Methodik zur Berechnung der Schadstoffemissionen in die Atmosphäre bei der Verbrennung von Erdölbegleitgas in Fackeln

Verbindung

Erdölbegleitgas ist ein Gemisch aus Gasen, die aus Kohlenwasserstoffen jeglichen Phasenzustands freigesetzt werden und aus Methan, Ethan, Propan, Isobutan und Butan bestehen und darin gelöste Flüssigkeiten mit hohem Molekulargewicht (von Pentanen und höher in der homologen Reihe) sowie Verunreinigungen verschiedener Art enthalten Zusammensetzungen und Phasenzustände.

Ungefähre Zusammensetzung von APG

Quittung

APG ist eine wertvolle Kohlenwasserstoffkomponente, die in allen Phasen des Investitionslebenszyklus bis zum Verkauf aus geförderten, transportierten und verarbeiteten kohlenwasserstoffhaltigen Mineralien freigesetzt wird Endprodukte an den Endverbraucher. Die Besonderheit der Herkunft von Erdölbegleitgas besteht somit darin, dass es in jedem Stadium von der Exploration und Produktion bis zum endgültigen Verkauf, aus Öl, Gas (andere Quellen werden weggelassen) und im Prozess ihrer Verarbeitung aus jedem unvollständigen Produktzustand freigesetzt wird zu einem der zahlreichen Endprodukte.

Eine Besonderheit von APG ist in der Regel der geringe Verbrauch des entstehenden Gases von 100 bis 5000 Nm³/Stunde. Der Gehalt an Kohlenwasserstoffen C3+ kann im Bereich von 100 bis 600 variieren g/m³. Gleichzeitig ist die Zusammensetzung und Menge von APG kein konstanter Wert. Es sind sowohl saisonale als auch einmalige Schwankungen möglich (normale Wertänderungen betragen bis zu 15 %).

Das Gas aus der ersten Trennstufe wird in der Regel direkt zur Gasaufbereitungsanlage geleitet. Erhebliche Schwierigkeiten treten auf, wenn versucht wird, Gas mit einem Druck von weniger als 5 zu verwenden Bar. Bis vor Kurzem wurde solches Gas in den allermeisten Fällen einfach abgefackelt. Aufgrund von Änderungen in der staatlichen Politik im Bereich der APG-Nutzung und einer Reihe anderer Faktoren ändert sich die Situation jedoch erheblich. In Übereinstimmung mit dem Erlass der Regierung Russlands vom 8. Januar 2009 Nr. 7 „Über Maßnahmen zur Förderung der Reduzierung der atmosphärischen Luftverschmutzung durch Verbrennungsprodukte von Erdölbegleitgas in Fackeln“ ein Zielindikator für das Abfackeln von Erdölbegleitgas wurde in einer Menge von nicht mehr als 5 Prozent des Volumens des geförderten Erdölgas-Erdölgases festgelegt. IN momentan Die Mengen an gefördertem, genutztem und abgefackeltem Gas können aufgrund fehlender Gasmessstationen auf vielen Feldern nicht abgeschätzt werden. Nach groben Schätzungen sind es aber etwa 25 Milliarden m³.

Entsorgungswege

Die Hauptnutzungsarten von APG sind die Verarbeitung in Gasaufbereitungsanlagen, die Stromerzeugung, die Verbrennung für den internen Bedarf und die Rückeinspritzung in die Lagerstätte zur Verbesserung der Ölförderung (Gaslift-Methode).

APG-Nutzungstechnologie

Das Hauptproblem bei der Nutzung von Begleitgas ist der hohe Gehalt an schweren Kohlenwasserstoffen. Heutzutage gibt es mehrere Technologien, die die Qualität von APG verbessern, indem sie einen erheblichen Teil der schweren Kohlenwasserstoffe entfernen. Eine davon ist die Herstellung von APG mithilfe von Membrananlagen. Beim Einsatz von Membranen erhöht sich die Methanzahl des Gases deutlich, der untere Heizwert (LHV), das Wärmeäquivalent und die Taupunkttemperatur (sowohl Kohlenwasserstoffe als auch Wasser) werden reduziert.

Membran-Kohlenwasserstoffeinheiten können die Konzentration von Schwefelwasserstoff und Kohlendioxid im Gasstrom erheblich reduzieren, wodurch sie zur Reinigung von Gas von sauren Bestandteilen eingesetzt werden können.

Design

Gasflussverteilungsdiagramm im Membranmodul

Die Kohlenwasserstoffmembran ist konstruktionsbedingt ein zylindrischer Block mit Permeat-, Produktgasauslässen und einem APG-Einlass. Im Inneren des Blocks befindet sich eine röhrenförmige Struktur aus selektivem Material, die nur erlaubt bestimmter Typ Moleküle. Allgemeines Schema Der Durchfluss innerhalb der Patrone ist in der Abbildung dargestellt.

Arbeitsprinzip

Die Installationskonfiguration wird im Einzelfall individuell festgelegt, da die anfängliche Zusammensetzung von APG stark variieren kann.

Installationsdiagramm in der Grundkonfiguration:

Druckschema für die APG-Zubereitung

) gehörte nicht zu den Prioritäten der Öl- und Gasunternehmen. APG wurde bei der Transportvorbereitung vom Öl getrennt und einfach direkt am Feld in Fackeln verbrannt.

Die Flammen dieser Fackeln erhellten viele Jahre lang den Nachthimmel über den Fördergebieten und waren eines der Symbole der russischen Ölindustrie. Allerdings ist Russland heute weltweit führend beim Abfackeln von Begleitgas. Wie werden derzeit die Probleme des rationellen Einsatzes von APG gelöst?

Bereits im letzten Jahrzehnt erregte die CREON 1st-Gruppe Aufmerksamkeit Regierungsbehörden zum Problem der irrationalen Nutzung von Begleitgas. Im Jahr 2007 wurden die analytischen Materialien der Gruppe zur Vorbereitung der Botschaft genutzt Bundesversammlung Präsident der Russischen Föderation, der sich auf dieses Problem konzentrierte. Danach organisierte die Gruppe die erste Plattform des Landes für eine substanzielle und umfassende Diskussion der Probleme einer effektiven APG-Verarbeitung, die anschließend zur Verabschiedung eines Gesetzes beitrug, das alle Ölunternehmen dazu verpflichtet, eine 95-prozentige sinnvolle Nutzung des Erdölbegleitgases an allen Standorten sicherzustellen Felder bis 2012.

Mit Inkrafttreten des Dekrets Nr. 1148 der Regierung der Russischen Föderation vom 8. November 2012 „Über die Einzelheiten der Gebührenberechnung für negative Auswirkung Auswirkungen auf die Umwelt, wenn sie freigesetzt werden atmosphärische Luft Schadstoffe, die beim Abfackeln und/oder der Ausbreitung von Erdölbegleitgas entstehen“, begann sich die Situation zu ändern. Infolge der Einführung eines Standardindikators für das Abfackeln von APG in einer Menge von nicht mehr als 5 % des geförderten Gasvolumens und einer deutlichen Erhöhung der Bußgelder für übermäßiges Abfackeln von APG sowie einer Erhöhung der Anstiegskoeffizienten in den Folgejahren (Tabelle 1). ) haben sich Ölkonzerne ernsthaft mit dem Problem der rationellen Nutzung von APG beschäftigt.

Tabelle 1. Erhöhung des Vergütungskoeffizienten für Mengen an verbranntem APG, die den Zielwert von 5 % überschreiten

Steigender Faktor

Von 2012 bis 2015 sank die Menge an abgefackeltem APG um mehr als 60 %, während die damit verbundene Gasförderung im gleichen Zeitraum um 9 % zunahm.

Im Jahr 2016 Russischer Markt APG entwickelte sich ungleichmäßig: Das Wachstum in Produktion und Verarbeitung ging nicht mit einem Rückgang des Koeffizienten einher wohltuender Nutzen und Produktionsunterbrechungen durch unabhängige Produzenten und PSA-Betreiber (Production Sharing Agreement).

PJSC NOVATEK hat seine Produktionszahlen im Vergleich zu 2015 verdoppelt. Das intensive Wachstum der APG-Produktion hatte auch aus Umweltsicht negative Folgen – die Menge des abgefackelten Gases stieg stark an, aber darüber werden wir etwas später sprechen.

Ein deutlicher Rückgang der APG-Produktion war bei kleinen unabhängigen Produzenten (-8 %) und Betreibern von P(PSA) (-8 %) zu verzeichnen.

Abbildung 1. APG-Produktion im Jahr 2016 nach Erzeugergruppen, Millionen m3

Der Produktionsrückgang im August (Abbildung 1) ist mit einem Rückgang der APG-Förderung bei vertikal integrierten Ölunternehmen und einer fast vollständigen Einstellung der Produktion durch PSA-Betreiber aufgrund von Stillständen für Reparaturen auf den Feldern verbunden und das Fehlen von Arbeiten zum Pumpen von gewinnbarem APG in das Reservoir

Für die Mehrheit der vertikal integrierten Ölunternehmen war die Situation bei APG positiv: Das Produktionswachstum betrug 2016 7,8 %, und ihr Anteil an der Gesamtproduktion erreichte 80 % des Marktes.

Mehr als die Hälfte der gesamten APG-Produktion vertikal integrierter Ölunternehmen entfällt auf NK (Abbildung 3). Die durchschnittliche monatliche APG-Rückgewinnung des Staatsunternehmens beträgt 2,9 m3 Milliarden.

Den 2. und 3. Platz in Bezug auf das Produktionsvolumen teilen sich und.

Abbildung 2. Struktur der APG-Produktion unter vertikal integrierten Ölunternehmen im Jahr 2016, %

Das wichtigste negative Ergebnis des Jahres 2016 war die erste Verschlechterung der Menge an abgefackeltem Begleitgas und des APG-Effizienzfaktors seit 2012

Das Volumen des abgefackelten Begleitgases stieg im Vergleich zu 2015 um 18,5 %. Gleichzeitig reduzierten vertikal integrierte Ölunternehmen ihre Leistung und der gesamte Anstieg der abgefackelten Begleitgasmengen wurde von kleinen unabhängigen Produzenten und NOVATEK getragen.

Das intensive Wachstum der APG-Förderung auf den Feldern von NOVATEK führte zu einem Anstieg des Volumens des abgefackelten Gases und infolgedessen zu einem starken Rückgang der Effizienz von Ölgas (auf 67,2 %). Hoffen wir, dass es eine Frage der Zeit ist und NOVATEK Optionen findet nützliche Anwendung wertvolle Rohstoffe.

Unter den vertikal integrierten Ölunternehmen erreichten nur die Unternehmen Surgutneftegaz, Tatneft, NK RussNeft und (Independent Oil and Gas Company) das Ziel einer 95 %igen Nutzung von APG (Abbildung 3).

Abbildung 3. APG-Auslastungsraten bei vertikal integrierten Ölunternehmen

Die beste Wachstumsrate des Indikators verzeichnete die Rosneft Oil Company mit +2,6 % für 2016

Eine negative Dynamik zeigten die Unternehmen (-1,6 %) und Bashneft (-4,6 %). Der Nutzwert von APG für das Unternehmen Bashneft sank im April 2016 stark von 74 % auf 70 %. In diesem Monat begann das Unternehmen zusammen mit LUKOIL mit der Erschließung eines neuen Feldes im Nenzen-Distrikt.

Das Energieministerium der Russischen Föderation erwartete ursprünglich, dass die Ölunternehmen das Ziel von 95 % bis 2014 erreichen würden; nun haben sich die Erwartungen auf 2020 verschoben

Wie bereits erwähnt (Tabelle 1), rechnet die Branche im Jahr 2020 mit einem weiteren, noch deutlicheren Anstieg der Koeffizienten für das übermäßige Abfackeln von Begleitgas um das Vierfache als im Jahr 2014, und man könnte davon ausgehen, dass dies alle Ölunternehmen dazu zwingen wird, das Ziel zu erreichen die Nutzung von Begleitgas bis zum Jahr 2020. Dies trifft teilweise zu und eine Erhöhung der Bußgelder sollte tatsächlich zu einem abrupten Anstieg der sinnvollen Nutzung von Begleitgas führen, allerdings gibt es auch von dieser Regel Ausnahmen, die sich aus den Besonderheiten der Gesetzgebung ergeben, objektive und subjektive Merkmale der russischen Öl- und Gasindustrie.

Besonderheiten Russische Gesetzgebung Es gibt verschiedene Arten von Vergünstigungen:

1. Unternehmen, die erst kürzlich mit der Erschließung von Feldern begonnen haben (weniger als drei Jahre nach Inbetriebnahme) und noch keine Methoden für die nutzbringende Nutzung von Gas etabliert haben;
2. Untergrundnutzer, die während der Reparatur- und Wartungsarbeiten am GPP Begleitgas zur Verarbeitung an Gasaufbereitungsanlagen (GPPs) senden;
3. an Bergbauunternehmen beim Verkauf Investitionsprojekte für die nutzbringende Nutzung von APG in einer Höhe, die die entstandenen Kosten nicht übersteigt.

Die oben beschriebenen Ausnahmen sind für eine faire Regulierung der Industrie notwendig, aber tatsächlich brennen die Fackeln auf den Feldern weiter und die Effizienz des Begleitgases sinkt weiter.

Zu den objektiven Gründen zähle ich die Unterentwicklung der Infrastruktur in einigen Ölfördergebieten, den schwierigen Zugang zum Gastransportsystem und die hohen Investitionen, die für die Umsetzung von Projekten zur vorteilhaften Nutzung von APG erforderlich sind. Für kleine unabhängige Unternehmen, die nicht Teil vertikal integrierter Strukturen sind, ist es besonders schwierig, Investitionsprojekte umzusetzen. Zu den subjektiven Gründen gehört die russische Mentalität und Denkweise, die ständig nach der einfachsten Lösung für ein Problem sucht. Und wenn das Problem nicht als Umweltverschmutzung, sondern als vom Staat verhängte Bußgelder verstanden wird, dann werden verschiedene Lösungen gefunden, die es ermöglichen, die Aufsichtskontrolle zu umgehen und Zahlungen zu umgehen, die für die meisten Unternehmen für überschüssige APG-Verbrennung unerschwinglich sind.

Ein weiteres Problem der russischen Industrieakteure ist der mangelnde Wunsch nach Zusammenarbeit und gegenseitiger Hilfe. In einigen Fällen können Sie Einladungen hören Großunternehmen Sie versorgen die nicht ausgelasteten Kapazitäten ihrer Gasaufbereitungsanlagen mit Begleitgas, doch in den meisten Fällen diktieren Monopolisten strenge und ungünstige Bedingungen für die Zusammenarbeit, und es gibt nur sehr wenige gemeinsame Gasaufbereitungsprojekte.

Regulierungsbehörde und informeller Marktführer können regionale Behörden sein, die in der Lage sind, die Interessen verschiedener Bergbau- und Verarbeitungsunternehmen zu vertreten und zu vereinen, um das Wohlergehen der Region zu verbessern. Nicht nur mit Bußgeldern und Kontrollen, sondern auch mit Subventionen und Rationalisierungsvorschlägen zur Konsolidierung der Bemühungen zur Förderung der Umsetzung von Investitionsprojekten zur vorteilhaften Nutzung von Erdölbegleitgas.

Abbildung 4. Dynamik der APG-Produktion und des Abfackelns nach Bundesbezirken im Zeitraum 2014-2016, Mio. m 3 /Monat.

Abbildung 4 zeigt deutlich, dass der Föderationskreis Sibirien mit einem relativ geringen Anteil an der APG-Produktion mehrere Jahre lang führend in der Abfackelung in Russland war. Fairerweise muss angemerkt werden, dass der Bezirk den Rückstand schneller aufholt und den Ergebnissen des Jahres 2016 zufolge der schlechteste Indikator für die vorteilhafte Nutzung von APG (75 %) im Nordwesten verzeichnet wurde Bundesland.

Die besten Indikatoren wurden in den föderalen Bezirken Fernost (95 %), Ural (93 %) und Süd (95 %) festgestellt. Statistiken zur Krim Bundesland noch nicht.

Das Problem der rationellen Nutzung von APG in einigen Regionen und einzelnen Unternehmen, insbesondere bei kleinen unabhängigen Produzenten, bleibt bestehen. Und trotz der Erhöhung der Bußgelder im Jahr 2020 können Sie sicher sein, dass nicht jeder die Zielvorgabe für die sinnvolle Nutzung von Begleitgas erreichen kann. Wie eine von CREON Energy durchgeführte Umfrage auf der APG 2017-Konferenz ergab, glauben nur 18 % der Marktexperten, dass die Erwartungen des russischen Energieministeriums, das Ziel für die vorteilhafte Nutzung von Begleitgas bis 2020 zu erreichen, erreicht werden.

Um zu verstehen, in welche Richtung sich der Markt zur Steigerung der Effizienz von APG bewegen sollte, werden wir die Methoden zur Nutzung von Begleitgas und deren Wachstumspotenzial betrachten.

Zu den Bereichen der vorteilhaften Nutzung von APG zählen die Gasaufbereitung in Gasaufbereitungsanlagen, die Gasnutzung für den Eigenbedarf des Feldes (hauptsächlich Stromerzeugung), die Versorgung lokaler Verbraucher zur Wärme- und Stromerzeugung sowie die Wiedereinspeisung von Gas in die Lagerstätte zur Steigerung der In-situ-Konzentration Druck und Erhöhung der Ölausbeute, Versorgung des Gastransportsystems () Gazprom (Abbildung 4).

Abbildung 5. Verteilung des geförderten APG nach Einsatzgebieten im Jahr 2015, %

Die Hälfte des geförderten Erdölbegleitgases geht an die Gasaufbereitungsanlage, wo es zu trockenem gestripptem Gas (DSG) und einem großen Anteil an leichten Kohlenwasserstoffen (NGL) für die weitere Tiefenverarbeitung in Gasfraktionierungsanlagen (GFU) verarbeitet wird, wo Kraftstoff ( Es werden Flüssiggas (LPG) und andere Rohstoffe für die petrochemische Industrie gewonnen.

Das Volumen der russischen Gasverarbeitung ist in den letzten Jahren allein aufgrund einer Zunahme der APG-Verarbeitung gewachsen. Der APG-Anteil in Gasaufbereitungsanlagen erreichte 2016 47,1 % und lag im April 2016 bei einem Rekordwert von 51,8 %. Es ist auch erwähnenswert, dass Begleitgas in vielen Fällen ein wertvollerer Rohstoff für die Gaschemie ist Erdgas, Weil reich an C2+-Fraktionen.

Der größte Akteur auf dem Gasverarbeitungsmarkt ist die SIBUR Holding; darüber hinaus verfügen vertikal integrierte Ölunternehmen und Gazprom über Kapazitäten zur Gasverarbeitung. Kleinere, unabhängige Branchenteilnehmer beschäftigen sich größtenteils nur mit Gasaufbereitungs- und Gasfraktionierungsanlagen kleiner und mittlerer Tonnage, die relativ neu auf dem Markt sind.

Im Jahr 2016 haben einige Ölunternehmen (LUKOIL, NK Rosneft) Projekte zur APG-Komprimierung umgesetzt, die die Logistik für Endverbraucher vereinfachen werden, weil komprimiertes Gas Es nimmt deutlich weniger Platz in den Zylindern ein und kann auf der Straße geliefert werden.

Im Allgemeinen können wir von einer systematischen Erhöhung der Lieferungen von Begleitgas für die Verarbeitung sprechen, aber leider ist die Situation bei anderen Arten der APG-Nutzung komplizierter. Aus technologischen Gründen darf die Menge an APG, die in das Gasfernleitungsnetz gepumpt werden kann, 5 % der durch die Pipeline gepumpten Erdgasmenge nicht überschreiten; außerdem ist das bestehende Gasfernleitungsnetz nahezu voll ausgelastet.

Die Einspeisung in das Reservoir bleibt technologisch bestehen auf komplizierte Weise APG-Nutzung mit hohen Kapital- und Betriebskosten. Nicht das gesamte zuvor in die Lagerstätte injizierte Begleitgas wird einer weiteren Förderung unterzogen, und die Steigerung der Ölförderung ist nicht in allen Phasen der Feldentwicklung spürbar.

Das Potenzial, Begleitgas für den Eigenbedarf des Feldes zu nutzen, ist begrenzt. Um die Geldstrafen zu senken, suchten Ölarbeiter oft gezielt nach gasbetriebenen Stromgeneratoren mit minimalem Wirkungsgrad und zündeten dann „den Wald an“. Aber auch bei diesem Anwendungsfall war es nicht möglich, das gesamte aus den Feldern gewonnene APG zu nutzen.

Die Gasversorgung lokaler Verbraucher ist für Ölunternehmen kein Kerngeschäft, mit dem sie sich selten befassen und dem sie nur selten Zeit widmen möchten.

Nach und nach werden Systeme entwickelt, die die beiden oben beschriebenen Methoden der APG-Nutzung kreuzen: die Auslagerung der Stromversorgung vor Ort und die Lieferung von Gas und Strom an lokale Produzenten. Ein unabhängiges Unternehmen schließt mit einem Untergrundnutzer einen Vertrag über den Kauf von Begleitgas ab und verpflichtet sich, das Feld mit Strom zu versorgen. Danach wird in der Nähe ein blockmodularer Komplex zur Gasaufbereitung und Stromerzeugung errichtet.

Dadurch entfällt für das Bergbauunternehmen die Strafe für den Missbrauch von APG und die Übertragung der Kapitalkosten und des Risikos eines Geräteausfalls auf ein Drittunternehmen. Und die Betreiberorganisation hat einen Stammkunden für Strom und kann ein Geschäft aufbauen, das darauf abzielt, den Bedarf nahegelegener Siedlungen an Wärme und Strom zu decken, und in Zukunft die Ausrüstung modernisieren und sich mit der tieferen Verarbeitung von Begleitgas befassen.

Was können Marktteilnehmer tun?

Regierungsbehörden, die durch Ministerien vertreten werden, können traditionell einfache und verwenden effektive Methode Karotte und Peitsche. Und wenn es keinen Spielraum für eine Verschärfung der Strafen gibt, sollten wir die Kontrolle verbessern und nach „Hinterziehern“ suchen. Das Zuckerbrot könnten Subventionen für Gasverarbeiter (insbesondere Start-ups kleiner Unternehmen), die Finanzierung wissenschaftlicher Forschung im Bereich der nutzbringenden Nutzung von APG und ein Moratorium für neue sein globale Veränderungen staatliche Regulierung des Öl- und Gassektors, die produzierende Unternehmen dazu zwingt, „Aufwand zu sparen“ und Investitionsprojekte zu verschieben.

Regionale Behörden können Subventionen auf lokaler Ebene bereitstellen, aber die Hauptsache ist, dass sie zu einem Kern werden können, der Ölarbeiter (auch untereinander), Raffinerien und Forschungsinstitute vereint. Vergessen Sie nicht, dass die lokalen Behörden nicht nur die Umwelt-, Industrie- und Sozialindikatoren der Region verbessern, sondern auch eine Kapitalrendite in Form indirekter Steuern erhalten.

Öffentliche Organisationen sollten ihren Ansatz in der Kommunikation mit Marktteilnehmern von harschen Anschuldigungen hin zu Kooperationsangeboten ändern. Es lohnt sich auch, durch breite Berichterstattung in den Medien und Organisationen auf die Problematik des damit verbundenen Gasabfackelns aufmerksam zu machen besondere Anlässe. Ein gutes Beispiel Eine solche Zusammenarbeit ist die Bewertung der Umweltverantwortung von Öl- und Gasunternehmen. Gesunder Menschenverstand“, das gemeinsam vom WWF Russland und der CREON-Gruppe gehalten wird. Das jährlich durchgeführte Rating vergleicht und zeichnet die größten Bergbauunternehmen in den folgenden Bereichen aus:

Das Ausmaß der Umweltauswirkungen von Unternehmen pro Produktionseinheit,

Der Grad der Offenheit und Zugänglichkeit umweltrelevanter Informationen,

Qualität Umweltrichtlinien und Unternehmensführung, Einhaltung der besten Standards und Praktiken,

Verstöße des Unternehmens gegen Umweltgesetze im Bereich der Projektumsetzung,

Effizienz der Nutzung mineralischer Ressourcen.

Ein weiteres positives Beispiel ist das globale Programm „Complete einstellung of regular flaring of APG by 2030“ (Zero Routine Flaring by 2030 Initiative), das 2015 gemeinsam von UN-Generalsekretär Ban Ki-moon und Weltbankpräsident Jim Yong Kim ins Leben gerufen wurde. Die Programmteilnehmer übernehmen die Verantwortung für den Einsatz der besten Technologien und unternehmen alle Anstrengungen, um APG-Null-Emissionen zu erreichen; im Gegenzug haben sie Zugang zu fortschrittlichen technologischen Praktiken und können auf privilegierte Konditionen von internationalen Bankorganisationen zählen, die Projekte im Zusammenhang mit der Ölförderung finanzieren. Leider hat sich noch kein einziges russisches Bergbauunternehmen dem Programm angeschlossen.

Verarbeiter müssen Drittlieferanten aktiver in die nicht ausgelasteten Kapazitäten von Gasaufbereitungsanlagen einladen, gemeinsam die Versorgungslogistik erarbeiten und vor allem faire Geschäftsbedingungen für ihre Dienstleistungen bieten.

Bergbauunternehmen müssen offener werden. Dabei geht es nicht nur um die Aufnahme eines Umweltteils in die Jahresberichte, sondern auch darum, interessierten Parteien tatsächlich Daten über den Grad der APG-Nutzung in jedem Feld zur Verfügung zu stellen. Jetzt sind solche Informationen ein Geschäftsgeheimnis, aber dank offener Zugang Informationen können kleine und mittlere Unternehmen vielversprechende Möglichkeiten zur sinnvollen Nutzung wertvoller Rohstoffe finden und die Initiative ergreifen, um den Ölarbeitern eine Lösung für das Problem der damit verbundenen Gasnutzung zu bieten.

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass das Problem der rationellen Nutzung von APG für ein einzelnes Unternehmen schwer zu lösen ist. Der Schlüssel zum Erfolg ist die Zusammenarbeit.

Erdölbegleitgas (APG) ist in Öl gelöstes Gas. Erdölbegleitgas entsteht bei der Erdölförderung, ist also faktisch ein Nebenprodukt. Aber APG selbst ist ein wertvoller Rohstoff für die Weiterverarbeitung.

Molekulare Zusammensetzung

Erdölbegleitgas besteht aus leichten Kohlenwasserstoffen. Dabei handelt es sich vor allem um Methan – den Hauptbestandteil von Erdgas – sowie um schwerere Bestandteile: Ethan, Propan, Butan und andere.

Alle diese Komponenten unterscheiden sich in der Anzahl der Kohlenstoffatome im Molekül. Ein Methanmolekül enthält also ein Kohlenstoffatom, Ethan zwei, Propan drei, Butan vier usw.

~ 400.000 Tonnen – die Tragfähigkeit eines Öl-Supertankers.

Entsprechend Weltfonds Tierwelt(WWF) werden in Ölförderregionen jährlich bis zu 400.000 Tonnen feste Schadstoffe in die Atmosphäre emittiert, wovon ein erheblicher Anteil auf APG-Verbrennungsprodukte entfällt.

Die Ängste der Umweltschützer

Erdölbegleitgas muss vom Öl getrennt werden, damit es die erforderlichen Standards erfüllt. APG blieb lange Zeit ein Nebenprodukt der Ölkonzerne, daher wurde das Problem seiner Entsorgung ganz einfach gelöst – durch Verbrennen.

Vor einiger Zeit flog ich mit einem Flugzeug vorbei Westsibirien Man konnte viele brennende Fackeln sehen: Es handelte sich um Begleitgas.

In Russland entstehen durch das Abfackeln von Gas jährlich fast 100 Millionen Tonnen CO 2 .
Auch Rußemissionen stellen eine Gefahr dar: Laut Umweltschützern können winzige Rußpartikel über weite Strecken transportiert werden und sich auf der Oberfläche von Schnee oder Eis ablagern.

Selbst für das Auge nahezu unsichtbare Verunreinigungen durch Schnee und Eis verringern deren Albedo, also das Reflexionsvermögen, erheblich. Dadurch erwärmen sich Schnee und Bodenluft und unser Planet reflektiert weniger Sonnenstrahlung.

Reflexionsvermögen von nicht kontaminiertem Schnee:

Veränderungen zum Besseren

In letzter Zeit beginnt sich die Situation bei der APG-Nutzung zu ändern. Ölunternehmen widmen dem Problem der rationellen Nutzung von Begleitgas immer mehr Aufmerksamkeit. Die Intensivierung dieses Prozesses wird durch den von der Regierung der Russischen Föderation angenommenen Beschluss Nr. 7 vom 8. Januar 2009 erleichtert, der die Anforderung festlegt, den Grad der Begleitgasnutzung auf 95 % zu erhöhen. Geschieht dies nicht, drohen den Ölkonzernen hohe Geldstrafen.

OAO Gazprom hat ein mittelfristiges Investitionsprogramm zur Steigerung der Effizienz der APG-Nutzung für den Zeitraum 2011–2013 vorbereitet. Der Grad der APG-Auslastung in der gesamten Gazprom-Gruppe (einschließlich OJSC Gazprom Neft) betrug im Jahr 2012 durchschnittlich etwa 70 % (im Jahr 2011 – 68,4 %, im Jahr 2010 – 64 %), wobei das Niveau im IV. Quartal 2012 auf den Feldern von OJSC Gazprom lag Die sinnvolle Nutzung von APG beträgt 95 %, und LLC Gazprom Dobycha Orenburg, LLC Gazprom Pererabotka und LLC Gazprom Neft Orenburg nutzen bereits 100 % von APG.

Entsorgungsmöglichkeiten

Existiert große Menge Wege sinnvolles Recycling APG werden in der Praxis jedoch nur in wenigen Fällen eingesetzt.

Die Hauptmethode der APG-Nutzung ist die Aufteilung in Komponenten am meisten stellt trocken gestripptes Gas dar (im Wesentlichen dasselbe Erdgas, d. h. hauptsächlich Methan, das etwas Ethan enthalten kann). Die zweite Gruppe von Komponenten wird als breite Fraktion leichter Kohlenwasserstoffe (NGL) bezeichnet. Es handelt sich um ein Stoffgemisch mit zwei oder mehr Kohlenstoffatomen (C 2 + -Anteil). Diese Mischung ist der Rohstoff für die Petrochemie.

Die Prozesse der Trennung des Erdölbegleitgases finden in Niedertemperaturkondensations- (LTC) und Ni(LTA) statt. Nach der Trennung kann trockenes gestripptes Gas über eine herkömmliche Gasleitung transportiert und Erdgasflüssigkeiten zugeführt werden weitere Bearbeitung zur Herstellung petrochemischer Produkte.

Nach Angaben des Ministeriums natürliche Ressourcen und Ökologie verbrauchten die größten Ölunternehmen im Jahr 2010 74,5 % des gesamten geförderten Gases und fackelten 23,4 % ab.

Anlagen zur Verarbeitung von Gas, Öl und Gaskondensat zu petrochemischen Produkten sind High-Tech-Komplexe, die die chemische Produktion mit der Ölraffinerieproduktion verbinden. Die Verarbeitung von Kohlenwasserstoffrohstoffen erfolgt in den Anlagen der Gazprom-Tochtergesellschaften: in den Gasaufbereitungsanlagen Astrachan, Orenburg, Sosnogorsk, im Heliumwerk Orenburg, in der Kondensatstabilisierungsanlage Surgut und in der Kondensataufbereitungsanlage Urengoi für den Transport.

Es ist auch möglich, Erdölbegleitgas in Kraftwerken zur Stromerzeugung zu nutzen – so können Ölunternehmen das Problem der Energieversorgung der Felder lösen, ohne auf Stromeinkauf zurückgreifen zu müssen.

Darüber hinaus wird APG zurück in die Lagerstätte injiziert, wodurch die Ölförderung aus der Lagerstätte erhöht werden kann. Diese Methode wird als zyklisches Verfahren bezeichnet.

Die Basis von Erdölbegleitgas ist eine Mischung leichter Kohlenwasserstoffe, darunter Methan, Ethan, Propan, Butan, Isobutan und andere Kohlenwasserstoffe, die unter Druck in Öl gelöst werden (Abbildung 1). APG wird freigesetzt, wenn der Druck während der Ölförderung oder während des Trennprozesses abnimmt, ähnlich dem Prozess, bei dem Kohlendioxid freigesetzt wird, wenn man eine Flasche Champagner öffnet. Wie der Name schon sagt, wird Erdölbegleitgas gleichzeitig mit Erdöl produziert und ist tatsächlich ein Nebenprodukt der Erdölförderung. Die Menge und Zusammensetzung von APG hängt vom Produktionsgebiet und den spezifischen Eigenschaften der Lagerstätte ab. Bei der Förderung und Trennung einer Tonne Öl können 25 bis 800 m3 Begleitgas gewonnen werden.

Die Verbrennung von Erdölbegleitgas in Feldfackeln ist die am wenigsten rationale Art der Nutzung. Bei diesem Ansatz wird APG im Wesentlichen zu einem Abfallprodukt aus dem Ölproduktionsprozess. Die Verbrennung kann unter bestimmten Voraussetzungen gerechtfertigt sein, ist jedoch, wie die weltweite Erfahrung zeigt, wirksam öffentliche Ordnung ermöglicht es, einen APG-Verbrennungsgrad von mehreren Prozent des Gesamtvolumens seiner Produktion im Land zu erreichen.

Derzeit gibt es neben dem Abfackeln zwei gängige Möglichkeiten zur Nutzung von Erdölbegleitgas. Erstens handelt es sich hierbei um die Injektion von APG in ölführende Formationen, um die Ölgewinnung zu verbessern oder es möglicherweise als Ressource für die Zukunft zu erhalten. Die zweite Möglichkeit besteht darin, Begleitgas als Brennstoff für die Stromerzeugung (Schema 1) und den Bedarf des Unternehmens an Ölförderstandorten sowie für die Stromerzeugung und deren Übertragung in das allgemeine Stromnetz zu nutzen.

Gleichzeitig ist die Möglichkeit, APG zur Stromerzeugung zu nutzen, auch eine Methode zur Verbrennung, allerdings etwas rationeller, da dadurch eine positive Wirkung erzielt und die Auswirkungen auf die Umwelt etwas reduziert werden können. Im Gegensatz zu Erdgas, dessen Methangehalt im Bereich von 92–98 % liegt, enthält Erdölbegleitgas weniger Methan, weist jedoch häufig einen erheblichen Anteil anderer Kohlenwasserstoffbestandteile auf, die mehr als die Hälfte des Gesamtvolumens ausmachen können. APG kann auch Nicht-Kohlenwasserstoffbestandteile enthalten – Kohlendioxid, Stickstoff, Schwefelwasserstoff und andere. Daher ist Erdölbegleitgas allein kein ausreichend wirksamer Kraftstoff.

Die rationellste Variante ist die Verarbeitung von APG – seine Verwendung als Rohstoff für Gas und Petrochemie –, die die Gewinnung wertvoller Produkte ermöglicht. Durch mehrere Verarbeitungsstufen des Erdölbegleitgases ist es möglich, Materialien wie Polyethylen, Polypropylen, Synthesekautschuk, Polystyrol, Polyvinylchlorid und andere zu gewinnen. Diese Materialien wiederum dienen als Grundlage für eine Vielzahl von Produkten, die nicht mehr wegzudenken sind modernes Leben Menschen und Wirtschaft, darunter: Schuhe, Kleidung, Behälter und Verpackungen, Geschirr, Geräte, Fenster, Gummiprodukte aller Art, Kultur- und Haushaltswaren, Rohre und Rohrleitungsteile, Materialien für Medizin und Wissenschaft usw. Es ist zu beachten, dass die APG-Verarbeitung auch die Isolierung von trocken gestripptem Gas ermöglicht, einem Analogon von Erdgas, das als effizienterer Brennstoff als APG verwendet werden kann.

Ein Merkmal ist der Anteil des geförderten Begleitgases, der für die Gas- und Petrochemie verwendet wird innovative EntwicklungÖl- und Gasindustrie sowie der petrochemischen Industrie, wie effektiv die Kohlenwasserstoffressourcen in der Wirtschaft des Landes genutzt werden. Eine rationelle Nutzung von APG erfordert die Verfügbarkeit einer geeigneten Infrastruktur, wirksame staatliche Regulierung, ein Bewertungssystem, Sanktionen und Anreize für Marktteilnehmer. Daher kann auch der Anteil an APG, der für Gas und Petrochemie verwendet wird, das Niveau charakterisieren wirtschaftliche Entwicklung Länder.

Zu den wichtigen Richtungen für die Entwicklung der Öl- und Gasindustrie sowie der petrochemischen Industrie gehören die Erreichung einer 95-98-prozentigen Nutzung des im ganzen Land geförderten Erdölbegleitgases und ein hoher Grad seiner Verarbeitung zur Herstellung wertvoller Produkte, einschließlich Gas und Petrochemikalien in der Welt. Dieser Trend ist typisch für Industrieländer, reich an Kohlenwasserstoffen, wie Norwegen, die USA und Kanada. Es ist auch typisch für eine Reihe von Ländern mit Transformationsökonomien, beispielsweise Kasachstan, sowie Entwicklungsländer, zum Beispiel Nigeria. Es ist darauf hinzuweisen, dass Saudi-Arabien- der Marktführer der weltweiten Ölproduktion - wird zu einem der Marktführer der weltweiten Gas- und Petrochemieindustrie.

Derzeit nimmt Russland hinsichtlich der APG-Verbrennungsmengen einen „ehrenvollen“ ersten Platz weltweit ein. Im Jahr 2013 lag dieser Wert nach offiziellen Angaben bei etwa 15,7 Milliarden m3. Gleichzeitig kann nach inoffiziellen Angaben das Volumen der damit verbundenen Erdölgasabfackelung in unserem Land deutlich höher sein – mindestens 35 Milliarden m3. Gleichzeitig liegt Russland selbst auf der Grundlage offizieller Statistiken in Bezug auf das Abfackelvolumen von APG deutlich vor anderen Ländern. Offiziellen Daten zufolge lag der Anteil der APG-Nutzung durch andere Methoden als das Abfackeln in unserem Land im Jahr 2013 bei durchschnittlich 76,2 %. Davon wurden 44,5 % in Gasaufbereitungsanlagen verarbeitet.

In den letzten Jahren wurden von der Führung unseres Landes Forderungen laut, den Grad der APG-Verbrennung zu reduzieren und den Anteil seiner Verarbeitung als wertvoller Kohlenwasserstoff-Rohstoff zu erhöhen. Derzeit gilt das russische Regierungsdekret Nr. 1148 vom 8. November 2012, wonach Ölförderunternehmen hohe Geldstrafen für übermäßige Verbrennung zahlen müssen – über der 5-Prozent-Grenze.

Es ist wichtig zu beachten, dass die Genauigkeit offizieller Statistiken zu Recyclingquoten ernsthaft fraglich ist. Experten zufolge wird ein deutlich geringerer Anteil des extrahierten APG verarbeitet – etwa 30 %. Und nicht alles davon wird zur Herstellung von Gas und petrochemischen Produkten verwendet, sondern ein erheblicher Teil wird zur Stromerzeugung verarbeitet. Somit darf der tatsächliche Anteil der effektiven Nutzung von APG – als Rohstoff für Gas und Petrochemie – nicht mehr als 20 % der gesamten produzierten APG-Menge betragen.

Selbst auf der Grundlage offizieller Daten, wenn man nur die Volumina der APG-Abfackelung berücksichtigt, kann man daher zu dem Schluss kommen, dass jährlich mehr als 12 Millionen Tonnen wertvoller petrochemischer Rohstoffe verloren gehen, die durch die Verarbeitung von Erdölbegleitgas gewonnen werden könnten. Aus diesen Rohstoffen könnten wichtige Produkte und Güter für die heimische Wirtschaft hergestellt werden; sie könnten die Grundlage für die Entwicklung neuer Industrien und die Schaffung neuer Arbeitsplätze werden, auch um importierte Produkte zu ersetzen. Nach Angaben der Weltbank könnten sich die zusätzlichen Einnahmen der russischen Wirtschaft durch die qualifizierte Verarbeitung von APG auf mehr als 7 Milliarden US-Dollar pro Jahr belaufen, und nach Angaben des Ministeriums für natürliche Ressourcen und Umwelt verliert unsere Wirtschaft jedes Jahr 13 Milliarden US-Dollar.

Berücksichtigt man gleichzeitig die Mengen der damit verbundenen Gasabfackelung auf Ölfeldern für den Eigenbedarf und die Stromerzeugung, kann die Möglichkeit der Rohstoffgewinnung und damit der Zusatznutzen für die Wirtschaft unseres Landes doppelt so hoch sein .

Die Gründe für den irrationalen Einsatz von Begleitgas in unserem Land hängen mit einer Reihe von Faktoren zusammen. Ölförderstandorte liegen oft weit entfernt von der Infrastruktur für die Sammlung, den Transport und die Verarbeitung von Ölgas. Beschränkter Zugang zum Hauptgasleitungssystem. Der Mangel an lokalen Verbrauchern von APG-Verarbeitungsprodukten, der Mangel an kostengünstigen Lösungen für eine rationelle Nutzung – all dies führt dazu, dass die einfachste Lösung für Ölförderunternehmen oft das Abfackeln von Begleitgas auf den Feldern ist: in Fackeln oder in Fackeln Strom und den Eigenbedarf erzeugen. Es ist anzumerken, dass die Voraussetzungen für die irrationale Nutzung von Erdölbegleitgas bereits in der Anfangsphase der Entwicklung der Ölindustrie, also noch in der Sowjetzeit, geschaffen wurden.

Derzeit wird der Bewertung der wirtschaftlichen Verluste des Staates durch die irrationale Nutzung – das Abfackeln von Erdölbegleitgas in den Feldern – nicht genügend Aufmerksamkeit geschenkt. Das Abfackeln von APG verursacht jedoch nicht nur erhebliche Schäden für die Wirtschaft der Ölförderländer, sondern auch für die Umwelt. Umweltschäden sind meist kumulativ und führen zu langfristigen und oft irreversiblen Folgen. Damit die Einschätzung von Umweltschäden und wirtschaftlichen Verlusten nicht durchschnittlich und einseitig erfolgt und die Motivation zur Lösung des Problems sinnvoll ist, ist es notwendig, die Größe unseres Landes und die Interessen aller Parteien zu berücksichtigen.

Erdölbegleitgas hatte lange Zeit keinen Wert. Es galt als schädliche Verunreinigung bei der Ölförderung und wurde direkt verbrannt, wenn Gas aus einer ölführenden Quelle austrat. Aber die Zeit verging. Es sind neue Technologien entstanden, die es uns ermöglicht haben, APG und seine Eigenschaften aus einer anderen Perspektive zu betrachten.

Verbindung

Erdölbegleitgas befindet sich in der „Kappe“ der ölführenden Formation – dem Raum zwischen dem Boden und den Ablagerungen fossiles Öl. Außerdem liegt ein Teil davon in gelöstem Zustand im Öl selbst vor. Im Wesentlichen handelt es sich bei APG um dasselbe Erdgas, dessen Zusammensetzung unterschiedlich ist Große anzahl Verunreinigungen.

Erdölbegleitgas zeichnet sich durch eine große Vielfalt unterschiedlicher Kohlenwasserstoffarten aus. Dies sind hauptsächlich Ethan, Propan, Methan, Butan. Es enthält auch schwerere Kohlenwasserstoffe: Pentan und Hexan. Darüber hinaus enthält Erdölgas eine gewisse Menge an nicht brennbaren Bestandteilen: Helium, Schwefelwasserstoff, Kohlendioxid, Stickstoff und Argon.

Es ist erwähnenswert, dass die Zusammensetzung des Erdölbegleitgases äußerst instabil ist. Die gleiche APG-Lagerstätte kann den Anteil bestimmter Elemente im Laufe mehrerer Jahre merklich verändern. Dies gilt insbesondere für Methan und Ethan. Dennoch ist Ölgas sehr energieintensiv. Ein Kubikmeter APG ist je nach Art der in seiner Zusammensetzung enthaltenen Kohlenwasserstoffe in der Lage, zwischen 9.000 und 15.000 kcal Energie freizusetzen, was es für den Einsatz in verschiedenen Gartenscheren vielversprechend macht.

Die Spitzenreiter in der Erdölbegleitgasförderung sind Iran, Irak, Saudi-Arabien, Die Russische Föderation und andere Länder, in denen die wichtigsten Ölreserven konzentriert sind. Auf Russland entfallen jährlich rund 50 Milliarden Kubikmeter Erdölbegleitgas. Die Hälfte dieser Menge fließt in den Bedarf der Produktionsbereiche, 25 % in die Weiterverarbeitung und der Rest wird verbrannt.

Reinigung

Erdölbegleitgas wird nicht in seiner ursprünglichen Form genutzt. Die Verwendung ist erst nach Vorreinigung möglich. Dazu werden Kohlenwasserstoffschichten unterschiedlicher Dichte in einer speziell dafür konzipierten Anlage – einem mehrstufigen Druckabscheider – voneinander getrennt.

Jeder weiß, dass das Wasser in den Bergen bei einer niedrigeren Temperatur kocht. Je nach Höhenlage kann der Siedepunkt auf bis zu 95 °C sinken. Dies geschieht aufgrund des Unterschieds Luftdruck. Dieses Prinzip wird beim Betrieb mehrstufiger Separatoren genutzt.

Der Abscheider liefert zunächst einen Druck von 30 Atmosphären und reduziert nach einer gewissen Zeit seinen Wert schrittweise in Schritten von 2 bis 4 Atmosphären. Dadurch wird eine gleichmäßige Abtrennung der Kohlenwasserstoffe gewährleistet unterschiedliche Temperaturen kochend voneinander. Anschließend werden die resultierenden Komponenten direkt der nächsten Reinigungsstufe zu Ölraffinierungsanlagen zugeführt.

Anwendung von Erdölbegleitgas

Mittlerweile ist es in einigen Produktionsbereichen aktiv gefragt. Das ist zunächst einmal - chemische Industrie. APG dient ihr als Werkstoff zur Herstellung von Kunststoffen und Gummi.

Auch die Energiewirtschaft hat eine Vorliebe für das Nebenprodukt der Ölförderung. APG ist der Rohstoff, aus dem die folgenden Typen Kraftstoff:

• Trocken gestripptes Gas.
• Großer Anteil an leichten Kohlenwasserstoffen.
• Kraftstoff für Gasmotoren.
• Flüssiggas.
• Stabiles Gasbenzin.
• Trennen Sie Fraktionen basierend auf Kohlenstoff und Wasserstoff: Ethan, Propan, Butan und andere Gase.

Der Verbrauch von Erdölbegleitgas wäre sogar noch höher, wenn es beim Transport nicht eine Reihe von Schwierigkeiten gäbe:

• Die Notwendigkeit, mechanische Verunreinigungen aus der Gaszusammensetzung zu entfernen. Beim Ausströmen von APG aus einem Bohrloch gelangen winzige Bodenpartikel in das Gas, was dessen Transporteigenschaften deutlich beeinträchtigt.
• Erdölbegleitgas muss einem Erdölbehandlungsverfahren unterzogen werden. Andernfalls fällt der verflüssigte Anteil während des Transports in der Gasleitung aus.
• Die Zusammensetzung des Erdölbegleitgases muss von Schwefel gereinigt werden. Ein erhöhter Schwefelgehalt ist einer der Hauptgründe für die Bildung von Korrosionsflecken in der Rohrleitung.
• Entfernung von Stickstoff und Kohlendioxid zur Erhöhung des Heizwerts des Gases.

Aus den oben genannten Gründen lange Zeit Erdölbegleitgas wurde nicht genutzt, sondern direkt in der Nähe der Quelle verbrannt, in der sich das Öl befand. Besonders schön war es, dies beim Flug über Sibirien zu beobachten, wo ständig Fackeln zu sehen waren, aus denen schwarze Rauchwolken aufstiegen. Dies dauerte so lange, bis Umweltschützer eingriffen und erkannten, welch irreparablen Schaden der Natur auf diese Weise zugefügt wurde.

Folgen des Brennens

Die Gasverbrennung geht mit einer aktiven thermischen Wirkung auf die Umwelt einher. Im Umkreis von 50-100 Metern um den unmittelbaren Brandort kommt es zu einer merklichen Abnahme des Vegetationsvolumens, in einer Entfernung von bis zu 10 Metern herrscht völliges Fehlen von Vegetation. Dies ist vor allem auf das Verbrennen von Bodennährstoffen zurückzuführen, auf die verschiedene Baum- und Kräuterarten so sehr angewiesen sind.

Eine brennende Fackel dient als Quelle für Kohlenmonoxid, das auch für die Zerstörung der Ozonschicht der Erde verantwortlich ist. Darüber hinaus enthält das Gas Schwefeldioxid und Stickoxide. Diese Elemente gehören zur Gruppe der giftigen Stoffe für lebende Organismen.

Daher besteht für Menschen, die in Gebieten mit aktiver Ölproduktion leben, ein erhöhtes Risiko, verschiedene Arten von Pathologien zu entwickeln: Onkologie, Unfruchtbarkeit, geschwächte Immunität usw.

Aus diesem Grund entstand Ende der 2000er Jahre die Frage der APG-Nutzung, auf die wir im Folgenden eingehen werden.

Methoden zur Nutzung von Erdölbegleitgas

An dieser Moment Es gibt viele Möglichkeiten, Ölabfälle schadlos zu entfernen Umfeld. Die häufigsten sind:

• Direkt an die Ölraffinerie geschickt. Es ist das Meiste optimale Lösung, sowohl aus finanzieller als auch aus ökologischer Sicht. Vorausgesetzt jedoch, dass bereits eine ausgebaute Gaspipeline-Infrastruktur vorhanden ist. Andernfalls ist ein erheblicher Kapitaleinsatz erforderlich, der nur bei großen Einlagen gerechtfertigt ist.
• Recycling durch Verwendung von APG als Brennstoff. Erdölbegleitgas wird an Kraftwerke geliefert, in denen Gasturbinen zur Produktion eingesetzt werden elektrische Energie. Der Nachteil dieser Methode ist die Notwendigkeit, Geräte zur Vorreinigung zu installieren und zum Bestimmungsort zu transportieren.
• Injektion von verbrauchtem APG in das darunter liegende Ölreservoir, wodurch der Ölgewinnungsfaktor des Bohrlochs erhöht wird. Dies geschieht aufgrund der Zunahme unter der Bodenschicht. Diese Option zeichnet sich durch einfache Implementierung und relativ geringe Kosten der verwendeten Ausrüstung aus. Hier gibt es nur einen Nachteil – die fehlende tatsächliche Nutzung von APG. Es gibt nur eine Verzögerung, aber das Problem bleibt ungelöst.