INDUSTRIAL DEPLOYMENT OF VAPOR RECOVERY UNITS FOR ASSOCIATED PETROLEUM GAS UTILIZATION AND EMISSION REDUCTION AT OIL TREATMENT FACILITIES

УДК 620.9

Аннотация

Проблема утилизации попутного нефтяного газа обусловлена как экологическими требованиями сокращения выбросов парниковых газов, так и экономической целесообразностью рационального использования углеводородного сырья. В статье рассмотрены источники образования дыхательных газов резервуарных парков на установках подготовки нефти.

Представлен анализ современных технологий улавливания паров, включая компрессионные и сорбционные методы. Особое внимание уделено практической реализации проекта по масштабированию технологии утилизации дыхательных газов на группе установок подготовки нефти.  Приведены технические решения по герметизации резервуаров, автоматизации процесса сбора газа и его использованию в качестве топлива для технологических печей. Показано, что внедрение системы позволило утилизировать значительный объем газа и существенно сократить выбросы парниковых газов. Результаты подтверждают высокую эффективность масштабирования технологий улавливания паров для снижения углеродного следа нефтегазовых объектов.

Abstract

The challenge of associated petroleum gas utilization stems from both the environmental necessity to reduce greenhouse gas emissions and the economic rationale for the efficient management of hydrocarbon resources.

This paper examines the sources of vapor generation in tank farms at oil treatment facilities. An analysis of modern vapor recovery unit technologies, including compression and sorption methods, is presented. Particular attention is given to the practical implementation of a project aimed at scaling up vapor recovery technology across a group of oil treatment units.

Technical solutions for tank sealing, automation of gas collection, and the use of the recovered gas as fuel for process heaters are described. It is demonstrated that the implementation of this system enabled the utilization of a considerable volume of gas and led to a significant reduction in greenhouse gas emissions.

The results confirm the high efficiency of scaling vapor recovery technologies to mitigate the carbon footprint of oil and gas facilities.

Ключевые слова: попутный нефтяной газ, установки улавливания паров (VRU), дыхательные газы резервуаров, метан, летучие органические соединения, декарбонизация, установка подготовки нефти, сокращение выбросов, масштабирование технологии.

Keywords: associated petroleum gas, Vapor Recovery Units (VRU), tank breathing gases, methane, volatile organic compounds (VOCs), decarbonization, oil treatment plant, emission reduction, technology scaling.

Введение

В процессе добычи и подготовки нефти дыхательные газы резервуаров (потери от «малых» и «больших» дыханий, а также дегазации при атмосферном давлении) являются значительным источником выбросов, по составу близких к попутному нефтяному газу (метан, ЛОС, углеводороды C₃-C₅), что создаёт экологические риски и ведёт к потере энергоресурса [1,2]. Для количественной оценки эффективности масштабирования автоматизированных установок улавливания паров (VRU) выполнены натурные измерения на четырёх установках подготовки нефти в Узбекистане с определением объёмов утилизированного ПНГ и сокращения выбросов парниковых газов. Впервые на примере группы из четырёх промышленных установок подготовки нефти («Восточный Тошли», «Западный Тошли», «Северный Уртабулак», «Крук») в Узбекистане выполнено комплексное масштабирование технологии улавливания паров, включающее полную герметизацию резервуарного парка, автоматизированное управление на базе оригинального алгоритма программируемого логического контроллера (ПЛК) и полезное использование уловленного газа в качестве топлива для технологических печей. Новизна также заключается в получении экспериментально подтверждённых количественных данных о фактическом сокращении выбросов парниковых газов при утилизации 6,76 млн м³ попутного нефтяного газа без капитальной реконструкции существующей инфраструктуры, что обосновывает возможность эффективного тиражирования данного подхода в условиях Центральной Азии.

Методология. Работа основана на натурных измерениях объёмов дыхательных газов, отбираемых из герметизированных резервуаров указанных четырёх УПН. Измерения выполнены с помощью сертифицированных расходомеров (погрешность измерений - не более ±2%). Перевод объёма утилизированного газа в выбросы парниковых газов в CO₂-эквиваленте проведён по методике Межправительственной группы экспертов по изменению климата (МГЭИК) с использованием коэффициента 2,15 т CO₂-экв./тыс. м³ газа [3]. Управление процессом автоматизировано на базе программируемого логического контроллера (ПЛК) с разработанным оригинальным алгоритмом, обеспечивающим непрерывный мониторинг давления в газовом пространстве резервуаров, автоматический пуск и остановку газодувок, а также резервирование оборудования.

Согласно данным Международного энергетического агентства (МЭА), нефтегазовый сектор является одним из крупнейших источников антропогенных выбросов метана, при этом значительная доля приходится на фугитивные выбросы и технологические сбросы на объектах добычи и подготовки [4]. В 2018 году Узбекистан ратифицировал Парижское соглашение, приняв обязательства по сокращению выбросов парниковых газов на 10% к 2030 году от уровня 2010 года [5]. Во исполнение этих обязательств принят ряд нормативных документов, включая Закон Республики Узбекистан № ЗРУ-1073 «Об ограничении выбросов парниковых газов» [6] и Постановление Президента Республики Узбекистан от 02.12.2022 г. № ПП-436 «О мерах по повышению эффективности реформ, направленных на переход Республики Узбекистан на «зелёную» экономику до 2030 года» [7].

Проблема потерь углеводородов от «больших» и «малых» дыханий резервуаров решается различными способами. Принципиальное различие между ними заключается в конечной цели: либо простое «обезвреживание» выбросов, либо их полноценное вовлечение в производственный цикл. Исторически сложившиеся методы обращения с дыхательными газами на УПН включают прямой выброс в атмосферу через дыхательные клапаны, сжигание на факельных установках, а также (при наличии технической возможности) частичный сбор в общепромысловые сети низкого давления. Общим недостатком этих методов является безвозвратная потеря ценных углеводородных компонентов - метана, этана, пропан-бутановой фракции. Помимо экономического ущерба, это приводит к прямому негативному воздействию на окружающую среду за счёт выбросов парниковых газов и летучих органических соединений. В современной практике такие подходы считаются морально устаревшими и не соответствующими принципам рационального природопользования [8].

Результаты и обсуждения

Принцип работы установок улавливания паров (VRU) заключается в отборе парогазовой смеси из резервуаров, её компримировании с последующим разделением на фазы или направлением потребителю. В мировой практике выделяют три направления использования уловленного газа:

сбор, компримирование и разделение с возвратом конденсата в товарную нефть, а осушенного газа - в систему сбора ПНГ или на топливо;

компримирование и подача в топливную систему технологических печей, подогревателей, котельных или газопоршневых электростанций;

возврат газа на вход сепараторов или в систему стабилизации нефти для извлечения широкой фракции лёгких углеводородов.

В рамках проекта масштабирования технологии автоматического сбора и утилизации дыхательных газов объектами внедрения стали четыре установки подготовки нефти: «Восточный Тошли», «Западный Тошли», «Северный Уртабулак» и «Крук». Разработанная технологическая схема (рисунок 1) включает:

- герметизацию технологических и товарных резервуаров с оснащением системой контролируемого газоотвода;

Рисунок  1. Принципиально-технологическая схема установки утилизации дыхательных газов

- сбор дыхательных газов в единый газосборный коллектор и транспорт по газопроводу к месту утилизации;

- направление основного объёма газа в качестве топлива в печи путевых подогревателей нефти.

Для обеспечения безаварийной работы предусмотрена резервная система сжигания: избытки газа при пиковых нагрузках или остановке оборудования направляются на факельную установку, обеспечивающую бездымное сжигание.

Управление процессом утилизации дыхательных газов осуществляется на основе специализированного алгоритма, реализованного в программируемом логическом контроллере (ПЛК) с визуализацией на панели оператора (HMI) 4,64,6. Алгоритм работы системы (рисунок 2) включает следующие этапы.

Инициализация производится оператором с панели HMI. Система автоматически контролирует минимально допустимый уровень жидкости в резервуарах и давление в газовом пространстве.

При повышении давления выше заданного порогового значения подаётся команда на диагностику и запуск ведущей газодувки (нагнетателя). Газодувки оснащены преобразователями частоты, обеспечивающими регулирование производительности по сигналу датчика давления на линии нагнетания.

Рисунок - 2. Алгоритм управления системы утилизации дыхательных газов

При нештатной ситуации (отказ ведущей газодувки) система после сброса аварийного сигнала и повторной попытки пуска переключается на ведомую газодувку, что поддерживает непрерывность процесса.

После выхода газодувки на рабочий режим автоматически запускается факельная установка, оснащённая собственным шкафом управления с автономным алгоритмом диагностики неисправностей. С момента запуска факела система работает в штатном режиме: дыхательные газы отсасываются из резервуаров и утилизируются.

Реализованные технические и алгоритмические решения соответствуют требованиям Закона Республики Узбекистан «Об ограничении выбросов парниковых газов» [6], и программным документам по переходу к «зелёной» экономике [7].

Количественные результаты реализации проекта по утилизации дыхательных газов на четырёх установках подготовки нефти приведены в таблице 1. Суммарный годовой объём уловленного и полезно использованного газа составил 6 761 528 м³. Сокращение выбросов парниковых газов - 73 162 т CO₂-эквивалента в год.

Таблица 1. Объемы утилизации дыхательных газов и сокращения выбросов на УПН

Наибольший вклад в суммарный результат внесла установка «Северный Уртабулак» (2,40 млн м³/год). В результате внедрения автоматизированной системы утилизации дыхательных газов на четырёх УПН достигнуто следующее:

- сокращение выбросов парниковых газов и летучих органических соединений в объёме 73 тыс. т CO₂-экв. в год;

- снижение объёмов факельного сжигания за счёт использования уловленного газа на технологические нужды;

- утилизация 6,76 млн м³/год попутного нефтяного газа, ранее не использовавшегося;

- замещение товарного природного газа уловленным топливом, что привело к снижению потребления внешних топливно-энергетических ресурсов;

- исключение неорганизованных выбросов через дыхательные клапаны и автоматизация контроля давления в газовом пространстве, что повысило промышленную и экологическую безопасность резервуарных парков.

Указанные результаты достигнуты за счёт организационно-технических мероприятий и модернизации существующего оборудования без капитальной реконструкции технологической схемы подготовки нефти [9, 11].

Заключение

Полученные результаты полностью согласуются с официальными данными компании-оператора и подтверждают техническую, экологическую экономическую целесообразность внедрения подобных решений на других нефтепромысловых объектах Узбекистана и стран Центральной Азии.

Масштабирование данной технологии является одним из наиболее доступных и быстродействующих инструментов снижения выбросов парниковых газов в нефтегазовом секторе.

На основе изложенных результатов можно сформулировать следующие основные выводы.

1. В ходе реализации проекта на УПН «Восточный Тошли», «Западный Тошли»,«Северный Уртабулак» и «Крук» внедрена автоматизированная система улавливания паров (VRU), включающая герметизацию резервуаров, сбор дыхательных газов и их использование в качестве топлива для технологических печей с резервной факельной установкой.

2. Достигнутые результаты составили 6,76 млн м³ утилизированного попутного нефтяного газа ежегодно и сокращение выбросов парниковых газов на 73,2 тыс. тонн CO₂-эквивалента в год, что подтверждает высокую эффективность примененных технических решений.

3. Реализованные мероприятия соответствуют требованиям природоохранного законодательства и стратегическим целям Узбекистана по декарбонизации, включая обязательства в рамках Парижского соглашения.

4. Представленный опыт масштабирования VRU-технологий в условиях Центральной Азии подтверждает целесообразность их тиражирования на других нефтепромысловых объектах как доступного инструмента снижения выбросов с одновременным получением экономических выгод.

Список литературы:

1. API Standard 2519: Evaporative Loss from Storage Tanks. - 2nd ed. - Washington, D.C.: American Petroleum Institute, 2020. - 65 p.
2. OGMP 2.0. Technical Guidance Document: Vapor Recovery Units / United Nations Environment Programme. - 2023. - 35 p. - URL:https://ogmpartnership.com/technical-guidance-documents/
3. 2019 Refinement to the 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories / Intergovernmental Panel on Climate Change. - Geneva: IPCC, 2019. - 3 vol. - DOI: 10.1016/978-1-108-06667-9 -103 р
4. International Energy Agency. Methane Tracker 2025 / IEA. - Paris: IEA Publications, 2025. - 112 p. - URL:https://www.iea.org/reports/methane-tracker-2025
5. Узбекистан представляет свой обновлённый Определяемый на национальном уровне вклад (NDC 3.0) в рамках Парижского соглашения/Национальный комитет Республики Узбекистан по экологии и изменению климата. - 2025. - Режим доступа:https://gov.uz.
6. Об ограничении выбросов парниковых газов: Закон Республики Узбекистан № ЗРУ-1073: принят 20.11.2024.
7. О мерах по повышению эффективности реформ, направленных на переход Республики Узбекистан на «зеленую» экономику до 2030 года: Постановление Президента Республики Узбекистан от 02.12.2022 г. № ПП-436.
8. Литвиненко В. С. Глобальные руководящие принципы и требования к профессиональной квалификации горняков: решение проблемы/В. С. Литвиненко, И. А. Наумов, З. Зайцева // Записки Горного института. - 2022. -Т. 253. - С. 3-13. - DOI: 10.31897/PMI.2022.15.
9. Pshenin V. V. Improving the efficiency of oil vapor recovery units in the commodity transport operations at oil terminals / V. V. Pshenin, G. S. Zakirova // Journal of Mining Institute. - 2024. - Vol. 265. - P. 121-128. - DOI: 10.31897/PMI.2023.29.
10. Man H. Utilizing an optimized method for evaluating vapor recovery equipment control efficiency and estimating evaporative VOC emissions from urban oil depots via an extensive survey / H. Man, X. Shao, W. Cai, K. Wang, Z. Cai, M. Xue, H. Liu // Journal of Hazardous Materials. - 2024. - Vol. 79. - Art. 135710. - DOI: 10.1016/j.jhazmat.2024.135710.
11. Клименко А. В. Повышение эффективности установок улавливания паров на нефтегазовых объектах /А. В. Клименко, Р. Р. Агишев, А. С. Колесников // Нефтегазовые исследования. - 2023. - № 2. - С. 94-103. - DOI: 10.31660/0445-0108-2023-2-94-103.

References:

1. API Standard 2519: Evaporative Loss from Storage Tanks. 2nd ed. Washington, D.C.: American Petroleum Institute, 2020. 65 p. (In Russ.)
2. OGMP 2.0. Technical Guidance Document: Vapor Recovery Units / United Nations Environment Programme. 2023. 35 p. Available at: https://ogmpartnership.com/technical-guidance-documents/ (In Russ.)
3. 2019 Refinement to the 2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories / Intergovernmental Panel on Climate Change. Geneva: IPCC, 2019. 3 vols. DOI: 10.1016/978-1-108-06667-9 (In Russ.)
4. International Energy Agency. Methane Tracker 2025 / IEA. Paris: IEA Publications, 2025. 112 p. Available at: https://www.iea.org/reports/methane-tracker-2025 (In Russ.)
5. Uzbekistan presents its updated Nationally Determined Contribution (NDC 3.0) under the Paris Agreement / National Committee of the Republic of Uzbekistan for Ecology and Climate Change. 2025. Available at: https://gov.uz (In Russ.)
6. On the limitation of greenhouse gas emissions: Law of the Republic of Uzbekistan № ZRU-1073: adopted 20.11.2024. (In Russ.)
7. On measures to improve the efficiency of reforms aimed at transitioning the Republic of Uzbekistan to a "green" economy until 2030: Presidential Decree of the Republic of Uzbekistan No. PP-436 dated 02.12.2022. (In Russ.)
8. Litvinenko V. S. Global guidelines and requirements for the professional qualification of miners: solving the problem / V. S. Litvinenko, I. A. Naumov, Z. Zaitseva // Notes of the Mining Institute. 2022; Vol. 253: 3-13. DOI: 10.31897/PMI.2022.15 (In Russ.)
9. Pshenin V. V. Improving the efficiency of oil vapor recovery units in the commodity transport operations at oil terminals / V. V. Pshenin, G. S. Zakirova // Journal of Mining Institute. 2024; Vol. 265: 121-128. DOI: 10.31897/PMI.2023.29 (In Russ.)
10. Man H. Utilizing an optimized method for evaluating vapor recovery equipment control efficiency and estimating evaporative VOC emissions from urban oil depots via an extensive survey / H. Man, X. Shao, W. Cai, K. Wang, Z. Cai, M. Xue, H. Liu // Journal of Hazardous Materials. 2024; Vol. 79: Art. 135710. DOI: 10.1016/j.jhazmat.2024.135710 (In Russ.)
11. Klimenko A. V. Increasing the efficiency of vapor capture units at oil and gas facilities / A. V. Klimenko, R. R. Agishev, A. S. Kolesnikov // Oil and Gas Research. 2023; № 2: 94-103. DOI: 10.31660/0445-0108-2023-2-94-103 (In Russ.)