CC BY
589
УДК 665.632.074
Концепция создания отечественной линии по производству сжиженного природного газа
А.Ю. АДЖИЕВ, д.т.н., проф., глав, науч. сотр., советник генерального директора Н.П. МОРЕВА, к.т.н., вед. инженер Н.И. ДОЛИНСКАЯ, инженер 1 кат.
ОАО «НИПИгазпереработка» (Россия, 350000, г. Краснодар, Центральный округ, ул. Красная, д. 118). E-mail: info@nipigas.ru
В статье представлена концепция создания отечественной линии по производству сжиженного природного газа, а также проблемы проектирования, строительства, эксплуатации и пути их решения для установок, входящих в состав технологической линии. Для установки аминовой очистки рассмотрены различные абсорбенты, разработанные иностранными и российскими производителями. Приведены требования к адсорбентам при производстве сжиженного углеводородного газа. Представлены результаты сравнительных испытаний отечественных и импортных образцов цеолита типа A, полученные авторами. Приведены основные направления работ по созданию и использованию сорбентов осушки газа при производстве СПГ.
Ключевые слова: сжиженный природный газ, аминовая очистка, абсорбенты, глубокая осушка, адсорбенты, отбензинивание, фракционирование, охлаждение, сжижение.
В соответствии с проектом Энергетической стратегии России до 2035 года в ближайшее время в мире ожидается значительный рост производства и укрепление роли сжиженного природного газа (СПГ) в международной торговле энергоресурсами. В перспективе доля СПГ в общем объеме мировой торговли природным газом может составить более 30% [1, 2].
Для нашей страны создание промышленных центров добычи газа на п-ве Ямал, Дальнем Востоке, на морских месторождениях континентального шельфа Баренцева, Печорского и Карского морей позволит наладить широкое производство СПГ с целью освоения перспективных энергетических рынков, прежде всего Азиатско-Тихоокеанского региона и Европы. К определению возможности реализации масштабных проектов строительства заводов по производству СПГ приступили крупнейшие российские компании - «НОВАТЭК», «Газпром» и «Роснефть».
В нынешних геополитических и экономических условиях выход на высококонкурентные мировые рынки СПГ может быть существенно затруднен в связи с введением ограничений со стороны стран Запада на поставку
ке высокоэффективной отечественной технологии производства СПГ.
Важной особенностью подготовки газа перед его сжижением являются чрезвычайно жесткие требования по содержанию нежелательных примесей [5]:
• сероводород, мг/м3
общая сера, мг/м3
не более 4...5; не более 25. 30; не более 1;
соответствующих технологий и оборудования, что влечет за собой риски несвоевременного ввода российских производственных мощностей [3, 4].
Для успешной реализации проектов СПГ и, как следствие, укрепления позиций России как одной из крупнейших энергетических держав на мировом газовом рынке стратегически важной является задача по разработ-
• влага, ррт
• диоксид углерода,
ррт не более 50;
• метанол, ррт не более 0,5;
• ртуть, нг/м3 не более 10. В настоящее время в РФ действует
только один завод по производству СПГ по проекту «Сахалин-2». На п-ве Ямал компания НОВАТЭК реализует масштабный проект «Ямал СПГ» по строительству завода по производству сжиженного природного газа на ресурсной базе Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения, в рамках проекта планируется построить три очереди. Еще один проект НО-ВАТЕКа - «Арктик СПГ-2». Намерения о строительстве заводов по производству СПГ компаниями «НОВАТЭК»,
«Газпром» и «Роснефть» с целью вывода Российской Федерации на передовые позиции в мире диктуют необходимость разработки, создания и применения отечественной техники и технологий для решения этой задачи.
Наиболее распространенной для производства СПГ является комплектная линия производительностью 5,5 млн т/год по продукту. Зарубежными фирмами прорабатывается вопрос увеличения единичной мощности технологической линии до 7-8 млн т/год. Завод может включать несколько технологических линий, чаще всего три. В состав технологической линии входят следующие установки:
• очистки газа от кислых компонентов (CO2 и H2S);
• глубокой осушки газа и очистки от ртути;
• извлечения углеводородов С2+В...
С3+В;
• охлаждения и сжижения;
• фракционирования С2+В...С3+В.
Кроме этого, технологическая линия
включает объекты общезаводского хозяйства, парки хранения и отгрузки продукции.
Блок-схема получения СПГ представлена на рисунке.
По инициативе НОВАТЭКа в ОАО «НИПИгазпереработка» прорабатывается концепция создания отечественной линии по производству СПГ, соответствующей мировому уровню. Институт обладает необходимыми разработками и более чем 40-летним опытом в области техники и технологии подготовки и переработки углеводородных газов. Данная проблема настолько обширна, что для ее решения требуется не только участие предприятий различного профиля, имеющих прямое отношение к производству СПГ, но и, главное, существенные финансовые и административные ресурсы.
Ниже рассмотрены проблемы проектирования, строительства, эксплуатации и пути их решения для установок, входящих в состав технологической линии производства сжиженного природного газа.
Установка аминовой очистки стоит первой в технологической линии производства СПГ. Основная задача этой установки - очистить природный газ от диоксида углерода и сероводорода до требуемых норм [5]. Зарубежные и отечественные фирмы имеют собственные технологии и абсорбенты для очистки газа от кислых компонентов.
Иностранные фирмы, в частности BASF, SHELL, UOP, DOW CHEMICAL, активно продвигают на российский рынок свои технологии и абсорбенты
Принципиальная блок-схема получения СПГ
Сырой газ после приемных сооружений КПСГ
Технологическая линия
Удаление Осушка газа и Извлечение Сжижение и
кислых газов удаление ртути СУГ охлаждение
Система теплоносителя
Факельная систе ма
Фракционирование
Система технического воздуха и воздуха КИП
Система топливного газа
Система азо та
Хранение и отгрузка СУГ
СПГ
Хранение хладоагента
Хранение и отгрузка готовой продукции
БГС
для очистки газов от СО2. Лицензиары используют, как правило, комбинированные абсорбенты, которые могут, в зависимости от условий очистки и состава сырья содержать алканоламин (обычно Дэа, МДЭА или ДИПА), физический абсорбент, например сульфо-лан, активаторы, такие как пиперазин.
Лишь немногие лицензиары имеют производственные мощности для производства абсорбентов. К таким компаниям относится, например, компания BASF, которая готова поставить абсорбент на основе МДЭА и пипера-зина. Большинство лицензиаров, например SHELL, предлагают купить лицензию на технологический процесс, в состав которого входит первичная поставка абсорбента. Впоследствии абсорбент поставляется лицензиаром путем размещения заказов на специализированных предприятиях - производителях нефтехимической продукции с осуществлением авторского надзора за процессом очистки.
Компания BASF предлагает на рынке абсорбент на основе МДЭА с активацией пиперазином, что позволяет достичь глубины очистки, соизмеримой с первичными аминами (МЭА). При этом затраты на регенерацию идентичны третичным аминам (МДЭА) и при эксплуатации обеспечивается целый ряд преимуществ. К недостаткам поглотителя можно отнести более высокую цену по сравнению с одно-компонентными или ингибированными алканоламинами. BASF разработал абсорбент под фирменным знаком OASE®. Раствор OASE® стабилен вплоть до 180 °C и не подвергается деградации, его потери при эксплуатации, как правило, составляют менее 10% в год. Химически нестабильные побочные продукты, образуемые
традиционными алканоламинами, в частности MEA и DEA, коррозионны по своей сути. Раствор OASE® не содержит подобных компонентов, он не коррозионен, поэтому ингибиторы коррозии не применяются. При использовании этого абсорбента установка работает с низкими эксплуатационными расходами. Компания BASF имеет 30 действующих установок абсорбционной очистки газа от СО2, используемых при производстве СПГ, и 36 строящихся установок.
В качестве одного из вариантов очистки природного газа (ПГ) от диоксида углерода (СО2) до его содержания не выше 50 ppm предлагается отечественная технология - процесс ГАЗАМИН® [6] с использованием высококонцентрированного (4...5N) раствора моноэтаноламина (МЭА), ингибированного полисульфидом (ПС) в количестве 0,2.0,4 г/л рабочего раствора. Полисульфид готовят по простой технологии с использованием МЭА, серы газовой и щелочи (NaOH). Полисульфидный ингибитор надежно защищает оборудование от коррозии, обеспечивая ее уровень не более 0,1 мм/год, значительно снижает пенообразование рабочего раствора и нежелательные отложения на теплопередающих поверхностях и трубопроводах [7, 8]. Технология ГАЗАМИН® внедрена на действующих установках Отрадненского ГПЗ и НГДУ «Южарланнефть». Новые установки очистки нефтяного газа по технологии ГАЗАМИН® созданы для Бавлинского газового цеха ОАО «Татнефть» и Туймазинского газоперерабатывающего предприятия ОАО «АНК «Башнефть» [8, 9]. Подтверждена высокая эффективность защиты от коррозии, а также эффективность
С
2
снижения энергозатрат, капитальных и эксплуатационных расходов.
Моноэтаноламин (МЭА) обладает наиболее сильными щелочными свойствами среди аминов, используемых для очистки газа. Что само по себе предполагает более глубокую очистку с учетом химической реакции между СО2 и амином. МЭА наиболее устойчив в присутствии СО2 ко всем видам реакций и превращений, приводящих к потере амина. Молекулярный вес МЭА (~61) в два раза ниже, чем у МДЭА (~120), и более чем в два раза ниже диизопропаноламина (ДИПА), применяемых на объектах производства СПГ. Это значит, что для получения равных молярных концентраций рабочих растворов амина, которые обычно используются в расчетах процессов очистки, количество МЭА для приготовления раствора будет как минимум в два раза меньше. Стоимость МЭА ниже любого другого амина. Реагент доступен, с высоким качеством производится в России.
Недостатком такого абсорбента является высокая летучесть МЭА, которая проявляется уносом паров амина на стадиях абсорбции и десорбции. При применении МДЭА, температура кипения которого значительно выше (247 °С), чем у МЭА (170 °С), унос амина при рабочих температурах абсорберов значительно снижается. Этот недостаток можно компенсировать эффективной промывкой очищенного газа циркулирующей подготовленной водой, в дальнейшем используемой для подпитки рабочего раствора абсорбента. Кроме того, за счет большей теплоты десорбции МЭА количество тепла на регенерацию растворов значительно выше по сравнению с МДЭА.
Другим возможным направлением исследований и поиска является подбор химического соединения, обладающего не меньшей эффективностью, чем пиперазин, стабильностью в условиях эксплуатации и относительно невысокой стоимостью. Производство этого соединения будет осуществляться в необходимых количествах на российской территории с использованием компонентов, произведенных в России. В итоге будет создан комплексный абсорбент на основе МДЭА и нового соединения, по своим характеристикам не уступающий лучшим зарубежным образцам.
В процессе предстоящих исследований абсорбенты должны быть испытаны на специальных стендах абсорбционной очистки при режимах абсорбции и регенерации (состав, давление, температура), аналогичных условиям про-
мышленной эксплуатации. Абсорбенты также предполагается проверить на термостойкость в жестких условиях регенерации для подтверждения основных технико-экономических показателей абсорбционной очистки и требуемой степени очистки газа.
Следует подчеркнуть, что при наличии в газе таких примесей, как МЭА, ДЭА, МДЭА, продуктов их деградации, ингибиторов коррозии, активаторов, на поверхности и в порах цеолита происходит постепенное закоксовывание адсорбентов на установке осушки. Это является одной из причин снижения адсорбционной емкости цеолитов при их промышленной эксплуатации [10]. За время эксплуатации все адсорбенты независимо от их химического состава постепенно теряют свою активность примерно на 25%. Поэтому так важно, чтобы выбранный абсорбент сводил к минимуму все негативные последствия его применения и позволял максимально защищать адсорбенты, используемые на установке глубокой осушки.
Характеристики абсорбента во многом определяют конфигурацию установки абсорбционной очистки. Правильно подобранный абсорбент позволяет максимально упростить технологическую схему, свести ее к классическим решениям, отказаться от применения дополнительных систем ингибирования коррозии и минимизировать связанную с работой установки инфраструктуру.
У отечественных конструкторов, проектировщиков и машиностроителей нет проблем по разработке и изготовлению технологического оборудования такого масштаба для установок очистки газа. Примерами могут служить установки очистки газа от Н2Б и СО2 на Оренбургском и Астраханском ГПЗ.
Установка адсорбционной осушки и очистки от ртути расположена в технологической линии после установки очистки газа. Как и в первом случае, у отечественного машиностроения не вызывает затруднений разработка и изготовление основного технологического оборудования установки осушки. Существуют определенные вопросы по системам управления, электро- или пневмоприводной арматуре при переключении адсорберов на линиях основного газа и газов регенерации, которые за ближайшие годы, возможно, будут решены.
При сжижении углеводородного газа для предотвращения гидра-тообразования требуется глубокая осушка сырья. Такая степень осушки
достигается при использовании синтетических цеолитов типа 4А (NaA). К адсорбентам для производства СПГ предъявляются довольно жесткие требования. Кроме остаточного содержания влаги в осушенном газе не более 1 ppm, адсорбенты должны обладать высокой динамической емкостью и механической прочностью на истирание и раздавливание, стабильностью по извлечению влаги во времени и обеспечивать срок службы до замены не менее четырех лет.
Широкое применение на импортных установках сжижения углеводородного газа находят сорбенты таких известных фирм, как UOP, AXENS, CECA, BASF. Цеолиты данных фирм обладают высокими физико-механическими характеристиками и адсорбционной емкостью по воде.
ОАО «НИПИгазпереработка» длительное время занимается разработкой процессов адсорбционной осушки и очистки [11-13], проведением комплексных испытаний цеолитов в лаборатории и на пилотной установке в промышленных условиях на реальном технологическом газе [14,15], сотрудничает с заводами - производителями сорбентов по разработке новых эффективных цеолитов специального назначения [16]. Это сотрудничество позволяет обобщить накопленный опыт и выделить несколько важных критериев, определяющих оптимальные условия эксплуатации цеолитов для установок осушки. Выбранный эффективный сорбент должен обладать не только высокой динамической емкостью и механическими характеристиками, но и продленным сроком службы, что существенно сократит эксплуатационные затраты на закупку и перезагрузку цеолитов.
В течение многих лет в институте проводился мониторинг зарубежных и отечественных производителей сорбентов с целью постоянного контроля, выявления и выбора наиболее качественных цеолитов для осушки газа с улучшенными эксплуатационными характеристиками. За прошедшие годы накоплен большой банк данных по адсорбционным и физико-механическим характеристикам цеолитов, полученных при проведении лабораторных и пилотных испытаний в реальных условиях ГПЗ. Банк данных должен пополняться характеристиками новых сорбентов, которые выпускаются и разрабатываются отечественными и зарубежными производителями: ООО «Ишимбайский специализированный химический завод катализаторов» (ИСХЗК), ООО «Сала-
ватский катализаторный завод» (СКЗ), ООО ТД «Реал Сорб» (г. Ярославль), ЗАО «Нижегородские сорбенты», ООО «ФОРЭС» (Екатеринбург), UOP, AXENS, CECA и др.
Комплекс испытаний включает лабораторные исследования свежих адсорбентов, пилотные испытания выбранных и наиболее перспективных образцов в заводских условиях, а также исследования отработанных сорбентов после пилотных испытаний и выгруженных из промышленных адсорберов.
В процессе исследований определяются основные физико-механические и адсорбционные характеристики сорбентов:
• насыпная плотность, г/см3;
• средний диаметр гранул, мм;
• динамическая адсорбционная емкость % масс.;
• статическая емкость, % масс.;
• температура точки росы по воде осушенного газа в процессе испытаний, °С (остаточное влагосодержание, ppm);
• механическая прочность на раздавливание, кг/шарик; кг/мм2;
• механическая прочность на истирание, % масс.;
• склонность к коксообразованию, % мас. (у свежих образцов);
• содержание кокса (в отработанных образцах).
Кроме этого, проводится большой объем работ по определению физико-механических и химических характеристик образцов свежих сорбентов и адсорбентов после полного цикла лабораторных испытаний и выгруженных из промышленных адсорберов установок осушки. Эти исследования включают рентгенофазовый анализ (определение степени кристалличности цеолита), химический состав адсорбента для сравнения компонентного состава до и после испытаний, определение удельной поверхности, а также количества кокса на отработанных сорбентах.
Ниже показаны основные направления работ по созданию и использованию сорбентов осушки газа при производстве СПГ:
• разработка технических требований к цеолитам для производства СПГ (общих для всех отечественных производителей);
• сотрудничество с заводами - производителями сорбентов по разработке новых эффективных цеолитов специального назначения;
• комплексные испытания качества новых сорбентов:
- в лабораторных условиях;
Данные лабораторных испытаний отечественных и импортных образцов цеолита NaA
Значение
Россия Зарубежье
Насыпная плотность, г/см3 0,78...0,90 0,77.0,84
Механическая прочность на раздавливание, кг/мм2, (кг/шарик) 2,5...5,0 (3,0.4,0)
Механическая прочность на истирание, % мас. 72,0.82,0 65,0.68,0
Максимально достигаемая ТТРН о, °С * - 75.-78
ррт 1,0.1,4
Адсорбционная емкость при -70 °С, % мас. 17,0.24,0 17,0.20,0
Склонность к закоксовыванию, % мас.** 0,2.0,9 0,2.0,6
Потеря массы после кислотной обработки, % мас. ** 14,0.18,0 10,0.15,0
* При атмосферном давлении.
** Определяется по специальным методикам, разработанным ОАО «НИПИгазпереработка».
- на пилотной установке в реальных условиях завода;
• рекомендации по использованию новых адсорбентов на заводах по производству СПГ;
• входной контроль промышленных партий адсорбента перед загрузкой установки.
Как показали результаты сравнительных испытаний, в последнее десятилетие отечественные сорбенты по основным адсорбционным и физико-механическим характеристикам не уступают зарубежным аналогам, а по некоторым характеристикам даже превосходят их (механическая прочность на раздавливание и истирание). Этим объясняется тот факт, что многие газоперерабатывающие предприятия в последнее время выбирают именно отечественных поставщиков адсорбентов для глубокой осушки природного и нефтяного газов перед низкотемпературной переработкой.
Основные сравнительные результаты испытаний отечественных и импортных образцов цеолита NaA представлены в таблице.
На всех отечественных заводах по производству синтетических цеолитов проводится работа по созданию новых сорбентов с улучшенными характеристиками и оптимизации стоимости выпускаемой продукции. Применение именно отечественных адсорбентов для осушки природного газа перед сжижением приведет к существенным выгодам и поэтому, по-нашему мнению, постоянный мониторинг отечественных и зарубежных производителей, включающий сравнительные испытания и выбор адсорбента, является актуальной прикладной задачей для проектов СПГ. Это важно и с точки зрения требований по максимальному
импортозамещению оборудования и материалов.
Использование отечественного сорбента позволит:
• снизить затраты на закупку и транспортировку сорбента поскольку стоимость цеолита зарубежных производителей при примерно равном сроке службы значительно выше цен российских производителей;
• продлить срок службы сорбентов за счет увеличения механической прочности и высокой стабильности при эксплуатации;
• снизить политические риски и зависимость от импортных поставщиков;
• отказаться от необходимости привлечения зарубежного лицензиара на стадиях разработки базового проекта, проектной документации и поставки адсорбента для установки адсорбционной осушки;
• уменьшить стоимость проектных работ за счет более низких цен на услуги отечественных проектировщиков.
Наиболее достоверные данные о работе сорбентов в углеводородной среде можно получить при проведении пилотных испытаний на реальном сырье в промышленных условиях. Также важные данные о качестве и эксплуатационных характеристиках цеолитов могут быть получены после комплексных испытаний цеолитов, выгруженных из промышленных адсорберов. При этом учитываются условия эксплуатации, изменения и нарушения технологического режима, которые могли бы оказать влияние на работу адсорбента. Полученные данные в ходе проведения таких исследований весьма информативны и вносят существенный вклад при выборе адсорбента.
Для очистки газа от ртути - при этом не факт, что на вновь создаваемых
объектах в газе ртуть будет присутствовать - предполагается использовать отечественное оборудование, а адсорбент закупать по импорту. Установка удаления ртути расположена за установкой осушки сырьевого газа перед установкой сжижения газа. Очистка газа от ртути осуществляется на активированном угле, обработанном серой, например на угле марки HGR производства компании CalgonCarbon или на оксиде алюминия, обработанном сульфидами металлов (железа, меди, цинка) производства Axens, Johnson Matthey, Merichem. Гарантированный срок службы адсорбента ртути не менее трех лет. Согласно данным завода «Сахалин-2», адсорбент ртути проработал пять лет, обеспечивая требуемое качество очистки от ртути. Но этот вопрос при соответствующей постановке задачи и необходимом финансировании может стать самостоятельной отдельной темой в проблеме создания отечественных производств СПГ.
Установка извлечения С2+выше^ С3+выше (отбензинивания) и фракционирования С2+выше^С3+выше (ГФУ)
Отечественная наука и техника готовы к выдаче исходных данных, разработке технологического оборудования и проектированию этих установок, требуемой производительности, любой необходимой степенью извлечения углеводородов С2+выше^С3+выше
и дальнейшим фракционированием выделенной ШФЛУ, этанизированной ШФЛУ и получением в необходимом количестве хладагентов для стадии сжижения газа - этана и пропана с учетом имеющегося большого опыта строительства аналогичных установок традиционными методами в российских условиях и повышенными требованиями к условиям монтажа теплооб-менного оборудования.
Установка охлаждения и сжижения природного газа
Это наиболее сложный вопрос. Здесь необходимы совместные усилия научных организаций, таких как ОАО «НИПИгазпереработка», ВНИИГАЗ [17], Криогенмаш, конструкторов, машиностроителей (Криоген-маш, ОАО «Объединенные машиностроительные заводы»). Необходимы объемные расчетные исследования, выбор и обоснование технологической схемы процесса сжижения газа, разработки крупнотоннажного криогенного теплообменного оборудования и его изготовление, высокопроизводительных газовых детандеров (Криоген-маш), разработка и изготовление компрессорного оборудования высокой производительности (возможно, РЭП Холдинг). Некоторые из этих позиций находятся в стадии освоения.
Для проверки разработанной схемы и технологии необходимо создание опытной (опытно-промышленной)
установки, позволяющей масштабировать оборудование, проведение на ней комплекса испытаний для получения необходимых и достаточных результатов.
Решение задачи создания блоков сжижения СПГ с участием предполагаемых названных участников, а возможно, и более широкого круга, потребует значительных временных и финансовых ресурсов и серьезной координации выполняемых работ всеми соисполнителями.
Таким образом, разработка технологического оборудования и проектирование установок с любой необходимой степенью извлечения
углеводородов С2+выше^С3+выше и
требуемой производительностью, решение задачи создания блоков охлаждения и сжижения СПГ, а также выполнение исследовательской работы по подбору состава абсорбента для процесса очистки природного газа от СО2 и выбору отечественного адсорбента для глубокой осушки углеводородного газа перед его сжижением поможет, на наш взгляд, значительно продвинуть возможность создания отечественной линии по производству СПГ, так как разрабатываемые реагенты играют достаточно серьезную роль в обеспечении качества подготовки газа перед его сжижением и надежной работы технологии и оборудования. НГХ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Мастепанов А.М. Перспективы развития нефтяной промышленности России в оценках отечественных и зарубежных специалистов (ч. 1) // Нефтяное хозяйство. 2014. № 11. С. 83-87.
2. Меньшиков С.Н., Стратов Д.В., Моисеев В.В. и др. Опыт применения оборудования и технологий при освоении месторождений полуострова Ямал // Газовая промышленность. 2014. № 9. С. 86-88.
3. Выгон Г., Белова М. Развитие мирового рынка СПГ: Вызовы и возможности для России // Энергетический центр Московской школы управления. - М., 2013.
4. Нефтегазовые компании. Анализ производственной деятельности корпораций SHELL и TOTAL // ТЭК России. 2014. № 10. С. 34-53.
5. Широкова Г.С., Елистратов М.В. Технологические задачи комплексной очистки природного газа для получения СПГ // Газовая промышленность. 2011. Спец. вып. C.11-15.
6. Патент РФ № 2053012. Способ очистки газа от кислых компонентов / А.Ю. Аджиев, В.А. Астахов, В.Ф. Потапов и др. Опубл. 27.01.1996. Бюл. № 3.
7. Борушко-Горняк Ю.Н., Рожкова Т.Е., Теремец Н.И., Яценко О.В. Целесообразность применения процесса ГАЗАМИН® - ДЭА для очистки от кислых компонентов высокосернистого нефтяного газа месторождения «Тенгиз» // Совершенствование процессов и оборудования подготовки и переработки нефтяного газа: Сб. науч. тр. - М.: ВНИИОЭНГ, 1988. С. 17.
8. Аджиев А.Ю., Смолка Р.В., Цинман А.И и др. Внедрение энергосберегающего процесса ГАЗАМИН® на Туймазинском ГПП // Нефть, газ и бизнес. 2011. № 6. С. 57-61.
9. Аджиев А.Ю., Цинман А.И., Астахов В.А. и др. Энергосберегающий процесс очистки высокосернистого нефтяного газа // Разработка газоконденсатных месторождений: Тезисы докл. межд. конф. - Краснодар, 1990.
10. Искалиева С.К., Пивоваров Н.А., Литвинова Г.И. и др. Увеличение срока службы адсорбента на установках осушки обессеренного газа // Газовая промышленность. 2012. № 1. С. 51-54.
11. Колокольцев С.Н., Аджиев А.Ю., Морева Н.П. и др. Модернизация узла осушки пропана (на пропановой холодильной установке Коробковского ГПЗ) // Нефть, газ и бизнес. 2008. № 1.
12. Аджиев А.Ю., Кузнечиков В.А., Килинник А.В., Морева Н.П. Совершенствование осушки и очистки газа от сернистых соединений на базе существующих установок Отрадненского ГПЗ // Сбор, подготовка и переработка легкого углеводородного сырья: Матер. Всероссийского межотраслевого совещания (8-12 сентября 2003). - Краснодар, 2004.
13. Аджиев А.Ю., Килинник А.В., Морева Н.П. Внедрение процесса совместной осушки и очистки газа от сернистых соединений // Нефть и газ Евразия. 2003. № 3.
14. Аджиев А.Ю., Морева Н.П., Долинская Н.И. и др. Проведение многоцикловых пилотных испытаний сорбентов в заводских условиях // НефтеГазо-Химия. 2013. № 2, С. 24-27.
15. Черноскутов А.П. Испытания адсорбентов для предприятий Западной Сибири // Газопереработка и газохимия: инновации, технологии, эффективность: Сб. матер. XXVII Всероссийского межотраслевого совещания. -Геленджик, 2013. С. 46-47.
16. Бодрый А.Б., Мельников А.С., Аджиев А.Ю., Морева Н.П. Производство адсорбентов и катализаторов для процессов газопереработки и нефтехимии: Тез. докл. НТС ОАО «Газпром». - Новосибирск, 2014.
17. Патент РФ № 2344359 Способ сжижения газа на шельфе или побережье арктических морей / Р.О. Самсонов, С.И. Козлов, Н.И. Изотов и др. Опубл. 20.01.2009.
A CONCEPT OF DOMESTIC FACILITY FOR PRODUCTION OF LIQUIFIED NATURAL GAS
Adzhiev A. Yu., Dr. Sci. (Tech.), Prof., Chief Researcher, Advisor to General Director Moreva N. P., Cand. Sci. (Tech.), Lead Engineer Dolinskaya N.I., 1st category Engineer
NIPIgaspererabotka (Krasnaya str., 118, Krasnodar, 350000, Russia). E-mail: info@nipigas.ru
ABSTRACT
The article presents the concept of a domestic production line of liquefied natural gas, the problem of design, construction, operation and solutions for installations that are part of the production line. To install amine treatment considered various absorbents developed by Russian and foreign producers. Adsorbents are the requirements for the production of liquefied petroleum gas. The results of comparative tests of domestic and imported samples of zeolite type A, obtained by the authors. The main directions of work on the creation and use of sorbent drying gas in the production of LNG.
Keywords: liquefied natural gas, purification of amine absorbents, dehydrate, adsorbents, topping, fractionation, cooling, liquefaction.
REFERENCES
1. Mastepanov A.M. Neftyanoye khozyaystvo [Oil Industry]. 2014, no. 11, pp. 83-87.
2. Men'shikov S.N., Stratov D.V., Moiseyev V.V. and etc. Gazovaya promyshlennost [Gas Industry]. 2014, no. 9, pp. 86-88.
3. Vygon G., Belova M. Razvitiye mirovogo rynka SPG: Vyzovyivozmozhnosti dlya Rossii [Development of the world LNG market: Challenges and Opportunities for Russia]. Moscow, Energeticheskiy tsentr Moskovskoy shkoly upravleniya Publ., 2013.
4. Neftegazovyye kompanii. Analiz proizvodstvennoy deyatel'nosti korporatsiy SHELL i TOTAL [Oil and gas companies. Analysis of the production activity of corporations SHELL and TOTAL]. TEKRossii. 2014, no. 10, pp. 34-53.
5. Shirokova G.S., Yelistratov M.V. Gazovaya promyshlennost [Gas Industry]. 2011, Special issue. pp. 11-15.
6. AdzhiyevA.Yu., AstakhovV.A., Potapov V.F. and etc. Sposob ochistki gaza ot kislykh komponentov [Gas purification method of acid components]. Patent RF, no. 2053012,1996.
7. Borushko-Gornyak Yu.N., Rozhkova T.Ye., Teremets N.I., Yatsenko O.V. Tselesoobraznost' primeneniya protsessa GAZAMIN® - DEA dlya ochistki ot kislykh komponentov vysokosernistogo neftyanogo gaza mestorozhdeniya Tengiz [The usefulness of the process GAZAMIN® - DEA for removal of acidic components of sour gas field Tengiz]. Trudy VNIIOENG «Sovershenstvovaniye protsessovi oborudovaniya podgotovki ipererabotkineftyanogo gaza» [Proc. of the VNIIOENG "Improvement of processes and equipment, preparation and processing of gas"]. Moscow, 1988. p.17.
8. AdzhiyevA.Yu., Smolka R.V., Tsinman A.I. and etc. Neft, gazibiznes. 2011, no. 6, pp. 57-61. (In Russ.)
9. AdzhiyevA.Yu., Tsinman A.I., Astakhov V.A. and etc. Energosberegayushchiy protsess ochistki vysokosernistogo neftyanogo gaza [Energy-saving cleaning process sour gas condensate fields]. Abstract of "Razrabotka gazokondensatnykh mestorozhdeniy [Abstract ofInt. Conf. "The development of gas condensate fields"], Krasnodar, 1990.
10. Iskaliyeva S.K., Pivovarov N.A., Litvinova G.I. and etc. Gazovaya promyshlennost [Gas Industry]. 2012, no. 1, pp. 51-54.
11. Kolokol'tsev S.N., Adzhiyev A.YU., Moreva N.P. and etc. Neft, gazibiznes. 2008, no. 1.(In Russ.)
12. Adzhiyev A.Yu., Kuznechikov V.A., Kilinnik A.V., Moreva N.P. Sovershenstvovaniye osushki i ochistki gaza ot sernistykh soyedineniy na baze sushchestvuyushchikh ustanovok Otradnenskogo GPZ [Improved drying and cleaning gas desulfurization plants based on existing Otradnensky Gas-Processing Plant]. Sbor, podgotovka ipererabotka legkogo uglevodorodnogo syi'ya. Materialy Vserossiyskogo mezhotraslevogo soveshchaniya. 8-12 sentyabrya 2003 [Proc. of the All-Russian inter-sectoral meeting «Collection, preparation and processing of light hydrocarbons». 08-12 September 2003]. Krasnodar, 2004.
13. AdzhiyevA.Yu., Kilinnik A.V., Moreva N.P., Kilinnik A.V. Neft i Gaz Yevrazii. 2003, no. 3.(In Russ.).
14. Adzhiyev A.Yu., Moreva N.P., Dolinskaya N.I. and etc. NefteGazoKhimiya [Oil and Gas Chemistry]. 2013, no. 2, pp. 24-27.
15. Chernoskutov A.P. Ispytaniya adsorbentov dlya predpriyatiy Zapadnoy Sibiri [Tests adsorbents for enterprises of Western Siberia]. Gazopererabotka i gazokhimiya: innovatsii, tekhnologii, effektivnost. Sbornikmaterialov XXVII Vserossiyskogo mezhotraslevogo soveshchaniya [Materials XXVII-Russian inter-sectoral meeting «Refining and gas chemistry: innovation, technology and efficiency»]. Gelendzhik, 2013, pp. 46-47.
16. Bodryy A.B., Mel'nikov A.S., AdzhiyevA.Yu., Moreva N.P. Proizvodstvo adsorbentov i katalizatorov dlya protsessov gazopererabotki i neftekhimii [Production of adsorbents and catalysts for gas processing and petrochemicals]. Tezisy dokladov. NTS Gazprom [Abstract of Scientific and technical meeting Gasprom - Novosibirsk, May 29, 2014]. Novosibirsk, 2014.
17. Samsonov R.O., Kozlov S.I., Izotov N.I. and etc. Sposob szhizheniya gaza na shel'fe ilipoberezh'ye arkticheskikh morey [Method for liquefying gas on the shelf of the Arctic seas and the coast]. Patent, RF, no. 2344359, 2009.
