CC BY
342Ж ПРОЕКТЫ
Перспективы развития газоперерабатывающих и газохимических технологий в ОАО «НОВАТЭК»
С.Н. Шевкунов, заместитель начальника Управления добычи и переработки газа и конденсата ОАО «НОВАТЭК» Р.Р. Юнусов, начальник Департамента добычи и переработки газа и конденсата ОАО «НОВАТЭК», к. т. н.
В.А. Истомин, начальник Управления новой техники и технологии ОАО «НОВАТЭК», д. х. н., проф., академик АГН
Компания «НОВАТЭК» является крупнейшим независимым производителем природного газа в России. Месторождения и лицензионные участки компании расположены в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО). В 2008 г. валовая добыча составила свыше 30 млрд м3 природного газа и 2,5 млн т жидких углеводородов. По сравнению с 2007 г. добыча природного газа увеличилась на 7,7%, а добыча жидких углеводородов выросла на 6,8%.
В настоящий момент ОАО «НОВАТЭК» эксплуатирует три основных газоконденсатных месторождения (ГКМ), расположенных в Западной Сибири: Юрхаровское (пущена вторая очередь), Восточно-Тарко-салинское и Ханчейское. В ближайшее время планируется ввод в эксплуатацию Стерхового ГКМ. Одним из наиболее перспективных является Юрхаровское ГКМ, при обуст-
ройстве которого были реализованы новые научно-технические решения, касающиеся подготовки газа и конденсата.
Для ОАО «НОВАТЭК» Юрхаров-ское ГКМ является полигоном по отработке различных видов нового технологического оборудования. Так, например, в 2007 г. была пущена в эксплуатацию первая в России рентабельная малогабаритная установка производства метанола из природ-
ного газа производительностью 12,5 тыс. т/год. Установка интегрирована в промысловые объекты Юрха-ровского ГКМ. Получаемый метанол используется непосредственно на промысле для предупреждения гидратообразования при подготовке ва-ланжинского газа на установках низкотемпературной сепарации.
Технологическая схема и ее описание, а также другие характеристики установки были опубликованы в журнале «Газовая промышленность» [1]. Подводя итоги двух лет эксплуатации установки, можно сказать, что в целом подтвердились ожидаемые положительные результаты, касающиеся как эксплуатационной надежности, так и техникоэкономических параметров установки. Себестоимость получаемого
42 ГАЗОХИМИЯ МАРТ-АПРЕЛЬ 2009
■ НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.GA7OHIMIYA.RU
ПРОЕКТЫ Ш
метанола не превысила 5 тыс. руб. Для сравнения: цена покупного метанола с накладными расходами (т.е. с учетом его доставки с тремя перевалками до месторождения) доходила до 22 тыс. руб.
Позитивная оценка эксплуатационных параметров установки позволила компании продолжить деятельность в этом направлении. В сентябре 2009 г. на Юрхаровском ГКМ планируется ввод в эксплуатацию второй установки производства метанола мощностью 40 тыс. т/год (установка УПМ 40000), что полностью обеспечивает потребности Юрхаровского промысла на перспективу (с учетом вывода месторождения на проектную производительность). При этом у компании появляются определенные возможности расширения своей деятельности в области газохимии. Дело в том, что общее потребление метанола как ингибитора гидратообразования на технологический процесс подготовки газа, превышающее 40 тыс. т/год, может быть достигнуто не ранее 2011 г., только после введения в строй всех промысловых объектов второй очереди обустройства месторождения. До этого момента суммарная производительность метанольных установок будет превышать технологические потребности. В связи с этим планируется после запуска второй установки производства метанола до конца 2010 г. провести в опытно-промышленном масштабе отработку усовершенствованной (за счет использования катализаторов нового поколения) технологии получения синтетических жидких углеводородов из природного газа (GTL-технология). Отработка будет производиться непосредственно на (временно используемом для этой цели) технологическом оборудовании первой установки производства метанола.
Разработка и внедрение промышленного процесса GTL в перспективе позволит ОАО «НОВАТЭК» вовлечь в разработку те запасы природного газа, добыча которых ранее считалась экономически нецелесообразной из-за удаленности месторождений от потребителей газа и отсутствия транспортной инфраструктуры. Работы компании в области GTL-технологий уже начались. В настоящий момент на Юр-харовском ГКМ ведется монтаж пилотной установки производительностью 5 л/час по жидким углево-
дородам. Эта установка предназначена главным образом для отработки нового катализатора.
В составе объектов Юрхаровско-го ГКМ, ввод которых планируется до конца 2010 г., также предусматривается и установка деэтанизации газового конденсата. Одновременно будет введен в строй и конденсатопровод Юрхаровское ГКМ—Пуровский ЗПК длиной 326 км, обес-
печивающий транспорт деэтанизи-рованного газового конденсата для его переработки на Пуровском заводе подготовки конденсата (ЗПК). В настоящее время нестабильный газовый конденсат с Юрхаровского промысла перерабатывается на УПКТ г. Новый Уренгой, а полученный деэтанизированный конденсат транспортируется по участку магистрального конденсатопровода Новый Уренгой—Сургут на Пуровский ЗПК. Технологический недостаток действующей схемы состоит в том, что «светлый» валан-жинский конденсат Юрхаровского ГКМ в магистральном конденсатопроводе Новый Уренгой — Сургут смешивается с более тяжелыми конденсатами других месторождений (в частности, с ачимовским конденсатом), а также с нефтью оторочек нефтегазоконденсатных
месторождений ООО «Газпром добыча Уренгой». Это приводит к повышению содержания в конденсате водометанольного раствора, а также тяжелых, «затемняющих» конденсат компонентов, негативно сказывающихся на качестве товарной продукции Пуровского завода. Пуровский ЗПК мощностью 5 млн т/год предназначен для стабилизации деэтанизированного газового
конденсата с получением его стабильной составляющей и сжиженных углеводородных газов (СУГ). Технологическая схема и ее подробное описание даны в [2].
Строительство собственного конденсатопровода ОАО «НОВАТЭК» позволит «сохранить цветность» де-этанизированного газового конденсата. При этом также необходимо решить проблему водометанольно-го раствора, содержащегося в транспортируемом конденсате (напомним, что метанол используется как ингибитор гидратообразования в процессе подготовки газа). Для решения этой проблемы необходимо не только регенерировать отделяемый от конденсата водометаноль-ный раствор, но также дополнить технологическую схему Пуровского ЗПК установкой извлечения метанола из СУГ и их осушки.
Технологическая схема стабилизации газового конденсата приводит к тому, что практически весь растворенный в конденсате метанол переходит в состав СУГ, в результате чего концентрация метанола в СУГ достигает 15000 ppm. Тогда как технические условия к СУГ, направляемым на экспорт, регламентируют содержание метанола не более 50 ppm. Таким образом, необходимо уменьшить на два-три порядка содержание метанола в СУГ.
В связи с этим был детально проанализирован ряд технологий, принципиально обеспечивающих снижение содержания метанола в СУГ. Наиболее оптимальным и экономически обоснованным вариантом извлечения водометанольного раствора была признана технологи-
Для ОАО «НОВАТЭК» Юрхаровское ГКМ является полигоном по отработке различных видов нового технологического оборудования. Так, например, в 2007 г. была пущена в эксплуатацию первая в России рентабельная малогабаритная установка производства метанола из природного газа производительностью 12,5 тыс. т/год.
МАРТ-АПРЕЛЬ 2009 ГАЗОХИМИЯ 43
Ж ПРОЕКТЫ
РИС. 1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА УСТАНОВКИ ОСУШКИ СУГ
ГМ рогридодоф____________________________________
Оеушйнный ОТ
Аэй>1 на йпіівдАони#
1 — колонна экстракции; 2 — фильтр; 3-1, 3-2, 3-3 — адсорберы, 4 — колонна регенерации воды; 5 — огневой подогреватель
РИС. 2. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ПЕРЕРАБОТКИ ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА В ОАО «НОВАТЭК»
ческая схема, включающая экстракционную отмывку СУГ (т.е. пропанбутановой фракции) от метанола водой с последующей адсорбционной осушкой СУГ на цеолитах. Технологическая схема данной установки представлена на рис. 1.
Пропан-бутановая фракция (ПБФ), содержащая растворенный метанол, из отделений фракционирования деэтанизированного газового конденсата поступает в экстракционную колонну (1). В верхнюю часть колонны подается регенерированный экстрагент (вода). В колонне осуществляется процесс предварительной очистки (экстракции) ПБФ от метанола. В качестве экстрагента используется вода. Далее очищенная от метанола ПБФ направля-
ется в фильтр-сепаратор (2), после которого подается в отделение адсорбционной осушки. Водомета-нольный раствор с низа колонны поступает в качестве питания в колонну регенерации воды (4). Регенерированная вода из куба колонны регенерации поступает в экстракционную колонну, дистиллят — в колонну регенерации, т.е. концентрированный метанол (концентрации не менее 90% масс.) отводится на склад в качестве товарной продукции.
ПБФ после фильтра-сепаратора подается в нижнюю часть одного из трех адсорберов (3) на окончательную очистку от метанола и осушку. С верха адсорбера очищенная ПБФ подается в отделение фракционирования. Режим адсорбции в одном ад-
сорбере продолжается 24 ч. После этого на адсорбцию переключается другой подготовленный адсорбер. Для проведения 24-часовогого цикла тепловой регенерации (десорбции из слоя адсорбента метанола и воды) в адсорбер подают горячий газ регенерации. Адсорбер считается отрегенерированным, если температура газа регенерации, выходящего из него, составляет 270°С. После окончания цикла регенерации адсорбер охлаждают холодным потоком газового теплоносителя. Период охлаждения (около 20 ч.) считается законченным, когда температура газа на выходе из адсорбера снизится до 40-50°С. После охлаждения адсорбер заполняется жидкой пропан-бутановой фракцией и включается в цикл адсорбции.
В феврале 2009 г. первая очередь установки осушки СУГ производительностью 650 тыс. т/год пущена в эксплуатацию. При этом были получены очень хорошие результаты. Содержание метанола уменьшилось до 5-10 ppm, что вполне достаточно для СУГ, поставляемых на экспорт. Основные показатели эффективности установки осушки сжиженных углеводородных газов приведены ниже.
1. Производительность одной технологической линии установки по осушке СУГ составляет 650000 т/год
2. Содержание метанола в СУГ снижается на три порядка (в 1500 раз).
3. Выработка регенерированного метанола составляет 7-8 тыс. т/год.
3. Концентрация регенерированного метанола составляет 90-94 масс. %
4. Подпитка контура экстракции свежей водой 2-3 м3 в сут.
Однако даже решение одной весьма актуальной задачи снижения содержания метанола в сжиженных углеводородных газах не позволяет полностью решить комплекс проблем, связанных со снижением спроса на СУГ на рынке углеводородов. В связи с этим в ОАО «НОВАТЭК» детально рассматриваются варианты углубления переработки СУГ с получением востребованных на рынке продуктов.
В настоящее время близки к завершению проектные работы по Усть-Лужскому заводу переработки стабильного газового конденсата производительностью 6 млн т в морском торговом порту «Усть-Лу-га» (Балтийское море). Товарная
44 ГАЗОХИМИЯ МАРТ-АПРЕЛЬ 2009
ПРОЕКТЫ Щ
продукция этого завода — легкая и тяжелая нафта, авиационный керосин, дизельное топливо и флотское (печное) топливо.
Ввиду особенностей состава стабильного газового конденсата его дальнейшая переработка является более выгодной, по сравнению с переработкой нефти по следующим причинам:
1) потенциал светлых нефтепродуктов в газовых конденсатах практически близок к 100%, в нефти— только 45-55%;
2) в газовых конденсатах содержание примесей (серы, азота, металлов) крайне незначительное, что существенно удешевляет процесс переработки;
3) бензиновая часть конденсата содержит высокий процент нафтеновых углеводородов, что позволяет с минимальными затратами получать высококачественный автомобильный бензин.
Из этого следует, что себестоимость производимой продукции из газовых конденсатов будет существенно ниже, чем себестоимость нефтепродуктов, получаемых из нефти, а технологическая схема такого завода должна обладать рядом особенностей, позволяющих значительно сократить капитальные затраты.
Первая из этих особенностей заключается в отсутствии в составе
завода технологических блоков для отмывки солей и извлечения диспергированной воды.
Вторая особенность состоит в том, что в технологическом процессе используются всего три колонны против шести по классической схеме. Это связано с тем, что стабильный газовый конденсат по своему составу значительно отличается от нефти. Содержание бензиновой фракции в нем достигает 70%, (в нефти 30-40%), доля тяжелого остатка (320°С — конец кипения) не превышает 5% (в нефти 20-30%). Таким образом, основная нагрузка ложится на колонны отгонки бензиновой фракции. Для снижения габаритных размеров колонны отгонки легкой нафты перед колонной смонтирован сепаратор, в котором после предварительного подогрева выделяется значительная часть легкой нафты, направляющейся сразу в верхнюю часть колонны.
Третья особенность завода заключается в том, что его технологическая схема включает только две технологические печи. При этом технологические печи колонны атмосферной перегонки для подогрева сырья и кубового продукта могут быть совмещены в одном корпусе. Весь остальной подвод теплоты на объекты установки будет осуществляться с помощью контура, тепло-
носитель которого подогревается в одной технологической печи.
Дальнейшее углубление переработки компонентов стабильного газового конденсата планируется в направлении выработки высокооктановых автомобильных топлив. С этой целью уже разработаны технико-экономические соображения на установки риформинга тяжелой нафты и изомеризации легкой. Товарной продукцией станут высокооктановые автомобильные бензины, соответствующие требованиям ЕВРО-4. При этом предполагается, что в отличие от традиционных схем указанные установки не будут содержать установку гидроочистки.
В заключение приведем принципиальную схему, отражающую основные направления развития переработки газа и газового конденсата в ОАО «НОВАТЭК» (рис. 2). ГХ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1 2 3
1. Экологические аспекты малотоннажного производства метанола в газодобывающих районах Крайнего Севера / Р.Р. Юнусов, А.А. Кудрин, С.Н. Шевкунов, С.А. Дедовец, С.Н. Ушаков, К.Г. Лятс, А.П. Самойлов // Газовая промышленность. — 2007. — №12. — С. 52-54.
2. Пуровский завод по переработке конденсата: перспективы развития / Р.Р. Юнусов, Д.Н. Грицишин, С.Н. Шевкунов, А.Г. Староно-сов // Газовая промышленность, 2008. — №
3. — С. 23-28.
МАРТ-АПРЕЛЬ 2009 ГАЗОХИМИЯ 45
