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Caractéristiques APG
Qui passehuilegaz(PNG) est un gaz d'hydrocarbure naturel dissous dans le pétrole ou dans les « bouchons » des champs de condensats de pétrole et de gaz.
Contrairement au gaz naturel bien connu, le gaz de pétrole associé contient, en plus du méthane et de l'éthane, une forte proportion de propanes, de butanes et de vapeurs d'hydrocarbures plus lourds. De nombreux gaz associés, selon les domaines, contiennent également des composants non hydrocarbonés : hydrogène sulfuré et mercaptans, dioxyde de carbone, azote, hélium et argon.
Lorsque les réservoirs de pétrole sont ouverts, le gaz des « bouchons » de pétrole commence généralement à jaillir en premier. Par la suite, l'essentiel du gaz associé produit est constitué de gaz dissous dans le pétrole. Le gaz des bouchons de gaz, ou gaz libre, est de composition plus légère (avec une teneur plus faible en gaz d'hydrocarbures lourds) contrairement au gaz dissous dans le pétrole. Ainsi, les premières étapes du développement du champ sont généralement caractérisées par d'importants volumes annuels de production de gaz de pétrole associés avec une grande proportion de méthane dans sa composition. Avec l'exploitation à long terme du champ, le débit de gaz de pétrole associé diminue et une grande partie du gaz tombe sur des composants lourds.
Qui passe huile gaz est un important matières premières pour énergie et chimique industrie. L'APG a un pouvoir calorifique élevé, qui varie de 9 000 à 15 000 Kcal/m3, mais son utilisation dans la production d'électricité est entravée par l'instabilité de la composition et la présence d'une grande quantité d'impuretés, ce qui nécessite des coûts supplémentaires pour la purification du gaz (" séchage"). Dans l'industrie chimique, le méthane et l'éthane contenus dans l'APG sont utilisés pour la production de plastiques et de caoutchouc, tandis que les éléments plus lourds sont utilisés comme matières premières pour la production d'hydrocarbures aromatiques, d'additifs pour carburants à indice d'octane élevé et de gaz d'hydrocarbures liquéfiés, en particulier, liquéfiés propane-butane technique (LPBT).
APG en chiffres
Selon les données officielles, environ 55 milliards de m3 de gaz de pétrole associé sont extraits en Russie chaque année. Parmi ceux-ci, environ 20 à 25 milliards de m3 sont brûlés dans les champs et seulement environ 15 à 20 milliards de m3 sont utilisés dans l'industrie chimique. La plupart des APG torchés tombent sur des champs nouveaux et difficiles d'accès en Sibérie occidentale et orientale.
Un indicateur important pour chaque gisement de pétrole est le facteur gaz du pétrole - la quantité de gaz de pétrole associé par tonne de pétrole produit. Pour chaque gisement, cet indicateur est individuel et dépend de la nature du gisement, de la nature de son exploitation et de la durée de développement et peut aller de 1 à 2 m3 à plusieurs milliers de m3 par tonne.
Résoudre le problème de l'utilisation du gaz associé n'est pas seulement une question d'écologie et de conservation des ressources, c'est aussi un projet national potentiel d'une valeur de 10 à 15 milliards de dollars. Le gaz de pétrole associé est un combustible, une énergie et une matière première chimique des plus précieux. Seule l'utilisation des volumes d'APG, dont le traitement est économiquement viable dans les conditions actuelles du marché, permettrait de produire annuellement jusqu'à 5-6 millions de tonnes d'hydrocarbures liquides, soit 3-4 milliards de mètres cubes. éthane, 15-20 milliards de mètres cubes. gaz sec ou 60 à 70 000 GWh d'électricité. L'effet cumulatif possible atteindra jusqu'à 10 milliards de dollars/an sur les prix du marché intérieur, soit près de 1% du PIB de la Fédération de Russie.
En République du Kazakhstan, le problème de l'utilisation de l'APG n'est pas moins aigu. À l'heure actuelle, selon les données officielles, sur 9 milliards de mètres cubes. seuls les deux tiers de l'APG produit dans le pays sont utilisés chaque année. Le volume de gaz torché atteint 3 milliards de mètres cubes. dans l'année. Plus d'un quart des entreprises pétrolières opérant dans le pays brûlent plus de 90 % de l'APG produit. Le gaz de pétrole associé représente près de la moitié de tout le gaz produit dans le pays, et le taux de croissance de la production d'APG dépasse actuellement le taux de croissance de la production de gaz naturel.
Problème d'utilisation de l'APG
Le problème de l'utilisation du gaz de pétrole associé a été hérité par la Russie depuis l'époque soviétique, lorsque l'accent était souvent mis dans le développement sur des méthodes de développement extensives. Dans le développement des provinces pétrolifères, l'accent a été mis sur la croissance de la production de pétrole brut, principale source de recettes budgétaires nationales. Le calcul a été fait pour des gisements gigantesques, une production à grande échelle et une minimisation des coûts. Le traitement du gaz de pétrole associé, d'une part, était en arrière-plan en raison de la nécessité de réaliser d'importants investissements en capital dans des projets relativement moins rentables, d'autre part, des systèmes de collecte de gaz ramifiés ont été créés dans les plus grandes provinces pétrolières et le traitement de gaz géant des usines ont été construites pour les matières premières des champs voisins. Nous voyons actuellement les conséquences d'une telle gigantomanie.
Le schéma d'utilisation du gaz associé, traditionnellement adopté en Russie depuis l'époque soviétique, implique la construction de grandes usines de traitement du gaz ainsi qu'un vaste réseau de gazoducs pour la collecte et la livraison du gaz associé. La mise en œuvre des schémas d'utilisation traditionnels nécessite des investissements et du temps importants et, comme le montre l'expérience, est presque toujours en retard de plusieurs années sur le développement des gisements. L'utilisation de ces technologies n'est économiquement efficace que dans les industries à grande échelle (milliards de mètres cubes de gaz source) et économiquement déraisonnable dans les champs moyens et petits.
Un autre inconvénient de ces schémas est l'impossibilité, pour des raisons techniques et de transport, d'utiliser le gaz associé des étapes de séparation finale en raison de son enrichissement en hydrocarbures lourds - ce gaz ne peut pas être pompé dans les canalisations et est généralement brûlé dans des torches. Ainsi, même sur les champs équipés de gazoducs, ils continuent à brûler du gaz associé aux étapes de fin de séparation.
Les principales pertes de gaz de pétrole se forment principalement en raison de champs éloignés de petite, petite et moyenne taille, dont la part dans notre pays continue de croître rapidement. L'organisation de la collecte du gaz de ces gisements, comme indiqué ci-dessus, selon les schémas proposés pour la construction de grandes usines de traitement du gaz, est une mesure très capitalistique et inefficace.
Même dans les régions où se trouvent les usines de traitement du gaz et où il existe un vaste réseau de collecte de gaz, les entreprises de traitement du gaz sont chargées à 40-50%, et autour d'elles, des dizaines d'anciennes brûlent et de nouvelles torches sont allumées. Cela est dû à la réglementation actuelle dans l'industrie et à un manque d'attention au problème, tant de la part des pétroliers que de la part des raffineurs de gaz.
À l'époque soviétique, le développement de l'infrastructure de collecte de gaz et l'approvisionnement en APG des usines de traitement du gaz ont été réalisés dans le cadre du système prévu et ont été financés conformément à un programme de développement de champ unifié. Après l'effondrement de l'Union et la formation de compagnies pétrolières indépendantes, l'infrastructure de collecte et de livraison de l'APG aux usines est restée entre les mains des raffineurs de gaz, et les sources de gaz, bien sûr, étaient contrôlées par les pétroliers. Une situation de monopole de l'acheteur est apparue, lorsque les compagnies pétrolières n'avaient en fait aucune alternative pour utiliser le gaz de pétrole associé, à l'exception de sa livraison dans une canalisation pour le transport vers une usine de traitement du gaz. De plus, le gouvernement a fixé légalement le prix de livraison du gaz associé à une usine de traitement de gaz à un niveau volontairement bas. D'une part, cela a permis aux usines de traitement du gaz de survivre et même de se sentir bien dans les turbulentes années 90, d'autre part, cela a privé les compagnies pétrolières de l'incitation à investir dans la construction d'infrastructures de collecte de gaz dans de nouveaux champs et à fournir le gaz associé aux entreprises existantes. Résultat, la Russie dispose désormais à la fois de capacités de traitement de gaz inutilisées et de dizaines de torches de matières premières chauffant l'air.
À l'heure actuelle, le gouvernement de la Fédération de Russie, conformément au plan d'action approuvé pour le développement de l'industrie et des technologies pour 2006-2007. une résolution est en cours d'élaboration pour inclure dans les accords de licence avec les utilisateurs du sous-sol des exigences obligatoires pour la construction d'installations de production pour le traitement du gaz de pétrole associé généré pendant la production de pétrole. L'examen et l'adoption de la résolution auront lieu au deuxième trimestre de 2007.
Évidemment, la mise en œuvre des dispositions de ce document entraînera pour les utilisateurs du sous-sol la nécessité d'attirer des ressources financières importantes pour étudier les questions d'utilisation des gaz de torche et la construction d'installations appropriées avec les infrastructures nécessaires. Dans le même temps, les investissements en capital requis dans les complexes industriels créés pour le traitement du gaz dépassent dans la plupart des cas le coût des installations d'infrastructure pétrolière existantes sur le champ.
La nécessité d'investissements supplémentaires aussi importants dans une partie non essentielle et moins rentable des activités des compagnies pétrolières, à notre avis, entraînera inévitablement une réduction des activités d'investissement des utilisateurs du sous-sol visant à trouver, développer, aménager de nouveaux champs et intensifier la production du produit principal et le plus rentable - le pétrole, ou cela peut conduire au non-respect des exigences des accords de licence avec toutes les conséquences qui en découlent. Une solution alternative pour résoudre la situation avec l'utilisation du gaz de torche, à notre avis, est d'attirer des sociétés de services de gestion spécialisés capables de mettre en œuvre rapidement et efficacement de tels projets sans attirer de fonds auprès des utilisateurs du sous-sol.
traitement du gaz de pétrole hydrocarbure
Aspects environnementaux
Brûlantqui passehuilegaz- un grave problème environnemental tant pour les régions productrices de pétrole elles-mêmes que pour l'environnement mondial.
Chaque année en Russie et au Kazakhstan, à la suite de la combustion des gaz de pétrole associés, plus d'un million de tonnes de polluants sont rejetés dans l'atmosphère, notamment du dioxyde de carbone, du dioxyde de soufre et des particules de suie. Les émissions résultant de la combustion des gaz de pétrole associés représentent 30 % de toutes les émissions dans l'atmosphère en Sibérie occidentale, 2 % des émissions de sources fixes en Russie et jusqu'à 10 % des émissions atmosphériques totales de la République du Kazakhstan.
Il faut également prendre en compte l'impact négatif de la pollution thermique des torchères. La Sibérie occidentale de Russie est l'une des rares régions au monde à faible densité de population, dont les lumières peuvent être vues la nuit depuis l'espace, ainsi que l'éclairage nocturne des plus grandes villes d'Europe, d'Asie et d'Amérique.
Dans le même temps, le problème de l'utilisation de l'APG est considéré comme particulièrement urgent dans le contexte de la ratification par la Russie du protocole de Kyoto. Attirer des fonds de fonds carbone européens pour des projets de lutte contre l'incendie permettrait de financer jusqu'à 50 % des dépenses d'investissement nécessaires et d'augmenter considérablement l'attractivité économique de cette zone pour les investisseurs privés. Fin 2006, le volume d'investissements carbone attirés par les entreprises chinoises dans le cadre du protocole de Kyoto dépassait 6 milliards de dollars, alors que des pays comme la Chine, Singapour ou le Brésil ne prenaient pas d'engagements de réduction d'émissions. Le fait est que ce n'est qu'à eux qu'il existe une opportunité de vendre les émissions réduites dans le cadre du mécanisme dit de « développement propre », lorsque la réduction des émissions potentielles, plutôt que réelles, est estimée. Le retard de la Russie dans la légalisation des mécanismes de formalisation et de transfert des quotas de carbone coûtera aux entreprises nationales des milliards de dollars en investissements perdus.
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Aujourd'hui, les minéraux les plus précieux sont le pétrole et le gaz. Ce sont elles, malgré le développement de nouvelles technologies dans le domaine de l'énergie, qui continuent d'être exploitées partout dans le monde et utilisées pour fabriquer des produits nécessaires à la vie humaine. Cependant, à côté d'eux, il y a le soi-disant gaz de pétrole associé, qui n'a pas trouvé d'utilisation depuis assez longtemps. Mais ces dernières années, l'attitude envers ce type de minéral a radicalement changé. Il a commencé à être apprécié et utilisé avec le gaz naturel.
Le gaz de pétrole associé (GAP) est un mélange de divers hydrocarbures gazeux dissous dans le pétrole et libérés lors de la production et du traitement du pétrole. En outre, APG fait également référence aux gaz qui sont libérés lors du traitement thermique du pétrole, par exemple, le craquage ou l'hydrotraitement. Ces gaz sont constitués d'hydrocarbures saturés et insaturés, qui comprennent le méthane et l'éthylène.
Il est à noter que le gaz de pétrole associé est contenu dans le pétrole en différentes quantités. Une tonne de pétrole peut contenir à la fois un mètre cube d'APG et plusieurs milliers. Étant donné que le gaz de pétrole associé n'est libéré que lors de la séparation du pétrole et qu'il ne peut pas être produit par d'autres moyens, sauf en même temps (en cours de route) avec du pétrole, il s'agit donc d'un sous-produit de la production de pétrole.
La place principale dans la composition de l'APG est occupée par le méthane et les hydrocarbures plus lourds tels que l'éthane, le butane, le propane et autres. Il est à noter que différents gisements de pétrole contiendront, d'une part, des volumes différents de gaz de pétrole associé, et, d'autre part, il sera de composition différente. Ainsi, dans certaines régions, des composants non hydrocarbonés (composés d'azote, de soufre, d'oxygène) peuvent entrer dans la composition d'un tel gaz. De plus, le gaz qui sort du sol sous forme de fontaines après l'ouverture des strates pétrolières a une quantité réduite de gaz d'hydrocarbures lourds dans sa composition. Cela est dû au fait que cette partie du gaz, qui semble être "plus lourde", reste dans le pétrole lui-même. À cet égard, au tout début du développement des champs pétrolifères, avec le pétrole, est produit de l'APG, qui contient une grande quantité de méthane. Cependant, avec le développement ultérieur du champ, cet indicateur diminue et les hydrocarbures lourds deviennent les principaux composants du gaz.
Utilisation du gaz de pétrole associé
Jusqu'à récemment, ce gaz n'était utilisé d'aucune façon. Immédiatement après sa production, le gaz de pétrole associé a été torché. Cela était principalement dû au fait qu'il n'y avait pas d'infrastructure nécessaire pour sa collecte, son transport et son traitement, de sorte que la majeure partie de l'APG a tout simplement été perdue. Par conséquent, la plus grande partie a été brûlée dans des torches. Cependant, le torchage du gaz de pétrole associé a eu un certain nombre de conséquences négatives associées à la libération d'énormes quantités de polluants dans l'atmosphère, tels que des particules de suie, du dioxyde de carbone, du dioxyde de soufre et bien plus encore. Plus la concentration de ces substances dans l'atmosphère est élevée, moins les gens sont en bonne santé, car ils peuvent provoquer des maladies du système reproducteur du corps humain, des pathologies héréditaires, des maladies oncologiques, etc.
Ainsi, jusqu'à récemment, une grande attention était accordée à l'utilisation et au traitement du gaz de pétrole associé. Ainsi, plusieurs méthodes ont été utilisées pour utiliser APG :
- Traitement du gaz de pétrole associé à des fins énergétiques. Ce procédé permet d'utiliser le gaz comme combustible à des fins industrielles. Avec cette méthode de traitement, un gaz respectueux de l'environnement avec des propriétés améliorées est finalement obtenu. De plus, cette méthode d'élimination est très bénéfique pour la production, car elle permet à l'entreprise d'économiser ses propres fonds. Cette technologie présente de nombreux avantages, dont le respect de l'environnement. En effet, contrairement à la simple combustion de l'APG, dans ce cas il n'y a pas de combustion, et, par conséquent, l'émission de substances nocives dans l'atmosphère est minime. De plus, il est possible de surveiller à distance le processus d'utilisation du gaz.
- Application APG dans l'industrie pétrochimique. Un tel gaz est traité avec l'apparition de gaz sec, d'essence. Les produits qui en résultent sont utilisés pour répondre aux besoins de production des ménages. Par exemple, de tels mélanges font partie intégrante des processus de production de nombreux produits pétrochimiques artificiels, tels que les plastiques, l'essence à indice d'octane élevé, de nombreux polymères ;
- Récupération améliorée du pétrole par injection d'APG dans le réservoir. Cette méthode amène l'APG à se combiner avec de l'eau, du pétrole et d'autres roches, ce qui entraîne une réaction qui interagit avec l'échange et la dissolution mutuelle. Dans ce processus, l'eau est saturée d'éléments chimiques, ce qui, à son tour, conduit à un processus de production de pétrole plus intensif. Cependant, malgré le fait que cette méthode, d'une part, soit utile, car elle augmente la récupération du pétrole, d'autre part, elle provoque des dommages irréparables aux équipements. Ceci est dû au dépôt de sels sur l'équipement lors de l'utilisation de cette méthode. Par conséquent, si une telle méthode a du sens à appliquer, de nombreuses activités sont menées parallèlement à la préservation des organismes vivants;
- L'utilisation de "galzift". En d'autres termes, du gaz est injecté dans le puits. Cette méthode se distingue par sa rentabilité, car dans ce cas, il est nécessaire de ne dépenser que pour l'achat de l'équipement approprié. Il est conseillé d'utiliser la méthode des puits peu profonds dans lesquels des pertes de charge importantes sont observées. De plus, le "gas lift" est souvent utilisé dans l'agencement des systèmes à corde.
Malgré la variété des méthodes de traitement du gaz de pétrole associé, la plus courante est la séparation du gaz en composants. Grâce à cette méthode, il devient possible d'obtenir du gaz purifié sec, qui n'est pas pire que le gaz naturel habituel, ainsi qu'une large fraction d'hydrocarbures légers. Sous cette forme, le mélange peut être utilisé comme matière première pour l'industrie pétrochimique.
Utilisation du gaz de pétrole associé
Aujourd'hui, le gaz de pétrole associé n'est pas une ressource minérale moins précieuse que le pétrole et le gaz naturel. Il est extrait avec le pétrole et est utilisé comme carburant, ainsi que pour la production de diverses substances dans l'industrie chimique. Les gaz de pétrole sont également un excellent matériau pour la production de propylène, de butylènes, de butadiène et d'autres produits impliqués dans la production de matériaux tels que les plastiques et les caoutchoucs. Il convient de noter qu'au cours de multiples études sur le gaz de pétrole associé, il a été révélé qu'il s'agissait d'une matière première très précieuse, car elle possède certaines propriétés. L'une de ces propriétés est un pouvoir calorifique élevé, car lors de sa combustion, environ 9 à 15 000 kcal / mètre cube sont libérés.
De plus, comme mentionné précédemment, le gaz associé, en raison de la teneur en méthane et en éthane dans sa composition, est une excellente matière première pour la production de diverses substances utilisées dans l'industrie chimique, ainsi que pour la fabrication d'additifs pour carburants, aromatiques hydrocarbures et gaz d'hydrocarbures liquéfiés.
Cette ressource est utilisée en fonction de la taille du gisement. Par exemple, le gaz extrait de petits champs serait approprié pour fournir de l'électricité aux consommateurs locaux. Il est plus rationnel de vendre la ressource extraite des gisements de taille moyenne aux entreprises de l'industrie chimique. Le gaz provenant de grands gisements peut être utilisé pour produire de l'électricité dans de grandes centrales électriques avec une vente ultérieure.
Ainsi, il convient de noter que le gaz naturel associé est actuellement considéré comme un minéral de grande valeur. Grâce au développement des technologies, à l'invention de nouvelles méthodes de nettoyage de l'atmosphère de la pollution industrielle, les gens ont appris à extraire et à utiliser rationnellement l'APG avec un minimum de dommages à l'environnement. Dans le même temps, aujourd'hui, l'APG n'est pratiquement pas utilisé, mais est utilisé de manière rationnelle.
Gaz de pétrole associé
Gaz de pétrole associé (PNG) est un mélange de divers gaz hydrocarbures dissous dans huile; ils sont libérés lors de l'extraction et de la distillation (ce sont les gaz associés consistent principalement en propane et isomères butane). Les gaz de pétrole comprennent également les gaz craquer huile composée de limite et insaturé (éthylène , acétylène) hydrocarbures. Les gaz de pétrole sont utilisés comme le carburant et pour obtenir divers produits chimiques. A partir des gaz de pétrole par traitement chimique, propylène , butylènes , butadiène et d'autres, qui sont utilisés dans la production plastiques et caoutchoucs.
Composé
Le gaz de pétrole associé est un mélange de gaz libéré par des hydrocarbures de n'importe quel état de phase, constitué de méthane , éthane , propane , butane et isobutane contenant des liquides de poids moléculaire élevé dissous (à partir de pentanes et plus en termes de croissance de la série homologue) et des impuretés de composition et d'état de phase différents.
Composition approximative de l'APG
Réception
L'APG est un composant d'hydrocarbure précieux libéré par les minéraux contenant des hydrocarbures extraits, transportés et traités à toutes les étapes du cycle de vie de l'investissement jusqu'à la vente des produits finis au consommateur final. Ainsi, une caractéristique de l'origine du gaz de pétrole associé est qu'il est libéré à n'importe quel stade de l'exploration et de la production à la vente finale, à partir du pétrole, du gaz (d'autres sources sont omises) et pendant leur traitement de tout état de produit incomplet à l'un des nombreux produits finis.
Une particularité de l'APG est généralement une consommation insignifiante du gaz produit, de 100 à 5000 nm³ / heure... La teneur en hydrocarbures С З + peut varier dans la gamme de 100 à 600 g/m³... Dans le même temps, la composition et la quantité d'APG ne sont pas constantes. Des fluctuations saisonnières et ponctuelles sont possibles (variation normale des valeurs jusqu'à 15%).
Le gaz de la première étape est généralement envoyé directement à l'usine de traitement du gaz. Des difficultés importantes surviennent lorsqu'on essaie d'utiliser du gaz avec une pression inférieure à 5 bar... Jusqu'à récemment, dans l'écrasante majorité des cas, ce gaz était simplement brûlé, mais maintenant, en raison de changements dans la politique de l'État dans le domaine de l'utilisation de l'APG et d'un certain nombre d'autres facteurs, la situation change considérablement. Conformément au décret du gouvernement de la Russie du 8 janvier 2009 n° 7 « Sur les mesures visant à stimuler la réduction de la pollution de l'air atmosphérique par les produits de combustion du gaz de pétrole associé dans les torchères » gaz de pétrole. À l'heure actuelle, les volumes d'APG produits, utilisés et torchés ne peuvent pas être estimés en raison de l'absence d'unités de comptage de gaz dans de nombreux champs. Mais selon des estimations approximatives, il s'agit d'environ 25 milliards de m³.
Voies d'élimination
Les principaux modes d'utilisation de l'APG sont le traitement dans une usine de traitement du gaz, la production d'électricité, la combustion pour les besoins propres, l'injection dans le réservoir pour une récupération améliorée du pétrole (maintien de la pression du réservoir), l'injection dans les puits de production - l'utilisation du "gas lift".
Technologie d'utilisation APG
Torche à gaz dans la taïga de Sibérie occidentale au début des années 1980
Le principal problème dans l'utilisation du gaz associé est la teneur élevée en hydrocarbures... Aujourd'hui, il existe plusieurs technologies qui améliorent la qualité de l'APG en éliminant une partie importante des hydrocarbures lourds. L'un d'eux est la préparation d'APG à l'aide d'unités membranaires. Lors de l'utilisation de membranes indice de méthane le gaz augmente considérablement, le pouvoir calorifique net (PCI), l'équivalent thermique et la température du point de rosée (à la fois les hydrocarbures et l'eau) sont réduits.
Les usines d'hydrocarbures à membrane peuvent réduire considérablement la concentration sulfure d'hydrogène et gaz carbonique dans le flux gazeux, ce qui permet de les utiliser pour la purification de gaz à partir de composants acides.
Conception
Diagramme de distribution du flux de gaz dans le module membranaire
De par sa conception, la membrane d'hydrocarbure est un bloc cylindrique avec perméat, gaz produit et entrée APG. À l'intérieur du bloc se trouve une structure tubulaire d'un matériau sélectif qui ne laisse passer qu'un certain type de molécule. L'organigramme général à l'intérieur de la cartouche est illustré sur la figure.
Principe d'opération
La configuration de l'unité dans chaque cas spécifique est déterminée spécifiquement, car la composition initiale de l'APG peut varier considérablement.
Schéma d'installation en configuration de base :
Diagramme de flux de pression pour la préparation de l'APG
Schéma de vide de préparation APG
- Pré-séparateur pour le nettoyage des impuretés grossières, de l'humidité des grosses gouttelettes et de l'huile,
- Récepteur à l'entrée,
- Compresseur,
- Réfrigérateur pour post-refroidissement des gaz à des températures de +10 à +20 °C,
- Filtre pour l'épuration fine des gaz d'huile et de composés paraffiniques,
- Unité de membrane d'hydrocarbure,
- Instrumentation,
- Système de contrôle comprenant l'analyse en ligne,
- Système de récupération des condensats (issus des séparateurs),
- Système d'élimination du perméat,
- Livraison de conteneurs.
Le conteneur doit être fabriqué conformément aux exigences de sécurité incendie et explosion dans l'industrie pétrolière et gazière.
Il existe deux schémas pour la préparation de l'APG : la pression et le vide.
L'un des problèmes actuels de l'industrie pétrolière est facile à repérer en survolant les vastes étendues de la Sibérie : de nombreuses torches allumées. Ils brûlent du gaz de pétrole associé (APG).
Selon certaines estimations, plusieurs milliers de grandes installations de torchage fonctionnent sur le territoire de la Russie. Les problèmes d'utilisation de l'APG sont rencontrés par tous les pays producteurs de pétrole. La Russie est en tête dans ce domaine malheureux, suivie par le Nigeria, l'Iran et l'Irak.
L'APG comprend des composants de méthane, d'éthane, de propane, de butane et d'hydrocarbures plus lourds. De plus, il peut contenir de l'azote, de l'argon, du dioxyde de carbone, du sulfure d'hydrogène, de l'hélium. L'APG est le plus souvent dissous dans le pétrole et est libéré lors de sa production, mais il peut aussi s'accumuler dans les "caps" des champs pétrolifères.
L'utilisation de l'APG implique l'utilisation ciblée de l'APG et de ses composants, apportant un effet positif (économique, environnemental…) par rapport à sa combustion en torchère.
Types et méthodes d'utilisation de l'APG
Il existe plusieurs directions pour l'utilisation de l'APG :
- soit dans les champs (livraison de gaz au gazoduc selon les conditions de PJSC "Gazprom", réception de SPBT, GNL)
L'envoi d'APG pour traitement à une usine de traitement de gaz nécessite le moins de dépenses en capital s'il existe une infrastructure développée pour le transport du gaz. L'inconvénient de cette direction pour les champs éloignés est la nécessité éventuelle de la construction de stations de pompage de gaz supplémentaires.
Pour les champs à fort débit APG stable, situés à proximité du gazoduc principal et du réseau de communication de transport, il est important de construire une mini-usine de traitement de gaz, où il est possible d'obtenir des fractions propane-butane (SPBT), pour préparer le gaz résiduel aux normes de PJSC Gazprom avec livraison au gazoduc principal, liquéfaction des composants légers pour obtenir une fraction liquide similaire au GNL. L'inconvénient de cette direction est son inacceptabilité pour les champs éloignés.
Équipements pour la mise en œuvre des procédés : équipements de stockage (séparateurs, réservoirs de stockage), équipements de transfert de chaleur et de masse (échangeurs de chaleur, colonnes de rectification), compresseurs, pompes, groupes frigorifiques à condensation de vapeur, liquéfacteurs de gaz en conception bloc-modulaire.
- production d'électricité (utilisation de centrales à turbine à gaz, centrales à turbine à gaz)
Le pouvoir calorifique élevé de l'APG détermine son utilisation comme carburant. Dans le même temps, il est possible d'utiliser du gaz à la fois pour les entraînements d'équipements de compresseur de gaz et pour produire de l'électricité pour ses propres besoins à l'aide d'unités à turbine à gaz ou à piston à gaz. Pour les grands gisements avec un débit d'APG important, il est conseillé d'organiser des centrales avec la fourniture d'électricité aux réseaux régionaux d'alimentation électrique.
Les inconvénients de ce domaine comprennent les exigences strictes des centrales électriques à turbine à gaz traditionnelles répandues et des centrales électriques à turbine à gaz à la composition du combustible (la teneur en sulfure d'hydrogène n'est pas supérieure à 0,1 %), ce qui nécessite des coûts d'investissement accrus pour l'utilisation de l'épuration des gaz. systèmes et les coûts d'exploitation pour l'entretien des équipements. La livraison d'électricité aux réseaux électriques externes est impossible dans les régions éloignées en raison du manque d'infrastructures énergétiques externes.
Les avantages de la direction sont de répondre aux besoins du champ en électricité et de fournir de la chaleur au champ sans le coût d'une infrastructure d'alimentation externe, la compacité des générateurs électriques de gaz. L'utilisation d'unités de microturbine modernes permet l'utilisation d'APG avec une teneur en sulfure d'hydrogène allant jusqu'à 4 à 7 %.
Equipements pour la mise en œuvre des procédés : équipements de réservoirs (séparateurs, réservoirs de stockage), centrale à turbine à gaz ou centrale à turbine à gaz de conception bloc-modulaire.
- traitement chimique (procédés "APG en BTK", "Cyclar")
Le procédé APG dans BTK a été développé par PJSC NIPIgazpererabotka et permet le traitement catalytique de l'APG en un mélange d'hydrocarbures aromatiques (principalement du benzène, du toluène et un mélange de xylènes), qui peut être mélangé dans le flux d'huile principal et transféré à travers le circuit existant. canalisation jusqu'à la raffinerie. Les hydrocarbures légers restants, dont la composition est similaire au gaz naturel, peuvent être utilisés comme combustible pour produire de l'électricité pour les besoins du champ.
Le procédé Cyclar a été développé par UOP et British Petroleum et implique la production d'un mélange d'hydrocarbures aromatiques (similaire à bien des égards au procédé APG dans le procédé BTK) à partir de la fraction propane-pentane APG. L'inconvénient par rapport à l'APG dans le procédé BTK est la nécessité d'une préparation préalable de l'APG pour la séparation de la fraction propane-pentane.
L'inconvénient de cette orientation est le montant important des dépenses en capital pour l'expansion de l'infrastructure sur le terrain.
Equipements pour la mise en oeuvre des procédés : équipements de stockage (séparateurs, réservoirs de stockage), échangeurs de chaleur, réacteurs catalytiques, colonnes de rectification, compresseurs, pompes.
- procédés chimiques gazeux (procédé Fischer-Tropsch)
Le traitement APG par la méthode Fischer-Tropsch est un processus en plusieurs étapes. Initialement, le gaz de synthèse (mélange de CO et H 2 ) est obtenu à partir d'APG par oxydation thermique à haute température, à partir de laquelle sont produits du méthanol ou des hydrocarbures synthétiques utilisés pour la production de carburant. Manque d'orientation - coûts d'investissement et d'exploitation élevés.
Equipements pour la mise en oeuvre du procédé : équipements de stockage (séparateurs, cuves de stockage), échangeurs de chaleur, réacteurs catalytiques, compresseurs, pompes.
- application pour les besoins technologiques du domaine (process de cyclage, gas lift)
Le processus d'injection d'APG dans une formation pétrolifère (processus de cyclage) implique l'injection de gaz dans le bouchon de gaz du champ pour augmenter la pression in situ, conduisant à une récupération accrue du pétrole. Les avantages du procédé incluent la facilité de mise en œuvre et les faibles coûts d'investissement pour la mise en œuvre du procédé. L'inconvénient est le manque d'élimination réelle - il n'y a qu'un report du problème pour une certaine perspective.
Le processus de levage du pétrole à l'aide du gas lift consiste à utiliser l'énergie de l'APG comprimé qui y est injecté. Les avantages de cette méthode résident dans la possibilité d'exploiter des puits avec un rapport gazeux élevé, dans un faible effet sur le processus de production d'impuretés mécaniques, de température, de pression, dans la capacité de réguler de manière flexible le mode de fonctionnement des puits, dans la facilité de entretien et réparation de puits à gaz. L'inconvénient de cette méthode est la nécessité de préparer et de contrôler au sol l'approvisionnement en gaz, ce qui augmente les coûts d'investissement dans le développement du champ.
Equipements pour la mise en oeuvre des procédés : équipements de stockage (séparateurs, cuves de stockage), compresseurs, pompes.
Raisons de la nécessité d'utiliser l'APG
L'une des conséquences du manque d'infrastructures pour l'utilisation de l'APG et de la pratique du torchage incontrôlé est la violation de l'environnement. Lors du torchage de l'APG, une grande quantité de polluants est émise dans l'atmosphère : particules de suie, dioxyde de carbone, dioxyde de soufre. La teneur accrue de ces substances dans l'atmosphère entraîne des maladies du système reproducteur du corps humain, des pathologies héréditaires et des maladies oncologiques.
L'absence de méthodes éprouvées d'utilisation de l'APG en Russie entraîne des pertes importantes dans l'économie. Avec une utilisation rationnelle, APG est d'une grande valeur pour les industries de l'énergie et de la chimie.
Selon les données officielles, avec une production annuelle d'APG d'un montant d'environ 55 milliards de m3, seuls 15 à 20 milliards de m3 sont utilisés dans l'industrie chimique, une petite partie est utilisée pour augmenter la pression du réservoir et environ 20 à 25 milliards de m3 sont brûlés à la torche. . Ces pertes sont proches de la consommation de gaz domestique par tous les résidents de la Russie.
Cependant, il existe un certain nombre de facteurs particulièrement pertinents pour la production pétrolière russe, qui entravent l'augmentation et le développement de la direction de l'utilisation de l'APG :
L'éloignement des puits des installations de traitement du gaz ;
Systèmes de collecte, de traitement et de transport de gaz sous-développés ou manquants ;
La variabilité des volumes de gaz produits ;
La présence d'impuretés qui compliquent le traitement ;
Faible coût du gaz combiné à un intérêt extrêmement faible pour le financement de tels projets ;
Les pénalités environnementales pour le torchage APG sont nettement inférieures aux coûts de son utilisation.
Ces dernières années, les sociétés pétrolières ont commencé à prêter plus d'attention aux problèmes d'utilisation de l'APG. Cela est particulièrement facilité par la résolution n° 7 du 8 janvier 2009, adoptée par le gouvernement de la Fédération de Russie, « Sur les mesures visant à stimuler la réduction de la pollution de l'air atmosphérique par les produits de la combustion associée de gaz de pétrole dans les torchères », qui exige la le niveau d'utilisation de l'APG doit être porté à 95 %. Depuis 2012, pour calculer les paiements pour les émissions provenant du torchage des volumes APG dépassant la norme 5%, un facteur de multiplication de 4,5 a été introduit, depuis 2013 ce facteur a été augmenté à 12, depuis 2014 - à 25, et en l'absence de dispositifs de mesure - à 120 Une incitation supplémentaire à démarrer les travaux pour augmenter le taux d'utilisation de l'APG a été le processus adopté en 2013 pour réduire la redevance d'émission du montant des coûts de mise en œuvre des projets d'utilisation de l'APG.