CC BY
365
УДК 620.98
Вторая ступень переработки нефтяного промыслового газа
С.А. ВЕРТЯГИН, аспирант А.В. БОРОДИН, к.т.н.
Э.М. МОВСУМЗАДЕ, д.х.н., проф., чл.-корр. Российской академии образования ФГБОУ ВПО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1). E-mail: eldarmm@yahoo.com
В последние годы проблема утилизации попутного нефтяного газа в России остается актуальной и широко обсуждаемой. Ведется активная государственная компания по борьбе с нецелесообразным сжиганием попутного нефтяного газа, так как он, по сути, является побочным продуктом нефтедобычи. Изменяется система и размер оплаты за сверхнормативное сжигание ПНГ. Нефтяные компании стремятся повысить вплоть до 95% количество утилизации ПНГ. Все эти факторы должны благоприятно повлиять на увеличение поставки попутного нефтяного газа на газоперерабатывающие предприятия и дальнейшее использование его в качестве сырья для нефтехимической отрасли. Основной объем добычи приходится на Уральский федеральный округ. Большинство субъектов УрФО обладает крупными месторождениями минерального сырья. В Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах разведаны и эксплуатируются нефтяные и газовые месторождения, относящиеся к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, в которой сосредоточено 66,7% запасов нефти России (6% - мировых) и 77,8% газа России (26% мировых запасов).
Ключевые слова: нефтяной промысловый газ, природный газ, основные ступени переработки газа, превращение широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), сжиженный углеводородный газ.
В литературе достаточно работ, посвященных превращениям попутного нефтяного газа (ПНГ). Фундаментально рассмотрены все пути переработки и использования ПНГ и его вторичных продуктов. Однако в работах нет оценки физико-химических, термодинамических и прямых путей использования углеводородных мономеров, завершающихся основными нефтехимическими продуктами.
В связи с этим представляет интерес расчетное определение физико-химических и термодинамических параметров фракций с целью их энергетической оценки, и прогнозирования количественного выхода фракций и даже продуктов для дальнейшего управления технологическими процессами.
По составу ПНГ отличается от природного газа низким содержанием метана и значительной долей высокомолекулярных углеводородов. Компонентный состав ПНГ меняется в зависимости от давления в залежи, типа нефти и возраста скважины.
Основными направлениями использования попутного нефтяного газа,
помимо сжигания, на сегодняшний день являются:
• химическая переработка;
• криогенная переработка;
• закачка в пласт;
• использование ПНГ для выработки электроэнергии.
Наиболее технологичным методом использования ПНГ является химическая переработка на газоперерабатывающих заводах.
На газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) с полным (законченным) технологическим циклом применяют пять основных технологических процессов:
1) прием, замер и подготовка (очистка, осушка и т.д.) газа к переработке;
2)компримирование газа до давления, необходимого для переработки;
3) отбензинивание газа, то есть извлечение из него нестабильного газового бензина;
4) разделение нестабильного бензина на газовый бензин и индивидуальные технически чистые углеводороды (пропан, бутаны, пентаны, н-гексаны);
5) хранение и отгрузка жидкой продукции завода.
Рассмотрим более подробно последовательность и технологическую
схему переработки ПНГ на одном из газоперерабатывающих предприятий компании «СИБУР» - крупнейшей нефтехимической компании России и Восточной Европы с полным охватом отраслевого цикла от газопереработки до производства мономеров, пластиков и синтетических каучуков и переработки пластмасс.
Одним из ключевых факторов стабильного развития компании является наличие собственной сырьевой базы. Предприятия СИБУРа перерабатывают более 50% попутного нефтяного газа страны, получаемого от крупнейших нефтегазовых компаний России. С компанией ТНК-ВР создано совместное предприятие по переработке ПНГ - ООО «Югра-газпереработка». Основная продукция газоперерабатывающих предприятий - это сухой отбензиненный газ (СОГ), широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), бензин газовый стабильный (БГС) и сжиженные углеводородные газы (СУГ). Доля СИБУРа в российском производстве
сжиженных углеводородных газов (СУГ) составляет 35%.
На Южно-Балыкском ГПЗ осуществляется переработка попутного нефтяного газа (низконапорного и высоконапорного), поступающего с месторождений РН-Юганскнефтегаз.
Низконапорный попутный нефтяной газ от компрессорных станций нефтяных месторождений РН-Юганскнефтегаз и Мамонтовского цеха подготовки и перекачки нефти (ЦППН-2) поступает в отделение неф-теконденсатоотделителей (узел приема низконапорного ПНГ). Из входного коллектора газа низконапорный нефтяной газ поступает в сепараторы, после чего отсепарированный ПНГ поступает на прием сырьевых компрессорных станций: установку компримирования сырого газа и Ма-монтовскую компрессорную станцию (КС-2 и МКС).
На установке компримирования сырого газа газ, проходя через сепаратор, поступает на прием компрессора. Сжатый газ последовательно (три ступени) охлаждается и сепарируется в аппаратах. Компримированный газ до давления 3,65 Мпа охлаждается в аппарате воздушного охлаждения, сепарируется в концевом сепараторе и поступает в общий коллектор нагнетания сырьевых компрессорных станций.
На установке МКС, газ пройдя через приемные сепараторы - пылеуловители, оперативные узлы учета и узел редуцирования, поступает на прием компрессоров КЦ-101/1-3. После сжатия в цилиндре низкого давления (ЦНД) газ направляется в аппарат воздушного охлаждения, затем в сепаратор и далее на вторую ступень компрессора в цилиндр высокого давления (ЦВД). Компримированный газ с ЦВД направляется в аппараты воздушного охлаждения и затем в сепаратор. Конденсат направляется на узел сбора конденсата, откуда конденсат отводится в линию ШФЛУ, а газовая фаза сбрасывается в сепаратор С-101.
Общий поток компримированного ПНГ от КС-2 и МКС подается на установку переработки газа (УПГ-1), где происходит переработка на блоках НТА (низкотемпературная абсорбция) и НТК (низкотемпературная конденсация). Перед захолаживанием в поток ПНГ подается моноэтиленгликоль для извлечения влаги. Процесс захолажи-вания происходит в пропановых холодильниках.
Поток газа и у/в конденсата подается в деметанизатор (абсорбер) К-301. Нижний продукт К-301 направляется в деэтанизатор К-302, далее кубовый
остаток из К-302 подается в стабилизатор К-303. Стабилизатор К-303 представляет собой сложную колонну с выносной секцией (стриппинг-колон-ной) К-304, позволяющей выделить из деэтанизированного насыщенного абсорбента компоненты широкой фракции легких углеводородов. Кубовый продукт колонны К-303 используется в качестве теплоносителя для поддержания температурного режима для всех колонн. Пары с верха колонн К-301 и К-302 через сепаратор подаются на дожимные компрессорные станции (ДКС-1,2). Нижний продукт стриппинга К-304 (ШФЛУ) через испаритель направляется в ВХ-302, где охлаждается до температуры +40 °С, затем в воздушный холодильник и через замерное устройство отводится в товарный парк.
Высоконапорный попутный нефтяной газ от Приобской компрессорной станции поступает на узел сепарации газа и конденсата (УСГиК) в сепаратор С-101, где он конденсируется и под собственным давлением поступает в емкость, откуда откачивается насосом и поступает на входной коллектор системы измерения количества и показателей качества газового конденсата (СИК ГК). После учета конденсат поступает в переработку на установку переработки газа (УПГ-2 НТК-1300), в колонну К-402 (деметанизатор).
Высоконапорный газ из сепаратора С-101 поступает на блок адсорбционной осушки газа, после чего газ подается на блок НТК-1300 для переработки, где делится на два потока. Первый поток (80%) захолаживается в пластинчатых т/о Т-401 и рекуперативных т/о Т-404 обратным потоком холодного СОГ из деметанизатора К-401, в про-пановом холодильнике Т-403. После чего сепарируется в С-401 и поступает в турбодетандер ТДА-401. Из ТДА-401 газ с температурой, равной -65 °С, подается на верх колонны К-401.
Второй поток (20%) охлаждается в рекуперативных т/о Т-402, Т-405 и также поступает в С-401. У/в конденсат из сепаратора С-401 подается в качестве питания в колонну К-401.
Кубовый остаток колонны К-401 насосом подается в деэтанизатор К-402. Для поддержания температуры кубового остатка колонны К-402 используется рибойлер. ШФЛУ из Т-407 отводится в товарный парк.
СОГ с верха колонн К-401 и 402 подается на прием дожимных компрессорных станций (ДКС-1,2).
Сухой отбензиненный газ может подаваться в газопровод для бытового использования. Однако он также мо-
жет быть использован для получения синтез-газа, а далее - матанола и других полезных соединений.
Для более глубокого извлечения целевых компонентов из СОГ весь поток газа направляют на установку низкотемпературной конденсации и ректификации (НТКР). Процесс ректификации происходит в колонне С-1. Для захолаживания потоков газа используются спирально-навитые т/о НЕ-1,2 (обратным потоком из С-1) и турбодетандер ТДА-1. Для поддержания температуры кубового остатка колонны С-1 используется рибойлер НЕ-3, ШФЛУ из НЕ-3 насосами отводится в товарный парк. СОГ через компрессорную часть ТДА-1 направляется на ДКС и далее в магистральный газопровод Уренгой-Челябинск (рис. 1).
ШФЛУ по продуктопроводу с Юж-но-Балыкского ГПЗ поступает на ТСБ «Северная» в парк Б-3, общий объем которого составляет 23 600 м3. Из парков ШФЛУ насосами по двум параллельным трубопроводам подается на установки газофракционирования ГФ-1 и ГФ-2 (рис. 2).
На установках газофракционирования в аппаратах колонного типа за счет разницы температур кипения продуктов происходит разделение методом ректификации ШФЛУ на фракции индивидуальных углеводородов:
• на ГФ-1 получают фракции пропа-новую, бутановую, изобутановую, пен-тановую, изопентановую и гексановую;
• на ГФ-2 получают фракции пропа-новую, бутановую, изобутановую, БГС (бензин газовый стабильный) - это смесь фракций пентановой, изопента-новой и гексановой.
Проектная мощность отделения ГФ-1 после проведения модернизации по увеличению мощности по переработке ШФЛУ в 2010 г. составляет 3,8 млн т в год. После запуска ГФ-2 суммарная мощность увеличилась до 6,6 млн т в год.
Разделение исходного сырья на фракции индивидуальных углеводородов производится в следующей последовательности:
• выделение этан-пропановой фракции (К-1-1,2);
• выделение изобутан-бутановой фракции (К-2);
• разделение изобутан-бутановой фракции (К-3);
• выделение изопентан-пентановой фракции (К-4);
• разделение изопентан-пентановой фракции (К-5);
• разделение этан-пропановой фракции (К-6).
Блочно-поточная схема Южно-Балыкского ГПЗ
Низконапорный ПНГ
Высоконапорный ПНГ
В колоннах К-1-1,2 происходит отделение этан-пропано-вой фракции которая выходит с верха колонн и направляется на разделение в колонну К-6. В колонне К-6 отгоняется этан с частью пропана и направляется в топливную сеть. Из куба колонны К-6 пропановая фракция направляется на склады ТСБ «Северная» напрямую или через установку азеотропной осушки пропана.
Смесь углеводородов из куба колонн К-1-1,2 направляется в колонну К-2 где сверху происходит выделение изобутан-бутановой фракции, которая направляется в колонну К-3 для разделения на бутан и изобутан.
В кубе колонны К-2 получается БГС. Для ГФ-2 Б ГС является товарным продуктом и откачивается на ТСБ «Южная». На ГФ-1 БГС направляется в колонну К-4 где верхом выделяется изо-пентан-пентановая фракция, которая поступает на разделение в колонну К-5. В колонне К-5 происходит разделение на чистые фракции пентановую и изо-пентановую.
Из куба К-4 гексановая фракция направляется на склады ТСБ «Южная». Полученные продукты разделения откачиваются на склады:
• пропан, бутан, изобутан - на ТСБ «Северная»;
• пентан, изопентан, гексан и БГС - на ТСБ «Южная». На тобольской промышленной площадке имеется три
разных процесса дегидрирования: дегидрирование бутана, дегидрирование изобутана, дегидрирование пропана (рис. 3).
Рис. 1
Рис. 2
Общая схема ГФ-1
Рис. 3
Схема переработки нефтяного промыслового газа
• Дегидрирование бутана с целью производства бутадиена. Процесс осуществляется по технологии фирмы «ГУДРИ» на стационарном слое алю-мохромового катализатора под вакуумом. Температура дегидрирования 580-620 °С. Бутадиен используется в дальнейшем для производства каучу-ков.
СН3-СН2-СН2-СН3 —> СН2=СН-СН2-СНЗ + Н2.
• Дегидрирование изобутана с целью производства изобутилена. Процесс осуществляется по технологии «Ярсинтез» в кипящем слое Алюмо-
хромового катализатора под давлением. Температура дегидрирования 560-600 °С. Изобутилен используется в дальнейшем для производства кау-чуков и МТБЭ (высокооктановая добавка в бензины):
СН3-СН-СН3
кг
СН
СНз-С=СН2 + Н2.
З
СН
З
• Дегидрирование пропана для производства пропилена и далее полипропилена на движущемся слое платинового катализатора.
СН3-СН2-СН3 —> СН2=СН-СНЗ + Н2.
Однако надо иметь в виду, что и сухой отбензиненный газ может быть подвергнут превращению до метилового спирта, а также, является сырьем для синтез-газа, а разделение воздуха на кислород и азот может быть использовано и явиться базой для получения химических продуктов, мочевины, аммиачной селитры,капро-лактама и других соединенй.
Таким образом, нами было представлено превращение отдельных фракций переработки нефтяного промыслового газа в практически полезные продукты нефтехимии и химии.
РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА
1. Мовсумзаде Э.М., Лапидус А.Л., Михайлов С.А. и др. Газопереработка месторождений Урало-Поволжья и Оренбуржской области. - М.: ОАО «ЦНИИ-ТЭ Нефтехим», 2000. 227 с.
2. Андрейкина Л.В., Булкатов А.Н., Мовсумзаде М.Э. Становление газопереработки в Западной Сибири // Нефть, газ и бизнес. 2003. № 6. С. 58-61
3. Лапидус А.Л., Голубева И.А., Жагфаров Ф.Г. Газохимия. Ч. I. Первичная
переработка углеводородных газов. - М. 2004. С. 183-189.
5. Мовсумзаде Н.Ч., Нагиев Т.М. Роль теории рециркуляции М.Ф. Нагиева в
расчетах химико-технологических процессов // Нефть, газ и бизнес. 2003. № 6. С. 7-10.
6. Мовсумзаде Н.Ч. Некоторые аспекты развития теоретических принципов математического моделирования химических процессов // Нефтепереработка и нефтехимия. - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2003. № 11. С. 54-59.
7. Андрейкина Л.В., Булкатов А.Н., Мовсумзаде М.Э. Выделение углеводородов СЗ-С6 на установках ГПЗ Западной Сибири // Нефтепереработка и нефтехимия. 2004. № 9. С. 23-26.
THE SECOND STEP OF REFINERING OF PETROLEUM CRAFT GAS UP TO GET CHEMISTRY COMPOUNDS
Vertyagin S.A., researcher Borodin A.V., Cand. Sci. (Tech.)
Movsumzade E.M., Corresponding Member Russian Academy of education, Dr. Sci. (Chem.), Prof.
Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Russia). E-mail: eldarmm@yahoo.com
ABSTRACT
In the last year the problem of utilization the fair petroleum gas in Russia was the essential and bread discussion. The state company are struggle for an expedient cremation the fair petroleum gas, so as this gas, was accessory product of extraction petroleum. Usually the change system and size payment of more than norm of cremation PCG (petroleum craft gas). Petroleum company to strive for increase up till 95% quantity utilization PCG. All this factors own favourable to influence on increase supply fair petroleum gas on gasrefinering industry and further use as a raw material for petrochemistry industry.
In whole Russia in 2013 year production fair petroleum gas increase on 4% up to 73,229 billion m3, compared with analogous previous period, but supply PCG on refinering on total 2 quarter 2013 year increase on 3% or 249 million m3.
The essential volume extraction to come on Ural Federal district. Majority subjects UFD to passes larger field mineral material. In Hanty-Mansiyskom and Yamalo-Neneckom antonomy district exploration and to exploit petroleum and gas field, consist West-Siberya petrogas province, where to concentrate 66,7% supply petroleum Russia (6% - of the world) and 77,8% of the gas Russia (26% of the world supply). Keywords: petroleum craft gas; natural gas; main steps of refinering gas; wide fraction of light hydrocarbons; liquefied petroleum gas.
