Pogledajte šta je "PNG" u drugim rječnicima. Metodologija za proračun emisije štetnih materija u atmosferu pri sagorevanju pratećeg naftnog gasa u bakljama

Osnova povezanog naftnog plina je mješavina lakih ugljovodonika, uključujući metan, etan, propan, butan, izobutan i druge ugljovodonike koji su otopljeni u nafti pod pritiskom (slika 1.). APG se oslobađa kada se pritisak smanji tokom povrata ulja ili tokom procesa separacije, slično procesu oslobađanja ugljičnog dioksida prilikom otvaranja boce šampanjca. Kao što ime govori, prolazno naftni gas Proizvodi se zajedno s uljem i zapravo je nusproizvod proizvodnje nafte. Količina i sastav APG-a zavise od područja proizvodnje i specifičnih svojstava ležišta. U procesu proizvodnje i izdvajanja jedne tone nafte može se dobiti od 25 do 800 m3 pratećeg gasa.

Spaljivanje pratećeg naftnog gasa u poljskim bakljama je najmanje racionalan način njegovog korišćenja. Ovim pristupom APG u suštini postaje otpadni proizvod procesa proizvodnje ulja. Paljenje se može opravdati pod određenim uslovima, međutim, kako pokazuje svjetsko iskustvo, efikasna državna politika omogućava postizanje nivoa spaljivanja APG-a u iznosu od nekoliko posto od ukupnog obima njegove proizvodnje u zemlji.

Trenutno postoje dva najčešća načina korištenja povezanog naftnog plina, alternativa spaljivanju na baklju. Prvo, ovo je ubrizgavanje APG-a u naftonosne formacije kako bi se poboljšao oporavak nafte ili eventualno sačuvao kao resurs za budućnost. Druga opcija je korišćenje pratećeg gasa kao goriva za proizvodnju električne energije (šema 1) i potrebe preduzeća na lokacijama za proizvodnju nafte, kao i za proizvodnju električne energije i njen prenos u opštu elektroenergetsku mrežu.

Istovremeno, opcija korištenja APG-a za proizvodnju električne energije je i način njegovog sagorijevanja, ali je nešto racionalnija, jer je u ovom slučaju moguće postići povoljan učinak i donekle smanjiti utjecaj na okruženje. Za razliku od prirodnog gasa, čiji je sadržaj metana u rasponu od 92-98%, prateći naftni gas sadrži manje metana, ali često ima značajan udio drugih ugljikovodičnih komponenti, koji mogu doseći više od polovine ukupne zapremine. APG može sadržavati i komponente koje nisu ugljikovodične - ugljični dioksid, dušik, vodonik sulfid i druge. Kao rezultat toga, prateći naftni gas sam po sebi nije dovoljno efikasno gorivo.

Najracionalnija opcija je prerada APG-a - njegova upotreba kao sirovine za plin i petrokemiju - što omogućava dobivanje vrijednih proizvoda. Kao rezultat više faza prerade pratećeg naftnog gasa, moguće je dobiti materijale kao što su polietilen, polipropilen, sintetičke gume, polistiren, polivinil hlorid i drugi. Ovi materijali, zauzvrat, služe kao osnova za široku paletu proizvoda, bez kojih je to nezamislivo savremeni život ljudi i privrede, uključujući: obuću, odeću, kontejnere i ambalažu, posuđe, opremu, prozore, sve vrste proizvoda od gume, potrepštine za kulturu i domaćinstvo, cevi i delove cevovoda, materijale za medicinu i nauku itd. Treba napomenuti da prerada APG-a omogućava i izolaciju suvog odstranjenog gasa, koji je analog prirodnog gasa, koji se može koristiti kao efikasnije gorivo od APG-a.

Karakteristika je nivo ekstrahovanog pratećeg gasa koji se koristi za gas i petrohemiju inovativni razvoj naftne i gasne i petrohemijske industrije, koliko se efektivno koriste resursi ugljovodonika u ekonomiji zemlje. Racionalno korišćenje APG-a zahteva dostupnost odgovarajuće infrastrukture, efikasne vladina regulativa, sisteme procjene, sankcije i poticaje za učesnike na tržištu. Dakle, udio APG-a koji se koristi za plin i petrohemiju također može karakterizirati nivo ekonomski razvoj zemljama.

Postizanje 95-98% nivoa upotrebe povezanog naftnog gasa koji se ekstrahuje širom zemlje i visok stepen njegove prerade za dobijanje vrednih proizvoda, uključujući gas i petrohemiju, su neki od važnim pravcima razvoj naftne i gasne i petrohemijske industrije u svetu. Ovaj trend je tipičan za razvijene države, bogate ugljovodonicima, kao što su Norveška, SAD i Kanada. Takođe je tipično za niz zemalja sa ekonomijama u tranziciji, na primjer, Kazahstan, kao i zemlje u razvoju, na primjer Nigerija. Treba napomenuti da Saudijska Arabija- lider u svetskoj proizvodnji nafte - postaje jedan od lidera svetske gasne i petrohemijske industrije.

Trenutno Rusija zauzima „časno“ prvo mesto u svetu po zapremini sagorevanja APG-a. U 2013. godini ovaj nivo je, prema zvaničnim podacima, iznosio oko 15,7 milijardi m3. Istovremeno, prema nezvaničnim podacima, obim spaljivanja pratećeg naftnog gasa u našoj zemlji mogao bi biti znatno veći - najmanje 35 milijardi m3. Istovremeno, čak i na osnovu zvanične statistike, Rusija je značajno ispred ostalih zemalja po količini sagorevanja APG-a. Prema zvaničnim podacima, stepen upotrebe APG-a drugim metodama osim spaljivanja u našoj zemlji u 2013. godini iznosio je u prosjeku 76,2%. Od toga je 44,5% prerađeno u pogonima za preradu gasa.

Zahtjeve za smanjenjem nivoa sagorijevanja APG-a i povećanjem udjela njegove prerade kao vrijedne ugljovodonične sirovine postavlja rukovodstvo naše zemlje u posljednjih nekoliko godina. Trenutno je na snazi ​​Uredba ruske vlade br. 1148 od 8. novembra 2012. prema kojoj su kompanije koje proizvode naftu dužne da plaćaju visoke kazne za prekomjerno sagorijevanje - iznad nivoa od 5%.

Važno je napomenuti da je tačnost zvanične statistike u vezi sa stopama recikliranja ozbiljno upitna. Prema procjenama stručnjaka, prerađuje se znatno manji udio izvađenog APG-a - oko 30%. I ne koristi se sav za proizvodnju plina i petrokemijskih proizvoda, značajan dio se prerađuje za proizvodnju struje. Dakle, stvarni udio efektivnog korištenja APG-a - kao sirovine za plin i petrohemiju - ne smije biti veći od 20% ukupne količine proizvedenog APG-a.

Dakle, čak i na osnovu zvaničnih podataka, uzimajući u obzir samo količine spaljivanja APG-a, možemo zaključiti da se godišnje gubi više od 12 miliona tona vrijednih petrohemijskih sirovina koje bi se mogle dobiti preradom pratećeg naftnog plina. Od ovih sirovina bi se mogli proizvoditi važni proizvodi i roba za domaću privredu, to bi moglo postati osnova za razvoj novih industrija, otvaranje novih radnih mjesta, uključujući i u svrhu zamjene uvezenih proizvoda. Prema podacima Svjetske banke, dodatni prihod ruska ekonomija od kvalifikovane prerade APG-a mogao bi iznositi više od 7 milijardi dolara godišnje, a prema podacima Ministarstva prirodnih resursa i životne sredine, naša privreda svake godine gubi 13 milijardi dolara.

Istovremeno, ako se uzmu u obzir količine spaljivanja pratećeg gasa na naftnim poljima za sopstvene potrebe i proizvodnju električne energije, mogućnost dobijanja sirovina, a samim tim i dodatne koristi za privredu naše zemlje može biti duplo veća. .

Razlozi za neracionalno korišćenje pratećeg gasa u našoj zemlji povezani su sa nizom faktora. Često su lokacije za proizvodnju nafte udaljene od infrastrukture za sakupljanje, transport i preradu naftnog gasa. Ograničen pristup sistemu magistralnog gasovoda. Nedostatak lokalnih potrošača proizvoda prerade APG-a, nedostatak isplativih rješenja za racionalnu upotrebu - sve to dovodi do činjenice da većina jednostavan izlaz Za kompanije koje proizvode naftu, često je potrebno spaljivati ​​prateći gas na poljima: u baklji ili za proizvodnju električne energije i domaćih potreba. Treba napomenuti da su se preduvjeti za neracionalno korištenje pratećeg naftnog plina stvorili još u god. početnim fazama razvoj naftne industrije, još u sovjetski period.

Trenutno se nedovoljno pažnje poklanja procjeni ekonomskih gubitaka države od neracionalnog korištenja – spaljivanja pratećeg naftnog gasa na poljima. Međutim, spaljivanje APG-a nanosi značajnu štetu ne samo ekonomijama zemalja proizvođača nafte, već i okolišu. Šteta u okolišu najčešće ima akumulativni karakter i dovodi do dugoročnih i često nepovratnih posljedica. Da procjene ekološke štete i ekonomskih gubitaka ne bi bile prosječne i jednostrane, a motivacija za rješavanje problema bila smislena, potrebno je voditi računa o razmjerima naše zemlje i interesima svih strana.

Zauzima prateći naftni gas. Ranije se ovaj resurs nije koristio ni na koji način. Ali sada se odnos prema ovom vrijednom prirodnom resursu promijenio.

Šta je prateći naftni gas

Ovo je ugljovodonični gas koji se oslobađa iz bušotina i iz ležišta nafte tokom procesa njegovog odvajanja. To je mješavina parovitih ugljovodonika i neugljikovodičnih komponenti prirodnog porijekla.

Njegova količina u nafti može varirati: od jednog kubnog metra do nekoliko hiljada u jednoj toni.

Prema specifičnostima proizvodnje, prateći naftni gas se smatra nusproizvodom proizvodnje nafte. Odatle dolazi njegovo ime. Zbog nedostatka potrebne infrastrukture za prikupljanje, transport i preradu gasa, velike količine ovog gasa prirodni resurs izgubi se. Iz tog razloga, većina povezanog plina se jednostavno spaljuje.

Sastav gasa

Povezani naftni gas se sastoji od metana i težih ugljovodonika - etana, butana, propana itd. Sastav gasa u različitim naftnim poljima može neznatno varirati. U nekim regijama povezani gas može sadržavati komponente koje nisu ugljikovodične - spojeve dušika, sumpora i kisika.

Povezani plin, koji izbija nakon otvaranja naftnih ležišta, karakterizira manja količina teških ugljikovodičnih plinova. “Teži” dio plina nalazi se u samom ulju. Stoga se u početnim fazama razvoja naftnog polja, po pravilu, proizvodi mnogo pratećeg plina s visokim sadržajem metana. Tokom eksploatacije ležišta ovi pokazatelji se postepeno smanjuju, a najveći dio gasa čine teške komponente.

Prirodni i prateći naftni gas: u čemu je razlika

Povezani plin sadrži manje metana od prirodnog plina, ali ima veliki broj njegovih homologa, uključujući pentan i heksan. Druga važna razlika je kombinacija strukturnih komponenti u različitim poljima u kojima se proizvodi prateći naftni gas. Sastav APG-a može se čak mijenjati ovisno o tome različiti periodi na istom terenu. Za poređenje: kvantitativna kombinacija komponenti je uvijek konstantna. Stoga se APG može koristiti u različite svrhe, a prirodni plin se koristi samo kao energetska sirovina.

Dobijanje APG-a

Povezani gas se dobija odvajanjem od nafte. U tu svrhu koriste se višestepeni separatori sa različitim pritiscima. Tako se u prvoj fazi separacije stvara pritisak od 16 do 30 bara. U svim narednim fazama pritisak se postepeno smanjuje. On posljednja faza proizvodni parametar se smanjuje na 1,5-4 bara. Vrijednosti temperature i tlaka APG-a određene su tehnologijom separacije.

Gas koji se dobije u prvoj fazi odmah se šalje u gas Velike poteškoće nastaju kada se koristi gas ispod 5 bara. Ranije je takav APG uvijek bio spaljen, ali unutra U poslednje vreme Politika korišćenja gasa je promenjena. Vlada je počela razvijati poticajne mjere za smanjenje zagađenja spoljašnje okruženje. Tako je na državnom nivou u 2009. godini utvrđena stopa spaljivanja APG-a, koja ne bi trebala prelaziti 5% ukupne proizvodnje pratećeg plina.

Primjena APG-a u industriji

Ranije se APG nije koristio ni na koji način i spaljivan je odmah nakon vađenja. Sada su naučnici uvideli vrednost ovog prirodnog resursa i traže načine da ga efikasno koriste.

Povezani naftni plin, čiji je sastav mješavina propana, butana i težih ugljovodonika, vrijedna je sirovina za energetsku i hemijsku industriju. APG ima kaloričnu vrijednost. Dakle, tokom sagorevanja emituje od 9 do 15 hiljada kcal/kubni metar. Ne koristi se u izvornom obliku. Čišćenje je potrebno.

U hemijskoj industriji plastika i guma se proizvode od metana i etana sadržanih u pratećem gasu. Teže ugljovodonične komponente se koriste kao sirovine za proizvodnju visokooktanskih aditiva za gorivo, aromatičnih ugljovodonika i tečnih naftnih gasova.

U Rusiji više od 80% proizvedenog povezanog gasa dolazi od pet kompanija koje proizvode naftu i gas: OJSC NK Rosneft, OJSC Gazprom Neft, OJSC Neftyanaya OJSC TNK-BP Holding, OJSC Surgutneftegaz zemlja godišnje proizvede više od 50 milijardi kubnih metara APG-a, od čega se 26% preradi, 47% koristi u industrijske svrhe, a preostalih 27% se spaljuje.

Postoje situacije u kojima nije uvijek isplativo koristiti prateći naftni plin. Upotreba ovog resursa često zavisi od veličine depozita. Stoga je preporučljivo koristiti plin proizveden iz malih polja za opskrbu električnom energijom lokalnih potrošača. Na poljima srednje veličine, najekonomičnije je vaditi tečni naftni gas u postrojenju za preradu gasa i prodavati ga hemijskoj industriji. Najbolja opcija za velika ležišta je proizvodnja električne energije u velikoj elektrani sa naknadnom prodajom.

Šteta od sagorevanja APG-a

Sagorevanje pratećeg gasa zagađuje životnu sredinu. Oko baklje dolazi do termičke destrukcije koja utiče na tlo u radijusu od 10-25 metara i vegetaciju u radijusu od 50-150 metara. Tokom procesa sagorijevanja, dušik i ugljični oksidi, sumpor dioksid i neizgoreli ugljovodonici se oslobađaju u atmosferu. Naučnici su izračunali da se kao rezultat sagorevanja APG-a godišnje oslobađa oko 0,5 miliona tona čađi.

Takođe, proizvodi sagorevanja gasa su veoma opasni po ljudsko zdravlje. Prema statističkim podacima, u glavnom regionu prerade nafte u Rusiji - Tyumen region- stopa morbiditeta stanovništva za mnoge vrste bolesti je veća od prosjeka za cijelu zemlju. Stanovnici regije posebno često pate od patologija respiratornih organa. Postoji tendencija povećanja broja novotvorina, bolesti osjetilnih organa i nervnog sistema.

Osim toga, PNH uzrokuje patologije koje se pojavljuju tek nakon nekog vremena. To uključuje sljedeće:

• neplodnost;
• pobačaj;
• nasljedne bolesti;
• oslabljen imunitet;
• onkološke bolesti.

Tehnologije korištenja APG-a

Glavni problem korištenja naftnog plina je visoka koncentracija teških ugljovodonika. Moderna industrija nafte i plina koristi nekoliko učinkovitih tehnologija koje omogućavaju poboljšanje kvalitete plina uklanjanjem teških ugljikovodika:

1. Odvajanje gasne frakcione.
2. Tehnologija adsorpcije.
3. Odvajanje na niskim temperaturama.
4. Membranska tehnologija.

Načini korištenja pratećeg plina

Postoji mnogo metoda, ali samo neke se koriste u praksi. Glavna metoda je korištenje APG-a odvajanjem na komponente. Ovaj proces prerade proizvodi suhi odstranjeni gas, koji je u suštini isti prirodni gas, i široku frakciju lakih ugljikovodika (NGL). Ova mješavina se može koristiti kao sirovina za petrohemiju.

Separacija naftnog gasa se dešava u niskotemperaturnim apsorpcionim i kondenzacionim jedinicama. Kada se proces završi, suvi gas se transportuje gasovodima, a NGL se šalje u rafinerije na dalju obradu.

Drugi efikasan način prerade APG-a je proces reciklaže. Ova metoda uključuje ubrizgavanje plina natrag u formaciju kako bi se povećao pritisak. Ovo rješenje omogućava povećanje volumena ekstrakcije nafte iz ležišta.

Osim toga, prateći naftni plin se može koristiti za proizvodnju električne energije. To će omogućiti naftnim kompanijama da značajno uštede novac, jer neće biti potrebe za kupovinom struje izvana.

Prije svega, hajde da saznamo šta se podrazumijeva pod pojmom „povezani naftni gas“ ili APG. Po čemu se razlikuje od tradicionalnih ekstrahiranih ugljovodonika i koje karakteristike ima?

Već iz samog imena jasno je da je APG direktno vezan za proizvodnju nafte. Ovo je mješavina plinova, ili otopljenih u samoj nafti, ili smještenih u takozvanim „kapama“ nalazišta ugljikovodika.

Compound

Povezani naftni plin, za razliku od tradicionalnog prirodnog plina, osim metana i etana, sadrži značajnu količinu težih ugljovodonika, kao što su propan, butan itd.

Analiza 13 različitih polja pokazala je da je procentualni sastav APG-a sljedeći:

• metan: 66,85-92,37%,
• etan: 1,76-14,04%,
• propan: 0,77-12,06%,
• izobutan: 0,02-2,65%,
• n-butan: 0,02-5,37%,
• pentan: 0,00-1,77%,
• heksan i više: 0,00-0,74%,
• ugljen dioksid: 0,10-2,77%,
• azot: 0,50-2,00%.

Jedna tona nafte, u zavisnosti od lokacije određenog naftnog polja, sadrži od jedne do nekoliko hiljada kubnih metara pratećeg gasa.

Potvrda

APG je nusproizvod proizvodnje nafte. Kada se otvori sljedeća formacija, prva stvar koja se dogodi je da povezani plin koji se nalazi u „čepu“ počinje teći. Obično je "lakši" od otopljenog direktno u ulju. Dakle, u početku je postotak metana sadržanog u APG-u prilično visok. Vremenom, daljim razvojem polja, njegov udio se smanjuje, ali se povećava postotak teških ugljovodonika.

Metode iskorišćavanja i prerade srodnih gasova

Poznato je da APG ima visoku kalorijsku vrijednost, čiji je nivo u rasponu od 9-15 hiljada Kcal/m3. Tako se može efikasno koristiti u energetskom sektoru, a veliki procenat teških ugljovodonika čini gas vrednom sirovinom u hemijskoj industriji. Konkretno, od APG-a se mogu proizvoditi plastika, guma, visokooktanski aditivi za gorivo, aromatični ugljovodonici i tako dalje. Međutim, dva faktora ometaju uspješno korištenje pratećeg naftnog plina u privredi. Prvo, to je nestabilnost njegovog sastava i prisutnosti velika količina nečistoće, i drugo, potreba za značajnim troškovima za njegovo "sušenje". Činjenica je da naftni plinovi imaju nivo vlage od 100%.

Sagorevanje APG-a

Zbog poteškoća u preradi, dugo vremena glavni način korišćenja naftnog gasa bilo je njegovo banalno sagorevanje na mestu proizvodnje. Ova varvarska metoda dovodi ne samo do nepovratnog gubitka vrijednih ugljikovodičnih sirovina i rasipanja energije zapaljivih komponenti, već i do ozbiljnih posljedica po okoliš. To uključuje termičko zagađenje, oslobađanje ogromne količine prašine i čađi, te kontaminaciju atmosfere otrovnim tvarima. Ako u drugim zemljama postoje ogromne kazne za ovaj način korišćenja naftnog gasa, koji ga čini ekonomski neisplativim, onda u Rusiji stvari stoje mnogo gore. Na udaljenim poljima, kada je cijena proizvodnje APG-a 200-250 rubalja/hiljadu. m 3 i troškovi transporta do 400 rubalja/hiljadu. m 3, može se prodati za najviše 500 rubalja, što čini bilo koju metodu obrade neisplativom.

Ubrizgavanje APG-a u rezervoar

Budući da se povezani plin proizvodi u neposrednoj blizini naftnog polja, može se koristiti kao alat za povećanje izvlačenja iz ležišta. Da bi se to postiglo, APG i razne radne tekućine se ubrizgavaju u rezervoar. Na osnovu rezultata praktičnih merenja, pokazalo se da je dodatna proizvodnja sa svake lokacije 5-10 hiljada tona godišnje. Ovaj način korištenja plina je i dalje poželjniji od sagorijevanja. Osim toga, postoje savremeni razvoji za povećanje njegove efikasnosti.

Frakciona prerada povezanog naftnog gasa (APG)

Uvođenje ove tehnologije omogućava povećanje profitabilnosti i efikasnosti proizvodnje. Komercijalni proizvodi dobiveni preradom ugljikovodičnih sirovina su: plinski benzin, stabilni kondenzat, propan-butan frakcija, aromatični ugljovodonici i još mnogo toga. U cilju optimizacije troškova, postrojenja za preradu se uglavnom grade na velikim plinskim i naftnim poljima, a na malim poljima, zahvaljujući naučno-tehnološkom napretku, koristi se modularna kompaktna oprema za preradu sirovina.

APG prečišćavanje

Prerada APG-a počinje njegovim prečišćavanjem. Čišćenje od mehaničkih nečistoća, ugljičnog dioksida i sumporovodika provodi se radi poboljšanja kvalitete proizvoda. Prvo se hladi APG, dok se sve nečistoće kondenzuju u tornjevima, ciklonima, elektrofilterima, peni i drugim uređajima. Zatim slijedi proces sušenja u kojem se vlaga apsorbira čvrstim ili tekućim tvarima. Ovaj proces se smatra obaveznim, jer višak vlage značajno povećava troškove transporta i otežava upotrebu konačnog proizvoda.

Pogledajmo najčešće metode prečišćavanja APG-a koje se danas koriste.

• Metode razdvajanja. Ovo su najjednostavnije tehnologije koje se koriste isključivo za oslobađanje kondenzata nakon kompresije i hlađenja plina. Metode se mogu koristiti u bilo kojem okruženju i imaju nizak nivo otpada
• Međutim, kvalitet dobijenog APG-a, posebno pri niskim pritiscima, je nizak. Ugljični dioksid i spojevi sumpora se ne uklanjaju.
• Gasnodinamičke metode. Zasnovan na procesima pretvaranja potencijalne energije mješavine plinova pod visokim pritiskom u zvučne i nadzvučne tokove. Oprema koja se koristi je niska cijena i jednostavna za rukovanje. Pri niskim pritiscima, efikasnost metoda je niska, jedinjenja sumpora i CO 2 se takođe ne uklanjaju.
• Metode sorpcije. Omogućavaju sušenje plina korištenjem vode i ugljovodonika. Osim toga, moguće je ukloniti male koncentracije sumporovodika. S druge strane, metode sorpcionog prečišćavanja su slabo prilagođene terenskim uslovima, a gubici gasa iznose i do 30%.
• Sušenje glikola. Najviše se koristi efikasan način uklanjanje vlage iz gasa. Ova metoda je tražena kao dopuna drugim metodama čišćenja, jer ne uklanja ništa osim vode. Gubici gasa su manji od 3%.
• Odsumporavanje. Još jedan visoko specijalizirani skup metoda usmjerenih na uklanjanje iz APG-a jedinjenja sumpora
• U tu svrhu koriste se aminsko pranje, alkalne tehnologije čišćenja, Serox proces i tako dalje. Nedostatak je 100% APG vlažnost na izlazu.
• Membranska tehnologija. Ovo je najefikasnija metoda za prečišćavanje APG-a. Njegov princip se zasniva na različitim brzinama prolaska pojedinih elemenata gasne mešavine kroz membranu. Izlaz su dva toka, od kojih je jedan obogaćen komponentama koje lako prodiru, a drugi teško probojnim komponentama. Ranije, selektivne karakteristike i karakteristike čvrstoće tradicionalnih membrana nisu bile dovoljne za pročišćavanje APG-a. Međutim, danas su se na tržištu pojavile nove membrane od šupljih vlakana koje su sposobne za rad s plinovima koji imaju visoku koncentraciju teških ugljikovodika i sumpornih spojeva. Stručnjaci iz NPK Grasys su nekoliko godina provodili ispitivanja na različitim lokacijama i došli do zaključka da ova tehnologija bazirana na novoj membrani može značajno smanjiti troškove prečišćavanja APG-a. Shodno tome, ima ozbiljne izglede na tržištu.

APG analiza

Da li je frakciono korišćenje pratećeg naftnog gasa isplativo može se utvrditi nakon detaljne analize u preduzeću. Savremena oprema i inovativne tehnologije otvaraju nove vidike i neograničene mogućnosti za ovu metodu. Prerada APG-a omogućava dobijanje „suvog“ gasa, koji je po sastavu blizak prirodnom gasu i može se koristiti u industrijskim ili komunalnim preduzećima.

Studije su potvrdile da će zaustavljanje spaljivanja pratećeg naftnog gasa dovesti do toga da će se uz pomoć savremene opreme za preradu moći dobiti dodatnih oko 20 miliona kubnih metara suvog gasa godišnje.

Upotreba APG-a u radu malih energetskih objekata

Još jedan očigledan način korištenja takvog plina je korištenje kao gorivo za elektrane. Efikasnost APG-a u ovom slučaju može doseći 80% ili više. Naravno, za to se agregati moraju nalaziti što bliže polju. Danas na tržištu postoji velika količina turbinske i klipne jedinice sposobne za rad na APG. Dodatni bonus je mogućnost korištenja izduvnih plinova za organiziranje sustava opskrbe toplinom za terenske objekte. Osim toga, može se ubrizgati u rezervoar za poboljšanje povrata nafte. Treba napomenuti da se ovaj način iskorištavanja APG-a već danas široko koristi u Rusiji. Konkretno, naftne i gasne kompanije grade elektrane na gasne turbine na svojim udaljenim poljima, koje mogu proizvesti više od milijardu kilovat-sati električne energije godišnje.

Tehnologija “gas-to-tequids” (hemijska prerada APG-a u gorivo)

Širom svijeta ova tehnologija se razvija velikom brzinom. Nažalost, njegova implementacija u Rusiji je značajno komplikovana. Činjenica je da je takva metoda isplativa samo u toplim ili umjerenim geografskim širinama, a kod nas se proizvodnja plina i nafte uglavnom obavlja u sjeverne regije, posebno u Jakutiji. Prilagođavanje tehnologije našim klimatskim uslovima zahteva ozbiljan istraživački rad.

Kriogena prerada APG-a u tečni gas

Svako naftno polje koje se danas razvija izvor je ne samo crnog zlata, već i brojnih nusproizvoda koji zahtijevaju pravovremeno odlaganje. Savremeni zahtjevi za nivo ekološke prihvatljivosti proizvodnje primoravaju operatere da izmišljaju sve efikasnije metode za preradu pratećeg naftnog gasa. U posljednjih nekoliko godina, ovaj resurs je obrađen i naširoko se koristi zajedno sa .

Povezani naftni gas, ili skraćeno APG, je supstanca koja se nalazi u naftnim poljima. Nastaje iznad glavnog rezervoara iu njegovoj debljini kao rezultat smanjenja pritiska na nivoe ispod pritiska zasićenja uljem. Njegova koncentracija ovisi o tome koliko duboko leži ulje i varira od 5 m 3 do gornji sloj do nekoliko hiljada m3 u donjem.

U pravilu, prilikom otvaranja rezervoara, naftaši nailaze na takozvanu plinovitu "kapu". Ugljovodonični gasovi postoje nezavisno i prisutni su u samom ulju u tečnom obliku, odvajajući se od njega tokom rafinacije. Sam gas se prvenstveno sastoji od metana i težih ugljovodonika. Njegov hemijski sastav zavisi od vanjski faktori, kao što je geografija formacije.

Glavni tipovi

Vrijednost pratećeg naftnog plina i izgledi za njegovo daljnje korištenje određuju se udjelom ugljovodonika u njegovom sastavu. Dakle, tvar koja se oslobađa iz "kape" naziva se slobodnim plinom, jer se uglavnom sastoji od laganog metana. Kako zaronite dublje u formaciju, njegova količina se primjetno smanjuje, ustupajući mjesto drugim, težim ugljikovodičnim plinovima.

Uobičajeno, prateći naftni plin se dijeli u nekoliko grupa ovisno o tome koliko je "ugljovodonik":

• čist, koji sadrži 95–100% ugljovodonika;
• ugljovodonik s primjesom ugljičnog dioksida (od 4 do 20%);
• ugljovodonik sa dodatkom azota (od 3 do 15%);
• ugljovodonik-azot, u kojem dušik čini do 50% zapremine.

Osnovna razlika između povezanog naftnog plina i prirodnog plina je prisustvo parnih komponenti, visokomolekularnih tekućina i tvari koje nisu uključene u grupu ugljikovodika:

• hidrogen sulfid;
• argon;
• ugljen-dioksid;
• nitrogen;
• helijum, itd.

Metode prerade pratećeg naftnog gasa

Još sredinom prošlog veka, APG, neizbežno dobijen u procesu proizvodnje nafte, skoro je u potpunosti izgoreo u bakljama. Prerada ovog nusproizvoda smatrana je toliko neisplativom da se negativnim posljedicama njegovog sagorijevanja dugo nije pridavala dužna pažnja javnosti. Međutim, koncentracija produkata sagorevanja u atmosferi izazvala je značajno pogoršanje javnog zdravlja, što je izazvalo hemijska industrija težak zadatak: prerada APG-a i njegovog praktična upotreba. Postoji nekoliko najpopularnijih metoda za korištenje povezanog naftnog plina.

Frakciona metoda

Ova metoda prerade APG-a uključuje odvajanje plina na komponente. Kao rezultat procesa dobivaju se suhi pročišćeni plinovi i široka frakcija lakih ugljikovodika: ovi i drugi proizvodi su vrlo popularni na svjetskom tržištu. Značajan nedostatak ove šeme je potreba za krajnjim korisnicima putem cevovoda. Budući da su LPG, PBT i NGL teži od zraka, oni imaju tendenciju da se akumuliraju u niskim područjima i formiraju eksplozivne oblake koji, ako eksplodiraju, mogu uzrokovati značajna razaranja.

Povezani naftni gas se često koristi za povećanje izvlačenja nafte na poljima kroz njegovo ponovno ubrizgavanje u ležište - to povećava pritisak, a iz jedne bušotine može se proizvesti 10 hiljada tona nafte više. Ovaj način korištenja plina smatra se skupim, tako da se ne koristi široko u Ruskoj Federaciji i koristi se uglavnom u Europi. Glavna prednost metode je njena niska cijena: kompanija treba samo kupiti potrebnu opremu. Istovremeno, takve mjere ne koriste APG, već samo odlažu problem na neko vrijeme.

Instalacija energetskih jedinica

Druga značajna oblast eksploatacije pratećeg gasa je snabdevanje elektranama energijom. Pod uslovom da se koristi potreban sastav sirovina, metoda je veoma efikasna i veoma popularna na tržištu.

Raspon instalacija je širok: kompanije su pokrenule proizvodnju i plinskih turbinskih i klipnih agregata. Ovi uređaji omogućavaju da se osigura potpuno funkcionisanje stanice uz mogućnost recikliranja toplote koja nastaje tokom proizvodnje.

Slične tehnologije se aktivno uvode u petrohemijsku industriju, jer kompanije nastoje da postanu nezavisne od RAO snabdevanja električnom energijom. Međutim, izvodljivost i visoka profitabilnost šeme mogu se odrediti samo blizinom elektrane na terenu, budući da će troškovi transporta APG-a premašiti potencijalne uštede. Za siguran rad sistema, plin je potrebno prethodno osušiti i očistiti.

Metoda se zasniva na procesu kriogene kompresije pomoću ciklusa hlađenja sa jednim protokom. Ukapljivanje pripremljenog APG-a nastaje njegovom interakcijom sa azotom u veštački stvorenim uslovima.

Potencijal metode koja se razmatra zavisi od niza uslova:

• performanse instalacije;
• pritisak izvornog gasa;
• opskrba plinom;
• sadržaj teških ugljovodonika, jedinjenja etana i sumpora itd.

Šema će biti najefikasnija ako se na distributivnim stanicama instaliraju kriogeni kompleksi.

Čišćenje membrane

Jedan od najperspektivnijih ovog trenutka tehnologije. Princip rada metode je različita brzina kojom komponente povezanog plina prolaze kroz posebne membrane. Sa pojavom materijala od šupljih vlakana, metoda je stekla mnoge prednosti u odnosu na tradicionalnim načinima APG pročišćavanje i filtracija.

Pročišćeni plin se ukapljuje i zatim prolazi kroz proceduru odvajanja u dva industrijska segmenta: za proizvodnju goriva ili petrohemijske sirovine. U procesu se obično proizvodi očišćeni plin, koji se lako transportuje, te tekući plinovi koji se šalju u pogone za proizvodnju gume, plastike i aditiva za gorivo.

Područje primjene APG-a

APG je, kao što je već spomenuto, odlična alternativa tradicionalnim izvorima energije za elektrane, koji je izuzetno ekološki prihvatljiv i omogućava preduzećima da uštede značajne novce. Druga oblast je petrohemijska proizvodnja. Ako imate financije, moguće je plin podvrgnuti dubokoj preradi uz naknadno izdvajanje iz njega tvari koje su tražene i koje igraju važnu ulogu kako u industriji tako iu svakodnevnom životu.

Pored toga što se koristi kao energent u elektranama i za proizvodnju u petrohemijskoj industriji, prateći naftni gas koristi se i kao sirovina za proizvodnju sintetičkih goriva (GTL). Ova tehnologija tek počinje da se primenjuje i predviđa se da će postati prilično isplativa ako cene goriva nastave da rastu.

Do danas su implementirana 2 velika projekta u inostranstvu, a planirano je još 15 Unatoč naizgled ogromnim perspektivama, shema još nije testirana u teškim klimatskim uvjetima, na primjer, u Jakutiji, a sa malom vjerovatnoćom može se implementirati u takvim. regiona bez značajnijih promjena. Drugim riječima, čak i ako je situacija u Rusiji dobra, ova tehnologija neće biti rasprostranjena u svim regijama.

Jedna od najmodernijih metoda efikasne industrijske upotrebe pratećeg gasa naziva se „gas lift“. Ova tehnologija omogućava jednostavno regulaciju režima rada bušotine, pojednostavljuje njeno održavanje i uspješno vadi naftu iz polja s visokim faktorom plina. Nedostatak tehnologije je što navedene prednosti značajno povećavaju kapitalne troškove opreme bušotina.

Obim primene prerađenog APG-a treba da bude određen veličinom polja sa kojeg je dobijen. Stoga je prikladno koristiti gas iz malih bunara lokalno kao gorivo bez trošenja novca na njegov transport, dok se sirovine u većem obimu mogu prerađivati ​​i koristiti u industrijskim preduzećima.

Opasnost po životnu sredinu

Aktuelnost pitanja korišćenja i primenjene upotrebe pratećeg gasa povezana je sa negativnim efektom koji ima ako se jednostavno spali. Ovom metodom industrija ne samo da gubi vrijedne sirovine, već i zagađuje atmosferu štetnim tvarima koje pojačavaju efekat staklene bašte. Toksini i ugljični dioksid štete okolišu i lokalnom stanovništvu, povećavajući rizik od razvoja ozbiljnih bolesti, uključujući rak.

Glavna prepreka aktivnom razvoju infrastrukture koja bi prečišćavala i prerađivala prateći naftni gas je nesklad između poreza na spaljeni gas i troškova njegovog efektivnog korišćenja. Većina naftnih kompanija radije bi platila kaznu nego posvetila značajna sredstva ekološkim inicijativama koje će se isplatiti tek godinama kasnije.

Uprkos poteškoćama vezanim za transport i prečišćavanje APG-a, dalje unapređenje tehnologija za pravilno odlaganje ove sirovine će rešiti ekološki problemi mnogim regijama i postat će osnova za cijelu industriju na nacionalnoj razini, čija će cijena u Ruskoj Federaciji, prema najkonzervativnijim procjenama stručnjaka, biti oko 15 milijardi dolara.

) nije bio među prioritetima naftnih i gasnih kompanija. APG je odvojen od nafte tokom pripreme za transport i jednostavno je spaljen u baklji direktno na polju.

Dugi niz godina plamen ovih baklji obasjavao je noćno nebo nad proizvodnim regijama i bio je jedan od simbola ruske naftne industrije. Međutim, danas je Rusija svjetski lider u spaljivanju povezanog plina. Kako se trenutno rješavaju problemi racionalnog korištenja APG-a?

Još u prošloj deceniji, grupa CREON 1 je privukla pažnju vladine agencije o problemu neracionalnog korišćenja pratećeg gasa. Godine 2007. za pripremu poruke korišteni su analitički materijali grupe Savezna skupština predsjednika Ruske Federacije, koji se fokusirao na ovaj problem. Nakon toga, grupa je organizovala prvu platformu u zemlji za sadržajnu i sveobuhvatnu diskusiju o problemima efikasne prerade APG-a, što je naknadno doprinelo usvajanju zakona kojim su sve naftne kompanije primorane da obezbede 95% korisnog iskorišćenja pratećeg naftnog gasa na svim svojim polja do 2012.

Stupanjem na snagu Uredbe Vlade Ruske Federacije br. 1148 od 8. novembra 2012. „O specifičnostima obračuna naknada za negativan uticaj na životnu sredinu za emisije u atmosferski vazduh zagađivača koji nastaju tokom spaljivanja i/ili disperzije pratećeg naftnog gasa“, situacija je počela da se menja. Kao rezultat uvođenja standardnog indikatora za spaljivanje APG-a u količini koja ne prelazi 5% zapremine ekstrahovanog gasa i značajnog povećanja kazni za višak spaljivanja APG-a, kao i povećanja koeficijenata povećanja u narednim godinama (Tabela 1. ), naftne kompanije su se ozbiljno pozabavile problemom racionalne upotrebe APG-a.

Tabela 1. Povećajući koeficijent plaćanja za količine spaljenog APG-a koje prelaze cilj od 5%

Od 2012. do 2015. godine količina spaljenog APG-a smanjena je za više od 60%, dok je ekstrakcija pratećeg gasa porasla za 9% u istom periodu.

Rusko tržište APG-a se u 2016. godini razvijalo neravnomjerno: rast proizvodnje i prerade nije bio praćen smanjenjem faktora efikasnosti i prekidima u proizvodnji od nezavisnih proizvođača i operatera sporazuma o podjeli proizvodnje (PSA).

PJSC NOVATEK je udvostručio svoju proizvodnju u odnosu na 2015. Intenzivan rast proizvodnje APG-a imao je i negativne posljedice sa ekološke tačke gledišta – naglo je povećan obim spaljenog plina, ali o tome ćemo nešto kasnije.

Primjetno smanjenje proizvodnje APG-a zabilježeno je među malim nezavisnim proizvođačima (-8%) i operaterima sporazuma o podjeli proizvodnje (PSA) (-8%).

Slika 1. Proizvodnja APG-a u 2016. po grupama proizvođača, milion m3

Pad proizvodnje u avgustu (slika 1) povezan je sa smanjenjem vađenja APG-a među vertikalno integriranim naftnim kompanijama i gotovo potpunim prestankom proizvodnje od strane PSA operatera zbog obustave radi popravki na poljima i nedostatak radova na pumpanju povratnog APG-a u rezervoar

Za većinu vertikalno integrisanih naftnih kompanija situacija s APG-om je bila pozitivna: rast proizvodnje u 2016. godini iznosio je 7,8%, a njihov udio u ukupnoj proizvodnji dostigao je 80% tržišta.

Više od polovice ukupne proizvodnje APG-a među vertikalno integriranim naftnim kompanijama otpada na NK (Slika 3). Prosječni mjesečni oporavak APG-a državne kompanije iznosi 2,9 milijardi m3.

2. i 3. mjesto po obimu proizvodnje dijele i.

Slika 2. Struktura proizvodnje APG-a među vertikalno integrisanim naftnim kompanijama u 2016. godini, %

Glavni negativni rezultat 2016. godine bilo je prvo pogoršanje od 2012. u količini spaljenog pratećeg plina i faktora efikasnosti APG-a

Količina spaljenog pratećeg gasa povećana je za 18,5% u odnosu na 2015. godinu. Istovremeno, vertikalno integrisane naftne kompanije su smanjile svoje performanse, a cjelokupno povećanje količina spaljenog pratećeg plina osigurali su mali nezavisni proizvođači i NOVATEK.

Intenzivan rast vađenja APG-a na poljima NOVATEK-a doveo je do povećanja obima spaljenog gasa, i kao rezultat toga, do oštrog pada efikasnosti naftnog gasa (na 67,2%). Nadajmo se da je to pitanje vremena i da će NOVATEK pronaći mogućnosti za blagotvorno korištenje vrijednih sirovina.

Među vertikalno integrisanim naftnim kompanijama, samo su kompanije Surgutneftegaz, Tatneft, NK RussNeft i (Nezavisna kompanija za naftu i gas) postigle cilj od 95% korisnog korišćenja APG-a (Slika 3).

Slika 3. Stope iskorištenja APG-a među vertikalno integriranim naftnim kompanijama

Najbolju stopu rasta indikatora zabilježila je naftna kompanija Rosneft +2,6% za 2016.

Negativnu dinamiku su pokazale kompanije (-1,6%) i Bašnjeft (-4,6%). Nivo korisnog korišćenja APG-a za kompaniju Bašnjeft je naglo pao sa 74% na 70% u aprilu 2016. Ovog meseca kompanija je započela, zajedno sa LUKOIL-om, razvoj novog polja u Nenječkom okrugu.

Ministarstvo energetike Ruske Federacije prvobitno je očekivalo da će naftne kompanije postići cilj od 95% do 2014. godine, a sada su očekivanja pomaknuta na 2020. godinu

Kao što je ranije navedeno (Tabela 1), industriju u 2020. godini očekuje još jedno, čak značajnije nego 2014. godine, četvorostruko povećanje povećanja koeficijenata za višak spaljivanja pratećeg gasa i moglo bi se pretpostaviti da će to primorati sve naftne kompanije da ostvare cilj na iskorišćavanje pratećeg gasa do 2020. Ovo je delimično tačno i povećanje kazni bi zaista trebalo da dovede do naglog povećanja korisne upotrebe pratećeg gasa, međutim, ovo pravilo ima i svoje izuzetke, koji proizilaze iz specifičnosti zakonske regulative, objektivne i subjektivne karakteristike ruske naftne i gasne industrije.

Specifičnosti ruskog zakonodavstva su razne vrste ustupci:

1. kompanije koje su nedavno počele sa razvojem polja (manje od tri godine od početka rada) i još nisu uspostavile metode za korisno korišćenje gasa;
2. korisnici podzemlja koji prateći gas šalju na preradu u postrojenja za preradu gasa (GPP) u periodu remonta i radova održavanja na GPP;
3. rudarskim kompanijama tokom prodaje investicione projekte za korisno korištenje APG-a u iznosu koji ne prelazi nastale troškove.

Gore opisani izuzeci su neophodni za pravednu regulaciju industrije, ali u stvari, baklje na poljima i dalje gore, a efikasnost pratećeg gasa i dalje pada.

TO objektivnih razloga Pripisujem nerazvijenost infrastrukture u pojedinim oblastima proizvodnje nafte, poteškoće u pristupu sistemu za transport gasa i velika ulaganja potrebna za realizaciju projekata za korisno korišćenje APG-a. Malim nezavisnim kompanijama koje nisu deo vertikalno integrisanih struktura posebno je teško realizovati investicione projekte. Subjektivni razlozi uključuju ruski mentalitet i način razmišljanja koji stalno traži najjednostavnije rješenje problema. A ako se problem shvati ne kao zagađenje životne sredine, već kao kazne koje nameće država, onda se pronalaze razna rješenja koja omogućavaju zaobilaženje nadzorne kontrole i izbjegavanje plaćanja koja su nedostupna većini kompanija za višak sagorijevanja APG-a.

Drugi problem ruskih industrijskih igrača je nedostatak želje za saradnjom i uzajamnom pomoći. U pojedinim slučajevima se mogu čuti pozivi velikih kompanija da isporuče prateći gas nedovoljno iskorištene kapacitete svojih gasnih pogona, ali najčešće monopolisti diktiraju oštre i nepovoljne uslove saradnje, a zajedničkih projekata prerade gasa je tek nekoliko.

Regulator i neformalni lider tržišta mogu biti regionalne vlasti, koje su sposobne da zastupaju i ujedine interese različitih rudarskih i prerađivačkih kompanija u cilju poboljšanja blagostanja regiona. Ne samo sa kaznama i kontrolom, već i sa subvencijama i prijedlozima racionalizacije za konsolidaciju napora na promociji realizacije investicionih projekata koji imaju za cilj blagotvorno korištenje pratećeg naftnog gasa.

Slika 4. Dinamika proizvodnje i spaljivanja APG-a po federalnim okruzima 2014-2016, milion m 3 /mjesečno.

Slika 4 jasno pokazuje da je Sibirski federalni okrug, sa relativno malim udjelom u proizvodnji APG-a, nekoliko godina bio lider u spaljivanju u Rusiji. Iskreno rečeno, treba napomenuti da okrug ubrzano nadoknađuje zaostatak, a prema rezultatima iz 2016. godine, najlošiji pokazatelj korisnog korištenja APG-a (75%) zabilježen je u Sjeverozapadnoj Federalni okrug.

Najbolji pokazatelji zabilježeni su u Dalekoistočnom (95%), Uralskom (93%) i Južnom (95%) federalnim okruzima. Još nema statistike za Krimski federalni okrug.

Problem racionalne upotrebe APG-a u pojedinim regijama i pojedinačnim kompanijama, posebno među malim nezavisnim proizvođačima, ostaje. I unatoč povećanju kazni u 2020. godini, možete biti sigurni da neće svi moći postići ciljni pokazatelj za korisno korištenje pratećeg plina. Kako je pokazalo istraživanje na konferenciji APG 2017 koju je proveo CREON Energy, samo 18% tržišnih stručnjaka vjeruje da će očekivanja ruskog ministarstva energetike da postigne cilj za korisno korištenje pratećeg plina biti ostvarena do 2020. godine.

Da bismo shvatili u kom pravcu bi tržište trebalo da se kreće radi povećanja efikasnosti APG-a, razmotrićemo metode korišćenja pratećeg gasa i njihov potencijal rasta.

Među oblastima korisne upotrebe APG-a su prerada plina u postrojenjima za preradu plina, korištenje plina za vlastite potrebe polja (uglavnom proizvodnja električne energije), snabdijevanje lokalnih potrošača za grijanje i proizvodnju električne energije, ponovno ubrizgavanje plina u rezervoar radi povećanja in situ pritisak i povećanje prinosa nafte, snabdevanje gasnog transportnog sistema () Gazprom (Slika 4).

Slika 5. Distribucija izvađenog APG-a po područjima upotrebe u 2015. godini, %

Polovina ekstrahovanog pratećeg naftnog gasa odlazi u postrojenje za preradu gasa, gde se prerađuje u suvi ugašeni gas (DSG) i široku frakciju lakih ugljovodonika (NGL) za dalju dubinsku preradu u postrojenjima za frakcionisanje gasa (GFU), gde gorivo ( Dobija se TNG) i druge sirovine za petrohemijsku industriju.

Obim prerade ruskog gasa u poslednjih godina raste isključivo zbog povećanja prerade APG-a. Udio APG-a u pogonima za preradu plina u 2016. godini dostigao je 47,1%, au aprilu 2016. godine iznosio je rekordnih 51,8%. Također je vrijedno napomenuti da je prateći plin, u mnogim slučajevima, vrijednija sirovina za hemiju plina od prirodnog plina, jer bogat C2+ frakcijama.

Najveći igrač na tržištu prerade gasa je SIBUR Holding, pored toga, vertikalno integrisane naftne kompanije i Gazprom imaju kapacitete za preradu gasa. Mali nezavisni učesnici u industriji, uglavnom, gledaju samo na postrojenja za preradu i frakcionisanje gasa male i srednje tonaže koja su relativno nova na tržištu.

Neke naftne kompanije (LUKOIL, NK Rosnjeft) su 2016. godine realizovale projekte kompresije APG-a, što će pojednostaviti logistiku krajnjim potrošačima, jer komprimirani plin u bocama zauzima znatno manje prostora i može se isporučiti cestom.

Generalno, može se govoriti o sistematskom povećanju zaliha pratećeg gasa za preradu, ali je, nažalost, složenija situacija sa drugim vidovima korišćenja APG-a. Zbog tehnoloških razloga, količina APG-a koji se može upumpati u sistem za prenos gasa ne može biti veća od 5% zapremine prirodnog gasa koji se pumpa kroz gasovod, pored toga, postojeći sistem za prenos gasa je skoro u potpunosti opterećen.

Injektiranje rezervoara ostaje tehnološki složena metoda korišćenja APG-a sa visokim kapitalnim i operativnim troškovima. Nije sav prateći gas koji je prethodno ubrizgan u ležište podložan daljoj ekstrakciji, a povećanje iskorištenja nafte nije primjetno u svim fazama razvoja polja.

Potencijal za korišćenje pratećeg gasa za sopstvene potrebe na polju je ograničen. Kako bi smanjili kazne, naftni radnici su često namjerno tražili plinske električne generatore s minimalnom efikasnošću, a zatim su “zapalili šumu”. Ali čak i uz ovaj slučaj upotrebe, nije bilo moguće iskoristiti sav APG izvađen iz polja.

Snabdijevanje plinom lokalnim potrošačima nije osnovni posao za naftne kompanije, u koji rijetko žele da se zadube i da mu posvete vrijeme.

Postepeno se razvijaju šeme na raskrsnici dva gore opisana načina korišćenja APG-a: eksterno snabdevanje električnom energijom polja i snabdevanje gasom i električnom energijom lokalnim proizvođačima. Nezavisna kompanija sklapa ugovor sa korisnikom podzemlja za kupovinu pratećeg gasa i obavezuje se da će polje snabdevati električnom energijom. Nakon toga, u blizini se postavlja blok-modularni kompleks za tretman gasa i proizvodnju električne energije.

Kao rezultat toga, rudarska kompanija se oslobađa kazni za zloupotrebu APG-a i prenosi kapitalne troškove i rizike kvara opreme na kompaniju treće strane. A operativna organizacija ima redovnog kupca za električnu energiju i može izgraditi posao usmjeren na zadovoljavanje potreba u blizini naselja u toplotnoj i električnoj energiji, au budućnosti modernizaciju opreme i dublju preradu pratećeg gasa.

Šta mogu da urade učesnici na tržištu?

Organi vlasti koje predstavljaju ministarstva tradicionalno mogu koristiti jednostavan i efikasan metod šargarepe i štapa. A ako nema prostora za pooštravanje kazni, onda treba preći na poboljšanje kontrole i traženje “utajivača”. Šargarepa bi mogle biti subvencije prerađivačima gasa (posebno novoosnovanim malim kompanijama), finansiranje naučnog razvoja u oblasti korisnog korišćenja APG-a i moratorijum na nove globalne promene u državnoj regulaciji sektora nafte i gasa, koje teraju proizvodnju kompanije da “štede energiju” i odgode investicione projekte.

Regionalne vlasti su sposobne da obezbede subvencije na lokalnom nivou, ali najvažnije je da mogu postati jezgro koje ujedinjuje naftne radnike (uključujući i one među sobom), rafinerije i istraživačke institute. Ne zaboravite da lokalne vlasti, pored poboljšanja ekoloških, industrijskih i socijalnih pokazatelja u regionu, dobijaju povrat ulaganja u obliku indirektnih poreza.

Javne organizacije treba da promijene svoj pristup u komunikaciji sa tržišnim akterima od oštrih optužbi do ponuda za saradnju. Također je vrijedno skrenuti pažnju na problem spaljivanja pratećeg plina kroz široku medijsku pokrivenost i organiziranje posebnih događaja. Dobar primjer takve saradnje je ocjena ekološke odgovornosti naftnih i plinskih kompanija „Zdrav razum“, koju zajednički provode WWF Rusija i CREON grupa. Rejting, koji se sprovodi svake godine, upoređuje i nagrađuje najveće rudarske kompanije u sledećim oblastima:

Nivo uticaja preduzeća na životnu sredinu po jedinici proizvodnje,

stepen otvorenosti i dostupnosti ekološki značajnih informacija,

Kvalitet ekoloških politika i upravljanja kompanijama, usklađenost sa najboljim standardima i praksama,

Kršenja ekološkog zakonodavstva od strane kompanije u oblasti implementacije projekta,

Efikasnost korišćenja mineralnih resursa.

Još jedan pozitivan primjer je globalni program „Potpuno prestanak redovnog spaljivanja APG-a do 2030.“ (Zero Routine Flaring by 2030 Initiative), koji su 2015. godine zajednički pokrenuli generalni sekretar UN-a Ban Ki-moon i predsjednik Svjetske banke Jim Yong Kim. Učesnici programa preuzimaju odgovornost za korištenje najboljih tehnologija i ulažući sve napore da postignu nultu emisiju APG-a, zauzvrat imaju pristup naprednim tehnološkim praksama i mogu računati na povlaštene uslove međunarodnih bankarskih organizacija koje finansiraju projekte vezane za proizvodnju nafte. Nažalost, nijedna ruska rudarska kompanija se još nije pridružila programu.

Prerađivači moraju aktivnije pozivati ​​dobavljače trećih strana u nedovoljno iskorištene kapacitete postrojenja za preradu plina, zajednički raditi na logistici snabdijevanja i, što je najvažnije, osigurati fer komercijalne uslove za svoje usluge.

Rudarske kompanije moraju postati otvorenije. Ne govorimo samo o uključivanju ekološkog dijela u godišnje izvještaje, već o stvarnom pružanju zainteresiranim stranama podataka o stepenu iskorišćenja APG-a na svakom polju. Sada su takve informacije poslovna tajna, ali zahvaljujući otvorenom pristupu informacijama, mala i srednja preduzeća moći će pronaći obećavajuće prilike za blagotvorno korištenje vrijednih sirovina i preuzeti inicijativu, nudeći naftnim radnicima rješenje problema iskorišćenja pratećeg gasa.

U zaključku, vrijedi reći da je problem racionalnog korištenja APG-a teško riješiti pojedinačna kompanija. Ključ uspjeha je saradnja.