ГЛАВНЫЕ НОВОСТИ

Материалы партнеров

  • image

    Интервью директора бизнес-подразделения Нефте- и Газопереработка компании Dow Аджая Бадвара журналу «Oil&Gas; Journal» Russia:

    16:17 21 Декабрь 2017 Dow

    Пути повышения рентабельности процессов нефте- и газопереработки

    Падение цен на энергоносители несколько лет назад заставило нефтегазовые компании пересмотреть подходы к добыче, транспортировке и переработке углеводородов, сместив акценты с объемов на экономическую эффективность. На этом фоне возросло внимание к современным технологическим решениям, в том числе химическим способам оптимизации процессов. О том, какие проблемы сейчас наиболее актуальны для нефтегазовой отрасли и как их можно решать с помощью продуктов нефтехимии, в интервью Oil&Gas Journal рассказал Аджай Бадвар, директор бизнес-подразделения Нефте- и Газопереработка международной химической компании Dow.

                – Компания Dow присутствует на рынках многих стран. В чем специфика работы нефтегазового сервиса именно в России, какие технологии, на ваш взгляд, наиболее актуальны для российского нефтегазового рынка?

                – Россия – важный рынок для нашей компании, и здесь мы видим, как общие для глобального нефтегазового сектора проблемы, так и специфические, связанные, в частности, со сложными условиями добычи и климатическими особенностями страны. Если говорить о технологиях, которые, как нам кажется, для России наиболее актуальны, то это, прежде всего, технологии, связанные с осушкой газа, увеличением объемов утилизации попутного нефтяного газа, а также удалением сернистых соединений, в том числе, меркаптанов. Последнее - высокое содержание соединений серы в углеводородах, - является специфической особенностью российской нефтегазовой отрасли, особенно в южных и юго-западных регионах. Как раз в этой сфере у Dow есть большой опыт.

                – Вы упомянули осушку газа. В России увеличивается количество сложных месторождений, на которых увеличение объемов добычи достигается в том числе, за счет интенсивной закачки воды. Как известно, это негативно влияет как на качество сырья, так и на сохранность оборудования. Как можно решать эти проблемы?

                – Говоря об осушке газа, необходимо отметить три основных аспекта, в которых возможно применение передовой химии для улучшения процессов. Первое – это стабильность работы мощностей, то есть работа без остановов в течение как можно более длительного срока. Это в свою очередь влияет на стабильность закачки газа в трубопровод и, в конечном итоге, на стабильность работы всего месторождения. Второе – это так называемая соабсорбция, когда в процессе осушки газа происходит поглощение легколетучих кислот и циклических углеводородов , которые могут впоследствии быть выброшены в окружающую среду. Это связано уже с экологическими и регуляторными рисками. И третье – это максимизация срока жизни оборудования за счет предотвращения коррозии и поддержания целостности установки.

                С технической точки зрения, процесс осушки – это удаление воды из газа с целью избежать последующей реакции воды и кислых компонентов с образованием кислоты и предотвратить в дальнейшем коррозию трубопровода и компрессорных станций. Гликолевая осушка газа помогает решить проблему коррозии на ранней стадии, однако качество процесса зависит от выбора типа гликоля. К сожалению, зачастую компании используют гликоли, которые, во-первых, из-за соабсорбции углеводородов не позволяют достигать спецификаций по осушенному газу, а во-вторых, из-за выпадения солей внутри аппаратов осушки приводят к сокращению срока службы оборудования.

                Поэтому одна из целей процесса осушки – достижение спецификаций по количеству выделяемой воды из газа при малых потерях углеводородов и стабильной работе оборудования. Это проблема существует не только в России, но и в других странах, Dow разработала новую технологию, которая используется на протяжении нескольких лет в Северной Америке и появится в России уже в 2018 году.

                – Можно предположить, что одна из причин, по которой компании выбирают неоптимальные решения по подготовке газа, высокая стоимость этих процессов…

                – В случае с формулированным гликолем операционные затраты мало изменяются по сравнению со  стандартными решениями. При этом капитальные затраты разнятся довольно сильно. Как я уже упомянул, процесс осушки производится в присутствии кислых компонентов, что чревато процессами окисления и последующего выхода оборудования из строя. Наше решение позволяет контролировать уровень кислотности в достаточно узком диапазоне,  не давая показателю pH снижаться до нежелательного уровня. В итоге процессы кислотной коррозии удается замедлить на 80% по сравнению, например, с триэтиленгликолем. Это в свою очередь позволяет использовать оборудование из углеродистой стали вместо нержавеющей без сокращения срока его службы. Как результат -  компания получает довольно существенную экономию капитальных затрат.

                – Если мы проследим дальше производственную цепочку, следующий этап переработка газа. Какой вклад подготовка газа вносит в эффективность его дальнейшей переработки, и какие решения в этой области есть рынке?

                – Самый распространенный способ подготовки газа, являющийся индустриальным стандартом, – очистка с использованием аминовых растворителей. Эта технология применяется для удаления таких компонентов, как CO2, H2S из природного газа. Амины –  исключительно химические растворители, и преимущество их использования – в возможности достижения очень низких спецификаций по кислым компонентам в очищенном газе при довольно низких потерях тяжелых углеводородов.

                Другой способ – физические растворители. Одно из их преимуществ  – способность удалять такие примеси, как меркаптаны, что очень актуально, например, для российского рынка. Однако у этой технологии есть недостаток: физические растворители также абсорбируют тяжелые углеводороды.

                И, наконец, третий тип растворителей – гибридные. Они сочетают в себе преимущества аминовых и физических, позволяют сохранять спецификации по очистке газа за счет удаления кислых компонентов и меркаптанов, при этом минимизируя потери тяжелых углеводородов.

                Dow является, можно сказать, единственной на сегодняшний день компанией в мире, которая предоставляет полный спектр продуктов, созданных как на основе химических, так и на основе физических и гибридных растворителей. Мы уделяем довольно много внимания работе с локальными проектными институтами и инжиниринговыми компаниями, чтобы помочь им выбрать нужную технологию и спроектировать производство, наилучшим образом решающее проблему выделения примесей из конкретного газа.

                – От чего зависит выбор технологии очистки в каждом конкретном случае?

                – Помимо свойств добываемого газа, во многом от того, где будет использован этот газ. Основные два направления – применение на различных установках НПЗ и ГПЗ. В обоих случаях цель – минимизировать потери тяжелых углеводородов и повысить степень удаления меркаптанов из газовой фазы. На НПЗ задача также состоит в том, чтобы удалить меркаптаны из жидких углеводородных потоков. Поэтому важно учитывать целесообразность выделения всех компонентов, которые впоследствии могут быть использованы. От этого напрямую зависит конечная эффективность газовых проектов.

                – Помимо перечисленных вами способов газопереработки существует производство СПГ. Сейчас количество проектов в данной сфере интенсивно растет. Насколько это перспективный рынок для применения химических технологий?

                – В России у нас есть опыт работы с двумя заводами СПГ, где используются теплоносители из линейки Dow. Особенность сжижения природного газа заключается в том, что это довольно энергозатратный процесс. В связи с этим одной из главных целей повышения эффективности производства является оптимальное использование теплоэнергии и правильный выбор теплоносителя. Мы предлагаем как высокотемпературные, так и низкотемпературные теплоносители, созданные на основе синтетических ароматических углеводородов, силикона, либо гликоля. Каждый из этих типов теплоносителей имеет свои преимущества и недостатки в зависимости от направления использования, и мы помогаем нашим заказчикам подобрать наиболее правильный продукт для конкретной ситуации.

                – Оптимизация использования сырья сейчас очень актуальна для нефтепереработки, где наблюдается  тенденция к снижению маржинальности. Есть ли эффективные механизмы повышения рентабельности этих процессов с использованием нефтехимии?

                – Есть несколько факторов, влияющих на маржинальность процессов нефтепереработки. Одной из причин ухудшения показателей рентабельности является тот факт, что при одной и той же цене на сырую нефть цены на конечный продукт нефтепереработки снижаются. Еще одна проблема заключается в снижении качества сырья. На этом фоне очень важно, насколько эффективно вы используете существующие мощности, чтобы компенсировать негативные тенденции в экономике нефтепереработки.

                Зачастую НПЗ решают эту проблему строительством новых установок, что позволяет улучшить экономику предприятия, но, как вы понимаете, ценой довольно высоких капитальных затрат. На наш взгляд, во многих случаях можно добиться тех же результатов, используя имеющиеся производственные мощности. Один из хороших примеров – наше сотрудничество с Московским НПЗ, где технологии Dow были использованы для сокращения содержания сернистых соединений, в частности меркаптанов, в поставляемом на завод сырье. Повышение качества конечных продуктов позволило заводу сохранить объемы переработки на существующих мощностях.

                Другое направление повышения маржинальности – эффективная утилизация газа, выделяемого на разных стадиях переработки нефти. Удаление кислых примесей из газовых потоков позволяет в дальнейшем использовать этот газ в качестве сырья для других процессов нефтепереработки или для нефтехимического производства. Цель в данном случае произвести более полезные продукты, такие как сухие газы и СУГ, и минимизировать количество ценных углеводородов, используемых в настоящее время в качестве топливных газов. Чем выше эффективность производства, тем больше маржинальность производства НПЗ.  

                – С момента введения ограничений по допустимому объему сжигания попутного нефтяного газа на факелах прошло боле пяти лет. Многие компании по-прежнему не вписываются в квоту, что на фоне роста коэффициента выплат по сверхлимитному сжиганию приводит к значительным штрафам. Какие варианты решения этой проблемы могут предложить нефтесервисные компании, в том числе, для труднодоступных месторождений? И могут ли решения в этой сфере стать не только ответом на регуляторные вызовы, но и коммерчески выгодным мероприятием?

                – Как известно, попутный нефтяной газ имеет в своем составе легкие фракции, такие как C1 и C2 углеводороды  и большое количество тяжелых углеводородов, таких как C3+, от пропана и выше. Самый очевидный способ использования ПНГ – генерация электроэнергии. Однако проблема в том, что наличие тяжелых компонентов значительно снижает кпд сжигания. Идеальное решение  – извлечь тяжелые углеводороды из попутного нефтяного газа и направить их, например, на нефтеперерабатывающие заводы для использования в производстве топлива, либо на нефтехимические мощности, где тяжелые углеводороды как раз востребованы. К сожалению, основная проблема большинства проектов заключается в том, что объемы добычи ПНГ на отдельных участках незначительные, и строить большие производственные мощности в таких местах экономически нецелесообразно.

                Для решения этой проблемы Dow разработала мобильную технологию извлечения тяжелых углеводородов, которая может работать на небольших объемах газа. Мы предлагаем специальный адсорбент – UCARSORB™, который позволяет извлекать из попутного нефтяного газа тяжелые углеводороды для последующего использования в нефтехимическом или нефтеперерабатывающем производстве. Легкий метановый газ при этом не улавливается, и его можно направлять дальше на генерацию электроэнергии. В результате значительно повышается эффективность использования ПНГ: операторы месторождения могут не только избежать штрафных санкций, но и получить дополнительную прибыль от максимизации использования добываемых ресурсов.

                – Насколько это решение применимо для труднодоступных месторождений, на которых факел, даже с учетом штрафных санкций, зачастую остается самым экономически выгодным способом утилизации ПНГ?

                – При создании этой технологии мы уделили большое внимание именно ее мобильности. В частности, она не требует сооружения фундамента и, соответственно, может быть легко перемещена вместе с источником попутного нефтяного газа. Кроме того, у нее довольно низкие показатели по операционным затратам, в том числе, по электроэнергии. Немаловажным фактором является также возможность удаленного контроля за этой установкой, например, с использованием мобильного телефона.

                Наши технологии позволяют решить основные проблемы работы на удаленных месторождениях: отсутствие доступа к инфраструктуре и электроэнергии, дефицит рабочей силы и т.д. Эти проблемы существуют не только в России, но и во многих других странах, но именно здесь применение мобильной технологии утилизации ПНГ наиболее экономически привлекательно. Еще одна причина, по которой мы разработали UCARSORB™ NGL технологию – это глобальный тренд к увеличению эффективности производства и защите окружающей среды за счет сокращения сжигания попутных газов на факеле. 

                У нас, как у международной компании, есть возможность сопоставить экономическую эффективность того или иного решения на разных рынках. И надо сказать, что в России один из самых низких показателей по сроку окупаемости этой технологии – в среднем 2 года, не считая штрафов, которые платят операторы. Это очень хороший показатель, и поэтому мы считаем, что Россия станет одним из ключевых рынков для такого рода проектов. Надеемся, что наши технологии позволят России увеличить уровень утилизации ПНГ от примерно 87% на данный момент до 95% к 2020 году.

Другие статьи по этой теме
Основные индексы:
Brent 79,47 0,3200 (0,40%)
Dow Jones 25 317,41 -126,93 (-0,5%)
Курсы валют:
USD 65,3065 -0,5075 (-0,77%)
EUR 75,3702 0,0461 (0,06%)
CNY 94,1464 -0,7904 (-0,83%)
JPY 57,9241 -0,6215 (-1,06%)
Акции нефтегазовых компаний:
Micex Oil & Gas 7003 -3,05 (-0,04%)
Rosneft 463,5 -1,8000 (-0,39%)
Lukoil 4824,5 151,0000 (3,23%)
Gazprom 154,05 -1,6500 (-1,06%)
Gazprom Neft 364,3 -3,0000 (-0,82%)
Surgutneftegaz 26,85 -0,1800 (-0,67%)
Tatneft 772,6 -4,3000 (-0,55%)
Bashneft 1938 -10,0000 (-0,51%)
Источник – Финмаркет
Tools
Длина, расстояние
000,00
Площадь
000,00
Объем
000,00
Вес
000,00
Скорость
000,00
Температура
000,00
Плотность
000,00
Давление
000,00
Сила
000,00
Объемная
скорость
000,00
Объем/Вес нефти
000,00
Плотность нефти
000,00
Объем/вес/энергия
природного газа
000,00
Объемный расход
газа
000,00
Rad
Gra
x!
(
)
С
AC
Inv
sin
ln
7
8
9
/
Pi
cos
log
4
5
6
*
e
tan
sqrt
1
2
3
-
Ans
exp
x^y
0
.
=
+

"Бурение и освоение нефтяных и газовых скважин. Терминологический словарь-справочник", Булатов А.И., Просёлков Ю.М., М.: Недра, 2007

Примеры терминов:

  • Глушение скважин

    (killing of a well) процесс остановки работающей скважины закачкой в скважину технологической жидкости определённой плотности.

    (killing of a well) процесс остановки работающей скважины закачкой в скважину технологической жидкости определённой плотности.
  • Детекторная зона

    (detector zone) специфический участок платформы, определяемый как потенциально опасная зона особой уязвимости в отношении огня и взрыва.

    (detector zone) специфический участок платформы, определяемый как потенциально опасная зона особой уязвимости в отношении огня и взрыва.
  • Скребки

    (scratchers) надеваемые на обсадную колонну устройства, сдирающие со стенки скважины глинистую корку при расхаживании или/и вращении колонны при одновременном движении в заколонном пространстве тампонажного раствора с пониженной водоотдачей.

    (scratchers) надеваемые на обсадную колонну устройства, сдирающие со стенки скважины глинистую корку при расхаживании или/и вращении колонны при одновременном движении в заколонном пространстве тампонажного раствора с пониженной водоотдачей.
  • Кривые производительности

     (productivity curve) это кривые, которые позволяют определить темп падения какого-либо известного нам дебита (начального или текущего) до конца «жизни» скважины. Установлены два вида кривых: кривые падения дебита (три варианта); вероятная кривая производительности.

     (productivity curve) это кривые, которые позволяют определить темп падения какого-либо известного нам дебита (начального или текущего) до конца «жизни» скважины. Установлены два вида кривых: кривые падения дебита (три варианта); вероятная кривая производительности. При построении первого варианта кривых падения дебита учитывался лишь возраст скважины, так как предполагалось, что темп падения зависит лишь от возраста скважины и не зависит от величины её текущего дебита. В этом случае строится кривая одинакового процентного падения дебита. При втором варианте предполагается, наоборот, что темп падения дебита зависит лишь от величины текущего дебита, но не от возраста скважины. В этом случае строится составная К.п. (метод Котлера). Согласно третьему варианту темп падения дебита зависит и от возраста скважины, и от величины текущего дебита (закон возраста  продукции, Джонсона). Изучаются не кривые дебитов скважин в целом, а лишь два ближайших дебита: предыдущий и последующий для 1- и 2-го; 2- и 3-го годов эксплуатации и т.д. Далее строится номограмма кривых производительности, которая представляет собой один график с совмещением на нем кривых предыдущих и последующих дебитов по годам.

  • Газ нефтегазовых (газонефтяных) залежей

    (gas of oil-gas deposits) природный углеводородный газ, сопровождающий нефть в виде газовой шапки над залежью нефти и в растворенном состоянии в нефти (с составом предельных углеводородов, изменяющимся в весьма широких пределах).

    (gas of oil-gas deposits) природный углеводородный газ, сопровождающий нефть в виде газовой шапки над залежью нефти и в растворенном состоянии в нефти (с составом предельных углеводородов, изменяющимся в весьма широких пределах).

  • Вытеснение бурового раствора сжатым воздухом

     (drilling mud displacement by using compressed air drive) один из наиболее распространенных методов освоения глубоких скважин  вытеснение части бурового раствора (или технологической жидкости) из скважины сжатым воздухом с глубины, зависящей от геолого-технических условий скважины.

     (drilling mud displacement by using compressed air drive) один из наиболее распространенных методов освоения глубоких скважин  вытеснение части бурового раствора (или технологической жидкости) из скважины сжатым воздухом с глубины, зависящей от геолого-технических условий скважины.
  • Якорь

    (anchor) тяжёлое приспособление с крюками, используемое с цепью или комбинацией цепи и каната для закрепления на морском дне полупогружных буровых установок, буровых барж и некоторых буровых судов.

    (anchor) тяжёлое приспособление с крюками, используемое с цепью или комбинацией цепи и каната для закрепления на морском дне полупогружных буровых установок, буровых барж и некоторых буровых судов.
  • Цементировочная разделительная пробка

    (cementing plug) элемент колонной оснастки, прокачиваемый вместе с жидкостью и предназначенный для разделения жидкостей различного назначения в процессе цементирования скважин и фиксации окончания продавливания тампонажного раствора за обсадную колонну.

    (cementing plug) элемент колонной оснастки, прокачиваемый вместе с жидкостью и предназначенный для разделения жидкостей различного назначения в процессе цементирования скважин и фиксации окончания продавливания тампонажного раствора за обсадную колонну.
Совместно с "Мультитран"
Яндекс.Метрика