авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 5 |

«Открытое акционерное общество Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа (ОАО «НИПИгазпереработка») ПРОБЛЕМЫ УТИЛИЗАЦИИ ...»

-- [ Страница 2 ] --

В докладе А.М. Брехунцова приведены сведения о перспекти вах развития нефтегазового комплекса Ямало-Ненецкого АО и се верных территорий Красноярского края. В регионе разведано месторождений нефти и газа, из них только 63 месторождения на ходятся в разработке. Практически все запасы региона разведаны и введены в разработку в советское время. Запасы газа только на тер ритории полуострова Ямал составляют 10,7 трлн м3, а нефти кон денсата – суммарно 4 млрд тонн.

На данной территории работает большое количество нефтега зовых компаний. Добычные возможности недропользователей в ре гионе позволяют увеличить объем производства нефти и конденсата почти в 3 раза с 40 млн.т. до 115 млн. т. в год. Возможная добыча попутного нефтяного газа составляет от 5,1 млрд м3 в 2009 до мак симального уровня 12 млрд м3 в 2016 – 2017 гг с последующим паде нием до 10,5 млрд м3 к 2020 г. Для обеспечения добычи и транспор тировки ПНГ в ЯНАО и на севере Красноярского края необходимо строительство: 5 установок подготовки газа мощностью 9 млрд. м3 в год, газопроводов протяженностью 600 км, расширение КС Наход кинского м/р на 40 МВт. Капитальные вложения в эти мероприя тия составят 112 млрд. руб.

В докладе Н.В. Монахова изложены основные положения пред проектных и проектных работ, направленных на развитие комплек са по переработке ПНГ и транспорту готовой продукции в Ноябрь ском районе. Предусматривается:

- Техническое перевооружение Вынгапуровской КС и строи тельство продуктопровода «Вынгапуровская КС – Ноябрьская на ливная эстакада».

- Модернизация и расширение Вынгапуровской КС.

- Строительство продуктопровода «Губкинский ГПК – Ноябрь ская наливная эстакада».

- Строительство наливной ж/д эстакады ШФЛУ в районе г. Но ябрьск.

- Проработка вариантов повышения эффективности использо вания ПНГ месторождений Ноябрьского региона, принадлежащих ОАО «Газпром нефть».

Основные задачи, решаемые в проектах по Вынгапуровской КС - доведение транспортируемого попутного нефтяного газа до норм ОСТ 51.40-93 по точке росы по углеводородам;

- выделение из попутного нефтяного газа товарной ШФЛУ при минимальной температуре захолаживания газа в процессе – минус 42 °С.;

- увеличение приема ПНГ на Вынгапуровскую КС;

- выделение из попутного нефтяного газа дополнительного ко личества товарной широкой фракции легких углеводородов.

Результаты:

- на КС введена в эксплуатацию в 2009 году установка низко температурной сепарации (НТС), а в 2010 году осуществлена модер низация;

- Обеспечены: подготовка отбензиненного газа к транспорту по требованиям ОСТ 51.40-93, извлечение С3+выше до 67% от потенциа ла, производство ШФЛУ в количестве до 260 тыс. т/г..;

Основная задача проекта строительства продуктопровода «Губкинский ГПК – Ноябрьская наливная эстакада» – обеспечить транспорт ШФЛУ с Губкинского ГПК на наливную ж.д. эстакаду ШФЛУ в районе г. Ноябрьск. Результатом работы стал ввод продук топровод введен в действие в 2008 г.

Основная задача проекта строительства наливной ж/д эста кады ШФЛУ в районе г. Ноябрьск состояла в обеспечении приема, хранения и отгрузки ШФЛУ, поступающей по продуктопроводам с Губкинского ГПК, Муравленковского ППГ и с Вынгапуровско го ГПЗ в объеме 1,5 млн. тонн в год (с выделением первой очереди строительства на 1,0 млн т/г. В настоящее время ведется строитель ство.

Основная задача проработки вариантов повышения эффектив ности использования ПНГ месторождения ОАО «Газпром нефть»:

заключалась в определении оптимального варианта использования ПНГ в Ноябрьском регионе ОАО «Газпромнефть». Проработаны ва рианты подачи ПНГ:

- с Еты-Пуровского месторождения на Вынгапуровскую КС;

- с Еты-Пуровского месторождения на Вынгапуровскую КС Муравленковский ГПЗ;

- закачка ПНГ в сеноманские залежи ГАЗПРОМа.

II. ПЕРЕРАБОТКА ЛЕГКОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ И ГАЗОХИМИЯ © Коллектив авторов УДК 66.074;

665. КАТАЛИТИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПОДГОТОВКИ И ПЕРЕРАБОТКИ ПНГ В.Н. Пармон, А.С. Носков (Институт катализа им. Г.К. Борескова Сибирского отделения РАН) В России по разным оценкам ежегодно сжигается на факелах от 20 до 50 млрд м3 попутных газов нефте(газо)добычи, что приво дит к потере около 1 трлн. рублей и выбросам в атмосферу 100– млн. тонн/год углекислого газа. Попутные нефтяные газы характе ризуются переменным составом, но, как правило, содержат около:

80% об. метана;

4–6% об. этана;

около 15% об. пропана и бутана.

В ряде случаев попутные нефтяные газы загрязнены сероводородом и содержат пары воды.

В настоящем материале представлены технологии, предлагае мые Институтом катализа СО РАН, которые разделены на две груп пы:

А. Технологии подготовки попутных нефтяных газов (ПНГ).

К этой группе отнесены процессы очистки ПНГ от сероводорода и методы глубокой адсорбционной осушки ПНГ.

Б. Технологии глубокой переработки ПНГ в химические про дукты с высокой добавленной стоимостью. В данном разделе при ведены сведения о процессах переработки ПНГ: в ароматические углеводороды;

в синтетическое жидкое топливо и в углеродные на номатериалы.

Технологии подготовки попутных нефтяных газов. Как уже было упомянуто ранее, одной из основных задач является очистка ПНГ от сероводорода. Для решения этой задачи предлагается тех нология селективного окисления сероводорода до серы: H2S + O S + H2O [1,2].

Основными преимуществами процесса является его непрерыв ность;

«мягкие» условия его осуществления при температурах 200– 250°С, когда превращения других компонентов ПНГ не происходит.

Этому способствует применение специальных оксидных катализа торов. В зависимости от содержания сероводорода в очищаемых га зах используются два варианта технологического оформления про цесса. При высоком содержании сероводорода в ПНГ (15–80% об.) применяются каталитические реактора с псевдоожиженным слоем катализатора. Если концентрация H2S менее 10–15% об., то исполь зуют каталитические реактора с блочным сотовым катализатором.

Данная технология защищена патентами в России, США, Канаде, Франции и др. странах. В настоящее время опытно-промышлен ные агрегаты различной производительности эксплуатируются на ряде ГПЗ и установках подготовки попутных газов. Эффективность очистки ПНГ от сероводорода составляет 98–99%.

Перед транспортировкой ПНГ требуется провести его глубо кую осушку от паров воды. Для этого предлагается использовать композиционные нанопористые адсорбенты [3]. При пропускании ПНГ с парами воды через зернистый слой нанопористого матери ала, например, оксида алюминия, содержащего внутри порового пространства безводную соль (CaCl2) будет происходить активное поглощение влаги и ее связывание в виде твердых кристаллогидра тов типа CaCl2•nH2O внутри пор. Емкость композиционных матери алов типа «соль в нанопористой матрице» очень велика и достигает 0,6–1,0 г H2O/г материала. Материал остается сыпучим даже после поглощения такого количества влаги. Для восстановления сорбци онных свойств материал нагревают до 100–130°С, при этом разлага ются кристаллогидраты и композиционный материал-сорбент мож но повторно использовать.

Такие композиционные сорбенты позволяют удалить пары воды до точки росы, эквивалентной температуре -70 -80°С. Создан ное в г. Омске опытно-промышленное производство композицион ных сорбентов обеспечивает ими как российские НПЗ для осушки технического воздуха, так и ряд предприятий (ОАО «Омсккаучук», ОАО «Салаватнефтеоргсинтез») для глубокой осушки углеводоро дов.

Технологии глубокой переработки ПНГ в химические продук ты. Добыча нефти и углеводородного конденсата сопровождается получением значительного количества легких углеводородов, пре имущественно С1–С5. В силу ряда причин эти, попутные газы не находят квалифицированного использования в местах добычи. Их транспортировка в газообразном виде также затруднительна. В ко нечном итоге эти газы зачастую сжигаются на факелах.

Возможным направлением их использования является перера ботка газов С1–С5 в жидкие углеводороды, транспортировка кото рых значительно проще.

Относительно простым направлением в решении этой задачи является переработка газов С1–С5 в ароматические соединения (бен зол, толуол, ксилолы). В таком процессе протекают реакции образо вания ароматических соединений из легких парафинов С2–С4.

Для осуществления таких реакций используются среднепорис тые высококремнеземные цеолиты типа ZSM-5 и ZSM-11 с добавка ми металлов Cu, Pd, Ca, Ge и некоторые другие. Основная проблема заключается в обеспечении необходимой активности и стабильнос ти катализаторов. Цеолитные катализаторы такого типа разрабо таны в Институте катализа СО РАН [4] и с 2006 г. производятся в объеме до 150 т/год на базе ОАО «Новосибирский завод химконцен тратов».

На основе таких катализаторов был разработан и реализован в опытно-промышленных условиях процесс переработки попут ных газов нефте(газо)добычи в ароматический концентрат – смесь бензола, толуола и ксилолов [5]. На комплексе опытных установок ОАО «НИПИГазпереработки» (г. Краснодар) были проведены опыт но-промышленные испытания процесса и катализатора. Установка включает два последовательных проточных реактора общим ра бочим объемом 470 литров. Загрузка катализатора составила литров (40 л в первом реакторе и 80 л во втором). В оптимальном режиме длительность межрегенерационного пробега была 10 суток, а общий срок службы катализатора прогнозируется не менее 1 года.

Основные показатели процесса приведены в таблице 1. Селектив ность превращения пропан-бутановой фракции в ароматические уг леводороды достигает 70–72%, а выход ароматики достигает 40% за проход..

Таблица Состав сырья и продуктов ароматизации пропан-бутановой фракции Состав сырья % мас. Состав продуктов % мас.

этан 3,5 С1, С2+Н2 31, пропан 40,9 С3 21, изо-бутан 22,1 С4 6, Н-бутан 23,8 С5 0, бутилены 0,3 Бензол 8, изо-пентан 5,9 Толуол 18, Н-пентан 3,1 Ксилолы 9, гексаны 0,4 С9+ 3, Итого: 100 Итого: Необходимый объем исследований для создания производства цеолитных катализаторов на ОАО «НЗХК», разработка и опытно промышленные испытания процесса переработки ПНГ в аромати ческие углеводороды стал возможен в рамках выполнения в 2005 2007 гг. важнейшего инновационного проекта «Разработка базовой и ресурсо- и энергосберегающей технологии и конструкций реакто ров с нанопористыми каталитическими мембранами для переработ ки легкого углеводородного сырья» (Госзаказчик: Роснаука, голо вной исполнитель – ассоциация «Аспект», г. Москва). Созданное производство катализаторов и разработанный процесс позволяют перерабатывать до 2 млрд м3 ПНГ/год и дополнительно производить до 300 тыс. тонн/год ароматических углеводородов (бензола), что в стоимостном отношении достигает 10 млрд руб./год.

Особый интерес представляют новые результаты, полученные при осуществлении совместной переработки метана, этана и про пан-бутана, т. е. всех компонентов, присутствующих в ПНГ. Ла бораторные результаты испытаний такого процесса (полученные в Институте катализа СО РАН) представлены в таблице 2.

Таблица Показатели лабораторных испытаний процесса переработки попутных газов в ароматические углеводороды Показатель Значение Состав природного газа, % об.:

Метан Этан Пропан+бутан 12.

Азот Температура процесса, °С 540– Объемная скорость, час–1 800– Конверсия, % масс: С3 80,5.

С4 Выход ароматики на превращенную С3–С4, % масс. 85, Состав жидкого продукта, % масс.:

Бензол 36, Толуол 38, Фракция С8 7, Фракция С9+ 17, Следует обратить внимание на практически полную конверсию углеводородов С3–С4 и содержание в составе жидких продуктов уг леводородов С9+. Дальнейшее развитие такого процесса открывает большие перспективы для новых направлений переработки ПНГ.

Альтернативным вариантом химической переработки ПНГ является использование процесса Фишера-Тропша (ФТ). Основны ми стадиями процесса ФТ являются: конверсия ПНГ в синтез-газ (СО+H2) и собственно синтез ФТ. В ходе синтеза ФТ в зависимости от используемого катализатора образуются различные жидкие уг леводороды – парафины, олефины, ароматика и кислородсодержа щие соединения.

Процесс ФТ осуществляют под давлением 10–30 атм. в реакто рах различных типов (табл.3).

Таблица Характеристики каталитических реакторов процесса Фишера-Тропша Типы реакторов Производительность, тонн/м3год Трубчатый реактор 400– Реактор с псевдоожиженным слоем 450– «Сларри» – реактор 240– Мембранный реактор (лабораторный) 1100– Удельная производительность реакторного объема процесса ФТ относительно невелика, что требует использования больших ре акторов. Особо следует отметить существенный шаг в сокращении габаритов аппаратуры, при использовании вновь разработанных в Институте катализа СО РАН мембранных реакторов [6], удельная производительность которых почти в 3 раза выше, чем у известных типов реакторов. Использование пористых каталитических мемб ран дает возможность решить ряд проблем, присущих традицион ным реакторам ФТ, а именно: обеспечить изотермичность реакци онного объема, устранить лимитирование процесса массообмена газ-жидкость, избавиться от внутридиффузионного торможения.

Единичный элемент реактора синтеза ФТ на основе пористых ката литических мембран на производительность до 20 т жидких углево дородов в год представляет собой реакторный блок диаметром мм и длиной 400 мм. На основе пористых каталитических мембран могут быть созданы экономически выгодные установки относитель но небольшой единичной мощности – 50–100 тыс. т в год. Получен ные жидкие углеводороды могут транспортироваться по существу ющим нефтепроводам до мест потребления.

Новым направлением переработки ПНГ является их катали тическая переработка в наноуглеродные волокнистые материалы (рис. 1). При температурах 450–650°С на металлических частицах катализатора происходит разложение углеводородов С1–С4 с образо ванием волокнистых углеродных материалов и выделение водорода (рис. 1а). В зависимости от метода приготовления и состава ката лизатора образуются наноуглеродные материалы разной формы и структуры – нити, волокна, наноспирали. На рисунке 1б показаны наноуглеродные материалы в виде спиралей, образовавшихся на металлических частицах никеля. Количество образующихся нано углеродных материалов достигает 300–400 грамм на 1 грамм ката лизатора.

Рис. 1. – Наноуглеродные материалы для производства композиционных полимеров Особый интерес представляет разработка областей применения таких наноуглеродных материалов. Прежде всего, следует обратить внимание на области крупнотоннажного использования таких мате риалов – это дорожные и строительные материалы. Введение нано углеродных материалов в количестве менее 1% масс в бетоны повы шает их прочность на 40–50%. Это, соответственно, будет облегчать вес строительных конструкций и снижать себестоимость строитель ства. Перспективным является применение таких углеродных ма териалов в производстве композиционных полимеров. Это придает полимерам новые свойства – электропроводность, морозостойкость и механическую прочность.

Подводя итоги настоящего сообщения авторы хотели бы обра тить внимание на то, что к настоящему времени разработаны науч ные основы и успешно испытаны в опытных (опытно-промышлен ных) масштабах каталитические процессы подготовки и переработ ки в товарные продукты попутных газов нефтедобычи. Для дейс твительного решения проблем ПНГ в России необходимо сделать следующий шаг и перейти от стадий НИОКР к созданию первых промышленных установок каталитической переработки ПНГ в вы сокотоварные и востребованные рынком продукты – ароматические углеводороды, моторные топлива, наноуглеродные материалы.

В статье использованы материалы и данные о процессах, разработанных под руководством проф. З.Р. Исмагилова, д.х.н.

Ю.И. Аристова, д.х.н. Г.В. Ечевского, д.х.н. А.А. Хасина и к.х.н.

И.В. Мишакова. Авторы выражают им свою глубокую признатель ность за представленные материалы и вклад в решение проблем ПНГ в России.

Литература 1. Способ селективного каталитического окисления сероводо рода в серу. А.Н. Загоруйко, В.В. Мокринский, Н.А. Чумакова. // Патент РФ № 2276097. – 2004.

2. Исмагилов З.Р., Хайрулин С.Р., Керженцев М.А., Голова нов А.Н., Голованов А.А., Мазгаров А.М., Вильданов А.Ф., Тахаут динов Ш.Ф., Закиев Ф.А. Реактор с кипящим слоем катализатора для процесса прямого окисления сероводорода в элементарную серу.

Создание опытно-промышленной установки на Бавлинской УСО.

//Катализ в промышленности (специальный выпуск). – 2004. – с. 50–55.

3. Аристов Ю.И., Гордеева Л.Г., Токарев М.М.. Композитные сорбенты «Соль в пористой матрице: синтез, свойства, примене ние». //Новосибирск. Издательство СО РАН. – 2008. – 362 с.

4. Способ получения цеолита. Дударев С.В., Ечевский Г.В., Токтарев А.В., Кихтянин О.В., Коденев Е.Г, Носырева Г.Н. //Па тент РФ № 2276656. – 2004.

5. Ечевский Г.В., Аксенов Д.Г., Кихтянин О.В., Коденев Е.Г..

Переработка легкого углеводородного сырья и светлых нефтяных фракций. Приглашенный доклад. //«Нефть. Газ. Геология» – 4-й сибирский форум недропользователей и предприятий ТЭК. Томск. 2008. – сборник тезисов. – с. 15–17.

6. Хасин А.А., Сипатров А.Г., Пармон В.Н.. Контактные ка талитически-активные мембраны для процесса синтеза Фишера Тропша. – Крит. технол. //Мембраны. – № 4(28). – 2005. – с. 6–16.

7. Мишаков И.В., Буянов Р.А., Чесноков В.В., Стрельцов И.А., Ведягин А.А. Технология получения углеродных наноразмерных нитей по механизму карбидного цикла. //Катализ в промышлен ности. – 2008. – №2. – с. 26–30.

© Коллектив авторов УДК 665.632;

665.644. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ КАТАЛИТИЧЕСКОЙ ПЕРЕРАБОТКИ ПНГ В АРОМАТИЧЕСКИЕ УГЛЕВОДОРОДЫ А.А. Мегедь, Г.В. Ечевский, А.Ю. Аджиев О.В. Кихтянин, Е.Г. Коденев (ОАО «НИПИгазпереработка», Институт катализа им. Г.К. Борескова СО РАН) По официальным данным Минприроды РФ из 60 млрд м3 до бываемого ежегодно в России попутного нефтяного газа (ПНГ) 20 млрд м3 сжигается в факелах, остальное используется для нужд компаний: бльшая часть – на переработку, остальное – на выра ботку электроэнергии, и совсем незначительное количество закачи вается в пласт [1,2]. По объему сжигаемого попутного газа Россия занимает первое место в мире. При сжигании ПНГ происходят по тери ценного углеводородного сырья и наносится серьезный ущерб окружающей среде, усиливающий парниковый эффект атмосферы.

Практически все крупные нефтяные компании России имеют про граммы по утилизации ПНГ. В результате реализации намеченных мероприятий к 2011 г. планируется довести уровень утилизации ПНГ до 85%, а к 2012 г. – до 95%.

К основным направлениям утилизации ПНГ в зависимости от характеристики и расположения нефтяного месторождения отно сятся:

- переработка на ГПЗ;

- сжигание в газоэлектрогенераторах (мини-ТЭЦ) для выработ ки электроэнергии и тепла, а также на собственные нужды;

- закачивание в пласт для повышения нефтеотдачи;

- переработка или сжижение на месторождении с помощью ма лотоннажных установок (мини-ГПЗ);

- переработка в синтетическое топливо (технологии СЖТ/GTL).

Перспективная технология малотоннажного производства син тетического жидкого топлива (СЖТ) представляет определенный интерес для решения проблемы утилизации низконапорных попут ных газов малодебитных и удаленных от потребителей нефтяных и газовых месторождений. GTL-технология позволяет из природного или попутного нефтяного газа получать жидкие углеводороды – син тетическую нефть, синтетические моторные топлива. Данная тех нология основана на получении промежуточного продукта – синтез газа с последующим каталитическим превращением его в широкую фракцию углеводородов или в метанол, на основе которого можно получить бензин и различные кислородсодержащие продукты.

В ОАО «НИПИгазпереработка» на протяжении ряда лет сов местно с Институтом катализа СО РАН ведутся работы по отработке технологии ароматизации сжиженного углеводородного газа (СУГ), пропан-бутановой фракции (ПБФ), широкой фракции легких угле водородов (ШФЛУ) в процессе Аркон. Процесс прошел опытно-про мышленные испытания на демонстрационной установке, созданной на экспериментальной базе института. В процессе используется це олитсодержащий катализатор, синтезированный в Институте ката лиза СО РАН. Используемый в процессе Аркон катализатор показал высокую активность и стабильность при ароматизации углеводоро дов С3+. [3–5] Однако на данном типе катализатора не предполагалось пре вращение метана, содержание которого в ПНГ достаточно велико.

Создание технологии, позволяющей перерабатывать ПНГ в арома тические углеводороды без его разделения на сухой газ и ШФЛУ не посредственно на промысле, является перспективным направлени ем и делает важный вклад в реализацию программы по увеличению степени утилизации ПНГ. В Институте катализа на лабораторном уровне разработан процесс «БиЦиклар» для каталитической пере работки ПНГ с высоким содержанием метана с получением концен трата ароматических углеводородов. Предполагается апробация процесса на опытно-промышленном уровне на демонстрационной установке ОАО «НИПИгазпереработка».

Блок-схема процесса «БиЦиклар» для переработки ПНГ при ведена на рисунке. Очищенный и осушенный ПНГ поступает на ус тановку каталитической переработки в реакторный блок. Продук ты реакции направляются в блок сепарации и стабилизации, где выделяют стабильный концентрат ароматических углеводородов и водородсодержащий газ. Затем водородсодержащий газ (ВСГ) пос тупает в мембранный блок, где выделяют водород с небольшим со держанием метана. Углеводородный газ С1–С4 поступает на прием циркуляционного компрессора и воpвращается в реакторный блок.

Периодически осуществляют сдувку избыточного метана.

Рис. 1. – Блок-схема процесса каталитической переработки ПНГ Основные преимущества процесса «БиЦиклар»

- Возможность перерабатывать бессернистый ПНГ с высоким содержанием метана (до 85% об.) без разделения ПНГ на сухой от бензиненный газ (СОГ), фракцию С3–С4, газовый бензин.

- Увеличение выхода ароматических углеводородов в 1,5– раза по сравнению с процессом Циклар, разработанным ВР и UOP, а также процессом Аркон.

- Увеличение степени утилизации ПНГ на промыслах, сокра щение загрязнения атмосферного воздуха продуктами сгорания ПНГ на факелах при реализации процесса на малогабаритных блоч ных установках на малых и удаленных месторождениях.

- Получение удобной для транспортировки ароматической фракции, содержащей бензол-толуол-ксилольную (БТК) фракцию и нафталины.

Процесс проводят при температуре 500–580°С, давлении 0,3–1,0 МПа. Выход ароматических углеводородов составляет 1,2–1,4 т/т поданных углеводородов С3+ при вовлечении в перера ботку метана и этана, входящих в состав ПНГ. Процесс имеет широ кий диапазон по производительности.

Характерный состав получаемой смеси ароматических углево дородов следующий, % масс. : бензол – 36,7, толуол –38,9, ксилолы – 7,1, арены С9+ – 17,3. В дальнейшем, ароматический концентрат может использоваться для получения индивидуальных аромати ческих углеводородов, для получения только бензола при деал килировании БТК-фракции, для получения ценных компонентов дизельного топлива- декалина, метилдекалина при гидрировании нафталинов.

Выполнен расчет технико-экономических показателей процес са комплексной подготовки и переработки сернистого ПНГ в арома тические углеводороды и компоненты высокооктанового бензина.

Комплексная установка состоит из блоков:

- аминовой очистки ПНГ от сернистых соединений и диоксида углерода, - абсорбционной осушки, - выделения стабильного газового бензина, - каталитической переработки углеводородов С1–С4 в аромати ческие углеводороды, - каталитической переработки газового бензина в высокоокта новые компоненты автобензина.

Производительность установки по ПНГ принята 100 тыс. т/год (77 млн нм3/год).

Продукцией установки являются, в тыс. т/год:

- концентрат ароматических углеводородов – 61,50.

- высокооктановые компоненты автобензина – 5, - смесь пропана-бутана техническая – 1, - компонент печного топлива – 0, - метано-водородная фракция – 27, При определении технико-экономических показателей расчет ный период принят 30 лет. Анализ чувствительности проекта при веден в таблице.

Анализ чувствительности проекта Ставка дисконтирования Показатели 13% 30% 40% 50% Чистый денежный поток (NPV), 5178,2 1503,5 816,4 447, млн руб Внутренняя норма доходности на 80,5 80,5 80,5 80, полные инвестиции (IRR),% Простой срок окупаемости проекта 3,5 3,5 3,5 3, (PP), лет Дисконтированный срок окупаемос 3,8 4,1 4,4 4, ти (DPP), лет Индекс эффективности инновацион 5,2 2,4 1,8 1, ных затрат (ИЭ), ед.

Индекс эффективности НИОКР 115,3 33,5 18,2 10, (ИЭн), ед.

Ценность НИОКР с учетом вероят 726238 210 863 114494 62 ности, тыс. руб.

Срок окупаемости установки комплексной подготовки и пере работки ПНГ составит менее 1 года с момента начала эксплуатации установки.

Литература 1. Шурупов С.В., Белоусова А.С. /Газохимия. – 2010. – январь февраль. – С. 71–74.

2. Широкова Г.С., Елистратов М.В. /Газовая промышленность. – 2010. – № 4. – С. 57–62.

3. Патент РФ № 2370482. – 2009. – Бюлл. № 29.

4. Булкатов А.Н. /Нефтепереработка и нефтехимия. – 2008. – № 9. – С. 28–34.

5. Климов О.В., Аксенов Д.Г., Коденев Е.Г. и др./Катализ в промышленности. – 2005. – № 1. – С. 18–25.

© Коллектив авторов УДК 665. УВЕЛИЧЕНИЕ СТЕПЕНИ ИЗВЛЕЧЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ С3+В НА НОВЫХ И ДЕЙСТВУЮЩИХ ГПК ДО 99% И ВЫШЕ А.В. Литвиненко, С.Н. Прусаченко, А.О. Шеин (ОАО «НИПИгазпереработка») На действующих газоперерабатывающих заводах извлече ние целевых углеводородов С3+выше находится на уровне 85…95%.

Многие установки НТК, оборудованные турбодетандерными агре гатами запроектированы по устаревшим схемам, не позволяющим извлекать из ПНГ углеводороды С3+выше выше уровня 95…96%.

Кроме того, установки реализованы с использованием морально устаревшего на сегодняшний день оборудования, что накладывает ограничения на технико-экономические показатели установок и до последнего времени не позволяло реализовать современные тех нические решения по повышению глубины извлечения целевых углеводородов из нефтяного газа только за счет изменения техно логической схемы установок без замены части аппаратов или их внутренних устройств.

В последние годы появились новые современные технологи ческие схемы извлечения из газа углеводородов С3+выше, позволяю щие увеличить их извлечение до мирового уровня – 99% и выше.

Данные решения также позволяют без значительных капиталь ных затрат (за счет установки дополнительных теплообменников, переобвязки технологических потоков, перевода деметанизатора в режим абсорбера, применения смешанного хладагента, замены, при необходимости, теплообменного оборудования или внутренних устройств в колонных аппаратах) увеличить извлечение целевых углеводородов С3+выше на 3…10% и достичь уровня 99% и выше на действующих производствах.

На рисунке 1 представлена традиционная, а на рисунке – усовершенствованная технологическая схема установки НТК, обеспечивающая извлечение целевых углеводородов С3+выше из нефтяного газа на уровне 99,0% и выше, с наибольшей выработ кой широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Обе тех нологические схемы имеют следующие одинаковые узлы – узел охлаждения газа, узел низкотемпературной сепарации, узел тур бодетандера, узел колонны деметанизатора, узел колонны деэта низатора.

Расчеты усовершенствованной технологической схемы уста новки НТК проводились на исходный газ с содержанием углеводо родов С3+выше – 350 г/ст. м3. Принятая производительность по газу – 1 млрд м3/год.

Ниже приведено подробное описание усовершенствованной технологической схемы установки НТК. На входе установки НТК сырьевой поток делится на две части. Основная часть газа охлаж дается, проходя через рекуперативные теплообменники Т-301 и Т 320, пропановый испаритель Т-303, теплообменник Т-304, и далее поступая в низкотемпературный сепаратор С-301. В зимнее время для охлаждения нефтяного газа после теплообменника Т-301 под ключается воздушный холодильник Т-313. Вторая часть осушенно го газа поступает в теплообменник Т-302, где охлаждается и далее поступает в сепаратор С-301.

Рис. 1. – Традиционная схема установки НТК Рис. 2. – Усовершенствованная технологическая схема ус тановки НТК В сепараторе С-301 происходит отделение газа от низкотемпе ратурного конденсата. Газовая фаза из сепаратора направляется на турбодетандер ТДА-301, в котором его давление снижается в 2, раза. Далее газ поступает в деметанизатор К-301. Конденсат из се паратора С-301 дросселируется и направляется на нижнюю тарелку деметанизатора К-301.

Отбензиненный газ с верха деметанизатора К-301 проходит последовательно теплообменники Т-323, Т-304, Т-312, Т-320 и Т-301, компрессорную часть турбодетандера ТДА-301 и, после ох лаждения в воздушном холодильнике Т-306, направляется на до жимную компрессорную отбензиненного газа.

Нестабильный углеводородный конденсат из деметанизатора К-301 насосом Н-301 прокачивается через теплообменник Т-302, смешивается с конденсатом, поступающим с установки осушки, и направляется в деэтанизатор К-302 в качестве питания. В деэтани заторе К-302 происходит окончательная отпарка легких углеводо родов (метана и этана) из конденсата до требуемого значения.

Пары с верха деэтанизатора К-302 охлаждаются и частично конденсируются в рекуперативном теплообменнике Т-312, затем в пропановом испарителе Т-308, и поступают в рефлюксную емкость Е-301. Из емкости Е-301 большая часть жидкой фазы насосом Н- подается на верхнюю тарелку колонны К-302 в качестве холодного орошения. Газ деэтанизации, выходящий из емкости Е-301, после довательно подается в теплообменники Т-305, Т-323, где охлажда ется и частично конденсируется. После теплообменника Т-323 газ деэтанизации дросселируется и в виде газожидкостной смеси пос тупает на верхнюю тарелку деметанизатора К-301 в качестве оро шения.

Кубовый продукт деэтанизатора – широкая фракция легких углеводородов – направляется в аппарат воздушного охлаждения Т-309, в котором охлаждается и выводится за границу установки.

Для выработки пропановой фракции марки А, необходимой для восполнения потерь пропана (в летний период) или смешанного хладагента (в зимний период) в холодильном цикле, на установке НТК предусматривается узел получения хладагента, в который вхо дит ректификационная колонна К-303, испаритель Т-322 и воздуш ный холодильник Т-321.

Использование холода внешнего холодильного цикла, рабо тающего на этан-пропановой фракции в зимний период и пропане хладагенте – в летний;

холода, получаемого при детандировании газа и при дросселировании конденсата, выходящих из низкотем пературного сепаратора, позволяет по данному варианту извлекать целевые углеводороды С3+выше на уровне 99,0% и выше.

Для обеспечения безгидратного режима работы турбодетандера на установке НТК предусматривается узел приготовления и подачи испаренного метанола.

Таким образом, можно выделить следующие особенности но вой схемы установки НТК:

- орошение колонны-деметанизатора сконденсированным га зом деэтанизации;

- использование испаренного метанола для ингибирования гид ратообразования;

- охлаждение газа деэтанизации в теплообменнике Т-305 жид костью с низа деметанизатора;

- применение эффективных пластинчатых теплообменников;

- использование в холодное время года смешанного хладагента с повышенным содержанием этана (до 15…20% мас.), в результате чего температура охлаждения газа снижается на 8…10 °С;

- выработка хладагента из флегмы деэтанизатора при необхо димости.

Ниже приведена сравнительная таблица показателей традици онной и усовершенствованной схемы установки НТК:

По результатам сравнения традиционной и усовершенствован ной схемы установки НТК с турбодетандером можно сделать следу ющие выводы:

1. Усовершенствованная схема установки НТК обеспечива ет извлечение целевых углеводородов С3+выше из нефтяного газа на уровне 99,0% и выше.

2. Усовершенствованная схема установки НТК обеспечивает остаточное содержание С3+выше в СОГ на уровне 0,1…0,2 г/ст. м3.

Таблица Основные показатели переработки 1 млрд м нефтяного газа Наименование Традиционная Усовершенство Изменение показателя схема ванная схема Показатели выхода и качества продукции Отбензиненный газ, 731,829 719,065 -12, млн м3/год ШФЛУ, тыс. т/год 330,972 349,558 +18, Извлечение С3+выше, % 95,0 99,0 и выше +4 и выше Содержание С3+выше в -20,39… 20,5 0,11…0, СОГ, г/ст.м3 -20, Показатели расхода энергии Пропановый холод, МВт 1,9…3,8 3,3…4,1 +0,3…+1, Тепло, МВт 4,2…4,4 4,3…5,1 +0,1…+0, Потребление электро 25 680 31 870 +6 энергии, МВт*ч/год Топливный газ, млн 5,232 5,755 +0, м3/год 3. Капитальные затраты на строительство новой установки НТК по усовершенствованной схеме находятся на одном уровне с капитальными затратами на строительство установки НТК по тра диционной схеме при более высокой степени извлечения целевых углеводородов С3+выше из нефтяного газа по усовершенствованной схеме.

4. Реконструкция действующих установок НТК до рекоменду емой технологической схемы не потребует больших капитальных затрат.

5. Общее увеличение выработки ШФЛУ за счет внедрения усо вершенствованной схемы установки НТК составит – 17…23 тыс. т/ год при переработке 1 млрд м3/год ПНГ.

© Коллектив авторов УДК 665.62;

658. МОДЕРНИЗАЦИЯ ЮЖНО-БАЛЫКСКОГО ГПК П.А. Пуртов, Н.С. Бащенко, А.Ю. Аджиев, Ю.П. Ясьян (ОАО «НИПИгазпереработка», КубГТУ) Рациональное использование попутного нефтяного газа (ПНГ) является важнейшей государственной проблемой, причем пробле мой комплексной: экономической, технической, экологической.

Газообразные парафиновые углеводороды С2–С6, составляющие значительную часть нефтяного газа, при эксплуатации месторож дений, в силу несоответствия действующих газопроводов требова ниям транспортной инфраструктуры или их отсутствия, зачастую не используются, а сжигаются на факелах. Такой подход влечет за собой неэффективное расходование невосполнимого природного ре сурса и разрушительное воздействие на экологию добывающих ре гионов: в атмосферу выбрасываются сотни тысяч тонн вредных ве ществ (оксидов углерода, азота, сажи), причем исходные продукты даже менее вредны для окружающей среды, чем продукты их сго рания. Поэтому проблема утилизации ПНГ с доведением коэффи циента его использования до уровня 95% в настоящее время весьма актуальна.

Одним из предприятий по переработке ПНГ, принадлежащих ОАО «СибурТюменьГаз», является Южно-Балыкский газоперера батывающий комплекс (ЮБ ГПК), вокруг которого располагается много нефтегазовых месторождений, эксплуатируемых недостаточ но эффективно в направлении использования ПНГ.

ОАО «НИПИгазпереработка» в 2006–2007 гг. выполнило ТЭО (проект) технического перевооружения и расширения Южно-Ба лыкского ГПК с целью максимально возможного приема и перера ботки попутного нефтяного газа с месторождений НК «Роснефть» – ОАО «Юганскнефтегаз» (в том числе высоконапорного газа с При обской КС). При этом главным критерием при выборе технологии подготовки и переработки газа было максимальное использова ние существующих на ЮБ ГПК производственных мощностей – действующей установки переработки газа (УПГ) и незавершен ного производства (частично построенной к тому времени второй очереди комплекса, запроектированной по схеме НТК с турбоде тандером).

Изначально Южно-Балыкский ГПЗ, входящий в настоящее время в состав ЮБ ГПК, предназначался для переработки 500 млн нм3/год нефтяного газа по схеме низкотемпературной абсорбции (НТА). В эксплуатацию ГПЗ был введен в 1979 году;

генеральный проектировщик – институт «Гипровостокнефть» (г. Куйбышев).

Для приема дополнительного количества ПНГ на площадке ЮБ ГПЗ в 1986 году была построена Мамонтовская компрессорная станция (МКС) производительностью по газу 1,073 млрд ст. м3/год, которая также в данный момент входит в состав Южно-Балыкского ГПК.

Генеральный проектировщик МКС – институт «ВНИПИгазперера ботка» (г. Краснодар), реорганизованный впоследствии в ОАО «НИ ПИгазпереработка».

После ввода Мамонтовской КС в эксплуатацию нефтяной газ компримировался на МКС, осушался и без переработки направлял ся в газопровод.

С целью переработки на существующих в то время мощнос тях завода дополнительного количества нефтяного газа в году институтом «ВНИПИгазпереработка» был выполнен проект «Расширение Южно-Балыкского ГПЗ» с использованием имеюще гося оборудования и установкой новых технологических аппара тов. Согласно проекту расширения производительность установки переработки газа повышалась до 1500 млн нм3/год, при этом УПГ должна была разделиться на две самостоятельные технологичес кие схемы:

- схему низкотемпературной абсорбци (НТА) производитель ностью 600 млн нм3/год;

- схему низкотемпературной конденсации (НТК) производи тельностью 900 млн нм3/год.

Однако фактически реконструкция не была реализована в пол ном объеме и, начиная с 1989 года, переработка газа на УПГ осу ществлялась не на двух раздельных технологических нитках НТА и НТК, а газ после компримирования на Мамонтовской КС охлаж дался на двух параллельных линиях, сепарировался и весь посту пал в абсорбер К-301 (см. рис. 1);

по проекту расширения ЮБ ГПЗ газ из низкотемпературного сепаратора С-302 линии НТК должен был выводиться как готовая продукция. В абсорбер К-301 также подавалась значительная часть выделившегося из газа конденсата.

Остальной конденсат деэтанизировался в колонне К-306, работаю щей без пропанового холода в режиме отпарной колонны. Факти чески на УПГ перерабатывалось 0,8…0,9 млрд м3/год нефтяного газа, поступающего с Мамонтовской КС;

коэффициент извлече ния целевых углеводородов С3+выше на действующем производстве не превышал 80%.

Начиная с августа 2007 года после строительства узла при ема высоконапорного газа с Приобской КС и частичной модерни зации УПГ (НТА+НТК) возможность приема и переработки газа на действующем производстве Южно-Балыкского ГПК возросла до 1,5 млрд ст. м3/год. Модернизация заключалась в установке до полнительного теплообменного, емкостного и насосного оборудова ния, частичной замене существующего теплообменного оборудова ния, реконструкции сепарационного оборудования (С-301, С- и С-350) с заменой внутренних устройств, а также колонн К-301 и К-302 с заменой тарелок на новые ситчато-клапанные тарелки конс трукции ОАО «НИПИгазпереработка».

После завершения модернизации производительность УПГ по газу была увеличена до 1,8 млрд ст. м3/год. Принципиальная тех нологическая схема модернизированной УПГ действующего произ водства ЮБ ГПК приведена на рис. 1 (модернизированное и вновь установленное оборудование выделено жирным шрифтом). Для по вышения извлечения из газа целевых углеводородов С3+выше на УПГ действующего производства при увеличенной до 1,8 млрд ст. м3/год производительности по газу предложено осуществить предвари тельное насыщение абсорбента, поступающего в абсорбер К-301, га зами деэтанизации из емкостей Е-302 и Е-308, которые подаются на смешение с абсорбентом перед пропановым холодильником Х-302.

Извлечение целевых углеводородов С3+выше при переработке газа на модернизированной УПГ, как показали выполненные технологи ческие расчеты, будет находиться на уровне 80%, т. е. соответство вать коэффициенту извлечения по схеме, действовавшей ранее, но при вдвое меньшей производительности по газу до модернизации (0,8…0,9 млрд м3/год).

По факту в 2010 году на УПГ (НТА+НТК) Южно-Балыкского ГПК было переработано 974 млн м3 газа;

коэффициент извлечения целевых углеводородов С3+выше составил 87,2%.

Проект «Расширение Южно-Балыкского ГПЗ» (1988 год) на полное развитие предусматривал также строительство новой ус тановки переработки газа по схеме НТК с турбодетандером произ водительностью по нефтяному газу 1,073 млрд ст. м3/год (типовая схема переработки ПНГ для заводов Западной Сибири, разработан ная институтом «ВНИПИгазпереработка», с коэффициентом из влечения углеводородов С3+выше на уровне 95%). Строительство этой установки, в состав которой входят: адсорбционная осушка, НТК с турбодетандером, пропановая холодильная установка и дожимная компрессорная станция отбензиненного газа – было завершено в 2009 году. Причем, в результате выполненной модернизации неза вершенного производства по рекомендациям ОАО «НИПИгазпере работка» производительность по подготовке (адсорбционная осуш ка) и переработке нефтяного газа (НТК-1300) по сравнению с перво начальной проектной была увеличена примерно на 30%. При этом глубина извлечения целевых углеводородов С3+выше, как показали выполненные технологические расчеты, будет находиться на уровне 94%. Уменьшение отбора компонентов С3+выше на ~ 1% по сравнению с проектным объясняется снижением давления газа, поступающего на турбодетандер (газ детандируется с 2,92 до 1,45 МПа вместо с 3, до 1,7 МПа по проекту), что приводит к повышению температуры газа после детандера и, в конечном итоге, снижению коэффициента извлечения углеводородов С3+выше.

Рис. 1 – Принципиальная технологическая схема модернизированной УПГ действующего производства ЮБ ГПК Принципиальная технологическая схема НТК-1300 представ лена на рис. 2 (жирным шрифтом отмечено модернизированное или замененное на новое оборудование). Для работы схемы НТК на по вышенной производительности потребовались:

- реконструкция колонны К-302 (замена полотен части тарелок и на всех тарелках – установка пластинчатых клапанов конструк ции ОАО «НИПИгазпереработка»);

- новый блок теплоносителя и новый турбодетандерный агре гат;

- замена большинства теплообменных аппаратов на новые с большей поверхностью теплообмена и установка нового аппарата Т 314 – для подогрева питания колонны-деэтанизатора К-302 с одной стороны и утилизации тепла нижнего продукта деэтанизатора – с другой;

- реконструкция сепаратора С-301 (замена сетчатой насадки на блок центробежных элементов конструкции ОАО «НИПИгазпе реработка»), замена емкости Е-301 на аппарат бльшего объема и установка емкости метанола Ем-301, предназначенной для подачи незначительного количества испаренного метанола на вход детан дера с целью предотвращения гидратообразования.

Часть оборудования c НТК-1300, которая требовала замены, была использована при модернизации УПГ действующего произ водства на увеличенную до 1,8 млрд ст. м3/год производительность по газу.

По факту в 2010 году на НТК-1300 Южно-Балыкского ГПК было переработано 1271 млн м3 газа;

коэффициент извлечения це левых углеводородов С3+выше составил 81,5%. Низкий коэффициент извлечения объясняется снижением содержания целевых компо нентов С3+выше в сырьевом потоке, поступающем на НТК-1300 (до вместо 276…296 г/м3 по расчетам);

недостаточной пропускной спо собностью теплообменника Т-301, из-за чего часть газа приходится пропускать по байпасной линии мимо Т-301;

неоптимальным рас пределением газа по «малому контуру» (через теплообменные аппа раты Т-302 и Т-305), в результате чего повышается температура в низкотемпературном сепараторе С-301. Разработаны и внедряются технические решения, направленные на устранение отмеченных недостатков.

Рис. 2 – Принципиальная технологическая схема НТК-1300 Южно-Балыкского ГПК Таблица Производительность технологических объектов и коэффициенты отбора компонентов С3+выше до и после модернизации Южно-Балыкского предприятия ТЭО (проект) технического перево Проект «Расширение Южно-Балыкс оружения и расширения ЮБ ГПК Первоначаль- кого ГПЗ» (1988 год) Наименование (2006–2007 гг.) ный проект объекта ЮБ ГПЗ По проекту По факту По проекту По факту (2010 г.) Производительность, млн м3/год (млн нм3/год) НТА 537 (500) УПГ (НТА+НТК) - 1610 (1500) 800… 900 1789 НТК с турбоде - 1073 (1000) * 1300 тандером Коэффициент извлечения целевых компонентов С3+выше, %:

УПГ (НТА+НТК) - 72,7 75,4…82,6 87, ~ НТК с турбоде - 95,0 - 93,9…94,3 81, тандером * – 2009 год – ввод в эксплуатацию Производительность технологических объектов и коэффици енты отбора целевых компонентов С3+выше до и после модернизации Южно-Балыкского предприятия приведены в таблице 1.

Таким образом, техническое перевооружение действующей УПГ (НТА+НТК) позволило увеличить ее производительность и повысить глубину отбора целевых компонентов (с ~80% до модернизации до 87,2% по факту в 2010 году). Модернизация и ввод в эксплуатацию НТК с турбодетандером привели к возможности повышения произво дительности по переработке ПНГ на ~30% по сравнению с проектной.

Проведенная поэтапно в 2007–2009 гг. модернизация Южно Балыкского ГПК позволила довести прием и переработку ПНГ до 3,1…3,2 млрд ст. м3/год, что внесло свой весомый вклад в решение задачи по утилизации газа и позволило получить дополнительный объем продукции – широкой фракции легких углеводородов и сухо го отбензиненного газа.

© Коллектив авторов УДК 665. НОВЫЕ РАЗРАБОТКИ В ОБЛАСТИ ОЧИСТКИ УГЛЕВОДОРОДОВ ОТ МЕТАНОЛА И ВЫРАБОТКИ ЭТАНОВОЙ ФРАКЦИИ А.В. Литвиненко, Ю.В. Аристович, М.А. Грицай, А.О. Шеин, Г.Г. Тютюник, А.Ю. Арестенко (ОАО «НИПИгазпереработка») Являясь головным институтом в области разделительных про цессов компании СИБУР, ОАО «НИПИгазпереработка» выполняет НИОКР по созданию новых и совершенствованию существующих технологических процессов и оборудования. Активизация научной деятельности в институте в послекризисный период позволила ин тенсифицировать НИОКР по ряду направлений, в которых исполь зуется как многолетний опыт, так и современные стимулирующие подходы к организации научно-исследовательских работ. Наряду с другими технологическими разработками института, описанными в ряде статей настоящего сборника, выполнены разработки новых способов очистки пропановой фракции от метанола и получения этановой фракции.

Технология очистки пропановой фракции от метанола В процессах подготовки и переработки ПНГ и транспортиров ки ШФЛУ, с целью предотвращения гидратообразования при низ ких температурах, используется метанол. При разделении ШФЛУ на газофракционирующих установках (ГФУ), метанол, несмотря на сравнительно высокую температуру кипения, концентрируется преимущественно в пропановой фракции. Распределение метанола в продуктах разделения ГФУ не по температуре кипения обуслов лено неидеальностью свойств системы углеводороды – метанол, в частности, образованием метанолом с индивидуальными углеводо родами азеотропов, в т. ч. и с пропаном. Повышенная до 2000– ррm концентрация метанола в пропановой фракции зачастую за трудняет сбыт продукции, т.к. она является ценным сырьем нефте химической промышленности и покупатели (в т. ч. зарубежные) предъявляют вполне определенные требования к содержанию мета нола в ней – от 1000 ppm и ниже ( до 50 ppm), в зависимости от даль нейшего применения. Таким образом, проблема очистки пропано вой фракции от метанола является актуальной в условиях работы российских предприятий.

На сегодняшний день известно несколько технологий очистки пропановой фракции от метанола, самой распространенной из кото рых является классическая технология, созданная более 40 лет назад и основанная на промывке пропановой фракции водой в противоточ ной массообменной колонне с последующей адсорбционной осуш кой фракции на цеолитах и регенерацией водно-метанольной смеси (ВМС) путем ректификации. Недостатки этого процесса хорошо из вестны: сложность технологической схемы, периодичность работы адсорбционной осушки, высокие энергозатраты. В последние годы значительно увеличилась стоимость энергоносителей, что заставля ет предприятия искать пути снижения затрат на производство про дукции за счет применения новых энергосберегающих технологий и технических решений. В поисках путей снижения затрат на очистку пропановой фракции от метанола, ООО «Тобольск-Нефтехим» зака зал институту исследование неидеальных свойств системы пропан метанол-вода с целью последующей разработки новой технологии азеотропной очистки пропановой фракции от метанола.

Необходимость исследования фазового равновесия системы про пан-метанол-вода обусловлена ограниченностью, неполнотой и про тиворечивостью информации по данной системе, представленной в литературных источниках. Получение исчерпывающей информации о фазовых равновесиях системы позволяет определить оптимальную технологию и параметры разделения системы. Цели исследователь ской работы, выполненной институтом, представлены ниже:

1) определение параметров фазового равновесия системы про пан-метанол-вода;

2) экспериментальная проверка полученных данных на ректи фикационной колонке;

3) разработка математической модели системы;

4) разработка и оценка технологической схемы предлагаемого процесса.

Для достижения обозначенных целей созданы специальные инструменты: ректификационный аппарат КР-1, набор сосудов под давлением, оборудование для термоста-тирования и отбора проб на хроматографический анализ.

В сосудах под давлением моделировалось равновесие системы «пар-жидкость» как бинарных смесей пропан-метанол и пропан вода, так и тройной смеси пропан-метанол-вода, а также равновесие жидкость-жидкость бинарной системы пропан-вода и тройной систе мы пропан-метанол-вода. Бинарная система пропан-метанол, как по казали экспериментальные исследования, не расслаивается во всем исследуемом диапазоне температур – от минус 5 до плюс 80 °С. Прове денные экспериментальные исследования позволили установить:

- параметры азеотропных точек бинарных и тройной системы (температуры, давления, концентрации);

- коэффициенты распределения компонентов в бинарных и тройной системе;

- положение бинодали на фазовой диаграмме тройной системы.

На основе результатов исследований создана расчетная модель, воспроизводящая экспериментальные параметры фазового равно весия в программном комплексе HYSYS, которая в дальнейшем позволила провести технологические расчеты по созданию и опти мизации новой технологии азеотропного разделения.

Созданная в результате расчетных исследований новая техно логическая схема очистки пропана от метанола представлена на ри сунке 1. Как показали расчеты, очистку до остаточного содержания метанола в пропане менее 50 ppm и одновременную его осушку мож но осуществить в одном колонном аппарате.


Второй колонный аппа рат потребуется для регенерации ВМС. Схема работает следующим образом. Неочищенная пропановая фракция на входе в установку смешивается с конденсатом верхнего потока колонны и небольшим количеством воды, после чего подается в рефлюксную емкость, в которой происходит расслаивание пропановой и водно-метаноль ной фаз. Водно-метанольная фаза выводится на установку регене рации ВМС, а пропановая – подается в ректификационную колонну на очистку. Очищенный пропан выводится низом колонны, а обо гащенный метанолом и водой поток – верхом колонны. Пары верха колонны сжимаются компрессором и направляются на конденса цию в испаритель колонны, после чего конденсат направляется на смешение с входным потоком установки.

Рис. 1. – Схема установки азеотропной осушки и очистки пропановой фракции от метанола 1 – пропановая фракция на очистку, 2 – линия подачи воды от установки регенерации метанола (УРМ), 3 – смеситель, 4 – реф люксная емкость, 5 – водно-метанольная смесь на УРМ, 6 – разде лительная колонна, 7 – испаритель, 8 – компрессор, 9 – холодиль ник, 10 –очищенная и осушенная пропановая фракция Таким образом, предложенная схема содержит существенно меньшее количество технологического оборудования, чем класси ческая схема. Ее характерной особенностью является наличие теп лового насоса, позволяющего во много раз уменьшить энергетичес кие затраты на ректификацию.

Сравнение новой технологии с классической представлено в таблице 1. Как видно из таблицы, новая технология, при том же качестве конечного продукта, имеет капитальные затраты на стро ительство ниже на 10% и затраты на энергию – меньше на 50% по сравнению с классическими решениями.

Таблица Сравнение технологий очистки пропановой фракции от метанола Технология Наименование показателя классическая новая Начальное содержание в пропане, ppm:

5000 - метанола 50 - воды Конечное содержание в пропане, ppm:

50 - метанола 20 - воды Удельные затраты на энергию, руб./т:

35 - без теплового насоса - - с тепловым насосом Стоимость строительства установки 660 производительностью 160 т/ч, млн руб.

В настоящее время ведутся работы по подготовке к пилотным испытаниям новой технологии на демонстрационной установке.

Проведение пилотных испытаний позволит подтвердить расчетные технологические параметры процесса, после чего планируется его реализация на одном из предприятий СИБУРа.

Энергосберегающий способ выработки этановой фракции.

В настоящее время на большинстве газоперерабатывающих пред приятий этановая фракция из нефтяного газа не выделяется и поч ти весь этан, содержащийся в нефтяном газе, как правило, направ ляется в отбензиненный газ. Из действующих производств, на кото рых вырабатывается этановая фракция, известны НТКР Минниба евского ГПЗ и НТК Нефтегорского ГПЗ. Вместе с тем, этан является ценным сырьем для получения полимеров, поэтому перспективный вектор развития газопереработки предусматривает выработку эта новой фракции и ее химическую переработку. Ввиду того, что боль шинство существующих производств не предназначено для выра ботки этановой фракции, разработка технологических приемов ее выделения на действующих производствах является актуальной задачей.

На рисунке 2 представлена блок-схема низкотемпературной переработки нефтяного газа, а на рисунке 3 – схема реконструкции узла выработки этана (фактически узла деэтанизации ШФЛУ) при увеличении требуемого давления этановой фракции. Особенностью известной схемы является выработка этановой фракции в газооб разном виде, что создает трудности при необходимости ее подачи в магистральный газопровод, давление в котором выше, чем в колон не-деатанизаторе.

Рис. 2. – Блок-схема низкотемпературной переработки не фтяного газа В предлагаемой ОАО «НИПИгазпереработка» схеме узла вы работки этановой фракции, в отличие от известной, деэтанизация ШФЛУ проводится при более низком давлении, а этановая фрак ция выводится с узла в газообразном виде при более высоком давле нии, что дает возможность направлять вырабатываемую этановую фракцию при том же качестве непосредственно в магистральный газопровод. Кроме того, предлагаемая институтом схема позволяет существенно снизить эксплуатационные затраты за счет экономии энергии на разделение, а также уменьшить капитальные затраты на строительство узла деэтанизации при реализации её в проектах новых ГПЗ.

Рис. 3. – Схема реконструкции узла выработки этана при увеличении требуемого давления этановой фракции В таблице 2 представлена сравнительная характеристика тех нологических схем узла выработки этановой фракции, из которой видны преимущества реализации предлагаемой схемы.

Применение предлагаемой схемы узла выработки этановой фракции, при определенных граничных условиях, позволяет, по сравнению со стандартными решениями, снизить капитальные за траты на внедрение на 20–30% и эксплуатационные затраты – на 10–20% при одинаковой глубине извлечения этановой фракции.

Таблица Сравнительная характеристика схем узла выработки этановой фракции Предла Известная Наименование показателя гаемая Разница % схема схема Нагрузка на пропановый испари 3 594 3 070 14, тель, кВт Нагрузка на рибойлер, кВт 3 287 2 127 35, Давление в этановой колонне, МПа 2,6 1,2 (изб.) Максимальный расход паров в эта новой колонне, м3/час:

на тарелках выше питания 67,4 36,6 45, на тарелках ниже питания 69,8 22,1 68, Ориентировочные затраты: 53 470 38 720 27,6% - капитальные, тыс. руб.

- эксплуатационные, тыс. руб./год 47 945 39 779 17% Данное техническое решение целесообразно применять при ор ганизации выработки этановой фракции, с подачей ее в магистраль ный трубопровод, как на действующих, так и на новых газоперера батывающих производствах. В каждом случае, перед реализацией новых технических решений, необходимо выполнить НИОКР с це лью определения особенностей объекта разработки и обоснования экономического эффекта.

© Коллектив авторов УДК 665.632;

665.644. ПРОМЫШЛЕННОЕ ВНЕДРЕНИЕ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩЕГО ПРОЦЕССА ГАЗАМИН ® Р.В. Смолка, А.Ю. Аджиев, А.И. Цинман (ОАО «НИПИгазпереработка») Природные и попутные нефтяные газы зачастую содержат се роводород и диоксид углерода, являющиеся весьма токсичными и коррозионно-опасными соединениями.

Для очистки углеводородных газов наиболее широко применя ются абсорбционные регенеративные процессы с использованием водных растворов этаноламинов. Опыт эксплуатации промышлен ных процессов этаноламиновой очистки показывает, что на долю энергетических затрат приходится более половины эксплуатацион ных расходов [1], из которых до 70% составляют затраты тепла на регенерацию поглотительного раствора, а остальное в основном на циркуляцию рабочего раствора.

Современная техническая политика в области очистки углево дородных газов от кислых компонентов (H2S и СО2) предусматри вает высокую степень оптимизации разрабатываемых процессов, в том числе энергосбережение, разработку новых составов абсорбен тов, минимизацию расходов на создание и эксплуатацию промыш ленных установок, а также ингибиторную защиту оборудования от коррозии [2].

Для Туймазинского ГПП (ОАО «АНК «Башнефть») институ том разработана, изготовлена и поставлена новая технологическая линия переработки газа производительностью 35 млн. нм3/год.

В составе данной работы запроектирован, изготовлен и запущен на предприятии в 2007 году блок (установка) очистки газа от кислых компонентов производительностью 25 млн. нм3/год, в основу кото рого положен процесс ГАЗАМИН® [3], включающий системы инги биторной защиты оборудования и трубопроводов, а также контроля коррозии.

Установка позволяет осуществлять очистку нефтяного газа до остаточного содержания сероводорода не более 20 мг/нм3, что соот ветствует ГОСТ 5542-87 при уровне загрузки сырьем не более ст. м3/час нефтяного газа с содержанием сероводорода в нем не бо лее 0,8% об. Принципиальная схема установки сероочистки пред ставлена на рисунке 1, технологические параметры приведены в таблице 1.

Рис. 1. – Принципиальная технологическая схема блочной установки очистки нефтяного газа Потоки: I – газ на очистку;

II – очищенный газ на блок 100;

III – насыщенный раствор амина;

IV – амин, увлеченный с газом;

V – регенерированный раствор амина;

VI – ингибитор коррозии;

VII – кислый газ на утилизацию.

Элементы системы противокоррозионной защиты: УПИ – узел полисульфидного ингибирования коррозии: Р-201 – реактор с мешалкой для приготовления ингибитора;

Н-205 – насос подачи ингибитора в систему;

К – коррозиметр;

П- электрохимический датчик коррозии.

Система ингибиторной защиты оборудования и трубопроводов после пуско-наладочных работ находится в постоянной эксплуа тации. Полисульфидный ингибитор получают из вырабатываемой на заводе газовой серы и моноэтаноламина в реакторном аппарате с мешалкой по специальной технологии [4] и периодически вводят в рабочий раствор. Контроль за скоростью коррозии производится с помощью оригинальных потенциометрических датчиков (посто янно) и образцов-свидетелей (с заданной периодичностью), установ ленных в специальные лубрикаторы на линиях насыщенного и ре генерированного амина. За время эксплуатации установки скорость коррозии, контролируемая системой защиты и периодически заме ряемая по образцам-свидетелям, не превышала гарантированной по проекту величины в 0,1 мм/год (табл. 2).


Таблица Технологические характеристики установки сероочистки Наименование показателей Величины Расход газа на очистку, ст.м3/ч 285 50– Давление очищаемого газа, МПа 0,18–0, Содержание в исходном газе, % мол. :

H2S 0,4–0, CO2 1,2–1, Достигаемое массовое содержание в очищенном газе, % мол.

0,0007–0, H2S 0,8–1, CO Степень насыщения абсорбента кислыми компо 0,35–0, нентами, моль/моль амина:

Массовое содержание амина (МДЭА+МЭА) 36– в растворе, %:

Содержание ингибитора коррозии в поглотитель 0,1–0, ном растворе, г/дм Скорость коррозии углеродистой стали, мм/год менее 0, Расход ингибитора, г/1000 м3 очищаемого газа 0,1–0, Циркуляция абсорбента, кг/ч 1800– Расход пара, кг/ч 350– Таблица Данные по замеряемой скорости коррозии Значение скорости коррозии, № п/п Период замера мм/год 1 Октябрь 2007 г. 0, 2 Апрель 2008 г. 0, 3 Апрель 2009 г. 0, 4 Апрель 2010 г. 0, Разработан и предложен для внедрения электрохимический метод оперативного контроля концентрации полисульфидного ин гибитора коррозии непосредственно в потоке абсорбента [5–6]. Он легко интегрируется в систему ингибирования процесса ГАЗА МИН® и дает возможность ее автоматизации (рис. 2), обеспечивая снижение риска аварийных остановок по причине коррозии. Для реализации метода может использоваться полностью стандартизо ванное оборудование.

Эффект от усовершенствования процесса ГАЗАМИН® путем внедрения нового способа контроля концентрации и автоматизации работы узла ингибирования заключается в повышении качества ин гибирования, оптимизации расхода ингибитора, снижении рисков аварийных ситуаций, связанных с коррозией.

Рис. 2. – Автоматизированный узел ингибирования коррозии Потоки: I – насыщенный раствор амина;

II – регенерирован ный раствор амина;

III – полисульфидный ингибитор коррозии;

IV – товарный моноэтаноламин в реактор;

V – гранулированная сера;

VI – инертный газ;

VII – водяной пар;

VIII – дренаж;

IX – на свечу.

Экономический эффект от внедрения энергосберегающего про цесса ГАЗАМИН® на Туймазинском ГПП образуется за счет снижения капитальных вложений на строительство новой установки и текущих затрат на ее эксплуатацию. Экспертная оценка показала снижение ка питальных затрат на ~19% и снижение эксплуатационных затрат на ~ 45% (без учета затрат на строительно-монтажные работы) по сравнению с традиционной технологией аминовой очистки (табл. 3;

рисунок 3).

Таблица Снижение затрат при использовании процесса ГАЗАМИН® на Туймазинском ГПП.

Затраты Снижение Тип затрат Статья расходов Традиционная Технология ГА- затрат, % технология ЗАМИН® Изготовление и закупка технологического 33,5 26,9 оборудования Комплектация и закупка средств КиА 5,6 5,6 _ Комплектация и закупка трубопроводов, 12,3 9,0 2010г.) запорной и регулирующей арматуры поставка Закупка других комплектующих материалов Комплектно-блочная (приведенные к ценам 6,7 5,6 Капитальные, млн. руб.

и изготовление технологических блоков ИТОГО 58,1 47,1 Пар на регенерацию абсорбента 5,00 2,80 Электроэнергия на циркуляцию рабочего 0,12 0,07 раствора абсорбента руб./год онные, млн.

Эксплуатаци Текущий ремонт 0,33 0,12 ИТОГО 5,45 2,99 Рис. 3. – Капитальные затраты (а) и эксплуатационные расходы (б) при сооружении новой установки сероочистки и на действующей установке Благодаря существенным преимуществам в сравнении с другими процессами этаноламиновой сероочистки газов, а также полной готов ности к внедрению, процесс ГАЗАМИН® имеет большие перспективы для применения в новых проектах и на действующих установках.

Литература 1. Исмагилов Ф.Р., Плечев А.В. и др. Усовершенствование ме тодов очистки газов от сероводорода в нефтегазовой промышленнос ти// Ресурсосберегающие технологии. №5. 2001.

2. Molinari L. Selective systems for savings//Hydrocarbon Engineering. Feb. 2005.

3. Аджиев А.Ю., Астахов В.А., Потапов В.Ф. и др. Патент на изобретение 2053012, РФ. 27.01.96.

4. Монахов Н.В. Исследование и разработка технологии по лучения полисульфидных ингибиторов коррозии и адсорбционной очистки этаноламиновых растворов в процессах сероочистки газов.

Дис. канд. хим. наук. Астрахань, 2004.

5. Смолка Р.В., Цинман А.И., Борушко-Горняк Ю.Н. и др.

Нефтепромысловая химия. Материалы IV Всероссийской научно практической конференции. Москва 2008.

6. Цинман А.И.М., Смолка Р.В., Аджиев А.Ю. Патент на изоб ретение №2375498, 10.12.2009.

© Коллектив авторов УДК 66.013;

665. ОПЫТНАЯ УСТАНОВКА ПЕРЕРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ С.Н. Корсаков, А.А. Мегедь, У. А. Аджиев (ОАО «НИПИгазпереработка») Проект и монтаж укрупнённой опытной установки (рис.1) на территории экспериментальной базы института, расположенной в пос Афипском в 18 км от Краснодара, был выполнен в 2001 г. В этом же году объект был сдан, зарегистрирован в органах Госгортехнад зора и были получены разрешительные документы на его эксплуа тацию. С этого времени на площадке начались экспериментальные работы.

Рис. 1 – Блок-схема укрупненной опытной установки Цео кат и Аркон Изначально в состав установки входил только ректификаци онный блок, сооружённый на базе построенного ещё в 70-х годах полупромышленного ректификационного стенда, поэтому первыми в реальных условиях были испытаны массообменные устройства и аппараты, разработанные ОАО «НИПИгазпереработка». После вво да в эксплуатацию каталитического блока объем эксперименталь ных работ значительно увеличился. В полупромышленных услови ях были выполнены длительные пробеги по опытно-промышленной доработке новых каталитических процессов: «Цеокат», «Аркон» и «БИМТ» [1–3]. Перерабатывалось различное углеводородное сырье (прямогонный бензин, фракция НК-360, фракция С3-С4, ШФЛУ) с получением концентрата ароматических углеводородов, высоко октанового бензина, арктического и зимнего дизельного топлива.

При этом регенерация катализатора выполнялась непосредственно в реакторах с использованием технического азота, вырабатываемо го на блоке мембранного разделения воздуха, входящем в комплекс установки.

При проведении перечисленных процессов использовались ка тализаторы на базе синтетических цеолитов, разработанные Инс титутом Катализа им. Г.К. Борескова Сибирского отделения РАН (г. Новосибирск) или этим институтом совместно с исследовате лями нашего института, а также ЗАО «Нижегородские сорбенты»

(г.Нижний Новгород). Таким образом, одновременно с отработкой процессов выполнялись исследования реакционной активности, стабильности и других эксплуатационных свойств различных мо дификаций катализаторов.

Одновременно с исследованиями и доработкой каталитических процессов проводились испытания внутренних устройств аппара тов: центробежных и полочных элементов, различных видов таре лок, распределительных устройств, Более подробно информация об этих испытаниях установке представлена в статье А.В. Литвиненко с соавторами в следующем разделе настоящего сборника. [4], В состав установки входят следующие блоки:

1. Ректификационный блок 2. Каталитический блок 3. Блок хранения и подачи СУГ (сырья для каталитических процессов) 4. Мембранный блок получения технического азота фирмы ЭР Ликид (Франция) 5. Воздушное хозяйство 6. Блок оборотного водоснабжения (с градирней) 7. Блок нагрева и циркуляции теплоносителя В перечисленных блоках находится и используется следующее оборудование:

- Ректификационное и сепарационное оборудование (5 еди ниц);

- Теплообменное оборудование (12 единиц);

- Ресиверы (6 шт, V=10 м3);

- Емкости для хранения СУГ (нерж. сталь 2 шт., V=36 м3 );

- Насосы и компрессоры;

- Трубчатые печи (5 единиц);

- Каталитические реакторы объёмом 0,2 м3 (нерж. сталь, 2 еди ницы).

Управление комплексом экспериментальных установок осу ществлялось АСУТП на базе процессоров «Siemens». Указанное обо рудование находится в исправном состоянии (в 2008 г. проводилась экспертиза) и готово к использованию. В настоящее время опытно экспериментальная установка законсервирована.

Основными достоинствами описанного комплекса эксперимен тальных установок являются:

- широкая номенклатура оборудования установки, позволяю щая при небольшой реконструкции обеспечить проведение практи чески любого процесса, связанного с переработкой углеводородного сырья и опытно-промышленными испытаниями катализаторов;

- развитая инфраструктура. Имеются все необходимые сети и коммуникации (общие с Афипским НПЗ):. промышленная канали зация, водо-, электро- и теплоснабжение;

- наличие на площадке экспериментальной базы пожарных во доемов и системы пожаротушения, а также отделения МЧС, распо ложенного в непосредственной близости от установки (300 метров);

- климатические условия нашего региона, позволяющие вы полнять экспериментальные работы большую часть года без допол нительных затрат на обогрев.

Немаловажно и то, что на этой же площадке располагается на учное производство института и ремонтно-механический цех НПО «Технефтегаз», что позволяет осуществлять квалифицированный контроль за ходом эксперимента и оперативно выполнять ремонт ные работы и реконструкции на объекте.

Перспективы. По мнению авторов, работы, которые ранее про водились на описанной экспериментальной базе, достаточно важ ны и должны быть продолжены. Но ограничиваться ими не стоит.

Научно-исследовательские коллективы компании СИБУР разраба тывают новые процессы, которые требуется испытывать и дораба тывать в опытно-промышленных условиях. Совер-шен-ствование и испытания традиционных ях экспериментальной установки.

Можно перечислить несколько таких потенциально-возмож ных работ:

- изучение процесса селективного синтеза олефинов из метанола;

- отработка технологии процесса «БиЦиклар» – переработки ПНГ с получением ароматических концентратов и сухого отбензи ненного газа (совместно с Институтом катализа СО РАН);

- отработка технологий процессов Цеокат и БИМТ с рецирку ляцией побочной пропан-бутановой фракции с целью увеличения выхода высокооктанового бензина;

- получение изопропилового спирта и диизопропилового эфира методом прямой гидратации пропилена на твердых кислотных ка тализаторах;

- отработка технологии одностадийного синтеза изопрена из изобутилена и формальдегида;

- отработка технологий: азеотропной осушки углеводородно го конденсата, азеотропной очистки от метанола пропановой и др.

фракций, аминовой очистки, абсорбционной осушки;

- опытно-промышленные испытания новых массообменных, сепарационных и теплообменных устройств;

- отработка антикоррозионных мероприятий и испытания но вых покрытий.

Из этого перечня можно выделить процесс «БиЦиклар», более подробно описанный в одной из статей настоящего сборника [5].

Этот процесс идеально подходит для переработки попутного нефтя ного газа, характеризуется простотой оборудования (реакция идет в проточном реакторе со стационарным слоем катализатора) и низ кими энергозатратами. Каталитический блок опытно – экспери ментальной установки имеет все необходимое для отработки этого процесса в опытно-промышленных условиях.

Литература 1. Аджиев А.Ю., Бойко С.И., Шеин О.Г. и др. /«Проблемы по лучения и использования легкого углеводородного сырья. Матери алы Всеросс. межотраслевого совещания. Краснодар, 4–8 сентября 2000 г.» М.: ИРЦ Газпром, 2001, Т.1., – С. 126–130.

2. Климов О.В., Аксенов Д.Г., Коденев Е.Г. и др./Катализ в промышленности. – 2005. – № 1. – С. 18–25.

3. Мегедь А.А., Аджиев А.Ю., Корсаков С.Н., Севостьянова С.Ф.

/ Нефть, газ и бизнес. –.2003. – № 3. – С. 55–57.

4. Литвиненко А.В., Тютюник Г.Г., Арестенко А.Ю. /Настоя щий сборник. – С. 5. Мегедь А.А., Ечевский Г.В., Аджиев А.Ю., Кихтянин О.В., Коденев Е.Г. /Настоящий сборник. – С. Обзор непубликуемых сообщений Вопросы переработки лёгкого углеводородного сырья и нефте химии на совещании в Сочи кроме приведенных выше освещались также в следующих докладах, статьи по которым не представлены авторами:

- «Применение технологий компании UOP для утилизации ПНГ» – П.В. Рябченко, региональный менеджер этой компании;

- «Криогенные технологии утилизации попутного нефтя ного газа» – В.И. Федотов, заместитель генерального директора ОАО «НПО «Гелиймаш»;

- «Решения по подготовке и использованию ПНГ. Инноваци онные технологии газоразделения «ГРАСИС» – С.Л.Булавинов, за меститель генерального директора ЗАО «Газоразделительные сис темы»;

- «Новое поколение высокоэффективных адсорбентов» – Л.А. Исупова, заведующая отделом Института катализа СО РАН.

В докладе П.В. Рябченко описаны технологии компании UOP по очистке углеводородных газов от кислых компонентов, перера ботке газового сырья в полимеры и в компоненты высокооктановых бензинов. В части очистки газов от сероводорода, меркаптанов и др. кислых газов перечислены типы технологий компании (Бен фильд, Селексол, Мерокс и др. с применением мембран, цеолитов, короткоцикловой адсорбции), количество действующих установок по каждой из которых в мире исчисляется десятками, сотнями и даже тысячами штук. Описана технология переработки всего ПНГ в полиэтилен и полипропилен конверсией в метанол с последую щей переработкой его по технологиям МТО или ОСР в олефины С и С3 и дальнейшей полимеризацией, а также другая технология, по которой из ПНГ выделяются узкие фракции пропана и бутана, далее дегидрируемые в пропилен и бутилены. Представлена также схема UOP комплексной переработки ПНГ, по которой после глубо кой очистки, осушки и газофракционирования выделенные узкие фракции пропана и более тяжёлых углеводородов (включая фрак цию С6+) перерабатываются в высокооктановые компоненты авто бензинов с использованием ряда технологий UOP: Oleflex, Butamer, Penex, Oxipro и др.

Доклад В.И. Федотова содержит характеристику структуры Научно-производственного объединения «Гелиймаш» и его возмож ного участия в решении проблем утилизации ПНГ путём использо вания детандерных технологий получения глубокого холода. На примере месторождения Восточной Сибири показана схема перера ботки ПНГ с использованием азотного детандерного холодильного цикла. Технология позволяет:

- выделять из газа полезные компоненты: ШФЛУ, этан, а так же стратегически важный и дорогостоящий гелий, и избежать их потерь в ходе добычи нефти и переработки на месторождении;

- организовать сайклинг-процесс с минимальными затратами энергии за счет отказа от дорогостоящих и малопроизводительных компрессоров высокого давления с весьма ограниченным ресурсом эксплуатации;

- минимизировать массо-габаритные характеристики обору дования и установки переработки газа и снизить затраты на СМР и транспорт оборудования в труднодоступный регион добычи нефти;

- получить при необходимости дополнительный топливно-энер гетический продукт – СПГ – для использования в местных проектах на транспорте, энергетике и в коммунальном хозяйстве.

НПО «Гелиймаш» наряду с разработкой комплексных техно логических решений по переработке природного и попутных не фтяных газов также разрабатывает и изготавливает ключевое тех нологическое оборудование, позволяющее реализовывать такую переработку. НПО «Гелиймаш» готов на основании имеющегося опыта участвовать в комплексных мероприятиях по поставке обо рудования и построению инфраструктуры переработки и утилиза ции ПНГ.

Доклад С.Л. Булавинова был посвящён характеристике мемб ранных технологий разделения газовых сред, реализуемых компа нией «ГРАСИС» в сотрудничестве со многими зарубежными (Япо ния, США, Франция) и российскими крупными фирмами и инсти тутами, в том числе с институтом НИПИгазпереработка.

Фирма реализует полный цикл работ, включающих выполне ние НИОКР, инжиниринг, производство мембран и всего комплекса газоразделительных аппаратов и мобильных установок, строитель ство стационарных газоразделительных установок «под ключ», сер вис, маркетинг, продажи..

В докладе описаны технологии мембранного разделения и сис темы с их использованием применительно к:

- осушке и отбензиниванию попутного нефтяного газа;

- получения топливного газа для газотурбинных газо-поршне вых двигателей и приводов электрогенераторов;

- получения углеводородного конденсата;

- получения технологических газов высокой чистоты: водоро да, азота, кислорода, гелия и аргона для промышленных целей.

Оборудование ГРАСИС оснащено современной системой авто матизированного управления GRASYS Intelligent Control 7 послед него поколения, с возможностью ручного, автоматического местно го и дистанционного управления.

Доклад Института катализа СО РАН «Новое поколение высоко эффективных адсорбентов», представленный Л.А Исуповой (от кол лектива соавторов: Л.А. Исупова, В.В. Данилевич, А.В. Глазырин, А.С. Носков, акад. В.Н. Пармон), содержит сведения о разработке технологии получения, свойствах и результатах исследования но вых высокоэффективных сорбентов на основе оксида алюминия, разработанных в ИК СО РАН. Описано совместное использование активного оксида алюминия в качестве «защитного» слоя и цеоли та в виде основного слоя, при котором активный оксид алюминия предотвращает преждевременное старение цеолитов, так как спосо бен поглощать капельную влагу без разрушения своей структуры (в отличие от большинства цеолитов).

Были описаны технологии получения активного оксида алю миния из гидраргиллита (ГГ) по методу «Флаш-процесса», осно ванному на активации ГГ в токе дымовых газов, а также по более эффективному методу термоактивации в центробежном флаш-ре акторе – технология ЦТА. Новые энергосберегающие технологии позволяют отказаться от распространенной на территории РФ эко логически вредной технологии переосаждения гидроокиси Al, свя занной с запыленными газовыми выбросами;

высоким расходом энергии;

нестабильностью технологических параметров;

загрязне ниями адсорбента продуктами сгорания топлива.

Разработанный новый высокоэффективный адсорбент (экс трудат, сферы) на основе активного оксида алюминия, не только не уступает по своим характеристикам лучшим импортным аналогам, но и превосходит их в 3–3,5 раза по такому параметру как динами ческая емкость по парам воды (по сравнению с адсорбентом фирмы Axens). Использование продукта ЦТА ГГ в качестве вещества – предшественника активного оксида алюминия позволяет снизить вредные стоки по сравнению с традиционной технологией перео саждения в 10–20 раз и снизить себестоимость осушителя. Техноло гия получения такого гранулированного осушителя осваивается на Новокуйбышевском заводе катализаторов.

III. ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ. ПРОБЛЕМЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ГПЗ © А.А. Светов УДК 66.013.6;

620.9/ АНАЛИЗ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ И ВОЗМОЖНЫХ ПУТЕЙ СНИЖЕНИЯ ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ НА ДЕЙСТВУЮЩИХ ГПЗ А.А. Светов (ОАО «НИПИгазпереработка») Согласно последним данным, промышленные предприятия страны затрачивают на производство товарной продукции в три раза больше топливно-энергетических ресурсов, чем европейские произ водители. Энергоемкость товарной продукции, выпускаемой газо перерабатывающими производствами России, также значительно выше зарубежных показателей, что предопределяет завышенную себестоимость выпускаемой продукции, поскольку значительную часть её составляют затраты на энергоресурсы (тепло, электроэнер гия, топливный газ). Поэтому повышение энергоэффективности – это одновременно увеличение прибыли и конкурентоспособности производства, а также снижение вредного влияния на экологию.

Низкая эффективность использования энергоресурсов при пе реработке попутного нефтяного газа на действующих производствах в целом обусловлена моральным и физическим старением техноло гического оборудования, а также подходами к проектированию тех нологических установок (построенных 20–30 лет назад), которые не были ориентированы на энергосбережение.



Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 5 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.