автореферат диссертации по химической технологии, 05.17.07, диссертация на тему:Совершенствование технологий переработки нефтяного газа

На правах рукописи

ПУРТОВ ПАВЕЛ АНАТОЛЬЕВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ГАЗА (НА ПРИМЕРЕ ЮЖНО-БАЛЫКСКОГО ГПК)

Специальность 05.17.07 - Химическая технология топлива и высокоэнергетических веществ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Астрахань - 2013

?1 и0Я 2013

005538888

Работа выполнена в ФГБОУ ВПО «Кубанский государственный технологический университет» на кафедре технологии нефти и газа и в ОАО «Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа» (ОАО «НИПИ-газпереработка»), г. Краснодар

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Ясьян Юрий Павлович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Тараканов Геннадий Васильевич (заведующий кафедрой химической технологии переработки нефти и газа ФГБОУ ВПО «Астраханский государственный технический университет», г. Астрахань)

кандидат технических наук Колокольцев Сергей Николаевич (Генеральный директор ООО «Лукойл - Приморьенефтегаз», г. Астрахань)

Ведущая организация: ОАО «ВНИПИнефть», г. Москва

Защита состоится « 20 » декабря 2013 г. в 12— часов на заседании диссертационного совета Д 307.001.04 при ФГБОУ ВПО «Астраханский государственный технический университет» по адресу: 414056, г. Астрахань, ул. Татищева, 16, учебный корпус № 2, ауд. 201.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Астраханский государственный технический университет» по адресу: 414056, г. Астрахань, ул. Татищева, 16, главный учебный корпус.

Автореферат разослан «. ноября 2013 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, О . *

доктор химических наук, доцент Е.В. Шинкарь

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность. Проблема сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ), присущая всем нефтедобывающим странам, в России является особо актуальной ввиду мирового лидерства по объему сжигания газа: по различным оценкам, от 20 до 50 млрд м /год. Это приводит к безвозвратной потере ценнейших углеводородов - сырья для газо- и нефтехимии, а также негативно влияет на экологию добывающих регионов, поскольку при сжигании ПНГ в атмосферу выбрасываются сотни тысяч тонн вредных веществ (оксидов углерода и азота, сажи). В последние годы проблема сжигания ПНГ стоит особенно остро: Постановлением Правительства РФ № 7 от 8 января 2009 г. установлен целевой показатель сжигания нефтяного газа на факельных установках (на 2014 г. и последующие годы) - не более 5 % от объема добытого ПНГ.

Задача увеличения степени использования ПНГ и доведения его до целевого ориентира (95 %) может решаться: созданием систем сбора и транспортировки ПНГ в необходимых объемах, строительством промысловых установок подготовки и переработки газа или новых ГПЗ, а также модернизацией и техническим перевооружением существующих заводов, имеющих необходимую инфраструктуру и квалифицированный персонал.

Например, ОАО "СИБУР Холдинг" для увеличения степени использования ПНГ выполняет модернизацию и реконструкцию существующих газоперерабатывающих комплексов Западной Сибири, которые до 2014 года позволят увеличить прием и переработку ПНГ с 17 до 22,5 млрд м3/год. Одним из предприятий по переработке ПНГ, принадлежащих ОАО "СибурТюменьГаз", является Южно-Балыкский газоперерабатывающий комплекс (ЮБ ГПК), вокруг которого располагается много нефтегазовых месторождений, ПНГ с которых может быть направлен на переработку на этот комплекс.

Прием и переработка прогнозируемого увеличения поставок нефтяного газа на ЮБ ГПК за счет подачи ПНГ с близлежащих месторождений и газа с Приобской компрессорной станции (КС) (ОАО "НК "Роснефть"), а также со строящейся Южно-Приобской КС (ОАО "Газпром нефть") решается путем совершенствования технологий переработки ПНГ и технического перевооружения данного газоперерабатывающего комплекса.

Цель работы:

- обеспечение максимально возможной производительности ЮБ ГПК по приему нефтяного газа и его переработка с высокой степенью извлечения целевых углеводородов С3+выше за счет совершенствования технологий и использования современного оборудования;

— разработка новой технологии и технических средств для возможности производства на ЮБ ГПК высокорентабельной продукции - авиационного сконденсированного топлива (АСКТ).

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

— проведение расчетных исследований по возможности увеличения производительности и степени извлечения действующей установки переработки газа (УПГ) Южно-Балыкского ГПК;

— проведение расчетных исследований по увеличению производительности блока низкотемпературной конденсации (НТК) с турбодетандером, находящегося в стадии незавершенного строительства;

— при максимальном использовании существующего оборудования действующей УПГ, без длительной остановки производства (только в период плановых ремонтов) и минимальных капитальных затратах изучить возможность увеличения приема и переработки дополнительного количества газа на ЮБ ГПК с 0,8...0,9 до 3,1...3,3 млрд м3/год;

— исключить рецикловые потоки (газовые сдувки) с действующей УПГ на сырьевую КС, приводящие к увеличению загрузки компрессорной и снижению общей энергоэффективности производства;

— обеспечить высокое качество выпускаемой продукции — сухого отбензи-ненного газа (СОГ), широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и пропана-хладагента;

— разработать технологию и технику производства нового вида продукции - топлива для вертолетов АСКТ;

— выполнить технико-экономическую оценку производства АСКТ на ЮБ ГПК.

Научная новизна

На основе обобщенных данных представлены комплексные решения по основным направлениям повышения производительности и эффективности работы Южно-Балыкского ГПК.

Предложены варианты модернизации Южно-Балыкского ГПК, которые адаптированы к региональной ресурсной базе запасов углеводородного сырья. Расчетными исследованиями с использованием новых технологических решений и современного оборудования определена возможность повышенного приема и переработки нефтяного газа от 0,8...0,9 до 3,1-3,3 млрд м3/год с высоким содержанием углеводородов Сз+ВЬ1ше (370 г/м3) и степенью извлечения более 80% . Проведенная модернизация завода полностью подтвердила результаты принятых научно-технических решений

Комплексно внедрена методика составления материального баланса технологических установок ЮБ ГПК с целью выявления ассортимента и количества получаемой продукции.

Модернизирована схема НТК-1300 с использованием основного и малого контура охлаждения нефтяного газа. Установлена зависимость степени извлечения углеводородов С3+выше и температуры газа от соотношения потоков: максимальная степень извлечения 94% достигается при минимальной температуре газа минус 44,5 °С и соотношении основного и малого потоков, как 81:19. Определены режимные параметры работы НТК-1300, позволяющие довести выработку ШФЛУ до максимального значения.

Для получения высококачественных моторных топлив в схему завода предлагается включение процессов углубленной переработки нефтяного газа с получением АСКТ. Впервые разработаны и запатентованы технология и техника производства нового вида продукции - АСКТ производительностью 30 тыс. т/год для ЮБ ГПК, выполнена ТЭО производства АСКТ на данном предприятии.

Практическая значимость работы

Внесены изменения в технологическую схему УПГ действующего производства, подобраны рациональные параметры его работы, даны рекомендации по реконструкции, замене или установке дополнительного современного оборудования, в результате чего отбор целевых углеводородов С3+выше остался на прежнем уровне (80 %), но объем переработки газа при этом был увеличен вдвое - до 1,8 млрд м3/год.

Внесены изменения в проектную технологическую схему блока НТК с турбодетандером незавершенного производства, подобраны параметры работы блока, даны рекомендации по реконструкции, замене или установке нового оборудования, в результате чего производительность блока увеличена до 1,3... 1,6 млрд м3/год (вместо 1,0 млрд м3/год) при отборе целевых углеводородов Сз+выше на уровне 94 %, близком к проектному (95 %).

Таким образом, проведенная поэтапно в 2007-2009 гг. модернизация ЮБ ГПК (действующей УПГ и блока НТК с турбодетандером) полностью подтвердила результаты проведенных исследований и принятых научно-технических решений и внесла свой весомый вклад в решение задачи по утилизации ПНГ:

- в короткие сроки (во время проведения плановых ремонтов) и со сравнительно небольшими капитальными затратами позволила довести прием и перера-

ботку ПНГ на газоперерабатывающем комплексе до 3,1...3,3 млрд м3/год (вместо 0,8...0,9 млрд м3/год по состоянию на 2006 год);

- направить балластные рецикловые потоки, которые приводили к увеличению загрузки сырьевых компрессоров, на предварительное насыщение абсорбента;

- обеспечить выработку готовой продукции требуемого качества.

Внедрение производства АСКТ на ЮБ ГПК при сравнительно небольших капитальных затратах позволит расширить ассортимент высокорентабельной продукции, выпускаемой предприятием, и обеспечит регион дешевым и экологически чистым топливом для вертолетной авиации и автотранспорта.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались: на XXIV Всероссийском межотраслевом совещании (г. Сочи, 2010), на XXV и XXVI Всероссийских межотраслевых совещаниях (г. Геленджик, 2011 и 2012) "Проблемы утилизации попутного нефтяного газа и оптимальные направления его использования", на конференции "Нефтегазовый форум и XX Юбилейная международная специализированная выставка "Газ. Нефть. Технологии - 2012" (Уфа, 2012), Гидроавиасалон - 2012 (г. Геленджик). Тезисы докладов опубликованы в материалах соответствующих совещаний и конференций.

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 17 научных работ, в том числе 5 статей в рецензируемых научных журналах, входящих в перечень ВАК, 7 - в журналах, сборниках межотраслевых совещаний и конференций, получено 3 патента на полезную модель и 2 патента на изобретение. Материал диссертационной работы полностью соответствует паспорту специальности 05.17.07.

Структура и объем работы. Диссертация общим объемом 169 стр., включает введение, шесть глав, выводов, в том числе 28 рисунков, 32 таблицы и список литературы из 102 наименований, а также приложения на 12 стр.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы данной диссертации и выбор объекта исследований, сформулированы цель работы и задачи, направленные на достижение поставленной цели.

В первой главе проведен анализ информационных источников, отражающих современное состояние сбора, транспорта, подготовки и переработки попутного нефтяного газа, рассмотрены существующие процессы переработки ПНГ. Анализ технологий по переработке нефтяного газа показал, что самыми современными и эффективными на сегодняшний день являются схема НТК с

турбодетандером и схема низкотемпературной абсорбции (HTA) с предварительным насыщением абсорбента. Обозначены основные критерии и факторы, влияющие на выбор способа подготовки и переработки ПНГ. Поскольку эффективность использования ПНГ зависит не только от выбранной технологии переработки газа, но и от применяемого технологического оборудования (теплообменного, массообменного, сепарационного и др.), выполнен анализ современного высокоэффективного оборудования, использование которого позволяет снизить габаритно-массовые характеристики установок, уменьшить эксплуатационные затраты на получение товарной продукции, увеличить производительность объекта и отбор целевых углеводородов.

Во второй главе даны сведения о работе ЮБ ГПК до модернизации, приведены блок-схема газоперерабатывающего комплекса по состоянию на 2006 г. (рисунок 1), принципиальные схемы и описания действующей УПГ и частично построенного к тому времени блока НТК с турбодетандером.

Изначально Южно-Балыкский ГПЗ, входящий в настоящее время в состав ЮБ ГПК, предназначался для переработки нефтяного газа по схеме HTA в объеме 537 млн м3/год при стандартных условиях (температуре 20 °С и давлении 0,1013 МПа). Генеральный проектировщик - институт "Гипровостокнефть" (г. Куйбышев); в эксплуатацию ГПЗ был введен в 1979 г.

- действующее производство

незавершенное производство

Рисунок 1 - Блок-схема переработки нефтяного газа на ЮБ ГПК по состоянию на 2006 год

С целью переработки на существующих мощностях завода дополнительного количества нефтяного газа в 1988 г. институтом "ВНИПИгазпереработка" (ныне - ОАО "НИПИгазпереработка", г. Краснодар) был выполнен проект "Расширение Южно-Балыкского ГПЗ" с использованием имеющегося оборудования, а также установкой новых технологических аппаратов, обозначенных позицией "350" (рисунок 2).

Согласно проекту расширения действующая УПГ должна была разделиться на две самостоятельные технологические схемы: HTA и НТК, на которых предполагалось перерабатывать 1500 млн нм3/год (1610 млн м /год) нефтяного газа с общим отбором углеводородов Сз+выше, равным 72,7 %.

Проект "Расширение Южно-Балыкского ГПЗ" (1988 г.) предусматривал также строительство новой установки переработки газа по схеме НТК с турбо-детандером производительностью по нефтяному газу 1,0 млрд нм /год (1,073 млрд м3/год), обеспечивающей извлечение углеводородов С3+ВЬ1ше на уровне 95 % . Данная схема и в настоящее время остается одной из самых эффективных технологий газопереработки.

Таким образом, до модернизации ЮБ ГПК (в 2006 г.) в его состав входили (рисунок 1):

- действующее производство, включающее Мамонтовскую компрессорную станцию (МКС), а также установку переработки газа (УПГ), в свою очередь, состоящую из блоков HTA и НТК, включающих деэтанизацию нестабильного газового конденсата; блока регенерации гликоля (БРГ); пропановой холодильной установки (ПХУ) и дожимной компрессорной станции (ДКС);

- незавершенное производство — частично построенная вторая очередь комплекса, согласно проекту состоящая из следующих блоков: адсорбционная осушка, НТК с турбодетандером, пропановая холодильная установка (ПХУ).

До модернизации на заводе перерабатывалось 0,8...0,9 млрд м /год нефтяного газа, отбор углеводородов С3+выше находился на уровне 80 %.

Фактическая схема переработки газа на УПГ значительно отличалась от схемы, предусмотренной проектом расширения ЮБ ГПЗ (см. рисунок 2). Начиная с 1989 г. газ перерабатывался не на двух раздельных схемах HTA и НТК, а после компримирования на МКС, охлаждался на двух параллельных линиях, сепарировался и весь поступал на абсорбцию (в колонну К-301), куда также подавалась значительная часть конденсата, выделившегося из газа при его охлаждении (конденсат, выпавший на МКС, сразу подавался в ШФЛУ). Готовой продукцией УПГ действующего производства являлись:

СОГ, соответствующий требованиям ОСТ 51.40-93 "Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам";

- ШФЛУ, отвечающая требованиям марки А по ТУ 38.101524-93;

- пропановая фракция, используемая для подпитки ПХУ и продажи.

Рисунок 2 - Принципиальная технологическая схема УПГ по состоянию на 2006 год

На основании проведенного обследования действующего производства (в 2006 г.) выполнен поверочный технологический расчет УПГ (по моделирующей программе "HYSYS Process") на фактические режимные показатели и существующую (на период обследования) загрузку сырьем (96948 м /ч нефтяного газа, поступающего на МКС, что соответствует производительности 814,4 млн м3/год). Созданная расчетная модель процесса переработки газа на ЮБ ГПК, показавшая близкую сходимость с фактическими данными по отбору целевых компонентов С3+вышс> качеству и количеству получаемой продукции, легла в основу выполнения поверочных расчетов существующего технологического оборудования с целью определения возможности по увеличению его производительности.

Поверочные расчеты технологического оборудования УПГ действующего производства показали, что при приеме поступающего на Мамонтовскую КС нефтяного газа в объеме 814,4 млн м3/год (~97 тыс. м3/ч) часть оборудования (абсорбер К-301, деэтанизатор К-302, теплообменники Т-303, Т-306, рибойлер И-303, аппарат воздушного охлаждения ВХ-303), а также ПХУ перегружены, что не позволяет без существенной модернизации производства увеличить производительность УПГ с одновременным повышением отбора углеводородов Сз+аыше из нефтяного газа.

В третьей главе с учетом ситуации на 2006 г определены задачи модернизации ЮБ ГПК и предложены варианты развития комплекса. В связи с изменением и уточнением прогнозируемых объемов подачи нефтяного газа на ЮБ ГПК рассмотрены два варианта его развития:

- в качестве сырья на ЮБ ГПК предполагается подавать низконапорный газ в объеме 1,2 млрд м3/год и высоконапорный газ (газ с Приобской КС) в количестве 1,8 млрд м3/год (т. е. суммарная подача и переработка нефтяного газа составляет 3,0 млрд м3/год);

- в качестве сырья на ЮБ ГПК предполагается подавать низконапорный газ в количестве 1,7 млрд м3/год и ВНГ с Приобской КС в объеме 1,5 млрд м3/год (т. е. суммарная подача и переработка нефтяного газа составляет 3,2 млрд м3/год).

Для этих вариантов разработаны технологические схемы и проведены расчеты материальных и тепловых балансов, необходимого оборудования. Определены мероприятия, требуемые для внедрения вариантов приема и переработки ПНГ в объеме 3,0 и 3,2 млрд м3/год.

Как показали расчетные исследования, оба варианта развития ЮБ ГПК позволят обеспечить высокое извлечение целевых компонентов Сз+Вышеп0 комплек-

су - на уровне 90 %. Без учета капзатрат для реконструкции блока НТК с турбоде-тандером незавершенного производства на повышенную производительность 1,3---1,6 млрд м3/год (НТК-1300), которые по обоим вариантам развития будут примерно одинаковы:

- основная часть капитальных вложений на переработку ПНГ при приеме 3,0 млрд м3/год придется на значительную реконструкцию блока НТК действующего производства (достраивание его до схемы НТК с турбодетандером), строительство новой ПХУ и нового блока теплоносителя с печью для УПГ действующего производства;

- основная часть капитальных вложений при приеме и переработке 3,2 млрд м3/год нефтяного газа придется на строительство нового (второго) блока НТК-1300 с собственными ПХУ и блоком теплоносителя с печью.

Таким образом, оба рассмотренных варианта развития ЮБ ГПК потребуют больших капитальных затрат, длительного срока реализации и связанной с этим продолжительной остановкой производства Такие решения не соответствовали поставленной задаче и после рассмотрения и оценки не рекомендованы к внедрению.

В четвертой главе приведены результаты расчетных исследований по увеличению производительности УПГ действующего производства от 1,092 до 1,827 млрд м /год и производительности блока НТК с турбодетандером незавершенного производства до 1,3... 1,6 млрд м3/год.

В связи с тем, что уже с августа 2007 г. прогнозировалась подача на ЮБ ГПК газа с Приобской КС, а блок НТК с турбодетандером был еще не достроен, возникла необходимость работы ЮБ ГПК по пусковой схеме.

Пусковая схема, вследствие коротких сроков (в период плановых ремонтов), предполагала минимальный объем работ по реконструкции действующей УПГ, связанных с изменением технологической схемы и заменой или монтажом новых аппаратов. Сохранение уровня извлечения целевых компонентов Сз+выше при значительном увеличении производительности должно обеспечиваться также за счет реконструкции существующих аппаратов путем замены массообменных и сепарационных элементов на более эффективные устройства конструкции ОАО "НИПИгазпереработка".

По мере изменения и уточнения прогноза поставок низконапорного и высоконапорного газов на ЮБ ГПК была поставлена задача рассчитать несколько вариантов работы комплекса по пусковой схеме, отличающихся объемом сырьевых потоков, подаваемых на действующую УПГ: 1,092; 1,5 и 1,827 млрд м3/год. По пусковой схеме осушенный высоконапорный газ с построенного узла приема Приобского газа предложено подавать на блок НТК

действующего производства, а переработку неосушенного газа с Мамонтовской КС вместе с выделившимся на МКС конденсатом - осуществлять на блоке HTA, оснащенном системой впрыска моноэтиленгликоля (МЭГ).

В первой половине 2007 г. во время планового ремонта ЮБ ГПК на УПГ была осуществлена частичная замена существующего и установка нового оборудования, а также реконструкция аппаратов К-301, К-302, С-350 и С-301 (замена внутренних устройств). В августе 2007 г. осуществлен пуск блока HTA и вывод его на устойчивый технологический режим после проведенной модернизации, обеспечивающей подачу газа на HTA в объеме 125... 130 тыс. м/ч, (что составляет ~ 1,0... 1,1 млрд м3/год против 0,64 млрд м3/год по проекту).

Дальнейшее увеличение производительности блока HTA (до 1,5 млрд м3/год), как показали и расчеты, и работа блока по факту, невозможно в связи с перегруженностью по углеводородному конденсату колонн К-301, К-302 и нехваткой тепла для обогрева куба этих аппаратов.

Поэтому возникла необходимость скорейшего ввода в эксплуатацию колонны К-306 (блока НТК действующей УПГ), для которой был предложен отдельный контур теплоносителя (с установкой нового оборудования: емкости Е-331 и насоса Н-331/1,2), рисунок 3.

С целью уменьшения потерь целевых углеводородов (в основном - пропана) с газом деэтанизации из колонны К-306 часть сырьевого конденсатного потока (~30 %, определена расчетным путем) предложено отводить без подогрева для подачи в шлемовую трубу деэтанизатора и далее на ее орошение. Кроме того, на линии охлаждения верха колонны К-306 установлен новый пропановый холодильник Х-305. При этом извлечение углеводородов Сз+ВЬ1шена действующей УПГ будет находиться на уровне 80 %.

Для определения возможной степени извлечения углеводородов С3+вь,ше на реконструированном блоке HTA были проведены расчетные исследования по выбору необходимой циркуляции абсорбента, обеспечивающей максимальное извлечение целевых углеводородов (рисунок 4).

При этом учитывалось, что суммарная тепловая нагрузка на печь П-301 и, соответственно, количество тепла в абсорбер К-301, ограничено ( теплопроиз-водительность печи 10,11 МВт по проекту). Кроме того, расход пропанового холода на действующей ПХУ также ограничен ~ 5,6 МВт.

Рисунок 3 - Принципиальная технологическая схема УПГ, рекомендованная к внедрению

Расход газа на HTA -130 тыс. м3/ч Температура абсорбции —0...5 °С Давление - 3,2 МПа

Рисунок 4 - Зависимость степени извлечения Сз+Выше от циркуляции абсорбента на блоке HTA

Результаты расчетов показывают, что увеличением циркуляции абсорбента, в принципе, возможно достичь степени извлечения Сз+Выше на уровне 86 % при сложившихся параметрах процесса (расход газа, температура и давление). Но предельная проектная нагрузка на печь П-301 дает возможность при циркуляции абсорбента 19500 кг/ч получить степень извлечения Сз+вь.ше на блоке HTA только на уровне 80 %. Эти данные соответствуют приему газа на реконструированную УПГ (HTA + НТК) в количестве 1,8 млрд м3/год. При фактической загрузке УПГ в 2011-2012 гг. на уровне 1,0 млрд м3/год по газу реальная степень извлечения С3+вышс на УПГ составила 88...89 %, что вполне объяснимо (таблица 1).

Таблица 1 - Основные технико-экономические показатели работы УПГ

Наименование показателя До модернизации (2006 год) Расчетные данные Факт 20112012 гг.

Прием нефтяного газа, млн м^год , всего - низконапорного - высоконапорного 814,36 814,36 1827,00 1092,00 735,00 -1030

Содержание Сз+вь,ше в нефтяном газе, г/мл: - в низконапорном газе —в высоконапорном газе 329,6 332,8 374,8 350...360

Выработка готовой продукции: - сухого отбензиненного газа, млн м /год - ШФЛУ, тыс. т/год 705,02 214,98 1598,13 496,71 880...890 320...330

Глубина извлечения углеводородов Сз+„ыше: — содержание С3+вь,Шс в СОГ, г/м - извлечение Сз+Вышо % 76,2 79,9 95,4 80,0 40...43 88...89

Рецикловые потоки на МКС, млн м^/год 37,40 -

Потребляемая мощность компрессоров МКС, МВт 13,60 17,59 -

Годовой расход электроэнергии на компримирование низконапорного газа, тыс. МВт 114,24 145,84

Удельный расход электроэнергии на компримирование 1000 м3 низконапорного газа, кВт 140 132

Тепловая нагрузка на печь П-301, МВт 7,36 10,11 -9,20

Годовой расход пропанового холода, тыс. МВт 48,25 48,61 48,61

Удельный расход пропанового холода на выработку 1 т жидкой продукции, кВт -217 100 -150

С целью повышения эффективности работы действующей УПГ при приеме нефтяного газа в объеме 1,827 млрд м3/год предложено газовые сдувки из емкостей Е-302 и Е-308, возвращаемые до модернизации на Мамонтовскую КС, использовать для предварительного насыщения абсорбента, поступающего в абсорбер К-301. Выполнены расчеты с предварительным насыщением абсорбента.

Как показали расчетные исследования, внедрение мероприятия по предварительному насыщению абсорбента при переработке 1,827 млрд м3/год нефтяного газа позволит дополнительно выработать 23,9 тыс. т/год ШФЛУ при существующей тепловой производительности печи.

Схема модернизированного блока НТК-1300 при увеличении производительности до 1,6 млрд м3/год приведена на рисунке 5.

Рисунок 5 - Принципиальная технологическая схема блока НТК-1300: К-1 - деметанизатор; К-2 - деэтанизатор; Т-301, Т-302, Т-304, Т-312, Т-314 - рекуперативные теплообменники; Т-303, Т-308 - пропановые испарители; Т-305 - подогреватель; Т-307 - испаритель деэтанизатора; Т-313 - воздушный холодильник; Е-301 - рефлюксная емкость; Ем-301 - емкость метанола; Е-302 - емкость теплоносителя; П-301 - течь; Н-301, Н-302, Н-303 - насосы

С целью оптимизации работы НТК-1300 была проведена серия расчетов по распределению потока нефтяного газа на входе НТК-1300 по "основному" (Т-313 -> Т-301 -> Т-303 Т-304) и "малому" (Т-302 -> Т-305) контурам, результаты которых представлены в таблице 2 и на рисунках 6 и 7. Таблица 2 - Результаты расчетных исследований по распределению

Соотношение потоков

Наименование показателя "основной" контур : "малый" контур, % мае.

88: 12 82 : 18 80,7 : 19 79,4 : 21 75 :25 70:30 64:36

Температура газа после Т-304, °С -41,01 -43,35 —43,94 -43,96 -43,92 -43,15 -40,86

Температура газа после Т-305, °С -46,70 —46,81 -46,79 —44,32 -35,57 -25,08 -12,91

Температура газа в С-301, °С -41,69 -43,97 -44,49 -44,04 —41,83 -37,71 -30,71

Содержание С3+,ыше в СОГ, г/м3 30,3 27,4 26,6 27,1 30,5 37,8 54,0

Выработка ШФЛУ, кг/ч " 54916 55555 55591 55562 55100 54086 51833

Извлечение С1+вьт!е, % 0 92,75 93,83 93,92 93,86 93,06 91,37 87,56

Примечание - С учетом подачи 30921 кг/ч углеводородного конденсата в деэтанизатор К-302.

I -30

I -32 £

£ -34 ¡О -36

5 -

фо -36

со

■80-40 -42

<0 <0

о. О. -.

ф (о - 44 I § -46

I- ш

\ > —►

V

л

/ ^

/ >

<6 / -

N

94

92

0А

90

60 65 70 75 80 65 90 Количество газа, охлаждаемого по главному контуру, %

86

Рисунок 6 - Зависимость степени извлечения Сз+выше и температуры в сепараторе С-301 от распределения сырьевых потоков на входе НТК-1300

Выработка ШФЛУ увеличивается на 500-700 кг/ч при охлаждении газа на два градуса

23

//

Г

{

О

-46 .44 -42 -40 -33

Температура газа в сепараторе С-301, °С

-36

Рисунок 7 - Влияние температуры охлаждения газа на выход ШФЛУ на НТК-1300 (без учета подачи конденсата в деэтанизатор К-302)

Расчетные исследования показали, что распределение сырьевых потоков по "основному" и "малому" контурам при неизменных входных параметрах нефтяного газа (составе, количестве, давлении, температуре) существенно влияет на извлечение целевых углеводородов Сз+Выше.

Оптимальная доля сырьевого газа по "малому" контуру в данном конкретном случае составляет 19...21 % мае. от общего потока, при этом будет обеспечиваться минимальная температура в низкотемпературном сепараторе С-301 (не выше минус 44 °С), которая определяет максимальный отбор Сз+ВЬ1Ше- Из приведенных данных видно, что минимальной температуре минус 44,5 С охлаждения сырьевых потоков степень извлечения целевых углеводородов составляет ~ 94 %, а при увеличении температуры охлаждения газа на два градуса происходит потеря выработки ШФЛУ в количестве 500...700 кг/ч или примерно 50 тыс. т/год (рисунок 7).

В пятой главе приведены материалы по модернизации ЮБ ГПК: описание технологических схем действующей УПГ и НТК-1300, рекомендации по основному технологическому оборудованию, технико-экономические показатели предложенных мероприятий и экспертная оценка экономического эффекта от их внедрения, а также дано краткое описание работы ЮБ ГПК в настоящее время.

Главными причинами выбора данной схемы явились: 1) проведение модернизации в период плановых ремонтов и 2) сравнительно невысокие капитальные вложения.

В результате модернизации УПГ ее производительность по сырью повышена до 1,827 млрд м3/год при сохранении извлечения углеводородов С3+выше на прежнем уровне. Данный показатель по отбору целевых компонентов достигается за счет изменений в технологической схеме (предварительного насыщения абсорбента, подаваемого в абсорбер, газами деэтанизации; подачи части холодного питания в шлемовую трубу деэтанизатора К-306; изменений в системе рециркуляции теплоносителя, а также в системе рекуперации холода/тепла потоков в результате установки пропанового холодильника и дополнительных теплообменников), замены или монтажа новых аппаратов, а также за счет реконструкции действующих аппаратов путем замены массообменных и сепарационных устройств на более эффективные. При этом:

- исключены балластные рецикловые потоки на Мамонтовскую КС в количестве 37,4 млн м3/год, что приводит к экономии электроэнергии (~2280 тыс. кВт в год, что составляет ~5,0 млн руб.) на компримирование низконапорного газа;

- удельный расход пропанового холода на выработку 1 тонны жидкой продукции по модернизированной схеме снижается с 217 до 100...

150 кВт, при этом затраты на электроэнергию уменьшаются на 60... 110 млн руб./год;

- экономическая эффективность от реализации дополнительно выработанной ШФЛУ в количестве 23,9 тыс. т/год в результате внедрения мероприятия по предварительному насыщению абсорбента составит ~ 266 млн руб./год.

Отличия схемы НТК-1300 от проектной схемы НТК с турбодетандером в связи с увеличением ее производительности заключаются в следующем (см. рисунок 5):

— для эффективного использования в зимнее время аппарата воздушного охлаждения Т-313 рекомендуется установить его на входе блока, а не после теплообменника Т-301, как это было предусмотрено проектной схемой (в связи с более низкой температурой поступающего на блок переработки нефтяного газа);

- частично деэтанизированный конденсат из колонны К-301, направляемый в качестве питания в колонну К-302, после нагрева потоком нефтяного газа в теплообменнике Т-302 имеет достаточно низкую температуру (минус 7...минус 1 °С после смешения с подаваемым на переработку с Приобской КС конденсатом). Такая низкая температура питания деэтанизатора К-302 приводит к перегрузке нижней секции аппарата и необходимости замены колонны К-302 на новую, с большим диаметром. Для того, чтобы не менять существующую колонну К-302, на линии подачи сырья в нее рекомендуется установить новый рекуперативный теплообменник Т-314, в котором будет утилизироваться тепло нижнего продукта колонны (ШФЛУ), при этом исчезает потребность в использовании (по проектной схеме) воздушного холодильника Т-309 для охлаждения ШФЛУ перед подачей ее в товарный парк;

— в поток газа, поступающего из сепаратора С-301 на вход турбодетандера ТДА, из-за недостаточной осушки газа, направляемого с Приобской КС, необходимо вводить небольшое количество "испаренного метанола" с целью предотвращения возможного гидратообразования, для чего устанавливается емкость метанола Ем-301. Подача метанола в испаренном виде позволяет более тонко регулировать расход метанола и снизить его примерно на порядок (до 0,5... 1,0 кг/ч), что приводит к общей экономии метанола, а также минимальному его содержанию в товарной ШФЛУ (~5 ррш).

Выбор основного технологического оборудования для модернизации блока НТК-1300 проводился с учетом требований по работоспособности в интервале производительности по нефтяному газу и углеводородному конденсату -40...+20 % без снижения качества выпускаемой продукции, т. е. на блоке

НТК-1300 может перерабатываться около 1,6 млрд м3/год сырья с глубиной извлечения целевых углеводородов С3+выше на уровне 94 %.

Для завершения строительства НТК-1300 потребовались: новый турбоде-тандерный агрегат на увеличенную производительность; блок теплоносителя, замена большинства теплообменных аппаратов на новые с большей поверхностью теплообмена; реконструкция колонны К-302 и сепаратора С-301 (замена внутренних устройств) и замена емкости Е-301 на аппарат большего объема.

В результате проведения модернизаций действующей УПГ и блока НТК-1300 возможность приема и переработки ПНГ на Южно-Балыкского ГПК была увеличена до 3,1. ..3,3 млрд м3/год вместо 0,8. ..0,9 млрд м3/год в 2006 г.

В настоящее время фактический объем поставок нефтяного газа на ЮБ ГПК по ряду причин не достиг прогнозируемого (например, строительство в 2010 г. вблизи Приобской КС газотурбинной станции, на которую стали подавать часть скомпримированного газа).

На рисунке 8 показаны фактическая производительность ЮБ ГПК по ШФЛУ по годам и степень извлечения углеводородов С3+выше.

2005 2006 2007 2008 —Выработка ШФЛУ

2009 2010 2011 2012 Г«ды

I— Стелем» извлечения СЭ^еыш*

Рисунок 8 - Динамика производительности по ШФЛУ на ЮБ ГПК и степени извлечения углеводородов С3+выше

На УПГ перерабатывается весь низконапорный газ (-1,0 млрд м в 20112012 гг.); извлечение целевых углеводородов С3+ВЬ1ше находится на уровне 87...89 %, что выше расчетного (80 %) из-за меньшего, по сравнению с расчетным, объема подаваемого на переработку нефтяного газа.

На блоке НТК-1300 перерабатывается менее 1,0 млрд м3/год газа с Приобской КС (-960 млн м3 в 2011-2012 гг.); извлечение целевых углеводоро-

дов Сз+выше находится на уровне 91%. Более низкое извлечение (по сравнению с расчетным) объясняется рядом причин: снижением давления газа, поступающего на вход блока НТК-1300 до 2,6...2,8 МПа по факту вместо прогнозируемого 3,15 МПа, в результате газ на турбодетандере детандируется с меньшего давления, что приводит к повышению температуры газа после детандера; недостаточной пропускной способностью теплообменника Т-301 (установленному по факту не с теми параметрами, которые были рекомендованы, из-за чего часть газа приходится пропускать по байпасной линии мимо Т-301). В результате повышения температур после детандера и в низкотемпературном сепараторе С-301, в конечном итоге, снижается отбор углеводородов Сз+выше.

В шестой главе рассмотрена возможность производства нового вида продукции - авиационного сконденсированного топлива: разработана принципиальная схема блока получения АСКТ, подобрано основное технологическое оборудование, определены ТЭП и дана экспертная оценка экономической эффективности от внедрения производства новой продукции на ЮБ ГПК.

В результате проведенных исследований и разработок установлены, изменены и введены новые показатели качества в технологию производства АСКТ:

- потенциальное содержание пропана в АСКТ увеличено с 7,2 до 12,0 % мае.;

- допускается наличие жидких углеводородов до С^;

- допускается наличие ароматических и нафтеновых углеводородов до 6,0 % мае.;

- допускается наличие олефиновых углеводородов до 10,0 % мае.;

- уточнено содержание сернистых соединений с намного более жесткими нормами по сравнению с авиакеросином ТС-1 (0,002 % мае. вместо 0,2 % мае. для топлива ТС-1)

Внесенные изменения не снижают высокие экологические, эксплуатационные, экономические характеристики АСКТ, но при этом существенно расширяют возможности промышленного производства АСКТ из самых различных видов сырья.

Сырьем для производства АСКТ на Южно-Балыкском ГПК является ШФЛУ, получаемая из нефтяного газа. Для определения технологических параметров проведения процесса и выбора оборудования проведены технологические расчеты получения АСКТ по моделирующей программе "HYSYS Process".

Блок получения АСКТ (рисунок 9) включает в себя полную ректификационную колонну (депропанизатор) с сопутствующей обвязкой по верху и низу (теплообменные аппараты, емкости, насосы).

В ректификационной колонне происходит разделение ШФЛУ на верхний продукт - сжиженный газ, отвечающий требованиям марки ПА (пропан авто-

мобильный), и нижний продукт - АСКТ. Производительность блока получения АСКТ принята 30 тыс. т/год по продукту.

Рисунок 9 - Технологическая схема блока получения АСКТ: К-1 - колонна получения АСКТ; И-1 - испаритель; ВХ-1, ВХ-2 - воздушные холодильники; Е-1 - рефлюксная емкость; Н-1 - насос; Е-2 - емкость хранения и отгрузки; Т-1 - теплообменник (в случае подачи ШФЛУ из продуктопровода или товарного парка)

Основное технологическое оборудование, необходимое для создания блочной установки производства АСКТ, представлено в таблице 3.

Таблица 3 - Основное технологическое оборудование для производства АСКТ

Наименование аппарата Количество единиц Габаритные размеры Б(Ь)хН( Ь) или ЬхВ(0)хН, мм

Ректификационная колонна 1 1000x16600

Испаритель 1 8300х(1000)х 1200

Воздушный холодильник 2 8400x3500x4600 3400x1400x1800

Рефлюксная емкость 1 У= 16 м3; 1600х(8300)

Насос 2 1000x450x405; О до 15 м'/ч

Емкость хранения и отгрузки 3 У= 50 м3; 2400х(11000)

Материальное исполнение всех аппаратов - 09Г2С, 16 ГС. Внутренние устройства колонны К-1 - нержавеющая сталь.

Экспертная оценка стоимости разработки, изготовления и строительства блока получения АСКТ производительностью 30 тыс. т/год составляет, ориентировочно, 90 млн руб.

Оценка экономической эффективности от внедрения производства АСКТ на ЮБ ГПК для блока получения АСКТ производительностью 30 тыс. т/год показала, что прибыль предприятия составит ~82 млн руб., а срок окупаемости капитальных вложений - 1,1 года.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Для приема и переработки на Южно-Балыкском ГПК дополнительного объема нефтяного газа и получения максимального количества ШФЛУ выполнены расчетные исследования и представлены технические решения по совершенствованию технологий и использованию современного оборудования на действующей УПГ и блоке НТК с турбодетандером.

2. Производительность модернизированной УПГ действующего производства по нефтяному газу увеличена до 1,8 млрд м3/год вместо 0,8...0,9 млрд м3/год до проведения реконструкции, причем извлечение целевых компонентов Сз+Выше сохранено на уровне ~80 %.

3. Удельный расход пропанового холода на выработку 1 тонны жидкой продукции по модернизированной схеме УПГ (HTA + НТК) снижается с 217 до 100...150 кВт, при этом затраты на электроэнергию уменьшаются на 60...110 млн руб./год;

4. Отбор углеводородов С3+ВЫШе на уровне 80 % на модернизированной УПГ достигается за счет установки дополнительного оборудования из имеющегося резерва, а также использования нового современного технологического оборудования и высокоэффективных массообменных и сепарационных устройств, а, главное, - за счет изменений в технологической схеме, основным из которых является предварительное насыщение абсорбента, подаваемого в абсорбер, газами деэтанизации, которые ранее (в количестве 37,4 млн м3/год) являлись балластом и подавались на сырьевую компрессорную. Извлечение углеводородов С3+выше за счет предварительного насыщения абсорбента увеличивается на 3,0...4,1 % (23,9 тыс. т/год дополнительно выработанной ШФЛУ); экономическая эффективность составила ~266 млн руб.

5. В результате реконструкции блока НТК с турбодетандером производительность модернизированного блока НТК-1300 по сырью увеличена с 1,07 до ~ 1,6 млрд м3/год, поскольку выбор основного технологического оборудования проводился с учетом требований обеспечения работоспособности

блока в интервале -40...+20 % от номинальной (1300 млн м3/год) производительности.

6. В сжатые сроки без остановки действующего производства (только в период плановых ремонтов) и со сравнительно небольшими капитальными затратами возможность приема и переработки ПНГ на ЮБ ГПК была доведена до 3,1...3,3 млрд м3/год. Фактическая выработка ШФЛУ в 2011-2012 гг. увеличена до 700 тыс. тонн вместо 246,7 тыс. тонн в 2006 г.

7. Разработаны и запатентованы технология, техника и объекты производства нового вида продукции - авиационного сконденсированного топлива для вертолетной техники - применительно к ЮБ ГПК. Проведены технологические расчеты, выбор основного технологического оборудования и предложена технологическая установка для производства АСКТ в комплектно-блочном исполнении. Экспертная оценка стоимости разработки, изготовления и строительства блока получения АСКТ производительностью 30 тыс. т/год - 90 млн руб.; срок окупаемости 1,1 года; экономическая эффективность от внедрения данного мероприятия составит, ориентировочно, 82 млн рубУгод.

Основное содержание работы изложено в следующих публикациях

Статьи в журналах из перечня ВАК:

1 Пуртов П.А., Аджиев А.Ю., Калачева Л.И., Бащенко Н.С. Модернизация Южно-Балыкского ГПК для дополнительного приема и переработки нефтяного газа // Нефть, Газ и Бизнес. - 2011. - № 5. - С. 53-57.

2 Пуртов П.А., Аджиев А.Ю., Калачева Л.И., Бащенко Н.С. Модернизация схемы НТК с турбодетандером на Южно-Балыкском ГПК // Нефть, Газ и Бизнес, - 2011.-№6.-С. 53-56.

3 Бащенко Н.С., Пуртов П.А., Аджиев А.Ю., Зайцев В.П. Получение нового авиационного топлива АСКТ на газоперерабатывающих заводах // Недропользование XXI век.- 2011. - № 6. - С. 34-38.

4 Бащенко Н.С., Пуртов П.А., Аджиев А.Ю., Ковалев И.Е., Маврицкий В.И., Зайцев В.П. Возможности производства нового авиационного топлива АСКТ // Транспорт на альтернативном топливе. - 2012. - № 3 (27). - С. 43^6.

5 Пуртов П.А., Аджиев А.Ю., Бащенко Н.С., Зайцев В.П. Новое авиационное топливо для экономического развития Сибири и шельфа//Нефть, Газ и Бизнес. -2013.-№3,-С. 53-56.

Патенты РФ:

6 Патент РФ на изобретение № 2458101. Способ получения авиационного сконденсированного топлива (варианты) / Аджиев А.Ю., Пуртов П.А., Бащенко Н.С., Карепина Л.Н. Приоритет 09.06.2011. Опубл. 10.08.2012, Бюл. № 22.

7 Патент РФ на полезную модель № 116146. Установка переработки газов с получением моторных топлив / Аджиев А.Ю., Пуртов П.А., Бащенко Н.С., Карепина JI.H. Приоритет 11.01.2012. Опубл. 20.05.2012, Бюл. № 14.

8 Патент РФ на полезную модель № 116980. Установка переработки углеводородного газа / Аджиев А.Ю., Пуртов П.А., Бащенко Н.С., Карепина JI.H. Приоритет 11.01.2012. Опубл. 10.06.2012, Бюл.№ 16.

9 Заявка № 2012133827 Установка подготовки и переработки газовых углеводородных смесей (варианты) / Аджиев А.Ю., Пуртов П.А., Бащенко Н.С., Карепина Л.Н. Приоритет 07.08.2012.

10 Патент РФ на полезную модель № 121018. Компрессорная станция углеводородного газа с получением моторного топлива/ Аджиев А.Ю., Пуртов П.А., Бащенко Н.С., Карепина JI.H. Приоритет 11.05.2012. Бюл. № 28.

Статьи в журналах и сборниках:

11 Пуртов П.А., Бащенко Н.С., Аджиев А.Ю., Ясьян Ю.П. Модернизация Южно-Балыкского ГПК // Материалы XXIV Всероссийского межотраслевого совещания в г. Сочи, 6-7 октября 2010 г. - Краснодар, 2011. - С. 70-78.

12 Бащенко Н.С., Пуртов П.А., Аджиев А.Ю. Перспективы использования ПНГ для производства нового авиационного топлива АСКТ // Материалы

XXIV Всероссийского межотраслевого совещания в г. Сочи, 6-7 октября 2010 г. - Краснодар, 2011. - С. 36-40.

13 Аджиев А.Ю., Пуртов П.А., Бащенко Н.С. Получение нового авиационного топлива АСКТ на ГПЗ и в промысловых условиях // Материалы

XXV Всероссийского межотраслевого совещания в г. Геленджик, 27 сентября-1 октября 2011 г. - Краснодар, 2012. - С. 56-62.

14 Пуртов П.А., Аристович Ю.В. Перспективные технологии переработки УВС и инжиниринговые решения при модернизации производства // Материалы XXV Всероссийского межотраслевого совещания в г. Геленджик, 27 сентяб-ря-1 октября 2011 г. - Краснодар, 2012. - С. 46-50.

15 Аджиев А.Ю., Пуртов П.А., Бащенко Н.С, Зайцев В.П.. Перспективы внедрения АСКТ при экономическом развитии Сибири и Арктического шельфа/Материалы XXVI Всероссийского межотраслевого совещания в г. Геленджик, 11-15 сентября 2012 г. - Краснодар, 2013. - С. 23-27.

16 Аджиев А.Ю., Бащенко Н.С., Пуртов П.А. Получение нового авиационного топлива из попутного нефтяного газа // Нефтегазовый форум и XX Юбилейная международная специализированная выставка "Газ. Нефть. Технологии - 2012". Материалы научно-практической конференции 23 мая 2012 г. - Уфа, 2012. - С. 475-477.

17 Мегедь А., Аджиев А., Пуртов П., Килинник А., Бащенко Н. Утилизация ПНГ: проблемы и технические решения//Разведка и добыча. - 2013. - № 5 -С. 46-48.

Принятые сокращения:

АСКТ - авиационное сконденсированное топливо

БРГ - блок регенерации гликоля

ГПЗ - газоперерабатывающий завод

ДКС - дожимная компрессорная станция

НМЭГ - насыщенный раствор моноэтиленгликоля

HTA - низкотемпературная абсорбция

НТК - низкотемпературная конденсация

ПХУ - пропановая холодильная установка

РМЭГ - регенерированный раствор моноэтиленгликоля

СОГ - сухой отбензиненный газ

ШФЛУ - широкая фракция легких углеводородов

Тираж 100 экз.

Бумага обложка 230 г/м2 матовая. Бумага блок 80 г/м2 офсетная.

ОАО «НИПИгазперерабтка» Служба проектной документации 350000, г. Краснодар, ул. Красная, 118 тел. (861) 238-60-60, факс (861) 238-60-70 Сайт: www.nipigas.ru E-mail: info@nipigas.ru

ФГБОУ ВПО «КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ОАО «НИПИГАЗПЕРЕРАБОТКА»

На правах рукописи

04201452867

ПУРТОВ ПАВЕ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ

ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ГАЗА (НА ПРИМЕРЕ ЮЖНО-БАЛЫКСКОГО ГПК)

Специальность 05.17.07 «Химическая технология топлива и высокоэнергетических веществ»

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель, доктор технических наук, профессор Ю.П. Ясьян

Краснодар, 2013

/

Всего страниц 169

СОДЕРЖАНИЕ

Стр.

Введение........................................................................................................4

1 Литературный обзор....................................................................................................6

1.1 Состояние сбора, транспорта, подготовки и переработки нефтяного

газа...........................................................................................................................6

1.2 Существующие процессы переработки нефтяного газа.....................................18

1.3 Основное оборудование подготовки и переработки ПНГ...................................30

2 Состояние Южно-Балыкского газоперерабатывающего комплекса до модернизации.............................................................................................................39

2.1 Общие сведения о производстве.........................................................................39

2.2 Действующие и существующие установки ЮБ ГПК............................................40

2.3 Сырье, готовая продукция и эффективность работы действующего производства..........................................................................................................49

3 Задачи модернизации Южно-Балыкского ГПК. Варианты

развития комплекса.......................................................................................................54

3.1 По степени извлечения углеводородов Сз+ВЫше...................................................54

3.2 По приему дополнительного сырья......................................................................61

3.3 Основные технические решения для вариантов развития ЮБ ГПК

при приеме и переработке 3,0 и 3,2 млрд м3/год нефтяного газа......................71

4 Экспериментальные исследования.......................................................................75

4.1 Расчетные исследования по увеличению производительности УПГ действующего производства.................................................................................75

4.2 Расчетные исследования по увеличению производительности блока

НТК с турбодетандером незавершенного производства....................................95

5 Модернизация Южно-Балыкского ГПК.................................................................104

5.1 Модернизация УПГ действующего производства.............................................104

5.1.1 Технологическая схема.............................................................................104

5.1.2 Основное технологическое оборудование.............................................110

5.1.3 Основные ТЭП и оценка экономической эффективности от внедрения предварительного насыщения абсорбента........................114

5.2 Модернизация блока НТК с турбодетандером..................................................119

5.2.1 Технологическая схема.............................................................................119

5.2.2 Основное технологическое оборудование.............................................124

5.2.3 Основные технико-экономические показатели.....................................129

5.3 Переработка нефтяного газа на ЮБ ГПК после его модернизации.................131

6 Перспектива по получению сконденсированного авиационного топлива (АСКТ) на ЮБ ГПК.....................................................................................................134

6.1 Краткая характеристика и область использования АСКТ............................134

6.2 Технологическая схема блока получения АСКТ................................................141

6.3 Основное технологическое оборудование.........................................................143

6.4 Основные ТЭП и оценка экономической эффективности от

внедрения производства АСКТ...........................................................................144

Выводы......................................................................................................146

Список использованных источников.......................................................................148

Приложение А Акт от 10.08.2007 г. по проведению работ по пуску установки HTA и выводу ее на устойчивый режим

работы......................................................................................158

Приложение Б Письмо № 05/1553 от 06.09.2007 г. с ОАО "Южно-

Балыкский ГПК".......................................................................160

Приложение В Письмо с Южно-Балыкского ГПК (исх. № 2943 от

10.10.2012 г.)............................................................................161

Приложение Г Письмо из ООО "СИБУР" о возможности производства АСКТ (исх. № 846/2/1/СР от

18.04.2011 г.)............................................................................163

Приложение Д Акт о внедрении результатов диссертационной

работы Пуртова П.А......................................................164

Приложение Г Акт о внедрении результатов диссертационной

работы Пуртова П.А. в учебный процесс.............................169

ВВЕДЕНИЕ

Ввиду мирового лидерства по объему неутилизированного газа в России проблема сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ), присущая всем нефтедобывающим странам, является наиболее актуальной: ежегодно на факелах сжигаются десятки миллиардов кубометров ПНГ. Это приводит к безвозвратной потере ценнейших углеводородов - сырья для газо- и нефтехимии, а также пагубно влияет на экологию добывающих регионов, поскольку при сжигании ПНГ в атмосферу выбрасываются сотни тысяч тонн вредных веществ (оксидов углерода, азота, сажи). В последние годы проблема сжигания ПНГ стоит особенно остро: Постановлением Правительства РФ № 7 от 8 января 2009 г. установлен целевой показатель сжигания на факельных установках (на 2012 г. и последующие годы) - не более 5 % от объема добытого ПНГ, и введен новый порядок расчета платы за выбросы, образующиеся при сжигании сверх лимита.

Задача увеличения степени использования ПНГ и доведения его до целевого ориентира (95 %) может решаться: созданием систем сбора и транспортировки ПНГ в необходимых объемах, строительством промысловых установок подготовки и переработки газа или новых ГПЗ, а также модернизацией и техническим перевооружением существующих заводов, имеющих необходимую инфраструктуру и квалифицированный персонал.

Например, ОАО "СИБУР Холдинг" для увеличения степени использования ПНГ выполняет модернизацию и реконструкцию существующих газоперерабатывающих комплексов Западной Сибири, которые до 2014 года позволят увеличить прием и переработку ПНГ с 17 до 22,5 млрд м3/год.

Одним из предприятий по переработке ПНГ, принадлежащих ОАО "СибурТю-меньГаз", является Южно-Балыкский газоперерабатывающий комплекс (ЮБ ГПК), вокруг которого располагается много нефтегазовых месторождений, недостаточно эффективно эксплуатируемых в направлении использования ПНГ.

Прием и переработка прогнозируемого значительного увеличения поставок нефтяного газа на ЮБ ГПК за счет подачи ПНГ с близлежащих месторождений и газа с Приобской КС (ОАО "НК "Роснефть"), а также со строящейся Южно-Приобской КС (ОАО "Газпром нефть") решается путем совершенствования технологий переработки ПНГ и технического перевооружения данного газоперерабатывающего комплекса.

Цель работы заключается в обеспечении максимально возможной производительности Южно-Бапыкского ГПК по приему нефтяного газа и его переработке с высокой степенью извлечения целевых углеводородов Сз+ВыШе за счет совершенствования технологий и использования современного оборудования, а также разра-

ботки технологии и технических средств для возможности производства на ЮБ ГПК нового вида высокорентабельной продукции - авиационного сконденсированного топлива (АСКТ).

Для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи:

- проведение расчетных исследований по возможности увеличения производительности и степени извлечения действующей установки переработки газа (УПГ) Южно-Балыкского ГПК;

- проведение расчетных исследований по увеличению производительности блока низкотемпературной конденсации (НТК) с турбодетандером;

- при максимальном использовании существующего оборудования действующей УПГ без длительной остановки производства (только в период плановых ремонтов) изучить возможность приема и переработки дополнительного количества газа на ЮБ ГПК;

- исключить рецикловые потоки (газовые сдувки) с действующей УПГ на сырьевую КС, приводящие к увеличению загрузки компрессорной и снижению общей энергоэффективности производства, с направлением их на предварительное насыщение абсорбента, которое повышает степень извлечения Сз+ВЫше;

- обеспечить высокое качество выпускаемой продукции - сухого отбензиненного газа (СОГ), широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и пропана-хладагента;

- разработать технологию и технику производства нового вида продукции -топлива для вертолетной техники АСКТ - применительно к Южно-Балыкскому ГПК;

- выполнить технико-экономическую оценку производства АСКТ на ЮБ ГПК.

При выборе технологических схем и оборудования при модернизации ЮБ ГПК для переработки повышенного количества нефтяного газа главным критерием было максимальное использование существующих производственных мощностей: УПГ действующего производства, изначально запроектированной институтом "Гипрово-стокнефть" по схеме HTA, и незавершенного производства - частично построенной к 2006 году установки переработки газа по схеме НТК с турбодетандером (типовая схема переработки ПНГ для заводов Западной Сибири, разработанная институтом "ВНИПИгазпереработка" в начале 80-х годов прошлого века, с глубиной извлечения углеводородов Сз+выше на уровне 95 %, которая и в настоящее время остается одной из высокоэффективных технологий газопереработки). При прежнем ассортименте готовой продукции (СОГ, ШФЛУ и пропановая фракция) в результате сравнительно небольших капитальных вложений в существующие установки в короткие сроки (без остановки производства) при повышенной производительности должна обеспечиваться максимально-возможная выработка ШФЛУ, а качество выпускаемой продукции соответствовать требованиям нормативной документации.

1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Состояние сбора, транспорта, подготовки и переработки нефтяного газа

Проблема сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ), присущая всем нефтедобывающим странам, в России является особо актуальной ввиду мирового лидерства по объему сжигания газа: по различным оценкам, от 20 до 50 млрд м3/год [1, 2].

Рациональное использование ПНГ является комплексной проблемой: технической, экономической, экологической. Парафиновые углеводороды Сг-Сб, составляющие значительную часть нефтяного газа, при эксплуатации месторождений зачастую не используются, а сжигаются на факелах. Такой подход влечет за собой неэффективное расходование невосполнимого природного ресурса и разрушительное воздействие на экологию добывающих регионов; в атмосферу выбрасываются сотни тысяч тонн вредных веществ (оксидов углерода, азота, сажи). Следует отметить и тот факт, что исходные продукты менее вредны для окружающей среды, чем продукты их сгорания [3, 4].

Попутные нефтяные газы характеризуются различными углеводородными составами, в том числе и вредными примесями (сероводород, диоксид углерода, меркаптаны и др.), низким давлением. При этом существенные различия в расходе и составе ПНГ характерны не только для различных месторождений, но также и в различные периоды разработки одного месторождения.

Газовый фактор нефти в основном составляет 50...500 м3/т, редко имеет низкие значения (менее 20), иногда достигает значения 1000 м3/т и выше [1, 4]. При этом общий расход ПНГ, получаемый на установках подготовки нефти (УПН), обычно составляет по массе 10. ..40 % от товарной нефти [1].

На рисунке 1.1 схематично показана типичная связь принципиальных материальных потоков и в укрупненном виде технологических процессов при подготовке нефти и ПНГ (на схеме обозначение ГСН означает "газ на собственные нужды").

Специфичной особенностью ПНГ является невозможность его транспортировки на большие расстояния без предварительной подготовки.

Как правило, нефть сепарируется при давлении первой ступени 0,5...0,6 МПа, тогда как природный газ поступает из скважины с давлением до 10 МПа [5]. Кроме того, если природный газ в основном состоит из метана, то нефтяной газ в своем составе имеет пропан и более тяжелые углеводороды, а также воду, которые начинают "выпадать" из газа на первых же километрах газопровода, что приводит к двухфазному транспорту и затруднениям при его транспортировке (гидратообразование, пробковый режим). Поэтому помимо осушки и компримирования требуется еще и от-

бензинивание ПНГ, т. е. извлечение из него углеводородов С3+ВыШе, что приводит к большим удельным затратам на сбор и подготовку нефтяного газа и к невысокой доходности инвестиций.

Рисунок 1.1 - Типичная схема связи основных потоков и процессов

при подготовке нефти и ПНГ

Массовая доля углеводородов Сз+Выше в сырьевом ПНГ, полученном объединением газа всех ступеней сепарации и стабилизации нефти, в основном составляет 20...70 % [1].

В большинстве случаев невозможно разделить ПНГ только на два потока: сухой отбензиненный газ (СОГ), отвечающий требованиям для магистрального транспорта или местного использования, и стабильную фракцию Сб+выше- Из сырьевого ПНГ должны образоваться нестабильные углеводородные потоки, состоящие из значительной ДОЛИ уГЛеВОДОрОДОВ Сз+ВЫше.

Основной способ обеспечения полноценной полезной утилизации - разделение ПНГ на товарный газ (СОГ) и товарные жидкие углеводороды, которое сопровождается очисткой и осушкой промежуточных технологических или продуктовых потоков, а также утилизацией отходов переработки.

Во многих случаях в качестве жидкой продукции переработки ПНГ получают только широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) - углеводороды Сз+ВЫше -для поставки ее на нефтехимические производства. Такой вариант часто выбирают как наиболее простой по составу и стоимости оборудования установки подготовки (переработки) газа (УПГ).

С каждым годом все актуальнее вопрос получения сжиженного природного газа (СПГ) как продукции переработки ПНГ. Весь СОГ (или его часть), полученный в ре-

зультате переработки (подготовки) ПНГ, можно переработать в так называемый СПГ - криогенную жидкость (сжиженная метановая фракция) для хранения при незначительном избыточном давлении. Получение СПГ из частично переработанного ПНГ все чаще рассматривают как в целях газоснабжения удаленных населенных или промышленных пунктов, так и в тех случаях, когда транспортировка товарного газа в виде СПГ и сжиженной этановой фракции выгоднее по сравнению с прокладкой трубопровода для магистрального транспорта газа или существуют ограничения по подаче газа в монопольную газотранспортную систему. Производство СПГ и этана является перспективным направлением, однако количество реализованных проектов с полным или почти полным сжижением ПНГ в ближайшем будущем будет занимать незначительную часть от общего числа объектов. Основным направлением остается получение только наиболее востребованных жидких углеводородных продуктов -ШФЛУ, пропан-бутанов и стабильного газового бензина (СГБ), а большая часть остальной массы ПНГ (условно С1-С2) предназначена для подачи в виде СОГ в систему магистральных газопроводов или местным потребителям (электростанциям, населенным пунктам и др.).

Для того, чтобы приблизительно показать порядок величин объема товарной продукции утилизации ПНГ, авторы [1] приводят пример расчета отходов и дополнительной продукции в случае применения типичного варианта переработки ПНГ с получением товарных СОГ, пропан-бутана автомобильного (ПБА) и СГБ.

■ товарная нефть - 500 тыс. т/год, что характерно для среднего (по объему добычи) нефтяного промысла;

■ ПНГ - 100 млн м3/ год (130,6 тыс. т/год), что соответствует газовому фактору нефти на уровне 200 м3 на 1 т товарной нефти.

Выбран по составу средний ПНГ, т. е. не "тощий" и не слишком "жирный", с распространенным средним уровнем содержания азота и кислых компонентов.

Состав общего потока ПНГ всех ступеней сепарации и дегазации нефти (на безводной основе) приведен ниже (мольная доля, %):

НгЭ СОг N2 С1 Сг Сз Сд С5 Сб С7 Сэ Сд+

0,8727 3,9845 4,5836 46,9653 15,2506 13,4152 8,7359 3,7382 1,6241 0,5774 0,2122 0,0404

ПНГ по массе составляет 26 % относительно товарной нефти. Переработка ПНГ на УПГ включает сжатие, очистку и осушку газа, низкотемпературную конденсацию (при температуре минус 30 °С), фракционирование жидких углеводородов (в двух последовательных колоннах) на ПБА (как отдельный продукт, с дополнительной очисткой) и СГБ (фракцию С5+ВЫШе для добавления в товарную нефть). Выходные

потоки УПГ: СОГ-69,6 млн м3/год (62,1 тыс. т/год), часть используется как ГСН; ПБА - 43,3 тыс. т/год; СГБ - 20,8 тыс. т/год, кислый газ - 2,5 млн м3/год (4,4 тыс. т/год) с мольной долей НгЭ, равной 34 %.

В данном примере выход СОГ (весь объем, включая затраты в виде ГСН для УПГ и УПН) по объему составляет около 70 % от сырьевого ПНГ, а выделение фракции Сб+выше (с показателями СГБ) с добавлением ее в нефть обеспечивает повышение массы товарной нефти на 4,2 %.

Вместо размещения отдельных УПН и УПГ во многих случаях, видимо, целесообразно увязывать подготовку нефти и переработку ПНГ в едином технологическом комплексе аналогично тому, как осуществляют совместную подготовку газа и г