Опыт утилизации ПНГ в НГДУ «Ямашнефть»

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.