperto la formazione, la fontana del gas inizia a fuoriuscire dal “tappo”. Inoltre, durante il trattamento termico delle materie prime, compresi l'idrotrattamento, il reforming e il cracking, si formano idrocarburi gassosi.

La separazione diretta del gas di petrolio dal petrolio mediante separazione viene effettuata al fine di ottenere la qualità standard dell '"oro nero". Questo lavoro viene eseguito utilizzando separatori multistadio. Nella prima fase di un tale dispositivo, la pressione arriva fino a 30 bar, nell'ultima fino a 4 bar. A loro volta, la temperatura e la pressione del gas risultante dipendono dalla specifica tecnologia di separazione. Allo stesso tempo, la produzione di gas è variabile e varia da 100 a 5.000 metri cubi all’ora o da 25 a 800 metri cubi per tonnellata.

La composizione del gas può variare a seconda delle caratteristiche specifiche del petrolio, delle condizioni della sua formazione e presenza, nonché dei fattori che possono contribuire al degasaggio della materia prima. I gas umidi vengono estratti in superficie insieme al petrolio leggero, mentre i gas secchi vengono estratti dal petrolio pesante.

Il valore del prodotto risultante è direttamente proporzionale al volume di idrocarburi nella sua composizione, il cui contenuto oscilla al livello di 100-600 grammi per metro cubo di APG. Il gas che viene rilasciato dai “tappi”, chiamato gas libero, contiene meno componenti di idrocarburi pesanti di quelli disciolti direttamente nel petrolio. A causa di queste proprietà, la quota di metano nell’APG nelle fasi iniziali dello sviluppo del campo è maggiore rispetto ai periodi successivi dello sviluppo del blocco. Una volta esauriti i tappi del serbatoio, la parte principale dell'APG viene sostituita dai gas disciolti nell'olio.

Classificazione dell'APG per composizione qualitativa:

1. Idrocarburo puro (95–100% di idrocarburi).
2. Idrocarburo con anidride carbonica (miscela di 4–20% CO 2).
3. Idrocarburo con azoto (miscela 3–15% N 2).
4. Idrocarburi-azoto (fino al 50% N 2).

Il gas di petrolio si differenzia dal gas naturale, che è costituito principalmente da metano, in grandi quantità da butano, propano ed etano e altri idrocarburi saturi. L'APG comprende non solo gas, ma anche componenti di vapore, liquidi ad alto peso molecolare, a cominciare dai pentani, nonché sostanze che non sono idrocarburi: mercaptani, idrogeno solforato, argon, azoto, elio, anidride carbonica.

Pericolo per l'uomo e la natura

A causa del lento ritmo di sviluppo delle infrastrutture necessarie per la raccolta, il trasporto e il trattamento del gas di petrolio e a causa della mancanza di domanda, tutto il gas associato, senza eccezioni, veniva precedentemente bruciato direttamente nei siti di produzione di petrolio. Anche adesso non è possibile stimare il volume del gas associato bruciato in torcia, poiché molti giacimenti non dispongono di sistemi contabili.

Secondo le stime medie si parla di decine di miliardi di metri cubi all’anno a livello mondiale. Negli anni 2000, solo in Russia venivano bruciati ogni anno 6,2 miliardi di metri cubi di APG. Uno studio sullo sviluppo del giacimento di Priobskoye nell'Okrug autonomo dei Khanty-Mansi ci consente di concludere che tali dati sono stati notevolmente sottostimati, poiché solo in quest'area vengono bruciati circa un miliardo di metri cubi di APG all'anno.

Si stima che a seguito della combustione del gas sul territorio russo vengano generati ogni anno circa 100 milioni di tonnellate di anidride carbonica. Tali stime sono state effettuate partendo dal presupposto di un utilizzo efficiente del gas, sebbene ciò sia lontano dalla realtà. Infatti, a causa della combustione incompleta del gas, entra nell'atmosfera anche il metano, considerato un gas serra più attivo dell'anidride carbonica. Durante la combustione del gas vengono rilasciati anche ossido di azoto e anidride solforosa. Tali componenti nell'aria atmosferica causano un aumento dei casi di malattie dell'apparato respiratorio, della vista e del tratto gastrointestinale delle persone che vivono nelle regioni di produzione di petrolio.

Ogni anno nell'aria atmosferica entrano anche circa 500mila tonnellate di fuliggine attiva. Gli esperti ambientali ritengono che le particelle di fuliggine possano essere trasportate liberamente su lunghe distanze e depositate dal ghiaccio o dalla neve sulla superficie terrestre, il che porta al deterioramento della situazione nelle aree dei giacimenti petroliferi a causa della caduta di particelle solide inquinanti.

Oltre al rilascio di componenti tossici nell'atmosfera, si verifica anche l'inquinamento termico. Intorno alla torcia in cui viene bruciato l'APG, inizia la distruzione termica del suolo in un raggio fino a 25 metri, la vegetazione soffre su un'area più ampia - entro un raggio fino a 150 metri.

Prima dell'entrata in vigore del Protocollo di Kyoto nel 2004, che prevede l'utilizzo del gas di petrolio associato, lo Stato russo praticamente non prestava molta attenzione al problema dell'utilizzo del gas associato. La situazione è cambiata in meglio dal 2009, quando un decreto del governo russo ha ordinato che non più del 5% del volume del gas di petrolio associato venisse bruciato.

La combustione in torcia del gas di petrolio associato all'estero è severamente perseguita dalle autorità ed è soggetta a multe significative. Le sanzioni pecuniarie per l'incenerimento sono tali da renderlo economicamente irrealizzabile. In Russia non sono ancora state adottate misure così efficaci.

Il Ministero delle Risorse Naturali della Federazione Russa, ad esempio, ha dichiarato che ogni anno nel Paese vengono prodotti 55 miliardi di metri cubi di gasolio e solo il 26% di questo volume viene inviato alla lavorazione, un altro 47% viene utilizzato localmente per le esigenze di giacimento e viene ammortizzato, mentre il resto del gas, pari al 27%, viene bruciato. Pronedra ha scritto in precedenza che l’utilizzo dell’APG in Russia al 95% è previsto solo entro il 2035.

Problemi di trasporto

Il basso tasso di riduzione del gas flaring è dovuto principalmente al mancato sviluppo di tecnologie che ne consentano un utilizzo efficace. La composizione di tale gas è instabile e comprende impurità. Grandi costi sono associati alla necessità di “restringere” l'APG, poiché è caratterizzato da un elevato livello di umidità, che raggiunge il 100%.

L'APG è saturo di idrocarburi pesanti, il che complica notevolmente il processo di trasporto attraverso i sistemi di condutture. I potenziali consumatori di gas si trovano solitamente a distanze considerevoli dai giacimenti petroliferi. La posa di gasdotti verso gli impianti di trattamento del gas è associata agli elevati costi di attuazione di tali progetti. Un chilometro di tubazione per il pompaggio dell'APG costa circa 1,5 milioni di dollari.

Stazione di compressione di Priobskaya sud

A causa dei costi di trasporto, il costo per pompare 1.000 metri cubi di gas costa 30 dollari. Per fare un confronto, il costo per produrre la stessa quantità di gas naturale presso le imprese Gazprom è al massimo di 7 dollari. Con un costo di produzione APG fino a 250 rubli e di trasporto - 400 rubli per mille metri cubi, il prezzo di tale gas sul mercato non è superiore a 500 rubli, il che rende automaticamente non redditizio qualsiasi metodo di lavorazione. Ricordiamo che Lukoil ha proposto di istituire una tassazione preferenziale per la produzione APG sottoposta a trasformazione avanzata.

Costi operativi significativi sono anche associati alle perdite di gas associato lungo il percorso verso i punti di lavorazione. Non è possibile calcolare l'entità delle perdite tecnologiche, poiché attualmente non esiste un sistema consolidato per la loro contabilizzazione strumentale. L'inutilità della collaborazione con APG porta al fatto che le aziende del settore in realtà includono nel costo del petrolio i costi di costruzione e funzionamento dei sistemi di condutture e delle stazioni di compressione per il trasporto del gas.

Utilizzo del gas per esigenze di campo

Come alternativa alla combustione inefficiente e al trattamento costoso, la tecnologia di utilizzo dell'APG può essere utilizzata iniettandolo insieme ai fluidi di lavoro nel serbatoio - nel "tappo" - durante la produzione di petrolio per ripristinare la pressione dei depositi. In questo modo è possibile ottenere un aumento del grado di recupero del giacimento.

Sulla base dei risultati della ricerca, si è scoperto che utilizzando il metodo di iniezione nel giacimento, è possibile produrre fino a 10mila tonnellate di petrolio in più all'anno da un pozzo. Attualmente è allo studio la possibilità di introdurre una tecnologia per iniettare nel giacimento il gas associato insieme all'acqua, denominata “stimolazione del gas-acqua”. Sfortunatamente, la pratica di pompare gas nei serbatoi viene utilizzata principalmente all'estero e in Russia, a causa dei suoi costi elevati, non ha ancora guadagnato popolarità.

Anche gli operatori dei giacimenti petroliferi utilizzano APG per la produzione di energia. L'energia generata viene utilizzata sia per le necessità del campo che per l'alimentazione elettrica delle aree vicine. Per gli operatori impegnati nello sviluppo di piccoli giacimenti è economicamente fattibile produrre energia per soddisfare i propri bisogni e fornire energia in piccoli volumi a consumatori terzi.

La centrale elettrica con turbina a gas Shinginskaya che funziona con gas di petrolio associato

Se parliamo di produrre gasolio in grandi blocchi, in questo caso l'opzione più interessante è la produzione di energia in potenti centrali elettriche con ulteriori vendite all'ingrosso al sistema energetico generale. In Russia, la costruzione di centrali elettriche utilizzando il gas associato nei giacimenti è già utilizzata ovunque. Il volume totale di generazione nell’ambito del suddetto schema si avvicina a 1 miliardo di kWh all’anno.

L'efficacia dell'APG per la produzione di energia è consigliabile a condizione che la generazione sia situata vicino ai campi. L'opzione più efficace è l'uso di centrali elettriche con microturbine. Viene già prodotto un gran numero di impianti sia di tipo a pistoni che a turbina che funzionano con gasolio. Le frazioni di scarico generate quando l'APG viene utilizzato in tali sistemi possono essere utilizzate per fornire calore agli impianti.

Allo stesso tempo, la presenza di idrocarburi del gruppo pesante nell'APG influisce negativamente sull'efficienza dell'uso del gas come combustibile per la produzione di energia, vale a dire riduce la produttività nominale delle stazioni e riduce i tempi di funzionamento degli impianti di generazione tra una riparazione e l'altra. Va notato che la composizione instabile e la contaminazione con impurità rendono problematico l'uso dell'APG per la produzione di energia senza essiccazione e purificazione preliminari.

Purificazione ed elaborazione dell'APG

Tutto il gas associato che le compagnie petrolifere non bruciano o utilizzano per l'iniezione nei giacimenti o per generare elettricità viene inviato al trattamento. Prima del trasporto agli impianti di lavorazione, il gasolio viene purificato. Liberare il gas dalle impurità meccaniche e dall'acqua ne facilita il trasporto. Per evitare la precipitazione di frazioni liquefatte nelle cavità dei gasdotti e per alleggerire l'insieme della miscela, parte degli idrocarburi pesanti vengono filtrati.

La rimozione degli elementi solforati consente di prevenire l'effetto corrosivo dell'APG sulle pareti delle tubazioni, mentre l'estrazione di azoto e anidride carbonica consente di ridurre il volume della miscela non utilizzata nella lavorazione. La pulizia viene effettuata utilizzando diverse tecnologie. Dopo il raffreddamento e la compressione (compressione sotto pressione) del gas, questo viene separato o trattato utilizzando metodi gasdinamici. Tali metodi sono economici, ma non consentono l'estrazione di anidride carbonica e componenti di zolfo dall'APG.

Separatori di separazione in un impianto di trattamento dell'olio

Se vengono utilizzati metodi di assorbimento, l'idrogeno solforato non viene solo parzialmente rimosso, ma viene effettuata anche l'essiccazione dall'acqua e dalle frazioni idrocarburiche umide. Lo svantaggio dell'assorbimento è l'adattamento insoddisfacente della tecnologia alle condizioni del campo, che porta alla perdita fino a un terzo del volume APG. Per rimuovere l'umidità si può utilizzare il metodo di essiccazione con glicole, ma solo come misura aggiuntiva, poiché non estrae nient'altro dalla miscela se non l'acqua. Un altro metodo specializzato è la desolforazione, utilizzata come suggerisce il nome per rimuovere i componenti dello zolfo. Vengono utilizzati anche metodi di pulizia alcalina e lavaggio con ammina.

Essiccatore ad adsorbimento per l'essiccazione del gas associato

Tutti i metodi di cui sopra possono ora essere considerati obsoleti. Nel corso del tempo, verranno probabilmente sostituiti o combinati con il metodo più nuovo e abbastanza efficace: la purificazione a membrana. Il principio si basa su diverse velocità di penetrazione dei diversi componenti APG attraverso le fibre della membrana. Fino ad ora, questo metodo non è stato utilizzato perché fino al rilascio sul mercato delle membrane a fibra cava, il suo utilizzo era inefficace e non presentava vantaggi rispetto ad altri metodi di trattamento del gas.

Il principio di funzionamento dell'installazione a membrana

Il gas purificato, se non viene immediatamente venduto ai consumatori in forma liquefatta per le esigenze domestiche e comunali, viene sottoposto a una procedura di separazione in due segmenti: per ottenere carburante o materie prime per l'industria petrolchimica. Dopo l'arrivo all'impianto di lavorazione, l'APG viene separato mediante assorbimento e condensazione a bassa temperatura nelle frazioni principali, alcune delle quali sono prodotti pronti all'uso.

Come risultato della separazione, si forma principalmente gas strippato: metano con una miscela di etano e un'ampia frazione di idrocarburi leggeri (NGL). Il gas strippato può essere liberamente trasportato attraverso sistemi di condutture e utilizzato come combustibile, oltre a fungere da materia prima per la produzione di acetilene e idrogeno. Inoltre, la lavorazione del gas produce propano-butano liquido per autoveicoli (ovvero carburante per motori a gas), idrocarburi aromatici, frazioni strette e benzina stabile. I LNG vengono inviati per un'ulteriore lavorazione agli impianti petrolchimici. Lì, da queste materie prime vengono prodotti plastica, gomma, additivi per carburanti e idrocarburi liquefatti.

1 - iniezione di gas nel serbatoio; 2 - carburante per la centrale elettrica; 3 - combustione; 4 - pulizia profonda; 5 - gasdotto principale; 6 - Separazione APG; 7 - LNG; 8 - carburante; 9 - stazione di compressione; 10 - Trasporto APG

All'estero viene rapidamente introdotto il metodo più recente per produrre idrocarburi liquidi dal gas associato utilizzando la tecnologia Gas-to-liquids, che prevede la lavorazione con metodi chimici. In Russia, questa tecnica difficilmente troverà ampia applicazione, poiché è strettamente legata alle condizioni di temperatura ambientale e può essere implementata solo a latitudini con clima caldo o temperato. In Russia, la quota predominante di petrolio viene prodotta nelle regioni settentrionali, quindi per adottare il metodo Gas-to-liquids sarà necessario svolgere un meticoloso lavoro di ricerca.

L'industria sta implementando attivamente la tecnologia di compressione criogenica dell'APG utilizzando un ciclo a flusso singolo. I sistemi di raffreddamento più potenti sono già in grado di trattare fino a 3 miliardi di metri cubi di gas associato all’anno. Una soluzione efficace è installare tali complessi nelle stazioni di distribuzione.

Il gas di petrolio associato, nonostante la redditività bassa e talvolta nulla della sua lavorazione, è ampiamente utilizzato nel complesso dei combustibili e dell'energia e nell'industria petrolchimica. A causa della combustione dell'APG si verificano perdite irreversibili di una quantità colossale di risorse energetiche grezze. Pertanto, ogni anno in Russia vengono bruciati quasi 140 miliardi di rubli: il costo totale di propano, butano e altri componenti contenuti nel gas associato.

Il miglioramento delle tecnologie di utilizzo dell’APG consentirà alla Russia di produrre ulteriori 6 milioni di tonnellate di idrocarburi liquidi, 4 miliardi di metri cubi di etano, fino a 20 miliardi di metri cubi di gas secco all’anno, oltre a generare 70mila GW di energia elettrica. Stabilire un lavoro sull'utilizzo efficace dell'APG non è solo un modo per risolvere i problemi ambientali e i problemi di risparmio delle risorse energetiche, ma anche la base per la creazione di un'intera industria, il cui costo a livello nazionale, secondo l'opinione più conservatrice stime, è stimato dagli esperti a dieci miliardi e mezzo di dollari.

Il gas associato non è tutto il gas presente in un dato giacimento, ma il gas disciolto nel petrolio e da esso rilasciato durante la produzione.

All'uscita dal pozzo, il petrolio e il gas passano attraverso separatori di gas, nei quali il gas associato viene separato dal petrolio instabile, che viene inviato a ulteriori lavorazioni.

I gas associati sono preziose materie prime per la sintesi petrolchimica industriale. Non differiscono qualitativamente nella composizione dai gas naturali, ma la differenza quantitativa è molto significativa. Il contenuto di metano in essi contenuto non può superare il 25-30%, ma è molto più elevato rispetto ai suoi omologhi: etano, propano, butano e idrocarburi superiori. Pertanto, questi gas sono classificati come gas grassi.

A causa della differenza nella composizione quantitativa dei gas associati e naturali, le loro proprietà fisiche sono diverse. La densità (nell'aria) dei gas associati è superiore a quella dei gas naturali: raggiunge 1,0 o più; il loro potere calorifico è di 46.000–50.000 J/kg.

1. Applicazione del gas

Una delle principali applicazioni dei gas idrocarburi è il loro utilizzo come combustibile. L'elevato potere calorifico, la comodità e l'economicità di utilizzo collocano senza dubbio il gas in uno dei primi posti tra gli altri tipi di risorse energetiche.

Un altro uso importante del gas di petrolio associato è il suo topping, ovvero l'estrazione del gasolio da esso negli impianti o impianti di trattamento del gas. Il gas viene sottoposto a forte compressione e raffreddamento mediante potenti compressori, mentre i vapori di idrocarburi liquidi condensano sciogliendo parzialmente gli idrocarburi gassosi (etano, propano, butano, isobutano). Si forma un liquido volatile: gasolio instabile, che viene facilmente separato dal resto della massa di gas non condensabile nel separatore. Dopo il frazionamento - separazione dell'etano, del propano e di parte dei butani - si ottiene un gas di benzina stabile, che viene utilizzato come additivo alla benzina commerciale, aumentandone la volatilità.

Come carburante vengono utilizzati propano, butano e isobutano rilasciati durante la stabilizzazione del gas benzina sotto forma di gas liquefatti pompati nei cilindri. Metano, etano, propano e butani servono anche come materie prime per l'industria petrolchimica.

Dopo la separazione di C 2 -C 4 dai gas associati, il gas di scarico rimanente ha una composizione prossima al secco. In pratica può essere considerato metano puro. I gas secchi e di scarico, quando bruciati in presenza di piccole quantità di aria in installazioni speciali, formano un prodotto industriale molto prezioso: la fuliggine del gas:

CH4 + O2  C + 2H2O

Viene utilizzato principalmente nell'industria della gomma. Facendo passare il metano con vapore acqueo su un catalizzatore di nichel alla temperatura di 850°C, si ottiene una miscela di idrogeno e monossido di carbonio - “gas di sintesi”:

CH4 + H2O  CO + 3H2

Quando questa miscela viene fatta passare su un catalizzatore FeO a 450°C, il monossido di carbonio viene convertito in biossido e viene rilasciato ulteriore idrogeno:

CO + H 2 O  CO 2 + H 2

L'idrogeno risultante viene utilizzato per la sintesi dell'ammoniaca. Quando il metano e altri alcani vengono trattati con cloro e bromo, si ottengono prodotti di sostituzione:

CH 4 + Cl 2  CH 3 C1 + HCl - cloruro di metile;

CH 4 + 2C1 2  CH 2 C1 2 + 2HC1 - cloruro di metilene;

CH 4 + 3Cl 2  CHCl 3 + 3HCl - cloroformio;

CH 4 + 4Cl 2  CCl 4 + 4HCl - tetracloruro di carbonio.

Il metano serve anche come materia prima per la produzione di acido cianidrico:

2СH 4 + 2NH 3 + 3O 2  2HCN + 6H 2 O, nonché per la produzione di disolfuro di carbonio CS 2, nitrometano CH 3 NO 2, che viene utilizzato come solvente per vernici.

L'etano viene utilizzato come materia prima per la produzione di etilene mediante pirolisi. L'etilene, a sua volta, è il materiale di partenza per la produzione di ossido di etilene, alcool etilico, polietilene, stirene, ecc.

Il propano viene utilizzato per produrre acetone, acido acetico, formaldeide, butano viene utilizzato per produrre olefine: etilene, propilene, butilene, nonché acetilene e butadiene (materie prime per la gomma sintetica). L'ossidazione del butano produce acetaldeide, acido acetico, formaldeide, acetone, ecc.

Tutti questi tipi di trattamento chimico del gas sono discussi in modo più dettagliato nei corsi di petrolchimica.

Sulla questione dell'uso gas di petrolio associato (APG) molto è stato detto e scritto adesso. La questione in sé, cioè, non si pone oggi, ma ha già una storia abbastanza lunga. Specifiche di produzione gas associatoè che (come suggerisce il nome) è un sottoprodotto della produzione di petrolio. Le perdite di gas di petrolio associato (APG) sono associate all'impreparazione delle infrastrutture per la raccolta, preparazione, trasporto e lavorazione e all'assenza di un consumatore. In questo caso, il gas di petrolio associato viene semplicemente bruciato.

Secondo le caratteristiche geologiche ci sono gas di petrolio associati (APG) tappi del serbatoio e gas disciolti nell'olio. Cioè, il gas di petrolio associato è una miscela di gas e componenti idrocarburici e non idrocarburici vapori rilasciati dai pozzi petroliferi e dal giacimento di petrolio durante la sua separazione.

A seconda della zona di produzione, 1 tonnellata di petrolio produce da 25 a 800 m³ di gas di petrolio associato.

Situazione attuale

Nella Federazione Russa la situazione è la seguente. Nella sola regione di Tyumen, nel corso degli anni di sfruttamento dei giacimenti petroliferi, sono stati bruciati circa 225 miliardi di m³ di gas di petrolio associati (APG), mentre più di 20 milioni di tonnellate di sostanze inquinanti sono state immesse nell'ambiente.

Secondo i dati del 1999, dal sottosuolo della Federazione Russa sono stati estratti complessivamente 34,2 miliardi di m³ di gas associato, di cui 28,2 miliardi di m³ sono stati utilizzati. Così, livello di utilizzo del gas di petrolio associato (APG). ammontavano all’82,5%, sono stati bruciati in torcia circa 6 miliardi di m³ (17,5%). L'area principale per la produzione di gas di petrolio associato (APG) è la regione di Tyumen. Nel 1999 qui sono stati estratti rispettivamente 27,3 miliardi di m³, utilizzati 23,1 miliardi di m³ (84,6%) e bruciati 4,2 miliardi di m³ (15,3%).

SU impianti di trattamento del gas (GPP) nel 1999 sono stati lavorati 12,3 miliardi di m³ (38%), di cui 10,3 miliardi di m³ lavorati direttamente nella regione di Tyumen. Per le necessità sul campo, tenendo conto delle perdite tecnologiche, sono stati spesi 4,8 miliardi di m³, altri 11,1 miliardi di m³ (32,5%) sono stati utilizzati senza lavorazione per produrre elettricità presso la centrale elettrica distrettuale statale. A proposito, i dati sui volumi di gas associato bruciato, forniti da diverse fonti, variano entro limiti molto ampi: la diffusione dei dati va da 4-5 a 10-15 miliardi di m³ all'anno.

Danni derivanti dal gas associato al flaring

Rilasciato nell'ambiente Prodotti di combustione associati del gas di petrolio (APG). rappresentano una potenziale minaccia per il normale funzionamento del corpo umano a livello fisiologico.

I dati statistici per la regione di Tyumen, la principale regione russa produttrice di petrolio e gas, indicano che il tasso di morbilità della popolazione per molte classi di malattie è superiore agli indicatori e ai dati russi per l’intera regione della Siberia occidentale (indicatori per le malattie respiratorie sono molto alte!). Per alcune malattie (neoplasie, malattie del sistema nervoso e degli organi di senso, ecc.) si osserva una tendenza al rialzo. Le esposizioni sono molto pericolose, le cui conseguenze non sono immediatamente evidenti. Questi includono l’influenza degli inquinanti sulla capacità delle persone di concepire e avere figli, lo sviluppo di patologie ereditarie, l’indebolimento del sistema immunitario e un aumento del numero di malattie tumorali.

Opzioni di utilizzo del gas di petrolio associate

Gas di petrolio associato (APG) non viene bruciato perché non può essere utilizzato utilmente e non ha valore per nessuno.

Due sono le possibili direzioni di utilizzo (esclusa la svasatura inutile):

• Energia

Questa direzione è dominante perché la produzione di energia ha un mercato quasi illimitato. Gas di petrolio associato- il carburante è ad alto contenuto calorico ed ecologico. Data l’elevata intensità energetica della produzione di petrolio, esiste una pratica mondiale che lo utilizza per generare elettricità per le esigenze del giacimento. Le tecnologie per questo esistono e sono interamente di proprietà della società New Generation. Con le tariffe elettriche in costante aumento e la loro partecipazione ai costi di produzione, l'utilizzo dell'APG per la produzione di energia elettrica può essere considerato economicamente giustificato.

Composizione approssimativa del gas di petrolio associato (APG)

Diagramma associato della composizione del gas di petrolio

• Petrolchimico

Gas di petrolio associato (APG) può essere lavorato per produrre gas secco fornito al sistema di gasdotti principale, gas benzina, un'ampia frazione di idrocarburi leggeri (NGL) e gas liquefatto per il fabbisogno domestico. I GNL sono la materia prima per la produzione di un'intera gamma di prodotti petrolchimici; gomme, plastica, componenti di benzina ad alto numero di ottano, ecc.

Occupa il gas di petrolio associato. In precedenza, questa risorsa non veniva utilizzata in alcun modo. Ma ora l’atteggiamento nei confronti di questa preziosa risorsa naturale è cambiato.

Cos'è il gas di petrolio associato

Si tratta di un gas idrocarburico che viene rilasciato dai pozzi e dai giacimenti petroliferi durante il processo di separazione. È una miscela di idrocarburi vaporosi e componenti non idrocarburici di origine naturale.

La sua quantità nel petrolio può variare: da un metro cubo a diverse migliaia in una tonnellata.

Secondo le specifiche della produzione, il gas di petrolio associato è considerato un sottoprodotto della produzione di petrolio. Da qui deriva il suo nome. A causa della mancanza delle infrastrutture necessarie per la raccolta, il trasporto e il trattamento del gas, grandi quantità di questa risorsa naturale vanno perdute. Per questo motivo, la maggior parte del gas associato viene semplicemente bruciato.

Composizione del gas

Il gas di petrolio associato è costituito da metano e idrocarburi più pesanti: etano, butano, propano, ecc. La composizione del gas nei diversi giacimenti petroliferi può variare leggermente. In alcune regioni, il gas associato può contenere componenti non idrocarburici, ovvero composti di azoto, zolfo e ossigeno.

Il gas associato, che fuoriesce dopo l'apertura dei giacimenti petroliferi, è caratterizzato da una minore quantità di gas idrocarburi pesanti. La parte “più pesante” del gas si trova nel petrolio stesso. Pertanto, nelle fasi iniziali dello sviluppo dei giacimenti petroliferi, di norma viene prodotto molto gas associato con un alto contenuto di metano. Durante lo sfruttamento dei giacimenti, questi indicatori diminuiscono gradualmente e la maggior parte del gas è costituita da componenti pesanti.

Gas di petrolio naturale e associato: qual è la differenza

Il gas associato contiene meno metano del gas naturale, ma ha un gran numero di omologhi, tra cui pentano ed esano. Un'altra differenza importante è la combinazione di componenti strutturali in diversi campi in cui viene prodotto il gas di petrolio associato. La composizione dell'APG può anche cambiare in periodi diversi nello stesso settore. Per confronto: la combinazione quantitativa dei componenti è sempre costante. Pertanto, l'APG può essere utilizzato per vari scopi e il gas naturale viene utilizzato solo come materia prima energetica.

Ottenere APG

Il gas associato si ottiene separandolo dal petrolio. A questo scopo vengono utilizzati separatori multistadio con pressioni diverse. Pertanto, nella prima fase di separazione viene creata una pressione compresa tra 16 e 30 bar. In tutte le fasi successive, la pressione viene gradualmente ridotta. Nell'ultima fase di produzione, il parametro viene ridotto a 1,5-4 bar. I valori di temperatura e pressione APG sono determinati dalla tecnologia di separazione.

Il gas ottenuto nel primo stadio viene immediatamente inviato al gas, grandi difficoltà si presentano quando si utilizza gas con pressione inferiore a 5 bar. In precedenza, tale APG veniva sempre bruciato, ma recentemente la politica di utilizzo del gas è cambiata. Il governo ha iniziato a sviluppare misure di incentivazione per ridurre l’inquinamento ambientale. Pertanto, a livello statale, nel 2009, è stato stabilito un tasso di flaring APG, che non dovrebbe superare il 5% della produzione totale di gas associato.

Applicazione dell'APG nell'industria

In precedenza l'APG non veniva utilizzato in alcun modo e veniva bruciato subito dopo l'estrazione. Ora gli scienziati hanno compreso il valore di questa risorsa naturale e stanno cercando modi per utilizzarla in modo efficace.

Il gas di petrolio associato, la cui composizione è una miscela di propani, butani e idrocarburi più pesanti, è una preziosa materia prima per l'industria energetica e chimica. L'APG ha un potere calorifico. Quindi durante la combustione emette dalle 9 alle 15mila kcal/metro cubo. Non è utilizzato nella sua forma originale. È necessaria la pulizia.

Nell'industria chimica, la plastica e la gomma sono costituite dal metano e dall'etano contenuti nel gas associato. I componenti di idrocarburi più pesanti vengono utilizzati come materie prime per la produzione di additivi per carburanti ad alto numero di ottano, idrocarburi aromatici e gas di petrolio liquefatti.

In Russia, oltre l'80% del volume di gas associato prodotto proviene da cinque società produttrici di petrolio e gas: OJSC NK Rosneft, OJSC Gazprom Neft, OJSC Neftyanaya OJSC TNK-BP Holding, OJSC Surgutneftegaz. Il paese produce annualmente più di 50 miliardi di metri cubi di APG, di cui il 26% viene lavorato, il 47% viene utilizzato per scopi industriali e il restante 27% viene bruciato.

Ci sono situazioni in cui non è sempre redditizio utilizzare il gas di petrolio associato. L'utilizzo di questa risorsa dipende spesso dall'entità del deposito. Pertanto, è consigliabile utilizzare il gas prodotto da piccoli giacimenti per fornire elettricità ai consumatori locali. Nei giacimenti di medie dimensioni, è più economico estrarre il gas di petrolio liquefatto in un impianto di trattamento del gas e venderlo all'industria chimica. L’opzione migliore per i grandi giacimenti è produrre elettricità in una grande centrale elettrica e poi venderla.

Danno derivante dalla combustione di APG

La combustione del gas associato inquina l’ambiente. Intorno alla torcia si verifica una distruzione termica, che colpisce il suolo in un raggio di 10-25 metri e la vegetazione in un raggio di 50-150 metri. Durante il processo di combustione vengono rilasciati nell'atmosfera ossidi di azoto e di carbonio, anidride solforosa e idrocarburi incombusti. Gli scienziati hanno calcolato che a seguito della combustione di APG vengono rilasciati circa 0,5 milioni di tonnellate di fuliggine all'anno.

Inoltre, i prodotti della combustione del gas sono molto pericolosi per la salute umana. Secondo i dati statistici, nella principale regione di raffinazione del petrolio della Russia - la regione di Tyumen - l'incidenza della popolazione per molti tipi di malattie è superiore alla media dell'intero paese. I residenti della regione soffrono particolarmente spesso di patologie degli organi respiratori. C'è la tendenza ad aumentare il numero di neoplasie, malattie degli organi sensoriali e del sistema nervoso.

Inoltre, la EPN causa patologie che compaiono solo dopo qualche tempo. Questi includono quanto segue:

• infertilità;
• cattiva amministrazione;
• malattie ereditarie;
• immunità indebolita;
• malattie oncologiche.

Tecnologie di utilizzo dell'APG

Il problema principale dell’utilizzo del gasolio è l’elevata concentrazione di idrocarburi pesanti. La moderna industria del petrolio e del gas utilizza diverse tecnologie efficaci che consentono di migliorare la qualità del gas rimuovendo gli idrocarburi pesanti:

1. Separazione per frazionamento del gas.
2. Tecnologia di assorbimento.
3. Separazione a bassa temperatura.
4. Tecnologia a membrana.

Modi di utilizzare il gas associato

Esistono molti metodi, ma solo pochi vengono utilizzati nella pratica. Il metodo principale consiste nell'utilizzare APG separandolo in componenti. Questo processo di lavorazione produce gas di stripping secco, che è essenzialmente lo stesso gas naturale, e un'ampia frazione di idrocarburi leggeri (NGL). Questa miscela può essere utilizzata come materia prima per prodotti petrolchimici.

La separazione del gas di petrolio avviene in unità di assorbimento e condensazione a bassa temperatura. Una volta completato il processo, il gas secco viene trasportato attraverso gasdotti e il GNL viene inviato alle raffinerie per ulteriori lavorazioni.

Il secondo modo efficace per elaborare APG è il processo di riciclaggio. Questo metodo prevede l'iniezione di gas nella formazione per aumentare la pressione. Questa soluzione consente di aumentare il volume di estrazione dell'olio dal giacimento.

Inoltre, il gas di petrolio associato può essere utilizzato per generare elettricità. Ciò consentirà alle compagnie petrolifere di risparmiare notevolmente denaro, poiché non sarà necessario acquistare elettricità dall'esterno.