Опыт утилизации ПНГ в НГДУ «Ямашнефть»
![РАЗЕТДИНОВ Раис Маликович, заместитель начальника управления по экономике и финансам](https://prominf.ru/files/styles/article_medium/public/image/article/user_blank_215.png)
РАЗЕТДИНОВ Раис Маликович
заместитель начальника управления по экономике и финансам
![ТАХАУОВ Альберт Мирсаяфович, главный энергетик](https://prominf.ru/files/styles/article_medium/public/image/article/user_blank_216.png)
ТАХАУОВ Альберт Мирсаяфович
главный энергетик
![ГАФУРОВА Альфира Явдатовна, доцент кафедры экономики предприятия Альметьевского Государственного нефтяного института (АГНИ)](https://prominf.ru/files/styles/article_medium/public/image/article/user_blank_217.png)
ГАФУРОВА Альфира Явдатовна
доцент кафедры экономики предприятия Альметьевского Государственного нефтяного института (АГНИ)
Номер журнала:
Рубрика:
Проблемы, требующие решений
Вместе с тем по ряду месторождений имеются нерешенные вопросы, связанные со сбором попутного нефтяного газа при их удаленности от существующих схем газосбора и отсутствием экономически выгодных для предприятия технологий его использования непосредственно на месторождениях. Указанные вопросы связаны с добычей небольших объемов попутного нефтяного газа – от 1,5 до 3 млн м в год, а также с физико-химическими свойствами газа. В добываемом попутном газе содержится до 5,8 % сероводорода (H2S) и 44 % азота, что предполагает низкое метановое число (-30), качественно влияющее на энергетическую ценность попутного нефтяного газа. Использование газа без очистки от H2S снижает межремонтный период работы используемого оборудования для его утилизации. К примеру, применяемые газопоршневые электростанции, работающие на ПНГ, из-за наличия H2S имеют небольшие сроки наработки на отказ. В связи с чем предприятие несет дополнительные эксплуатационные затраты на их восстановление и ремонт. Предлагаемые варианты по использованию газотурбинных энергогенерирующих агрегатов, работающих на попутном нефтяном газе, также требуют газоподготовки. При наличии H2S свыше 2 % в составе газа предполагается снижение гарантийного срока на отказ в 2 и более раза (по сведениям производителей оборудования). Очистка газа от сероводорода также предполагает высокие затраты, что увеличивает стоимость вырабатываемой электроэнергии, превышающую рыночную стоимость на 30 %.
В этой связи показателен опыт эксплуатации пяти газопоршневых установок отечественного производства на объектах НГДУ «Ямашнефть» (фото 1), где содержание сероводорода в ПНГ достигает 5 %. В таких условиях наработка двигателя до капитального ремонта изначально составляла 2000 моточасов. При этом капитальный ремонт обходится около 15 % стоимости установки. Основными причинами преждевременных ремонтов является ускоренный износ основных его узлов, таких как поршневая группа, клапанный механизм, шатунные вкладыши, втулки и т.д. (фото 3 и 4), то есть механизмы, подверженные постоянному трению, которые должны быть обеспечены качественной смазкой. Однако сероводород, попадая в двигатель с топливом (ПНГ) и входя в контакт с моторным маслом, резко снижает его щелочное число и, соответственно, ухудшает era смазывающие свойства.
Специалистами НГДУ совместно с представителями компании Castrol было произведено исследование линейки моторных масел для подбора необходимого типа, более устойчивого к окислению. Анализ показал, что при использовании отечественного масла, его щелочное число снижалось до 1,7-2,0 ед., а подобранный аналог Castrol при той же наработке показал результат – 8,12 ед. Переход на моторные масла более высокого качества, подбор и замена узлов ДВС (свечей зажигания с высоким калильным числом, деталей поршневой группы, турбин и т.п.) позволили увеличить ресурс до капитального ремонта ДВС с 2000 до 4800 моточасов и повысить коэффициент эксплуатации с 0,53 до 0,82. Несмотря на это, данная проблема в целом не решена, так как основным показателем работы ГПУ является объем выработки электроэнергии, чем и определяется рентабельность проекта.
В этом случае негативное влияние на технико-экономические показатели использования попутного нефтяного газа оказывают наличие в его составе азота и низкое метановое число, характеризующие качество горения (график 1).
Их негативное воздействие также проявилось и в НГДУ «Ямашнефть» при эксплуатации ГПУ. При загрузке генераторов до номинальных мощностей, двигатель начинает детонировать с последующим механическим разрушением (фото 5). В НГДУ были предприняты различные варианты выхода из этой ситуации, путем модернизации камеры сгорания, подбора оптимального ее объема за счет расточки поршневой группы. Вследствие чего удалось добиться фактической загрузки генераторов до 60 % и экспериментальные работы в этом направлении продолжаются.
В совокупности вышеуказанные факторы предполагают высокую себестоимость вырабатываемой электроэнергии, а сами проекты использования попутного нефтяного газа пока экономически не эффективны.
Высокозатратные проекты
Разработка мелких по извлекаемым запасам месторождений, географически разбросанных друг от друга, а также удаленных от основных транспортных систем сбора нефти и попутного нефтяного газа, требует несения очень высоких затрат, как в ходе их обустройства, так и в ходе эксплуатации. Нередко предприятия, в целях обеспечения рентабельной добычи нефти с таких месторождений вынуждены отказываться от традиционных схем строительства транспортных трубопроводных систем и использовать для перевозки добываемой продукции автотранспорт, который также весьма затратный. А это в свою очередь ведет к повышению себестоимости добычи нефти. В таких условиях, организация сбора попутного нефтяного газа (ПНГ) и его транспортировка для дальнейшей переработки становится камнем преткновения на пути выбора решения – вести убыточную деятельность или платить штрафы за сверхнормативные выбросы. Оба варианта такого решения являются неприемлимыми, как для государственных органов, преследующих рациональное использование природных ресурсов и сокращение вредных выбросов, так и предприятий недропользователей, задачей которых является рентабельная деятельность. Даже использование инновационных решений на предприятиях по внедрению эффективных технологий, оборудования, совершенствования технологических процессов, реконструкции и модернизации существующего производства не позволяют достичь требуемых результатов. Это относится к проектам утилизации попутного нефтяного газа с проблемным составом, а именно наличием в нем сероводорода, азота, низкого качества по метановому числу и других. Утилизация вышеназванного ПНГ дополнительно требует формирования системы подготовки его до требуемых параметров и, как следствие, дополнительных издержек. К примеру, на Архангельском месторождении НГДУ «Ямашнефть», отказ от строительства системы газосбора за счет использования существующей трубопроводной системы сбора и транспорта нефти, позволил значительно сократить объемы капитальных вложений на их строительство. Но вместе с тем, потребовалось внедрение эффективных многофазных насосных агрегатов для совместной перекачки нефти и газа, узлов сепарации на пунктах их использования. Из-за выше названных в статье проблем использования ПНГ на газопоршневых установках, возникла необходимость решения вопросов очистки газа от сероводорода. Другими словами, такая ситуация при любых вариантах требует значительных инвестиций у компаний.
В связи с этим, после вступления в силу с 2012 г. Постановления Правительства России от 8 января 2009 г. № 7 «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках, в невыгодной ситуации окажутся и малые нефтяные компании», которые будут вынуждены привлекать значительные средства для решения вопросов утилизации попутного неф+тяного газа и строительства соответствующих объектов с инфраструктурой.
Необходимость значительных дополнительных вложений для нефтяных компаний, вынужденных заниматься утилизацией ПНГ в осложненных условиях, негативно повлияет на рентабельность деятельности предприятия, которая в целом повлечет за собой сокращение инвестиционной деятельности недропользователей, направленных на поиск, разработку, обустройство новых месторождений, либо может привести к невыполнению требований лицензионных соглашений и т.д. со всеми вытекающими последствиями.
В данном случае становится очевидной необходимость на Федеральном уровне предусмотреть более гибкий и избирательный подход к недропользователям при реализации требований Постановления Правительства, учитывающий географические аспекты, технические возможности использования ПНГ, исходя из его химического состава и т.д.
Необходимо разработать механизмы смягчения действия Постановления для этих компаний. Это могут быть налоговые послабления (аналогично НДПИ на месторождения с трудноизвлекаемой нефтью), введение понижающих коэффициентов на штрафы, привлечение венчурных фондов и другое.
Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Р. Фахретдина, д. 60,
тел.: (8557)31-85-68, 31-84-36.