?

Log in

No account? Create an account

Предидущее | Следующее

Originally published at Профессионально об энергетике. Please leave any comments there.

Итак, зачем нужна альтернатива газосборным сетям и крупным узловым ГПЗ?

Мы не хотим делать альтернативы ради самой альтернативы. Но давайте посмотрим, когда и почему получать СУГ непосредственно на месторождении становится более эффективно, чем собирать газ на крупные узловые ГПЗ или сдавать его в магистральный газопровод.

О проблеме сжигания П.Н.Г. наслышаны все, о трудностях в ее решении (мнимых и реальных) тоже. Как об одном из способов борьбы с попутным газом, причем как о самом главном способе, всегда говорят о необходимости строительства газосборных сетей. При этом всегда подчеркивается, что это очень затратные и экономически не эффективные проекты. Действительно, цена проектирования, отвода земли и строительства трубопроводов весьма велика. К примеру, цена 20-25 км трубы для прокачки 15 млн. м3 П.Н.Г. в г. в регионе Ханты-Мансийский АО можно оценить в 100-130 млн. рублей, что вполне сравнимо со стоимостью газоперерабатывающего комплекса той же мощности. Но при прокачке газа за счет чего будет окупаться проект? За счет стоимости самого газа, продаваемого владельцем на ГПЗ или в магистральную сеть. Цена газа при этом в среднем 400 руб. за 1000 м3, и не более 1000 руб. за 1000 м3, т.е. реализовав даже все 15 млн. м3 газа, компания выручит от 6 до 15 млн.рублей – ничтожная цифра по сравнению с понесенными затратами… При этом приведена цена 100-130 млн. рублей, а зачастую тянуть трубопровод до врезки приходится за 60-100 км и больше. Но мы говорим об альтернативе в контексте производства СУГ.

Сколько же СУГ можно произвести из того же количества П.Н.Г.? В среднем из 15 млн. м3 П.Н.Г. можно произвести от 3 до 11 тыс. тонн СПБТ и от 1 до 6 тыс. тонн БГС, при этом выручка может составить порядка от 45 до 200 млн. рублей в г.. Как видим – при сопоставимой стоимости 20-25 км трубопровода и объекта переработки, цифры выручки не сопоставимы и явно в пользу переработки. К тому же нефтяникам хорошо знакомы технические, технологические и наконец, политические проблемы сдачи газа на ГПЗ и в магистраль.

Рассмотрим технологический аспект проблемы.

Физика!, определяет предельные условия для передачи газовой смеси по трубопроводу. В любом случае, для прокачки газа по трубопроводу требуется поднять давление газа на входе в трубу. Для разных трубопроводных систем и расстояний давления разные, от 6 до 70 бар. И сообразно с давлением, поднимаемым компрессорной станцией, из газа конденсируются жидкие фракции: вода, бензины, бутан и пропан. Конденсат, или вернее компрессат, сепарируется и отводится как правило, в дренажную емкость.

Таким образом, из газа с составом Х при компримировании неизбежно, не зависимо от желания владельца газа, удаляется некоторое количество компонентов, т.е. газ, передаваемый на ГПЗ, уже «суше» по своему составу, чем был изначально.

В трубопроводе будет неизбежно происходить охлаждение транспортируемого газа, а значит, сообразно с теми же законами физики, будет происходить конденсация жидких фракций по степени насыщения, что может приводить к накоплению и пробросу жидкости, т.е. к гидроударам, к гидратообразованию или закупориванию трубопровода в результате элементарного замораживания водяного конденсата. Во избежание таких явлений перед подачей газа в трубопровод обычно устанавливается узел подготовки газа (УПГ, УПТГ), где сжатый газ охлаждают и еще более осушают его.

Таким образом, наиболее ценные углеводороды выделяются из П.Н.Г. в виде некоего компрессата и конденсата, который в подавляющем большинстве случаев из- за своей засоренности, обводненности и нестабильности не имеет какого-либо применения, собирается в дренаж и оттуда направляется на факел:

На ГПЗ приходит обедненный, осушенный газ. При давлении подачи в трубопровод порядка 12 бар (среднемагистральное давление при прокачке на 25-40 км) состав газа на выходе из него будет примерно соответствовать представленному в таблице для 1-й ступени сепарации, т.е. он потеряет от 30% до 70% % пропана-бутана и бензина.


1 ступень, содержание. 2 ступень, содержание. 3 ступень, содержание.
Углеводородные газы об. % масс.% об. % масс.% об. % масс.%
СОГ Метан 78,84 61,71 57,14 31,05 15,51 5,27
Этан 8,98 13,18 7,97 8,11 7,18 4,57
Пропан 4,02 8,65 16,14 24,10 31,66 29,58
СУГ Изобутан 0,78 2,20 4,34 8,55 10,29 12,67
Бутан 1,04 2,95 7,14 14,05 19,95 24,56
Бензины об. % масс.% об. % масс.% об. % масс.%
Бензин газовый стабильный. Пентан 0,67 2,36 3,42 8,36 10,12 15,47
Гексан 0,26 1,08 0,87 2,55 2,39 4,37
Гептан и выше 0,03 0,17 0,20 0,67 1,01 2,14
Неуглеводородные примеси 4,63 7,70 2,22 2,56 1,89 1,37

Если же речь следует о сдаче газа в магистраль Газпрома(Ртс:Gazp), то его приходится сушить сильнее, т.к. давление требуется поднимать до 40-70 бар. В процессе подготовки такого газа бензинов в нем практически не остается, а пропана-бутана остается ничтожное количество, которое выводится из газа в процессе его движения через магистральные дожимные компрессорные станции.

Если нефтяная компания не занимается газоподготовкой, то такой НПГ направляется на факел, т.к. иного применения в его естественном состоянии найти крайне сложно. Например, даже там, где есть газопровод на ГПЗ, и где НПГ с первой ступени подается в него, НПГ со 2-ой и третьей ступени сепарации направляется на сжигание, а ведь это наиболее ценный с точки зрения СУГ газ.

Пример: месторождение Х, Оренбургская обл. Всего добывается П.Н.Г. 143 млн.м3 Сухой газ первой ступени сдается в магистральный газопровод, а газ 2 и 3 ступени сжигается. Это 18,6млн. м3, что составляет 13% объемных или 22% массовых. Из них возможных к получению СУГ 14 000 тонн/ в г. и БГС 3 700 тонн/ в г. сжигается на факеле, и при этом НК имеет потенциальную проблему с 5% допускаемых к сжиганию.

Технологический процесс на некоторых ГПЗ устаревший, «заточенный» под определенные цели, стоявшие когда-то много лет назад перед нефтяными компаниями. В результате, даже те ценные фракции, которые в небольшом количестве доходят до ГПЗ, не выделяются в товарные продукты, а «сдуваются» на тот же факел.

Необходимо обратить внимание на другие способы утилизации НПГ, к которым традиционно прибегают НК.

И 1-ый из них – выработка электрической энергии. Любая машина, в особенности динамическое оборудование, рассчитывается на определенные условия работы и имеет большие или меньшие диапазоны допусков этих условий, в рамках которых машина выдает заявленные характеристики или вообще может работать. И тут нужно подчеркнуть, что серийность выпуска оборудования заставляет делать его в расчете на массовое доступное сырье, каковым является вовсе не П.Н.Г. с его каждый раз уникальными свойствами, а ПГГ, на который собственно и рассчитывается первоначально любая машина.

Поэтому, для применения, серийно изготавливаемых генерационных машин необходима подготовка газа. Эта подготовка в большинстве случаев разрабатывается поставщиком машины, который в лучшем случае может более-менее почистить газ от влаги и механических примесей, защитить от проброса жидкости, но не выделить из П.Н.Г. СУГ и бензин, и не повысить «метановое число». В результате вместо дешевого ПГГ, машину кормят дорогими СУГ и бензином и при этом имеют проблемы со снижением мощности и ресурса, и нестабильной работой агрегата.

График, характеризующий зависимость метанового числа различных газовых смесей от их состава, и зависимость изменения мощности ГПЭ от метанового числа топливной смеси

■     По официальной оценке сжигается порядка 20млрд. м3 П.Н.Г. в г., по неофициальным оценкам – порядка 60млрд. м3 в г..Генерация электрической энергии без выделения целевых фракций С3+ – это завуалированное уничтожение попутного газа как ценного ресурса.

То же относится и к попыткам закачки в пласт или в подземные хранилища – в этом случае снова без подготовки газа не обойтись и снова целевые фракции С3+ теряются в виде непонятного конденсата.

Утилизация П.Н.Г., посредством крупных узловых ГПЗ и другими приведенными способами, имеет общие объективные естественные ограничения в своем применении, что приводит к существенным потерям для компаний и страны в целом:

■     Для выработки продукции – СПБТ (ПБА), БГС – целесообразно использовать газы 2-ой и концевых ступеней, как богатые фракциями СУГ и бензинов. Количество П.Н.Г. 2-ой и концевых ступеней (т.е. прямо предназначенных для переработки в ПБА, БГС) оценивается в 15млрд. м3 в г. от официальной оценки сжигания, или 24млрд. м3 в г. от неофициальной оценки сжигания.

■     Ориентируясь на средний состав П.Н.Г. 2-ой и концевой ступеней, можно оценить возможность выработки ПБА, как 14 млн. тонн в г. от официальной оценки или 18,2 млн. тонн от неофициальной, БГС 5 млн. тонн в г. от официальной оценки или 8,1млн. тонн от неофициальной.

Итак, потери СУГ оцениваются нами в 14-21млн. тонн/ в г., а БГС, или можно сообщить – нефти, в 5-8 млн. тонн/ в г..

Вывод: Наиболее правильным с точки зрения получения максимальной добавленной стоимости и максимально эффективного использования углеводородов является переработка П.Н.Г. с выделением фракций С3+ в непосредственной близости от источника П.Н.Г., т.е. на месторождении, на объекте подготовки нефти. Переработка П.Н.Г. на месте его добычи – даже не альтернатива, а практически единственный по настоящему экономически оправданный способ действительно рационального использования П.Н.Г., позволяющий сохранить и вовлечь в хозяйственный оборот максимальное количество компонентов П.Н.Г., а значит получить максимальное количество СУГ и БГС, и при этом получить сухой газ, соответствующий всем требованиям подачи газа в трубопровод или применения в целях выработки электрической энергии, закачки в пласт или в подземное хранилище.

Возможна ли выработка СУГ из П.Н.Г. непосредственно на объектах нефтеной добычи, на объектах подготовки нефти, газа и конденсата?

Технологии есть в наличии. СУГ, БГС, ШФЛУ, отдельные фракции этих продуктов из П.Н.Г. вполне обыденно и без героизма производят на крупных узловых ГПЗ, большинство из которых были построены еще в советские времена, и осуществление такого технологического процесса, где из газа получают пропан-бутан и другие фракции, никого не удивляет…

Если мы хотим получить те же продукты, что и на крупном ГПЗ, то и принципы должны использовать те же. Т.е. осушка от воды, удаление мехпримесей, удаление серы (там, где она есть), повышение давления, снижение температуры, конденсация ШФЛУ и разгонка ШФЛУ на фракции, т.е. ректификация с получением товарных качественных целевых продуктов, в частности СПБТ и БГС.

Какой из этих процессов сам по себе и в совокупности с другими не известен науке и представляет проблему для практиков? Таковых нет! Системы осушки от влаги применяются на любом ГПЗ, НПЗ, химзаводе, компрессорных станциях, энергоагрегатах. Компрессорные модули и станции самых разных масштабов и назначений используются повсеместно, в том числе и в каждой нефтяной и газовой компании. Системы промышленного холода давно и хорошо освоены. Процессы конденсации и ректификации используются на любом ГПЗ, НПЗ и химзаводе в самых разных масштабах и конфигурациях. Так почему же до сих пор представляется чем-то экзотическим переработка газа на месторождении?

От географического расположения объекта технологические процессы не перестают быть, законы физики одинаковы везде, и на узловом ГПЗ и на нефтепромысле. В этом случае все ценные фракции попадут в переработку и будут извлечены с наименьшими энергетическими и капитальными затратами, с максимальной экономической и технологической эффективностью. Технических препятствий к этому нет. Единственное, что нужно – воля заказчика и ответственность разработчика. При этом у какого-то разработчика и производителя будет получаться

более экономично и эффективно по извлечению углеводородов, у кого-то менее, но сам принцип достижим.

Более того, поддержка объекта подготовки нефти установкой переработки П.Н.Г. благотворно сказывается на ведение техпроцесса подготовки нефти, т.к. позволяет регулировать его и стабилизировать в более широком диапазоне давлений, позволяет получать востребованный СОГ для генерации электрической энергии.

Кому нужна выработка СУГ из П.Н.Г.? Кто потенциально заинтересован в этом, и чем обусловлена эта заинтересованность?

Для этого надо понимать – а есть ли экономическая целесообразность в такой переработке? Тогда следует посмотреть на процесс переработки П.Н.Г. в условиях м/р с точки зрения экономической целесообразности. При чем, в двух контекстах: в первых, целесообразности для НК с учетом альтернативных возможностей утилизации П.Н.Г., а во-вторых, как обособленного инвестпроекта (при этом неважно кто именно выступает инвестором – НК или совершенно сторонняя структура – например, заинтересованный в собственном источнике ПБА оптовик).

Рассмотрим пример месторождения N в Самарской области:

ПАСПОРТ ПРОЕКТА ВЫСОКОЭФФЕКТИВНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ П.Н.Г.

(опубликован в ежемесячнике «ИнфоТЭК» №8 за 2010 г.)

Мини ГПЗ построен на базе трех БМК ППНГ-12,0; фактическая мощность трех БМК ППНГ-12,0 в рассматриваемых условиях составляет 48млн. м3/г., комплекс имеет теоретический резерв мощности 12,5%, с возможным последовательным демонтажем БМК ППНГ в процессе снижения дебита П.Н.Г..

Состав основных технологических блоков:

  • Блок грубой сероочистки
  • Блок осушки (тонкой сероочистки)
  • Блок компрессии П.Н.Г.
  • Блок конденсации ШФЛУ
  • Блок ректификации ШФЛУ с разгонкой на СПБТ и БГС.
  • Блок огневого подогревателя контура регенерации адсорбента
  • Блок огневого подогревателя контура регенерации абсорбента
  • Блок огневого подогревателя контура ректификации ШФЛУ
  • Блок холодильный контура конденсации ШФЛУ
  • Блок холодильный контура ректификации ШФЛУ
  • Блок основного энергообеспечения
  • Блок ЦПУ
  • Емкости хранения БГС и СПБТ, дренажная емкость, блок продуктовой насосной.

Как видим, из 48 млн. м3 П.Н.Г. получаем 41,5 тыс.тонн СУГ и 15,4 тыс.тонн бензина, выручка составляет 530 млн. руб./в г., чистая прибыль 320 млн.руб./в г., и срок окупаемости 23 месяца. Это проект для очень жирного газа, хотя и отягощенный значительной сероочисткой, процент утилизации П.Н.Г. – 100%.

Рассмотрим пример месторождения Х в Западной Сибири:

Наименование параметра Комплекс произВоЗительностью 2,5млн.м3 по сырью Комплекс произВоЗительностью 100млн.м3 по сырью
1 Объем капитальных затрат, от проекта Зо начала эксплуатации, руб. с НДС 54 000 000 1 200 623 850
2 Количество жиЗкой проЗукции В гоЗ, тонн, ВСЕГО, В том числе: 3 858 54 293
СПБТ (ПБА), тонн 2 910 38 585
БГС, тонн 948 15 708
3 Сухой газ (СОГ), млн.куб.метроВ 0 31,9
4 ВалоВая Выручка В гоЗ, руб., ВСЕГО, В том числе: 35 848 650 512 362 275
От реализации СПБТ, при цене реализации 8475руб./тонна без НДС 24 662 250 327 007 875
От реализации БГС, при цене реализации 11800руб./тонна без НДС 11 186 400 185 354 400
5 От реализации СОГ Выручка не планируется 0 0
6 ПроизВоЗстВенные расхоЗы преЗприятия В гоЗ, руб., ВСЕГО, В том числе: 11 655 444 67 889 131
ФОТ, руб/гоЗ 5 440 512 13 239 996
Сырье и материалы руб/гоЗ 3 909 240 34 094 909
РасхоЗы на соЗержание и обслужиВание Комплекса, руб/гоЗ 1 655 432 16 369 030
АренЗа земельного участка, руб/гоЗ 100 000 1 000 000
Прочие расхоЗы 5% от преЗыЗущих, руб/гоЗ 550 260 3 185 196
7 Чистая прибыль преЗприятия В гоЗ, после налогообложения 21 013 180 325 658 017
8 Чистая прибыль нарастающим итогом за 10 лет, с учетом полного ВозВрата инВестиций, с учетом снижающейся Зинамики постаВок П.Н.Г. на переработку, руб 154 535 700 2 448 264 046
9 Срок окупаемости, мес 26 35
Примечание: Комплекс на 100 млн. м3 П.Н.Г. имеет в составе собственную электростанцию, газоперекачивающую КС и систему сероочистки, т.е. цена комплекса самая высокая.

Экономика проектов и на 2,5 млн. м3 и на 100 млн. м3 П.Н.Г. положительная. Срок окупаемости от 2 до 3 лет. Но в проекте на 100 млн. м3 П.Н.Г. достичь утилизации в 95% и более % можно только через комбинацию методов и при заинтересованном участии НК, которая, например, должна обладать волей хотя бы заменить эл.энергию из сети на полученную от собственного СОГ.

Итак, экономика выработки СУГ на м/р. крайне привлекательна, хотя имеются и такие м/р., где нельзя говорить о получении СУГ, т.к. П.Н.Г. «сухой», либо, где нет никакой возможности вывоза продукции – такие м/р. есть, однако их крайне мало по отношению к общему количеству факелов.

ЦИФРЫ и ФАКТЫ

■ Маленькая автомобильная заправка с 1-2 заправочными постами реализует порядка 2000 тонн СУГ в г.. 2000 тонн СУГ в г. можно выработать, ориентируясь на газ 2-ой-концевой ступени, из 1,8-2,5млн.кубов в г. такого газа.

■ Существует более 1500 объектов, на которых можно выработать от 2.000 до 50.000 тонн СУГ в г., т.е. с количеством П.Н.Г. от 1,8млн.м3 до 60млн.м3 в г., при чем из них большинство малых объектов, на которых газа до 5млн.кубов, т.е. имеющих потенциал переработки на 1 -3 заправочные станции (порядка 1100 объектов).

■ Цена перерабатывающего комплекса составляет от 8 до 12 рублей на кубометр входящего сырьевого потока П.Н.Г..

■ Себестоимость 1 тонны продукции (СПБТ/ПБА и БГС), с учетом капитальных затрат на создание объекта переработки и текущих эксплуатационных затрат, составляет от 1500 до 7000 рублей. Себестоимость зависит от «жирности» газа, т.е. выхода продукции на единицу сырья, периода амортизации, инфраструктуры и удаленности перерабатывающего объекта от мест реализации продукции и прочих условий.

■ Установка переработки П.Н.Г. представляет собой блочно-модульную конструкцию, не является объектом капитального строительства, не требует получения разрешения на строительство и прохождения Главгосэкспертизы и возводится за 8-12 месяцев.

Если есть процесс, экономика которого позволяет получать существенный доход на вложенный капитал, быстро возвращать капиталовложения, производить востребованный продукт, обладающий экспортным потенциалом, то заинтересованными сторонами могут быть и торговцы СУГ, и нефтяные и газовые компании, и переработчики газа (в частности СИБУР), и сторонние инвесторы, желающие построить высокодоходный и стабильный бизнес в сфере переработки П.Н.Г..

При этом заинтересованность нефтяных и газовых компаний еще более увеличивается в свете необходимости достижения 95% рационального использования П.Н.Г..

Дополнительные стимулирующие факторы для торговцев СУГ, это их заинтересованность:

  • В развитии рынка и появления конкуренции, которая может дать снижение цены и/или диверсифицировать источники снабжения;
  • В получении собственного источника СПБТ, который даст им независимость от существующих производителей, хотя реальная независимость будет достигнута только через совокупность собственных (лучше нескольких) и сторонних источников;
  • В улучшении ритмичности поставок;
  • В возможности регулирования конечной розничной цены.

Дополнительные стимулирующие факторы для переработчиков газа: – возможность стабильно наращивать выпуск СУГ и БГС, но постепенно, без больших капиталовложений, диверсифицируя источники сырья.

Итак, с точки зрения инвестора, будь это торговец СУГ или нефтяник или некто другой, совершенно посторонний, есть целесообразность в инвестировании в объекты переработки П.Н.Г. с целью получения востребованных рынком продуктов – СПБТ и БГС.

Такие объекты могут быть по производительности адекватны относительно не большим потребностям каждого отдельного субъекта рынка СУГ и возможностям приобретения П.Н.Г.. Такие объекты могут создаваться в непосредственной близости к источникам П.Н.Г..

Еще записи на эту же тему:

Метки:

Profile

доминикана, серф
poisk
Alex Abakumov

Latest Month

Январь 2014
Вс Пн Вт Ср Чт Пт Сб
   1234
567891011
12131415161718
19202122232425
262728293031 

Метки

Разработано LiveJournal.com
Designed by chasethestars