Erdölbegleitgas. Was ist Erdölbegleitgas?

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.

Nach Angaben des 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. Lange Zeit APG blieb für Ölunternehmen ein Nebenprodukt, daher wurde das Problem seiner Entsorgung ganz einfach gelöst – es wurde verbrannt.

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 .
Eine Gefahr stellen auch Rußemissionen 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 Aktivierung dieses Prozesses wird durch die Entscheidung der Regierung erleichtert Russische Föderation Beschluss Nr. 7 vom 8. Januar 2009, der die Anforderung festlegt, den Grad der Begleitgasnutzung auf 95 % zu bringen. 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 vierte Quartal 2012 auf dem Niveau der Lagerstätten von OJSC Gazprom lag wohltuender Nutzen APG macht 95 % aus, und Gazprom Dobycha Orenburg LLC, Gazprom Pererabotka LLC und Gazprom Neft Orenburg LLC verwenden bereits 100 % APG.

Entsorgungsmöglichkeiten

Existiert große Menge Wege sinnvolle Entsorgung APG werden in der Praxis jedoch nur in wenigen Fällen eingesetzt.

Die Hauptmethode der APG-Nutzung ist die Aufteilung in Komponenten am meisten stellt trockenes gestripptes Gas dar (im Wesentlichen das Gleiche). Erdgas, das heißt 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.

Aktiv

STAATLICHES KOMITEE DER RUSSISCHEN FÖDERATION
UMWELTSCHUTZ

METHODIK
Emissionsberechnung Schadstoffe in der Atmosphäre
beim Verbrennen von Erdölbegleitgas in Fackeln

Datum der Einführung: 01.01.1998

ENTWICKELT vom Forschungsinstitut für Luftschutz

GENEHMIGT im Auftrag des Staatlichen Komitees der Russischen Föderation für Umweltschutz (vom 8. April 1998 N 199)

In Kraft getreten am 01.01.98 für einen Zeitraum von fünf Jahren zur praktischen Anwendung bei der Erfassung und Bewertung von Schadstoffemissionen in die Atmosphäre

1. Einleitung

1.1. Dieses Dokument:

(1) in Übereinstimmung mit dem Gesetz der Russischen Föderation „Über den Umweltschutz“ entwickelt, um Daten über Schadstoffemissionen bei der Verbrennung von Erdölbegleitgas in Fackeln zu erhalten;

(2) legt eine Methode zur Berechnung der Parameter der Schadstoffemissionen aus Fackeln verschiedener Art fest;

(3) gilt für Fackeln, die gemäß den geltenden Konstruktionsnormen betrieben werden.

1.2. Dokumententwickler: Ph.D. Physik und Mathematik Wissenschaften Milyaev V.B., Ph.D. geogr. Wissenschaften Burenin N.S., Ph.D. Physik und Mathematik Wissenschaften Eliseev V.S., Ph.D. Physik und Mathematik Wissenschaft Ziv A.D., Ph.D. Technik. Wissenschaften Gizitdinova M.R., Ph.D. Technik. Science Turbine A.S.

2. Links zu regulatorischen Dokumenten

2.1. Regeln für die Konstruktion und den sicheren Betrieb von Fackelsystemen, genehmigt vom Gosgortekhnadzor Russlands vom 21. April 1992 *1).
______________
* Auf dem Territorium der Russischen Föderation gelten die „Regeln für den sicheren Betrieb von Fackelanlagen“, genehmigt. Beschluss der Föderalen Bergbau- und Industrieaufsicht Russlands vom 10. Juni 2003 N 83. - Beachten Sie „CODE“.

2.3. OND-86. Methodik zur Berechnung der Konzentrationen von Schadstoffen in der atmosphärischen Luft, die in Emissionen von Unternehmen enthalten sind.

3. Grundlegende Konzepte und Definitionen

3.1. Eine Fackelanlage ist ein Gerät zum Verbrennen von Erdölbegleitgas (APG) in der Atmosphäre, das für den Einsatz in der Volkswirtschaft ungeeignet ist; ist eine einzige Quelle der Luftverschmutzung.

3.1.1. Bei einer hochgelegenen Fackelanlage handelt es sich um eine Anlage, bei der der Verbrennungszone APG über einen vertikalen Fackelschacht (Rohr) mit einer Höhe von 4 m oder mehr unter Druck zugeführt wird.

3.1.2. Horizontale Fackelanlage – eine offene Scheune mit zugehörigem Erdölgas, das der Verbrennungszone über einen horizontalen Fackelkanal (Rohr) unter Druck zugeführt wird; Die Konstruktion der Scheune sorgt dafür, dass die brennende Fackel in einem Winkel von 45° in die Atmosphäre austritt.

3.2. Begleitende Erdölgasverbrennungsprodukte, die die Fackel verlassen, sowie unverbrannte Bestandteile sind eine potenzielle Verschmutzungsquelle umgebende Atmosphäre Schadstoffe.

Die qualitativen und quantitativen Eigenschaften der Schadstoffemissionen werden durch die Art und Parameter der Fackelanlage sowie die Zusammensetzung des verbrannten APG bestimmt.

3.3. Die Konstruktionen von hochgelegenen und horizontalen Fackelanlagen gewährleisten eine rußfreie Verbrennung des Erdölbegleitgases unter Einhaltung der Anforderungen der genehmigten „Regeln für die Gestaltung und den sicheren Betrieb von Fackelanlagen“. Gosgortechnadzor der Russischen Föderation vom 21. April 1992 gibt Folgendes an: Die Strömungsgeschwindigkeit des verbrannten Gases muss das 0,2-fache der Sim Gas überschreiten.

3.4. Um die maximalen bodennahen Konzentrationen von Schadstoffen in der Atmosphäre zu ermitteln, deren Quelle Fackeln sind, umfasst diese Methode die Berechnung der folgenden Parameter:

- Emissionsvermögen von Schadstoffen;

- Verbrauch des in die Atmosphäre abgegebenen Gasgemisches;

- Höhe der Emissionsquelle über dem Boden;

- durchschnittliche Eintrittsgeschwindigkeit des Gasgemisches in die Atmosphäre;

- Temperatur des in die Atmosphäre freigesetzten Gasgemisches.

4. Ausgangsdaten

4.1. Merkmale des Flare-Designs

- Durchmesser der Auslassdüse, m;

- Fackelkaminhöhe (für Hochhausfackelinstallationen), m;

- Abstand von der Austrittsdüse bis zum Boden (für horizontale Fackelinstallationen), m;

(>0 für oberirdisch verlegte Rohre und<0 в противном случае);

- Abstand vom Auslassstutzen zur gegenüberliegenden Stallwand (bei horizontaler Fackelinstallation), m.

4.2. Gemessene Eigenschaften

4.2.1. Volumenstrom (m/s) von APG-Fackel;

4.2.2. APG-Ausströmgeschwindigkeit U, m/s.

4.2.3. Zusammensetzung des verbrannten APG (% Vol):

- Methan;

- Ethan;

- Propan;

- Butan;

- Pentan;

- Hexan;

- Heptan;

- Stickstoff;

- Kohlendioxid ;

- Schwefelwasserstoff (und/oder Mercaptane).

5. Bewertung der Fackelleistung

5.1. Der Volumenstrom (m/s) und die Ausströmgeschwindigkeit U (m/s) des in einer Fackelanlage abgefackelten Erdölbegleitgases werden experimentell gemessen oder, sofern keine direkten Messungen vorliegen, nach folgender Formel berechnet:

wobei U die Geschwindigkeit des APG-Stroms aus der Auslassdüse der Fackeleinheit ist, m/s (gemäß Messergebnissen);

- Durchmesser der Auslassdüse, m (gemäß den Konstruktionsdaten der Fackelinstallation).

In Ermangelung direkter Messungen wird die Ausströmgeschwindigkeit U gemäß den „Regeln für die Bemessung und den sicheren Betrieb von Fackelanlagen“ 1992 gleich angenommen

mit ständigen Resets:

für periodische und Notentladungen:

Wo ist die Sin PNG, berechnet gemäß Anhang D?

5.2. Der Massendurchsatz (kg/h) des an der Fackelanlage abgegebenen Gases wird nach folgender Formel berechnet:

Dabei ist die Dichte von APG, kg/m, (experimentell gemessen oder anhand von Volumenanteilen (% Vol) und Dichten (kg/m) der Komponenten berechnet – siehe Anhang A).

5.3. Volumenstrom der Verbrennungsprodukte, die die Fackelanlage verlassen, (m/s):

Wo ist der Volumenstrom (m/s) des abgefackelten APG, berechnet nach Formel (5.1.1);

- Volumen der Verbrennungsprodukte (m/m), berechnet nach Formel 3 in Anhang B;

- Verbrennungstemperatur, berechnet gemäß Abschnitt 8.3.

6. Berechnung der Stärke der Schadstoffemissionen in die Atmosphäre

6.1. Berechnung der physikalischen und chemischen Eigenschaften von abgefackeltem Erdölbegleitgas

6.1.1. Berechnung der Dichte, kg/m (Formel 1 von Anhang A).

6.1.2. Berechnung der bedingten Molekularmasse, kg/mol (Formel 2 von Anhang A).

6.1.3. Berechnung des Massengehalts an chemischen Elementen (Gew.%) in APG (Formeln 3 und 4 von Anhang A).

6.1.4. Berechnung der Anzahl der Atome von Elementen in der bedingten Summenformel von APG (Formeln 5 und 6 von Anhang A).

6.2. Berechnung der physikalischen und chemischen Eigenschaften feuchter Luft

Bei gegebenen Wetterbedingungen:

- Temperatur t, °C;

- Druck P, mmHg;

- relative Luftfeuchtigkeit (in Bruchteilen oder %).

6.2.1. Bestimmung des Massenfeuchtegehalts d (kg/kg) feuchter Luft nach dem Nomogramm (Anhang B1).

6.2.2. Berechnung der Massenanteile von Komponenten in feuchter Luft (Formeln 2 und 3 von Anhang B).

6.2.3. Berechnung der Anzahl der Atome chemischer Elemente in der konventionellen Summenformel feuchter Luft (Tabelle 3 in Anhang B).

6.2.4. Berechnung der Dichte feuchter Luft kg/m (Formel 5 von Anhang B).

6.3. Berechnung der stöchiometrischen Verbrennungsreaktion von Erdölbegleitgas in einer Atmosphäre feuchter Luft

6.3.1. Berechnung des molaren stöchiometrischen Koeffizienten M (Formel 2 von Anhang B).

6.3.2. Bestimmung der theoretischen Menge an feuchter Luft (m/m), die für die vollständige Verbrennung von 1 m APG erforderlich ist (Absatz 3 von Anhang B).

6.3.3. Berechnung der Menge an Verbrennungsprodukten (m/m), die bei der stöchiometrischen Verbrennung von 1 m3 APG in einer feuchten Luftatmosphäre entstehen (Formel 3 in Anhang B).

6.4. Überprüfung der Einhaltung der Bedingungen für eine rußfreie Verbrennung von Erdölbegleitgas an einer Fackelanlage

6.4.1. Berechnung der Sim verbrannten Gasgemisch (m/s) (Formel 1 von Anhang D oder Diagramme 1-4 von Anhang D).

6.4.2. Überprüfung der Erfüllung der rußfreien Verbrennungsbedingung:

6.5. Bestimmung der spezifischen Schadstoffemissionen pro Masseneinheit abgefackelten Erdölbegleitgases (kg/kg)

6.5.1. Um die Emissionsrate von Kohlenmonoxid, Stickoxiden (bezogen auf Stickstoffdioxid) sowie Ruß bei Nichteinhaltung der rußfreien Verbrennungsbedingung abzuschätzen, werden experimentelle Werte der spezifischen Emissionen pro Masseneinheit des verbrannten Gases ermittelt werden verwendet, dargestellt in der folgenden Tabelle:

Tabelle 6.1


Spezifische Emissionen (kg/kg)	Rußfreie Verbrennung	Verbrennung mit Rußfreisetzung



Benz(a)pyren

Bei der Verbrennung von schwefelhaltigem Erdölbegleitgas wird die spezifische Emission von Schwefeldioxid nach folgender Formel berechnet:

Dabei ist das Molekulargewicht, die konventionelle Molekularmasse des Kraftstoffs und s die Anzahl der Schwefelatome in der konventionellen Summenformel des Erdölbegleitgases (siehe Anhänge A, A1).

Wenn es notwendig ist, Emissionen zu bestimmen, sollte man sich an den Formeln im Anhang E orientieren.

Bei der Verbrennung von Erdölbegleitgas gelangen durch Unterverbrennung des Gases auch Schadstoffe in die Atmosphäre. Der Unterverbrennungskoeffizient wird entweder experimentell für Fackeleinheiten bestimmter Bauart ermittelt oder bei rußfreier Verbrennung auf 0,0006 und andernfalls auf 0,035 festgelegt.

Die spezifischen Emissionen von Kohlenwasserstoffen (bezogen auf Methan) sowie im Gas enthaltenen Schwefelverbindungen wie Schwefelwasserstoff und Mercaptanen werden durch die allgemeine Formel bestimmt:

(Spezifische Emission) = 0,01* (Unterverbrennungskoeffizient)* (Massenanteil in %) (6,3)

7. Berechnung der maximalen und Bruttoemissionen von Schadstoffen

7.1. Berechnung der maximalen Schadstoffemissionen in (g/s):

wo ist die spezifische Emission des i-ten Schadstoffs pro Masseneinheit des verbrannten Gases (kg/kg) (Anhang D);

- Massendurchsatz des an der Fackeleinheit abgegebenen Gases (kg/Stunde) (siehe Formel 5.2).

7.2. Berechnung der Bruttoemissionen von Schadstoffen pro Jahr (t/Jahr):

wobei die Bezeichnungen die gleichen sind wie in Abschnitt 7.1 und t die Betriebsdauer der Fackelanlage während des Jahres in Stunden ist.

8. Berechnung der Fackelparameter als potenzielle Quelle der Luftverschmutzung

8.1. Berechnung der Höhe der Schadstoffemissionsquelle in die Atmosphäre über dem Boden, N(m)

8.1.1. Für Hochhaus-Fackelinstallationen:

wobei (m) die Höhe des Fackelkamins ist (festgelegt gemäß den Entwurfsdaten der Hochhaus-Fackelanlage);

(m) – Flammenlänge (berechnet mit Formel (1) in Anhang G oder bestimmt mit Nomogrammen in Anhang G.

8.1.2. Für horizontale Fackeln:

wobei (m) der Abstand vom Rohrstutzen zur gegenüberliegenden Stallwand ist;

(m) – der Abstand der Auslassdüse vom Boden (mit einem Pluszeichen, wenn sich das Rohr über dem Boden befindet, andernfalls mit einem Minuszeichen);

0,707 - Koeffizient unter Berücksichtigung des Ablenkwinkels des Brenners um die Vertikale.

8.1.3. Die Flammenlänge wird gemäß Anhang G berechnet.

8.2. Berechnung der Durchflussrate und der durchschnittlichen Freisetzungsrate des Gasgemisches (Verbrennungsprodukte) in die Atmosphäre

8.2.1. Der Volumenstrom der Verbrennungsprodukte, die die Fackelanlage verlassen (m/s), wird anhand der Formel (5.3) berechnet.

8.2.2. Die durchschnittliche Freisetzungsrate von Verbrennungsprodukten von Erdölbegleitgas in die Atmosphäre wird nach folgender Formel berechnet:

wobei (m) der Durchmesser des Brenners ist.

berechnet nach der Formel:

wo ist die Länge des Brenners (Anhang G).

8.3. Berechnung der Temperatur des in die Atmosphäre abgegebenen Gasgemisches

8.3.1. Berechnung der spezifischen Emissionen und pro Masseneinheit verbrannten APG (kg/kg) (Anhang E).

8.3.2. Berechnung des unteren Heizwerts des verbrannten Gases (kcal/m) (Anhang 3).

8.3.3. Berechnung des Energieverlustanteils durch Fahnenstrahlung:

wo ist das bedingte Molekulargewicht von APG (Anhang A).

8.3.4. Berechnung der Wärmemenge in den Verbrennungsprodukten von Erdölbegleitgas für drei Verbrennungstemperaturen (z. B. ; ; ) (kcal):

wobei (kg) die Masse der i-ten Komponente der Verbrennungsprodukte von 1 m APG ist (Anhang E).

- durchschnittliche isobare Massenwärmekapazitäten der Verbrennungsprodukte (Tabelle 3 in Anhang B1).

8.3.5. Erstellen eines Diagramms.

8.3.6. Bestimmung des Wertes von T gemäß der Grafik, basierend auf der Bedingung:

8.3.7. Bestimmung der Temperatur des in die Atmosphäre abgegebenen Gasgemisches:

Anhang A. Berechnung der physikalischen und chemischen Eigenschaften von Erdölbegleitgas

Anhang A

Berechnung der physikalischen und chemischen Eigenschaften von Erdölbegleitgas (Abschnitt 6.1)

1. Berechnung der Dichte (kg/m) von APG anhand der Volumenanteile (% Vol.) (Absatz 6.1.1) und der Dichte (kg/m) (Tabelle 3 von Anhang A1) der Komponenten:

2. Berechnung des bedingten Molekulargewichts von APG, kg/mol (Abschnitt 6.1.2):

wobei das Molekulargewicht der i-ten APG-Komponente ist (Tabelle 2 von Anhang A1).

3. Berechnung des Massengehalts chemischer Elemente im Begleitgas (Abschnitt 6.1.3):

Der Massengehalt des j-ten chemischen Elements in APG (Gew. %) wird nach folgender Formel berechnet:

wobei der Gehalt (Gew. %) des chemischen Elements j in der i-ten APG-Komponente ist (Tabelle 4 von Anhang A1);

- Massenanteil der i-ten Komponente in APG; berechnet nach der Formel:

Hinweis: Wenn die Kohlenwasserstoffemissionen in Bezug auf Methan bestimmt werden, wird auch der Massenanteil der in Methan umgewandelten Kohlenwasserstoffe berechnet:

In diesem Fall erfolgt die Summierung nur für Kohlenwasserstoffe, die keinen Schwefel enthalten.

4. Berechnung der Anzahl der Atome von Elementen in der konventionellen Summenformel des Begleitgases (Abschnitt 6.1.4):

Die Anzahl der Atome des j-ten Elements wird nach der Formel berechnet:

Die herkömmliche Summenformel von Erdölbegleitgas lautet wie folgt:

Jedes heute erschlossene Ölfeld ist nicht nur eine Quelle für schwarzes Gold, sondern auch für zahlreiche Nebenprodukte, die rechtzeitig entsorgt werden müssen. Moderne Anforderungen an die Umweltfreundlichkeit der Produktion zwingen Betreiber dazu, immer effizientere Methoden zur Verarbeitung von Erdölbegleitgasen zu erfinden. In den letzten Jahren wurde diese Ressource verarbeitet und wird zusammen mit häufig verwendet.

Erdölbegleitgas, kurz APG, ist ein Stoff, der in Ölfeldern vorkommt. Es entsteht über dem Hauptreservoir und in seiner Mächtigkeit als Folge eines Druckabfalls auf Werte unterhalb des Ölsättigungsdrucks. Seine Konzentration hängt von der Tiefe des Öls ab und variiert von 5 m 3 in der oberen Schicht bis zu mehreren tausend m 3 in der unteren Schicht.

In der Regel stoßen Ölarbeiter beim Öffnen einer Lagerstätte auf einen sogenannten gasförmigen „Deckel“. Kohlenwasserstoffgase existieren unabhängig voneinander und liegen im Öl selbst in flüssiger Form vor und werden bei der Raffination von diesem abgetrennt. Das Gas selbst besteht hauptsächlich aus Methan und schwereren Kohlenwasserstoffen. Seine chemische Zusammensetzung hängt von externen Faktoren ab, beispielsweise von der Geographie der Formation.

Haupttypen

Der Wert des Erdölbegleitgases und die Aussichten seiner weiteren Nutzung werden durch den Anteil der Kohlenwasserstoffe in seiner Zusammensetzung bestimmt. Daher wird die aus der „Kappe“ freigesetzte Substanz als freies Gas bezeichnet, da sie hauptsächlich aus leichtem Methan besteht. Wenn man tiefer in die Formation eintaucht, nimmt ihre Menge merklich ab und macht anderen, schwereren Kohlenwasserstoffgasen Platz.

Herkömmlicherweise wird Erdölbegleitgas in mehrere Gruppen eingeteilt, je nachdem, wie „Kohlenwasserstoff“ es ist:

rein, mit 95–100 % Kohlenwasserstoffen;
Kohlenwasserstoff mit einer Beimischung von Kohlendioxid (von 4 bis 20 %);
Kohlenwasserstoff mit einer Beimischung von Stickstoff (von 3 bis 15 %);
Kohlenwasserstoff-Stickstoff, wobei Stickstoff bis zu 50 % des Volumens ausmacht.

Der grundlegende Unterschied zwischen Erdölbegleitgas und Erdgas besteht im Vorhandensein von dampfförmigen Bestandteilen, hochmolekularen Flüssigkeiten und Stoffen, die nicht zur Gruppe der Kohlenwasserstoffe gehören:

Schwefelwasserstoff;
Argon;
Kohlendioxid;
Stickstoff;
Helium usw.

Verfahren zur Verarbeitung von Erdölbegleitgas

Bereits Mitte des letzten Jahrhunderts wurde APG, das bei der Ölförderung zwangsläufig anfällt, fast vollständig in Fackeln verbrannt. Die Verarbeitung dieses Nebenprodukts galt als so unrentabel, dass die negativen Folgen seiner Verbrennung lange Zeit nicht gebührend in der Öffentlichkeit Beachtung fanden. Die Konzentration von Verbrennungsprodukten in der Atmosphäre führte jedoch zu einer erheblichen Verschlechterung der öffentlichen Gesundheit, was die chemische Industrie vor eine schwierige Aufgabe stellte: die Verarbeitung von APG und seine praktische Anwendung. Es gibt mehrere gängige Methoden zur Nutzung von Erdölbegleitgas.

Bruchmethode

Bei dieser Methode der APG-Verarbeitung wird Gas in seine Bestandteile zerlegt. Als Ergebnis des Prozesses werden trockene gereinigte Gase und ein großer Anteil leichter Kohlenwasserstoffe gewonnen: Diese und andere Produkte erfreuen sich auf dem Weltmarkt großer Beliebtheit. Ein wesentlicher Nachteil dieses Schemas besteht darin, dass Endbenutzer über eine Pipeline arbeiten müssen. Da LPG, PBT und NGL schwerer als Luft sind, neigen sie dazu, sich in tiefer gelegenen Bereichen anzusammeln und explosive Wolken zu bilden, die bei einer Explosion erhebliche Zerstörungen verursachen können.

Erdölbegleitgas wird häufig verwendet, um die Ölförderung in Feldern durch erneute Injektion in die Lagerstätte zu steigern. Dadurch erhöht sich der Druck, und aus einer Bohrung können 10.000 Tonnen mehr Öl gefördert werden. Diese Art der Gasnutzung gilt als teuer, daher ist sie in der Russischen Föderation nicht weit verbreitet und wird hauptsächlich in Europa eingesetzt. Der Hauptvorteil der Methode sind die geringen Kosten: Das Unternehmen muss lediglich die erforderliche Ausrüstung anschaffen. Gleichzeitig nutzen solche Maßnahmen APG nicht aus, sondern verzögern das Problem nur um einige Zeit.

Installation von Aggregaten

Ein weiterer wichtiger Bereich der damit verbundenen Gasgewinnung ist die Energieversorgung von Kraftwerken. Bei Verwendung der erforderlichen Rohstoffzusammensetzung ist die Methode hochwirksam und erfreut sich großer Beliebtheit im Markt.

Das Spektrum der Anlagen ist breit gefächert: Unternehmen haben mit der Produktion sowohl von Gasturbinen- als auch von Kolbentriebwerken begonnen. Diese Geräte ermöglichen die Gewährleistung der vollen Funktionsfähigkeit der Station mit der Möglichkeit, die bei der Produktion entstehende Wärme zu recyceln.

Ähnliche Technologien werden aktiv in der petrochemischen Industrie eingeführt, da Unternehmen danach streben, von der RAO-Stromversorgung unabhängig zu werden. Die Machbarkeit und hohe Rentabilität des Systems kann jedoch nur durch die Nähe des Kraftwerks zum Feld bestimmt werden, da die Kosten für den APG-Transport die potenziellen Kosteneinsparungen übersteigen werden. Für den sicheren Betrieb der Anlage muss das Gas vorgetrocknet und gereinigt werden.

Das Verfahren basiert auf einem kryogenen Kompressionsprozess unter Verwendung eines einflutigen Kältekreislaufs. Die Verflüssigung des vorbereiteten APG erfolgt durch seine Wechselwirkung mit Stickstoff unter künstlich geschaffenen Bedingungen.

Das Potenzial der betrachteten Methode hängt von einer Reihe von Bedingungen ab:

Installationsleistung;
Quellgasdruck;
Gas Versorgung;
Gehalt an schweren Kohlenwasserstoffen, Ethan- und Schwefelverbindungen usw.

Das Schema wird am effektivsten zum Tragen kommen, wenn an Verteilungsstationen kryogene Komplexe installiert werden.

Membranreinigung

Eine der derzeit vielversprechendsten Technologien. Das Funktionsprinzip des Verfahrens besteht in der unterschiedlichen Geschwindigkeit, mit der die Bestandteile des Begleitgases spezielle Membranen passieren. Mit dem Aufkommen von Hohlfasermaterialien erlangte die Methode viele Vorteile gegenüber herkömmlichen Methoden zur Reinigung und Filtration von APG.

Das gereinigte Gas wird verflüssigt und durchläuft dann ein Trennverfahren in zwei Industriesegmenten: zur Herstellung von Treibstoff oder petrochemischen Rohstoffen. Bei dem Prozess entstehen typischerweise gestripptes Gas, das leicht transportiert werden kann, und Erdgasflüssigkeiten, die an Anlagen zur Herstellung von Gummi, Kunststoffen und Kraftstoffadditiven geschickt werden.

Anwendungsbereich von APG

APG ist, wie oben erwähnt, eine hervorragende Alternative zu herkömmlichen Energiequellen für Kraftwerke, die äußerst umweltfreundlich ist und es Unternehmen ermöglicht, erhebliche Kosten zu sparen. Ein weiterer Bereich ist die petrochemische Produktion. Wenn Sie über die finanziellen Mittel verfügen, ist es möglich, das Gas einer Tiefenaufbereitung mit anschließender Abtrennung von stark nachgefragten Stoffen zu unterziehen, die sowohl in der Industrie als auch im Alltag eine wichtige Rolle spielen.

Neben der Nutzung als Energieträger in Kraftwerken und zur Produktion in der petrochemischen Industrie wird Erdölbegleitgas auch als Ausgangsstoff für die Herstellung synthetischer Kraftstoffe (GTL) verwendet. Diese Technologie fängt gerade erst an, sich durchzusetzen, und es wird erwartet, dass sie recht kosteneffektiv wird, wenn die Treibstoffpreise weiter steigen.

Bisher wurden zwei große Projekte im Ausland umgesetzt und 15 weitere sind geplant. Trotz der scheinbar enormen Aussichten wurde das Vorhaben noch nicht unter rauen klimatischen Bedingungen, beispielsweise in Jakutien, getestet und kann mit geringer Wahrscheinlichkeit dort umgesetzt werden Regionen ohne wesentliche Änderungen. Mit anderen Worten: Selbst bei einer guten Situation in Russland wird diese Technologie nicht in allen Regionen weit verbreitet sein.

Eine der modernsten Methoden zur effizienten industriellen Nutzung von Begleitgas ist der sogenannte „Gaslift“. Diese Technologie ermöglicht es, den Betriebsmodus eines Bohrlochs einfach zu regulieren, seine Wartung zu vereinfachen und erfolgreich Öl aus Feldern mit hohem Gasfaktor zu fördern. Der Nachteil der Technologie besteht darin, dass die aufgeführten Vorteile die Kapitalkosten der Bohrlochausrüstung erheblich erhöhen.

Der Anwendungsbereich von verarbeitetem APG sollte durch die Größe des Feldes bestimmt werden, aus dem es gewonnen wurde. Daher ist es sinnvoll, Gas aus kleinen Quellen vor Ort als Brennstoff zu nutzen, ohne Geld für den Transport auszugeben, während Rohstoffe in größerem Maßstab in Industrieunternehmen verarbeitet und genutzt werden können.

Gefahr für die Umwelt

Die Relevanz der Frage der Nutzung und der angewandten Nutzung von Begleitgas hängt mit der negativen Wirkung zusammen, die es hat, wenn es einfach abgefackelt wird. Durch diese Methode gehen der Industrie nicht nur wertvolle Rohstoffe verloren, sondern sie belastet auch die Atmosphäre mit Schadstoffen, die den Treibhauseffekt verstärken. Giftstoffe und Kohlendioxid schädigen sowohl die Umwelt als auch die lokale Bevölkerung und erhöhen das Risiko, schwere Krankheiten, einschließlich Krebs, zu entwickeln.

Das Haupthindernis für den aktiven Ausbau der Infrastruktur zur Reinigung und Verarbeitung von Erdölbegleitgas ist die Diskrepanz zwischen der Steuer auf abgefackeltes Gas und den Kosten seiner effektiven Nutzung. Die meisten Ölkonzerne würden lieber eine Geldstrafe zahlen, als große Budgets für Umweltinitiativen aufzuwenden, die sich erst Jahre später amortisieren.

Trotz der Schwierigkeiten, die mit dem Transport und der Reinigung von APG verbunden sind, wird eine weitere Verbesserung der Technologien zur ordnungsgemäßen Entsorgung dieses Rohstoffs die Umweltprobleme vieler Regionen lösen und die Grundlage für eine ganze Industrie auf nationaler Ebene bilden, deren Kosten in der Russischen Föderation wird er nach konservativsten Schätzungen von Experten etwa 15 Milliarden US-Dollar betragen.

Verbindung

Erdölbegleitgas ist eine Mischung 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 aus geförderten, transportierten und verarbeiteten kohlenwasserstoffhaltigen Mineralien freigesetzt wird, bevor die fertigen Produkte an den Endverbraucher verkauft werden. 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. Gemäß dem Erlass der russischen Regierung vom 8. Januar 2009 Nr. 7 „Über Maßnahmen zur Förderung der Reduzierung der Luftverschmutzung durch Verbrennungsprodukte von Erdölbegleitgas in Fackeln“ wurde ein Zielindikator für das Abfackeln von Erdölbegleitgas festgelegt auf eine Menge von nicht mehr als 5 Prozent des Volumens des geförderten Erdölgas-Erdölgases festgelegt. Die Mengen an gefördertem, genutztem und abgefackeltem Gas können derzeit nicht abgeschätzt werden, da auf vielen Feldern keine Messstationen vorhanden sind. 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 einen bestimmten Molekültyp durchlässt. Das allgemeine Flussdiagramm innerhalb der Kartusche ist in der Abbildung dargestellt.

Arbeitsprinzip

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

Installationsdiagramm in der Grundkonfiguration:

Druckschema für die APG-Zubereitung

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. Das Abfackeln kann unter bestimmten Bedingungen gerechtfertigt sein. Wie die weltweite Erfahrung zeigt, ermöglicht eine wirksame Regierungspolitik jedoch, ein Abfackeln von APG 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 Gütern, ohne die das moderne menschliche Leben und die Wirtschaft nicht denkbar sind, 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.

Der Umfang des geförderten Begleitgases, das für die Gas- und Petrochemieindustrie verwendet wird, ist ein Merkmal der innovativen Entwicklung der Öl- und Gasindustrie sowie der petrochemischen Industrie und 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 der Anteil an APG, der für Gas und Petrochemie verwendet wird, auch den Grad der wirtschaftlichen Entwicklung des Landes charakterisieren.

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 kohlenwasserstoffreiche Industrieländer wie Norwegen, die USA und Kanada. Es ist auch typisch für eine Reihe von Ländern mit Transformationsökonomien, beispielsweise Kasachstan, sowie für Entwicklungsländer, beispielsweise Nigeria. Es ist anzumerken, dass Saudi-Arabien, führend in der weltweiten Ölproduktion, zu einem der führenden Unternehmen in der weltweiten Gas- und Petrochemieindustrie wird.

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 könnte 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; 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.