В нефтегазовой отрасли уже давно прижился термин «промысловая подготовка пластовой продукции», которым обозначается комплекс технологических операций, осуществляемых после добычи нефти и газа на поверхность. Этот комплекс включает в себя проведение довольно трудоемких технологических операций: температурные воздействия, изменение давлений, добавка необходимых ингредиентов, способствующих эффективности трубопроводного транспорта для доставки потребителю продукцию такого качества, которая позволит их дальнейшее использование без дополнительных производственных процедур.
Более того, как показала практика, для транспортировки по трубопроводам требуется «чистота» этих продуктов, поскольку наличие жидких и вредных ингредиентов существенно осложняет их транспортировку, вызывая дополнительные энерго- и трудозатраты, связанные с необходимостью процессов сепарации нефти/газа, а также «продувки» магистральных трубопроводов, которая позволяет избавиться от всех выпадающих в нефтяном/газовом потоке вредных жидкостных фракций – смеси влаги/вредных ингредиентов и конденсата (выделившихся тяжелых углеводородов из газового потока в газопроводе).
Так, например, при транспорте сырого газа в магистральном газопроводе по мере его продвижения происходит процесс выпадения влаги и конденсата (тяжелых углеводородов), связанный с падением давления и температуры с последующим их скоплением в пониженных частях трассы газопроводов [1], что существенно повышает энергозатраты на их транспортировку. Эти обстоятельства вынудили своевременно разработать нормативные требования в части повышения кондиционности природного газа вследствие довольного широкого изменения его фракционного состава и (температур) точек росы, как по влагосодержанию, так и по составу углеводородов в связи с падением давления; в дальнейшем и для различных разновидностей: сжиженного природного газа/сжиженных тяжелых углеводородных газов/фракций (СПГ/СУГ).
Кроме того, со временем появилось еще больше отраслевых нормативных требований [2, 3], не только апробированных и выверенных временем, но и экономически наиболее приемлемых. Причем последний фактор – экономический, несомненно, сыграл решающую роль, позволяющую осуществлять весь технологический цикл с наименьшими затратами средств и, естественно, времени, а также, безусловно, невосполнимыми энергетическими потерями.
Подобные явления происходят и в магистральных нефтепроводах при транспорте некачественно подготовленной к транспорту нефти: из неудовлетворительно подготовленной на промыслах нефти, транспортируемой по протяженной трассе нефтепровода, постепенно выделяется влага, которая несколько тяжелее нефти, и эти скопления в пониженных участках трубопровода также должны подлежать удалению.
В связи с этим по мере роста объемов добычи и транспорта углеводородов возникла необходимость повысить качество нефти и газа уже на промысле с тем, чтобы их транспортировка не вызывала бы дальнейших осложнений. И именно эти производственные операции стали именовать промысловой подготовкой, содержанием которой стали производственные процессы не только сепарации нефти и газа, но и осушка газа и обезвоживание нефти. Таким образом, эти процессы позволяют существенно снизить энергетические затраты на их транспортировку и ликвидировать необходимость вынужденных «продувок» трубопроводов по пути продвижения к потребителю.
Повседневная практика этих процедур вызвала, естественно, их преобразование в стандартные отраслевые требования, которыми ныне неизменно руководствуются промысловики [4, 5]. В связи с этим требования к качеству нефти по такому параметру, как упругость паров, стали существенно различаться: так, при трубопроводном транспорте упругость паров по Рейду допускается в довольно широких пределах, а именно – до 100 мм; в то же время при перевозке танкерами этот же параметр, чаще всего именуемый как число Рейда, не должен превышать 8–10 мм (такая предосторожность вызвана возможным влиянием температурного расширения объемов нефти в ограниченных пределах емкости судовых танков).
Наряду с ростом объемов добычи нефти и газа получил развитие не только трубопроводный транспорт, но был создан и громадный флот нефтеналивных танкеров, а позднее и судов, предназначенных для перевозки сжиженного природного газа (СПГ) – газовозов.
Между тем, наряду с существующим перечнем отраслевых нормативов, до сих пор не выработаны жесткие термины, обозначающие различия между двумя разновидностями углеводородного газа: природного и нефтяного (к большому сожалению, последний очень часто неправильно именуют как ПНГ – попутный нефтяной газ). Следует различать попутный и нефтяной газы, а их сочетание – ПНГ – считать недопустимой тавтологией.
Нефтяной и природный газ существенно различаются своим фракционным составом. Кстати, и в английской нефтегазовой терминологии они также существенно различаются и именуются как «petroleum gas» и «natural gas». И это абсолютно логично, поскольку в отсепарированном от влаги нефтяном газе превалируют удивительные по своим свойствам пропан-бутановые фракции, которые при давлении свыше 1,6 МПа преобразуются в жидкое состояние, что и позволяет их сливать (но под давлением, т.е. в замкнутом пространстве) в меньшие емкости (именуемыми часто в быту «баллонами»); такое простое решение/преобразование позволяет получить более энергоемкий продукт, меньший по занимаемому объему почти в 150–200 раз! Такая операция позволяет транспортировать жидкий газ на любые расстояния в баллонах, обеспечивая тем самым газоснабжение населенных пунктов, удаленных от газопроводов. В быту же этот газ часто именуют баллонным (т.е. компримированным нефтяным газом – КНГ) и еще реже – сжатым нефтяным газом (СНГ).
В природном же газе, в отличие от нефтяного, превалирует метан, который возможно преобразовать в жидкое состояние лишь путем его значительного охлаждения до минус 163 оС в противотоке с детандируемыми многокомпонентными газовыми смесями; при этом присутствующие в небольшом процентном соотношении (до 10–15 %) в природном газе пропан-бутановые фракции, естественно, также переходят в жидкое состояние. Такой, уже так называемый криогенный процесс позволяет почти в 600 раз (!) уменьшить объем сжиженного природного газа (СПГ). Но при этом необходимо отметить, что его стоимость существенно повышается как в силу необходимости использования больших энергозатрат, так и в силу проведения довольно сложного многоэтапного процесса сжижения. Поэтому в мировой практике там, где это возможно и рационально, транспорт природного газа предпочтительнее осуществлять по газопроводам. Однако СПГ невозможно транспортировать на большие расстояния в газопроводах, в особенности в случае наличия водных преград; поэтому он подлежит транспортировке лишь в теплоизолированных емкостях специализированными танкерами, именуемых газовозами, и значительно реже по железным дорогам цистернами (также теплоизолированными). По этой же причине при необходимости подачи газа большинство потребителей при малейшей возможности транспортировки газа по газопроводу предпочитает использовать именно этот вариант. Уместно также отметить, что абсолютно подобная аналогия в терминологии имеет место и в английском языке: liquid natural gas (LNG).
Что касается качества газа как товарного продукта, то существование многочисленных отраслевых требований к качеству добываемых и транспортируемых углеводородов объясняется не только различием природных условий различных сухопутных нефтегазоносных регионов, но и технологическими возможностями реализации вышеприведенных отраслевых нормативных требований.
Получившая со второй половины ХХ века широкое развитие морская нефтегазодобывающая отрасль по существу во многих своих аспектах успешно использует «сухопутные» технические достижения, в особенности на пути создания морских стационарных и плавучих сооружений с надводным исполнением верхних строений платформ; при этом морские условия не могли не повлиять на изменение некоторых подходов. Так, прежде всего, кардинально по сравнению с сушей, уплотнилось размещение скважин на платформах; не менее радикально изменилась и сама компоновка бурового и технологического оборудования на морских платформах; межобъектные технологические разрывы также существенно уменьшились; наряду с этим необходимость размещения большого количества технологических объектов на одной платформе вынудили пойти на ярусное исполнение (в 2–3 яруса), что совершенно несвойственно размещению оборудования на суше, где расстояния/разрывы между производственными объектами принимаются преимущественно с учетом противопожарных соображений и возможности подъезда к ним противопожарных автомашин. В то же время на морских нефтегазодобывающих объектах в силу их повышенной стоимости приходится существенно снижать разрывы, не снижая при этом жестких требований по противопожарным и другим мерам безопасности.
Более того, эти же соображения привели к тому, чтобы внешние контуры морских плавучих нефтегазовых сооружений буродобычного предназначения стали кардинально отличаться от веками традиционно сложившихся удлиненных форм судов, что крайне необходимо для активного передвижения по морским просторам. Морские нефтегазовые сооружения преимущественно имеют плавную округлую и иногда квадратную, но скругленную на углах форму ради наилучшего обтекания ветроволновых и ледовых воздействий, так как должны находиться практически неподвижно на заданной точке морского месторождения весьма длительный срок: от начала разработки месторождения вплоть до исчерпания запасов углеводородного сырья.
За весь уже довольно длительный период освоения морских нефтегазовых месторождений постепенно сложился перечень судов нефтегазопромыслового флота (НГФ). И сейчас перечень функциональных судов НГФ значительно превышает перечень вместе взятых судов пассажирского, торгового и военного предназначения; такое разнообразие судов вызвано тем, что значительный ряд стационарных сооружений нефтегазового назначения возводится с надводными верхними строениями за довольно длительный срок; и для их строительства привлекаются такие разнообразные функциональные суда, как плавучие краны, грузовые баржи, суда снабжения, а также пассажирские суда, необходимые для периодической смены экипажа.
Дальнейшее развитие морской нефтегазовой отрасли, несомненно, будет сопряжено с освоением глубоководных нефтегазовых месторождений, а это, в свою очередь, поставит необходимость создания и новых подводных технических сооружений для бурения эксплуатационных (а в перспективе и нагнетательных) скважин и, естественно, для добычи из подводных сооружений. При этом вышеупомянутые вопросы качества добываемой пластовой продукции придется пересмотреть, прежде всего из экономических соображений: насколько будут рентабельны существующие сегодня нормативные требования на качество добываемых, а затем и транспортируемых нефти и газа. А с дальнейшим развитием функциональных подводных нефтегазовых сооружений появится необходимость создания подводных функциональных судов нефтегазопромыслового флота; при этом для их функционирования непременно потребуется создание разнообразных по своим функциям подводных шлюзов (замкнутых переходов) для поддержания жизнедеятельности персонала в подводном нефтегазодобывающем сооружении.
В связи с изложенным уже сейчас назрела необходимость обратить внимание на возможность пересмотра некоторых нормативных документов, касающихся качества нефти и газа, поставляемых на сушу; более того, возможно, в дальнейшем с ростом их добычи на море придется на суше дополнительно предусмотреть создание некоторых производственных объектов, которые будут доводить доставленную продукцию на берег к ранее установленным нормам. Такое предложение в особенности будет актуальным, когда на море, в особенности на наших арктических морях, войдут в эксплуатацию подводные сооружения добычи нефти и газа, на которых более важным будет осуществить процесс их добычи, вопросы качества целесообразнее будет перенести на береговые объекты с тем, чтобы не усложнять и без того сложные вопросы самой добычи. Такая постановка вопроса особенно актуальна в связи с уже предложенным новым способом сжижения природного газа в противотоке с жидким воздухом непосредственно в подводных условиях [6, 7]. Эта новая подводная технология опирается на возможность получения жидкого воздуха (ЖВ) непосредственно на приемных терминалах СПГ с последующей его перевозкой газовозами на подводное сооружение, устанавливаемое на месторождении, и там – в противотоке добываемого СПГ с ЖВ в пластинчатом теплообменнике – получать сжиженный газ, который необходимо будет вывозить потребителю. Такое реальное предложение опирается на возможность получения сжиженного газа за счет разности температур СПГ и ЖВ (минус 163 оС и минус 196 оС); при этом стандартную стоимость получения ЖВ на приемном терминале удалось снизить примерно в четыре раза за счет его предварительного охлаждения регазифицируемым СПГ почти до минус 160 оС, а далее путем его обычного получения за счет давно и успешно распространенной технологии получения воздуха в сжиженном состоянии.
Безусловно, эта инновация в процессе непосредственного создания предлагаемой технологии подводного сжижения природного газа может быть видоизменена, и тем не менее реализуемость предлагаемого процесса вряд ли может вызвать сомнение.
В связи с большими перспективами кморской и сухопутной добычи газа представляется своевременным вернуться к вопросу создания нормативной базы получения СПГ.
И тем не менее этот вопрос в настоящее время придется отложить , поскольку в настоящее время в области подводной добычи природного газа сложно предвидеть все технологические возможности по обеспечению всех показателей добываемой углеводородной продукции: и, прежде всего, потому мы не располагаем сегодня реальными подводными сооружениями и это не позволяет нам практически прогнозировать полное удовлетворение всех ныне существующих нормативных требований по качеству нефти и газа, в связи с чем, возможно, придется пойти на некоторое снижение стоимости реализуемой продукции. По нашему мнению, такое решение, может оказаться выгоднее, чем усложнять подводные собственные процедуры. Во всяком случае, когда будут созданы, а затем и функционировать подводные буродобычные сооружения, тогда будет уместным вернуться к затронутому вопросу.
