Главная страница
Сведения об авторах

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ СОКРАЩЕНИЯ ЭМИССИИ ОКСИДОВ АЗОТА В АТМОСФЕРУ ПРИ РАЗРАБОТКЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГАЗА

Фокина Л. М., ООО «ВНИИГАЗ», Москва, Россия
Райкевич С. И., ООО «Ямбурггаздобыча», Москва, Россия

Оксиды азота NO_X — опасные для экосистем соединения антропогенного происхождения. Главный источник генерации оксидов азота — сжигание органического топлива, в том числе метана на электростанциях, в котлах, а также при производстве комплекса работ, связанных с обустройством и эксплуатацией месторождений газа.
Оксиды азота эффективно выводятся из атмосферы путем сухого и влажного осаждения или быстро окисляются в нитраты. Возрастающая эмиссия нитратов приводит к увеличению генерации аэрозольных частиц и озона в тропосфере. Но главное — нитраты вносят свой вклад в возрастающую кислотность осадков, влияние которых на хвойные леса может привести к росту содержания СО₂ в атмосфере, что особо актуально в свете подписания Россией в 2004 г. Киотского протокола.
Решение проблемы снижения эмиссии NO_X в атмосферу требует усовершенствования старых и разработки новых технологий для процессов, генерирующих NO_X. Рассмотрим основные пути решения этой проблемы.
При обустройстве и подготовке месторождений газа к эксплуатации проводится бурение эксплуатационных скважин, их освоение и вывод на рабочий режим. Операции освоения и вывода скважин на рабочий режим связаны с выпуском из них природного газа с максимально возможными дебитами. Длительность этих операций зависит от особенностей геологического строения конкретной залежи, условий строительства скважин, способов их освоения и т. д. Выпускаемый газ утилизируется путем сжигания на газофакельном устройстве (ГФУ).
В проекте на строительство эксплуатационных скважин Заполярного месторождения (ЭБ-001) предусмотрено время отработки скважин на ГФУ при их освоении, которое составляет 72 часа. Дебиты скважин должны быть такими, чтобы обеспечить вынос жидкости, на которой производилось первичное и вторичное вскрытие пласта из призабойной зоны, а затем вывести скважину на рабочий режим. Как правило, дебиты газа варьируются от 800 до 1 200 тыс. м³/сут. Для освоения каждой скважины в проекте в среднем заложено сжигание около 3 млн м³ природного газа.
В процессе эксплуатации месторождения проектами разработки предусматривается проведение ежегодных газодинамических исследований эксплуатационных скважин. Их технология предусматривает использование на каждое исследование в среднем 100 тыс. м³ природного газа, который сжигается на месте. На Заполярном месторождении, в соответствии с проектом разработки, построено 446 эксплуатационных скважин. Для их освоения и вывода на рабочий режим запланировано сжечь 1 338 млн м³ газа. Еще столько же газа должно быть выпущено и сожжено в процессе эксплуатации для проведения плановых газодинамических исследований.
Таким образом, при обустройстве и за весь срок эксплуатации сеноманской залежи Заполярного месторождения (в соответствии с проектом) запланировано сжигание около 2,65 млдр м³ природного газа. Наряду с потерей этого газа для потребителей произойдет соответствующая эмиссия оксидов азота и других продуктов горения в атмосферу над территорией месторождения.
Известны три основных кинетических механизма образования оксидов азота при горении углеводородного топлива:
• термический, при котором оксиды азота образуются в зоне максимальной температуры (механизм Зельдовича);
• «быстрый», когда оксиды азота образуются в начальной части факела (механизм Фенимора);
• топливный, когда оксиды азота образуются из азотсодержащих компонентов топлива.
Основную роль при горении природного газа играет термический механизм:

N₂ + O = NO + N; N + O₂ = NO + O.

Образование термического NO резко возрастает при температуре горения выше 1530 °С, поэтому уменьшение температуры горения — один из наиболее действенных методов снижения концентрации NO_X в дымовых газах. Однако этот принцип не применим при сжигании газа на традиционных ГФУ в условиях свободного контакта сгорающего природного газа и атмосферного воздуха.
При освоении эксплуатационных газовых скважин утилизация природного газа проводится путем его сжигания на ГФУ при свободном доступе атмосферного кислорода — по принципу газовой горелки. Температура пламени в области как восстановительного, так и окислительного горения в газовом факеле превышает 1540 °С. При сгорании одного объема метана расходуется 2 объема кислорода или 9,52 объема атмосферного воздуха. Поэтому сжигание природного газа на ГФУ при освоении скважин приводит к максимальным выбросам NO₂ в атмосферу, достигающим более 2 т NO₂ на 1 млн м³ сожженного газа.
Исходя из этого анализа, основным средством сокращения эмиссии NO₂ при освоении и исследовании скважин будет уменьшение количества используемого на эти процессы газа, который сразу же сжигается, и возврат газа, использованного на указанные нужды, в технологию подготовки газа к дальнему транспорту.
Начиная с 2001 г. на Заполярном ГНКМ проводятся планомерные исследования, направленные на сокращение сроков освоения скважин, ускорение их запуска в работу, а также разрабатываются новые методы газодинамических исследований скважин, не требующие сжигания газа и соответствующего выброса продуктов горения в атмосферу.
Результатом этих исследований явилась разработка и внедрение способа вторичного вскрытия продуктивного пласта (пат. 2235195 РФ). Новая технология позволила уменьшить срок освоения скважин и вывода их на рабочий режим с 3 до 2 суток. Соответственно на треть был снижен объем газа, необходимый для реализации этого процесса. В такой же пропорции уменьшена эмиссия в атмосферу оксидов азота и других соединений. Новая технология, снижающая сроки отжига, была внедрена при освоении 168 скважин. При среднесуточном дебите около 1 млн м3 газа на скважину потребителям было подано 168 млн м³ газа, которые не были сожжены на ГФУ. В атмосферу над Заполярным ГНКМ не было выброшено более 336 т оксидов азота.
Другим способом уменьшения количества выбросов в атмосферу продуктов горения газа является запуск скважин в эксплуатацию и вывод их на температурный режим без сжигания газа на ГФУ. Новый способ исключает сжигание газа в этих процессах, предусмотренное соответствующими нормативными и регламентирующими документами.
Инженерный коллектив ООО «Ямбурггаздобыча» предложил осуществлять прогрев и вывод скважины на температурный режим при ее запуске с подачей газа через газосборный коллектор (ГСК) непосредственно в шлейф. Скважина выводится на оптимальный режим работы без отжига, т. е. без сжигания газа на ГФУ. Реализация этой технологии требует предварительной закачки в ствол скважины метанола — ингибитора гидратообразования, который закачивается в скважину после ее освоения и перед запуском в эксплуатацию. Метанол нагревается на забое до пластовой температуры и постепенно испаряется в поток газа из пласта. Пары теплого метанола в призабойном пространстве (ПЗП) и в стволе скважины перемешиваются с поступающим в него из пласта газом и выносятся на поверхность по стволу скважины не в капельном, а в парообразном состоянии. Пары метанола более эффективно предупреждают гидратообразование как в скважине, так и в системе сбора и подготовки газа на УКПГ при самых низких температурах. Именно это и позволило выводить скважины на рабочий режим без сжигания газа на ГФУ. В дальнейшем, если скважина работает с устьевой температурой газа ниже температуры гидратообразования, в скважину по затрубному пространству подается дополнительный метанол до выхода скважины на безгидратный температурный режим работы.
Этим способом на месторождении запущено в эксплуатацию 232 скважины. Соответственно при этом сокращен выброс оксидов азота в атмосферу. Предотвращено сжигание и подано потребителям 165 млн м³ газа, чего не было при запуске в эксплуатацию скважин и месторождений газа до внедрения этого предложения. Например, при запуске в работу 100 скважин пускового комплекса УКПГ 1С и вывода их на рабочий режим путем прогрева ствола скважины природным газом было сожжено в среднем 715 тыс. м³ газа на 1 скважину.
Комплексное решение проблемы сокращения эмиссии оксидов азота в процессе эксплуатации месторождений требует снижения объемов сжигаемого газа при плановых газодинамических исследованиях скважин. В настоящее время они проводятся путем замера давлений и скорости истечения газа через дифференциальный измеритель критического течения (ДИКТ) на факел.
Из основ газовой динамики следует, что газодинамические исследования скважин можно проводить, замеряя определенные параметры системы на устье скважины без выпуска газа на ГФУ. С указанными замерами вполне может справиться современная телеметрия, которой будут оснащены все скважины Заполярного ГНКМ. В настоящее время ведутся специальные исследования, которые позволят решить ряд технических задач и перейти к завершающей стадии разработки нового метода газодинамических испытаний.
В заключение отметим, что разработанные и внедренные за последние 2 года технические мероприятия на Заполярном ГНКМ уменьшили эмиссию NO₂ в атмосферу более чем на 670 т. В дальнейшем эмиссия будет сокращаться и за счет новой технологии проведения ГДИ без сжигания газа.
В 2005 г. проект «Технологии вторичного вскрытия газоносного пласта при депрессии и равновесии давлений и защита окружающей среды» был удостоен Национальной экологической премии фонда имени В. И. Вернадского в номинации «Экоэффективность».

NEW TECHNOLOGIES FOR REDUCING NO_X EMISSIONS ASSOCIATED WITH THE DEVELOPMENT AND OPERATION OF GAS FIELDS

Fokina L. M., VNIIGAZ Ltd, Moscow, Russia
Raikevich S. I., Yamburggazdobycha Ltd, Moscow, Russia

The paper describes new technologies for reducing NO_X emissions into the atmosphere in the process of development and operation of gas fields. New methods and design options have been developed by Yamburggazdobycha's engineering staff.

Главная страница

Сведения об авторах

Фокина Людмила Михайловна, канд. геол.-минерал. наук, вед. науч. сотр., лаборатория гидрогеологии, геохимии и геоэкологии Центра «Газовые ресурсы», ООО «ВНИИГаз», п. Развилка, Московская область, 142717, Россия. Тел. (495) 355-92-51, факс (495) 399-32-63. Е-mail
Райкевич Сергей Иосифович, зам. начальника, Управление геологии, разработки и лицензирования месторождений ООО «Ямбурггаздобыча» по Заполярному месторождению. Е-mail

© Независимое агентство экологической информации

Последние изменения внесены 12.07.07