АО «Самаранефтегаз» разрабатывает нефтяные месторождения Самарской области более 80 лет — с 1939 г. На протяжении длительного периода освоения региона были открыты и введены в разработку более 200 нефтяных месторождений. Основная доля месторождений была открыта и введена в разработку в конце 50-х годов ХХ века. И на сегодняшний день большая часть высокопродуктивных объектов выработана более чем на 70–80 %.

В настоящее время процессы нефтедобычи характеризуются ухудшением качества запасов в целом: высокая выработанность старых месторождений, открытие месторождений, удаленных от объектов инфраструктуры, открытие мелких месторождений и залежей на крупных месторождениях с ухудшенными свойствами нефти и растворенного газа, с меньшим содержанием углеводородных газов, с высоким содержанием сероводорода и углекислого газа.

Однако, несмотря на вышеприведенные факторы, АО «Самаранефтегаз» удается поддерживать высокие уровни добычи нефти за счет постоянного совершенствования применяемых технологий и постепенного вовлечения в разработку объектов, которые раньше считались малоперспективными (в том числе и трудноизвлекаемых запасов).

Параллельно, начиная с 2012 г., ведется системная работа по повышению уровня использования попутного нефтяного газа. В рамках «Целевой газовой программы» реализуются мероприятия технологического характера по строительству новых и реорганизации старых объектов обустройства. АО «Самаранефтегаз» добилось значительных успехов в достижении рационального уровня использования попутного нефтяного газа. За 2018–2020 гг. уровень использования газа составлял по обществу на уровне 90 %. При этом за последние пять-шесть лет средние показатели утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) на зрелых активах ПАО «НК «Роснефть» достигли 93,8 % [1]. Данные показатели свидетельствуют об активном внедрении российскими компаниями различных новых технологий в области сокращения выбросов и объемов сжигания попутного газа [1, 2].

В 2010–2020 гг. добыча ПНГ на месторождениях АО «Самаранефтегаз» поддерживается на уровне 700 млн м³ . Следует отметить, что добыча свободного газа (газ газовых, газокондесатных залежей и газ газовых шапок) на месторождениях АО «Самаранефтегаз» не осуществляется.

Вовлечение сложных объектов в разработку с параллельным выполнением «Целевой газовой программы» ставит новые вызовы.

Одним из таких вызовов является ухудшение качества состава попутного нефтяного газа, появление в продукции значительного количества кислых газов (сероводорода и углекислого газа). Эта проблема усугубляется тем, что основным потребителем ПНГ являются газоперерабатывающие заводы (ГПЗ), построенные и введенные в эксплуатацию в 1962–1968 гг. [3], сориентированные на месторождения, открываемые и вводимые в разработку в большом количестве в 1960–1980 гг. на территории Самарской области, объекты разработки которых содержали нефть и растворенный в ней газ с низким содержанием кислых газов (СО₂, Н₂S). В настоящее время эти заводы имеют существенные жесткие ограничения по содержанию на приеме кислых компонентов.

Прием, подготовка и переработка попутного нефтяного растворенного газа, добываемого на месторождениях АО «Самаранефтегаз», происходит на двух газоперерабатывающих заводах: Отрадненском и Нефтегорском (ОГПЗ и НГПЗ), расположенных на территории Самарской области, а с марта 2020 г. поставляется в АО «Оренбургнефть» для переработки на Бузулукском ГПП (рис. 1).

В последние пять лет поступление попутного нефтяного газа на заводы ограничивается рядом причин технологического и технического характера, что влияет на возможность достижения рационального уровня использования попутного нефтяного газа (95 %). Основная причина ограничения поступления попутного нефтяного газа на заводы связана с повышенным содержанием в нем кислых газов H₂S (сероводорода) и СО₂ (углекислого газа) — природных газов,
в химическом отношении являющихся кислотами или ангидридами кислот, таких как, например, угольной (H₂CO₃), сернистой (H₂SO₃).

В данной ситуации приобрели высокую актуальность задачи оперативного анализа и определения источников роста содержания кислых компонентов, поиск эффективных мер по управлению этим процессом, а также вопросы прогнозирования состава ПНГ с учетом вовлечения новых объектов в разработку, инфраструктурных решений, согласно «Целевой газовой программе», и реконструкции газоперерабатывающих заводов.

Ограничения по приему попутного нефтяного газа на Нефтегорском ГПЗ преимущественно вызваны технологическими причинами, а именно: внеплановыми остановками и ремонтом оборудования ГПЗ. Риски недостижения уровня использования ПНГ (95 %) связаны с остановкой приема газа на Нефтегорском ГПЗ при проведении плановых предупредительных ремонтов (ППР), с вероятностью порывов газопроводов и с частичным ограничением со стороны Нефтегорского ГПЗ, связанным с осуществлением технического перевооружения завода с целью увеличения производительности и усовершенствования установок сероочистки. В составе попутного газа, поставляемого на Нефтегорский ГПЗ, кислые газы (H₂S и СО₂) присутствуют в количестве 20,79 г/м³ (H₂S) и 21,61 г/ м³ (СО₂), однако их концентрации не вызывают проблем с подготовкой. Согласно регламенту, на установку очистки газа от сероводорода и двуокиси углерода Нефтегорского ГПЗ исходное газовое сырье может характеризоваться содержанием 13–30 г/ м³ сероводорода, 4–20 г/ м³углекислого газа. Кроме того, проектная мощность по Н₂S Нефтегорского ГПЗ после проведения технического перевооружения составит 36 г/ м³, что соответствует прогнозному содержанию H₂S, ожидаемому на уровне 35 г/ м³. Проектная мощность по СО₂ Нефтегорского ГПЗ после проведения технического перевооружения не изменится по сравнению с существующей мощностью, которая ниже прогнозного содержания СО₂, ожидаемого на уровне 35 г/ м³.

Ограничения по приему попутного нефтяного газа на Отрадненский ГПЗ преимущественно вызваны компонентным составом поставляемого газа, а именно повышенным содержанием кислых газов: сероводорода (Н₂S) и углекислого газа (СО₂), концентрации которых — 21,58 г/ м³ (H₂S) и 36,81 г/ м³ (СО₂) — превышают производительность завода (по содержанию СО₂ во входящем потоке 29 г/ м³ по потоку I ступени сепарации ПНГ и 17 г/ м³ по потоку II ступени сепарации ПНГ). По концентрации Н₂S проектная мощность завода не превышена.

Риски недостижения уровня использования газа (95 %) связаны с исключением поступления ПНГ с наихудшим качеством по содержанию кислых компонентов на Отрадненский ГПЗ и переводом потока ПНГ таких объектов с газопровода на факел. При этом ожидается в перспективе следующее прогнозное содержание кислых газов в попутном нефтяном газе, поступающем на Отрадненский ГПЗ: 35 г/ м³ (H₂S) и 60 г/ м³ (СО₂), что превышает производительность завода (и по содержанию H₂S во входящем потоке 26 г/м3 по потоку I ступени сепарации ПНГ и 29 г/ м³ по потоку II ступени сепарации ПНГ, и по содержанию СО₂ во входящем потоке 29 г/ м³ по потоку I ступени сепарации ПНГ и 17 г/ м³ по потоку II ступени сепарации ПНГ).

В данных условиях целесообразным и оправданным является поиск подходов, способных повлиять на содержание кислых газов в составе попутного нефтяного газа, направляемого на Отрадненский ГПЗ.

В общем случае содержание кислых газов в объеме попутного нефтяного газа обусловлено вкладом доли растворенного газа, выделяющегося из продукции скважин карбонатных пластов башкирского яруса среднего карбона, терригенных пластов бобриковского горизонта нижнего карбона по части месторождений в Северной части Самарской области и карбонатных пластов турнейского яруса нижнего карбона и франского и фаменского ярусов верхнего девона по части месторождений, расположенных в центральной части Самарской области. Увеличение доли добычи нефти и, соответственно, растворенного газа с повышенным содержанием сероводорода из вышеперечисленных пластов в последний пятилетний период за счет их интенсивного разбуривания, проведения высокоэффективных ГТМ, таких как гидроразрыв пласта (ГРП), и большеобъемные кислотные обработки привели к перегрузке Отрадненского газоперерабатывающего завода по кислым компонентам.

Кроме того, в случае Отрадненского ГПЗ, в дополнение к указанному выше фактору, рост содержания кислых газов обусловлен увеличением общего объема попутного нефтяного газа, приходящего с месторождений Северной группы, после реализации мероприятий инвестиционной Газовой программы, реализуемой в АО «Самаранефтегаз» для достижения рационального уровня использования газа. Начиная с 2016 г., были построены и введены в эксплуатацию три компрессорные станции (КС) (Сологаевская КС, Козловская КС, Яблоневская КС) и ряд газопроводов, связывающих часть установок сбора газа с Отрадненским ГПЗ.

ООО «СамараНИПИнефть» имеет опыт прогнозной оценки добычи газа по адаптивной методике расчета [4]. В этом методе расчет добычи растворенного газа основывается на данных по добыче нефти, начальном газосодержании, расчетном газосодержании и используется логистическая схема сбора нефти и газа на установки подготовки. При этом расчет адаптированных уровней добычи газа возможен при использовании перспективных прогнозных уровней добычи нефти. Использование информации о концентрациях и объемах кислых газов в скважинной продукции позволит сделать процесс добычи попутного нефтяного газа надлежащего качества более управляемым для АО «Самаранефтегаз» и обеспечить максимальный прием попутного нефтяного газа на заводах. Кроме того, на данных об объеме и компонентном составе попутного газа, согласно [5], основываются решения о составе сооружений нефтегазоподготовки.

Рассмотрим возможность прогнозной оценки содержания кислых газов путем расчета концентраций и объемов H₂S и СО₂ с уровнем детализации от пласта к установке сбора. Исходные данные в этом случае также включают логистическую схему сбора нефти и газа, фактические данные по пластам по добыче газа, данные из Госбаланса по содержанию H₂S и СО₂ по пластам.

Анализ компонентного состава потоков попутного нефтяного газа с установок сбора (ДНС, УПСВ, СУ, УПН) АО «Самаранефтегаз» с целью выявления объектов с наибольшим содержанием кислых газов выявил семь установок сбора, связанных с Отрадненским ГПЗ существующей сетью газопроводов, в качестве кандидатов для прекращения поставки попутного нефтяного газа: Козловская УПСВ, Казанская ДНС, Семеновская СУ-5, Красноярская УПН, Белозерская УПСВ, Хилковская СУ-4, Берендеевская УПСВ. Основной акцент делался на направления с наибольшим содержанием СО₂, поскольку прием газа на Отрадненский ГПЗ осуществляется на уровне его проектной производительности по СО₂. И даже небольшое превышение содержания СО₂ может привести к срыву подготовки и переработки газа. Для указанных установок сбора проведены оценки объемов содержания кислых газов.

Результаты расчета уровней добычи растворенного газа и объемов содержания кислых газов в продукции, поступающей на Козловскую УПСВ, представлены на рисунке 2.

Расчет объемов кислых газов, поступающих на переработку, в данной работе основан на квартальных объемах добычи ПНГ. Это позволяет отследить годовую динамику добычи на установке сбора и выявить в ней основные тенденции, сгладив влияние суточных колебаний добычи газа из-за изменения работы отдельных скважин и системы сбора. Однако при выполнении такого расчета на перспективу в случае необходимости возможна суточная оценка содержания кислых газов на установках сбора, при условии наличия суточных объемов добычи ПНГ с объектов разработки.

По результатам расчета видно, что наиболее H₂S и СО₂-содержащими с точки зрения поступления объемов добываемого газа на Козловскую УПСВ являются пласты: Б-2 Лоховского месторождения (скв. 11), В-1 Сургутского месторождения (скв. 7) и А-4 Козловского месторождения (скв. 17). В целом за период с января 2019 г. по сентябрь 2020 г. на Козловскую УПСВ поступило 22 579 тыс. м³ газа, включая 268 тыс. м³ H₂S и 304 тыс. м³ СО₂. Динамика поступления объемов ПНГ на Козловскую УПСВ имеет тенденцию к снижению, ей же соответствуют динамики содержания H₂S и СО₂ в общем объеме попутного газа. Однако, несмотря на то, что добыча ПНГ в 3 квартале 2020 г. на 1 040 тыс. м³ ниже аналогичного показателя за 1 квартал 2019 г., содержание H₂S и СО₂ не изменяется пропорционально добыче, а находится на относительно постоянном уровне 36–44 тыс. м³ H₂S и 49–43 тыс. м³ СО₂. Поскольку на данной установке проходит совместную предварительную подготовку продукция 27 пластов шести месторождений (Лоховское, Сургутское, Козловское, Сидоровское, Западно-Кабановское, Казанское), весь исходящий ПНГ с газопровода был переведен на факел, в целях сокращения объемов поступления сероводорода и углекислого газа на Отрадненский ГПЗ и возможности приема газа с других установок.

Результаты расчета уровней добычи растворенного газа и объемов содержания кислых газов в продукции, поступающей на Семеновскую СУ-5, представлены на рисунке 3.

По результатам расчета видно, что наиболее H₂S и СО₂-содержащими с точки зрения поступления объемов добываемого газа на Семеновскую СУ-5 является пласт В-1 Винно-Банновского месторождения (скв. 3). В целом за период с января 2019 г. по сентябрь 2020 г. на Семеновскую СУ-5 поступило 24 704 тыс. м³ газа, включая 99 тыс. м³ H₂S и 840 тыс. м³ СО₂. Динамика поступления объемов ПНГ на Семеновскую СУ-5 имеет тенденцию к увеличению, ей соответствуют динамики содержания H₂S и СО₂ в общем объеме попутного газа. Однако пропорционального увеличения соответствующих объемов добычи ПНГ и кислых газов в его составе не наблюдается. Сравнение объемов добычи ПНГ, H₂S и СО₂ в 3 квартале 2020 г. и в 1 квартале 2019 г. отражает ввод в разработку H₂S и СО₂-продуцирующего пласта В-1 Винно-Банновского месторождения, из-за которого вклад кислых газов в общий объем ПНГ вырос с 1 до 19 тыс. м³ по H₂S и с 25 до 161 тыс. м³ по СО₂. На данной установке проходит совместную предварительную подготовку продукция девяти пластов двух месторождений (Семеновское, Винно-Банновское). Ранее весь исходящий попутный нефтяной газ с Козловского направления в газопровод на Отрадненский ГПЗ был переведен на факел, что позволило достичь требуемого качества ПНГ на входе на Отрадненский ГПЗ и в силу этого не переводить на Семеновской СУ-5 попутный нефтяной газ с газопровода на факел.

Результаты расчета уровней добычи растворенного газа и объемов содержания кислых газов в продукции, поступающей на УКПН-2 г. Отрадный, представлены на рисунке 4.

Данная установка в середине 2019 г. не выделялась значимым повышенным содержанием кислых газов в составе сепарируемого ей попутного нефтяного газа. Однако к 2020 г. ситуация на ней стала меняться.

По результатам расчета видно, что наиболее H₂S и СО₂-содержащим с точки зрения поступления объемов добываемого газа на УКПН-2 является пласт Д3-БУР Мухановского месторождения
(3 скв.). В целом за период с января 2019 г. по сентябрь 2020 г. на УКПН-2 поступило 105 770 тыс. м³ газа, включая 508 тыс. м³ H₂S и 1 541 тыс. м³ СО₂. Динамика поступления объемов ПНГ на УКПН-2 имеет тенденцию к увеличению, ей же соответствуют динамики содержания H₂S и СО₂ в общем объеме попутного нефтяного газа. Сравнение объемов добычи ПНГ, H₂S и СО₂ в 3 квартале 2020 г. и в 1 квартале 2019 г., отражает ввод в разработку H₂S и СО₂-продуцирующего пласта Д3-БУР Мухановского месторождения, из-за которого вклад кислых газов в общий объем добываемого газа вырос с 33 до 118 тыс. м³ по H₂S и с 153 до 312 тыс. м³ по СО₂. На данной установке проходит совместную предварительную подготовку продукция 18 пластов трех месторождений (Мухановское, Михайловско-Коханское, Дмитриевское). Ранее весь исходящий попутный нефтяной газ с Козловского направления в газопровод на Отрадненский ГПЗ был перенаправлен, что позволило достичь требуемого качества ПНГ на входе на Отрадненский ГПЗ.

Прием попутного нефтяного газа I и II ступени сепарации на Отрадненский ГПЗ осуществляется по двухпоточной схеме. В 2024 г. планируется ввод новой установки очистки ПНГ от кислых газов
(Н₂S и СО₂), работающей по однопоточной схеме. Производительность новой установки по очистке ПНГ по сравнению с действующей установкой меньше по H₂S и больше по СО₂. При этом прогнозное содержание кислых газов в попутном нефтяном газе выше, чем могут переработать существующие и запроектированные мощности установок по очистке ПНГ на Отрадненском ГПЗ.

Используя уровни добычи газа по залежам, эксплуатационным объектам разработки, по месторождениям в целом на перспективный период, компонентный состав растворенного газа
с объектов подготовки, схему сбора газа на Отрадненский ГПЗ (шесть направлений поступления ПНГ с двух ступеней сепарации), мы определили динамику поступления кислых газов (Н₂S и CO₂) (рис. 5).

Таким образом, в долгосрочной перспективе завод не сможет переработать входящий ПНГ с вероятным прогнозным содержанием H₂S — 35 г/ м³ и СО₂ — 60 г/ м³ и будет вынужден вводить ограничения на поставку ПНГ. Поэтому в данных условиях необходимы научно-обоснованные меры, чтобы максимально использовать имеющиеся ресурсы ПНГ с экономической выгодой, сопровождая процесс экологической безопасностью.

Меры, позволяющие рационализировать использование ПНГ в вышеописанной ситуации, могут выглядеть следующим образом (перечислены по мере увеличения затрат):

• ограничение добычи с H₂S и СО₂-содержащих пластов временного или постоянного характера. Данная мера повлечет за собой снижение добычи нефти, ввод новых объектов в разработку в более поздний период. Хотя, например, при сложившихся обстоятельствах в 2020 г. по ограничению добычи в результате сделки ОПЕК появилась возможность отключения скважин, сокращения добычи нефти и, соответственно, добычи попутного нефтяного газа, именно по H₂S и СО₂-продуцирующим пластам, с максимальным содержанием кислых газов;
  
  
• техническое перевооружение УПСВ, СУ, УКПН, связанное с организацией технологии сепарации попутного нефтяного газа из нефти для потоков H₂S и СО₂-содержащих пластов и с организацией сжигания только этих объемов в качестве крайней меры для обеспечения приема оставшихся объемов газа лучшего качества на ГПЗ;
  
  
• техническое перевооружение УПСВ, СУ, УКПН, связанное с организацией очистки попутного нефтяного газа от кислых газов.

Следует отметить, что механизмы полезного использования ПНГ в российском законодательстве направлены на минимизацию негативного воздействия выбросов веществ, образующихся при сжигании на факелах, на окружающую среду. При этом в добывающем АО «Самаранефтегаз» сжигание ПНГ является вынужденной временной мерой, которая применяется в силу описанных выше технологических ограничений, поскольку ПАО «НК «Роснефть» активно внедряет собственные инновационные технологии в области сокращения выбросов [1].

Описанный в статье подход к расчету содержания кислых газов позволит дополнить деятельность ПАО «НК «Роснефть» по развитию низкоуглеродного сегмента бизнеса в Самарском области путем адресного внедрения технологии очистки и рационального использования ПНГ, позволив предотвратить выброс тонн парниковых газов.