El gas de petróleo asociado es un subproducto de la producción de petróleo obtenido durante el proceso de separación del petróleo. CompuestoEjemplo de composición de componentes APG
ReciboEl APG es un valioso componente de hidrocarburos que se libera de los minerales que contienen hidrocarburos extraídos, transportados y procesados en todas las etapas del ciclo de vida de la inversión antes de la venta de los productos terminados al consumidor final. Así, la peculiaridad del origen del gas de petróleo asociado es que se libera del petróleo en cualquier etapa desde la exploración y producción hasta la venta final, así como durante el proceso de refinación del petróleo. Una característica específica de APG es el caudal variable del gas producido, de 100 a 5000 Nm³/hora. [ ] El contenido de hidrocarburos C3 + puede variar en el rango de 100 a 600 gramos/m³. Al mismo tiempo, la composición y cantidad de APG no es un valor constante. Son posibles fluctuaciones tanto estacionales como únicas (los cambios normales en los valores son de hasta el 15%). El gas de la primera etapa de separación suele ser de alta presión y encuentra fácilmente su aplicación: se envía directamente a una planta de procesamiento de gas y se utiliza en la conversión energética o química. Surgen dificultades importantes al intentar utilizar gas con una presión inferior a 5 bar. Hasta hace poco, dicho gas en la gran mayoría de los casos simplemente se quemaba, pero ahora, debido a cambios en la política estatal en el campo de la utilización de APG y una serie de otros factores, la situación está cambiando significativamente. De conformidad con el Decreto del Gobierno de Rusia de 8 de enero de 2009 No. 7 "Sobre medidas para estimular la reducción de la contaminación del aire atmosférico por productos de la combustión de gas asociado de petróleo en antorchas", un indicador objetivo para la quema de gas asociado de petróleo se estableció en una cantidad no superior al 5 por ciento del volumen de gas de petróleo asociado producido. Por el momento, los volúmenes de APG extraído, utilizado y quemado no se pueden estimar debido a la falta de estaciones de medición de gas en muchos yacimientos. Pero según estimaciones aproximadas, se trata de unos 25 mil millones de m³. Métodos de separaciónTecnologías de utilización de APGHasta hace poco, el gas asociado en la gran mayoría de los casos simplemente se quemaba, lo que causaba daños importantes al medio ambiente y provocaba pérdidas importantes de valiosas materias primas de hidrocarburos. Las principales áreas de utilización de APG incluyen:
Para ello, se prepara gas para los principales gasoductos de OJSC Gazprom de acuerdo con STO Gazprom 089-2010.
Las centrales eléctricas de turbinas de gas (GTPP) y de pistones de gas (GPPP) se han generalizado. Sin embargo, la presencia de hidrocarburos pesados en el gas asociado afecta negativamente a su funcionamiento, lo que conduce a una disminución de la productividad nominal y del kilometraje de revisión. En este sentido, el uso de centrales eléctricas de microturbinas permitirá un uso más eficiente del gas de petróleo asociado como combustible.
Se puede inyectar gas en la capa de gas de un campo para mantener la presión del yacimiento, y el uso del “elevación de gas” también es limitado. Una dirección prometedora es también la inyección conjunta de gas y agua en el yacimiento (estimulación agua-gas).
Separación de gases por membranaExisten instalaciones de membranas para purificar gases de impurezas como vapor de agua, impurezas que contienen azufre e hidrocarburos pesados. Estos dispositivos están diseñados para preparar el gas de petróleo asociado para su transporte hasta el consumidor. El gas de petróleo suele contener muchas sustancias que son inaceptables según los estándares de la empresa de transporte de gas (por ejemplo, STO Gazprom 089-2010), y la purificación es una condición necesaria para evitar la destrucción de los gasoductos o garantizar una combustión de gas respetuosa con el medio ambiente. La limpieza con membranas se usa ampliamente en combinación con otros procesos de limpieza de gases, ya que no puede proporcionar un alto grado de purificación, pero puede reducir significativamente los costos operativos. Por su diseño, la instalación de membranas es un bloque cilíndrico con entrada APG y salidas de gas depurado e impurezas en forma de agua. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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Características de APG
Pasoaceitegas(png) es un gas de hidrocarburo natural disuelto en petróleo o ubicado en las “capas” de campos de condensado de petróleo y gas.
A diferencia del conocido gas natural, el gas de petróleo asociado contiene, además de metano y etano, una gran proporción de propanos, butanos y vapores de hidrocarburos más pesados. Muchos gases asociados, según el campo, también contienen componentes distintos de los hidrocarburos: sulfuro de hidrógeno y mercaptanos, dióxido de carbono, nitrógeno, helio y argón.
Cuando se abren los depósitos de petróleo, el gas de las tapas de petróleo suele empezar a salir primero a borbotones. Posteriormente, la mayor parte del gas asociado producido está formado por gases disueltos en petróleo. El gas de los casquetes gaseosos, o gas libre, tiene una composición “más ligera” (con un menor contenido de gases de hidrocarburos pesados) en contraste con el gas disuelto en petróleo. Así, las etapas iniciales de desarrollo del campo suelen caracterizarse por grandes volúmenes anuales de producción de gas de petróleo asociado con una mayor proporción de metano en su composición. Con la explotación a largo plazo del yacimiento, la producción de gas de petróleo asociado se reduce y una gran proporción del gas recae en componentes pesados.
Paso aceite gas es importante materias primas Para energía Y químico industria. El APG tiene un alto poder calorífico, que oscila entre 9.000 y 15.000 Kcal/m3, pero su uso en la generación de energía se ve dificultado por la inestabilidad de su composición y la presencia de un gran número de impurezas, lo que requiere costes adicionales para la depuración del gas (“ el secado"). En la industria química, el metano y el etano contenidos en APG se utilizan para la producción de plásticos y caucho, y los elementos más pesados sirven como materia prima en la producción de hidrocarburos aromáticos, aditivos para combustibles de alto octanaje y gases de hidrocarburos licuados, en particular, licuados. propano-butano técnico (SPBT).
PNG en números
En Rusia, según datos oficiales, se extraen anualmente unos 55 mil millones de m3 de gas asociado al petróleo. De esta cantidad, entre 20 y 25 mil millones de m3 se queman en los campos y sólo entre 15 y 20 mil millones de m3 se utilizan en la industria química. La mayor parte del APG quemado proviene de campos nuevos y de difícil acceso en Siberia occidental y oriental.
Un indicador importante para cada campo petrolero es el factor de gas del petróleo: la cantidad de gas de petróleo asociado por tonelada de petróleo producida. Para cada depósito, este indicador es individual y depende de la naturaleza del depósito, la naturaleza de su operación y la duración del desarrollo y puede oscilar entre 1-2 m3 y varios miles de m3 por tonelada.
Resolver el problema de la utilización del gas asociado no es sólo una cuestión de ecología y conservación de recursos, sino que también es un proyecto nacional potencial por un valor de entre 10.000 y 15.000 millones de dólares. El gas asociado es el combustible, la energía y la materia prima química más valiosos. Sólo la utilización de los volúmenes de APG, cuyo procesamiento es económicamente rentable en las condiciones actuales del mercado, permitiría producir anualmente entre 5 y 6 millones de toneladas de hidrocarburos líquidos, o entre 3 y 4 mil millones de metros cúbicos. etano, 15-20 mil millones de metros cúbicos gas seco o 60 - 70 mil GWh de electricidad. El posible efecto total será de hasta 10.000 millones de dólares al año en precios del mercado interno o casi el 1% del PIB de la Federación de Rusia.
En la República de Kazajstán el problema de la utilización de APG no es menos grave. Actualmente, según datos oficiales, de 9 mil millones de metros cúbicos. Sólo se utilizan dos tercios del APG que se produce anualmente en el país. El volumen de gas quemado alcanza los 3 mil millones de metros cúbicos. por año. Más de una cuarta parte de las empresas productoras de petróleo que operan en el país queman más del 90% del APG producido. El gas de petróleo asociado representa casi la mitad de todo el gas producido en el país y la tasa de crecimiento de la producción de APG actualmente supera la tasa de crecimiento de la producción de gas natural.
El problema de la utilización de APG
El problema de la utilización del gas de petróleo asociado fue heredado por Rusia desde la época soviética, cuando el énfasis en el desarrollo se hacía a menudo en métodos de desarrollo extensivos. Al desarrollar las provincias petroleras, el crecimiento de la producción de petróleo crudo, la principal fuente de ingresos para el presupuesto nacional, fue de suma importancia. El cálculo se hizo para depósitos gigantes, gran producción y minimización de costos. El procesamiento de gas de petróleo asociado, por un lado, quedó en un segundo plano debido a la necesidad de realizar importantes inversiones de capital en proyectos relativamente menos rentables, por otro lado, se crearon extensos sistemas de recolección de gas en las provincias petroleras más grandes y gigantescos procesamientos de gas; Se construyeron plantas para recibir materias primas de los campos cercanos. Actualmente estamos viendo las consecuencias de tal gigantomanía.
El esquema de utilización del gas asociado tradicionalmente adoptado en Rusia desde la época soviética implica la construcción de grandes plantas de procesamiento de gas junto con una extensa red de gasoductos para la recogida y entrega del gas asociado. La implementación de esquemas de reciclaje tradicionales requiere importantes costos de capital y tiempo y, como muestra la experiencia, casi siempre va varios años por detrás del desarrollo de los depósitos. El uso de estas tecnologías es económicamente eficaz sólo en grandes industrias (miles de millones de metros cúbicos de gas fuente) y económicamente injustificado en campos medianos y pequeños.
Otra desventaja de estos esquemas es la imposibilidad, por razones técnicas y de transporte, de utilizar el gas asociado de las etapas finales de separación debido a su enriquecimiento con hidrocarburos pesados; dicho gas no puede bombearse a través de tuberías y generalmente se quema en antorchas. Por lo tanto, incluso en campos equipados con gasoductos, el gas asociado de las etapas finales de separación continúa quemándose.
Las principales pérdidas de petróleo y gas se deben principalmente a campos remotos pequeños, pequeños y medianos, cuya participación en nuestro país continúa aumentando rápidamente. Organizar la recolección de gas de dichos campos, como se muestra arriba, de acuerdo con los esquemas propuestos para la construcción de grandes plantas de procesamiento de gas, es una tarea ineficaz y que requiere mucho capital.
Incluso en las regiones donde hay plantas de procesamiento de gas y existe una extensa red de recolección de gas, las empresas de procesamiento de gas están al 40-50% de su capacidad, y alrededor de ellas arden docenas de antorchas viejas y se encienden otras nuevas. Esto se debe a los estándares regulatorios vigentes en la industria y a la falta de atención al problema, tanto por parte de los trabajadores petroleros como de los procesadores de gas.
En la época soviética, el desarrollo de la infraestructura de recolección de gas y el suministro de APG a las plantas de procesamiento de gas se llevaban a cabo en el marco de un sistema planificado y se financiaban de acuerdo con un programa unificado de desarrollo de campos. Después del colapso de la Unión y la formación de compañías petroleras independientes, la infraestructura para la recolección y entrega de APG a las plantas permaneció en manos de los procesadores de gas y las fuentes de gas, naturalmente, estaban controladas por la industria petrolera. Una situación de monopolio comprador surgió cuando las compañías petroleras, de hecho, no tenían otra alternativa para utilizar el gas de petróleo asociado que colocarlo en un oleoducto para transportarlo a la planta de procesamiento de gas. Además, el Estado legisló los precios para el suministro del gas asociado a la planta de procesamiento de gas a un nivel deliberadamente bajo. Por un lado, esto permitió que las plantas de procesamiento de gas sobrevivieran e incluso funcionaran bien en los turbulentos años 90; por otro lado, privó a las compañías petroleras del incentivo para invertir en la construcción de infraestructuras de recolección de gas en nuevos campos y suministrar el gas asociado a empresas existentes. Como resultado, Rusia ahora tiene capacidad de procesamiento de gas inactiva y docenas de quemas de materia prima para calentar aire.
Actualmente, el Gobierno de la Federación de Rusia, de conformidad con el Plan de Acción aprobado para el desarrollo de la industria y la tecnología para 2006-2007. Se está elaborando una resolución para incluir en los acuerdos de licencia con los usuarios del subsuelo requisitos obligatorios para la construcción de instalaciones de producción para procesar el gas de petróleo asociado generado durante la producción de petróleo. El examen y adopción de la resolución se llevarán a cabo en el segundo trimestre de 2007.
Es obvio que la implementación de las disposiciones de este documento implicará para los usuarios del subsuelo la necesidad de atraer importantes recursos financieros para estudiar las cuestiones de la utilización del gas de combustión y la construcción de las instalaciones pertinentes con la infraestructura necesaria. Al mismo tiempo, las inversiones de capital necesarias en los complejos de producción y procesamiento de gas que se están creando superan en la mayoría de los casos el coste de las instalaciones de infraestructura petrolera existentes en el yacimiento.
La necesidad de inversiones adicionales tan significativas en la parte secundaria y menos rentable del negocio de las compañías petroleras, en nuestra opinión, causará inevitablemente una reducción en las actividades de inversión de los usuarios del subsuelo destinadas a buscar, desarrollar, desarrollar nuevos campos e intensificar producción del producto principal y más rentable: el petróleo, o puede dar lugar al incumplimiento de los requisitos de los acuerdos de licencia con todas las consecuencias consiguientes. Una solución alternativa para resolver la situación con la utilización del gas de combustión, en nuestra opinión, es atraer empresas de servicios de gestión especializadas que puedan implementar dichos proyectos de manera rápida y eficiente sin atraer recursos financieros de los usuarios del subsuelo.
gas de petróleo procesamiento de gas hidrocarburo
Aspectos ambientales
Incendioincidentalaceitegas- un grave problema medioambiental tanto para las propias regiones productoras de petróleo como para el medio ambiente mundial.
Cada año en Rusia y Kazajstán, como resultado de la combustión de los gases asociados al petróleo, se liberan a la atmósfera más de un millón de toneladas de contaminantes, entre ellos dióxido de carbono, dióxido de azufre y partículas de hollín. Las emisiones generadas por la combustión de gases asociados al petróleo representan el 30% de todas las emisiones atmosféricas en Siberia occidental, el 2% de las emisiones de fuentes estacionarias en Rusia y hasta el 10% del total de las emisiones atmosféricas en la República de Kazajstán.
También es necesario tener en cuenta el impacto negativo de la contaminación térmica, cuya fuente son las quemas de petróleo. La Siberia occidental de Rusia es una de las pocas regiones escasamente pobladas del mundo cuyas luces pueden verse de noche desde el espacio, junto con la iluminación nocturna de las ciudades más grandes de Europa, Asia y América.
El problema de la utilización de APG parece especialmente relevante en el contexto de la ratificación del Protocolo de Kioto por parte de Rusia. Atraer fondos de los fondos europeos de carbono para proyectos de extinción de llamas financiaría hasta el 50% de los costes de capital necesarios y aumentaría significativamente el atractivo económico de esta zona para los inversores privados. Ya a finales de 2006, el volumen de inversiones en carbono atraídas por empresas chinas en virtud del Protocolo de Kioto superaba los 6.000 millones de dólares, a pesar de que países como China, Singapur o Brasil no asumieron obligaciones para reducir las emisiones. El hecho es que sólo ellos tienen la oportunidad de vender emisiones reducidas a través del llamado “mecanismo de desarrollo limpio”, cuando se evalúa la reducción de emisiones potenciales en lugar de las reales. El retraso de Rusia en materia de implementación legislativa de mecanismos de registro y transferencia de cuotas de carbono costará a las empresas nacionales miles de millones de dólares en inversiones perdidas.
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Uno de los problemas modernos de la industria petrolera es fácil de notar al sobrevolar las vastas extensiones de Siberia: numerosas antorchas encendidas. Queman gas asociado al petróleo (APG).
Según algunas estimaciones, en Rusia funcionan varios miles de grandes instalaciones de antorchas. Todos los países involucrados en la producción de petróleo enfrentan problemas de utilización de APG. Rusia ocupa la posición de liderazgo en este desafortunado ámbito, seguida de Nigeria, Irán e Irak.
APG incluye metano, etano, propano, butano y componentes de hidrocarburos más pesados. Además, puede contener nitrógeno, argón, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno y helio. El APG se disuelve con mayor frecuencia en el petróleo y se libera durante su producción, pero también puede acumularse en las “capas” de los campos petrolíferos.
La utilización de APG implica el uso específico de APG y sus componentes, lo que trae un efecto positivo (económico, ambiental, etc.) en comparación con su combustión en antorchas.
Tipos y métodos de utilización de APG.
Hay varias direcciones para la utilización de APG:
- o en los campos (distribución de gas al gasoducto según los estándares de PJSC Gazprom, recepción de SPBT, GNL)
Enviar APG para su procesamiento a una planta de procesamiento de gas requiere los menores costos de capital si existe una infraestructura de transporte de gas desarrollada. La desventaja de esta dirección para campos remotos es la posible necesidad de construir estaciones de bombeo de gas adicionales.
Para los campos con un gran déficit estable de APG, ubicados cerca del gasoducto principal y de la red de comunicaciones de transporte, es importante construir una mini planta de procesamiento de gas, que pueda producir fracciones de propano-butano (SPBT) y preparar el gas residual para Gazprom. Normas de PJSC con liberación al gasoducto principal, licuefacción de componentes ligeros para obtener una fracción líquida similar al GNL. La desventaja de esta dirección es su inadecuación para campos remotos.
Equipos para la implementación de procesos: equipos capacitivos (separadores, tanques de almacenamiento), equipos de transferencia de calor y masa (intercambiadores de calor, columnas de destilación), compresores, bombas, unidades de refrigeración de condensación de vapor, licuadores de gas en diseño modular en bloque.
- generación de electricidad (uso de centrales eléctricas de turbinas de gas, centrales eléctricas de gas)
El alto contenido calórico del APG determina su uso como combustible. En este caso, es posible utilizar gas tanto para accionar equipos compresores de gas como para generar electricidad para sus propias necesidades utilizando turbinas de gas o unidades de pistón de gas. Para campos grandes con un flujo de APG significativo, es aconsejable organizar centrales eléctricas que suministren electricidad a las redes de suministro de energía regionales.
Las desventajas de esta dirección incluyen los estrictos requisitos de las centrales eléctricas de turbinas de gas tradicionales y las centrales eléctricas de gas para la composición del combustible (el contenido de sulfuro de hidrógeno no supera el 0,1%), lo que requiere mayores costos de capital para el uso de sistemas de purificación de gas. y costos operativos para el mantenimiento de los equipos. La distribución de electricidad a redes eléctricas externas es imposible en campos remotos debido a la falta de infraestructura energética externa.
Las ventajas de la dirección son satisfacer las necesidades del campo con suministro de electricidad y calor al campo sin el costo de una infraestructura de suministro de energía externa y la compacidad de los generadores de gas eléctrico. El uso de modernas plantas de microturbinas permite utilizar APG con un contenido de sulfuro de hidrógeno de hasta el 4-7%.
Equipos para la implementación de procesos: equipos capacitivos (separadores, tanques de almacenamiento), centrales eléctricas de turbinas de gas o centrales eléctricas de turbinas de gas de diseño modular en bloque.
- procesamiento químico (procesos “APG a BTK”, “Cyclar”)
El proceso APG a BTK fue desarrollado por PJSC NIPIgazpererabotka y permite el procesamiento catalítico de APG en una mezcla de hidrocarburos aromáticos (principalmente benceno, tolueno y una mezcla de xilenos), que se puede mezclar con el flujo de petróleo principal y transferir a través de un petróleo existente. Tubería hasta la refinería. Los hidrocarburos ligeros restantes, de composición similar al gas natural, pueden utilizarse como combustible para generar electricidad para las necesidades del campo.
El proceso "Cyclar" fue desarrollado por UOP y British Petroleum e implica la producción de una mezcla de hidrocarburos aromáticos (en muchos aspectos similar al proceso "APG a BTK") a partir de la fracción propano-pentano de APG. La desventaja en comparación con el proceso de APG a BTK es la necesidad de una preparación preliminar de APG para aislar la fracción de propano-pentano.
La desventaja de esta dirección es la importante cantidad de costos de capital para ampliar la infraestructura pesquera.
Equipos para la implementación de procesos: equipos capacitivos (separadores, tanques de almacenamiento), intercambiadores de calor, reactores catalíticos, columnas de destilación, compresores, bombas.
- procesos químicos de gas (proceso Fischer-Tropsch)
El procesamiento de APG mediante el método de Fischer-Tropsch es un proceso de varias etapas. Inicialmente, a partir del APG se obtiene gas de síntesis (mezcla de CO y H2) mediante oxidación térmica a altas temperaturas, a partir del cual se produce metanol o hidrocarburos sintéticos, utilizados para la producción de combustible para motores. La desventaja de esta dirección son los altos costos operativos y de capital.
Equipos para la implementación del proceso: equipos capacitivos (separadores, tanques de almacenamiento), intercambiadores de calor, reactores catalíticos, compresores, bombas.
- aplicación para necesidades tecnológicas del campo (proceso de ciclado, levantamiento de gas)
El proceso de inyectar APG en una formación que contiene petróleo (proceso de ciclado) implica inyectar gas en la “capa” de gas del campo para aumentar la presión in situ, lo que lleva a una mayor recuperación de petróleo. Las ventajas del método incluyen facilidad de implementación y bajos costos de capital para la implementación del proceso. La desventaja es la falta de eliminación real: el problema sólo se pospone durante algún tiempo.
El proceso de elevación de petróleo mediante elevación de gas implica el uso de la energía del APG comprimido que se bombea hacia él. Las ventajas de este método son la capacidad de operar pozos con un alto factor de gas, el pequeño impacto de las impurezas mecánicas, la temperatura y la presión en el proceso de extracción, la capacidad de regular de manera flexible el modo de operación de los pozos y la facilidad de mantenimiento y reparación. de pozos de levantamiento de gas. La desventaja de este método es la necesidad de preparación y regulación del suministro de gas en el terreno, lo que aumenta los costos de capital en el desarrollo del campo.
Equipos para implementación de procesos: equipos capacitivos (separadores, tanques de almacenamiento), compresores, bombas.
Razones de la necesidad de utilizar APG
Uno de los resultados de la falta de infraestructura para el aprovechamiento de APG y la práctica de su quema incontrolada es el daño ambiental. Cuando se quema APG, se libera a la atmósfera una gran cantidad de contaminantes: partículas de hollín, dióxido de carbono, dióxido de azufre. Un mayor contenido de estas sustancias en la atmósfera provoca enfermedades del sistema reproductivo del cuerpo humano, patologías hereditarias y cáncer.
La falta de métodos establecidos para la utilización de APG en Rusia provoca pérdidas importantes en la economía. Cuando se utiliza racionalmente, el APG es de gran valor para las industrias química y energética.
Según datos oficiales, con una producción anual de APG de unos 55 mil millones de m3, en la industria química sólo se utilizan entre 15 y 20 mil millones de m3, una pequeña parte se utiliza para aumentar la presión del yacimiento y entre 20 y 25 mil millones de m3 se queman. Estas pérdidas se acercan al consumo de gas doméstico de todos los residentes rusos.
Sin embargo, hay una serie de factores que son particularmente relevantes para la producción de petróleo rusa y que obstaculizan el aumento y desarrollo de la utilización de APG:
Distancia de los pozos a las instalaciones de procesamiento de gas;
Sistemas de recolección, tratamiento y transporte de gas deficientemente desarrollados o inexistentes;
Variabilidad en los volúmenes de gas producido;
La presencia de impurezas que complican el procesamiento;
Los bajos precios del gas combinados con un interés extremadamente bajo en la financiación de dichos proyectos;
Las multas medioambientales por quemar APG son significativamente menores que los costes de su eliminación.
En los últimos años, las empresas productoras de petróleo han comenzado a prestar más atención a las cuestiones de utilización de APG. Esto se ve facilitado especialmente por la Resolución No. 7 del 8 de enero de 2009, adoptada por el Gobierno de la Federación de Rusia, "Sobre medidas para estimular la reducción de la contaminación del aire atmosférico por productos de la quema de gas de petróleo asociado en antorchas", que requiere aumentar la nivel de utilización de APG al 95%. Desde 2012, para calcular los pagos por las emisiones derivadas de la combustión de volúmenes de APG que excedan el 5% estándar, se ha introducido un coeficiente creciente de 4,5, desde 2013 este coeficiente se ha incrementado a 12, desde 2014, a 25, y en ausencia de dispositivos de medición - a 120 Un incentivo adicional para comenzar a trabajar para aumentar el nivel de utilización de APG fue el proceso adoptado en 2013 para reducir las tarifas de emisiones por la cantidad de costos para implementar proyectos de utilización de APG.
El gas de petróleo es un gas que se disuelve en petróleo en condiciones de yacimiento. Dicho gas se obtiene durante el desarrollo de depósitos de petróleo debido a una disminución de la presión del yacimiento. Se reduce a un nivel por debajo de la presión de saturación del aceite. El volumen de gas de petróleo (m3/t) en el petróleo, o como también se le llama factor de gas, puede oscilar entre 3-5 en los horizontes superiores y 200-250 en las capas profundas, si los depósitos están bien conservados.
Gas de petróleo asociado
Los campos de petróleo y gas son campos petroleros. El gas de petróleo asociado (APG) es un gas de hidrocarburo natural, o más bien una mezcla de gases y componentes vaporosos de hidrocarburos y no hidrocarburos que se disuelven en petróleo o se encuentran en las "capas" de los campos de condensado de petróleo y gas.
De hecho, el APG es un subproducto de la producción de petróleo. Al comienzo de la producción de petróleo, el gas asociado simplemente se quemaba, debido a una infraestructura imperfecta para su recolección, preparación, transporte y procesamiento, así como a la falta de consumidores.
Una tonelada de petróleo puede contener desde 1-2 m3 hasta varios miles de m3 de gasóleo, todo depende de la región de producción.
Uso de gases de petróleo.
El gas de petróleo asociado es una materia prima importante para las industrias energética y química. Este gas tiene un poder calorífico elevado, que puede oscilar entre 9.000 y 15.000 kcal/m3. Sin embargo, su uso en la generación de energía se complica por su composición inestable y la presencia de muchas impurezas. Por lo tanto, se requieren costes adicionales para la purificación del gas ("secado").
En la industria química, el metano y el etano contenidos en el gas asociado se utilizan para producir plásticos y caucho, mientras que los componentes más pesados se utilizan como materia prima para la creación de hidrocarburos aromáticos, aditivos para combustibles con un alto índice de octanaje y gases de hidrocarburos licuados, en concreto, propano licuado. -butano técnico (SPBT).
Según información del Ministerio de Recursos Naturales y Medio Ambiente de la Federación Rusa (MPR), de los 55 mil millones de m3 de gas asociado que se producen cada año en Rusia, sólo se procesa el 26% (14 mil millones de m3). Otro 47% (26 mil millones de m3) se destina a las necesidades de las industrias o se amortiza como pérdidas tecnológicas, y otro 27% (15 mil millones de m3) se quema. Las estimaciones de los expertos sugieren que la combustión del gas asociado al petróleo es la causa de la pérdida de casi 139,2 mil millones de rublos, que podrían haberse obtenido de la venta de hidrocarburos líquidos, propano, butano y gas seco.
Problema de quema de gas petrolero
Este proceso es la causa de emisiones a gran escala de contaminantes sólidos, así como del deterioro general de la situación medioambiental en las regiones productoras de petróleo. Durante el proceso de “pérdidas tecnológicas” y combustión de APG, el dióxido de carbono y el hollín activo ingresan a la atmósfera.
Debido a la quema de gas en Rusia, cada año se registran aproximadamente 100 millones de toneladas de emisiones de CO2 (si se quema todo el volumen de gas). Al mismo tiempo, las bengalas rusas son conocidas por su ineficiencia, es decir, no todo el gas arde en ellas. Resulta que el metano, que es un gas de efecto invernadero mucho más peligroso que el dióxido de carbono, ingresa a la atmósfera.
La cantidad de emisiones de hollín durante la combustión de gasóleo se estima en aproximadamente 0,5 millones de toneladas al año. La combustión de gas de petróleo está asociada a la contaminación térmica del medio ambiente. Cerca de la antorcha, el radio de destrucción térmica del suelo es de 10 a 25 metros, y del mundo vegetal, de 50 a 150 metros.
La alta concentración en la atmósfera de los productos de la combustión de dicho gas, a saber, óxido de nitrógeno, dióxido de azufre y monóxido de carbono, provoca un aumento en la incidencia de cáncer de pulmón y bronquios en la población local, así como daños en el hígado y el tracto gastrointestinal. , sistema nervioso y visión.
El método más correcto y eficaz para utilizar el gas de petróleo asociado puede denominarse procesamiento en plantas de procesamiento de gas con la formación de gas seco (DSG), una amplia fracción de hidrocarburos ligeros (NGL), así como gases licuados (GLP) y Gasolina estable (SGB).
Una utilización adecuada del gas de petróleo permitirá producir anualmente entre 5 y 6 millones de toneladas de hidrocarburos líquidos, entre 3 y 4 mil millones de m3 de etano, entre 15 y 20 mil millones de m3 de gas seco o entre 60 y 70 mil GWh de electricidad.
Es interesante que el 1 de enero de 2012 entró en vigor el Decreto del Gobierno de la Federación de Rusia "Sobre medidas para estimular la reducción de la contaminación del aire por productos de la combustión del gas asociado al petróleo en antorchas". Este documento establece que las empresas mineras deben reciclar el 95% del APG.
Composición del gas de petróleo
La composición del gas de petróleo puede variar. ¿De qué depende? Los expertos identifican los siguientes factores que influyen en la composición del gas de petróleo:
Composición del petróleo en el que se disuelve el gas.
Condiciones de ocurrencia y formación de depósitos que son responsables de la estabilidad de los sistemas naturales de petróleo y gas.
Posibilidad de desgasificación natural.
La mayoría de los gases asociados, dependiendo de la región de producción, pueden incluso contener componentes distintos de los hidrocarburos, por ejemplo, sulfuro de hidrógeno y mercaptanos, dióxido de carbono, nitrógeno, helio y argón. Si los hidrocarburos predominan en la composición de los gases de petróleo (95-100%), se denominan hidrocarburos. También existen gases que contienen dióxido de carbono (CO2 del 4 al 20%) o nitrógeno (N2 del 3 al 15%). Los gases de hidrocarburo-nitrógeno contienen hasta un 50% de nitrógeno. Según la proporción de metano y sus homólogos, se distinguen los siguientes:
- seco (metano más del 85%, C2H6 + superior 10-15%)
- grasos (CH4 60-85%, C2H6 + superior 20-35%).
Según las características geológicas, se liberan gases asociados de los casquetes de gas, así como gases que se disuelven directamente en el petróleo. En el proceso de apertura de los yacimientos de petróleo, con mayor frecuencia comienza a brotar gas de los depósitos de petróleo. Además, el volumen principal de APG producido se compone de gases disueltos en petróleo.
El gas de los casquetes de gasolina, también llamado gas libre, tiene una composición “más ligera”. Contiene una cantidad menor de gases de hidrocarburos pesados, lo que se compara favorablemente con el gas disuelto en petróleo. Resulta que las primeras etapas de desarrollo del campo suelen tener grandes volúmenes anuales de producción de APG con predominio de metano en su composición.
Sin embargo, con el tiempo, la producción de gas de petróleo asociado disminuye y aumenta el volumen de componentes pesados.
Para saber cuánto gas contiene un determinado petróleo y cuál es su composición, los especialistas desgasifican una muestra de petróleo tomada en la boca del pozo o en condiciones de yacimiento utilizando un muestreador profundo. Debido a la desgasificación incompleta de los petróleos en la zona del fondo del pozo y en las tuberías ascendentes, el gas de petróleo extraído de la boca del pozo contiene una mayor cantidad de metano y un menor volumen de sus homólogos, en comparación con el gas de muestras de petróleo profundas.
| Campo de región | Composición del gas, % en peso | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| capítulo 4 | C2H6 | C3H8 | i-C 4 N 10 | n-С 4 Н 10 | i-C 5 N 12 | n-C 5 N 12 | CO2 | norte 2 | |
| SIBERIA OCCIDENTAL | |||||||||
| Samotlorskoye | 60,64 | 4,13 | 13,05 | 4,04 | 8,6 | 2,52 | 2,65 | 0,59 | 1,48 |
| Varieganskoye | 59,33 | 8,31 | 13,51 | 4,05 | 6,65 | 2,2 | 1,8 | 0,69 | 1,51 |
| B ash k o r t o s t a n | |||||||||
| Arlanskoye | 12,29 | 8,91 | 19,6 | 10,8 | 6,75 | 0,86 | 42,01 | ||
| Vyatskoe | 8,2 | 12,6 | 17,8 | 10,4 | 4,0 | 1,7 | 46,2 | ||
| República de Udmurtia | |||||||||
| Lozolyuksko-Zurinskoe | 7,88 | 16,7 | 27,94 | 3,93 | 8,73 | 2,17 | 1,8 | 1,73 | 28,31 |
| Arjángelskoe | 10,96 | 3,56 | 12,5 | 3,36 | 6,44 | 2,27 | 1,7 | 1,28 | 56,57 |
| región permanente | |||||||||
| Kuedinskoe | 32,184 | 12,075 | 13,012 | 1,796 | 3,481 | 1,059 | 0,813 | 0,402 | 33,985 |
| Krasnoyarsk | 44,965 | 13,539 | 13,805 | 2,118 | 3,596 | 1,050 | 0,838 | 1,792 | 17,029 |
| gondirskoe | 21,305 | 20,106 | 19,215 | 2,142 | 3,874 | 0,828 | 0,558 | 0,891 | 29,597 |
| Stepánovskoe | 40,289 | 15,522 | 12,534 | 2,318 | 3,867 | 1,358 | 0,799 | 1,887 | 20,105 |
Gas licuado de petróleo
La caracterización completa de los gases de petróleo en estado licuado permite utilizarlos como combustible completo y de alta calidad para motores de automóviles. Los principales componentes del gas licuado de petróleo son el propano y el butano, que son subproductos de la producción o refinación de petróleo en las empresas de gas y gasolina.
El gas se combina perfectamente con el aire para formar una mezcla combustible homogénea, lo que garantiza un alto calor de combustión y además evita la detonación durante el proceso de combustión. El gas contiene una cantidad mínima de componentes que contribuyen a la formación de carbón y la contaminación del sistema de energía, además de causar corrosión.
La composición del gas licuado de petróleo permite crear las propiedades motoras del combustible gaseoso.
En el proceso de mezcla de propano, es posible garantizar una presión de vapor saturada adecuada en la mezcla de gases, lo cual es de gran importancia para el uso de vehículos con cilindros de gas en diferentes condiciones climáticas. Es por este motivo que la presencia de propano es muy deseable.
El gas licuado de petróleo no tiene color ni olor. Por esta razón, para garantizar un uso seguro en los automóviles, se le da un aroma especial: odorizado.
El resto del gas asociado, que las empresas productoras de petróleo no queman ni inyectan en el yacimiento, acaba siendo procesado. Es necesario limpiarlo antes de poder transportarlo a una planta de procesamiento. El gas libre de impurezas mecánicas y agua es mucho más fácil de transportar. Para evitar la precipitación de fracciones licuadas en la cavidad de los gasoductos y facilitar la mezcla, se filtran los hidrocarburos pesados.
Al eliminar los elementos de azufre, se puede prevenir el efecto corrosivo del gas de petróleo asociado en la pared de la tubería y al extraer nitrógeno y dióxido de carbono, se puede reducir el volumen de la mezcla que no se utiliza en el procesamiento. El gas se purifica mediante varios métodos. Una vez finalizado el enfriamiento y la compresión (compresión bajo presión) del gas, puede comenzar a separarlo o procesarlo mediante métodos dinámicos de gas. Estos métodos son bastante económicos, pero no permiten aislar los componentes de dióxido de carbono y azufre del gas de petróleo.
Si se utilizan métodos de sorción, además de la eliminación del sulfuro de hidrógeno, también se lleva a cabo el secado del agua y los componentes de hidrocarburos húmedos. El único inconveniente de este método es la mala adaptación de la tecnología a las condiciones del campo, lo que provoca una pérdida de aproximadamente el 30% del volumen de gas. Además, para eliminar el líquido se utiliza el método de secado con glicol, pero solo como proceso secundario, pues además de agua, no libera nada más de la mezcla.
Todos estos métodos pueden considerarse obsoletos en la actualidad. El método más moderno es la limpieza de membranas. Este método se basa en la diferencia en la tasa de penetración de diferentes componentes del gas de petróleo a través de las fibras de la membrana.
Cuando el gas ingresa a una planta de procesamiento, se separa en fracciones base mediante absorción y condensación a baja temperatura. Algunas de estas fracciones se convierten inmediatamente en productos finales. Tras la separación se obtiene un gas depurado que contiene metano y una mezcla de etano, así como una amplia fracción de hidrocarburos ligeros (NGL). Este gas se transporta fácilmente a través de sistemas de tuberías y se utiliza como combustible, y también sirve como materia prima para la producción de acetileno e hidrógeno. Además, mediante el procesamiento de gas se produce propano-butano líquido para automóviles (es decir, combustible para motores de gas), así como hidrocarburos aromáticos, fracciones estrechas y gasolina estable.
El gas de petróleo asociado, a pesar de la bajísima rentabilidad de su procesamiento, se utiliza activamente en la industria de combustibles y energía y en la industria petroquímica.
El gas asociado no es todo el gas de un depósito determinado, sino el gas disuelto en el petróleo y liberado durante la producción.
Al salir del pozo, el petróleo y el gas pasan a través de separadores de gas, en los que el gas asociado se separa del petróleo inestable, que se envía para su posterior procesamiento.
Los gases asociados son materias primas valiosas para la síntesis petroquímica industrial. No difieren cualitativamente en composición de los gases naturales, pero la diferencia cuantitativa es muy significativa. El contenido de metano en ellos no puede exceder el 25-30%, pero hay muchos más homólogos: etano, propano, butano e hidrocarburos superiores. Por tanto, estos gases se clasifican como gases grasos.
Debido a la diferencia en la composición cuantitativa de los gases asociados y naturales, sus propiedades físicas son diferentes. La densidad (en el aire) de los gases asociados es mayor que la de los gases naturales: alcanza 1,0 o más; su poder calorífico es de 46.000 a 50.000 J/kg.
Aplicación de gases
Una de las principales áreas de aplicación de los gases de hidrocarburos es su uso como combustible. El alto poder calorífico, la comodidad y la rentabilidad de su uso sitúan sin duda al gas en uno de los primeros lugares entre otros tipos de recursos energéticos.
Otro uso importante del gas asociado de petróleo es su cobertura, es decir, la extracción de gasolina del mismo en plantas o instalaciones de procesamiento de gas. El gas se somete a una fuerte compresión y enfriamiento mediante potentes compresores, mientras que los vapores de hidrocarburos líquidos se condensan, disolviendo parcialmente los hidrocarburos gaseosos (etano, propano, butano, isobutano). Se forma un líquido volátil: un gas inestable, gasolina, que se separa fácilmente del resto de la masa de gas no condensable en el separador. Después del fraccionamiento -separación del etano, propano y parte de los butanos- se obtiene un gas estable, que se utiliza como aditivo para las gasolinas comerciales, aumentando su volatilidad.
Como combustible se utilizan propano, butano e isobutano liberados durante la estabilización del gas gasolina en forma de gases licuados bombeados a cilindros. El metano, el etano, el propano y los butanos también sirven como materias primas para la industria petroquímica.
Después de la separación del C 2 -C 4 de los gases asociados, el gas de escape restante tiene una composición cercana a secarse. En la práctica, puede considerarse metano puro. Los gases secos y de escape, cuando se queman en presencia de pequeñas cantidades de aire en instalaciones especiales, forman un producto industrial muy valioso: el hollín de gas:
CH4 + O2 C + 2H2O
Se utiliza principalmente en la industria del caucho. Al hacer pasar metano con vapor de agua sobre un catalizador de níquel a una temperatura de 850°C, se obtiene una mezcla de hidrógeno y monóxido de carbono, el “gas de síntesis”:
CH4 + H2O CO + 3H2
Cuando esta mezcla pasa sobre un catalizador de FeO a 450°C, el monóxido de carbono se convierte en dióxido y se libera hidrógeno adicional:
CO + H 2 O CO 2 + H 2
El hidrógeno resultante se utiliza para la síntesis de amoníaco. Cuando se tratan metano y otros alcanos con cloro y bromo, se obtienen productos de sustitución:
CH 4 + Cl 2 CH 3 C1 + HCl - cloruro de metilo;
CH 4 + 2C1 2 CH 2 C1 2 + 2HC1 - cloruro de metileno;
CH 4 + 3Cl 2 CHCl 3 + 3HCl - cloroformo;
CH 4 + 4Cl 2 CCl 4 + 4HCl - tetracloruro de carbono.
El metano también sirve como materia prima para la producción de ácido cianhídrico:
2СH 4 + 2NH 3 + 3O 2 2HCN + 6H 2 O, así como para la producción de disulfuro de carbono CS 2, nitrometano CH 3 NO 2, que se utiliza como disolvente para barnices.
El etano se utiliza como materia prima para la producción de etileno por pirólisis. El etileno, a su vez, es el material de partida para la producción de óxido de etileno, alcohol etílico, polietileno, estireno, etc.
El propano se utiliza para producir acetona, ácido acético, formaldehído, el butano se utiliza para producir olefinas: etileno, propileno, butileno, así como acetileno y butadieno (materias primas para el caucho sintético). La oxidación del butano produce acetaldehído, ácido acético, formaldehído, acetona, etc.
Todos estos tipos de procesamiento químico de gases se analizan con más detalle en los cursos de petroquímica.