Настоящий отчет подготовлен с целью оценки перспектив применения технологий компании ООО «СПГ-Технологии» по подготовке и очистке попутного нефтяного газа и газа газоконденсатных месторождений.Для этого первая часть отчета содержит общее описание ситуации с газопереработкой при добыче углеводородов в Российской Федерации. Во второй части отчета излагаются технологические аспекты существующих методик подготовки газа и стабилизации газового конденсата. Третья часть содержит оценку технологических и экономических параметров предложений ООО «СПГ-технологии». В заключении предложены рекомендации по дальнейшей стратегии компании на целевом рынке.

Часть I — Ресурсы газа РФ

Резюме Части I

Часть I содержит общее описание ситуации с газопереработкой при добыче углеводородов в РФ в разрезе переработки попутного нефтяного газа и подготовки газового конденсата конденсатных месторождений с укрупненным указанием основных месторождений. Дано описание существующих мощностей по газопереработке, перспективы их расширения и модернизации. Особое внимание уделено росту добычи нефти и истощению запасов «сухого» сеноманского газа, как основным факторам увеличения потребности в технологиях подготовки и переработки «жирных» газов. Рассмотрены основные технологические и экономические проблемы секторов газопереработки и подготовки конденсата.

Сырьевая база

В Российской Федерации по состоянию на 01.01.2001 г. открыто 2232 нефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождения, из которых 1235 разрабатывается. Газовых и газоконденсатных месторождений выявлено 770, из которых разрабатывается 339. Подавляющее большинство уникальных и крупных месторождений открыто 15-30 лет назад [1].

Доказанные промышленные запасы горючих газов (категорий АВС₁) Российской Федерации на 01.01.2001 г. составляют 46,9 трлн.м³, предварительно оцененные запасы категории С₂ — 16,0 трлн.м³, неразведанные (прогнозные) ресурсы категорий С₃, Д₁, Д₂ — 161 трлн.м³ [2].

Запасы природного газа с высоким содержанием этана, пропана и бутанов составляют около 40% от суммарных запасов, т.е. около 15 трлн. м³. Еще около 1,5 трлн. м³ — составляют запасы попутного нефтяного газа [3].

Основным источником жидких углеводородных компонентов является нефтяной попутный газ, в котором их содержание иногда достигает 50%. Природный газ тоже содержит высшие углеводороды в особенности газ газоконденсатных месторождений, хотя и в значительно меньших количествах, чем нефтяной попутный газ.

[4]	2001 г. факт	2002 г. факт	2003 г. прогноз
Добыча нефти с газовым конденсатом, всего, млн. тонн	348,1	379,6	390,0
Добыча природного газа, млрд. м3	581,1	594,8	603,7
Добыча попутного газа, млрд. м3	30,6	31,5	33,0
Первичная переработка нефти, млн. тонн	178,9	184,4	186,0

Попутный нефтяной газ

Под нефтяным (попутным) газом (ПНГ) понимается смесь легких газообразных углеводородов, находящихся в пластовых условиях в растворенном состоянии в нефти. Его содержание может колебаться от нескольких единиц до нескольких тысяч кубических метров на тонну нефти. Растворенный газ содержит, кроме метана, более 10% этана, пропана, бутана и других углеводородов. Выделяемую при переработке попутного нефтяного газа смесь этих более тяжелых углеводородов (С3+) относят к широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ).

Газопереработчики предлагают в зависимости от содержания широкой фракции легких углеводородов, представляющей смесь предельных углеводородов С3-С6 и выше, нефтяной (попутный) газ подразделять на 3 типа:

• легкий или «тощий», с содержанием смеси предельных углеводородов С3-С6 до 150 г/м3;
• средний, с содержанием смеси предельных углеводородов С3-С6 от 150 до 350 грамм/м3;
• тяжелый или «жирный», с содержанием смеси предельных углеводородов С3-С6 и выше от 350 г/м3.

В зависимости от содержания коррозионно-агрессивных веществ каждый тип газа необходимо также подразделить на 3 класса по установленным показателям в зависимости от содержания углекислоты (СО₂), суммы сероводорода (Н₂S) и меркаптановой серы (RSH) [5].

По состоянию в природе и технологии получения к нефтяному газу близок находящийся в свободном состоянии природный газ первичных газовых шапок, извлекаемый из пласта при добыче нефти. По сравнению с попутным нефтяным газом в нем значительно меньше легких углеводородов (менее 2%) и он, поскольку находится в свободном состоянии, не требует отделения (сепарации) от нефти, а подвергается лишь механическому очищению и, при необходимости, компримированию (т.е. сжатию, для последующей транспортировки по трубопроводам). Объединяет нефтяной газ и природный газ газовых шапок то, что их добыча происходит одновременно и вместе с добычей нефти, в отличие от природного газа, добываемого из газовых скважин.

Около 90% годовой добычи попутного нефтяного газа в РФ приходится на Западную Сибирь. По Западной Сибири добыча попутного нефтяного газа в 2001 году составила 30 066 млн.м³, а использование попутного нефтяного газа (по данным нефтяных компаний) — 24 080 млн.м³, в том числе по следующим компаниям [6]:

Компания	Добыто газа, млн.м3	Сожжено на факеле, млн.м3	Уровень использования, %
ОАО «Сиданко»	1493,7	817,0	45,3
ОАО НК «ЮКОС»	2840,3	1518,7	46,5
ОАО «Газпром»	1398,2	384,1	72,5
ОАО НК «Сибнефть»	2139,7	500,4	76,6
ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз»	2446,6	523,7	77,3
ОАО «Тюменская НК»	2142,4	464,3	78,3
ОАО НК «ЛУКОЙЛ»	2756,2	474,8	82,8
ОАО «НГК Славнефть»	1515,4	125,7	91,7
ОАО НК «Сургутнефтегаз»	11627,1	524,6	95,5
Всего по приведенным компаниям	28359,6	5333,3	81,1
Прочие производители	1706,6	653,0	62,8
Итого	30066,2	5986,3	80,1

Ресурсы нефтяного попутного газа по месторождениям Западной Сибири на 2004-2007 годов оценивается в 32 000 — 33 000 млн. м³.

Природный газ конденсатных месторождений

Что касается месторождений природного газа, то по оценке специалистов ВНИИгаза, на долю метановых бессернистых газов, являющихся основным топливным компонентом, приходятся 57% разведанных запасов РФ. Такие газы сосредоточены в основном в сеноманских отложениях Западной Сибири и на Штокмановском месторождении в Баренцевом море.

Однако источники чистого сеноманского газа, идущего из скважины под собственным давлением, близки к истощению [7]:

• УРЕНГОЙСКОЕ — открыто в 1966 году геологами Тазовской нефтеразведочной экспедиции. Начальные запасы — 10,2 трлн м³ газа. Введено в эксплуатацию в 1978 году и разрабатывается ООО «Уренгойгазпром». Выработка запасов — более 50%.
• ЯМБУРГСКОЕ — открыто в 1969 году геологами Тазовской нефтеразведочной экспедиции. Начальные запасы — 7,0 трлн м³ газа. Введено в разработку в 1986 году и разрабатывается ООО «Ямбурггаздобыча». Выработка запасов газа — более 31%.
• МЕДВЕЖЬЕ — открыто в 1967 году геологами Надымской нефтеразведочной экспедиции. Начальные запасы — 2,2 трлн м³ газа. Введено в разработку в 1972 году и разрабатывается ООО «Надымгазпром». Выработка запасов газа — более 75%.
• ВЫНГАПУРСКОЕ — открыто в 1968 году геологами Таркосалинской нефтеразведочной экспедиции. Начальные запасы — 0,4 трлн м³ газа. Введено в разработку в 1979 году и разрабатывается ООО «Ноябрьскгаздобыча» и ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз». Выработка запасов газа — более 74%.

Постепенное смещение ресурсной базы углеводородов в сторону худших по качеству запасов неизбежно ведет к тому, что в разработку будут вовлекаться мелкие и средние месторождения, объекты, находящиеся на больших глубинах, запасы, характеризующиеся осложненным горно-геологическим строением залежей, более сложным составом добываемого сырья.

По мере выработки запасов газовых месторождений встает вопрос технологии добычи и утилизации низконапорного газа, запасы которого к 2030 году превысят 3 триллиона кубических метров.

С вовлечением в разработку глубоких горизонтов газовых месторождений будет неуклонно повышаться доля «жирного» конденсатосодержащего газа в общем объеме газодобычи. С сегодняшних 7 процентов она возрастет к 2030 году до 50, что потребует технического перевооружения промыслов, запроектированных под работу с «сухим» сеноманским газом [8].

В настоящее время в газовой промышленности происходит переломный мо­мент, связанный с подходом к разработке газоконденсатных месторождений. До последнего времени основой по конкретным место­рождениям и регионам служила добыча газа, а добыча кон­денсата являлась производной. Такой подход складывался исторически исходя из того, что в газовых ресурсах долгое время доминировали легкие углеводороды, в основном метан, доля которого доходила до 95% и более, а потребность в жидких углеводородах практически полностью покрывала нефтяная промышленность.

В последние годы все более отчетливо проявляется тенденция повышения роли добычи и поставки не газа, а других более ценных компонентов. Так, в газе Астраханского месторождения доля метана составляет около 50%, а кислых компонентов — более 40%, в том числе почти 25% сероводорода.

Из 11 млн. тонн добытого в 2001 г. газового конденсата 9,5 млн. добыто дочерними предприятиями ОАО «Газпром». Остальные компании добывают значительно меньше — Таркосаленефтегаз — 146 тыс. т, Сиданко — 115 тыс. т, ТНК (Оренбургнефть) — 105 тыс.т, Роснефть — 101 тыс. т, Якутскгазпром — 78 тыс. т. и пр. Конденсат этих компаний добывается на газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождениях.

Газоконденсатными, нефтегазоконденсатными месторождениями называют такие месторождения, в пластах которых углеводороды находятся в газообразном состоянии, а при снижении давления (при выходе на поверхность в ходе добычи) частично переходят в жидкую фазу. Месторождения этого типа отличаются от обычных газонефтяных и газовых тем, что в их газе содержится значительное количество высокомолекулярных углеводородов (т.е. содержащих большее число атомов углерода, чем метан или этан), соответствующих по температуре кипения углеводородам бензиновых, керосиновых и даже газойлевых фракций.

В нормальных условиях газовый конденсат представляет собой прозрачную или слабо желтую (от примесей нефти) жидкость. В состав конденсата входят углеводороды тяжелее пропана. Конденсат из жирного газа имеет относительную плотность 0,6-0,8; температура начала его кипения от 18° до 50°С, температура конца кипения от 140° до 340°С. Около 90% газоконденсатных месторождений залегают на глубине более 1500 м и примерно 60% на глубине свыше 2100 м.

В России наличие конденсата установлено в 305 месторождениях с общими запасами конденсатосодержащего газа 24,4 трлн. куб.м. по категориям А+В+С₁ и 8,6 трлн. куб.м. по категории С₂. Извлекаемые запасы конденсата составляют 1,86 млрд. т категорий A+B+С₁ и 0,83 млрд. т категории С₂. Основные запасы конденсата сосредоточены на месторожде­ниях Ямало-Ненецкого автономного округа (Уренгойское, Ямбургское), Астраханской области (Астраханское) и Восточной Сибири (Ковыктинское) [2]. Преобладают залежи высо­коконденсатных газов с содержанием конденсата более 200 г/куб.м. Промышленный отбор конденсата ведется на 84 ме­сторождениях. За все годы добыто 184 млн. т конденсата, или 9,0 % начальных его запасов в открытых месторождени­ях. Порядка 58 % из числа открытых месторождений не разрабатыва­ются [1].

Исходя из компонента, определяющего подход к разработке месторождения, можно выделить следующие группы месторождений природного газа:

1. Метановые (Медвежье, Уренгойское, Северо-Ставропольское, Газлинское). Полностью доминирует метан. Кон­центрация этана еще не промышленная.

2. Этано-метановые (Шебелинское, Березанское, Шатлыкское).

3. Этано-конденсатогазовое (Вуктыльское).

4. Сероводородсодержащее, газоконденсатное, гелионосное (Оренбургское).

5. Конденсатное, сероводородсодержащее (Карачаганакское).

6. Серогазоконденсатное (Астраханское).

На территории стран СНГ также открыто значительное количество газоконденсатных залежей. К их числу относятся Карадагское (Украина), Шебелинское (Украина), Ляль-Микарское (Узбекистан) и Ходжиабадское (Узбекистан), и др. Среди стран СНГ особое место занимает Казахстан, крупнейшим месторождением которого является Карачаганакское конденсатное месторождение, а также нефтегазоконденсатные месторождения Имашевское, Жанажол, Тенге, Урихтау, Узень, Жетыбай, Жетыбай Южный, Каламкас, расположенных в прибортовых зонах Прикаспийской впадины.

Газопереработка и стабилизация конденсата

Попутный нефтяной газ

Для утилизации нефтяного газа должны быть построены сепараторы, системы промысловых газопроводов, компрессорные станции, установки осушки и очистки газа от сероводорода (там, где в газе содержится сероводород) и газоперерабатывающие заводы с системами для транспортировки продуктов переработки (газопроводы, продуктопроводы, наливные эстакады).

Рассмотрим в общих чертах технологию получения попутного нефтяного газа. При добыче нефти из скважин получают некую пластовую смесь (жидкость) и сначала из нее удаляют основную массу воды (она может составлять более 90% смеси). Полученная нефть может иметь самые различные газовые факторы (количество кубометров нефтяного газа на 1 т нефти): от низкого — содержание менее 200 куб.м на 1 т нефти и достаточно типичного для западной Сибири — 400-600 куб.м на 1 тонну нефти, до аномально высокого газового фактора — 2500 куб.м на 1 т нефти. Затем нефть, для выделения из нее попутного нефтяного газа и подготовки ее к транспортировке, направляют на механические сепараторы (например, вихревые). Далее нефть может подвергаться дополнительной подготовке (очистке, осушке и т.д.) и затем, через узлы замера, нефть подается в транспортную систему.

В типичном для России варианте нефтяная смесь для отделения от нее попутного газа проходит три последовательные стадии сепарации. При входе на первую ступень сепарации нефть обычно имеет давление 6-8 атм. На каждой стадии сепарации в результате движения нефтяной смеси под собственным давлением происходит выделение части попутного газа и падение давления смеси. На первой ступени сепарации выделенный газ составляет 60-70% всего попутного газа и имеет давление 6-8 атм. при содержании С1+С2 — до 80%, С3+ — 20% (100-200 г/куб.м), на второй ступени сепарации выделенный газ составляет 20-30% от всего попутного газа при давлении 3-4 атм. и содержании С1+С2 — 60-70%, С3+ — 30-40% (300-400 г/куб.м), на третьей ступени — выделяется всего 5-10% газа при избыточном давлении 0,2-0,3 атм и содержании С3+ — от 1000-1500 до 2000-2500 г/куб.м. [9, 10]

Существуют различные варианты использования выделенного ПНГ. При невысоком газовом факторе более сухой газ 1-2 ступеней сепарации может использоваться нефтяными компаниями без дополнительной переработки как топливный газ на собственных энергетических установках либо подаваться на региональные ТЭЦ (так ежегодно несколько млрд.куб.м газа, собираемого АО «Сургутнефтегаз», подается на Сургутскую ГРЭС, принадлежащую ОАО «Тюменьэнерго»). Собранный попутный нефтяной газ может перерабатываться на месте, закачиваться в пласт, подаваться на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) для дальнейшей переработки или просто сжигаться в факелах.

Как правило, системы сбора и подачи попутного газа на ГПЗ принадлежат нефтяным компаниям. При строительстве ГПЗ их месторасположение старались выбирать так, чтобы попутный газ на них мог подаваться по трубопроводам под собственным давлением (т.е. выбиралась средняя точка между близлежащими месторождениями). Обычно на промысле смешивают газ 1 и 2 ступени сепарации и подают в трубопровод при давлении около 5 атм. с содержанием С3+ 300-350 г/куб.м. Если расстояние до ГПЗ велико, то газ необходимо дополнительно компримировать (сжимать) для подачи на ГПЗ по трубопроводу, это — энергоемкая и, следовательно, дорогостоящая процедура. Поскольку газ 3 ступени сепарации необходимо было бы компримировать в любом случае (хотя бы до 5 атм), то нефтедобывающие компании, чтобы не нести лишних затрат, его либо сжигают, либо закачивают в пласт, либо как-то используют или перерабатывают на месте.

Дополнительным фактором вовлечения нефтяного газа в промышленный оборот является установление государством уровня экологических требований, не позволяющих сжигать ПНГ больше установленных норм. Требования по уровню использования попутного газа отражаются в условиях лицензионного соглашения при получении недропользователем лицензии на право использования недр. Кроме того, технологическая схема утилизации попутного газа рассматривается ЦКР при утверждении общей схемы разработки месторождения. Штрафы за факельное сжигание газа относительно (по сравнению с уровнем доходов от реализации нефти) невелики и налагаются за газ, сожженный «сверх нормативов», а установление этих нормативов для каждого месторождения — это особая процедура … В итоге по неофициальной информации реальное количество сжигаемого на факелах ПНГ почти в два раза превышает официальные данные. [9, 10]

Рассмотрим более подробно процессы переработки нефтяного попутного газа. На ГПЗ, помимо целой серии компрессоров с сепараторами (как правило, сепаратор имеется на входе в каждый компрессор и на схеме газопереработки отдельно не указывается), имеется основной комплекс газопереработки. Он, как правило, включает в себя:

· процесс химической очистки и осушки газа (как правило, газ прокачивают через контейнеры с циолитами — соединениями натрия);

· процесс разделения С1+С2 и С3+ методом охлаждения — первичное разделение и охлаждение производится, как правило, на установках пропанового цикла (пропан является хладагентом), далее температура понижается при снижении давления основной газовой смеси (для рекуперации части энергии используются турбодетандеры).

На выходе из ГПЗ отбензиненный газ для подачи в магистральный газопровод сжимают до рабочего давления газопровода (50-55 атм или 70-75 атм) и охлаждают (газ нагревается после сжатия).

Отметим, что некоторые ГПЗ Западной Сибири (Губкинский, Красноленинский) не содержат элементов описанного выше основного цикла газопереработки (просто потому, что в свое время они не были достроены). На них имеются только циклы сепарации, сжатия и осушки, и выходящий с них газ с высоким содержанием С3+ (не соответствующим стандартам приемки газа в магистральные газопроводы) подается в магистральные газопроводы в относительно небольшом количестве и размешивается в основном потоке природного газа. Получаемая в результате смешения газовая смесь уже соответствует стандартам магистральных газопроводов. Так же некоторые промысловые установки по переработке газа фактически содержат только дополнительные сепараторы, компрессоры и систему осушки.

Строго говоря, традиционно реализованный в России подход к переработке попутного газа нельзя назвать полноценной переработкой газа, а ШФЛУ — это чисто российское понятие, практически нигде в мире больше не встречающееся. Имеющиеся в стране ГПЗ скорее являются «устройствами для подготовки попутного газа к дальнейшей транспортировке», а первой стадией полноценной переработки попутного газа является его фракционирование. Соответственно, в мировой практике попутный нефтяной газ, как правило, подвергают более глубокой переработке на местах и далее транспортируют (и реализуют) уже полноценные продукты нефтехимии.

Таким образом, собственно газопереработка по большому счету является процессом получения сухого газа и подготовительным процессом для нефтехимии. На классическом заводе по переработке попутного газа в России происходит не выделение различных фракций из попутного газа, а разделение его на легкие и тяжелые фракции. Легкие фракции, т.е. сухой отбензиненный газ, можно подавать в распределительные сети и магистральные газопроводы; по сравнению с природным газом, отбензиненный газ содержит повышенное количество С2+ (прежде всего — С2), поскольку в России в настоящее время практически нет переработки попутного газа с выделением этана. Тяжелые фракции — ШФЛУ, являются первичным сырьем для нефтехимии, которое для дальнейшего использования необходимо фракционировать, т.е. выделять по отдельности С3, С4, С5, С6+ (и их смеси). Отдельные же фракции и ограниченные смеси фракций (например, сжиженные газы С3+С4 и бензиновые фракции С5+С6) получаются на ГПЗ в небольших количествах, как «побочный продукт». Так работают ГПЗ Западной Сибири и Самарской области.

На ГПЗ в европейской части России, например на Пермском ГПЗ, имеются газофракционные установки (ГФУ), на которых производится разделение подаваемой смеси (чаще всего — ШФЛУ) на отдельные фракции.

В настоящее время в нефтегазовой промышленности России вследствие несовершенства технологии извлекается не более 30% компонентов С3-С4 от их потенциала в пластовом газе, а в большинстве случаев попутный газ сжигается без предварительной переработки. В настоящее время в Российской Федерации только около 40% попутного нефтяного газа (примерно 12 млрд. м3) подвергается переработке с целью получения сырья для нефтехимических предприятий и сжиженного газа для населения. Еще 40% сжигается без переработки на ГРЭС, а 20% уничтожается на промыслах путем сжигания в открытых факелах [11] (по официальным данным в 2002 году сожжено в факелах более 8 млрд. м³, экспертные оценки дает цифру сожженного в факелах газа еще больше на 3-4 млрд. м³ в год). Таким образом, за последние 10 лет, только в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах в факелах сожжено более 60 млрд. м³ попутного нефтяного газа.

Когда сжигается попутный газ, то горит не только метан — основной компонент природного газа, но и широкая фракция углеводородов, бензин и прочие. За год в атмосферу выбрасывается 400 тысяч тонн вредных веществ — окиси углерода, окислов азота, углеводородов, сажи. Упущенная выгода от каждого невовлеченного в сферу переработки миллиарда кубических метров нефтяного попутного газа эквивалентна потере товарной массы на сумму 270 млн.$ [11]

В семидесятых годах с целью комплексного освоения богатейших нефтяных месторождений в Западной Сибири была разработана и утверждена Советом Министров СССР Программа, включающая Генеральную схему размещения и строительства объектов сбора и переработки попутного нефтяного газа. Промысловый сбор и поставку газа на газоперерабатывающие заводы должны были осуществлять нефтегазодобывающие предприятия, а переработку газа и транспорт готовой продукции потребителям — предприятия, входящие в систему ОАО «Сибнефтегазпереработка» (сегодня ОАО «Сибур»).

Совмином СССР было принято решение о строительстве газоперерабатывающих заводов в основных нефтедобывающих регионах Тюменской области (Нижневартовск, Сургут, Южный Балык, Белозерный, Локосово, Ноябрьск, Пурпе, Нягань) с однотипными комплексными технологическими линиями мощностью в 1,2 млрд. м³ в год, включая единую систему транспорта готовой продукции. Технология заводов предусматривает компримирование и осушку попутного нефтяного газа от влаги с получением в качестве готовой продукции сухого отбензиненного газа, широкой фракции легких углеводородов и стабильного газового бензина[1]. К сожалению, часть заводов так и не была полностью дооснащена необходимым оборудованием.

Ниже приводится список российских заводов по переработке попутного нефтяного газа:

· Туймазинский газоперерабатывающий завод (г. Туймазы, Республика Башкортостан, входит в состав АК «Башнефть»)

· Шкаповский газоперерабатывающий завод (р. п. Приютово, Республика Башкортостан, входит в состав АК «Башнефть»)

· Грозненский газоперерабатывающий завод (г. Грозный, завод разрушен)

· Миннибаевский газоперерабатывающий завод (г. Альметьевск, Республика Татарстан, входит в состав АК «Татнефть»)

· Нижневартовский газоперерабатывающий завод (г. Нижневартовск, Тюменская область, входит в состав АО «СИБУР-Тюмень»)

· Сургутский газоперерабатывающий завод (г. Сургут, Тюменская область, входит в состав АО «СИБУР-Тюмень»)

· Ноябрьское газоперерабатывающее предприятие (г. Ноябрьск, Тюменская область, входит в состав АО «СИБУР-Тюмень»)

· Южно — Балыкский газоперерабатывающий завод (пос. Южно — Балыкского ГПЗ, Сургутский район, Тюменская область, входит в состав АО «СИБУР-Тюмень»)

· Когалымское газоперерабатывающее предприятие (г. Когалым, Тюменская область, контролируется АО «СИБУР», включает Муравленковский ГПЗ и Вынгапуровскую КС)

· Белозерный газоперерабатывающий завод (г. Нижневартовск, Тюменская область, входит в состав АО «СИБУР-Тюмень»)

· Красноленинский газоперерабатывающий завод (г. Нягань, Тюменская область, входит в состав АО «СИБУР-Тюмень»)

· Локосовский газоперерабатывающий завод (г. Лангепас, Тюменская область, контролируется ОАО «ЛУКОЙЛ»)

· Муравленковский газоперерабатывающий завод (г. Муравленко, Тюменская область, входит в состав Когалымского газоперерабатывающего предприятия)

· Варьеганский газоперерабатывающий завод (г. Радужный, Тюменская область, входит в состав АО «СИБУР-Тюмень»)

· Губкинский газоперерабатывающий завод (пос. Губкинский, Тюменская область, входит в состав АО «СИБУР-Тюмень»)

· Пермский газоперерабатывающий завод (г. Пермь, контролируется АО «СИБУР»)

· Отрадненский ГПЗ (пос. Отрадный, Самарская область, контролируется АО «ЮКОС»)

· Нефтегорский ГПЗ (г. Нефтегорск, Самарская область, контролируется АО «ЮКОС»)

· Нефтекумский ГПЗ (г. Нефтекумск, Ставропольский край, входит в состав ОАО «Роснефть-Ставропольнефтегаз»)

· Коробковский ГПЗ (г. Котово, Волгоградская область, входит в состав АО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»)

· Предприятие «Пермьнефтегазпереработка» (Пермская область, входит в состав АО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»)

Кроме того, существует недостроенный Тарасовский ГПЗ (рядом с пос. Губкинский, Тюменская область).

Большинство заводов по переработке нефтяного газа в Тюменской области ранее входили в состав АО «Сибнефтегазпереработка», а сейчас входят в структуру АО «СИБУР-Тюмень».

ОАО «Газпром» располагает следующими газоперерабатывающими заводами:

· Астраханский ГПЗ (входит в состав ООО «Астраханьгазпром»)

· Сосногорский ГПЗ (Республика Коми; входит в состав ООО «Севергазпром»)

· газоперерабатывающий комплекс в Оренбурге (входит в состав ООО «Оренбурггазпром», помимо Оренбургского ГПЗ включает гелиевый завод)

Старейшим газоперерабатывающим заводом России является Московский. На заводе реализовывались различные процессы переработки газов. В частности в начале 90-х годов было организовано производство сжиженного природного газа и гелия из гелиевого конденсата, доставляемого из Оренбурга (сейчас соответствующее оборудование демонтировано).

В советское время монтажем, наладкой и ремонтом технологического оборудования газоперерабатывающих заводов централизованно занималось Производственное объединение «Реммонтажгаззаводы» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, в основном занималось оборудованием для переработки ПНГ)

В Краснодаре расположен ведущий НИИ по вопросам газопереработки — НИПИгазпереработка (занимается в основном вопросами переработки ПНГ, сейчас контролируется АО «СИБУР») и строительная организация «Кубаньстройгазпереработка». Вопросами переработки газа и конденсата занимается и ведущая научная организация ОАО «Газпром» — ВНИИГАЗ.

Загрузка действующих сегодня газоперерабатывающих заводов не превышает 33%. Газоперерабатывающие заводы России были построены для объемов добычи в 350-400 млн. тонн нефти в год. При обосновании мощности в 9 млрд м³ был сооружен, к примеру, на 4,8 млрд м³ Варьеганский ГПЗ (в режиме компрессорной станции). Загружался он в последние годы максимум на 0,86 млрд м³, а в 2000 году — на 0,092 млрд м³, т.е. на 2% мощности. И это не единичный случай [5]:

Использование мощностей ГПЗ
	Проектная мощность переработки нефтяного газа, млн.м3/год	2000 г.
		Принято нефтяного газа в переработку, млн.м3	Сухой газ (отбенз..) млн.м3	ШФЛУ тыс. т	Бензин газовый стаб., тыс. т
Белозерный ГПЗ	4280	2958	1811	407	122
Нижневартовский ГПЗ	8560	2283	1930	483	147
Сургутский ГПЗ	4280	2262	2095	318	105
Губкинский ГПЗ (режим КС)	2140	1683	1626	—	17
Локосовский ГПЗ	2070	997	799	284	52
Южно-Балыкский ГППЗ	1605	595	512	99	41
Красноленинский ГПЗ	2140	490	443	—	31
Муравленковский ГПЗ	2140	241	204	26	22
Варьеганский ГПЗ (режим КС)	4800	92	60	—	41
ВСЕГО	32015	10701	9480	1617	578

Общая мощность заводов ОАО «Газпром» составляет 48 млрд. м³ в год, их загруженность в 2001 году составила 73%. Оборудованию заводов 25-30 лет, износ основных фондов превысил 65%. Продуктопроводы и газопроводы нуждаются в реконструкции. Состояние трубопроводного транспорта ШФЛУ оценено Госгортехнадзором РФ как неудовлетворительное [5].

Нефтяные компании, которые производят 98% попутного нефтяного газа в стране, владеют лишь 20% суммарных мощностей переработки. Поэтому они вынуждены продавать газ ОАО «СИБУР». ОАО «СИБУР», который является фактическим монополистом в этой области, предпочитает его покупать, а не брать на процессинг. Однако основной проблемой при переработке попутного нефтяного газа является проблема сухого отбензиненного газа, для закачки которого в магистральный трубопровод нужно согласование с ОАО «Газпром». ОАО «СИБУР», имея свободный допуск в трубу ОАО «Газпром», по сути является еще и монополистом на реализацию сухого газа.

Сложившееся положение подталкивает нефтяные компании к приобретению или созданию собственной газопереработки. Например, в 2001 году ОАО «Сургутнефтегаз» и ОАО «ЛУКОЙЛ» выкупили у ОАО «СИБУР» Сургутский и Локосовский ГПЗ, соответственно. Это ведет к созданию совместных предприятий с нефтяными компаниями на базе предприятий, принадлежащих ОАО «СИБУР».

Крупнейшей нефтехимической компанией России является ОАО «СИБУР». В результате поглощения большинства нефтехимических предприятий в состав ОАО «СИБУР» вошли около 90 российских предприятий, занимающих по различным направлениям от 25% до 70% рынка нефтехимии.

В состав ОАО «СИБУР» входят ОАО «Сибур-Тюмень», ОАО«Сибур-Нефтехим», ОАО «Воронежсинтезкаучук», ОАО Омский шинный завод, ОАО Ярославский шинный завод, АО Азот (г. Кемерово), АО «Уралоргсинтез» (г. Чайковский), Томск-полимер, Тольяттикаучук, «Новокуйбышевская нефтехимическая компания». ОАО «Сибур-Нефтехим» включает в себя нефтехимический завод в г. Кстово, где вырабатывается продукция пиролиза, завод окиси этилена и гликолей и «Капролактам» в г. Дзержинске. Номенклатура продукции компании этилен, пропилен, бензол, окись этилена, моноэтиленгликоль. ОАО «Сибур-Химпром» координирует материальные потоки между Пермским ГПЗ, заводом «Стирол» и заводом бутиловых спиртов. Номенклатура компании — сжиженные газы, этилен, пропилен, стирол, бутиловые спирты и другая нефтехимическая продукция. ОАО «Уралоргсинтез» вырабатывает сжиженные газы, МТБЭ, бензол и адсорбенты. Кроме того, заводами ОАО «СИБУР» выпускаются бутадиен, изопрен, синтетические каучуки, полипропилен, полиэтилен и др.

Крупнейшим производителем нефтяного (попутного) газа является нефтяная компания «Сургутнефтегаз», добывающая около 40% всего нефтяного (попутного) газа в Западной Сибири. Значительная часть газа, добываемого ОАО «Сургутнефтегаз», используется без переработки. В основном это газ Лянторской и Федоровской групп месторождений (газ так называемых «газовых шапок»), который без переработки поставляется на Сургутскую ГРЭС.

И тем не менее, утилизация попутного нефтяного газа экономически не выгодна нефтяным компаниям. Позиция нефтяных компаний такова, что высокое содержание попутного газа в добываемой нефти увеличивает затраты на обустройство скважины на 20-25%, а значит попутный нефтяной газ имеет достаточно высокую себестоимость, даже несмотря на то, что сжигается на факеле. По их мнению, себестоимость извлечения попутного нефтяного газа колеблется от $7 до $9. Транспортировка попутного газа до газоперерабатывающих предприятий с удаленных месторождений увеличивает себестоимость добычи до $20-27 за 1000 м³. Промысловая переработка попутного нефтяного газа поднимает сложный вопрос использования и транспорта продуктов такой переработки. При этом экономика заводской газопереработки в настоящее время состоит на 35% из стоимости сырья и на 45% из стоимости электроэнергии (российские ГПЗ используют компрессоры преимущественно с электрическим приводом).

Стабилизация конденсата

В целом в РФ открыто около 300 газоконденсатных месторождений, из которых разрабатываются с отбором конденсата около 100 месторождений. В отдельных залежах содержание конденсата в газе превышает 500 г/ м³.

Ниже приводится таблица с кратким описанием крупнейших проектов по разработке месторождений углеводородов, в том числе содержащих и запасы конденсата, на условиях СРП (по состоянию на конец 2000г.) [12]:

Участок недр	Регион	Инвестор	Запасы (ABC1+C2)	Самотлорское нефтегазоконденсат-ное месторождение	Ханты-Мансийский АО	ОАО «Самотлорнефтегаз»	1275,3 млн тонн нефти, 155,6 млрд куб. м газа, 17,1 млн тонн газового конденсата	Юрубченский блок Юрубчено-Тохомского месторождения	Эвенкийский АО	ОАО «Восточно-Сибирская нефтегазовая компания» (ВСНК)	281 ,2 млн тонн нефти, 91 ,8 млрд куб. м газа, 25,4 млн тонн газового конденсата	Киринский перспективный блок «Сахалин-3»	Сахалинская область	«ЭксонМобил», «Тексако», ОАО «НК Роснефть», ОАО «НК Роснефть-Сахалин-морнефтегаз»	453 млн тонн нефти, 720 млрд куб. м газа, 53 млн тонн газового конденсата	«Северные территории»	Ямало-Ненецкий АО	ОАО «НК ЛУКОЙЛ», «Коноко»	176,1 млн тонн нефти, 51 ,3 млрд куб. м газа, 1 ,5 млн тонн газового конденсата
Харампурское нефтегазоконденсат-ное месторождение	Ямало-Ненецкий АО	ОАО «НК Роснефть»	153,7 млн тонн нефти, 68,0 млрд куб. м газа, 10,6 млн тонн газового конденсата
Тянское нефтяное месторождение	Ханты-Мансийский АО	ОАО «Сургутнефтегаз»	315,2 млн тонн нефти 688,9 млрд куб. м газа, 2,7 млн тонн газового конденсата
Штокмановское газоконденсатное месторождение	Шельф Российской Федерации (Баренцево море)	РАО «Газпром», ЗАО «Росшельф», «Коноко» (США), «Несте» (Финляндия), «Норск Гидро» (Норвегия), «Тоталь» (Франция)	2536,4 млрд куб. м газа 21,5 млн тонн газового конденсата
Комсомольское нефтегазоконденсат-ное месторождение	Ямало-Ненецкий АО	ОАО «НК Роснефть»	185,3 млн тонн нефти, 386,7 млрд куб. м газа, 0,9 млн тонн газового конденсата

Сейчас к этому списку можно добавить проект разработки Ковыктинского газоконденсатного месторождения в Иркутской области. Готовится проект разработки Чаяндинского месторождения в Якутии.

ОАО «Газпром» эксплуатирует 6 крупных газоконденсатных месторождений в Западной Сибири (Уренгойское, Ямбургское, Медвежье, Комсомольское, Юбилейное, Вынгапуровское), при этом на первые два приходится, соответственно, до 50% и до 35% суммарной добычи газа, осуществляемой данной компаний. За пределами Западной Сибири ОАО «Газпром» ведет добычу природного газу и газового конденсата в Оренбургской и Астраханской областях (в последней — преимущественно газовый конденсат). Необходимо отметить, что лишь Ямбургское месторождение имеет перспективы длительной эксплуатации (степень его выработанности — 23,1%). Данный показатель по иным крупным месторождениям, эксплуатируемым ОАО «Газпром» либо приблизился к 50% (Уренгойское и Оренбургское месторождения), либо превысил это значение (Вынгапуровское и Медвежье месторождения).

По потенциальному содержанию конденсата в добываемом газе различают бедные, средние и богатые газовые смеси [13]:

Показатели	Газовая смесь
	Бедная	Средняя	Богатая
Содержание конденсата, см3/м3	?135	135-270	>270
Содержание метана, об. %	>90	85-90	до 85
Давление максимальной конденсации, МПа	7-8	8-10	>10
Средняя молекулярная масса газа	18-20	20-24	>24

Выделение конденсата из добываемого жирного газа происходит вследствие снижения давления при постоянной температуре или при охлаждении. При этом в первую очередь конденсируются наиболее тяжелые компоненты, а затем все более легкие. Давление, при котором выпадает наибольшее количество конденсата, называется давлением максимальной конденсации.

Количественное соотношение фаз в продукции газоконденсатных месторождений оценивается газоконденсатным фактором. Этот фактор показывает отношение количества добытого газа (в м³ при нормальных условиях) к количеству полученного конденсата (в м³ или т), улавливаемого в сепараторах и сорбционных установках.

Чем богаче конденсатом газ, тем меньше газоконденсатный фактор. Последний для разрабатываемых газоконденсатных месторождений колеблется в пределах 2000-250 000 м³/ м³.

На основании проекта разработки и в полном соответствии с ним проектная организация разрабатывает проект обустройства газоконденсатного месторождения. В этом проекте разрабатываются системы сбора газа и конденсата и рациональное размещение установок низкотемпературной сепарации (НТС), установок осушки газа (от паров воды), установок очистки газа от сероводорода (H2S), углекислого газа (CO2), а также газоперерабатывающих заводов, головных и дожимных компрессорных станций.

При добыче газа из газоконденсатных месторождений выделение (конденсация) газового конденсата производится непосредственно на месторождении. Далее может осуществляться как дополнительная переработка и очистка газа для подачи его в магистральные газопроводы, так и переработка газового конденсата. До мест переработки газ доставляется по газопроводам, а конденсат — в жидком состоянии по трубопроводам (продуктопроводам) или в железнодорожных цистернах. Но для транспортировки газового конденсата в жидком состоянии из него нужно выделить легкие (летучие) фракции, эта процедура называется стабилизацией конденсата и, как правило, также производится рядом с местом добычи конденсата. В результате процесса стабилизации из первичного газового конденсата получают стабильный газовый конденсат (который можно транспортировать далее в жидком состоянии) и низконапорный (т.е. с низким давлением) газ стабилизации, который, по сравнению с природным газом, содержит повышенное количество С₂₊. Газ стабилизации стараются использовать, как правило, на месте его получения, поскольку для подачи в магистральные газопроводы он требует дополнительной переработки (прежде всего, выделения С₃₊) и компримирования (сжатия). Газовый конденсат является ценным сырьем для нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий.

Большинство месторождений конденсата в начальный период разработки имеют высокие пластовые давления, доходящие до 60 МПа. Высокое начальное давление природного газа используется в этих случаях для получения холода и выделения вследствие этого водяного и углеводородного конденсата из газа.

Основные мощности по стабилизации конденсата и его переработке принадлежат ОАО «Газпром» (100% долевое участие) и сосредоточены в Сургуте, Астрахани, Оренбурге, Уренгое и Сосногорске. Их установленные мощности могут перерабатывать до 50 млрд. куб.м. газа в год и стабилизировать примерно 21 млн. твг газового конденсата. Часть объемов стабильного конденсата используется на перерабатывающих заводах ОАО «Газпром» как сырье для получения нефтепродуктов [6].

Итоги деятельности крупнейших газоперерабатывающих предприятий ОАО «Газпром» в 2001 году (тыс. тонн)
Предприятие	Стабильный конденсат	Сжиженные газы	Бензины	Дизтопливо	Мазут
Астраханский ГХК	2743,1	252,4	959,2	794,6	376,2
Сургутский ЗСК	2158,2	944,9	209,0	730,0	—
Уренгойгазпром	440,3	32,7	17	137,2	—
Оренбургский ГХК*	395,1	721,7	—	—	—
Сосногорский ГПЗ	256,9	124,3	н.д	н.д	—
Кубаньгазпром	23,9	н.д.	4,1	8,4	8,2
Итого	6017,5	2076,0	1189,3	1670,2	384,4
* — собственный конденсат, без карачаганакского сырья.

Сургутский завод по стабилизации конденсата (СЗСК) является комплексом по переработке нестабильного деэтанизированного конденсата (отделение этана осуществляется в Уренгое), добываемого на Уренгойском, Ямбургском и др. месторождениях. Введен в эксплуатацию в 1985 г. Завод производит стабильный конденсат, автомобильный бензин, дизельное топливо, сжиженный газ, пентан-гексановую фракцию. В 2001 году Сургутский ЗСК стабилизировал более 2,1 млн. тонн конденсата.

Уренгойский завод по подготовке конденсата к транспорту производит деэтанизированный газовый конденсат, направляемый для дальнейшей переработки на Сургутский завод по стабилизации конденсата, автомобильный бензин, дизельное топливо. Первая очередь завода введена в 1985 г., вторая — в 2001 г.

Оренбургский газохимический комплекс (ГХК) является крупнейшим в мире предприятием по переработке сероводородсодержащего газа. Введен в эксплуатацию в 1974 г. В структуру комплекса входит завод по выработке газообразного гелия, а также ГПЗ, производящий сухой товарный газ, стабильный газовый конденсат, этан, сжиженный газ, серу газовую, одорант (смесь природных меркаптанов со специфическим запахом, добавляемую в природный газ для его обнаружения) и др. Природный газ и нестабильный конденсат поступает с двух месторождений — Оренбургского (Россия) и Карачаганакского (Казахстан). Часть подготовленного конденсата по конденсатопроводу транспортируется в Башкортостан, на Салаватнефтеоргсинтез, где из него производятся нефте- и нефтехимические продукты. В 2001 году завод стабилизировал и очистил порядка 3,5 млн. тонн конденсата (из этого объема почти 3 млн. тонн пришлось на карачаганакское сырье).

Астраханский ГХК получает конденсат и нефть с одноименного месторождения. Является комплексным предприятием, первая очередь которого была введена в эксплуатацию в 1986 г., вторая — в 1997 г. Перерабатывающий арсенал завода значительно богаче, чем в Оренбурге: из нефти и стабилизированного конденсата здесь получают сухой товарный газ, стабильный газовый конденсат, сжиженный газ, бензин, дизельное топливо, мазут, серу газовую, одорант. В 2001 году, при общей добыче жидких углеводородов материнской компанией — Астраханьгазпромом — около 3,7 млн. тонн, завод произвел 2,7 млн. тонн стабильного конденсата. Астраханский ГХК — единственный из прочих газпромовских ГПЗ, который производит топочный мазут.

Сосногорский ГПЗ, входящий в структуру Севергазпрома, вырабатывает сухой товарный газ, сжиженный газ, стабильный газовый конденсат, автомобильный бензин, тех. углерод (иначе канальную сажу) из сырья газовых месторождений Республики Коми. В прошлом году завод стабилизировал около 250 тыс. тонн конденсата. Это предприятие является единственным в России производителем технического углерода, используемого в полиграфической и резинотехнической промышленности.

Отпускная цена на газовый конденсат составляет в среднем 3,5 тыс. руб. за тонну, дистиллят газового конденсата в среднем 5,1 тыс. руб. за тонну.

На экспорт по системе Транснефти в 2000 г. ушло порядка 500 тыс. тонн конденсата. В числе организаций-экспортеров конденсата значатся большинство добывающих «дочек» Газпрома. Трубопроводный экспорт не дает Газпрому максимальной выгоды: поставляя в общую трубу конденсат, компания на выходе имеет обычный Urals. Банк же качества, призванный компенсировать производителям разницу в качестве их нефти, в России пока не действует. Альтернативным вариантом является вывоз конденсата по железной дороге и морским путем. В настоящее время государственные контролирующие органы не отмечают значительных объемов экспорта. По словам источника из Минэнерго России, с Обской губы по Северному морскому пути экспортные поставки газпромовского конденсата не превышают 3-4 судов за навигацию.

Направления и объемы реализации стабильного конденсата в ОАО «Газпром» являются коммерческой тайной. По данным Минэнерго России, значительные объемы уходят на предприятия «СИБУРа». Кроме того, конденсат пользуется спросом на НПЗ: переработчики добавляют его к нефти для увеличения выхода светлых нефтепродуктов. По оценкам экспертов, российские НПЗ в год закупают минимум 150-200 тыс. тонн. Весь этот объем поставляется по железной дороге.

Трубопроводный экспорт не дает «Газпрому» максимальной выгоды: поставляя в общую трубу конденсат, компания на выходе имеет обычный Urals. Банк же качества, призванный компенсировать производителям разницу в качестве их нефтей, в России пока не действует. Альтернативным вариантом является вывоз конденсата по железной дороге и морским путем. В настоящее время государственные контролирующие органы не отмечают значительных объемов экспорта. По словам источника из Минэнерго, с Обской губы по Северному морскому пути экспортные поставки газпромовского конденсата не превышают 3-4 судов за навигацию.

Часть II — Технологии подготовки газа

Резюме Части II

Часть II содержит описание существующих технологий, используемых при подготовке и переработке попутного нефтяного газа, а также газа конденсатных месторождений. Указываются основные технологические и экономические преимущества и недостатки изложенных методов. Приводится обзор существующих предприятий и промышленных установок.

Основные методы подготовки газа

Состав попутного нефтяного газа, получаемого из нефтяных скважин (как впрочем и газа газоконденсатных месторождений) не позволяет направлять его непосредственно в магистральные трубопроводы.

Так содержание углекислоты и сероводорода приводит к сильной коррозии трубопроводов и оборудования. Содержание паров воды чревато образованием гидратов. Высокое содержание «жирных» фракций (высокая точка росы по углеводородам) может стать причиной выпадения конденсата. Кроме того, ОСТ 51.40-93 устанавливает ограничение на низшую теплоту сгорания газа, поставляемого в магистральный трубопровод.

Для подготовки природного и нефтяного газа к транспортированию используются следующие процессы [13]:

• Низкотемпературная сепарация
  • Дроссель-эффект
  • Детандеры
  • Искусственный холод
• Компрессионный метод
• Короткоцикловая адсорбция
• Абсорбционный метод (масляная абсорбция)

Все установки подготовки газа начинаются с сепаратора, освобождающего газ от сконденсировавшейся по пути воды и капель конденсата.

Низкотемпературная сепарация

Осушка газа и выделение конденсата вследствие дроссель-эффекта

При наличии высокого давления на месторождении (до 60 МПа) предварительно охлажденный газ пропускают через штуцер, снижая давление до давления максимальной конденсации (6-8 МПа). Далее проводят повторную сепарацию и стабилизацию выделенного конденсата. При понижении давления газа в штуцере на 0,1 МПа температура газа в среднем уменьшается на 0,3 ⁰С.

Для предотвращения образования гидратов в поток газа предварительно нагнетается ДЭГ.

Осушка газа и выделение конденсата за счет холода, получаемого в детандерах

Газ из скважин под давлением 6-12 МПа охлаждается, сепарируется и поступает в детандер, где как рабочий агент вращает турбину (или винт), в результате чего температура газа резко падает. При понижении давления газа в детандере на 0,1 МПа температура газа в среднем уменьшается на 6 ⁰С.

Для предотвращения гидратообразования в газ подается ДЭГ.

Осушка газа и выделение конденсата при применении искусственного холода

Холодильные машины применяются на месторождениях в тех случаях, когда дроссель-эффект не может обеспечить необходимой точки росы газа. На месторождения России применяются только компрессионные холодильные машины (Ачаковское, Газлинское, Учкырское, Вуктыльское).

Пропановая холодильная установка работает по схеме двухступенчатого сжатия паров пропана. Охлаждение очищаемого газа осуществляется в испарителе за счет кипения пропана при температуре -18 ⁰С.

Компрессионная обработка

Компрессионный метод заключается в последовательном сжатии газа компрессором, а затем охлаждении с сепарацией выпадающего конденсата. Однако этим методом невозможно полностью извлечь широкие фракции углеводородов и поэтому газ на последней стадии обычно направляется на абсорбционную установку, на которой дополнительно извлекаются пропан-бутановые и пентановые фракции.

Использование сорбентов

Осушка газа на абсорбционных установках (вода)

Газ осушают твердыми (хлористый кальций, селикагель, молекулярные сита и пр.) или жидкими (этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ) веществами. В России чаще используют жидкие вещества — их называют абсорбентами. Преимущества абсорбентов — хорошая растворимость в воде, быстрая регенерация, высокая стабильность, значительная разница в плотности с углеводородным конденсатом.

Адсорбция производится путем организации встречного движения сорбента и газа в адсорбере.

Абсорбционная очистка газа (сероводород и углекислый газ)

Очистка природного газа ведется при высоком давлении (до 6 МПа) и в газе, где отсутствует кислород. Для очистки применяются растворы этаноламинов: МЭА, ДЭА и ТЭА.

Осушка и выделение конденсата на короткоцикловых адсорбционных установках

Пары воды и тяжелые углеводороды поглощаются твердыми сорбентами (адсорбция) при обычных температурах газа (15-40 ⁰С). Установлено, что чем больше в газе легких компонентов, тем слабее они удерживаются на поверхности адсорбентов. Поэтому для получения большего количества конденсата целесообразно сокращать длительность цикла адсорбции. При сокращении цикла значительно уменьшается и размер адсорбционных колонн. Вот почему получили распространение короткоцикловые адсорбционные установки. Однако сокращение времени ограничивается обычно медленной десорбцией бензиновых углеводородов.

Факторы, определяющие выбор способа подготовки (переработки) газа

Выбор технологии подготовки (обработки) газа определяется в первую очередь требуемой глубиной извлечения целевых компонентов. Предпочтительные области применения различных технологических процессов представлены в следующих таблицах:

Таблица базовых методов подготовки газа:

Показатели	Низкотемпературная сепарация			Компрессионный метод	Короткоцикловая адсорбция	Абсорбционный метод
	Дроссель-эффект	Детандеры	Искусственный холод
Давление, при котором рекомендуется осуществлять процесс, МПа	> 12	6-12	< 6	< 0,6	> 6	> 6
Степень извлечения пропан-бутанов, %	50	60	40	30	80	90
Температура газа в сепараторе (абсорбере), 0С	-15	-30	-10	+15	+20	+30

Таблица комплексных методов подготовки газа [14]:

Процесс	Глубина охлаждения, 0С	Степень извлечения, %
		С2	С3	С4
Низкотемпературная абсорбция	-40	40	90	97
НТС + пропановый холодильный цикл	-40	40	90	97
НТС + пропан-этановый холодильный цикл	-80	80	95	99
НТС + детандер + пропановый холодильный цикл	-90	90	95	99
НТС + детандер + этан-этиленовый холодильный цикл	-120	95	95	99

Другим определяющим фактором является состав обрабатываемого газа. Критерием выбора в данном случае является экономическая эффективность процесса с учетом приведенных затрат [14]:

• При содержании в газе углеводородов С₃₊ до 3% мол., преимуществом обладает процесс низкотемпературной абсорбции;
• Для газа, содержащего от 3% до 12,6% мол. С₃₊ процессы низкотемпературной абсорбции (три ступени) и низкотемпературной сепарации приблизительно равнозначны;
• Для более жирных газов низкотемпературная сепарация неоспоримо выгоднее.

Несмотря на более высокие капитальные и эксплуатационные расходы на процесс низкотемпературной абсорбции по сравнению с низкотемпературной сепарацией, дополнительная прибыль и рентабельность у установок НТА почти в два раза выше за счет увеличения выхода продукции.

Альтернативные технологии

Пульсационные охладители газа (ПОГ)

Разработчик: ООО «ВНИИГАЗ» [9, 10]. Аппараты ПОГ являются расширительными холодильными машинами и предназначены для охлаждения газов при наличии свободного перепада давления. Принцип действия ПОГ основан на ударно-волновом энергообмене между расширяемым (охлаждаемым) газом и «приемным» газом, находящимся в полузамкнутых трубах аппарата.

Основными элементами типовой установки являются рекуперативный теплообменник «газ-газ», газожидкостной сепаратор и один или более аппаратов ПОГ.

В аппаратах имеется один подвижный элемент — газораспределитель, скорость вращения которого не превышает 2-3 тыс. об/мин, что в несколько раз ниже, чем в турбодетандерах.

Критерий эффективности охлаждения: изоэнтропийный КПД, достигнутый при стендовых испытаниях на воздухе макетных образцов, составляет 0,7. КПД промышленных аппаратов, работающих на углеводородных газах, составляет 0,4-0,6.

Требует регулярного эксплуатационного обслуживания (пополнение смазки подшипникового узла на работающем аппарате один раз за 3-5 суток, продолжительность операции 5 мин.)

Эксплуатируются на Сосногорском ГПЗ в составе установки извлечения ШФЛУ из газов стабилизации конденсата, в составе установки отбензинивания вуктыльского газа, в составе установки НТС газов, прошедших установку масляной абсорбции, в составе установки НТС газов, прошедших абсорбционную обработку.

Давление рабочей среды 1,0-3,5 МПа

Производительность 3-23 тыс.куб.м/ч

Изоэнтропийный КПД охлаждения 0,3-0,6

(что существенно превышает термодинамическую эффективность вихревых труб)

Масса 1-5 т.

Охлаждая весь поток газа, ПОГ в два раза превосходят вихревые трубы по холодопроизводительности.

Недостатки: невозможность компримирования расширенного газа и ограничение по холодопроизводительности вследствие неэффективного отвода теплоты от энергообменных каналов.

Волновой детандер

Разработчик: ООО «ВНИИГАЗ» [9,10]. В отличие от ПОГ, в каждом цикле воспринимающий энергию газ в каждом цикле выводится из энергообменного канала и замещается новой порцией подлежащего компримированию газа. Таким образом, волновой детандер является расширительной холодильной машиной по своему функциональному назначению аналогичной «классическому» турбодетандеру, но без промежуточного преобразования энергии в механическую работу. Принцип волнового энергообмена позволяет эксплуатировать подобного рода аппараты в двух режимах:

режим детандер-компрессора, при котором одна среда расширяется и охлаждается, а другая сжимается и нагревается. Расход компримируемой среды составляет 10-50% от расхода расширяемой, а конечное давление сжатия может в 1,2 раза превышать давление газа перед расширением. Компримируемо средой может быть как охлажденный в аппарате газ, так и сторонний поток с давлением, близким к давлению расширенного газа;

режим делителя, при котором исходный поток разделяется в аппарате на два — расширенный охлажденный (60-80%) и скомпримированный нагретый (40-20%) с давлением до 1,3 от давления исходного потока.

Эффективность охлаждения расширенного потока в обоих режимах одинакова и сопоставима с эффективностью турбодетандера. Температура сжатого потока может на 100 и более градусов превышать температуру газа перед расширением.

Обмен энергией между расширяемым и компримируемым газами происходит в энергообменных каналах, расположенных по периметру цилиндрического ротора. При вращении ротора в каждый из каналов через сопла и диффузоры газораспределителей, установленных с торцевых сторон ротора, вводятся и выводятся учавствующие в энергообмене газы. Вращение ротора осуществляется энергией газовых потоков, поступающих в аппарат. Электрический двигатель служит для пуска аппарата и поддержания расчетной скорости вращения.

Термодинамическая эффективность — 0,6-0,8

Техническое обслуживание — смазка на работающем аппарате с периодичностью 3-10 сут. в течение 2-3 мин.

 

3S

Технология разработана компанией TransLang Technologies Ltd. под общим названием Super Sonic Separator («3S») [15]. Развитие этой технологии основывается на использовании достижений аэродинамики, связанных с аэрокосмической техникой. На базе этих разработок созданы соответствующие установки сепарации природного газа, которые прошли тестирование в лабораторных и полевых условиях в России и Канаде.

«3S» обладает потенциалом использования при решении следующих задач газовой промышленности:

• подготовка газа к транспорту (дегидратация и выделение тяжелых углеводородов);
• сепарация пропан — бутанов (LPG);
• сепарация H2S и CO2;
• выделение этана;
• сжижение метана.

На сегодня созданы и испытаны только установки «3S», способные эффективно решать задачу сепарации компонент С₅₊ и С₃₊ . Реально созданы установки:

• установка производительностью 7?9 кг/сек по входному потоку (около 500 млн. нм.³/год), которая работает на испытательном полигоне вблизи г. Калгари (Канада);
• экспериментальный стенд с установкой типа «3S» в Московской области с производительностью 1,5?2,5 кг/сек по входному потоку, рабочим давлением до 150 атм., с возможностями изменения начальной температуры от -60°С до +20°С.

Технология «3S» компании TransLang и соответствующие установки уже запатентованы в России, США, Австралии. Получена также положительная оценка Евразийской патентной заявки. Кроме того, Международная Патентная Организация выпустила Предварительный Отчет по оценке PCT заявки компании TransLang, подтверждающий соответствие заявки международным патентным критериям, и содержащий положительные рекомендации патентным поверенным стран и групп стран, включенным в заявку. Процесс патентования продолжается в ряде регионов, имеющих высокий потенциал применения «3S».

Сравнение с традиционными технологиями.

Установки «3S» при любых условиях превосходят по эффективности JT — клапан (дроссель). Они эффективно работают и в таких условиях, когда JT — клапан неприменим.

Испытания показали, что по сравнению с JT- клапаном выделение тяжелых углеводородов увеличивается не менее чем на 30% (при том же перепаде давления), а экономия компрессорных мощностей при решении задач подготовки газа к транспорту достигает 50 ? 70%, вследствие чего уменьшаются эксплуатационные издержки.

На рисунке ниже приведен график сравнительной эффективности установки «3S» и JT — клапана при сепарации тяжелых углеводородов для одной из серий испытаний в дозвуковом режиме.

Каждой точке на этом графике соответствует результат испытания установки «3S». При этом соответствующее значение по вертикальной оси означает степень извлечения тяжелых углеводородов, достигнутую в этом эксперименте, а по горизонтальной оси — расчетную степень извлечения для JT-клапана при том же перепаде давления.

В зависимости от решаемых задач в «3S» используются: до- или сверхзвуковые сопла, различные типы закручивающих устройств, разные виды диффузоров. Стенка рабочей части может быть снабжена специальной перфорацией, через которую также происходит отбор жидкости.

Иллюстрация некоторых результатов, уже достигнутых на установках «3S».

В области подготовки газа к транспорту.

При начальном давлении 100 атм. и начальной температуре 20⁰ С удается обеспечить точку росы выходящего потока газа по воде и углеводородам на уровне -10⁰ С за счет падения первоначального давления лишь на 17 -20 % , и на уровне — 15⁰ С при падении давления на 22 — 25 %.

В области извлечения пропан — бутанов (LPG).

При начальном давлении 60 — 75 атм. за счет падения первоначального давления на 25 — 30% удается, в зависимости от состава газа и начальной температуры, извлечь 75 — 85% пропан-бутанов.

Часть III — Технико-экономические оценки

Резюме Части III

Часть III содержит краткое описание технологии охлаждения смесей углеводородных газов с использованием вихревого охладителя, некоторые оценки технологических и экономических параметров предлагаемой промышленной установки, варианты использования предложенных решений, а также рекомендации по дальнейшему продвижению на рынке. Приведен расчет общих возможных параметров реализации бизнес-процессов с использованием предлагаемых технологий.

Технологические оценки

Технология ГПЗ «Сибур-Тюмень»

Технология газоперерабатывающих заводов Западной Сибири проектировалась на основании описанных выше методов подготовки и очистки газа [16].

Установки НТК

Жирный газ, поступающий на установку НТК (рис 1.) под давлением 3-4 МПа, сначала охлаждается в последовательной цепочке рекуперативных теплообменников 1-4 с обратными потоками газа и конденсата, а затем дополнительно (испаряющимся пропаном или аммиаком) в испарителе 5 до температуры -35⁰С.

Образовавшийся в результате умеренного охлаждения углеводородный конденсат отделяется от остаточного газа в сепараторе 6. Газ направляется в газопровод, а конденсат в деэтанизатор 7. В конденсате преобладают высококипящие углеводороды (С₃₊). Однако в его составе есть метан и этан. Они отгоняются из конденсата в деэтанизаторе 7.

Пары орошения конденсируются в пропановом холодильнике 8 откуда газожидкостная смесь поступает в емкость 9. Жидкость орошения в колонну насосом 10, а продукт их верхней части колонны отводится в газовой фазе в магистральный этанопровод.

Тепло подводится в нижнюю часть деэтанизатора через нагреватель 11. Теплоносителем является водяной пар.

Метан и этан, если их молярная концентрация в выпавшем из сырьевого газа конденсате невелика (не более 10%), могут быть удалены в деэтанизаторе, работающем на холодном сырье без орошения. В этом случае холодный углеводородный конденсат непосредственно из сепаратора 6, минуя теплообменники 2,4, подается на вторую или третью (считая сверху) тарелку деэтанизатора. Режим колонны деэтанизатора регулируется изменением давления и температуры верхней и нижней частей колонны.

Рассмотренная выше схема применялась в технических проектах ГПЗ в 50-60 годы для извлечения конденсата из жирных газов, содержащих С₃₊ от 400 г/нм³ (Отрадненский ГПЗ, Нефтегорский ГПЗ) [14].

НТК + глубокий холод

Для переработки более сухого газа в 70-80-е годы в схему были добавлены элементы глубокого охлаждения на основе внутренних и внешних холодильных циклов (Нижневартовский, Белозерный, Сургутский ГПЗ).

На примере проекта Губкинского ГПЗ можно сказать, что в качестве основного объема сырьевого газа таких установок планировалось использование газа первых ступеней сепарации:

Потенциальное содержание С_3+в 318 г/м³

Углеводородный состав (массовая доля):

Азот 0,95

Углекислый газ 0,04

Метан 70,95

Этан 12,60

Пропан 10,70

Изобутан 1,37

Нормальный бутан 2,43

Пентан 0,40

Нормальный пентан 0,40

Гексан + высшие 0,13

На входе в завод при давлении 2-5 атм. предварительно подготовленный на месторождении газ компримировался до 30-40 атм. Осушенный абсорбционным способом газ поступает на установку низкотемпературной ректификации (I), где делился на два потока. Первый поток сырьевого газа в теплообменнике 1 охлаждается обратным потоком отбензиненного газа, затем в теплообменнике 2, испаряющимся пропаном, и затем в теплообменнике 3 обратным потоком остаточного газа.

Пройдя все теплообменные аппараты, первый поток в газожидкостной фазе при давлении 5,3 МПа и температуре -54⁰С поступает в сепаратор 4.

Второй поток последовательно проходит через теплообменник 10, где охлаждается за счет подогрева сырья деэтанизатора, теплообменник деметанизатора и при температуре — 54⁰С поступает в тот же сепаратор 4 в виде газожидкостной смеси.

Углеводородный конденсат из сепаратора 4 дросселируется в разделитель жидкости 5, в котором поддерживается давление 2,45 МПа. В результате резкого снижения давления часть легких углеводородов (метан и этан) испаряется, вследствие чего температура в разделителе понижается до — 75⁰С. Далее оставшаяся в разделителе жидкость перетекает в деметанизатор 8 на пятую (считая снизу) тарелку.

Несконденсировавшийся газ из сепаратора 4 под давлением 5,3 МПа поступает в турбодетандер 6, где он расширяется — давление газа падает до 2,4 МПа. Работа расширения газа используется для вращения компрессора 7, установленного на общем валу с турбодетандером. В результате расширения газа температура его понижается до минус 84⁰С, при этом часть газа конденсируется.

Двухфазный поток, выходящий из турбодетандера, направляется в деметанизатор 8 на верхнюю (шестую) тарелку (считая снизу). Деметанизатор представляет собой ректификационную колонну с шестью тарелками и предназначен для удаления из углеводородного конденсата основной массы метана. Верхняя часть колонны служит сепаратором, в котором выделившаяся из двухфазного потока жидкость стекает вниз в качестве холодного орошения.

Несконденсировавшиеся пары, или иначе — остаточный газ — уходят с верхней части деметанизатора. Они объединяются с потоком газов из газоотделителя 5, и затем проходят последовательно по межтрубному пространству теплообменников 3 и 1, где нагреваются до +34⁰С. Затем остаточный газ поступает на вход компрессора 7. В компрессоре газ сжимается с 2,2 до 2,5 МПа, далее поступая в дожимной компрессор 18, где его давление доводится до 5,3 МПа, а затем через воздушный холодильник 19 выводится в магистральный газопровод (II).

Жидкость с самой нижней тарелки деметанизатора сливается в поддон и оттуда по действием гидростатического давления перетекает через межтрубное пространство теплообменника 11 в кубовую часть деметанизатора. При этом часть жидкости испаряется и образовавшиеся пары создают паровой поток в колонне. Теплоносителем в нагревателе служит второй поток охлаждаемого сырьевого газа.

Температурный режим деметанизатора: питание — 75⁰С, верхняя часть колонны — 84⁰С, нижняя часть колонны — 58⁰С.

Нижний продукт деметанизатора забирается насосом 9, прокачивается через теплообменник 10 на 25-ю тарелку деэтанизатора, который представляет собой ректификационную колонну. Колонна работает под давлением 3,3 МПа. Температурный режим деэтанизатора: питание +27⁰С, верхняя часть колонны — 0⁰С, нижняя часть колонны +107⁰С.

Пары, отходящие из верхней части деэтанизатора, охлаждаются, частично конденсируются в пропановом холодильнике 13 и при температуре -30⁰С в виде парожидкостной смеси поступают в рефлюксную емкость 14, откуда жидкая фаза насосом 15 подается в качестве орошения, а несконденсировавшиеся пары отводятся на смешение с остаточным газом , выходящим из межтрубного пространства теплообменника 3.

Температура нижней части деэтанизатора поддерживается изменением расхода теплоносителя, поступающего в нагреватель 16. Теплоносителем служит горячее масло, циркулируемое насосом через трубчатую печь.

Образовавшиеся в межтрубном пространстве нагревателя пары, возвращаются в кубовую часть колонны: они создают восходящий поток в колонне. Неиспарившийся остаток из нагревателя, а также кубовой части колонны, представляющий собой ШФЛУ (III), отводится через воздушный холодильник 17 [14].

Технология обеспечивает извлечение целевых компонентов из нефтяного газа на уровне 93-95%.

В качестве сепараторов использовались сетчатые каплеотбойники. В настоящее время российская промышленность выпускает более эффективные центробежные (например, сепараторы М-111, используемые на Сургутском ГПЗ).

В качестве компрессоров использовались (и до сих пор используются) центробежные К890-122, К380-103-1 и дожимные 4ГЦ-109/18-76 на электрическом приводе.

Охлаждение газа производится на холодильных установках пропанового цикла. Для выделения влаги используются гликолевые абсорберы.

Технологические линии сильно подвержены коррозии, поскольку промысловая подготовка не обеспечивает планового уровня качества сырьевого газа, а перед ступенью высокого давления заводов не предусмотрен узел промывки газа от агрессивных примесей [6].

При неизменном составе газа степень его отбензинивания на установках зависит от давления и температуры в процессах охлаждения и ректификации и теплового режима деметанизатора. Чем выше давление, тем больше при прочих равных условиях, будет количество жидкой фазы, поступающей в деметанизатор. Однако повышение давления возможно до определенной величины, соответствующей технической характеристике сырьевых компрессоров.

При 2 млрд.м³ годовой проектной мощности на 1 млрд.м³ нефтяного газа проектировался выпуск товарной продукции: отбензиненный газ — 780 млн. м³, ШФЛУ — 434 тыс.т

Качество ШФЛУ (массовая доля,%) [17]:

Этан 4,64

Пропан 63,78

Изобутан 9,04

Нормальный бутан 16,13

Изопентан 2,66

Нормальный пентан 0,83

Гексан + высшие 0,16

На 1 млрд.м³ проектной мощности по нефтяному газу проект предусматривал 223 чел. промышленно-производственного персонала.

Удельный расход ресурсов, реагентов и вспомогательных материалов на 1000 м³ нефтяного газа [17]:

Электроэнергия, кВт/ч 558,9

Тепловая энергия, кДж 60,4

Топливо технологическое, кг.у.т. 0,010

Вода, м³ 0,014

Этиленгликоль, кг 0,678

Диэтиленгликоль, кг 0,001

Метанол, кг 0,001

Металлоемкость технологического оборудования на 1 млрд.м³ проектной мощности — 5132 т.

Удельная металлоемкость с учетом линейной части — 0,016 т/тыс.м³

Технология НИПИгазпереработка

Ведущий отраслевой институт НПИПгазпереработка предлагает блочные установки переработки газа концевых ступеней сепарации нефти производительностью 50 млн.м³/год (УПГК-50) [17].

Получаемая продукция:

Газ, частично отбензиненный 30 млн.м³/год

Топливный газ 1,2 млн.м³/год

Пропан автомобильный 6 тыс. т/год

Пропан-бутан автомобильный 2 тыс.т/год

Бутан технический 16 тыс.т/год

Конденсат стабильный 11 тыс.т/год

Масса установки без компрессора 76 тонн

Площадка, занимаемая установкой 40х30 м²

Компрессор сжимает попутный нефтяной газ до 7 атм. С последующим охлаждением и сепарацией от конденсата. Дальнейший процесс проводится над конденсатом при давлении 25 атм.

Энергетические оценки

Возможные вопросы

Согласно опыту работ с Министерством Энергетики РФ, при направлении в министерство материалов, целесообразно подготовить ответы на следующие вопросы [18]:

1. Характеристика НИОКР, положенных в основу регламента, а именно:

1.1. Обзор НИР по неосвоенным промышленностью отдельным стадиям и узлам процесса

1.2. Характеристика опытной установки, на которой были получены основные показатели процесса, описание технологической схемы, основных аппаратов, их производительность.

1.3. Указать разработчиков технологии

1.4. Изложить результаты работ опытной установки.

2. Физико-химические свойства исходных, промежуточных и конечных веществ.

3. Химизм, физико-химические основы процесса по стадиям

3.1. Эндо- и экзотермические эффектны превращений и физических процессов

3.2. Общая степень очистки, выходы продуктов, селективность.

3.3. Рекомендации по допустимому диапазону регламентированных значений процесса

4. Принципиальная технологическая схема процесса и схема материальных потоков

5. Описание технологического процесса.

6. Рабочие технологические параметры процесса

7. Материальный баланс производства

8. Рекомендации по конструкции основного технологического оборудования.

Выводы и предложения

Предлагаемые компанией ООО «СПГ-Технологии» технологии газопереработки могут использоваться для очистки газа от сторонних примесей, выделения углеводородов С3+, а также сжижения природного газа при условии учета рыночных реалий.

Причины, осложняющие вывод предлагаемой технологии на рынок:

— технологический упадок в отрасли переработки:

В настоящее время переработка попутного нефтяного газа находится на третьих ролях. Люди, ответственные за эти направления в добывающих компаниях, не имеют соответствующего статуса для принятия необходимых решений. Финансирование развития этой сферы производства осуществляется по остаточному принципу. До сих пор используется импортное оборудование, закупленное в 70-е годы. При модернизации и запуске новых производств делаются попытки перехода на российские аналоги, однако последние не выдерживают конкуренции с гораздо более дорогими импортными аппаратами.

— централизация отрасли добычи и схем управления в ней:

В нефтяной отрасли явно прослеживаются тенденции укрупнения производств и централизации управления. Расформировываются низовые звенья добычных проектов и функции управления передаются выше по вертикали организационной структуры. Технологические решения в такой структуре тяготеют к крупным производственным установкам, основанным на классических (проверенных) технологиях.

— высокая цена на нефть:

Наличие сверхвысоких прибылей от простейших производственных процессов подавляет любые инициативы по развитию цепочки передела, планированию стратегической перспективы переработки и организации опытных производств. Нестабильность глобальной политической и экономической ситуации не позволяет инвестировать средства в долгосрочные промышленно-исследовательские проекты.

— отсутствие развитого рынка продуктов переработки:

Существующая ситуация государственного регулирования, исторически сложившаяся монополизация рынка газопереработки и монополия на транспорт отбензиненного газа не дают возможности для формирования качественного рынка продуктов газопереработки.

— доминирование старых кадров при принятии технологических решений в отрасли:

Ключевые технологические решения принимаются людьми, ставшими профессионально компетентными в период строительства советской газоперерабатывающей промышленности. Стандарты и критерии семидесятых-восьмидесятых годов не позволяют использовать нетрадиционные технологии очистки и переработки без практики использования, обоснованной длительным опытом. Эти люди готовятся к пенсии (и боятся ее) и не готовы принимать кардинальных решений, которые могут стать причиной их досрочного ухода из отрасли.

Краткосрочные рекомендации

На текущей стадии развития отрасли, предлагаемые технологии можно продвигать в следующих маркетинговых подходах:

— персональное лично обращение:

Силой личного убеждения и имеющимися аргументами можно достичь желаемого результата при общении с небольшим конечным кругом лиц, желательно обладающих предыдущей историей знакомства.

— в комплекте с иным оборудованием:

Технологию можно реализовывать, как часть крупного комплекса по переработке, разработанного известной на рынке организацией, обладающей опытом поставок и запусков подобных систем. (Например: ВНИИГАЗ, НИПИгазпереработка, КЕДР-89) В другом варианте, в комплекте с услугой таких организаций по решению формальных вопросов касающихся требований лицензий по утилизации попутного нефтяного газа.

— агрессивно, для малых добывающих предприятий:

Организация широкой серии малобюджетных презентаций процесса с выездом на место для первых лиц малых нефте- и газодобывающих компаний, наглядно иллюстрирующих удобство и экономическую эффективность предложения.

— крупнобюджетная целевая рекламная компания

Запланированная и детально продуманная последовательность действий, направленная на формирование у большинства заинтересованных лиц мнения о необходимости внедрения новых методов и технологий с коррекцией в сторону предлагаемого оборудования.

Долгосрочные рекомендации

При идеальном подходе и на данной стадии развития проекта целесообразно запланировать активный выход на рынок к 2005-2006 годам. До этого времени завершить следующие действия:

— привлечь партнеров, признанных в отрасли (желательно зарубежных)

— организовать среднесрочное финансирование проекта

— завершить процесс патентной защиты и доказательства патентной чистоты технологии

— провести опытно-промышленную эксплуатацию предлагаемого оборудования

— создать торговую марку.

Таким образом, к моменту начала формирования рынка в целевом секторе отрасли, будут готовы основные предпосылки к успешному продвижению оборудования, продаваемого на понятных сторонам условиях и приобретаемого по обоснованным причинам.

Источники информации

1. Обзор месторождений углеводородов в Ямало-Ненецком и Ханты-Мансийском Автономных Округах, ОАО «НТЦ Геоэксперт», 2002

2. Государственный баланс полезных ископаемых Российской Федерации, МПР РФ, 2001

3. Стратегия развития газовой промышленности России, ОАО «Газпром», 1998

4. ТЭК России: состояние отрасли по итогам 2002 года, ИНФОТЭК, 2003

5. Экономика переработки нефтяного газа, Журнал «Нефтегазовая вертикаль» №11, 2001

6. Концепция собственной сырьевой базы ОАО АК «Сибур» на перспективу до 2010 года, ОАО «НПИПгазпереработка», Краснодар, 2003

7. Материалы рабочей группы РСПП по развитию рынка газа, ВНИИГАЗ, 2002

8. Альманах «Золотая книга России. Год 2001-й», АСМО-пресс, 2001

9. Нефтяной газ: Проблемы и перспективы, Материалы XXI Всероссийского межотраслевого совещания, Краснодар, 2002

10. Проблемы получения и использования легкого углеводородного сырья, Материалы Всероссийского межотраслевого совещания, Краснодар, 2001

11. Финансово-экономическое обоснование к проекту федерального закона «О регулировании использования ПНГ», Государственная Дума РФ, 2000

12. Журнал «Промышленный Мир» №1, Москва, 2001

13. Сбор и подготовка нефти, газа и воды, Г.С. Лутошкин, Москва, «Недра», 1983

14. Техника и технология выделения широкой фракции углеводородов и других товарных продуктов из нефтяных и природных газов, Литературный обзор, ЗАО «Крионорд», Санкт-Петербург, 2002

15. Материалы презентации компании TransLang Technologies Ltd, Москва, 2003

16. Технико-экономическое обоснование строительства Губкинского ГПЗ

17. Блочные автоматизированные малогабаритные установки подготовки и переработки углеводородного сырья, Техническая записка, Краснодар, 2003

18. Современные технологии переработки легкого углеводородного сырья, Технологическая записка, НИПИгазпереработки, Краснодар, 2003

---

[1] При переработке 1000 м³ нефтяного попутного газа, качество которого зависит от содержания в нем широкой фракции легких углеводородов, представляющих собой смесь предельных углеводородов С₃-С₆ и выше, а также от содержания в нем коррозионно-агрессивных компонентов, вырабатывается:- сухого отбензиненного газа — около 850 м³ (85% по объему);- ШФЛУ — от 150 до 315 кг;- стабильного газового бензина — около 40 кг.Приложение «Прямые конкуренты»

Ниже перечислены компании, которые предлагают услуги сходные с заявленными в техническом предложении на базе подобных технологий.

1. Очистка попутных газов нефтедобычи от высших углеводородов при отношении давлений не менее 1,2.

http://www.ekmon.msk.ru/gas/

ООО «ЭПК «ЭКМОН», 107120, Москва, тел.: (095) 921-7627, 916-0443, 913-6287, факс: (095) 913-6287, ekmon@ekmon.msk.ru

2. Высокоэффективная установка низкотемпературной сепарации, основанная на использовании волнового детандер-компрессора, позволяет выделять конденсат при давлениях до 1 МПа и ниже. Контактное лицо: Эрсмамбетов Вячеслав Шихаметович mail: wavec@ukr.net

3. Техника и технология выделения широкой фракции
легких углеводородов (ШФЛУ) и других товарных продуктов
из нефтяных и природных газов»

http://crionord.narod.ru/

http://home.comset.net/krionord/

ЗАО «КРИОНОРД», 198005, г.Санкт-Петербург, тел: (812) 259-6964, (812) 259-6967, (812) 2596488

Абруков Андрей Сергеевич, E-mail: krionord@sp.ru

4. Установки НТС на базе пульсационных охладителей газа (ПОГ)

ООО «ВНИИГАЗ»

5. Вихревая труба (ВТ) предназначена для очистки природного газа путем низкотемпературной сепарации высших углеводородов.

http://orghim.lg.ua/

ЗАО «Северодонецкий ОРГХИМ»

Филиал в Москве: ООО «Оргрегионпроект», РФ, г. Москва, ул. Дубосековская, 5/6, оф.438 тел.: (095) 730-01-62 e-mail:orgregpro@mtu-net.ru, orp@orgregpro.ru URL:http://www.orgregpro.ru

Приложение «Производители компрессорного оборудования»

Для анализа рассматриваемого процесса ключевым экономическим фактором является выбор газоперекачивающего агрегата с газовым приводом. В этой связи приводим списки российских и зарубежных производителей ГПА.

Российские производители ГПА и компрессоров

• АО «Казанькомпрессормаш», г. Казань
• АО «КМПО», г. Казань
• АО «РУМО», г. Нижний Новгород
• НПО «Сатурн», Рыбинск, г. Москва
• ОАО «Моторостроитель», г. Самара
• ОАО «Пензакомпрессормаш», г. Пенза
• ОАО «Салют-Энергия», г. Москва
• СМНПО им. Фрунзе, г. Сумы

Зарубежные производители ГПА и компрессоров

Компания	Страна	Адрес в Интернет				AG KK&K	Germany	http://www.agkkk.de/english/index.htm
ANGI International	USA	http://www.angiinternational.com
Ariel Corp.	USA	http://www.arielcorp.com/
Bauer Compressor	Germany	http://www.bauer-kompressoren.de/
Borsig (MAN Groupe)	Germany	http://www.manturbo.com
Burckhardt Compression AG	Switzerland	www.burckhardtcompression.com
Chiyoda	Japan	http://www.chiyoda-corp.com/index_e.html
Compressor Products International Ltd	UK	www.compressor-products.com
Cooper Energy Services (Ajax)	USA	http://www.coopercameron.com/
Crepelle
Creusot-Loire	France
Dresser-Rand	USA	http://www.gascompressors.com/
Energy Industries	Canada	http://www.energyindustries.com/
Fleet Star
Framatome ANP	France	http://www.framatome-anp.com/
FuelMaker Corp.	Canada	http://www.fuelmaker.com/
Gardner Denver Compressors (GD Belliss&Morcom)	USA	http://www.gardnerdenver.com
Gemini Engine
Hamworthy Compressor	USA	http://www.gardnerdenver.com/
Herzfeld Fabricators Inc		http://www.herzfeldfabricators.com/
Howden Donkin	UK	http://www.howden.com/
Hurricane Compressors	USA	http://hurricane-compressors.com/hc/
Hydro-Pac Inc	USA	http://www.hydropac.com/
IMW Atlas Industries
Krause Alternate fuels
Linde	Germany	http://www.linde.com/en/en.jsp
Mannesmann Demag	Germany	http://www.mannesmann-demag.com/intro.html
Mayekawa Chemical Process Europe	Belgium	www.mycomcpc.com
Mycom	Canada	http://www.mycomcanada.com/
Natural Fuels Corp.		www.naturalfuels.com/
Neuman & Esser	Germany	http://www.neuman-esser.de/
Nuovo Pignione	Italy	http://www.gepower.com/index.html
P.C. MacKenzie
Penn Wilson Technologies
Peter Brotherhood	UK	http://www.peterbrotherhood.co.uk/
Peter Brotherhood Ltd	UK	www.peterbrotherhood.co.uk
Pickens Fuel Corp.
Pinnacle CNG Systems	USA	http://www.pinnaclecng.com/
SCFM Compression Systems	USA	http://www.scfm.com
Siad	Italy	http://www.siad.it/
Sulzer	Switzerland	http://www.sulzer.com/com/main.htm
Texas Compressors Corp.	USA	http://www.texascompressor.com
Thomassen
Toromont Process Systems	Canada	www.toromontprocess.com
Trillium USA	USA	http://www.trilliumusa.com/
Weatherford, Mediterranea S.p.A.	USA	http://www.weatherford.com/
Williams & James
Worthington