Научно-обоснованные предложения по разработке и методам внедрения инновационных технологий утилизации выбросов, содержащих метан (стр. 23 )

МКС состоит из газотурбинного двигателя, компрессорного агрегата, поста управления станцией, блока эжектора, системы газоотвода газотурбинного двигателя, маслосистемы, системы пожаротушения, отопления, вентиляции и обнаружения утечек газа.

Интегральные характеристики по производительности МКС: откачка газа из участка газопровода DN 1400 мм, протяженностью 28 км, с давлением 7,3 МПа до давления 1,0 МПа за 150 часов при следующих параметрах: -  диапазон температуры газа на входе, ºС, минус 10 ÷ плюс 40; -  диапазон давления на входе, Мпа, 7,3 ÷ 0,5; -  максимально допустимое давление нагнетания - 7,35 МПа; -  максимально допустимая температура нагнетания - 40 ºС.

Применение МКС обеспечивает: -  устойчивую работу компрессоров при давлении на входе 4 - 6 МПа и откачку газа до давления 0,4-0,6 МПа; -  более полную откачку газа по сравнению с эжекторными установками; -  короткий период времени на подготовительные работы; -  существенно меньшее время и расход топлива на откачку по сравнению с эжекторами; -  низкие затраты на подключение к магистральному газопроводу. В процессе эксплуатации МКС часть перекачиваемого природного газа используется в качестве топлива для двигателей компрессоров.

Продолжение таблицы 6.4

Требования к системе, условия применения: Привод компрессоров МКС может осуществляться либо газопоршневыми (ГПД), либо газотурбинными двигателями (ГТД). Выбор двигателя зависит от мощности МКС. ГТД целесообразно применять при мощности компрессоров 2,5-4,0 МВт. КПД газотурбинного привода не превышает 35%, а удельный расход топливного газа составляет 0,264-0,329 м3/квт·час. Для мощностей 0,4-0,46 МВт предпочтительней ГПД, КПД которого 40-42 %, а удельный расход топливного газа 0,375-0,503 м3/квт·час.

Сокращение выбросов метана: Применение МКС может обеспечить снижение выбросов метана до 1 млн. м3 в год по .

Стоимостные показатели за базовый период: Единовременные затраты при покупке и внедрении МКС в единичном дочернем обществе могут составить 120- 160 млн. руб. Эти затраты окупаются за 1,5 – 2 года.

Экономия. Период окупаемости: Технологический эффект технологии применения МКС для откачки природного газа из участков магистрального газопровода заключается: -  экономия природного газа за счет сокращения потерь стравливаемого газа до 80% при проведении планово-предупредительных ремонтов на линейных участках магистрального газопровода; -  сокращение выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух и растительно-почвенный покров, прилегающего к магистральному газопроводу; -  устойчивая работа компрессоров в условиях мобильного развертывания и изменения дислокации. В перспективе технологический эффект может обеспечить экономию природного газа за счет сокращения его потерь – 90-95 %.

Дополнительная выгода: Реализация проекта обеспечивает получение экономической (прибыль), энергетической (сокращение потерь газа) и экологической (исключение платежей и штрафов за выброс природного газа в атмосферу при продувках и стравливании) выгоды.

Технология разработана: Австрийская компания «LMF»; «Экстерран»; ; Екатеринбург; ПКБ»; .

Продолжение таблицы 6.4

Промышленное освоение технологии: Технология в настоящее время полностью разработана, выполнены этапы опытно – технологической апробации и рекомендована к массовому внедрению в дочерних обществах . В перспективе применение технологии целесообразно функционально расширить, включая возможность ее применения в других видах деятельности .

Потенциальные барьеры при реализации технологии: Технология соответствует современным требованиям, предъявляемым к научно-техническому уровню в нефтегазовом секторе России и рекомендуется для внедрения на объектах нефтегазового комплекса. На определенных этапах реализации технологии могут возникнуть потенциальные барьеры: возможны определенные периоды простаивания высокоэнергетического оборудования МКС с учетом периодов плановости проведения ремонтов и пространственно – территориального разнесения дочерних обществ относительно друг от друга.

Таблица 6.5 – Технология утилизации сжигаемого на факелах попутного нефтяного газа переменного состава малоресурсных и малонапорных месторождений в метановодородные смеси и товарный природный газ

Краткое обоснование: По данным Министерства природных ресурсов России в 2012 году в факелах было сожжено 17 млрд. куб. м газа. Это почти десятая часть газа, поставляемого на экспорт. Правительством Российской федерации определены требования по снижению факельного сжигания и утилизации ПНГ - до 95 %. Эти требования, в основном, выполняются для крупных месторождений, где можно применять традиционные технологии. Утилизация ПНГ малоресурсных и малонапорных, а также удалённых месторождений до настоящего времени остается неосуществленной. Проблема прямого использования газов нефтедобычи для транспорта и целей энергоснабжения осложнена переменностью его состава, широким диапазоном изменения производительности скважин, низким давлением, склонностью к детонации и смолообразованию.

Продолжение таблицы 6.5

Потребность в такой технологии обусловлена задачей получения дешевого газового топлива для замены завозимого в северные районы дорогостоящего дизельного топлива, используемого для транспорта и энергоснабжения. Сжигание ПНГ приводит к потере возможности полезного использования ПНГ и к загрязнению атмосферного воздуха такими загрязняющими веществами, как сажа, оксиды азота, монооксид углерода, 3,4-бенз(а)пирен, стойкие органические загрязнители и тяжелые металлы, а также к другим негативным последствиям.

Назначение технологии: Технология предназначена для получения метановодородных смесей и товарного природного газа из сжигаемого на факелах ПНГ посредством мягкого парового риформинга (МПР) с последующим использованием в качестве топлива для системы автоматизированных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС), генерации электроэнергии и теплоснабжения муниципальных образований в окрестности объекта нефтедобычи. Область применения: Технологические объекты добычи природного газа, газового конденсата, нефти.

Обзор технологии/Практики: Технология мягкого парового риформинга направлена на переработку сжигаемого на факелах попутного нефтяного и жирных видов природного газа переменного состава от малоресурсных и малонапорных, а также удалённых месторождений в производство метановодородных смесей и нормализованного природного газа. Сущность технологии состоит в том, что ПНГ или жирный природный газ, содержащий метан и в значительных количествах жирные газы (высокомолекулярные углеводороды C2+), конвертируется в метановодородные смеси или в товарный природный газ, годный к дальнейшей транспортировке или конечному использованию на месте. При конверсии МПР метан, присутствующий в ПНГ, не затрагивается, тогда как жирные газы превращаются в дополнительный метан, водород и углекислый газ. Получаемая в результате нормализованная смесь имеет метановое число близкое к 100 %, значения низшей теплоты сгорания ~ на уровне 31,8 MДж/м3 и числа Вообе ~ 41-54 МДж/м3. Технологическая схема утилизации ПНГ по методу МПР состоит из следующих функциональных блоков:

Продолжение таблицы 6.5

-  накопления ПНГ с системой автонаддува; разработка и изготовление блока необходимы в связи его привязкой к конкретным условиям работы; -  водоподготовки с узлом конденсации влаги; блок должен обеспечивать конденсацию воды, содержащейся в продуктах конверсии до температуры точки росы и возврат полученной воды в блок водоподготовки; -  испарения воды и перегрева пара, обеспечивающего достижение параметров, необходимых для подачи перегретого пара в блок реакторов; реакторов паровой конверсии (блока риформера), содержащихся в ПНГ углеводородов выше С1 до метановодородной смеси и нормализованного газа; блок может состоять из нескольких реакторов в зависимости от требуемой производительности; -  нагревательного устройства для разогрева блоков испарения воды и перегрева пара, блока реакторов паровой конверсии, работающих при запуске установки на дизельном топливе или ПНГ, а в стационарном режиме на нормализованном газе; -  микропроцессорной системы компьютерного управления узлами установки, оборудованной необходимыми КИП и А ; -  очистки от углекислого газа; -  системы предупреждения опасных накоплений; система должна реагировать на утечки метана, окиси углерода и водорода, превышающие нормы ПДК в рабочей зоне; -  теплообменного оборудования, необходимого для обеспечения рекуперации тепла при работе установки; -  компримирования нормализованного газа, состоящего из малой АГНКС типа «Минибокс»; -  сероочистки (в случае необходимости и наличия сернистых газов).

Экономия. Период окупаемости: Технологический эффект утилизации сжигаемого на факелах ПНГ переменного состава малоресурсных и малонапорных месторождений в метановодородные смеси и товарный природный газ заключается: -  обеспечение энергоснабжением удаленных от газовой инфраструктуры муниципальных образований; -  обеспечение объектов нефтедобычи с малонапорными и малодебитными скважинами метановодородным топливом для транспортных средств; -  возможность строительства АГНКС типа «Минибокс» производительностью 5-8 заправок компримированным нормализованным в сутки;

Продолжение таблицы 6.5