ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้อง ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้อง

พื้นฐานของก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องคือส่วนผสมของไฮโดรคาร์บอนเบา รวมถึงมีเทน อีเทน โพรเพน บิวเทน ไอโซบิวเทน และไฮโดรคาร์บอนอื่นๆ ที่ละลายในน้ำมันภายใต้ความดัน (รูปที่ 1) APG จะถูกปล่อยออกมาเมื่อความดันลดลงระหว่างการนำน้ำมันกลับคืนหรือระหว่างกระบวนการแยก คล้ายกับกระบวนการปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์เมื่อเปิดขวดแชมเปญ ตามชื่อที่แสดง ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องนั้นผลิตพร้อมกันกับน้ำมัน และในความเป็นจริงแล้ว เป็นผลพลอยได้จากการผลิตน้ำมัน ปริมาตรและองค์ประกอบของ APG ขึ้นอยู่กับพื้นที่การผลิตและคุณสมบัติเฉพาะของแหล่งสะสม ในกระบวนการผลิตและการแยกน้ำมันหนึ่งตัน คุณสามารถรับก๊าซที่เกี่ยวข้องได้ตั้งแต่ 25 ถึง 800 ลบ.ม.

การเผาก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องในพลุสนามเป็นวิธีการใช้ที่มีเหตุผลน้อยที่สุด ด้วยแนวทางนี้ APG จะกลายเป็นของเสียจากกระบวนการผลิตน้ำมันโดยพื้นฐาน การวูบวาบสามารถพิสูจน์ได้ภายใต้เงื่อนไขบางประการ อย่างไรก็ตาม ตามที่ประสบการณ์ทั่วโลกแสดงให้เห็น นโยบายของรัฐบาลที่มีประสิทธิผลทำให้สามารถบรรลุระดับ APG วูบวาบได้หลายเปอร์เซ็นต์ของปริมาณการผลิตทั้งหมดในประเทศ

ในปัจจุบัน มีวิธีการใช้ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องกันมากที่สุดสองวิธี ทางเลือกหนึ่งนอกเหนือจากการเผาแฟลร์ ประการแรก นี่คือการฉีด APG เข้าไปในชั้นหินที่มีแบริ่งน้ำมัน เพื่อปรับปรุงการนำน้ำมันกลับมาใช้ใหม่ หรือเพื่อคงไว้เป็นทรัพยากรในอนาคต ทางเลือกที่สองคือการใช้ก๊าซที่เกี่ยวข้องเป็นเชื้อเพลิงสำหรับการผลิตไฟฟ้า (โครงการที่ 1) และความต้องการขององค์กรในแหล่งผลิตน้ำมัน เช่นเดียวกับการผลิตไฟฟ้าและส่งไปยังโครงข่ายไฟฟ้าทั่วไป

ในเวลาเดียวกันตัวเลือกในการใช้ APG สำหรับการผลิตไฟฟ้าก็เป็นวิธีการเผาไหม้เช่นกัน แต่ก็ค่อนข้างมีเหตุผลมากกว่าเนื่องจากในกรณีนี้เป็นไปได้ที่จะได้รับผลประโยชน์และลดผลกระทบลงบ้าง สิ่งแวดล้อม- ต่างจากก๊าซธรรมชาติที่มีปริมาณมีเทนอยู่ในช่วง 92-98% ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องมีมีเทนน้อยกว่า แต่มักจะมีสัดส่วนที่สำคัญของส่วนประกอบไฮโดรคาร์บอนอื่น ๆ ซึ่งสามารถเข้าถึงมากกว่าครึ่งหนึ่งของปริมาตรทั้งหมด APG อาจมีส่วนประกอบที่ไม่ใช่ไฮโดรคาร์บอน เช่น คาร์บอนไดออกไซด์ ไนโตรเจน ไฮโดรเจนซัลไฟด์ และอื่นๆ ส่งผลให้ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องโดยตัวมันเองไม่สามารถเป็นเชื้อเพลิงที่มีประสิทธิผลเพียงพอ

ทางเลือกที่สมเหตุสมผลที่สุดคือการประมวลผล APG ซึ่งเป็นวัตถุดิบสำหรับก๊าซและปิโตรเคมีซึ่งทำให้ได้ผลิตภัณฑ์ที่มีคุณค่า เป็นผลมาจากการประมวลผลก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องหลายขั้นตอน จึงเป็นไปได้ที่จะได้รับวัสดุเช่นโพลีเอทิลีน โพรพิลีน ยางสังเคราะห์ โพลีสไตรีน โพลีไวนิลคลอไรด์ และอื่นๆ ในทางกลับกัน วัสดุเหล่านี้ทำหน้าที่เป็นพื้นฐานสำหรับผลิตภัณฑ์ที่หลากหลาย โดยที่คิดไม่ถึงเลย ชีวิตที่ทันสมัยผู้คนและเศรษฐกิจ ได้แก่ รองเท้า เสื้อผ้า ภาชนะและบรรจุภัณฑ์ จาน อุปกรณ์ หน้าต่าง ผลิตภัณฑ์ยางทุกชนิด สินค้าทางวัฒนธรรมและของใช้ในครัวเรือน ท่อและชิ้นส่วนท่อส่ง วัสดุสำหรับการแพทย์และวิทยาศาสตร์ เป็นต้น ควรสังเกตว่าการประมวลผลของ APG ยังทำให้สามารถแยกก๊าซแห้งซึ่งเป็นก๊าซธรรมชาติที่คล้ายคลึงกัน ซึ่งสามารถใช้เป็นเชื้อเพลิงที่มีประสิทธิภาพมากกว่า APG

ระดับของก๊าซที่เกี่ยวข้องที่ถูกสกัดซึ่งใช้สำหรับก๊าซและปิโตรเคมีเป็นลักษณะเฉพาะ การพัฒนานวัตกรรมอุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซและปิโตรเคมี การใช้ทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนในระบบเศรษฐกิจของประเทศมีประสิทธิผลเพียงใด การใช้ APG อย่างสมเหตุสมผลจำเป็นต้องมีโครงสร้างพื้นฐานที่เหมาะสมและมีประสิทธิภาพ ระเบียบราชการระบบการประเมิน การลงโทษ และสิ่งจูงใจสำหรับผู้เข้าร่วมตลาด ดังนั้นส่วนแบ่งของ APG ที่ใช้สำหรับก๊าซและปิโตรเคมีจึงสามารถกำหนดลักษณะระดับได้เช่นกัน การพัฒนาเศรษฐกิจประเทศ.

บรรลุการใช้ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องที่สกัดได้ทั่วประเทศในระดับ 95-98% และการแปรรูปในระดับสูงเพื่อให้ได้ผลิตภัณฑ์ที่มีคุณค่า รวมถึงก๊าซและปิโตรเคมี ล้วนเป็นส่วนหนึ่ง พื้นที่สำคัญการพัฒนาอุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซและปิโตรเคมีในโลก เทรนด์นี้เป็นเรื่องปกติสำหรับ ประเทศที่พัฒนาแล้วอุดมไปด้วยสารไฮโดรคาร์บอน เช่น นอร์เวย์ สหรัฐอเมริกา และแคนาดา นอกจากนี้ยังเป็นเรื่องปกติสำหรับหลายประเทศที่เศรษฐกิจอยู่ในช่วงเปลี่ยนผ่าน เช่น คาซัคสถาน และ ประเทศกำลังพัฒนาตัวอย่างเช่น ไนจีเรีย ควรสังเกตว่าซาอุดิอาระเบียซึ่งเป็นผู้นำด้านการผลิตน้ำมันของโลกกำลังกลายเป็นหนึ่งในผู้นำในอุตสาหกรรมก๊าซและปิโตรเคมีของโลก

ปัจจุบันรัสเซียครองอันดับหนึ่งที่ "มีเกียรติ" ในโลกในแง่ของปริมาณการเผาไหม้ APG ตามข้อมูลอย่างเป็นทางการในปี 2556 ระดับนี้อยู่ที่ประมาณ 15.7 พันล้านลูกบาศก์เมตร ในขณะเดียวกัน ตามข้อมูลที่ไม่เป็นทางการ ปริมาณก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องในประเทศของเราอาจสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ - อย่างน้อย 35 พันล้านลูกบาศก์เมตร ในเวลาเดียวกัน แม้จะดูจากสถิติอย่างเป็นทางการแล้ว รัสเซียก็ยังนำหน้าประเทศอื่นๆ อย่างมีนัยสำคัญในแง่ของปริมาณการโจมตีของ APG ตามข้อมูลอย่างเป็นทางการ ระดับการใช้ APG โดยวิธีอื่นนอกเหนือจากการลุกลามในประเทศของเราในปี 2556 เฉลี่ยอยู่ที่ 76.2% ในจำนวนนี้ 44.5% ได้รับการประมวลผลที่โรงงานแปรรูปก๊าซ

ความต้องการลดระดับการเผาไหม้ APG และเพิ่มส่วนแบ่งของการแปรรูปในฐานะวัตถุดิบไฮโดรคาร์บอนที่มีคุณค่าได้รับการเสนอชื่อโดยผู้นำประเทศของเราในช่วงไม่กี่ปีที่ผ่านมา ปัจจุบันพระราชกฤษฎีกาของรัฐบาลรัสเซียหมายเลข 1148 เมื่อวันที่ 8 พฤศจิกายน 2555 มีผลบังคับใช้ตามที่ บริษัท ผู้ผลิตน้ำมันจะต้องจ่ายค่าปรับสูงสำหรับการเผาไหม้ส่วนเกิน - สูงกว่าระดับ 5%

สิ่งสำคัญคือต้องทราบว่าความถูกต้องของสถิติอย่างเป็นทางการเกี่ยวกับอัตราการรีไซเคิลนั้นเป็นที่น่าสงสัยอย่างมาก ตามที่ผู้เชี่ยวชาญระบุว่า APG ที่สกัดออกมามีการประมวลผลน้อยกว่ามาก - ประมาณ 30% และไม่ใช่ทั้งหมดที่ใช้ในการผลิตก๊าซและผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี ส่วนสำคัญถูกแปรรูปเพื่อผลิตไฟฟ้า ดังนั้นส่วนแบ่งที่แท้จริงของการใช้ APG อย่างมีประสิทธิผลซึ่งเป็นวัตถุดิบสำหรับก๊าซและปิโตรเคมีอาจไม่เกิน 20% ของปริมาณ APG ที่ผลิตทั้งหมด

ดังนั้น แม้จากข้อมูลอย่างเป็นทางการ เมื่อพิจารณาเฉพาะปริมาณของเปลวไฟ APG เราก็สามารถสรุปได้ว่าวัตถุดิบปิโตรเคมีอันมีค่ามากกว่า 12 ล้านตันสูญเสียไปทุกปี ซึ่งสามารถได้รับจากการประมวลผลก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้อง สินค้าและสินค้าที่สำคัญสำหรับเศรษฐกิจภายในประเทศสามารถผลิตจากวัตถุดิบเหล่านี้ได้สามารถใช้เป็นพื้นฐานสำหรับการพัฒนาอุตสาหกรรมใหม่การสร้างงานใหม่รวมทั้งเพื่อทดแทนสินค้านำเข้า ตามที่ธนาคารโลกระบุว่า รายได้เพิ่มเติม เศรษฐกิจรัสเซียจากการประมวลผลที่มีคุณสมบัติเหมาะสมของ APG อาจมีมูลค่ามากกว่า 7 พันล้านดอลลาร์ต่อปี และจากข้อมูลของกระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อม เศรษฐกิจของเราสูญเสียเงิน 13 พันล้านดอลลาร์ทุกปี

ในเวลาเดียวกัน หากเราคำนึงถึงปริมาณก๊าซที่เกี่ยวข้องที่ลุกไหม้ในแหล่งน้ำมันตามความต้องการและการผลิตไฟฟ้าของเราเอง ความเป็นไปได้ที่จะได้รับวัตถุดิบและด้วยเหตุนี้ ผลประโยชน์เพิ่มเติมสำหรับเศรษฐกิจของประเทศของเราจึงอาจสูงเป็นสองเท่า .

สาเหตุของการใช้ก๊าซที่เกี่ยวข้องอย่างไม่สมเหตุสมผลในประเทศของเรานั้นเกี่ยวข้องกับปัจจัยหลายประการ บ่อยครั้งที่สถานที่ผลิตน้ำมันอยู่ห่างจากโครงสร้างพื้นฐานสำหรับการรวบรวม ขนส่ง และแปรรูปก๊าซน้ำมัน การเข้าถึงที่จำกัดไปยังระบบท่อส่งก๊าซหลัก การไม่มีผู้บริโภคในท้องถิ่นของผลิตภัณฑ์แปรรูป APG การขาดโซลูชันที่คุ้มค่าสำหรับการใช้งานอย่างมีเหตุผล - ทั้งหมดนี้นำไปสู่ความจริงที่ว่าส่วนใหญ่ ทางออกง่ายๆสำหรับบริษัทผู้ผลิตน้ำมัน มักจำเป็นต้องเผาก๊าซที่เกี่ยวข้องในทุ่งนา: ในพลุหรือเพื่อผลิตไฟฟ้าและความต้องการภายในประเทศ ควรสังเกตว่าข้อกำหนดเบื้องต้นสำหรับการใช้ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องอย่างไม่มีเหตุผลนั้นถูกสร้างขึ้นในระยะเริ่มแรกของการพัฒนาอุตสาหกรรมน้ำมันในสมัยโซเวียต

ปัจจุบันความสนใจไม่เพียงพอที่จะประเมินความสูญเสียทางเศรษฐกิจของรัฐจากการใช้อย่างไม่สมเหตุสมผล - การปะทุของก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องในทุ่งนา อย่างไรก็ตาม การปะทุของ APG ทำให้เกิดความเสียหายอย่างมากไม่เพียงแต่ต่อเศรษฐกิจของประเทศผู้ผลิตน้ำมันเท่านั้น แต่ยังรวมถึงสิ่งแวดล้อมด้วย ความเสียหายต่อสิ่งแวดล้อมส่วนใหญ่มักมีลักษณะสะสมและนำไปสู่ผลที่ตามมาในระยะยาวและมักจะแก้ไขไม่ได้ เพื่อไม่ให้การประเมินความเสียหายด้านสิ่งแวดล้อมและความสูญเสียทางเศรษฐกิจเป็นการประเมินด้านเดียว และเพื่อให้แรงจูงใจในการแก้ปัญหามีความหมาย จำเป็นต้องคำนึงถึงขนาดของประเทศของเราและผลประโยชน์ของทุกฝ่าย

ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องหรือ APG คือก๊าซที่ละลายในน้ำมัน ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องเกิดขึ้นในระหว่างการผลิตน้ำมัน ซึ่งก็คือ ที่จริงแล้วเป็นผลพลอยได้ แต่ APG เองก็เป็นวัตถุดิบที่มีคุณค่าสำหรับการแปรรูปต่อไป

องค์ประกอบทางโมเลกุล

ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องประกอบด้วยไฮโดรคาร์บอนเบา ประการแรกคือ มีเทน ซึ่งเป็นส่วนประกอบหลักของก๊าซธรรมชาติ เช่นเดียวกับส่วนประกอบที่หนักกว่า เช่น อีเทน โพรเพน บิวเทน และอื่นๆ

ส่วนประกอบทั้งหมดเหล่านี้แตกต่างกันตามจำนวนอะตอมของคาร์บอนในโมเลกุล ดังนั้น โมเลกุลมีเทนประกอบด้วยคาร์บอน 1 อะตอม อีเทนมี ​​2 อะตอม โพรเพนมี 3 อะตอม บิวเทนมี ​​4 อะตอม เป็นต้น

~ 400,000 ตัน - ความสามารถในการบรรทุกของเรือบรรทุกน้ำมันขนาดใหญ่

ตาม กองทุนโลกธรรมชาติป่า (WWF) ในภูมิภาคที่ผลิตน้ำมันมีการปล่อยมลพิษที่เป็นของแข็งมากถึง 400,000 ตันสู่ชั้นบรรยากาศทุกปี ซึ่งส่วนใหญ่ถูกครอบครองโดยผลิตภัณฑ์การเผาไหม้ของ APG

ความกลัวของนักสิ่งแวดล้อม

ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องจะต้องแยกออกจากน้ำมันเพื่อให้เป็นไปตามมาตรฐานที่กำหนด APG ยังคงเป็นผลพลอยได้จากบริษัทน้ำมันมาเป็นเวลานาน ดังนั้นปัญหาการกำจัดจึงค่อนข้างง่าย - มันถูกเผา

คราวที่แล้วนั่งเครื่องบินอยู่เหนือ ไซบีเรียตะวันตกมีใครเห็นคบเพลิงที่กำลังลุกไหม้อยู่มากมาย: เกี่ยวข้องกับก๊าซปิโตรเลียม

ในรัสเซีย CO 2 เกือบ 100 ล้านตันถูกสร้างขึ้นทุกปีอันเป็นผลมาจากการเผาไหม้ของก๊าซ
การปล่อยเขม่ายังก่อให้เกิดอันตรายเช่นกัน ตามที่นักสิ่งแวดล้อมกล่าวว่าอนุภาคเขม่าที่เล็กที่สุดสามารถถ่ายโอนไปได้ ระยะทางไกลและเกาะอยู่บนพื้นผิวหิมะหรือน้ำแข็ง

แม้จะมองไม่เห็นด้วยตา การปนเปื้อนของหิมะและน้ำแข็งจะช่วยลดอัลเบโด้ของมันได้อย่างมาก ซึ่งก็คือการสะท้อนแสง ส่งผลให้หิมะและอากาศบนพื้นดินอุ่นขึ้น และโลกของเราสะท้อนรังสีดวงอาทิตย์น้อยลง

การสะท้อนของหิมะที่ไม่ปนเปื้อน:

การเปลี่ยนแปลงให้ดีขึ้น

ใน เมื่อเร็วๆ นี้สถานการณ์การใช้ APG เริ่มเปลี่ยนไป บริษัทน้ำมันต่างให้ความสำคัญกับปัญหาการใช้ก๊าซที่เกี่ยวข้องอย่างสมเหตุสมผลมากขึ้นเรื่อยๆ การทำให้กระบวนการนี้เข้มข้นขึ้นได้รับการอำนวยความสะดวกโดยมติหมายเลข 7 เมื่อวันที่ 8 มกราคม 2552 ซึ่งนำมาใช้โดยรัฐบาลสหพันธรัฐรัสเซียซึ่งกำหนดข้อกำหนดในการเพิ่มระดับการใช้ก๊าซที่เกี่ยวข้องเป็น 95% หากไม่เกิดขึ้น บริษัทน้ำมันต้องเผชิญกับค่าปรับจำนวนมาก

OAO Gazprom ได้จัดทำโครงการลงทุนระยะกลางเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพการใช้งาน APG สำหรับปี 2554-2556 ระดับการใช้งาน APG ในกลุ่ม Gazprom (รวมถึง OJSC Gazprom Neft) ในปี 2555 เฉลี่ยประมาณ 70% (ในปี 2554 - 68.4% ในปี 2553 - 64%) โดยในไตรมาสที่ 4 ปี 2555 ที่สาขาของ OJSC Gazprom ระดับ การใช้ APG ให้เกิดประโยชน์คือ 95% และ LLC Gazprom Dobycha Orenburg, LLC Gazprom Pererabotka และ LLC Gazprom Neft Orenburg ใช้ APG 100% แล้ว

ตัวเลือกการกำจัด

มีอยู่ จำนวนมากอย่างไรก็ตาม ในทางปฏิบัติมีเพียงไม่กี่รายการเท่านั้นที่ใช้เพื่อการใช้ประโยชน์ APG

วิธีการหลักในการใช้งาน APG คือการแยกส่วนประกอบออกเป็นส่วนประกอบต่างๆ ที่สุดประกอบด้วยก๊าซแห้ง (โดยพื้นฐานแล้วเป็นก๊าซธรรมชาติชนิดเดียวกัน ซึ่งส่วนใหญ่เป็นก๊าซมีเทน ซึ่งอาจมีอีเทนอยู่บ้าง) ส่วนประกอบกลุ่มที่สองเรียกว่าเศษส่วนไวด์ของไฮโดรคาร์บอนเบา (NGL) เป็นส่วนผสมของสารที่มีอะตอมของคาร์บอนตั้งแต่ 2 อะตอมขึ้นไป (C 2 + เศษส่วน) ส่วนผสมนี้เป็นวัตถุดิบสำหรับปิโตรเคมี

กระบวนการแยกก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องเกิดขึ้นที่หน่วยควบแน่นที่อุณหภูมิต่ำ (LTC) และหน่วยดูดซับที่อุณหภูมิต่ำ (LTA) หลังจากการแยกก๊าซแล้ว ก๊าซแห้งที่แยกออกแล้วสามารถขนส่งผ่านท่อส่งก๊าซธรรมดา และสามารถจัดหาของเหลวก๊าซธรรมชาติเพื่อการแปรรูปต่อไปสำหรับการผลิตผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมี

ตามที่กระทรวงทรัพยากรธรรมชาติและสิ่งแวดล้อมระบุว่า ในปี 2010 บริษัทน้ำมันรายใหญ่ที่สุดใช้ก๊าซธรรมชาติถึง 74.5% ของก๊าซทั้งหมดที่ผลิตได้ และพุ่งขึ้น 23.4%

โรงงานแปรรูปก๊าซ น้ำมัน และก๊าซคอนเดนเสทเป็นผลิตภัณฑ์ปิโตรเคมีเป็นโรงงานที่มีเทคโนโลยีสูงซึ่งผสมผสานการผลิตทางเคมีเข้ากับการผลิตการกลั่นน้ำมัน การแปรรูปวัตถุดิบไฮโดรคาร์บอนดำเนินการที่โรงงานของ บริษัท ย่อย Gazprom: ที่โรงงานแปรรูปก๊าซ Astrakhan, Orenburg, Sosnogorsk, โรงงานฮีเลียม Orenburg, โรงงานรักษาเสถียรภาพคอนเดนเสท Surgut และโรงงานเตรียมคอนเดนเสท Urengoy สำหรับการขนส่ง

นอกจากนี้ยังเป็นไปได้ที่จะใช้ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องในโรงไฟฟ้าเพื่อผลิตไฟฟ้า ซึ่งจะช่วยให้บริษัทน้ำมันสามารถแก้ไขปัญหาการจัดหาพลังงานให้กับแหล่งพลังงานโดยไม่ต้องหันไปซื้อไฟฟ้า

นอกจากนี้ APG จะถูกฉีดกลับเข้าไปในอ่างเก็บน้ำ ซึ่งทำให้สามารถเพิ่มระดับการนำน้ำมันออกจากอ่างเก็บน้ำได้ วิธีนี้เรียกว่ากระบวนการปั่นจักรยาน

แหล่งน้ำมันใดๆ ที่ได้รับการพัฒนาในปัจจุบันไม่เพียงแต่เป็นแหล่งของทองคำดำเท่านั้น แต่ยังรวมถึงผลพลอยได้อีกมากมายที่ต้องกำจัดทิ้งอย่างทันท่วงที ข้อกำหนดที่ทันสมัยสำหรับระดับความเป็นมิตรต่อสิ่งแวดล้อมของผู้ปฏิบัติงานในการผลิตเพื่อคิดค้นวิธีการที่มีประสิทธิภาพมากขึ้นในการประมวลผลก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้อง ในช่วงไม่กี่ปีที่ผ่านมา ทรัพยากรนี้ได้รับการประมวลผลและมีการใช้กันอย่างแพร่หลายด้วย

ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องหรือเรียกสั้น ๆ ว่า APG เป็นสารที่พบในแหล่งน้ำมัน มันถูกสร้างขึ้นเหนืออ่างเก็บน้ำหลักและมีความหนาซึ่งเป็นผลมาจากแรงดันที่ลดลงจนถึงระดับที่ต่ำกว่าแรงดันอิ่มตัวของน้ำมัน ความเข้มข้นของมันขึ้นอยู่กับความลึกของน้ำมันและแตกต่างกันไปตั้งแต่ 5 ม. 3 ถึง ชั้นบนสุดลงไปหลายพัน ลบ.ม.

ตามกฎแล้วเมื่อเปิดอ่างเก็บน้ำคนงานน้ำมันจะเจอสิ่งที่เรียกว่า "ฝา" ที่เป็นก๊าซ ก๊าซไฮโดรคาร์บอนมีอยู่อย่างอิสระและมีอยู่ในน้ำมันในรูปของเหลว โดยถูกแยกออกจากมันในระหว่างการกลั่น ก๊าซประกอบด้วยมีเทนและไฮโดรคาร์บอนที่หนักกว่าเป็นหลัก องค์ประกอบทางเคมีของมันขึ้นอยู่กับ ปัจจัยภายนอกเช่นภูมิศาสตร์ของการก่อตัว

ประเภทหลัก

มูลค่าของก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องและแนวโน้มการใช้งานต่อไปจะพิจารณาจากสัดส่วนของไฮโดรคาร์บอนในองค์ประกอบ ดังนั้นสารที่ปล่อยออกมาจาก "ฝา" จึงเรียกว่าก๊าซอิสระเนื่องจากประกอบด้วยมีเทนเบาเป็นส่วนใหญ่ เมื่อคุณดำดิ่งลึกเข้าไปในชั้นหิน ปริมาณของมันจะลดลงอย่างเห็นได้ชัด ทำให้เกิดก๊าซไฮโดรคาร์บอนอื่นๆ ที่หนักกว่า

ตามอัตภาพ ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องจะถูกแบ่งออกเป็นหลายกลุ่ม ขึ้นอยู่กับว่า "ไฮโดรคาร์บอน" เป็นเช่นไร:

• บริสุทธิ์มีไฮโดรคาร์บอน 95–100%
• ไฮโดรคาร์บอนที่มีส่วนผสมของคาร์บอนไดออกไซด์ (จาก 4 ถึง 20%)
• ไฮโดรคาร์บอนที่มีส่วนผสมของไนโตรเจน (จาก 3 ถึง 15%);
• ไฮโดรคาร์บอน - ไนโตรเจนซึ่งมีไนโตรเจนเป็นส่วนประกอบมากถึง 50% ของปริมาตร

ความแตกต่างพื้นฐานระหว่างก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องและก๊าซธรรมชาติคือการมีส่วนประกอบที่เป็นไอ ของเหลวที่มีโมเลกุลสูงและสารที่ไม่รวมอยู่ในกลุ่มไฮโดรคาร์บอน:

• ไฮโดรเจนซัลไฟด์
• อาร์กอน;
• คาร์บอนไดออกไซด์;
• ไนโตรเจน;
• ฮีเลียม ฯลฯ

วิธีการประมวลผลก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้อง

ย้อนกลับไปในช่วงกลางศตวรรษที่ผ่านมา APG ซึ่งได้มาอย่างหลีกเลี่ยงไม่ได้ในระหว่างกระบวนการผลิตน้ำมันถูกเผาจนเกือบหมดด้วยเปลวเพลิง การประมวลผลผลพลอยได้นี้ถือว่าไม่ได้ผลกำไรมากจนไม่ได้รับความสนใจจากสาธารณชนเป็นเวลานานถึงผลกระทบด้านลบของการเผาไหม้ อย่างไรก็ตาม ความเข้มข้นของผลิตภัณฑ์จากการเผาไหม้ในชั้นบรรยากาศส่งผลให้สุขภาพของประชาชนเสื่อมโทรมลงอย่างมาก ซึ่งเป็นงานที่ยากสำหรับอุตสาหกรรมเคมี: การแปรรูป APG และ การใช้งานจริง- มีวิธีที่ได้รับความนิยมมากที่สุดหลายวิธีในการใช้ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้อง

วิธีเศษส่วน

วิธีการประมวลผล APG นี้เกี่ยวข้องกับการแยกก๊าซออกเป็นส่วนประกอบ ผลของกระบวนการนี้ทำให้ได้ก๊าซบริสุทธิ์แบบแห้งและไฮโดรคาร์บอนเบาจำนวนมาก: ผลิตภัณฑ์เหล่านี้และผลิตภัณฑ์อื่น ๆ ได้รับความนิยมอย่างมากในตลาดโลก ข้อเสียเปรียบที่สำคัญของโครงการนี้คือความต้องการผู้ใช้ปลายทางผ่านไปป์ไลน์ เนื่องจาก LPG, PBT และ NGL หนักกว่าอากาศ จึงมีแนวโน้มที่จะสะสมในพื้นที่ต่ำและก่อตัวเป็นเมฆระเบิด ซึ่งหากระเบิดอาจก่อให้เกิดความเสียหายอย่างมาก

ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องมักใช้เพื่อเพิ่มการนำน้ำมันกลับคืนมาในแหล่งต่างๆ โดยการกลับเข้าไปในอ่างเก็บน้ำ ซึ่งจะเพิ่มแรงดัน และสามารถผลิตน้ำมันได้มากขึ้น 10,000 ตันจากบ่อเดียว การใช้ก๊าซวิธีนี้ถือว่ามีราคาแพงดังนั้นจึงไม่ค่อยมีการใช้กันอย่างแพร่หลายในสหพันธรัฐรัสเซียและใช้ในยุโรปเป็นหลัก ข้อได้เปรียบหลักของวิธีนี้คือต้นทุนต่ำ: บริษัทต้องการเพียงการซื้อเท่านั้น อุปกรณ์ที่จำเป็น- ขณะเดียวกันมาตรการดังกล่าวไม่ได้ใช้ APG แต่เพียงชะลอปัญหาไประยะหนึ่งเท่านั้น

การติดตั้งหน่วยพลังงาน

ประเด็นสำคัญอีกประการหนึ่งของการใช้ก๊าซที่เกี่ยวข้องคือการจัดหาพลังงานให้กับโรงไฟฟ้า ขึ้นอยู่กับองค์ประกอบที่ต้องการของวัตถุดิบ วิธีการจะแตกต่างกัน ประสิทธิภาพสูงและเป็นที่นิยมอย่างมากในตลาด

การติดตั้งมีขอบเขตกว้าง: บริษัทต่างๆ ได้เปิดตัวการผลิตทั้งหน่วยกังหันก๊าซและหน่วยกำลังแบบลูกสูบ อุปกรณ์เหล่านี้ทำให้สามารถรับประกันการทำงานเต็มรูปแบบของสถานีพร้อมความเป็นไปได้ในการรีไซเคิลความร้อนที่เกิดขึ้นระหว่างการผลิต

เทคโนโลยีที่คล้ายกันกำลังถูกนำมาใช้อย่างแข็งขันในอุตสาหกรรมปิโตรเคมี เนื่องจากบริษัทต่างๆ มุ่งมั่นที่จะเป็นอิสระจากแหล่งจ่ายไฟฟ้าของ RAO อย่างไรก็ตาม ความเป็นไปได้และความสามารถในการทำกำไรสูงของโครงการสามารถกำหนดได้จากสถานที่ตั้งโรงไฟฟ้าใกล้กับสนามเท่านั้น เนื่องจากต้นทุนการขนส่งของ APG จะเกินกว่าการประหยัดต้นทุนที่อาจเกิดขึ้นได้ เพื่อให้ระบบทำงานได้อย่างปลอดภัย ก๊าซจะต้องทำให้แห้งและทำความสะอาดก่อน

วิธีการนี้ใช้กระบวนการบีบอัดด้วยความเย็นเยือกแข็งโดยใช้วงจรทำความเย็นแบบไหลเดียว การทำให้เป็นของเหลวของ APG ที่เตรียมไว้นั้นเกิดจากการทำปฏิกิริยากับไนโตรเจนภายใต้สภาวะที่สร้างขึ้นเอง

ศักยภาพของวิธีการพิจารณาขึ้นอยู่กับเงื่อนไขหลายประการ:

• ประสิทธิภาพการติดตั้ง
• แรงดันก๊าซต้นทาง
• การจัดหาก๊าซ
• ปริมาณไฮโดรคาร์บอนหนัก อีเทน และ สารประกอบกำมะถันฯลฯ

โครงการนี้จะมีประสิทธิภาพสูงสุดหากมีการติดตั้งคอมเพล็กซ์ไครโอเจนิกที่สถานีจ่ายสินค้า

การทำความสะอาดเมมเบรน

หนึ่งในมีแนวโน้มมากที่สุด ช่วงเวลานี้เทคโนโลยี หลักการทำงานของวิธีนี้คือความเร็วที่แตกต่างกันซึ่งส่วนประกอบของก๊าซที่เกี่ยวข้องผ่านเมมเบรนพิเศษ ด้วยการถือกำเนิดขึ้นของวัสดุเส้นใยกลวง วิธีการนี้จึงได้รับข้อได้เปรียบหลายประการ วิธีดั้งเดิมการทำให้บริสุทธิ์และการกรอง APG

ก๊าซบริสุทธิ์จะถูกทำให้เป็นของเหลวแล้วผ่านขั้นตอนการแยกส่วนในอุตสาหกรรมสองส่วน: เพื่อผลิตเชื้อเพลิงหรือวัตถุดิบตั้งต้นปิโตรเคมี โดยทั่วไปกระบวนการนี้จะทำให้เกิดก๊าซเปลื้องซึ่งขนส่งได้ง่าย และก๊าซธรรมชาติเหลวซึ่งถูกส่งไปยังโรงงานเพื่อผลิตยาง พลาสติก และสารเติมแต่งเชื้อเพลิง

ขอบเขตการใช้ APG

APG ดังที่กล่าวข้างต้น เป็นทางเลือกที่ดีเยี่ยมแทนแหล่งพลังงานแบบดั้งเดิมสำหรับโรงไฟฟ้า ซึ่งเป็นมิตรกับสิ่งแวดล้อมสูงและช่วยให้องค์กรต่างๆ ประหยัดเงินได้มาก อีกพื้นที่หนึ่งคือการผลิตปิโตรเคมี หากคุณมีเงินทุน คุณสามารถนำก๊าซไปผ่านกระบวนการเชิงลึกพร้อมกับการแยกสารที่เป็นที่ต้องการอย่างกว้างขวางในเวลาต่อมา และมีบทบาทสำคัญในทั้งในอุตสาหกรรมและในชีวิตประจำวัน

นอกจากจะใช้เป็นแหล่งพลังงานในโรงไฟฟ้าและสำหรับการผลิตในอุตสาหกรรมปิโตรเคมีแล้ว ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องยังใช้เป็นแหล่งวัตถุดิบสำหรับการผลิตเชื้อเพลิงสังเคราะห์ (GTL) เทคโนโลยีนี้เพิ่งเริ่มเข้ามามีบทบาทและคาดว่าจะมีความคุ้มค่าหากราคาเชื้อเพลิงยังคงเพิ่มขึ้นต่อไป

จนถึงขณะนี้ มีโครงการขนาดใหญ่ 2 โครงการได้ดำเนินการในต่างประเทศ และมีการวางแผนอีก 15 โครงการ แม้จะมีโอกาสมากมายมหาศาล แต่โครงการดังกล่าวยังไม่ได้รับการทดสอบในสภาพอากาศที่รุนแรง เช่น ในยากูเตีย และมีโอกาสน้อยมากที่จะสามารถดำเนินการดังกล่าวได้ ภูมิภาคโดยไม่มีการเปลี่ยนแปลงที่สำคัญ กล่าวอีกนัยหนึ่งแม้ว่าสถานการณ์ในรัสเซียจะดี แต่เทคโนโลยีนี้ก็จะไม่แพร่หลายในทุกภูมิภาค

หนึ่งในวิธีที่ทันสมัยที่สุดในการมีประสิทธิภาพ งานอุตสาหกรรมก๊าซที่เกี่ยวข้องเรียกว่า "ลิฟท์แก๊ส" เทคโนโลยีนี้ทำให้สามารถควบคุมโหมดการทำงานของบ่อได้อย่างง่ายดาย ลดความซับซ้อนในการบำรุงรักษา และสกัดน้ำมันจากแหล่งที่มีปัจจัยก๊าซสูงได้สำเร็จ ข้อเสียของเทคโนโลยีคือข้อได้เปรียบที่ระบุไว้ทำให้ต้นทุนทุนของอุปกรณ์บ่อน้ำเพิ่มขึ้นอย่างมาก

ขอบเขตของการประยุกต์ใช้ APG ที่ประมวลผลแล้วควรพิจารณาจากขนาดของสนามที่ได้รับ ดังนั้นจึงเหมาะสมที่จะใช้ก๊าซจากบ่อขนาดเล็กในท้องถิ่นเป็นเชื้อเพลิงโดยไม่ต้องเสียเงินในการขนส่ง ในขณะที่วัตถุดิบในปริมาณที่มากขึ้นสามารถแปรรูปและนำไปใช้ในสถานประกอบการอุตสาหกรรมได้

อันตรายต่อสิ่งแวดล้อม

ความเกี่ยวข้องของปัญหาการใช้ประโยชน์และการใช้ก๊าซที่เกี่ยวข้องมีความสัมพันธ์กับผลกระทบด้านลบที่จะเกิดขึ้นหากเพียงแค่ลุกเป็นไฟ ด้วยวิธีนี้ อุตสาหกรรมไม่เพียงแต่สูญเสียวัตถุดิบอันมีค่าเท่านั้น แต่ยังสร้างมลภาวะในชั้นบรรยากาศด้วยสารอันตรายที่ทำให้เกิดภาวะเรือนกระจกอีกด้วย สารพิษและคาร์บอนไดออกไซด์เป็นอันตรายต่อทั้งสิ่งแวดล้อมและประชากรในท้องถิ่น เพิ่มความเสี่ยงต่อการเกิดโรคร้ายแรง รวมถึงมะเร็ง

อุปสรรคสำคัญในการพัฒนาโครงสร้างพื้นฐานที่จะชำระล้างและแปรรูปก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องคือความแตกต่างระหว่างภาษีสำหรับก๊าซแฟลร์กับต้นทุนการใช้งานอย่างมีประสิทธิภาพ บริษัทน้ำมันส่วนใหญ่ยอมจ่ายค่าปรับมากกว่าทุ่มงบประมาณจำนวนมากให้กับโครงการริเริ่มด้านสิ่งแวดล้อมที่จะจ่ายเองในอีกหลายปีต่อมา

แม้จะมีปัญหาที่เกี่ยวข้องกับการขนส่งและการทำให้บริสุทธิ์ของ APG การปรับปรุงเทคโนโลยีเพิ่มเติมเพื่อการกำจัดวัตถุดิบอย่างเหมาะสมจะช่วยแก้ปัญหาสิ่งแวดล้อมของหลายภูมิภาคและจะกลายเป็นพื้นฐานสำหรับอุตสาหกรรมทั้งหมดในระดับประเทศซึ่งมีต้นทุนที่ ในสหพันธรัฐรัสเซีย ตามการประมาณการที่อนุรักษ์นิยมที่สุดของผู้เชี่ยวชาญ จะอยู่ที่ประมาณ 15 พันล้านดอลลาร์

) ไม่ได้อยู่ในลำดับความสำคัญของบริษัทน้ำมันและก๊าซ APG ถูกแยกออกจากน้ำมันระหว่างการเตรียมการขนส่งและถูกเผาที่ การติดตั้งเปลวไฟอยู่บนสนาม

เป็นเวลาหลายปีที่เปลวไฟของคบเพลิงเหล่านี้ส่องสว่างท้องฟ้ายามค่ำคืนเหนือภูมิภาคที่ผลิตและเป็นหนึ่งในสัญลักษณ์ของอุตสาหกรรมน้ำมันของรัสเซีย อย่างไรก็ตาม ปัจจุบันรัสเซียเป็นผู้นำระดับโลกด้านการเผาก๊าซที่เกี่ยวข้อง ปัจจุบันปัญหาการใช้ APG อย่างมีเหตุผลได้รับการแก้ไขอย่างไร

ย้อนกลับไปในทศวรรษที่ผ่านมา CREON 1st group ได้รับความสนใจ เจ้าหน้าที่รัฐบาลเกี่ยวกับปัญหาการใช้ก๊าซที่เกี่ยวข้องอย่างไม่สมเหตุสมผล ในปี 2550 มีการใช้สื่อการวิเคราะห์ของกลุ่มเพื่อเตรียมข้อความถึงสมัชชาแห่งสหพันธรัฐประธานาธิบดีแห่งสหพันธรัฐรัสเซียซึ่งมุ่งเน้นไปที่ปัญหานี้ หลังจากนั้น กลุ่มได้จัดเวทีแรกของประเทศสำหรับการอภิปรายที่สำคัญและครอบคลุมเกี่ยวกับปัญหาของการประมวลผล APG ที่มีประสิทธิภาพ ซึ่งต่อมามีส่วนทำให้เกิดการบังคับใช้กฎหมายที่บังคับให้บริษัทน้ำมันทุกแห่งต้องแน่ใจว่ามีการใช้ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องอย่างมีประโยชน์ 95% ตลอดเวลา สนามภายในปี 2555

ด้วยการมีผลใช้บังคับของรัฐบาลแห่งสหพันธรัฐรัสเซียพระราชกฤษฎีกาฉบับที่ 1148 ลงวันที่ 8 พฤศจิกายน 2555 "เฉพาะเจาะจงของการคำนวณค่าธรรมเนียมสำหรับ ผลกระทบเชิงลบต่อสิ่งแวดล้อมเมื่อปล่อยสู่สิ่งแวดล้อม อากาศในชั้นบรรยากาศมลพิษที่เกิดขึ้นระหว่างการเผาไหม้และ/หรือการแพร่กระจายของก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้อง” สถานการณ์เริ่มเปลี่ยนไป อันเป็นผลมาจากการแนะนำตัวบ่งชี้มาตรฐานสำหรับการวูบวาบของ APG ในปริมาณไม่เกิน 5% ของปริมาตรก๊าซที่สกัดได้และค่าปรับที่เพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญสำหรับการวูบวาบของ APG ที่มากเกินไปรวมถึงการเพิ่มขึ้นของค่าสัมประสิทธิ์ที่เพิ่มขึ้นในปีต่อ ๆ ไป (ตารางที่ 1 ) บริษัทน้ำมันหยิบยกปัญหาการใช้ APG อย่างสมเหตุสมผลอย่างจริงจัง

ตารางที่ 1. การเพิ่มค่าสัมประสิทธิ์การจ่ายสำหรับปริมาณ APG ที่ถูกเผาเกินเป้าหมาย 5%

ตั้งแต่ปี 2555 ถึง 2558 ปริมาณ APG ลดลงมากกว่า 60% ในขณะที่การสกัดก๊าซที่เกี่ยวข้องเพิ่มขึ้น 9% ในช่วงเวลาเดียวกัน

ในปี 2559 ตลาด APG ของรัสเซียพัฒนาไม่สม่ำเสมอ: การเติบโตของการผลิตและการแปรรูปไม่ได้มาพร้อมกับปัจจัยด้านประสิทธิภาพที่ลดลงและการหยุดชะงักในการผลิตจากผู้ผลิตอิสระและผู้ดำเนินการข้อตกลงการแบ่งปันการผลิต (PSA)

PJSC NOVATEK เพิ่มตัวเลขการผลิตเป็นสองเท่าเมื่อเทียบกับปี 2558 การเติบโตอย่างเข้มข้นของการผลิต APG ก็ส่งผลเสียจากมุมมองด้านสิ่งแวดล้อมเช่นกัน - ปริมาณก๊าซพุ่งสูงขึ้นอย่างรวดเร็ว แต่เราจะพูดถึงเรื่องนี้ในภายหลัง

การลดลงอย่างเห็นได้ชัดในการผลิต APG เกิดขึ้นในหมู่ผู้ผลิตอิสระรายย่อย (-8%) และผู้ดำเนินการตามข้อตกลงแบ่งปันการผลิต (PSA) (-8%)

ภาพที่ 1 การผลิต APG ในปี 2559 จำแนกตามกลุ่มผู้ผลิต ล้านลูกบาศก์เมตร

การผลิตที่ลดลงในเดือนสิงหาคม (รูปที่ 1) สัมพันธ์กับการลดลงของการสกัด APG ในกลุ่มบริษัทน้ำมันที่บูรณาการในแนวดิ่ง และการหยุดการผลิตเกือบทั้งหมดโดยผู้ดำเนินการ PSA เนื่องจากการหยุดซ่อมที่แหล่งน้ำมัน และการขาดงานในการสูบ APG ที่สามารถกู้คืนได้ลงอ่างเก็บน้ำ

สำหรับบริษัทน้ำมันบูรณาการแนวดิ่งส่วนใหญ่ สถานการณ์ของ APG นั้นเป็นไปในเชิงบวก โดยการเติบโตของการผลิตในปี 2559 อยู่ที่ 7.8% และส่วนแบ่งการผลิตทั้งหมดของบริษัทสูงถึง 80% ของตลาด

มากกว่าครึ่งหนึ่งของการผลิต APG ทั้งหมดในกลุ่มบริษัทน้ำมันที่บูรณาการในแนวดิ่งตกอยู่ที่ NK (รูปที่ 3) การฟื้นตัวของ APG โดยเฉลี่ยต่อเดือนของบริษัทของรัฐอยู่ที่ 2.9 ลบ.ม.

อันดับที่ 2 และ 3 ในแง่ของปริมาณการผลิตมีการแบ่งปันโดยและ

รูปที่ 2 โครงสร้างการผลิต APG ของบริษัทน้ำมันครบวงจรในแนวตั้ง ปี 2559 ร้อยละ

ผลลัพธ์เชิงลบที่สำคัญของปี 2559 คือการลดลงครั้งแรกนับตั้งแต่ปี 2555 ในด้านปริมาณก๊าซที่เกี่ยวข้องและปัจจัยด้านประสิทธิภาพ APG

ปริมาณของก๊าซที่เกี่ยวข้องกันลุกเป็นไฟเพิ่มขึ้น 18.5% เมื่อเทียบกับปี 2015 ในเวลาเดียวกัน บริษัทน้ำมันที่บูรณาการในแนวดิ่งลดประสิทธิภาพลง และปริมาณก๊าซที่เกี่ยวข้องกันที่เพิ่มขึ้นทั้งหมดนั้นมาจากผู้ผลิตอิสระรายย่อยและ NOVATEK

การเติบโตอย่างเข้มข้นในการสกัด APG ที่แหล่งของ NOVATEK ส่งผลให้ปริมาณก๊าซที่ปะทุเพิ่มขึ้น และส่งผลให้ประสิทธิภาพของก๊าซน้ำมันลดลงอย่างมาก (เป็น 67.2%) หวังว่ามันจะเป็นเรื่องของเวลา และ NOVATEK จะหาทางเลือกสำหรับการใช้ประโยชน์วัตถุดิบที่มีคุณค่า

ในบรรดาบริษัทน้ำมันที่บูรณาการในแนวดิ่ง มีเพียงบริษัท Surgutneftegaz, Tatneft, NK RussNeft และ (บริษัทน้ำมันและก๊าซอิสระ) เท่านั้นที่บรรลุเป้าหมาย 95% ของการใช้ประโยชน์ APG (รูปที่ 3)

รูปที่ 3 อัตราการใช้กำลังการผลิตของ APG ในกลุ่มบริษัทน้ำมันที่บูรณาการในแนวดิ่ง

อัตราการเติบโตที่ดีที่สุดของตัวบ่งชี้ถูกระบุโดย Rosneft Oil Company +2.6% สำหรับปี 2559

การเปลี่ยนแปลงเชิงลบแสดงโดยบริษัทต่างๆ (-1.6%) และ Bashneft (-4.6%) ระดับการใช้งาน APG ที่เป็นประโยชน์สำหรับ บริษัท Bashneft ลดลงอย่างมากจาก 74% เป็น 70% ในเดือนเมษายน 2559 ในเดือนนี้ บริษัท เริ่มต้นร่วมกับ LUKOIL ในการพัฒนาสาขาใหม่ในเขต Nenets

ในตอนแรกกระทรวงพลังงานของสหพันธรัฐรัสเซียคาดว่าบริษัทน้ำมันจะบรรลุเป้าหมายที่ 95% ภายในปี 2557 ปัจจุบันความคาดหวังได้เปลี่ยนไปเป็นปี 2563

ดังที่ระบุไว้ก่อนหน้า (ตารางที่ 1) ในปี 2020 อุตสาหกรรมคาดว่าจะมีสิ่งอื่นที่สำคัญยิ่งกว่าปี 2014 เพิ่มขึ้นสี่เท่าในค่าสัมประสิทธิ์ที่เพิ่มขึ้นสำหรับการวูบวาบของก๊าซที่เกี่ยวข้องมากเกินไป และอาจสันนิษฐานได้ว่าสิ่งนี้จะบังคับให้บริษัทน้ำมันทุกแห่งบรรลุเป้าหมายสำหรับ การใช้ก๊าซที่เกี่ยวข้องภายในปี 2563 นี่เป็นเรื่องจริงบางส่วนและค่าปรับที่เพิ่มขึ้นน่าจะนำไปสู่การเพิ่มขึ้นอย่างกะทันหันในการใช้ก๊าซที่เกี่ยวข้องอย่างมีประโยชน์ อย่างไรก็ตาม กฎนี้ก็มีข้อยกเว้นเช่นกัน ซึ่งเกิดขึ้นจากลักษณะเฉพาะของกฎหมาย วัตถุประสงค์และคุณลักษณะส่วนตัวของอุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซของรัสเซีย

ลักษณะเฉพาะของกฎหมายรัสเซียคือ หลากหลายชนิดสัมปทาน:

1. บริษัทที่เพิ่งเริ่มพัฒนาสาขา (น้อยกว่า สามปีตั้งแต่เริ่มดำเนินการ) และยังไม่ได้กำหนดวิธีการใช้ก๊าซให้เกิดประโยชน์
2. ผู้ใช้ดินใต้ผิวดินส่งก๊าซที่เกี่ยวข้องเพื่อการแปรรูปไปยังโรงงานแปรรูปก๊าซ (GPP) ในช่วงระยะเวลาของงานซ่อมแซมและบำรุงรักษาที่ GPP
3. ให้กับบริษัทเหมืองแร่ในระหว่างการขาย โครงการลงทุนเพื่อประโยชน์ของ APG ในจำนวนที่ไม่เกินต้นทุนที่เกิดขึ้น

ข้อยกเว้นที่อธิบายไว้ข้างต้นมีความจำเป็นสำหรับกฎระเบียบที่เป็นธรรมของอุตสาหกรรม แต่ในความเป็นจริง เปลวไฟที่ทุ่งนายังคงลุกไหม้ และประสิทธิภาพของก๊าซที่เกี่ยวข้องยังคงลดลง

ด้วยเหตุผลวัตถุประสงค์ ฉันพิจารณาความล้าหลังของโครงสร้างพื้นฐานในพื้นที่การผลิตน้ำมันบางแห่ง ความยากลำบากในการเข้าถึงระบบขนส่งก๊าซ และการลงทุนจำนวนมากที่จำเป็นในการดำเนินโครงการเพื่อการใช้ประโยชน์ APG เป็นเรื่องยากโดยเฉพาะอย่างยิ่งสำหรับบริษัทอิสระขนาดเล็กที่ไม่ได้เป็นส่วนหนึ่งของโครงสร้างบูรณาการในแนวดิ่งในการดำเนินโครงการลงทุน เหตุผลเชิงอัตวิสัย ได้แก่ ความคิดและกรอบความคิดของรัสเซีย ซึ่งมองหาวิธีแก้ปัญหาที่ง่ายที่สุดอยู่ตลอดเวลา และหากเข้าใจว่าปัญหาไม่ใช่มลภาวะต่อสิ่งแวดล้อม แต่เป็นค่าปรับที่รัฐกำหนด ก็จะพบวิธีแก้ปัญหาหลายประเภทที่ทำให้สามารถหลีกเลี่ยงการควบคุมดูแล และหลีกเลี่ยงการจ่ายเงินที่บริษัทส่วนใหญ่ไม่สามารถจ่ายได้สำหรับการเผาไหม้ APG ส่วนเกิน

ปัญหาอีกประการหนึ่งของผู้เล่นในอุตสาหกรรมรัสเซียคือการขาดความปรารถนาที่จะร่วมมือและช่วยเหลือซึ่งกันและกัน ในบางกรณี คุณสามารถได้ยินคำเชิญจากบริษัทขนาดใหญ่ให้จัดหาก๊าซที่เกี่ยวข้องให้กับโรงงานแปรรูปก๊าซที่มีกำลังการผลิตต่ำกว่าเกณฑ์ แต่ผู้ผูกขาดส่วนใหญ่มักกำหนดเงื่อนไขความร่วมมือที่รุนแรงและไม่เอื้ออำนวย และ โครงการร่วมกันการแปรรูปแก๊ส - หน่วย

หน่วยงานกำกับดูแลและผู้นำอย่างไม่เป็นทางการของตลาดอาจเป็นหน่วยงานระดับภูมิภาค ซึ่งสามารถเป็นตัวแทนและรวมผลประโยชน์ของบริษัทเหมืองแร่และแปรรูปต่างๆ เข้าด้วยกัน เพื่อปรับปรุงความเป็นอยู่ที่ดีของภูมิภาค ไม่เพียงแต่ค่าปรับและการควบคุมเท่านั้น แต่ยังรวมถึงข้อเสนอการอุดหนุนและการหาเหตุผลเข้าข้างตนเองเพื่อรวบรวมความพยายามในการส่งเสริมการดำเนินโครงการลงทุนที่มุ่งเป้าไปที่การใช้ประโยชน์ของก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้อง

ภาพที่ 4 พลวัตการผลิต APG และการปะทุของเขตรัฐบาลกลางในปี 2557-2559 ล้านลูกบาศก์เมตรต่อเดือน

รูปที่ 4 แสดงให้เห็นอย่างชัดเจนว่าเขตสหพันธรัฐไซบีเรียซึ่งมีส่วนแบ่งการผลิต APG ค่อนข้างน้อย เป็นผู้นำในการลุกลามในรัสเซียมาหลายปี เพื่อความยุติธรรม ควรสังเกตว่าเขตกำลังชดเชยงานในมือในอัตราเร่ง และจากผลการดำเนินงานของปี 2559 ตัวบ่งชี้ที่เลวร้ายที่สุดของการใช้ประโยชน์ APG (75%) ถูกบันทึกไว้ในภาคตะวันตกเฉียงเหนือ เขตสหพันธรัฐ

ตัวชี้วัดที่ดีที่สุดถูกระบุไว้ในเขตตะวันออกไกล (95%), อูราล (93%) และเขตรัฐบาลกลางทางใต้ (95%) สถิติเกี่ยวกับไครเมีย เขตรัฐบาลกลางยัง.

ปัญหาการใช้ APG อย่างสมเหตุสมผลในบางภูมิภาคและบริษัทแต่ละแห่ง โดยเฉพาะอย่างยิ่งในหมู่ผู้ผลิตอิสระรายย่อยยังคงอยู่ และแม้ว่าค่าปรับจะเพิ่มขึ้นในปี 2563 แต่คุณมั่นใจได้ว่าไม่ใช่ทุกคนจะสามารถบรรลุเป้าหมายสำหรับการใช้ก๊าซที่เกี่ยวข้องให้เกิดประโยชน์ได้ จากการสำรวจในการประชุม APG 2017 ที่จัดทำโดย CREON Energy พบว่ามีผู้เชี่ยวชาญตลาดเพียง 18% เท่านั้นที่เชื่อว่าความคาดหวังของกระทรวงพลังงานรัสเซียในการบรรลุเป้าหมายสำหรับการใช้ประโยชน์ของก๊าซที่เกี่ยวข้องจะบรรลุเป้าหมายภายในปี 2563

เพื่อให้เข้าใจว่าตลาดควรเคลื่อนไปในทิศทางใดเพื่อเพิ่มประสิทธิภาพของ APG เราจะพิจารณาวิธีการใช้ก๊าซที่เกี่ยวข้องและศักยภาพในการเติบโต

ขอบเขตของการใช้ประโยชน์ APG ได้แก่ การแปรรูปก๊าซที่โรงงานแปรรูปก๊าซ การใช้ก๊าซตามความต้องการของแหล่งพลังงาน (ส่วนใหญ่เป็นการผลิตไฟฟ้า) การจัดหาให้กับผู้บริโภคในท้องถิ่นเพื่อให้ความร้อนและการผลิตไฟฟ้า การปฏิเสธก๊าซเข้าไปในแหล่งกักเก็บเพื่อเพิ่มปริมาณในแหล่งกำเนิด ความดันและเพิ่มผลผลิตน้ำมัน, จ่ายให้กับระบบขนส่งก๊าซ () แก๊ซพรอม (รูปที่ 4)

รูปที่ 5 การกระจาย APG ที่แยกตามพื้นที่การใช้งานในปี 2558, %

ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องครึ่งหนึ่งที่สกัดได้จะถูกส่งไปยังโรงงานแปรรูปก๊าซ ซึ่งจะถูกแปรรูปเป็นก๊าซแห้ง (DSG) และไฮโดรคาร์บอนเบา (NGL) ในปริมาณมากสำหรับการประมวลผลในเชิงลึกเพิ่มเติมที่หน่วยแยกส่วนก๊าซ (GFU) โดยที่เชื้อเพลิง ( LPG) และวัตถุดิบอื่นๆ สำหรับอุตสาหกรรมปิโตรเคมี

ปริมาณการแปรรูปก๊าซของรัสเซียเพิ่มขึ้นในช่วงไม่กี่ปีที่ผ่านมาเนื่องจากการแปรรูป APG ที่เพิ่มขึ้น ส่วนแบ่งของ APG ที่โรงงานแปรรูปก๊าซในปี 2559 สูงถึง 47.1% และในเดือนเมษายน 2559 มีจำนวน 51.8% นอกจากนี้ ยังเป็นที่น่าสังเกตว่าในหลายกรณี ก๊าซที่เกี่ยวข้องเป็นวัตถุดิบที่มีค่าสำหรับเคมีของก๊าซมากกว่าก๊าซธรรมชาติ เนื่องจาก อุดมไปด้วยเศษส่วน C2+

ผู้เล่นรายใหญ่ที่สุดในตลาดแปรรูปก๊าซคือ SIBUR Holding นอกจากนี้ บริษัทน้ำมันครบวงจรในแนวดิ่งและ Gazprom ยังมีความสามารถในการแปรรูปก๊าซอีกด้วย ผู้เข้าร่วมอุตสาหกรรมอิสระรายย่อยส่วนใหญ่มองหาเฉพาะโรงงานแปรรูปก๊าซและแยกส่วนก๊าซขนาดเล็กและขนาดกลางซึ่งค่อนข้างใหม่ในตลาด

ในปี 2559 บริษัทน้ำมันบางแห่ง (LUKOIL, NK Rosneft) ได้ดำเนินโครงการเพื่อบีบอัด APG ซึ่งจะทำให้การขนส่งไปยังผู้บริโภคปลายทางง่ายขึ้นเพราะ ก๊าซอัดในกระบอกสูบใช้พื้นที่น้อยกว่ามากและสามารถขนส่งทางถนนได้

โดยทั่วไปเราสามารถพูดคุยเกี่ยวกับการเพิ่มขึ้นอย่างเป็นระบบในการจัดหาก๊าซที่เกี่ยวข้องสำหรับการแปรรูป แต่น่าเสียดายที่สถานการณ์ในการใช้ APG ประเภทอื่นนั้นซับซ้อนกว่า ด้วยเหตุผลทางเทคโนโลยี ปริมาณ APG ที่สามารถสูบเข้าสู่ระบบส่งก๊าซจะต้องไม่เกิน 5% ของปริมาณก๊าซธรรมชาติที่สูบผ่านท่อ นอกจากนี้ ระบบส่งก๊าซที่มีอยู่ยังเต็มโหลดเกือบเต็ม

การฉีดอ่างเก็บน้ำยังคงเป็นวิธีการที่ซับซ้อนทางเทคโนโลยีของการใช้ APG โดยมีเงินทุนและต้นทุนการดำเนินงานสูง ไม่ใช่ก๊าซที่เกี่ยวข้องทั้งหมดที่ถูกฉีดเข้าไปในอ่างเก็บน้ำก่อนหน้านี้จะถูกสกัดเพิ่มเติม และการเพิ่มขึ้นของการนำน้ำมันกลับคืนมานั้นไม่สามารถสังเกตได้ในทุกขั้นตอนของการพัฒนาภาคสนาม

ศักยภาพในการใช้ก๊าซที่เกี่ยวข้องเพื่อความต้องการของตนเองที่สนามนั้นมีจำกัด เพื่อลดค่าปรับ คนงานน้ำมันมักจะมองหาเครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่ใช้แก๊สเป็นเชื้อเพลิงที่มีประสิทธิภาพน้อยที่สุด จากนั้นจึง "จุดไฟให้กับป่า" แต่ถึงแม้จะมีกรณีการใช้งานนี้ ก็ไม่สามารถใช้ APG ทั้งหมดที่ดึงมาจากทุ่งนาได้

การจัดหาก๊าซให้กับผู้บริโภคในท้องถิ่นเป็นธุรกิจที่ไม่ใช่ธุรกิจหลักสำหรับบริษัทน้ำมัน ซึ่งพวกเขาแทบไม่ต้องการเจาะลึกและทุ่มเทเวลาให้เลย

แผนการต่างๆ กำลังได้รับการพัฒนาที่จุดตัดระหว่างสองวิธีในการใช้ APG ที่อธิบายไว้ข้างต้น: การจัดหาไฟฟ้าจากแหล่งภายนอกและการจัดหาก๊าซและไฟฟ้าให้กับผู้ผลิตในท้องถิ่น บริษัทอิสระแห่งหนึ่งได้ทำข้อตกลงกับผู้ใช้ดินใต้ผิวดินเพื่อซื้อก๊าซที่เกี่ยวข้องและดำเนินการจัดหาไฟฟ้าให้กับแหล่งดังกล่าว หลังจากนั้นจะมีการวางคอมเพล็กซ์บล็อกโมดูลาร์สำหรับการบำบัดก๊าซและการผลิตไฟฟ้าในบริเวณใกล้เคียง

เป็นผลให้บริษัทเหมืองแร่กำจัดค่าปรับสำหรับการใช้ APG ในทางที่ผิด และโอนต้นทุนทุนและความเสี่ยงที่อุปกรณ์เสียหายให้กับบริษัทบุคคลที่สาม และองค์กรปฏิบัติการมีลูกค้าประจำด้านไฟฟ้าและสามารถสร้างธุรกิจที่มุ่งตอบสนองความต้องการของบริเวณใกล้เคียงได้ การตั้งถิ่นฐานในด้านความร้อนและไฟฟ้า และในอนาคตเพื่อปรับปรุงอุปกรณ์ให้ทันสมัย ​​และมีส่วนร่วมในการแปรรูปก๊าซที่เกี่ยวข้องในเชิงลึกยิ่งขึ้น

ผู้เข้าร่วมตลาดสามารถทำอะไรได้บ้าง?

หน่วยงานของรัฐที่เป็นตัวแทนของกระทรวงต่างๆ สามารถใช้คำที่เรียบง่ายและแบบดั้งเดิมได้ วิธีการที่มีประสิทธิภาพแครอทและแท่ง และหากไม่มีที่ว่างให้ลงโทษให้เข้มงวดขึ้น เราควรพัฒนาการควบคุมและมองหา "ผู้หลบเลี่ยง" แครอทอาจเป็นเงินอุดหนุนแก่ผู้แปรรูปก๊าซ (โดยเฉพาะการเริ่มต้นของบริษัทขนาดเล็ก) การสนับสนุนทางการเงินสำหรับการพัฒนาทางวิทยาศาสตร์ในด้านการใช้ประโยชน์ APG และการเลื่อนการชำระหนี้เกี่ยวกับการเปลี่ยนแปลงระดับโลกครั้งใหม่ในกฎระเบียบของรัฐของภาคน้ำมันและก๊าซ ซึ่งบังคับให้ผลิต บริษัทต่างๆ “ประหยัดพลังงาน” และเลื่อนโครงการลงทุนออกไป

หน่วยงานระดับภูมิภาคสามารถให้เงินอุดหนุนในระดับท้องถิ่นได้ แต่สิ่งสำคัญคือพวกเขาสามารถกลายเป็นแกนหลักที่รวมคนงานน้ำมัน (รวมถึงกันเอง) ผู้กลั่นน้ำมันและสถาบันวิจัย อย่าลืมว่าหน่วยงานท้องถิ่นนอกเหนือจากการปรับปรุงตัวชี้วัดด้านสิ่งแวดล้อม อุตสาหกรรม และสังคมของภูมิภาคแล้ว ยังได้รับผลตอบแทนจากการลงทุนในรูปของภาษีทางอ้อมอีกด้วย

องค์กรสาธารณะควรเปลี่ยนแนวทางในการสื่อสารกับผู้เล่นในตลาดจากการกล่าวหาอย่างรุนแรงเป็นการเสนอความร่วมมือ นอกจากนี้ยังควรค่าแก่การดึงความสนใจไปที่ปัญหาก๊าซที่เกี่ยวข้องซึ่งลุกเป็นไฟผ่านการรายงานข่าวของสื่อที่แพร่หลายและการจัดกิจกรรมพิเศษ ตัวอย่างที่ดีของความร่วมมือดังกล่าวคือการจัดอันดับ "สามัญสำนึก" ของความรับผิดชอบต่อสิ่งแวดล้อมของบริษัทน้ำมันและก๊าซ ซึ่งดำเนินการโดย WWF รัสเซียและกลุ่ม CREON การจัดอันดับที่ดำเนินการเป็นประจำทุกปีจะเปรียบเทียบและมอบรางวัลแก่บริษัทเหมืองแร่ที่ใหญ่ที่สุดในด้านต่อไปนี้:

ระดับผลกระทบต่อสิ่งแวดล้อมของบริษัทต่อหน่วยการผลิต

ระดับของการเปิดกว้างและการเข้าถึงข้อมูลที่มีความสำคัญต่อสิ่งแวดล้อม

คุณภาพของนโยบายด้านสิ่งแวดล้อมและการจัดการของบริษัท การปฏิบัติตามมาตรฐานและแนวปฏิบัติที่ดีที่สุด

การละเมิดกฎหมายสิ่งแวดล้อมโดยบริษัทในพื้นที่ดำเนินโครงการ

ประสิทธิภาพการใช้ทรัพยากรแร่

ให้กับผู้อื่น ตัวอย่างเชิงบวกเป็นโครงการระดับโลก “ยุติการปะทุของก๊าซที่เกี่ยวข้องโดยสมบูรณ์ภายในปี 2573” (Zero Routine Flaring ภายในปี 2573 Initiative) ซึ่งเปิดตัวร่วมกันในปี 2558 โดยเลขาธิการสหประชาชาติ บัน คีมุน และประธานธนาคารโลก จิม ยอง คิม ผู้เข้าร่วมโครงการมีความรับผิดชอบในการใช้เทคโนโลยีที่ดีที่สุดและพยายามทุกวิถีทางเพื่อให้บรรลุการปล่อย APG เป็นศูนย์ ในทางกลับกัน พวกเขาสามารถเข้าถึงแนวทางปฏิบัติทางเทคโนโลยีขั้นสูงและสามารถไว้วางใจเงื่อนไขพิเศษจากองค์กรทางการเงินระหว่างประเทศที่ให้การสนับสนุนโครงการทางการเงินที่เกี่ยวข้องกับการผลิตน้ำมัน น่าเสียดายที่ยังไม่มีบริษัทเหมืองแร่ของรัสเซียสักแห่งที่เข้าร่วมโครงการนี้

ผู้ประมวลผลจำเป็นต้องเชิญชวนซัพพลายเออร์บุคคลที่สามให้เข้าร่วมในโรงงานแปรรูปก๊าซที่มีกำลังการผลิตต่ำกว่าเกณฑ์ ร่วมกันดำเนินการด้านลอจิสติกส์ในการจัดหา และที่สำคัญที่สุดคือต้องจัดให้มีเงื่อนไขทางการค้าที่ยุติธรรมสำหรับบริการของตน

บริษัทเหมืองแร่จำเป็นต้องเปิดกว้างมากขึ้น เรากำลังพูดถึงไม่เพียงแต่เกี่ยวกับการรวมส่วนด้านสิ่งแวดล้อมไว้ในรายงานประจำปีเท่านั้น แต่ยังเกี่ยวกับการให้ข้อมูลแก่ผู้มีส่วนได้เสียเกี่ยวกับระดับการใช้งาน APG ในแต่ละสาขาอีกด้วย ตอนนี้ข้อมูลดังกล่าวเป็นความลับทางการค้า แต่ต้องขอบคุณ เปิดการเข้าถึงข้อมูล ธุรกิจขนาดเล็กและขนาดกลางจะสามารถค้นหาโอกาสที่มีแนวโน้มสำหรับการใช้วัตถุดิบอันมีค่าให้เกิดประโยชน์ และใช้ความคิดริเริ่ม โดยเสนอแนวทางแก้ไขให้กับคนงานน้ำมันในปัญหาการใช้ก๊าซที่เกี่ยวข้อง

โดยสรุป เป็นเรื่องที่คุ้มที่จะกล่าวว่าปัญหาการใช้ APG อย่างมีเหตุผลเป็นเรื่องยากสำหรับแต่ละบริษัทที่จะแก้ไข กุญแจสู่ความสำเร็จคือการทำงานร่วมกัน

ครอบครองก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้อง ก่อนหน้านี้ ทรัพยากรนี้ไม่ได้ใช้ในทางใดทางหนึ่ง แต่ตอนนี้ทัศนคติต่อทรัพยากรธรรมชาติอันมีค่านี้เปลี่ยนไปแล้ว

ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องคืออะไร

นี่คือก๊าซไฮโดรคาร์บอนที่ถูกปล่อยออกมาจากบ่อและจากน้ำมันในอ่างเก็บน้ำในระหว่างกระบวนการแยก เป็นส่วนผสมของส่วนประกอบไอระเหยไฮโดรคาร์บอนและไม่ใช่ไฮโดรคาร์บอนที่มีต้นกำเนิดจากธรรมชาติ

ปริมาณน้ำมันอาจแตกต่างกันไปตั้งแต่หนึ่งลูกบาศก์เมตรไปจนถึงหลายพันในหนึ่งตัน

ตามลักษณะเฉพาะของการผลิต ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องถือเป็นผลพลอยได้จากการผลิตน้ำมัน นี่คือที่มาของชื่อ เนื่องจากขาดโครงสร้างพื้นฐานที่จำเป็นสำหรับการรวบรวม การขนส่ง และการแปรรูปก๊าซ จึงมีปริมาณมาก ทรัพยากรธรรมชาติหลงทาง ด้วยเหตุผลนี้ ก๊าซที่เกี่ยวข้องส่วนใหญ่จึงลุกเป็นไฟ

องค์ประกอบของก๊าซ

ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องประกอบด้วยมีเทนและไฮโดรคาร์บอนที่หนักกว่า - อีเทน บิวเทน โพรเพน ฯลฯ องค์ประกอบของก๊าซในแหล่งน้ำมันต่างๆอาจแตกต่างกันเล็กน้อย ในบางภูมิภาค ก๊าซที่เกี่ยวข้องอาจมีส่วนประกอบที่ไม่ใช่ไฮโดรคาร์บอน - สารประกอบของไนโตรเจน ซัลเฟอร์ และออกซิเจน

ก๊าซที่เกี่ยวข้องซึ่งพุ่งออกมาหลังจากเปิดแหล่งกักเก็บน้ำมัน มีลักษณะเป็นก๊าซไฮโดรคาร์บอนหนักจำนวนเล็กน้อย ส่วนที่ "หนักกว่า" ของก๊าซจะพบได้ในน้ำมันนั่นเอง ดังนั้นในระยะเริ่มแรกของการพัฒนาแหล่งน้ำมันตามกฎแล้วจะมีการผลิตก๊าซที่เกี่ยวข้องจำนวนมากซึ่งมีปริมาณมีเธนสูง ในระหว่างการแสวงหาผลประโยชน์จากเงินฝาก ตัวชี้วัดเหล่านี้จะค่อยๆ ลดลง และก๊าซส่วนใหญ่ประกอบด้วยส่วนประกอบที่หนัก

ก๊าซปิโตรเลียมธรรมชาติและที่เกี่ยวข้อง: อะไรคือความแตกต่าง

ก๊าซที่เกี่ยวข้องมีเทนน้อยกว่าก๊าซธรรมชาติ แต่มีความคล้ายคลึงกันจำนวนมาก รวมถึงเพนเทนและเฮกเซน ความแตกต่างที่สำคัญอีกประการหนึ่งคือการรวมกันของส่วนประกอบโครงสร้างในด้านต่างๆ ที่เกี่ยวข้องกับการผลิตก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้อง องค์ประกอบของ APG สามารถเปลี่ยนแปลงได้ในช่วงเวลาที่แตกต่างกันในสาขาเดียวกัน สำหรับการเปรียบเทียบ: การรวมเชิงปริมาณของส่วนประกอบจะคงที่เสมอ ดังนั้น APG จึงสามารถใช้เพื่อวัตถุประสงค์ต่างๆ และใช้ก๊าซธรรมชาติเป็นวัตถุดิบด้านพลังงานเท่านั้น

การได้รับ APG

ก๊าซที่เกี่ยวข้องได้มาจากการแยกออกจากน้ำมัน เพื่อจุดประสงค์นี้ จะใช้ตัวแยกหลายขั้นตอนที่มีแรงกดดันต่างกัน ดังนั้นในขั้นตอนแรกของการแยกสาร จึงสร้างแรงดัน 16 ถึง 30 บาร์ ในขั้นตอนต่อมาทั้งหมด ความดันจะค่อยๆ ลดลง บน ขั้นตอนสุดท้ายพารามิเตอร์การผลิตลดลงเหลือ 1.5-4 บาร์ ค่าอุณหภูมิและความดัน APG ถูกกำหนดโดยเทคโนโลยีการแยก

ก๊าซที่ได้รับในระยะแรกจะถูกส่งไปยังก๊าซทันที ปัญหาใหญ่เกิดขึ้นเมื่อใช้ก๊าซที่มีแรงดันต่ำกว่า 5 บาร์ ก่อนหน้านี้ APG ดังกล่าวมักลุกเป็นไฟอยู่เสมอ แต่เมื่อเร็ว ๆ นี้นโยบายการใช้ก๊าซมีการเปลี่ยนแปลง รัฐบาลได้เริ่มพัฒนามาตรการกระตุ้นเพื่อลดมลพิษ สภาพแวดล้อมภายนอก- ดังนั้นในระดับรัฐในปี 2552 จึงมีการกำหนดอัตราการวูบวาบของ APG ซึ่งไม่ควรเกิน 5% ของการผลิตก๊าซทั้งหมดที่เกี่ยวข้อง

การประยุกต์ APG ในอุตสาหกรรม

ก่อนหน้านี้ APG ไม่ได้ใช้ในทางใดทางหนึ่ง และถูกเผาทันทีหลังจากการสกัด ปัจจุบันนักวิทยาศาสตร์ได้เห็นคุณค่าของทรัพยากรธรรมชาตินี้แล้ว และกำลังมองหาวิธีใช้ทรัพยากรอย่างมีประสิทธิภาพ

ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องซึ่งมีองค์ประกอบเป็นส่วนผสมของโพรเพน บิวเทน และไฮโดรคาร์บอนที่หนักกว่า เป็นวัตถุดิบที่มีคุณค่าสำหรับอุตสาหกรรมพลังงานและเคมี APG มีค่าความร้อน ดังนั้นในระหว่างการเผาไหม้จะปล่อยก๊าซออกมาตั้งแต่ 9 ถึง 15,000 กิโลแคลอรีต่อลูกบาศก์เมตร ไม่ได้ใช้ในรูปแบบเดิม จำเป็นต้องทำความสะอาด

ในอุตสาหกรรมเคมี พลาสติกและยางทำจากมีเทนและอีเทนซึ่งอยู่ในก๊าซที่เกี่ยวข้อง ส่วนประกอบไฮโดรคาร์บอนที่หนักกว่าจะถูกใช้เป็นวัตถุดิบสำหรับการผลิตสารเติมแต่งเชื้อเพลิงออกเทนสูง อะโรมาติกไฮโดรคาร์บอน และก๊าซปิโตรเลียมเหลว

ในรัสเซีย ปริมาณก๊าซที่เกี่ยวข้องมากกว่า 80% มาจากบริษัท 5 แห่งที่ผลิตน้ำมันและก๊าซ: OJSC NK Rosneft, OJSC Gazprom Neft, OJSC Neftyanaya OJSC TNK-BP Holding, OJSC Surgutneftegaz ตามข้อมูลอย่างเป็นทางการ ประเทศผลิต APG มากกว่า 50 พันล้านลูกบาศก์เมตรต่อปี โดย 26% ได้รับการประมวลผล 47% ใช้เพื่อวัตถุประสงค์ทางอุตสาหกรรม และ 27% ที่เหลือจะถูกเผา

มีบางสถานการณ์ที่การใช้ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องไม่ได้ผลกำไรเสมอไป การใช้ทรัพยากรนี้มักขึ้นอยู่กับขนาดของเงินฝาก ดังนั้นจึงแนะนำให้ใช้ก๊าซที่ผลิตจากแหล่งเล็กๆ เพื่อจ่ายไฟฟ้าให้กับผู้บริโภคในท้องถิ่น ในทุ่งขนาดกลาง จะประหยัดที่สุดในการสกัดก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่โรงงานแปรรูปก๊าซและขายให้กับอุตสาหกรรมเคมี ตัวเลือกที่ดีที่สุดสำหรับเงินฝากจำนวนมากคือการผลิตไฟฟ้าที่โรงไฟฟ้าขนาดใหญ่และจำหน่ายในภายหลัง

อันตรายจากการเผาไหม้ APG

การเผาไหม้ก๊าซที่เกี่ยวข้องก่อให้เกิดมลพิษต่อสิ่งแวดล้อม มีการทำลายความร้อนบริเวณคบเพลิงซึ่งส่งผลกระทบต่อดินภายในรัศมี 10-25 เมตร และพืชพรรณในรัศมี 50-150 เมตร ในระหว่างกระบวนการเผาไหม้ ไนโตรเจนและคาร์บอนออกไซด์ ซัลเฟอร์ไดออกไซด์ และไฮโดรคาร์บอนที่ไม่ถูกเผาไหม้จะถูกปล่อยออกสู่ชั้นบรรยากาศ นักวิทยาศาสตร์คำนวณว่าผลจากการเผาไหม้ APG มีการปล่อยเขม่าประมาณ 0.5 ล้านตันต่อปี

นอกจากนี้ผลิตภัณฑ์จากการเผาไหม้ของก๊าซยังเป็นอันตรายต่อสุขภาพของมนุษย์อย่างมาก ตามข้อมูลทางสถิติในภูมิภาคการกลั่นน้ำมันหลักของรัสเซีย - ภูมิภาคทูย์เมน- อัตราการเจ็บป่วยของประชากรด้วยโรคหลายประเภทสูงกว่าค่าเฉลี่ยทั้งประเทศ ผู้อยู่อาศัยในภูมิภาคนี้มักประสบกับโรคของระบบทางเดินหายใจโดยเฉพาะ มีแนวโน้มที่จะเพิ่มจำนวนเนื้องอก โรคของอวัยวะรับความรู้สึกและระบบประสาท

นอกจากนี้ PNH ยังทำให้เกิดโรคที่ปรากฏหลังจากผ่านไประยะหนึ่งเท่านั้น ซึ่งรวมถึงสิ่งต่อไปนี้:

• ภาวะมีบุตรยาก;
• การแท้งบุตร;
• โรคทางพันธุกรรม
• ภูมิคุ้มกันอ่อนแอ
• โรคมะเร็ง

เทคโนโลยีการใช้งาน APG

ปัญหาหลักของการใช้น้ำมันก๊าซคือความเข้มข้นสูงของไฮโดรคาร์บอนหนัก อุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซสมัยใหม่ใช้เทคโนโลยีที่มีประสิทธิภาพหลายอย่างซึ่งทำให้สามารถปรับปรุงคุณภาพก๊าซได้โดยการกำจัดไฮโดรคาร์บอนหนัก:

1. การแยกส่วนแยกก๊าซ
2. เทคโนโลยีการดูดซับ
3. การแยกอุณหภูมิต่ำ
4. เทคโนโลยีเมมเบรน

วิธีการใช้ก๊าซที่เกี่ยวข้อง

มีหลายวิธี แต่มีเพียงไม่กี่วิธีเท่านั้นที่ใช้ในทางปฏิบัติ วิธีการหลักคือการใช้ APG โดยแยกออกเป็นส่วนประกอบต่างๆ กระบวนการแปรรูปนี้ทำให้เกิดก๊าซแห้งซึ่งโดยพื้นฐานแล้วเป็นก๊าซธรรมชาติชนิดเดียวกัน และไฮโดรคาร์บอนเบา (NGL) ในปริมาณมาก ส่วนผสมนี้สามารถใช้เป็นวัตถุดิบสำหรับปิโตรเคมีได้

การแยกก๊าซปิโตรเลียมเกิดขึ้นในหน่วยดูดซับและการควบแน่นที่อุณหภูมิต่ำ เมื่อกระบวนการเสร็จสมบูรณ์ ก๊าซแห้งจะถูกขนส่งผ่านท่อส่งก๊าซ และ NGL จะถูกส่งไปยังโรงกลั่นเพื่อดำเนินการต่อไป

ที่สอง วิธีการที่มีประสิทธิภาพการประมวลผล APG - กระบวนการรีไซเคิล วิธีนี้เกี่ยวข้องกับการฉีดก๊าซกลับเข้าไปในชั้นหินเพื่อเพิ่มความดัน สารละลายนี้ช่วยเพิ่มปริมาณการสกัดน้ำมันจากอ่างเก็บน้ำได้

นอกจากนี้ก๊าซปิโตรเลียมที่เกี่ยวข้องยังสามารถนำมาใช้เพื่อผลิตกระแสไฟฟ้าได้ สิ่งนี้จะช่วยให้บริษัทน้ำมันสามารถประหยัดเงินได้มาก เนื่องจากไม่จำเป็นต้องซื้อไฟฟ้าจากภายนอก