3. Выпускаемая продукция

Основной производственной деятельностью ОАО ГАЗ ПРОМ В Г. КУМЕРТАУ ПО РБ является приём и переработка попутного нефтяного газа (ПНГ), добываемого на территории Тюменской области, производство продукции – сухого  отбензиненного газа (СОГ), широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и бензина газового стабильного (БГС).

Под нефтяным (попутным) газом понимается смесь легких газообразных углеводородов, находящихся в пластовых условиях в растворенном состоянии в нефти. Его содержание может колебаться от нескольких единиц до нескольких тысяч кубических метров (содержание более 500 считается высоким) на тонну нефти. Растворенный газ содержит, кроме метана, более 10% этана, пропана, бутана и других углеводородов. Выделяемую при переработке ПНГ смесь этих более тяжелых углеводородов (С3+) относят к широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Эти углеводороды являются ценным сырьем для производства гаммы продуктов нефтехимической промышленности, включая синтетические каучуки, шины, синтетические волокна и ткани, компоненты моторных топлив, полиэтилен, полипропилен и изделий из них и многое другое.

По состоянию в природе и технологии получения к нефтяному газу близок находящийся в свободном состоянии природный газ первичных газовых шапок, извлекаемый из пласта при добыче нефти. По сравнению с ПНГ в нем значительно меньше легких углеводородов (менее 2%) и он, поскольку находится в свободном состоянии, не требует отделения (сепарации) от нефти, а подвергается лишь механическому очищению и, при необходимости, компримированию (т.е. сжатию, для последующей транспортировки по трубопроводам). Объединяет нефтяной газ и природный газ газовых шапок то, что их добыча происходит одновременно и вместе с добычей нефти, в отличие от природного газа, добываемого из газовых скважин.

Для утилизации нефтяного газа должны быть построены сепараторы, системы промысловых газопроводов, компрессорные станции, установки осушки и очистки газа от сероводорода (там, где в газе содержится сероводород) и газоперерабатывающие заводы с системами для транспортировки продуктов переработки (газопроводы, продуктопроводы, наливные эстакады). Существующие в настоящее время на большинстве разрабатываемых месторождений необходимые сооружения и инфраструктура утилизации ПНГ были созданы еще в советский период, наиболее крупным комплексом по утилизации и переработке ПНГ являются ряд ГПЗ Западной Сибири, которые ранее входили в состав ОАО «СибНефтеГазПереработка» (СНГП), а теперь входят в состав ОАО «СИБУР-ТюменьГаз».

Рассмотрим в общих чертах технологию получения ПНГ. При добыче нефти из скважин получают некую пластовую смесь (жидкость) и сначала из нее удаляют основную массу воды (она может составлять более 90% смеси). Полученная нефть может иметь самые различные газовые факторы (количество кубометров ПНГ на 1 т нефти): от низкого - содержание ПНГ менее 200 куб.м на 1 т нефти и достаточно типичного для западной Сибири - 400-600 куб.м на 1 тонну нефти, до аномально высокого газового фактора - 2500 куб.м на 1 т нефти. Затем нефть, для выделения из нее ПНГ и подготовки ее к транспортировке, направляют на механические сепараторы (например, вихревые). Далее нефть может подвергаться дополнительной подготовке (очистке, осушке и т.д.) и затем, через узлы замера, нефть подается в транспортную систему (по нефтепроводам или в ж/д цистернах).

В типичном варианте нефтяная смесь для отделения от нее ПНГ проходит 3 последовательные стадии сепарации. При входе на первую ступень сепарации нефть имеет давление около 8 атм (за счет естественного пластового давления, которое может быть увеличено газлифтными методами - нагнетанием смесей в пласт, или за счет давления, создаваемого скважинными насосами). На каждой стадии сепарации в результате движения нефтяной смеси под собственным давлением происходит выделение части ПНГ и падение давления смеси. На первой ступени сепарации выделенный ПНГ составляет 60-70% всего ПНГ и имеет давление 6-8 атм при содержании С1+С2 - до 80%, С3+ - 20% (100-200 г/куб.м), на второй ступени сепарации выделенный ПНГ составляет 20-30% всего ПНГ при давлении 3-4 атм и содержании С1+С2 - 60-70%, С3+ - 30-40% (300-400 г/куб.м), на третьей ступени - выделяется всего 5-10% ПНГ при избыточном давлении 0,2-0,3 атм и содержании С3+ - от 1000-1500 до 2000-2500 г/куб.м.

Существуют различные варианты использования выделенного ПНГ. При невысоком газовом факторе более сухой газ 1-2 ступеней сепарации может использоваться нефтяными компаниями без дополнительной переработки как топливный газ на собственных энергетических установках либо подаваться на региональные ТЭЦ (так ежегодно несколько млрд.куб.м газа, собираемого АО «Сургутнефтегаз», подается на Сургутскую ГРЭС, принадлежащую ОАО «Тюменьэнерго»). Собранный ПНГ может перерабатываться на месте, закачиваться в пласт, подаваться на ГПЗ для дальнейшей переработки или просто сжигаться в факелах.

Как правило, системы сбора и подачи ПНГ на ГПЗ принадлежат нефтяным компаниям. При строительстве ГПЗ их месторасположение старались выбирать так, чтобы ПНГ на них мог подаваться по трубопроводам под собственным давлением (т.е. выбиралась средняя точка между близлежащими месторождениями). Обычно на промысле смешивают ПНГ 1 и 2 ступени сепарации и подают в трубопровод ПНГ при давлении около 5 атм с содержанием С3+ 300-350 г/куб.м. Если расстояние до ГПЗ велико, то ПНГ необходимо дополнительно компримировать (сжимать) для подачи на ГПЗ по трубопроводу, это - энергоемкая и, следовательно, дорогостоящая процедура. Поскольку ПНГ 3 ступени сепарации необходимо было бы компримировать в любом случае (хотя бы до 5 атм), то нефтедобывающие компании, чтобы не нести лишних затрат, его либо сжигают, либо закачивают в пласт, либо как-то используют или перерабатывают на месте (еще раз отметим, что с точки зрения содержания сырья для нефтехимии этот газ является самым ценным).