CC BY
80
УДК 552.578.2
https://doi.org/10.24412/2310-8266-2020-3-4-14-20
Утилизация промысловых низконапорных
сероводородсодержащих газов
Ф.Р. Исмагилов1, А.В. Бикбаев2, М.К. Джексенов3
1 Астраханский государственный технический университет, 414056, г. Астрахань, Россия
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-1577-8929, E-mail: frismagilov@bk.ru
2 BBA Group, 125140, Москва, Россия
ORCID: https://orcid.org/0000-0003-0571-2034, E-mail: artur@bba7.ru
3 ТОО Emba Petroleum Project, г. Атырау, Республика Казахстан ORCID: https://orcid.org/0000-0002-1741-3931, E-mail: ddm85@mail.ru
Резюме: Рассмотрены особенности утилизации низконапорных факельных газов на месторождении и проблемы, связанные с их подготовкой для переработки и транспортировки. Предложено техническое решение по компримированию и очистке низконапорных факельных и других углеводородных газов от сероводорода путем использования жидкостно-струйного и жидкостно-кольцевого компрессоров с подачей в качестве рабочей жидкости аминового раствора в смеси с углеводородной фракцией, взятых в определенном соотношении. Предварительное смешение водного раствора алкано-ламина с углеводородной фракцией позволяет получить рабочую жидкость, в которой растворяются углеводороды С4+ и меркаптаны, за счет чего уменьшается загрязнение насыщенного водного раствора алканоламина углеводородами С4+ и меркаптанами и достигается снижение его потерь. В качестве углеводородной фракции могут быть использованы бензин, керосин, дизельное топливо и любые другие углеводородные смеси с низкой вязкостью. Предпочтительным является использование газового бензина или конденсата, получаемых в процессе компримирования факельного газа. Результаты исследований подтверждают преимущества использования бинарной рабочей жидкости по сравнению с использованием компонентов в отдельности. Ключевые слова: низконапорные газы, утилизация, компримирование, подготовка, очистка, жидкостно-кольцевой насос, рабочая жидкость, аминовый раствор, смесевая рабочая жидкость.
Для цитирования: Исмагилов Ф.Р., Бикбаев А.В., М.К. Джексенов М.К. Утилизация промысловых низконапорных сероводородсодержащих газов // НефтеГазоХимия. 2020. № 3-4. С. 14-20.
D0I:10.24412/2310-8266-2020-3-4-14-20
UTILIZATIONOF LOW-PRESSURE INDUSTRIAL HYDROGEN-SULFUR FIELD GASES
Foat R. Ismagilov1, Artur V. Bikbaev2, Makhambet K. Dzheksenov3
1 Astrakhan State Technical University, 414056, Astrakhan, Russia ORCID: https://orcid.org/0000-0002-1577-8929, E-mail: frismagilov@bk.ru 2BBA Group, 125140, Moscow, Russia
ORCID: https://orcid.org/0000-0003-0571-2034, E-mail: artur@bba7.ru 3 Emba Petroleum Project LLP, Atyrau, Republic of Kazakhstan ORCID: https://orcid.org/0000-0002-1741-3931, E-mail: ddm85@mail.ru
Abstract: The purpose of the research was to studyutilization of low-pressure flare gases at the field and the problems associated with their preparation for processing and transportation. A technical solution is proposed for the compression and purification of low-pressure flare and other hydrocarbon gases from hydrogen sulfide by using a liquid-jet and liquid-ring compressors with an amine solution mixed with a hydrocarbon fraction taken in a certain ratio as a working fluid. Pre-mixing of an aqueous solution of alkanolamine with a hydrocarbon fraction makes it possible to obtain a working fluid in which C4+ hydrocarbons and mercaptans are dissolved, thereby reducing the contamination of a saturated aqueous solution of alkanolamine with C4+ hydrocarbons and mercaptans and reducing its losses. Gasolines, kerosene, diesel fuels and any other hydrocarbon mixtures with low viscosity can be used as the hydrocarbon fraction. It is preferable to use natural gasoline or condensate obtained in the process of compressing flare gas. The results of computational studies confirm the advantages of using a binary working fluid in comparison with the use of components separately.
Keywords: low-pressure gases, utilization, compression, preparation, cleaning, liquid ring pump, working fluid, amine solution, mixed working fluid.
For citation: Ismagilov F.R., Bikbaev A.V., Dzheksenov M.K. UTILIZATIONOF LOW-PRESSURE INDUSTRIAL HYDROGEN-SULFUR FIELD GASES. Oil & Gas Chemistry. 2020, no. 3-4, pp. 14-20.
DOI:10.24412/2310-8266-2020-3-4-14-20
Подготовка, переработка или использование газов низкого давления, к числу которых в основном относятся газы сепарации нефти, а также другие низконапорные углеводородные газы, образующиеся в нефтегазовой отрасли, например газы выветривания и дегазации, газы отпарки и другие сбрасываемые из аппаратов, находящихся в работе под давлением до 0,3 МПа (3,0 кгс/см2), является серьезной проблемой, требующей своего решения.
Сжигание низконапорных газов на факельных установках приводит к потере ценного углеводородного сырья, а также сопровождается значительным ущербом окружающей среде в виде теплового и химического загрязнения атмосферы газообразными, твердыми (сажа) и жидкими токсичными веществами в основном конденсированной ароматической структуры. Так, из 83,3 млрд м3 попутного нефтяного газа (ПНГ), добытого в 2016 году в России, только 11% было подано в единую газотранспортную сеть, 14% закачано обратно в пласт, 41% направлено на глубокую и 12% на неглубокую переработку, а 13% общего объема сожжено на факеле [1]. По данным Минэнерго РФ, увеличение в 2019 году добычи ПНГ по отношению к 2018 году сопровождалось снижением общеотраслевого показателя его полезного использования с 85,0 до 81,5%. Это связано с ростом добычи ПНГ на отдельных перспективных месторождениях Западной и Восточной Сибири, удаленных от основной транспортной инфраструктуры и центров газопереработки, не располагающих достаточными производственными мощностями для полезного использования ПНГ. Улучшение положения с полезным использованием наблюдается только в европейской части страны, где показатель полезного использования ПНГ за указанный период увеличился на 1,3%. Известно, что примерно каждый третий факел в мире является источником загрязнения окружающей среды диоксидом серы, сероводородом и меркаптанами [2].
Правительством РФ установлено предельно допустимое значение показателя сжигания на факельных установках и (или) рассеивания попутного нефтяного газа в размере не более 5% объема добытого ПНГ [3]. Для успешного выполнения этого норматива в первую очередь необходимо решить задачу по возврату газов последних ступеней сепарации нефти в систему сбора газа, поскольку они составляют значительную долю в потерях ПНГ. Потери газов последних ступеней сепарации и других низконапорных газов вызваны в основном, как отмечено выше, вынужденным сжиганием их на факеле из-за низкого давления, поскольку подготовка газа низкого давления к переработке и/или переработке и последующей транспортировке газа и продуктов переработки затруднены по техническим причинам. Кроме препятствия технического характера на пути к решению задачи использования низконапорных газов имеются препятствия экономического характера, поскольку промысловая подготовка газа связана с необходимостью создания дополнительной инфраструктуры сбора, компри-мирования и его физико-химической обработки, что повышает себестоимость ПНГ и снижает рентабельность промыслов [4, 5]. Возврат газов 2 и 3-й ступени сепарации, а также других низконапорных промысловых газов в поток газа 1-й ступени сепарации нефти путем сжатия их до давления 0,4-0,8 МПа позволит снизить количество сжигаемого ПНГ на факеле и тем самым увеличить его ресурсы для использования в виде [6, 7]:
- энергетического топлива для микрогазотурбинной установки с генерацией электрической и тепловой энергии для газопоршневых машин непосредственно на месторождении;
- нефтехимического сырья (с фракционированием на месторождении или путем транспортировки на ГПЗ для переработки с получением сухого газа, этана, газового бензина, ШФЛУ и сжиженного газа в качестве бытового и моторного топлива и сырья для термокаталитических процессов);
- печного и коммунального бытового топлива на нужды нефтяного месторождения для подачи в единую энергетическую систему, а также для газоснабжения близлежаших промышленных объектов и населенных пунктов.
Одним из факторов, оказывающих влияние на выбор одного из указанных выше направлений использования ком-примированного низконапорного газа, является размер месторождения. Для небольших месторождений одним из наиболее подходящих является вариант производства электрической энергии в небольших количествах для потребностей месторождения. Для средних месторождений более целесообразным с экономической точки зрения является вариант утилизации попутного нефтяного газа для извлечения легкого углеводородного сырья и сухого газа. Для больших месторождений одним из выгодных вариантов считается генерация электрической энергии для продажи в энергетическую систему [8].
Как было отмечено выше, указанные направления использования нефтяного газа на месторождении или транспортировка его возможны только после его предварительной подготовки. Газы последних ступеней сепарации в отличие от газа первой ступени сепарации, значительно «тяжелее», что является причиной интенсивного выпадения конденсата в газопроводах в ходе транспортировки при отсутствии должной подготовки. В одном случае подготовка газа является строго обязательной, поскольку без нее процесс утилизации, например переработка газа, технически не может быть осуществлен. Для других слу-
чаев использование неподготовленного газа допустимо, но снижает его эффективность из-за увеличения эксплуатационных затрат или снижения качества получаемого товарного продукта. Процесс предварительной подготовки газа включает в себя компримирование газа низкого давления (II и III ступеней сепарации) с одновременным выделением тяжелых углеводородов, а также очистку от сернистых соединений и двуокиси углерода. Существуют определенные требования и к содержанию в подготовленном газе механических примесей и капельной влаги, предельные значения которых ограничиваются, например, условием, необходимым для нормальной эксплуатации компрессорных или энергетических установок. Отсюда следует, что степень вовлечения низконапорных факельных газов на нефтяных газоконденсатных месторождениях в целях коммерческой их утилизации и защиты окружающей среды напрямую зависит от эффективности технологии и оборудования, применяемых для предварительной подготовки таких газов.
Общепринятые технологии, применяемые для извлечения углеводородного конденсата из низконапорных газов, а также очистка их от сернистых соединений имеют недостаточную эффективность и требуют дальнейших усовершенствований.
Так, при компримировании низконапорных газов до давления 1-й ступени сепарации удается выделить только небольшую часть конденсирующихся тяжелых углеводородных компонентов. Для повышения степени конденсации их требуется создание значительного избыточного давления и/или пониженной температуры газа за счет подведения к нему внешнего холода или его дросселирования. Кроме того, для применения методов низкотемпературной сепарации потребуется предварительная осушка газа от влаги. Эффективное применение современных газодинамических методов, к которым относятся газодинамические осушители, вихревые сепараторы, сверхзвуковые сепараторы (Twister), трубки Ранка Хилша или трехпоточные вихревые трубки, возможно также только при значительном избыточном давлении газа. Сорбционные же технологии отбензини-вания газа, где для поглощения тяжелых углеводородов используются нефтяные фракции, мало распространены для подготовки нефтяного газа из-за громоздкости установки и необходимости предварительной осушки исходного газа. Сероводород же методами сепарации и сорбции нефтяными фракциями из газа практически не удаляется. На практике очистка газов от сероводорода на месторождении осуществляется в громоздких установках этаноламиновой очистки, специально сооружаемых для этой цели.
Таким образом, успех подготовки низконапорных газов в первую очередь зависит от эффективности стадии ком-примирования газа до 0,4-0,5 МПа и выше, что необходимо также для транспортировки подготовленного ПНГ между объектами нефтегазодобывающего комплекса или для закачки в трубопровод до головной компрессорной станции, обеспечивающей доставку газа стороннему потребителю.
На месторождении для компримирования низконапорных газов используются, как правило, дожимные и вакуумные установки на базе винтовых маслозаполненных компрессоров наряду с другим компрессорным оборудованием: поршневыми и ротационно-пластинчатыми компрессорами и мультифазными насосами, выбор которых осуществляется с учетом особенностей конкретных промыслов. В том случае, когда давление газа 0,01-0,4 МПа, на месторождения поставляют так называемые малые компрессорные станции (КС), которые комплектуются дожимными компрессорными установками (ДКУ) низкого давления.
При давлении, близком к вакууму (0,001-0,01 МПа), на КС применяются вакуумные компрессорные установки (ВКУ). Для повышения надежности эксплуатации КС применяются специальные конструктивные доработки и технические решения, учитывающие состав исходного газа, условия эксплуатации и требования к компримированному газу [4, 9]. В промысловую практику входит также использование струйных компрессорных агрегатов [10-13].
Если обратиться к зарубежному опыту, то задача компри-мирования низконапорных газов различного происхождения до необходимого давления, например, до давления 1-й ступени сепарации, решается с помощью жидкостно-коль-цевых газовых насосов (ЖКН). Они признаны наиболее пригодными для компримирования низконапорных факельных газов в сравнении с другим компрессорным оборудованием. Этот тип объемной машины используется как для вакуумирования, так и для компримирования газов (отсюда и название - жидкостно-кольцевой компрессор), отличающихся переменным составом, содержащих капельные жидкости и мехпримеси, а также газов с высоким содержанием сероводорода и других агрессивных компонентов. Преимущество применения этого типа гидравлических машин для эксплуатации в среде агрессивных газов обосновано экономическими расчетами, путем сопоставления эксплуатационных показателей и подтверждается практикой их эксплуатации.
В жидкостно-кольцевом насосе изменение рабочего объема достигается за счет погружения пластин ротора в жидкость. Центробежные силы, получаемые от импульса вращения ротора, прижимают жидкость к стенкам рабочего цилиндра. Для сравнения степень повышения давления водной ступени ЖКН приблизительно равна степени повышения давления в винтовом маслозаполненном компрессоре объемного типа. Разница в том, что в винтовом компрессоре охлаждение сжатого газа осуществляется путем впрыскивания масла, а в жидкостно-кольцевом компрессоре газ напрямую соприкасается с рабочей жидкостью, что обеспечивает максимально возможное охлаждение компримируемого газа, приближая процесс сжатия к изотермическому режиму. В качестве рабочей жидкости в жидкостно-кольцевом насосе используют воду или жидкость, которая по своим физико-химическим свойствам совместима с удаляемым газом или паром, например эти-ленгликоль, нефть, нефтепродукты, минеральные масла или органические растворители и другие жидкости. Предпочтительно использование той жидкости, которая уже находит применение на данном предприятии в других технологических целях, что позволяет сократить затраты, связанные с доставкой и хранением рабочей жидкости.
При компримировании жирных газов благодаря постоянному охлаждению их рабочей жидкостью из газа за счет конденсации удается выделить тяжелые углеводороды, которые представляют собой бензиновые фракции. Часть выделенной из газа углеводородной фракции возвращают на производство, другую часть оставляют на установке для использования в качестве рабочей жидкости для подачи в компрессор. Это позволяет сократить эксплуатационные затраты на функционирование компрессорной установки [14]. С технологической точки зрения преимуществом ЖКН является и то, что он позволяет вести процессы сжатия в более благоприятном диапазоне температур (при более низкой температуре) по сравнению с компрессорами других типов, что дает возможность осуществлять промывку газа рабочей жидкостью. При этом достигается удаление из газа части жидких и твердых загрязнений, поэтому обыч-
но не требуется устанавливать до или после компрессора конденсаторы и скрубберы, что упрощает и повышает надежность компрессорной установки за счет уменьшения износа оборудования, в первую очередь самого компрессора. К этому надо добавить, что для ЖКН не характерен так называемый захват жидкости и твердых частиц, то есть их уносит вместе с газом, что характерно при эксплуатации компрессоров других типов. Это особенно ценно в случае использования компримированного газа в качестве топлива для газопоршневых или газотурбинных электростанций, для которых качество подготовки газа имеет первостепенное значение.
В настоящее время на нефтегазовых промыслах и заводах России ЖКН пока не получил широкого распространения, хотя иногда появляются сообщения об успешном использовании ЖКН в нефтегазовой отрасли России.
Например, этот тип насоса, в котором в качестве рабочей жидкости используется пресная вода, находит применение на установке подготовки нефти для создания небольшого вакуума (5-15 кПа) в аппарате 3-й ступени сепарации [15]. Использование этого типа машины рекомендуется в составе факельной системы для обеспечения более полной утилизации сбрасываемых на сжигание низконапорных газов [16]. В НГДУ «Ямашнефть» ЖКН производительностью 1400 м3/ч используется для откачки газов из колонны отдувки сероводородсодержащей нефти и сжатия их до давления 0,2 МПа с целью подачи на прием дожимной компрессорной станции [17]. Насос этого типа используется также для откачки газовой фазы из резервуара нефти, используя в качестве рабочей жидкости «собственный» газовый бензин, который получается, как отмечено выше, в результате конденсации части тяжелых углеводородных компонентов откачиваемого газа [18].
Применение ЖКН имеет перспективу для утилизации низконапорных насыщенных влагой газов десорбции колонны регенерации гликоля на установках абсорбционной осушки попутных и природных газов. Здесь в качестве рабочей жидкости в насос подают регенерированный гликоль, который одновременно играет роль осушителя газов десорбции и возврата осушенного газа потребителю [19]. Сообщается о применении ЖКН для совместного компримирования низконапорного нефтяного газа и паров «дыханий» резервуаров до давления 1-й ступени сепарации. Преимущество этого насоса перед гидравлическими машинами и другими типами состоит в наличии в нем про-тивовакуумной защиты, которая обеспечивает постоянное избыточное давление газа на входе в насос, что исключает смятие крыш резервуаров. Кроме того, в случае применения ЖКН благодаря непосредственному контакту рабочей жидкости с газом обеспечивается незначительное повышение температуры сжатого газа, то есть обеспечивается безопасность перекачки углеводородных паров [20].
Следует заметить, что приведенные выше случаи использования ЖКН для утилизации факельных газов базируются на оборудовании зарубежных производителей. Патент на жидкостно-кольцевой насос был получен в США Льюисом Нэшом еще в 1914 году и претерпел за прошедшие годы значительные усовершенствования. В Россию через официальных представителей осуществляется поставка насосов компании NASH (Германия, основана в 1903 году), Gаro S.P.A. (Италия, основана в 1947 году), компания Robuschi S.P.A. (Италия, основана в 1955 году). NASH - это признанный стандарт в нефтепереработке для сбора факельных газов, сжатия отходящих газов, улавливания паров с аппаратов на установках сольвентной депарафинизации, кок-
сования, каталитического крекинга и атмосферной и вакуумной перегонки [21-23]. Уровень продаж, обслуживания и технической поддержки указанных выше компаний обеспечивается тем, что в последние годы они стали партнерами ведущего в мире производителя компрессоров, насосов, воздуходувок - компании Gardner Denver Inc. (США), которая основана более 150 лет назад. В 2020 году произошло слияние этой компании с Ingersoll RandInc (Ирландия), что привело на сегодняшний день к созданию глобального лидера в компрессорном бизнесе [24]. В России известны также ЖКН компании Siemen & Hinsch (SiHi) (Германия, основана в 1920 году), которая с 1997 года является членом группы компаний Sterling Fluid Systems [25, 26].
Зарубежные компании не только изготавливают и используют ЖКН, но разрабатывают и поставляют на их основе блочно-комплектные установки по сбору и обработке факельных газов. Примером может служить установка компании GARO, которая предлагает так называемую встроенную систему очистки аминовым раствором (GARO WAIS), в которой аминовый раствор применяется в качестве как рабочей жидкости в насосе для сжатия факельного газа, так и для очистки от сероводорода. Согласно этой системе очистка от сероводорода происходит при контакте газа с аминовым раствором в процессе компримирования и в дополнительной встроенной над сепаратором колонне, предназначенной для разделения газожидкостной смеси после компрессора. Система WAIS упрощает технологический процесс утилизации факельного газа за счет устранения необходимости в строительстве отдельной установки аминовой очистки, оснащенной колонной абсорбции газа. Количество раствора амина, подаваемого в компрессор, определяется его производительностью и тем требованием, который предъявляется к содержанию сероводорода в сжатом газе, используемого в качестве топлива. Регенерацию насыщенного сероводородом водного раствора амина проводят на заводской установке аминовой очистки углеводородного газа и возвращают на компрессорную установку для повторного использования [28, 29].
На рис. 1 приводится типовая схема утилизации факельных газов, в которой для компримирования газа используется ЖКН с аминовым раствором в качестве рабочей жидкости. Система включает в себя факельный коллектор, узел отбора газа из факельного коллектора перед гидравлическим затвором факельной свечи и водокольцевой компрессор для сжатия этого газа. Сжатый в компрессоре газ подают в сепаратор для отделения от него рабочей жидкости, и далее направляют в топливную сеть завода. В системе имеется линия рециркуляции газа из сепаратора в компрессор, включаемая в работу тогда, когда поток факельного газа, поступающий в компрессор, меньше его производительности. За счет рециркуляции газа сброс его на факельную свечу в это время снижается или полностью прекращается. Если же количество газа, сбрасываемого в факельный коллектор, начинает превышать производи-
Схема утилизации низконапорных газов с использованием жидкостно-кольцевого компрессора с аминовым раствором в качестве рабочей жидкости: I - факельный коллектор; II - свежий раствор амина; III - холодный теплоноситель; IV - горячий теплоноситель; V - газ на факел; VI - очищенный газ; VII - газовый конденсат; VIII - насыщенный раствор амина на регенерацию; 1 - факельный сепаратор; 2 - емкость газового конденсата; 3 - жидкостно-кольцевой компрессор; 4 - теплообменник; 5 - трехфазный сепаратор
тельность компрессора, то избыточное количество газа, проходя через гидрозатвор, идет на факельную свечу. Благодаря гидравлическому затвору и линии возврата газа во всасывающей линии компрессора всегда поддерживается небольшое избыточное давление, что исключает подсос воздуха в систему [27].
Из изложенного выше следует, что применение ЖКН с аминовым раствором в системе для утилизации факельного газа имеет определенные преимущества перед традиционной схемой, которая включает винтовой или поршневой компрессор и последовательно расположенную аминовую колонну для очистки сжатого газа от кислых компонентов (сероводород и/или двуокись углерода) [30]. Преимущество выражается в основном в значительном сокращении капитальных и эксплуатационных затрат, характерных для традиционной системы очистки газа в колонном аппарате. Однако традиционному процессу очистки газа от сероводорода присущ ряд других недостатков, которые заметно проявляются в ходе эксплуатации установки при очистке жирных газов с повышенным содержанием тяжелых углеводородов С4+ и газов, в составе которых кроме сероводорода присутствуют легкие меркаптаны. Эти недостатки, характерные для традиционной установки аминовой очистки, свойственны и для системы очистки газа от сероводорода с применением ЖКН, в котором в качестве рабочей жидкости используется аминовый раствор.
Сложности, возникающие при эксплуатации систем очистки жирных попутных газов от сероводорода амино-вым раствором сводятся к следующим. Во-первых, часть углеводородов С4+ и меркаптанов наряду с капельной жидкостью и твердыми примесями конденсируется и задерживается в аминовом абсорбере, что приводит к загрязнению раствора амина. Попадая в колонну регенерации, загрязненный раствор амина вспенивается, ухудшая условия процесса регенерации. Недостаточно глубокая регенера-
ция раствора амина, в свою очередь, снижает поглотительную способность раствора, что отрицательно влияет на качество очистки газа. Кроме того, тяжелые углеводороды и меркаптаны, поступая на регенерацию, основанную на термической десорбции ами-нового раствора, переходят в состав кислых газов, которые используются, как правило для получения технической газовой серы на установке Клауса, ухудшая ее качество. Немаловажно и то, что в процессе переработки кислого газа в серу углеводороды С4+ и меркаптаны безвозвратно теряются, сгорая в печах установки Клауса. Во-вторых, часть тяжелых углеводородов и меркаптаны, оставшиеся не поглощенными амином в колонне абсорбции, уносятся после колонны вместе с очищенным газом, что также приводит к отрицательным последствиям: меркаптаны загрязняют очищенный от сероводорода газ, а жидкие углеводороды и мехпримеси откладываются в трубопроводной системе, затрудняя ее работу и приводя к потере ценного углеводородного сырья.
Для устранения описанных выше недостатков, присущих для очистки низконапорных жирных газов, содержащих сероводород и меркаптан описанных выше, нами предложено в качестве рабочего раствора ЖКН использовать водный раствор амина, в который предварительно добавляют, создавая эмульсию, углеводородный конденсат с соотношением их в смесевом рабочем растворе 0,1+10:1. Для смешения указанных компонентов могут быть использованы любые известные способы, обеспечивающие создание однородной эмульсии, например статические смесители, как наиболее проверенное и простое устройство, широко применяемое в нефтегазовой отрасли [31]. Осуществление предлагаемого способа утилизации газа (рис. 2), позволяет:
- снизить загрязнение абсорбента за счет устранения накопления тяжелых углеводородов и меркаптанов в растворе этаноламина;
- улучшить качество очищенного от сероводорода газа за счет снижения содержания в нем углеводородов С4+ и меркаптанов;
- уменьшить потери углеводородов С4+ за счет абсорбции в растворе и выноса их из абсорбера вместе с насыщенным раствором амина;
- снизить энергозатраты за счет уменьшения объема сжимаемого газа вследствие растворения части углеводородов С4+ и меркаптанов в абсорбенте.
Таким образом, в предлагаемом способе предварительное смешение водного раствора алканоламина с углеводородной фракцией позволяет получить двухкомпонентную рабочую жидкость, в углеводородной части которой растворяются углеводороды С4+ и меркаптаны, за счет чего
Схема утилизации низконапорных газов с использованием жидкостно-кольцевого компрессора и смесевого раствора в качестве рабочей жидкости: I - газ на сепарацию; II - газ на факел; III - очищенный газ; IV - холодный теплоноситель; V - горячий теплоноситель; VI - углеводородный конденсат; VII - газовый конденсат; VIII - свежий раствор амина; IX - насыщенный раствор амина на регенерацию; 1 - сепаратор; 2 - емкость газового конденсата; 3 - емкость свежего аминового раствора; 4 - жидкостно-кольцевой компрессор; 5 - теплообменник; 6 - трехфазный сепаратор
уменьшается загрязнение насыщенного водного раствора алканоламина углеводородами С4+ и меркаптанами и достигается снижение их потерь. Необходимое соотношение компонентов смеси в интервале 0,1-10:1 выбирается расчетным путем исходя из конкретных условий проведения процесса утилизации факельного газа. При этом принимается во внимание углеводородный состав газа («жирность» газа), содержание в очищаемом газе сероводорода и меркаптанов, температуры и давления очищаемого газа и требования к чистоте очищенного газа, принимается во внимание и требование к содержанию сероводорода и других компонентов в составе кислого газа, получаемого из насыщенного раствора амина при его десорбции в колонне регенерации. В качестве углеводородной фракции для подачи в ЖКН в смеси с аминовым раствором могут быть использованы бензины, керосины, дизельные топлива и любые другие углеводородные смеси с низкой вязко-
Таблица 1
Результаты компримирования и очистки низконапорного сероводородсодержащего газа
Компонент Состав газа, % об.
на входе в компрессор после компрессорной установки
Метан 48,9 52,7
Этан 16,4 17,2
Пропан 9,92 9,81
Бутаны 3,62 2,65
Пентаны и выше 0,9 0,47
Метил- и этилмеркаптаны 0,13 0,04
Сероводород 5,14 0,03
Азот 13,69 14,69
стью. Предпочтительным является использование газового бензина, получаемого в процессе компримирования факельного газа.
Проведены расчетные исследования с использованием компьютерной модели системы по утилизации сероводо-родсодержащего газа производительностью 6000 нм3/ч (6,32 т/ч), в которой компримирование проводится одноступенчатым жидкостно-кольцевым компрессором с рабочим давлением 0,5 МПа. На вход ЖК компрессора марки NAM-2500 фирмы NASH в качестве рабочей жидкости подают 40 т/ч 15% водного раствора моноэтаноламина в смеси с 10 т/ч газового конденсата. Низконапорный газ, состав которого приведен в табл. 1, поступает на всас компрессора при температуре 30 °С и давлении 0,28 МПа.
Влажный углеводородный конденсат (компрессат) направляют в трехфазный сепаратор, из которого выводят 5528 нм3/ч очищенного газа, фракцию углеводородов в количестве 10,47 т/ч, и насыщенный сероводородом водный раствор моноэтаноламина. Жидкие углеводороды направляют на смешение с нефтью или во фракционную колонну, а насыщенный сероводородом водный раствор амина на регенерацию. Газ, очищенный от сероводорода и меркаптанов, подают в топливную сеть предприятия. Состав его приведен в табл. 1.
Результаты расчетов показывают, что введение в состав рабочего раствора компрессора газового конденсата позволяет улучшить ряд показателей процесса утилизации низконапорных газов. Во-первых, снижаются безвозвратные потери тяжелых компонентов газа от бутана и выше за счет поглощения их более высококипящим углеводородным конденсатом, входящим в состав рабочей жидкости. Углеводороды С3+, входящие в состав жирных газов, благодаря использованию предлагаемого двухкомпонентного рабочего раствора остаются в рабочем растворе и вместе с углеводородным конденсатом выводятся из системы компримирования. Так, использование в качестве рабочей жидкости только одного водного раствора этаноламина приводит к уносу 0,95 т/ч углеводородов С3+ вместе с ком-примированным очищенным газом с последующим сжига-
нием их в топках технологических печей. При использовании в качестве рабочей жидкости смеси амина и газового конденсата то унос тяжелых углеводородов снижается и составляет 0,62 т/ч, то есть удается сохранить 0,33 т/ч ценного углеводородного сырья. Во-вторых, снижается содержание метил- и этилмеркаптанов в насыщенном водном растворе моноэтаноламина, направляемом на регенерацию соответственно с 4,6 и 7,1 до 4,2 и 4,4 кг/ч, что происходит за счет поглощения их, как и тяжелых углеводородов, вторым компонентом рабочего раствора - газовым конденсатом, который обладает более высокой способностью к растворению меркаптанов в сравнении с водным раствором этаноламинов. Это, в свою очередь, дает три положительных эффекта: повышается глубина очистка газа от меркаптанов, снижается расход пара, потребляемый для регенерации насыщенного сероводородом этаноламина, и, наконец, достигается снижение расхода электроэнергии со 188 до 177 кВт на компримирование исходного газа вследствие уменьшения его объема из-за растворения части углеводородов С4+ и меркаптанов в абсорбенте.
Таким образом, одним из перспективных направлений утилизации низконапорных сероводород- и меркаптансо-держащих газов в нефтегазовой промышленности является использование систем для сбора, компримирования и очистки газа от нежелательных примесей, в состав которых включаются жидкостно-кольцевые компрессорные установки. При этом предпочтительным является применение в них в качестве рабочей жидкости двухкомпонентной смеси, состоящей из жидкого углеводорода и этанолами-нового раствора. Использование подобного смесевого рабочего раствора, обладающего комбинированным действием, приводит к ряду положительных эффектов: предотвращается загрязнение раствора алканоламина тяжелыми углеводородами и меркаптанами, снижаются потери значительной части углеводородов С4+ вместе с компримиро-ванным газом, обеспечивается получение энергетического топлива для микрогазотурбинной установки с генерацией электрической и тепловой энергии для газопоршневых машин непосредственно на месторождении.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Способы утилизации попутного нефтяного газа в России. URL: https:// www.sibur.ru/upload/iblock/7f9/7f99b71b46a22dd0c4769d35596e3413. pdf^aTa обращения 15.08.2020).
2. Оценка влияния факельных установок на окружающую среду. URL: https://zinref.ru/000_uchebniki/00800ecologia/000_lekcii_ecologia_04/098.htm (дата обращения 20.08.2020).
3. Постановление Правительства РФ от 8 ноября 2012 г. № 1148 «Об особенностях исчисления платы за негативное воздействие на окружающую среду при выбросах в атмосферный воздух загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа» URL: http://static.government.ru/media/files/YOaA 71NIBV9VKXTPkTI\lmWyzca0dFWQg3.pdf (дата обращения 20.08.2020).
4. Крамской А.А., Филиппов А.В. Попутный газ последних ступеней сепарации. Компримирование низконапорного ПНГ // Территория Нефтегаз. 2014. № 5. С. 52-57.
5. Тарасов М.Ю., Клевцов Е.А., Фахретдинов И.З. О повышении эффективности использования нефтяного газа концевых ступеней сепарации // Нефтяное хозяйство. 2018. № 3. С. 74-76.
6. Персиянцев М.Н. Совершенствование процессов сепарации нефти от газа в промысловых условиях. М.: Недра-Бизнесцентр, 1999. С. 45-48.
7. Рустамов З.А., Брюхова К.С. Проблема утилизации попутного нефтяного газа. Анализ и современное состояние // Вестник ПНИПУ. Аэрокосмическая техника. 2019. № 58. С. 105-106.
8. Курбанкулов С.Р., Фахрутдинов Р.З., Ибрагимов Р.К. Проблемы и перспективы использования попутного нефтяного газа на нефтяных промыслах // Вестник технологического университета. 2016. № 12. С. 57-58.
9. ГМС компрессоры. Компрессоры для факельного газа. URL: http://www. hms-compressors.ru/products/for_compressible_gases/flare_gas/ (дата обращения 25.08.2020).
10.Зиберт Г.К., Зиберт А.Г., Валиуллин И.М. Инновационные технологии утилизации низкопотенциальных газов с применением струйных компрессорных агрегатов // Газовая промышленность. 2010. № 11. С. 20-22.
11.Струйно-компрессорные установки. URL:http://www.technovacuum.com.ru / compressor-jet.html (дата обращения 28.08.2020).
12.Запорожец Е.П., Зиберт Г.К. Струйные нагнетатели. М.: Недра, 2013. 146 с.
13.Патент РФ № 2 608 038 МПК C2 C10G 70/06 Способ утилизации факельных газов / Тараканов Г.В., Савенкова И.В., Рамазанова А.Р. Опубл.: 12.01.2017. Бюл. № 2.
14.Вакуумные насосы и компрессоры для нефтегазовой промышленности. URL: http://www.panair.rU/catalog/vacuum-pumps-compressors/oilgaz/# (дата обращения 28.08.2020).
15.Шипилов Д.Д., Шаталов А.Н., Сахабутдинов Р.З. Исследования горячей вакуумной сепарации для снижения давления насыщенных паров и концентрации сероводорода в нефти: сб. науч. тр. ТатНИПИнефть. Казань: Центр инновационных технологий, 2016. № 84. С. 182-188.
16.Руководство по безопасности факельных систем. Сер. 03. Вып. 68. М.: Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности, 2013. 48 с.
17.Шипилов Д.Д., Шаталов А.Н., Сахабутдинов Р.З. Оптимизация технологических параметров отдувки сероводорода из нефти в промысловых условия: сб. науч. тр. ТатНИПИнефть. Казань: Центр инновационных технологий, 2013. № 8. С. 371-380.
18.Нурман А.Д., Осипов, Э.В. Снижение потерь легких углеводородов в резер-вуарных парках // Вестник технологического университета. 2015. № 9. С. 157-158.
19.Воронин Н.В., Зиберт Г.К. Инновационные технологии и оборудование по утилизации попутного нефтяного газа // Недропользование XXI век. 2011. № 4 (29). С. 64-68.
20.Гловацкий Е.А. Состояние проблемы потерь нефти на месторождениях Тюменской области. Возможные пути ее решения: сб. тр. науч.-практ. конф., посв. 60-летию образования Тюменской области «Перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазовой промышленности». Тюмень: ЗапСибНИИГГ, 2004. С. 47-49.
21.21. Вакуумные насосы и компрессоры NASH. URL: http://rusimpsnab.
ru/vakuumnye_nasosy_nash,_kompressory_nash (дата обращения 29.08.2020).
22.Презентация компании GAROS.P.A. URL: https://docplayer.ru/36808777-prezentaciya-kompanii-garo-s-p-a.html (дата обращения 30.08.2020).
23.Оборудование компании Robuschi (Робуши). URL: https://blms.ru/robuschi (дата обращения 30.08.2020).
24.Промышленный сегмент Gardner Denver и Ingersoll Rand завершают слияние, чтобы сформировать глобального лидера в создании критически важных потоков и промышленных технологиях. URL: https://finance. yahoo.com/news/gardner-denver-ingersoll-rand-industrial-083200886.html (дата обращения 30.08.2020).
25.История компании Flowserve SIHI. URL: https://www.sterlingsihi.com/cms/ ru/home/o-kompanii/istorija-kompanii-flowserve-sihi.html (дата обращения 01.09.2020).
26.Установки SIHI на основе жидкостно-кольцевых компрессоров и сухих
REFERENCES
1. Sposoby utilizatsii poputnogo neftyanogo gaza v Rossii (Methods of utilization of associated petroleum gas in Russia) Available at: https://www.sibur.ru/ upload/iblock/7f9/7f99b71b46a22dd0c4769d35596e3413.pdf (accessed 15 August 2020).
2. Otsenka vliyaniya fakel'nykh ustanovok na okruzhayushchuyu sredu (Assessment of the impact of flare installations on the environment) Available at: https://zinref.ru/000_uchebniki/00800ecologia/000_lekcii_ecologia_04/098. htm (accesses 20 August 2020).
3. Postanovleniye Pravitel'stva RF ot 8 noyabrya 2012 g. № 1148 «Ob osobennostyakh ischisleniya platy za negativnoye vozdeystviye
na okruzhayushchuyu sredu pri vybrosakh v atmosfernyy vozdukh zagryaznyayushchikh veshchestv, obrazuyushchikhsya pri szhiganii na fakel'nykh ustanovkakh i (ili) rasseivanii poputnogo neftyanogo gaza» (Decree of the Government of the Russian Federation of November 8, 2012 No. 1148 "On the specifics of calculating fees for negative impact on the environment in case of emissions into the air of pollutants generated during flaring and (or) dispersion of associated petroleum gas") Available at: http://static.government. ru/media/files/Y0aA71NIBV9VKXTPkTNmWyzca0dFWQg3.pdf (accessed 20 August 2020).
4. Kramskoy A.A., Filippov A.V. Associated gas of the last stages of separation. Compression of low-pressure APG. Territoriya Neftegaz, 2014, no. 5, pp. 52-57 (In Russian).
5. Tarasov M.Yu., Klevtsov YE.A., Fakhretdinov I.Z. On increasing the efficiency of using oil gas at the end stages of separation. Neftyanoye khozyaystvo, 2018, no. 3, pp. 74-76 (in Russian).
6. Persiyantsev M.N. Sovershenstvovaniye protsessov separatsii nefti ot gaza v promyslovykh usloviyakh [Improvement of the processes of separation of oil from gas in the field]. Moscow, Nedra-Biznes tsentr Publ., 1999. pp. 45-48.
7. Rustamov Z.A., Bryukhova K.S. The problem of utilization of associated petroleum gas. Analysis and current state. Vestnik PNIPU. Aerokosmicheskaya tekhnika, 2019, no. 58, pp. 105-106 (In Russian).
8. Kurbankulov S.R., Fakhrutdinov R.Z., Ibragimov R.K. Problems and prospects of the use of associated petroleum gas in oil fields. Vestnik tekhnologicheskogo universiteta, 2016, no. 12, pp. 57-58 (In Russian).
9. GMS kompressory. Kompressory dlya fakel'nogo gaza (GMS compressors. Flare gas compressors) Available at: http://www.hms-compressors.ru/products/ for_compressible_gases/flare_gas/ (accessed 25 August 2020).
10. Zibert G.K., Zibert A.G., Valiullin I.M. Innovative technologies for the utilization of low-grade gases using jet compressor units. Gazovaya promyshlennost, 2010, no. 11, pp. 20-22 (In Russian).
11. Struyno-kompressornyye ustanovki (Jet-compressor installations) Available at: http://www.technovacuum.com.ru/compressor-jet.html (accessed 28 August 2020).
12. Zaporozhets YE.P., Zibert G.K. Struynyye nagnetateli [Jet blowers]. Moscow, Nedra Publ., 2013. 146 p.
13. Tarakanov G.V., Savenkova, I.V, Ramazanova, A.R. Sposob utilizatsii fakel'nykh gazov [Method of utilization of flare gases]. Patent RF, no. 2 608 038, 2017.
14. Vakuumnyye nasosy i kompressory dlya neftegazovoy promyshlennosti (Vacuum pumps and compressors for the oil and gas industry) Available at: http://www.panair.ru/catalog/vacuum-pumps-compressors/oilgaz/# (accessed 28 August 2020).
15. Shipilov, D.D., Shatalov, A.N., Sakhabutdinov, R.Z. Issledovaniya goryachey vakuumnoy separatsii dlya snizheniya davleniya nasyshchennykh parov i kontsentratsii serovodoroda v nefti [Research of hot vacuum separation to reduce the pressure of saturated vapors and the concentration of hydrogen sulfide in oil. Trudy TatNIPIneft [Proc. of TatNIPIneft]. Kazan, 2016, pp. 182-188.
16. Rukovodstvo po bezopasnosti fakel'nykh sistem. Seriya 03. Vypusk 68 [Safety
вакуумных насосов. URL: https://promhimtech.ru/produktsiya/zhidkostno-koltsevyie-kompressoryi/ustanovki-sihi-na-osnove-zhidkostno-koltsevyih-kompressorov-i-suhih-vakuu (дата обращения 01.09.2020).
27.Шарма Р., Прасад У., Харишбабу В. Минимизация сброса газов на факел // Нефтегазовые технологии. 2007. № 6. С. 105-106.
28.Шарма Р., Прасад У. Новый метод рекуперации факельных газов // Нефтегазовые технологии. 2005. № 5. С. 62-67.
29.Richard Louwerse, Jan Fischer. Технология утилизации газов с применением компрессоров и мембранной сепарации // Химическая техника. 2017. № 12. С. 24-26.
30.Джексенов М.К, Исмагилов Ф.Р. Технологии защиты окружающей среды от сероводорода. Алматы: Гилем, 2018. С. 158-162.
31. Патент РФ 2 541 018 МПК B01D 53/14 (2006.01) Способ аминовой очистки углеводородных газов / Исмагилов Ф.Р., Курочкин А.В. Опубл.: 15.02.2015. Бюл. 14
Guide for Flare Systems. Series 03. Issue 68]. Moscow, Nauchno-tekhnicheskiy tsentr issledovaniy problem promyshlennoy bezopasnosti Publ., 2013. 48 p.
17. Shipilov D.D., Shatalov A.N., Sakhabutdinov R.Z. Optimizatsiya tekhnologicheskikh parametrov otduvki serovodoroda iz nefti v promyslovykh usloviyakh [Optimization of technological parameters for stripping hydrogen sulfide from oil in the field conditions]. Trudy TatNIPIneft [Proc. of TatNIPIneft]. Kazan, 2013, pp. 371-380.
18. Nurman A.D., Osipov, E.V. Reducing the loss of light hydrocarbons in tank farms. Vestnik tekhnologicheskogo universiteta, 2015, no. 9, pp. 157-158 (In Russian).
19. Voronin N.V., Zibert G.K. Innovative technologies and equipment for utilization of associated petroleum gas. Nedropol'zovaniyeXXI vek, 2011, no.4 (29), pp. 64-68 (In Russian).
20. Glovatskiy YE.A. Sostoyaniye problemy poter' nefti na mestorozhdeniyakh Tyumenskoy oblasti. Vozmozhnyye puti yeye resheniya [The state of the problem of oil losses in the fields of the Tyumen region. Possible ways to solve it]. Trydy nauch.-prakt. konf, posvyashchennoy 60-letiyu obrazovaniya Tyumenskoy oblasti «Perspektivy neftegazonosnosti Zapadno-Sibirskoy neftegazovoy promyshlennosti» [Proc. of scientific and practical. Conf. dedicated to the 60th anniversary of the formation of the Tyumen region "Prospects for oil and gas potential of the West Siberian oil and gas industry"]. Tyumen, 2004, pp. 47-49.
21. Vakuumnyye nasosy i kompressory NASH (NASH vacuum pumps and compressors) Available at: http://rusimpsnab.ru/vakuumnye_nasosy_nash,_ kompressory_nash (accessed 29 August 2020).
22. Prezentatsiya kompanii GAROS.P.A. (Presentation of the GAROS.P.A company) Available at: https://docplayer.ru/36808777-prezentaciya-kompanii-garo-s-p-a.html (accessed 30 August 2020).
23. Oborudovaniye kompanii Robuschi (Equipment of the Robuschi company) Available at: https://blms.ru/robuschi (accessed 30 August 2020).
24. Promyshlennyy segment Gardner Denver i Ingersoll Rand zavershayut sliyaniye, chtoby sformirovat global'nogo lidera v sozdanii kriticheski vazhnykh potokov i promyshlennykh tekhnologiyakh (Industrial Gardner Denver and Ingersoll Rand complete merger to form a global leader in mission-critical flows and industrial technology) Available at: https://finance.yahoo.com/news/gardner-denver-ingersoll-rand-industrial-083200886.html (accessed 30 August 2020).
25. Istoriya kompanii Flowserve SIHI (History of the Flowserve SIHI company) Available at: https://www.sterlingsihi.com/cms/ru/home/o-kompanii/istorija-kompanii-flowserve-sihi.html (accessed 01 September 2020).
26. Ustanovki SIHI na osnove zhidkostno-kol'tsevykh kompressorov i sukhikh vakuumnykh nasosov (SIHI units based on liquid ring compressors and dry vacuum pumps) Available at: https://promhimtech.ru/produktsiya/zhidkostno-koltsevyie-kompressoryi/ustanovki-sihi-na-osnove-zhidkostno-koltsevyih-kompressorov-i-suhih-vakuu (accessed 01 September 2020).
27. Sharma R., Prasad U., Kharishbabu V. Minimization of gas discharge to the flare. Neftegazovyye tekhnologii, 2007, no. 6, pp. 105-106 (In Russian).
28. Sharma R., Prasad U. A new method of recovery of flare gases. Neftegazovyye tekhnologii, 2005, no. 5, pp. 62-67 (In Russian).
29. Richard Louwerse, Jan Fischer. Gas utilization technology using compressors and membrane separation. Khimicheskaya tekhnika, 2017, no. 12, pp. 24-26 (In Russian).
30. Dzheksenov M.K, Ismagilov F.R. Tekhnologii zashchity okruzhayushchey sredy ot serovodoroda [Technologies for protecting the environment from hydrogen sulfide]. Almata, Gilem Publ., 2018. pp. 158-162.
31. Ismagilov F.R., Kurochkin A.V. Sposob aminovoy ochistki uglevodorodnykh gazov [Method of amine purification of hydrocarbon gases]. Patent RF, no. 2 541 018, 2015.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРЕ / INFORMATION ABOUT THE AUTHOR
Исмагилов Фоат Ришатович, д.т.н., проф. кафедры химической технологии нефти и газа, Астраханский государственный технический университет. Бикбаев Артур Валерьевич, технический директор BBA Group, соискатель кафедры химической технологии нефти и газа, Астраханский государственный технический университет.
Джексенов Махамбет Кудайбергенович, к.т.н., ведущий инженер-эколог, ТОО «Emba Petroleum Project».
Foat R. Ismagilov, Dr. Sci. (Tech.), Prof. Department of Chemical Technology of Oil and Gas, Astrakhan State Technical University.
Artur V. Bikbaev, Technical Director BBA Group, Applicant for the Department of Chemical Technology of Oil and Gas, Astrakhan State Technical University. Makhambet K. Dzheksenov, Cand. Sci. (Tech.), Leading Environmental Engineer, Emba Petroleum Project LLP.
