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 ] --

ОПЫТ И НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ Л. В. Сапрыкин (ОАО «НИПИгазпереработка», г. Краснодар) Задачей любой аналитической лаборатории является определе ние химического состава и свойств определенного круга веществ и материалов. Аналитическая лаборатория научной части институ та, будучи наиболее финансово затратным подразделением, также выполняет в первую очередь именно эти функции, которые носят, безусловно, сервисный характер.

Тем не менее роль лаборатории в научных исследованиях ис ключительно важна, поскольку разработка и оптимизация любого процесса оперирования с веществами немыслима «вслепую». Кроме того, необходимость наличия собственной лаборатории диктуется спецификой анализируемых объектов и высокими требованиями к универсальности и экспрессности анализа. Это же обстоятельство не позволяет заказать эти работы у сторонних организаций, лабо ратории которых, кроме всего прочего, отличаются слишком узкой специализацией и недостаточной методической компетентностью.

Лаборатория физико-химического анализа ОАО «НИПИгазпере работка» аккредитована на компетентность и независимость, осна щена минимально необходимым количеством современного анали тического оборудования (большей частью — хроматографического) и укомплектована высокопрофессиональным персоналом, что по зволяет ей считаться одной из самых универсальных и квалифици рованных аналитических лабораторий на юге России. Для многих организаций — это последняя инстанция, куда можно обратиться со сложной и/или необычной аналитической задачей и где эту за дачу гарантированно решат на высоком уровне и в максимально сжатые сроки.

Для расширения возможностей и круга решаемых задач лабо ратория нуждается в дооснащении современным оборудованием.

Приоритетным направлением развития как приборной, так и методической базы выбрана ориентация на переносное мобильное аналитическое оборудование, позволяющее проводить определен ный набор анализов и замеров непосредственно на предприятиях, месторождениях или других объектах исследовательской деятель ности подразделений научной части, что существенно повышает достоверность и ценность получаемой информации.

II. ПЕРЕРАБОТКА ЛЕГКОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ И ГАЗОХИМИЯ УДК 622.276;

665.632 © Коллектив авторов ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ УВС И ИНЖИНИРИНГОВЫЕ РЕШЕНИЯ ПРИ МОДЕРНИЗАЦИИ ПРОИЗВОДСТВ Ю. В. Аристович, П. А. Пуртов (ОАО «НИПИгазпереработка») В последнее время в средствах массовой информации, а также и в технических специализированных источниках очень много внимания уделяется модернизации производств и использованию передовых современных технологий. И то и другое — довольно об щие понятия, поэтому, когда мы не детализируем, что конкретно имеется в виду в нашем случае, мы говорим о вещах абстрактных и философских, имеющих мало общего с инженерными науками.

Понятно, что любая модернизация, иными словами, технические изменения с применением более современных средств, определяет вполне конкретные задачи, которые могут быть решены различны ми способами с разным качеством и уровнем затрат. Выбор путей технического развития и дерево принятия возможных технических и управленческих решений представляет собой настолько много гранный и многообразный процесс, что сам по себе поиск оптималь ного решения может потребовать огромных ресурсов. В действи тельности это целесообразно далеко не всегда. Для многих случаев вполне достаточно учесть главные аспекты и возможности, а также избежать распространенных ошибок.

Факторы развития применяемых технологий переработки угле водородного сырья (УВС) могут быть сформулированы таким об разом:

• потребность рынка в новых продуктах;

• макроэкономические предпосылки;

• экологические требования;

• вовлечение новых видов сырья;

• новые технические возможности.

Современное состояние этих факторов характеризуется весьма положительно для обеспечения развития применяемых в произ водстве технологий. На рынке повышается спрос на чистые продук ты переработки, стоимость энергоносителей неуклонно возрастает, экологические требования повышаются, вовлекаются в переработку новые виды сырья, в то же время появляются и новые технические методы и средства, позволяющие в значительной степени изменить параметры производственных процессов. Тем не менее в сегменте реального инжиниринга процессов переработки УВС не наблюда ется экспоненциального развития применяемых технологий. Как это можно объяснить? Когда производитель задумывается о модер низации своего производства, его решения и действия зависят от нескольких аспектов. При выборе технологии, способа или техни ческого решения он оценивает несколько факторов, которые дета лизированы ниже.

1. CAPEX — один из ключевых инвестиционных параметров.

Это самый оцениваемый фактор в нашей промышленности. Необо снованно он считается главным аспектом выбора.

2. OPEX — второй ключевой инвестиционный параметр, в нашей промышленности часто оценивается весьма поверхностно. На самом деле именно этот фактор чаще всего оказывается губительным для инвестиций.

3. Гибкость к внешним изменениям — фактор перспективных рисков внешних воздействий. Чаще всего он вообще не оценивается.

4. Надежность — фактор опыта применения. Переоценка влия ния этого фактора часто приводит к неэффективности выбора.

5. Инновационность — ключевой фактор лидерства. На практике он применяется у нас крайне редко.

Переоценка фактора капитальных затрат (CAPEX) чаще все го приводит к снижению эффективности инвестиций. Переоценка фактора надежности нередко приводит к последующему техноло гическому отставанию. Действительно, управление инвестициями в крупных компаниях во многом устроено таким образом, что ме неджменту, в том числе и технической направленности, довольно трудно позволить себе выбор эффективных путей развития. Риско вать невыгодно.

Между тем современный проект реконструкции производства переработки УВС — это совокупность подходов, методов и решений, тесно связанных друг с другом и вытекающих из существующих ус ловий и предпосылок. Критерием применения тех или иных реше ний может быть только их инвестиционная привлекательность, оце ненная с учетом всего спектра важных факторов и их значимости.

Крайне распространенной ошибкой при проектировании и мо дернизации, как уже отмечалось выше, является переоценка факто ра надежности. Мы постоянно слышим вопрос: «где это работает?».

При таком подходе всех участников рынка технологий это нигде и никогда не будет работать. С другой стороны, очевидно, что риски использования новых технологий должны быть сведены к миниму му. Для этого существуют наработанные годами подходы к модели рованию и апробированию тех или иных новаций. Это прерогатива инжиниринга, именно он несет конечную ответственность перед заказчиком (инвестором) за конечные параметры процессов. И здесь нужно понимать однозначно, что только высококвалифицирован ные профессионалы могут адекватно оценить степень риска, глуби ну и достаточность проведенных исследований. При этом инвестор должен постоянно иметь в виду, что лидерство в технологических областях бизнеса является продуктом реализованных инноваций.

И чтобы поддерживать лидерские позиции, необходимо постоянное внедрение инноваций в собственные производственные процессы.

Другой, часто встречающейся ошибкой является некорректная постановка технических и технологических целей модернизации или нового строительства. Самый распространенный случай — это модернизация на уровне технических средств и аппаратов. Меж ду тем модернизация, как и переход от более старых схем к более новым и выбор новых технологий при новом строительстве, это многоуровневый процесс с различными возможностями и, соответ ственно, затратами на каждом из них. Расшивка узких мест — это нижний уровень модернизации, позволяющий при минимальных затратах довольно значительно повысить эффективность всего про цесса за счет использования дополнительных возможностей (за пасов), которые раньше нельзя было использовать из-за ограниче ний слабых звеньев. Реконструкция на уровне аппаратов — самый распространенный путь, которым идет большинство производите лей, когда реконструкции подлежат самые понятные технические средства без больших изменений технологии. Затраты при таком действии довольно значительные, эффект всегда присутствует, но крайне часто он очень невелик при сопоставлении с возможностями других путей. При этом не нужно забывать, что именно этот путь наиболее выгоден производителям оборудования и лицензиарам технологии. Это их хлеб. Поэтому они с энтузиазмом находят много численные аргументы в поддержку именно этого подхода. Общее увеличение производительности происходит, когда задача ставится именно так и, кроме того, когда производство обладает большими распределенными запасами. Это самый высокоэффективный путь.

При этом, однако, не нужно исключать применение всех возможных инноваций, которые будут эффективны в конкретном производстве, так как лидерство недостижимо другими путями. Самый высокий уровень организации технологии — это построение интегрирован ной технологической схемы всего производства и оптимизация всех параметров процессов с применением самых современных инстру ментов оптимизации и технических средств. Это наиболее трудоем кий путь, требующий высокой квалификации, однако только такой подход позволяет открывать максимум возможностей, так как толь ко в этом случае возможно видеть всю картину производства в гори зонте перспектив. При этом реконструкции и модернизации могут разбиваться на любые этапы исходя из ресурсов, производственных планов и других факторов, но конечная цель не пострадает никоим образом, так как все действия будут согласованы с процессом движе ния к ней. Нужно отметить, что модернизация нижних уровней при капитальных затратах в 5–50 млн руб. позволяет достичь эффекта снижения локальных технологических операционных затрат на 5–15 %. Верхний уровень модернизации при капитальных затратах порядка 100–300 млн руб. позволяет получить эффект снижения тех же затрат на 20–50 %. Преимущества очевидны.

Ниже в таблице 1 приведены примеры применения подходов ОАО «НИПИгазпереработка» при модернизации конкретных про изводственных объектов переработки УВС, которые наглядно де монстрируют возможности и различия применения инструментов современного инжиниринга.

Таблица 1 — Оценка вариантов модернизации газоперерабатывающего производства Решения Примеры Эффект 1 2 Применение методов Реконструкция Снижение затрат обратимой ректифи- блока разделения с на разделение на кации использованием су- 20–30 % ществующих колонн Продолжение таблицы 1 2 Интегрированные Переобвязка тепло- Снижение OPEX на тепловые схемы вой схемы с приме- 15–20 % нением современных методов анализа Новые технологии Новая технология Снижение OPEX на разделения очистки пропановой 30 %. Увеличение фракции от мета- извлечения целевых нола. продуктов, сниже Азеотропная очист- ние экологической ка углеводородного нагрузки конденсата Совершенствова- Реконструкция Увеличение про ние внутренних колонн. Реконструк- изводительности устройств ция сепараторов в 1,5–4 раза Комплексная модер- Построение много- Снижение общих низация объектов уровневой програм- OPEX производства мы модернизации на 30 % производства с реконструкцией ап паратов, изменени ем технологической и тепловой схемы УДК 665.632;

665.644.26 © Г. В. Ечевский ВАРИАНТ ПРОЦЕССА «БИЦИКЛАР» ДЛЯ ПЕРЕРАБОТКИ ПНГ Г. В. Ечевский (Институт катализа им. акад. Г. К. Борескова Сибирского отделения РАН) Низкомолекулярные углеводороды являются дешевым и до ступным сырьем для получения продуктов тонкого органического синтеза, полимерных материалов, высокооктановых компонентов моторного топлива (изоалканов и ароматических углеводородов).

Среди основных их источников следует выделить в первую очередь попутный нефтяной газ.

По официальным данным Минприроды РФ из 60 млрд м3 добыва емого ежегодно в России попутного нефтяного газа (ПНГ) 20 млрд м сжигается в факелах. При сжигании ПНГ происходят потери цен ного углеводородного сырья и наносится серьезный ущерб окружа ющей среде, усиливающий парниковый эффект атмосферы (рису нок 1). Потери от сжигания ПНГ составляют 11–15 млрд долл. в год.

Рисунок 1 — Сжигание ПНГ на факелах. Ханты-Мансийский автономный округ Практически все крупные нефтяные компании России имеют программы по утилизации ПНГ. В результате реализации наме ченных мероприятий к 2012 г. планируется довести уровень ути лизации ПНГ до 95 %. Под утилизацией ПНГ в данных програм мах понимаются квалифицированные процессы сбора, подготовки, транспортировки и переработки газа, а также использование по путного газа для собственных технологических нужд на промыслах и в качестве сырья для нефтехимии. Однако оптимальное решение указанных проблем связано с комплексной переработкой природ ного и попутного нефтяного газов, а также широкой фракции лег ких углеводородов (ШФЛУ) на основе создания малоотходных и экологически чистых промышленных способов получения ценных химических продуктов из углеводородов С2–С5.

Бензол, толуол, ксилолы относятся к так называемым базовым продуктам химического комплекса. Ароматические углеводороды занимают значительное место как во внутреннем секторе россий ской экономики, так и на внешнем рынке.

Технология переработки легких парафинов в ароматические углеводороды и водород разработана фирмами «Бритиш петроле ум» и ЮОП в 1984 г. Процесс «БП–ЮОП Циклар» (ВР–UОР Сусlаг) представляет собой единственную в настоящее время промышленно реализованную технологию переработки пропана и бутана в нефте химические марки бензола, толуола и ксилолов (БТК).

Первая промышленная установка процесса «ЦИКЛАР» была построена в 1997 г. и пущена в эксплуатацию только в 2003 г. в Сау довской Аравии. Сложность и высокая стоимость процесса заключа лась в использовании реактора с движущимся слоем катализатора, включающего в себя систему рециркуляции катализатора, а также в применении системы непрерывной регенерации закоксованного катализатора (рисунок 2). Использование сложной конструкции реактора обусловлено невысокой стабильностью действия приме ненного цеолитсодержащего катализатора, что находит отражение в быстром падении выхода ароматических продуктов.

Рисунок 2 — Принципиальная технологическая схема процесса «ЦИКЛАР»

При создании эффективного катализатора для процесса арома тизации легких парафиновых углеводородов в неподвижном слое существуют три основные проблемы:

1. Деактивация коксовыми отложениями.

2. Нежелательное образование метана и этана в результате кре кинга или реакции гидрогенолиза.

3. Трудность закрепления модифицирующего гидродегидриру ющего компонента необходимой дисперсности и в необходимом со стоянии в активной кислотной матрице.

Заметное снижение коксообразования позволит повысить время межрегенерационного пробега и срок службы катализатора.

Уменьшение селективности по маршруту образования метана и этана даст возможность увеличить выход целевых продуктов, т. е.

эффективность процесса в целом.

Закрепление модифицирующего элемента в дисперсном и актив ном состоянии позволит разработать высокоэффективный катали затор процесса ароматизации легких углеводородов.

В предыдущих ранних работах Института катализа было пока зано следующее:

1. При температурах каталитических превращений углеводо родов выше 350 °С на цеолитах типа MFI кокс образуется исключи тельно на кислотных центрах, расположенных на внешней поверх ности цеолитных кристаллов.

2. Процессы крекинга, в том числе и гидрогенолиза, углеводо родов протекают преимущественно на активных центрах внешней поверхности цеолитных кристаллов.

В связи с этим при создании катализатора ароматизации легких парафиновых углеводородов усилия были направлены на разработ ку способов модификации цеолитов, приводящих к уменьшению количества кислотных центров на внешней поверхности цеолитных кристаллов:

•селективное удаление;

•селективная блокировка;

•селективная дезактивация.

На все эти три направления модификации были разработаны свои ноу-хау, которые были проверены на пилотном уровне и за тем использованы при промышленном производстве катализатора ароматизации ИК-17М.

Для решения проблемы закрепления модифицирующего эле мента в дисперсном и активном состоянии был разработан синтез цеолитных кристаллов со специфической и своего рода уникальной морфологией.

Разработанная каталитическая система представляет собой ком плексный многофункциональный катализатор на основе цеолита структурного типа MFI, приготовленный по оригинальной методике с участием специально разработанного оксидного носителя, облада ющего развитой системой транспортных пор, которые позволяют осуществлять эффективный массообмен между составляющими комплексного катализатора.

Улучшенные показатели процесса ароматизации достигаются за счет:

• практического отсутствия кислотных центров на внешней по верхности цеолитных кристаллов, что приводит к снижению цен тров образования коксовых отложений;

• оптимизации пористой структуры носителя;

• оптимизации распределения промотирующих компонентов по каталитической системе;

• увеличения активности катализатора за счет разнесения функ ций по разным составляющим комплексного нанопористого катали затора, что приводит к отсутствию блокировки промотирующими компонентами кислотных центров;

• увеличения стабильности действия комплексного катализатора ароматизации вследствие оптимального распределения промотиру ющих элементов по поверхности нанопористой системы.

Российскими разработками технологии переработки легких па рафинов в ароматические углеводороды в разное время были про цесс Алканар (разработчик — НПО «Грознефтехим»), процесс Али фар (разработчик — НПО «Леннефтехим»), процесс ароматизации (ООО «САПР-Нефтехим»). Все они пока не прошли дальше стадии пилотных испытаний.

Процесс ароматизации (в неподвижном слое катализатора) Ин ститута катализа СО РАН и ОАО «НИПИгазпереработка» прошел стадию опытно-промышленных испытаний на комплексе опытных экспериментальных установок ОАО «НИПИгазпереработка» по тех нологии однопроходной ароматизации пропан-бутановой фракции (рисунок 3).

Рисунок 3 — Общий вид опытно-промышленной установки (пос. Афипский, Краснодарский край) Длительность межрегенерационного пробега катализатора со ставила от 130 до 240 часов в зависимости от условий проведения процесса. Длительность межрегенерационного пробега последней версии катализатора ароматизации составляет 500 часов.

В Институте катализа разработан катализатор для процесса со вместной конверсии метана с парафиновыми углеводородами С3–С (процесс «БиЦиклар») [1]. Сырьем для процесса может служить природный газ в смеси попутным нефтяным газом, пропан-бутано вой фракцией, пропаном, бутаном или изобутаном. При этом зна чительно изменяется состав, увеличивается выход ароматических углеводородов в расчете на превращенный жирный газ и в опреде ленных условиях в превращение вовлекается метан (рисунок 4).

Процесс проводят при температуре 500–580 °С, давлении 0,3–1, МПа и его можно использовать для переработки ПНГ на местах его добычи (рисунок 5).

Рисунок 4 — Состав продуктов в процессах «Циклар»

и «БиЦиклар» в одинаковых условиях проведения процессов и без рециркуляции непревращенного сырья Рисунок 5 — Блок-схема процесса каталитической переработки ПНГ по технологии «БиЦиклар»

Основными преимуществами процесса «БиЦиклар» для пере работки ПНГ являются:

• использование неподвижного слоя катализатора, что значи тельно снижает капитальные затраты и делает экономически эф фективными установки малой мощности;

• возможность перерабатывать бессернистый ПНГ с высоким содержанием метана без разделения на сухой отбензиненный газ (СОГ), фракцию С3–С4, газовый бензин;

• увеличение выхода ароматических углеводородов до 2 раз по сравнению с процессом «Циклар», разработанным фирмами ВР и UOP;

• увеличение степени утилизации ПНГ на промыслах, сокраще ние загрязнения атмосферного воздуха продуктами сгорания ПНГ на факелах при реализации процесса на малогабаритных блочных установках на малых и удаленных месторождениях;

• получение удобной для транспортировки ароматической фрак ции, содержащей бензол-толуол-ксилольную (БТК) фракцию и на фталины.

ЛИТЕРАТУРА 1. Мегедь А. А., Ечевский Г. В., Аджиев А. Ю. [и др.] / В сб.

«Проблемы утилизации попутного нефтяного газа и оптималь ные направления его использования». Краснодар: ЭДВИ, 2011.

С. 60–65.

УДК 665.632.074;

662.76 © Коллектив авторов ПОЛУЧЕНИЕ НОВОГО АВИАЦИОННОГО ТОПЛИВА АСКТ НА ГПЗ И В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ А. Ю. Аджиев, П. А. Пуртов, Н. С. Бащенко (ОАО «НИПИгазпереработка») Стоимость грузовых и пассажирских авиаперевозок играет зна чительную роль в экономической и социальной сферах деятельности государства и регионов. За Уралом во многие труднодоступные уда ленные населенные пункты и объекты промышленной деятельности (добыча нефти, газа, золота и др.) можно добраться только верто летом. В авиаперевозках значительную долю (28–32 %) составляет стоимость авиационного топлива и транспортные расходы на его доставку к месту потребления.

В Западной Сибири работают несколько авиаотрядов, осущест вляющих местные перевозки, из них три крупных: «Газпромавиа», «ЮТэйр» и «Ямал», вертолеты которых потребляют 85–90 % обще го количества авиакеросина. Основными «рабочими лошадками»

являются вертолеты семейства МИ-8.

В таблице 1 приводятся данные по потреблению в России авиа керосина (ТС-1) вертолетами типа МИ-8.

Таблица 1 — Объем потребления традиционного топлива ТС- Потребление Год Тип вертолета Налет, час керосина, т МИ-8Т 1263377 МИ-8МТВ Не эксплуатировался МИ-8Т 757049 1992 МИ-8МТВ 2179 Всего 759228 МИ-8Т 312034 МИ-8МТВ 79717 Всего 391751 В 2010 г. в России общий годовой налет вертолетов МИ-8 со ставлял около 400 тыс. часов, т. е. уменьшился более чем в 3 раза (в 1988 г. он составил почти 1,3 млн часов). Средний часовой расход авиакеросина для вертолетов этого типа составляет 0,6 т/час.

Учитывая интенсивность работ по освоению месторождений по луострова Ямал и других регионов Севера России, в том числе Си бири, годовая потребность в авиационном топливе будет постоянно возрастать. Активизации авиаперевозок в значительной степени может способствовать переход на более дешевое доступное топливо.

Производство его может быть налажено с минимальными капиталь ными затратами и транспортными расходами в непосредственной близости к местам потребления.

Сырьем для производства нового вида топлива для газотур бинных двигателей — АСКТ (авиационное сконденсированное то пливо) — может являться широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ). Это крупнотоннажный продукт переработки нефтяного и природного газа, соответствующий требованиям ТУ 38.101524–83.

Ранее были разработаны и утверждены технические условия ТУ 39–1547–91 на новое авиационное топливо — АСКТ. В настоя щее время АСКТ наряду с другими топливами внесено в проект Тех нического регламента Таможенного союза «О требованиях к автомо бильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту». Предполагаемый срок введения в действие Технического регламента Таможенного союза — 1 января 2012 г.

Основные характеристики авиационных топлив (керосина ТС- и АСКТ) представлены в таблице 2, из которой видно, что АСКТ может использоваться в том же диапазоне, в котором эксплуати руется авиационная техника. По своим теплофизическим, эксплу атационным и экологическим свойствам оно превышает авиакеро син. Так, у авиакеросина показатель теплоты сгорания составляет 10250 ккал/кг, у АСКТ — 10800 ккал/кг, что на 5 % выше.

Таблица 2 — Основные характеристики авиакеросина ТС-1 и АСКТ Наименование показателя ТС-1 АСКТ 1. Фракционный состав, °С, не выше: — температура начала перегонки выкипает 50 % об. 195 — 98 % об. 250 — 2. Давление насыщенных паров при плюс 45 °С (абс.), МПа (кг/см2), не более — 0,5 (5,0) 3. Теплота сгорания (низшая), кДж/кг 43287 (ккал/кг), не менее (10250) (10950) 4. Массовая доля: %, не более:

0,2 0, общей серы ;

0,003 0, меркаптановой серы;

22 6, ароматических и нафтеновых углеводородов 5. Кинематическая вязкость при темпе ратуре –40°С, мм2/с, не более 8 6. Плотность при 20 °С, кг/м, не менее 780 Производство АСКТ может быть организовано на следующих объектах:

• на действующих газоперерабатывающих заводах по переработ ке нефтяного и природного газов;

• на комплексных установках подготовки нефтяного, природного газа и конденсата;

• на установках стабилизации нефти, газофракционирования нефтеперерабатывающих заводов;

• на нефтехимических производствах;

• на малогабаритных промысловых установках по подготовке нефтяного газа к транспорту (МГБУ) и компрессорных станциях непосредственно на месторождениях;

• по трассам крупных магистральных продуктопроводов, транс портирующих ШФЛУ, а также в пунктах хранения и слива-налива ШФЛУ, транспортируемого железнодорожным или водным путем.

Заинтересованность в производстве АСКТ на своих газопере рабатывающих заводах в Западной Сибири проявила компания ЗАО «СИБУР Холдинг». В связи с этим рассмотрена возможность организации производства АСКТ на ГПЗ ЗАО «СИБУР Холдинг» в Западной Сибири.

Производительность унифицированных блоков получения АСКТ для Южно-Балыкского, Губкинского, Нижневартовского и Красно ленинского ГПК выбрана 10 и 30 тыс. т/год по продукту. Принци пиальная технологическая схема блока получения ШФЛУ на ГПЗ приведена на рисунке 1.

Рисунок 1 — Технологическая схема блока получения АСКТ на ГПЗ или на продуктопроводе Блок включает в себя ректификационную колонну с сопутствую щей обвязкой по верху и низу (теплообменные аппараты, емкости, насосы). В ректификационной колонне исходное сырье — ШФЛУ — разделяется на верхний продукт — пропановую (ПА) или пропан бутановую фракцию (ПБА), соответствующую требованиям к авто мобильному топливу, и нижний продукт — АСКТ.

Такой блок получения АСКТ может быть использован на про дуктопроводе, на эстакадах слива-налива ШФЛУ, а также в местах ее хранения.

Для производства АСКТ требуется несложное технологическое оборудование, применяемое в существующих процессах переработ ки попутного нефтяного и природного газов.

Экспертная оценка стоимости разработки и строительства блока получения АСКТ для производительности 10 тыс. т/год составляет ориентировочно 30,1 млн руб., а для 30 тыс. т/год — 53,4 млн руб.

(в ценах по состоянию на декабрь 2011 г.).

Результаты технико-экономической оценки производства АСКТ на ГПЗ ЗАО «СИБУР Холдинг» приведены в таблице 3. Сто имость авиакеросина по состоянию на декабрь 2011 г. составляет 24…26 тыс. руб/т, экспертная стоимость АСКТ — 16…17 тыс. руб.

без учета транспортных расходов, что в 1,5 раза ниже стоимости керосина. Стоимость дополнительно вырабатываемого пропана ав томобильного (ПА) составляет около 13…15 тыс. руб./т. При этом стоимость сырья для производства АСКТ–ШФЛУ — составляет око ло 10 тыс. руб./т.

Таблица 3 — Основные технико-экономические показатели производства АСКТ Наименование показателя Значение 1 2 Количество товарной продукции, тыс. т/год АСКТ 10 Пропан автомобильный (ПА) ~14 ~ Расход энергии, кВт/ч на 1 т:

тепла 133…163 430… холода 272…370 838… Продолжение таблицы 1 2 Капитальные вложения, млн руб.

(разработка, проектирование, изготовле- 30,1 53, ние, строительство) Срок окупаемости капитальных вложе 1,2…1,4 0,8…1, ний (ориентировочно), год Достаточно простой экономический расчет показывает, что производство одной тонны АСКТ в условиях ГПЗ может принести 2,5…3 тыс. руб. прибыли. Срок окупаемости объекта при выбранной производительности составляет 1,4…0,8 года, при этом он суще ственно снижается с увеличением производительности.

По нашему мнению, производство АСКТ на промысловых объ ектах подготовки нефтяного газа с учетом простой технологии и небольших капитальных затрат также представляет значительный интерес.

Принципиальные блок-схемы получения АСКТ на промысловых объектах приведены на рисунках 2, 3.

Рисунок 2 — Получение АСКТ на компрессорных станциях Рисунок 3 — Получение АСКТ на установках подготовки газа На компрессорных станциях (КС), задачей которых является только подача сырого или осушенного газа потребителю, выделяет ся значительное количество компрессата. В зависимости от произ водительности КС и содержания С3+выше в сырье количество компрес сата может составлять до нескольких тонн в час. Блок получения АСКТ представляет колонну с соответствующей обвязкой, где боко вым погоном выводится АСКТ, а из куба колонны — тяжелый оста ток, который возвращается в нефть или используется как топливо.

Осушка выделенного АСКТ может осуществляться адсорбци онным, абсорбционным способом или отдувкой осушенным газом.

На установках подготовки (переработки) газа — УПГ, где кроме КС присутствует блок отбензинивания газа с получением ШФЛУ, АСКТ может быть получено из компрессата по приведенному ранее описанию, а также из ШФЛУ.

При наличии потребителя и удачном месте расположения полу чение АСКТ при промысловой подготовке (переработке) нефтяного газа может значительно улучшить технико-экономические показа тели создания и эксплуатации объекта.

Создание малотоннажных производств АСКТ — это только пер вые шаги. Строительство более крупных установок, особенно на но вых объектах, не является сложной технической и технологической задачей. При планируемом активном освоении Сибири потребность в авиационном топливе по оценкам специалистов может составить до 1 млн т/год, а избыток производимой ШФЛУ может достигнуть нескольких миллионов тонн.

Внедрение проекта в целом по переводу авиации на новое топли во потребует решения таких вопросов, как создание инфраструк туры для хранения и заправки (аналоги давно применяются в не фтегазовой промышленности и выпускаются серийно для работы с пропан-бутаном);

переоборудование вертолетного парка для работы на сжиженном углеводородном газе;

автотранспорта для перевозок (аналог — пропановозы). Для этого необходимо активное участие заинтересованных сторон, а также федеральных и региональных структур.

УДК 665.627© Коллектив авторов НОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ АЗЕОТРОПНОЙ ОСУШКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО КОНДЕНСАТА Е. Н. Карпо, А. В. Литвиненко (ЗАО «СИБУР Холдинг», ОАО «НИПИгазпереработка», НПО «Технефтегаз») В настоящее время на большинстве газоперерабатывающих пред приятий СИБУРа вода и углеводородная эмульсия из входных сепа раторов, межступенчатых и концевых сепараторов компрессорных по существующей схеме направляется на узел дополнительной сепа рации (УДС), откуда периодически выводится в амбар. Количество жидких углеводородов (УВ), подаваемых в амбар, не замеряется в связи с отсутствием системы отделения их от воды и узла замера УВ.

Необходимо образующийся на компрессорных станциях сыро го газа углеводородный конденсат (УВК) квалифицированно со бирать, очищать, подготавливать и использовать как продукцию.

Такая проблема имеет место и на предприятиях ЗАО «СИБУР Хол динг», например, Губкинском, Муравленковском и Южно-Балык ском ГПК.

Согласно предлагаемому варианту газ с месторождения посту пает в блок входных сепараторов, где происходит отделение от ме ханических примесей, свободной влаги и тяжелых углеводородов.

Далее газ поступает на компримирование, которое осуществляется в две ступени. Скомпримированный газ поступает в блок адсорбци онной осушки газа (АОГ). Осушенный газ направляется в блок НТК.

В качестве газа регенерации и охлаждения на АОГ используется осушенный газ. Выпавший УВК с блока входных сепараторов и се параторов 1-й и 2-й ступени компримирования направляется в блок азеотропной осушки. После блока азеотропной осушки подготовлен ный конденсат направляется сразу на смешение с товарной ШФЛУ.

На рисунке 1 представлена блок-схема предлагаемого варианта переработки газа и УВК.

Преимуществами азеотропной осушки являются увеличение вы хода ШФЛУ за счет наименьших потерь конденсата и возможность осушить УВК практически до любого остаточного содержания воды.

Углеводороды С3–С10+ образуют с водой бинарные положитель ные гетероазеотропы, при этом чем ближе температуры кипения воды и индивидуальных углеводородов, тем выше концентрация азеотропа.

Рисунок 1 — Проектный вариант переработки газа и УВК В связи со сложностью механизма взаимного влияния друг на друга в паровой фазе множества бинарных азеотропов вода-индиви дуальные УВ, оказывается невозможным определить точный состав верхнего продукта ректификационной колонны расчетным путем и требуется проведение экспериментальных работ для поиска опти мального режима процесса осушки УВК ректификацией.

Исследование процесса азеотропной осушки конденсата осущест вляется фракционированием исходной смеси при помощи ректи фикационной колонки. При разделении смесей (H2O-пропан, Н2О бутан и т. д.) ректификацией из куба колонны будут отводиться осушенные индивидуальные углеводороды, а верхним продуктом колонны будет азеотропная смесь вода — УВ.

Для исследований применяется специально изготовленная ла бораторная ректификационная установка непрерывного действия, содержащая куб с нагревательным змеевиком, тарельчатую ко лонку КР-1 с возможностью использовать в качестве контактных устройств насыпную (нерегулярную) насадку, конденсатор паров Х-1, 2 двухфазные емкости Е-1 и Е-2, мембранный насос Н-1 с элек тронным регулированием расхода, 2 термостата Т-1 и Т-2 с вынос ным циркуляционным контуром теплоносителя для поддержания температурного режима колонны, а также запорно-регулирующую арматуру. Аппараты снабжены штуцерами для ввода продуктов и отбора проб, а также штуцерами для подключения приборов кон троля и регулирования.

Анализ продуктов установки осуществляется как хроматогра фическим методом, так и методом кулонометрического титрования для более точного определения содержания воды. Принципиаль ная схема установки представлена на рисунке 2. Разработка новой технологии азеотропной осушки углеводородного конденсата по зволит надежно обеспечить его глубокую осушку, исключающую проблемы при его транспортировке, а также при необходимости понизить до нужного уровня концентрацию таких компонентов, как СО2, Н2S и др.

Рисунок 2 — Лабораторная ректификационная установка В сочетании с другими решениями по разделению многофазных систем новая технология азеотропной осушки конденсата позво лит довести углеводородный конденсат до требований, предъявля емых к ШФЛУ, и направить его непосредственно в линию товарного ШФЛУ.

Экономия достигается за счет:

1. Увеличения срока службы адсорбента с двух до четырех лет;

2. Уменьшения затрат энергии на регенерацию существующего адсорбента на 20 %;

3. Дополнительной выработки ШФЛУ из ранее неутилизируемо го конденсата первых ступеней компримирования.

Новая технология проста в эксплуатации, характеризуется низ кими капитальными затратами и высокой энергоэффективностью за счет использования неутилизируемого в настоящее время тепла отработанных газов регенерации существующей установки адсорб ционной осушки.

ЛИТЕРАТУРА 1. Огородников С. К., Лестева Т. М., Коган В. Б. Азеотропные смеси. Справочник. М.: Химия, 1971. 848 с.

2. Свентославский В. В. Азеотропия и полиазеотропия. М.: Хи мия, 1968. 244 с.

3. Берлин М. А., Гореченков В. Г., Волков Н. П. Переработка не фтяных и природных газов. М.: Химия, 1981. 472 с.

4. Riki Kobayashi, Donald L. Katz. Vapour-Liquid Equilibria for Binary Hydrocarbon-Water System. Michigan: Ind.& Еng. Chem.

1953, vol. 45, № 2.

УДК 66.074;

665.632.074 © Коллектив авторов ПРИМЕНЕНИЕ МОЛЕКУЛЯРНЫХ СИТ ПРИ ОСУШКЕ И ОЧИСТКЕ ПНГ А. Б. Бодрый, А. С. Мельников (ООО «Ишимбайский специализированный химический завод катализаторов») Современная нефтегазовая промышленность немыслима без вы сококачественных компонентов, таких эффективных адсорбентов и катализаторов как цеолиты. Цеолиты качественно осушают воздух в системах КИП и А, в тормозных системах грузовиков, осушают фреон в кондиционерах и обеспечивают получение кислорода из воздуха на кислородных станциях. Но наиболее важная функция цеолита — осушка и очистка природного и нефтяного попутного газа, а также различных газовых и жидкостных потоков на нефте химических производствах.

Цеолиты — алюмосиликаты, содержащие в своем составе ок сиды щелочных и щелочноземельных металлов, отличающиеся строго регулярной структурой пор, которые в обычных условиях заполнены молекулами воды. Общая химическая формула цеолитов Me2/nO · Al2O3 · xSiO2 · yH2O (где Me — катион щелочного металла, а n – его валентность). Кристаллическая структура цеолитов образо вана тетраэдрами SiO4 и AlO4. Катионы компенсируют избыточный отрицательный заряд анионной части алюмосиликатного скелета цеолита. Если из цеолита удалить воду, поры могут быть заполне ны снова водой или другим веществом, что и предопределяет их использование в процессах осушки, очистки и разделения веществ.

В настоящее время существуют три основные технологии про изводства цеолитов: со связующим веществом, без связующего, комбинированная.

Первая и наиболее простая технология получения цеолитов — это цеолиты без связующего.

Рисунок 1 — Состав цеолитов без связующего вещества Процесс производства идет по схеме:

1) из каолиновой глины методом прокалки при температуре 500–900 °С получают метакаолин;

2) путем гидротермальной обработки метакаолина в растворе едкого натра получают сам цеолит.

Достоинства: низкая себестоимость и простота технологии.

Недостатки: ввиду наличия большого количества примесей в каолиновой глине цеолит содержит много аморфной массы и сте пень кристалличности его сравнительно небольшая. Кроме того, примеси металлов способствуют закоксовыванию цеолита. А неста бильность сырья ведет к нестабильности качества продукта.

Второй метод связан с получением цеолитов со связующим.

Источником сырья в данной технологии являются уже чистые растворы силиката и алюмината натрия. Полученный при их сме шении алюмосиликат кристаллизуют для получения порошкооб разного цеолита со 100%-ной степенью кристалличности. И уже по лученный порошок цеолита смешивают со связующим веществом.

Связующим в основном является каолинитовая или бентонитовая глина.

Рисунок 2 — Состав цеолитов со связующим веществом Достоинства: более высокая степень кристалличности, чем у цео лита без связующего.

Недостатки: для обеспечения необходимой прочности приходит ся добавлять не менее 20 % каолиновой или бентонитовой глины, которые не обладают адсорбционной емкостью и являются балла стом. Кроме того, это приводит к замазыванию кристаллов (блокада кристаллита) связующим веществом, что заметно снижает показа тели динамической емкости.

ООО «Ишимбайский специализированный химический завод катализаторов», входящий в состав KNT Group, выбрал для себя третий, комбинированный метод.

Рисунок 3 — Состав цеолитов, полученных комбинированным методом По данному способу удается совместить преимущества двух вы шеназванных технологий. За основу берется метод производства цеолита со связующим, но с одним существенным отличием: че ренки цеолитов формуются с временным связующим. В специаль но приготовленном растворе временное связующее распадается, и на его месте растут новые кристаллы, которые крепко соединяют имеющиеся кристаллы между собой. Таким образом, цеолит, про изведенный на предприятиях KNT Group, полностью состоит из синтетического цеолита.

Достоинства:

1) близкая к 100 % степень кристалличности;

2) высокая механическая прочность и износостойкость;

3) высокие показатели динамической емкости;

4) более продолжительный срок эксплуатации в сравнении с ад сорбентами, произведенными по другим технологиям.

Недостатки: высокая себестоимость продукта.

Располагая в своем составе прекрасно оснащенным Научно-ис следовательским центром с уникальным набором оборудования, KNT Group постоянно ведет работы по совершенствованию качества выпускаемой продукции в сотрудничестве с ведущими мировыми институтами.

Совместно с ОАО «НИПИгазпереработка» проводится ряд со вместных исследований в области улучшения эксплуатационных характеристик адсорбентов и показателей качества осушки и очист ки газов.

Предприятиям, перерабатывающим ПНГ, активно предлагаются меры, направленные на улучшение показателей качества осушки и очистки газа. На сегодняшний день можно выделить несколько ключевых мероприятий, способных качественно повлиять на работу установки осушки и очистки газа:

1. Применение технологии плотной загрузки адсорбента. Тех нология плотной загрузки обладает большими преимуществами перед обычной загрузкой адсорбентов и катализаторов. Загрузка осуществляется под руководством квалифицированных специ алистов KNT Group с применением специального загрузочного устройства. Данное устройство предназначено для создания в про мышленном адсорбере однородного по своим физико-механическим (насыпная плотность, порозность) и гидродинамическим (проница емость для фильтрующего потока, гидравлическое сопротивление) свойствам насыпного слоя частиц адсорбента. Равномерная загрузка адсорбента позволяет загрузить в существующий объем адсорбера на 10–15 % адсорбента больше, благодаря полному и равномерно му заполнению адсорбера, и таким образом улучшить показатели качества осушки/очистки газа, свести к минимуму рост перепада давления по адсорберу и продлить межрегенерационный пробег установки.

С 2008 г. технология плотной загрузки адсорбента уже зареко мендовала себя с положительной стороны на следующих предпри ятиях: ООО «Нижневартовский ГПК», ОАО «Губкинский ГПК», УДП «Шуртаннефтегаз», ООО «Белозерный ГПК», ОАО «Ноябрь ский ГПК», ОАО «Сургутнефтегаз».

За время эксплуатации загруженного адсорбента на этих уста новках не выявлено ни одного нарекания со стороны потребителя.

Кроме того, наблюдалось улучшение качества работы установок осушки и очистки газа. В частности, на установках осушки Губкин ского ГПК, Ноябрьского ГПК, Белозерного ГПК достигалась точка росы по влаге минус 90 °С — минус 100 °С, на установке осушки Нижневартовского ГПК в 2 раза была увеличена циклограмма про цесса осушки, а на установке очистки природного газа УДП «Шур таннефтегаз» была значительно увеличена сероемкость цеолита.

2. Использование «лобового» защитного слоя в виде активного оксида алюминия. Применение оксида алюминия позволит обе спечить защиту слоя цеолита от воздействия капельной влаги и аминов, сохранит качественные показатели процесса осушки на более длительное время. При этом оксид алюминия сам является селективным сорбентом воды.

3. Использование гранул типа «трисив» взамен шариков и экс трудатов. Форма гранул цеолита типа «трисив» (трилистник) обе спечивает большую доступность внутреннего объема гранул без уве личения сопротивления слоя. Показатели динамической емкости у цеолитов в форме «трисив» выше, чем у гранул в виде экструдатов и шариков.

Рисунок 4 — Форма гранул цеолита типа «трисив»

4. Использование внутренней футеровки адсорберов.

5. Повышение эффективности работы сепарационного обору дования.

ЛИТЕРАТУРА 1. Кельцев Н.В. Основы адсорбционной техники. Изд. 2-е. 1984.

592 с.

2. Scott M. Auerbach, Kathleen A. Carrado, Prabir K. Dutta // Handbook of Zeolite Science and Technology. 2003. С. 1170.

3. Крылов О. В. Гетерогенный катализ. 2004. 679 с.

УДК 665.632 © Коллектив авторов ВЫДЕЛЕНИЕ ЭТАНА НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ОАО «СИБУРТЮМЕНЬГАЗ»

И СП «ЮГРАГАЗПЕРЕРАБОТКА»

А. С. Дмитриев, И. Г. Ткаченко, Д. Ю. Бычуткин, Н. С. Бащенко (ОАО «НИПИгазпереработка») В рамках проекта по развитию нефтехимического произ водства на площадке Тобольского НХК (проект «ЗАПСИБ-2») в ОАО «НИПИгазпереработка» были разработаны технико-эконо мические обоснования инвестиций в строительство и реконструк цию установок на ООО «Белозерный», ООО «Нижневартовский»

и ОАО «Южно-Балыкский ГПК» с целью увеличения степени из влечения этана из ПНГ.

Этан является превосходным сырьем при производстве этилена, так как выход этилена из этана при пиролизе может достигать 85 % и более. Этилен, в свою очередь, является основным сырьем при производстве ряда важнейших продуктов нефтехимии. Однако в нашей стране имеются лишь единичные примеры выделения этана и использования его в качестве сырья, тогда как потенциал этана в сырье только трех ГПК (Белозерном, Нижневартовском и Южно Балыкском) составляет до 650 тыс. т/год.

Уникальность разработанных решений для нашей страны заклю чается в том, что этан будет выделяться из ПНГ, транспортировать ся и перерабатываться не в чистом виде, а в составе так называемой «этанизированной ШФЛУ» — ШФЛУЭ. Применение подобного подхода позволит существенно снизить капитальные затраты в его извлечение, транспорт и переработку, однако потребует создания новой нормативной базы и применения принципиально новых тех нических решений.

Для повышения степени извлечения этана необходимо проведе ние реконструкции существующего производства. Основное про изводство на БГПК состоит из двух идентичных линий (УПГ-1 и УПГ-2). Выделение целевых углеводородов производится на уста новке НТК с турбодетандером. Для извлечения этана была прора ботана схема реконструкции установок НТК, позволяющая довести степень извлечения этана до 90 %. Реконструкция заключается в замене деметанизатора, некоторых насосов, установки дополнитель ного теплообменного оборудования. Также потребуется доведение всей установки до существующих норм.

На Нижневартовском ГПК ввиду идентичности установки ТУ- установкам УПГ-1,2 Белозерного ГПК для ТУ-4 была предложена аналогичная реконструкция. Для максимального использования потенциала этана, содержащегося в сырье, помимо реконструкции существующей установки ТУ-4, по инициативе заказчика, было оценено строительство установки ТУ-5 (НТК с турбодетандером) вместо действующих установок МАУ-3,4, так как их технологиче ские особенности не позволяют путем проведения реконструкции существенно повысить на них извлечение этана. Возможны и аль тернативные варианты по доизвлечению целевых компонентов, од ним из которых является строительство блока НТК на отбензинне ном газе после МАУ-3,4.

На Южно-Балыкском ГПК в настоящий момент уже идет стро ительство установки НТКР, предназначенной для извлечения ком понентов С2+выше из сухого отбензиненного газа.

Процесс выделения этана из ПНГ сопряжен с рядом проблем — при извлечении этана из газа извлекается и диоксид углерода, обла дающий высокой коррозионной активностью при давлениях транс порта и в присутствии воды. Также из газа извлекается сероводород.

Поэтому, помимо реконструкции производств, направленной на выделение этана, необходимо строительство дополнительных уста новок по очистке этанизированной ШФЛУ от диоксида углерода и сероводорода (где это требуется).

В ОАО «НИПИгазпереработка» были разработаны два варианта очистки ШФЛУ/ШФЛУЭ от нежелательных компонентов, подробно описанные в следующем докладе А. О. Шеина.

Таким образом, извлечение этана из ПНГ и его использование (в рамках реализации проекта «ЗАПСИБ-2») позволит:

• расширить сырьевую базу Тобольского НХК;

• увеличить объемы выработки продукции и глубину переработ ки сырья;

• увеличить эффективность использования сырья за счет того, что ценные компоненты не сжигаются, а с высоким выходом пере рабатываются в продукцию.

УДК 665.632 © А. О. Шеин ПЕРСПЕКТИВНЫЕ СХЕМЫ ОЧИСТКИ ШФЛУ ОТ CO А. О. Шеин (ОАО «НИПИгазпереработка») При переработке нефтяного газа в последнее время вызывают интерес технологии глубокого извлечения не только углеводородов С3+выше, но и этана. При увеличении содержания этана в ШФЛУ в ней также увеличивается содержание углекислого газа. Высокое содержание СО2 в ШФЛУ приводит к высокой скорости коррозии трубопровода и оборудования установки переработки ШФЛУ и не позволяет вырабатывать этановую фракцию высокой чистоты.

Транспортировка неочищенной от СО2 ШФЛУ потребует высоких капитальных и эксплуатационных затрат на ингибирование корро зии трубопровода, поэтому необходимость очистки этанизированной ШФЛУ от СО2 не вызывает сомнения.

Традиционно легкие углеводородные продукты очищаются от кислых компонентов, в том числе СО2, аминовыми растворами. Для очистки этанизированной ШФЛУ от углекислого газа возможно вначале выработать этановую фракцию, насыщенную СО2, затем провести ее очистку раствором амина и обратно вернуть в деэтани зированную ШФЛУ. При проведении аминовой очистки этановая фракция частично поглотит воду из раствора амина. В результате после установки очистки потребуется еще установка осушки. Таким образом, вариант очистки этанизированной ШФЛУ с использовани ем раствора амина потребует большого количества оборудования и больших эксплуатационных затрат.

С помощью проведения расчетных исследований установлено, что разделение этана и СО2 возможно альтернативным путем — с помощью ректификации.

Узел очистки этанизированной ШФЛУ от СО2 с использованием ректификации рекомендуется располагать на входе этанизирован ной ШФЛУ в трубопровод на объектах, вырабатывающих этани зированную ШФЛУ из нефтяного газа, чтобы избежать высокой скорости коррозии в трубе.

На рисунках 1 и 2 представлены принципиальные технологиче ские схемы узла очистки этанизированной ШФЛУ от углекислого газа по двум вариантам.

Рисунок 1 — Схема очистки этанизированной ШФЛУ от СО2 (вариант 1) Рисунок 2 — Схема очистки этанизированной ШФЛУ от СО2 (вариант 2) Отличие первого варианта от второго заключается в использова нии в варианте 2 колонны К-2 для снижения потерь углеводородов.


Этанизированная ШФЛУ на узел очистки от СО2 поступает в лет нее время на смешение с парами из колонны К-1, в зимнее — на верхнюю тарелку колонны К-1. Назначение колонны К-1 заключа ется в отпарке углекислого газа из этанизированной ШФЛУ.

Очистка ШФЛУ от углекислого газа проводится в три этапа: на первом этапе в первой ректификационной колонне из ШФЛУ вы деляется кислый газ, содержащий СО2, на втором этапе проводится выделение из кислого газа углеводородов во второй колонне с ис пользованием пропанового холода, на третьем этапе проводится вы деление углеводородов из кислого газа с использованием мембран ного блока МБ-1. Поскольку процесс выделения углекислого газа из ШФЛУ проводится при невысоких температурах (не более 80 °С) для нагрева куба первой колонны (подогрев куба второй колонны не предусмотрен) можно использовать тепло скомпримированного газа, из которого вырабатывается ШФЛУ.

Сравнение способов очистки этанизированной ШФЛУ от угле кислого газа с использованием аминовой очистки и ректификации представлено в таблице 1.

Таблица 1 — Сравнение вариантов очистки этанизированной ШФЛУ от углекислого газа Аминовая Наименование очистка Вариант 1 Вариант показателей ШФЛУ 1 2 3 Основное технологи ческое оборудование, млн руб. на 1 т/ч сы 3,1 2,4 2, рья (при производи тельности по ШФЛУ около 50 тыс. т/ч) Электроэнергия, 4,85 4,06 4, кВт•ч/т сырья Топливный газ, м3/т 14,6 Не требуется Не требуется сырья Продолжение таблицы 1 2 3 Потери с углекислым газом, % мас.:

– этана Не опреде 3 лено – углеводородов Не опреде 0,09 0, С3+выше лено Срок реализации Около 2 лет Около 8 месяцев Как видно из таблицы 1, очистка этанизированной ШФЛУ от углекислого газа ректификацией требует меньших капитальных и эксплуатационных затрат, чем аминовая очистка.

Рекомендуемый способ очистки (с использованием ректифика ционной колонны) имеет следующие особенности:

1. Разделение углеводородов и углекислого газа осуществляется с помощью ректификации и использования мембранного блока;

2. Не используются специальные материалы и реагенты (абсор бенты и адсорбенты процессов очистки и осушки углеводородных продуктов);

3. Рекуперация тепла скомпримированного газа позволяет от казаться от расхода топливного газа;

4. Использование колонны К-2 позволяет свести потребление пропанового холода к минимуму;

Как показали расчетные исследования, рекомендуемая тех нологическая схема узла очистки ШФЛУ от углекислого газа по зволяет достигнуть остаточного содержания СО2 в ШФЛУ не более 0,02 % мас. и избежать высокой скорости коррозии в трубопроводе транспортировки этанизированной ШФЛУ. Технология позволяет достигнуть высокой степени очистки при невысоких капитальных и эксплуатационных затратах.

ТЕЗИСЫ ДОКЛАДОВ ПО ТЕМАТИКЕ РАЗДЕЛА УДК 66.074;

665.632 © Коллектив авторов КОМПЛЕКС ГИБКИХ ТЕХНОЛОГИЙ ИНХС РАН ДЛЯ ПЕРЕРАБОТКИ ПОПУТНОГО И ПРИРОДНОГО ГАЗА акад. С. Н. Хаджиев, А. Л. Максимов, В. А. Махлин, И. М. Герзелиев, Н. В. Колесниченко, А. Ю. Крылова (Институт нефтехимического синтеза РАН) Использование ресурсов попутного и природного газа для полу чения товарной продукции высокого передела является одной из наиболее важных задач современной нефтехимии. Имеющиеся ре сурсы газового сырья огромны — ежегодная добыча метансодержа щего природного газа в РФ может превысить к 2020 г. 1 трлн м3/год, и его вовлечение в производство создает условия для существенного расширения сырьевой базы нефтехимической промышленности.

Значительны ресурсы сжигаемого в настоящее время попутного газа — по разным оценкам от 15 до 50 млрд м3/год. Необходимость его квалифицированного использования стимулирует разработку и внедрение эффективных процессов для производства синтетической нефти и синтетических жидких топлив (СЖТ), направленных на решение проблем освоения как новых нефтяных месторождений с их попутным газом, так и малых, выработанных и удаленных от газотранспортной системы труднодоступных месторождений.

Глубокая переработка природного газа, а во многом и НПГ, свя зана с внедрением ряда процессов, предназначенных для эффек тивного и рационального использования ресурсов этана и других легких углеводородных фракций (С3–С4) с целью производства газохимической продукции с высокой добавленной стоимостью в сырье для нефтехимии и синтеза полимеров. В ИНХС РАН разра батывается гибкий комплекс технологий, позволяющий обеспечить переработку метансодержащих нефтяного попутного и природного газа в различные продукты в зависимости от предъявляемых к про цессу требований. Комплекс технологий включает в себя следующие процессы:

1. Получение синтез-газа, основанное на парциальном окислении в двух вариантах: а) с применением ракетных технологий при ма лых временах протекания процесса;

б) с использованием реакторной системы с раздельной подачей сырья и окислителя. Последняя тех нология обладает рядом существенных преимуществ: образование взрывоопасных смесей невозможно и нет необходимости применять блок получения кислорода;

она позволяет отказаться от предрифор минга и использовать в сырье значительное количество диоксида углерода;

отказаться от высоколегированных сталей в реакторе.

В качестве побочных продуктов получаются технический азот и пар высоких параметров.

2. Получение из синтез-газа оксигенатов (метанола и диметило вого эфира) на гетерогенных катализаторах.

3. Превращение метанола и диметилового эфира в олефины (эти лен, пропилен) в стационарном и кипящем слое.

4. Получение в зависимости от катализатора и условий процес са высокооктанового бензина или легкой синтетической нефти с низким содержанием ароматических соединений и нормальных парафинов — аналога газового конденсата. Последний продукт благодаря своему составу может быть смешан с нефтью без потери ее качества для транспортировки по трубопроводам. Это позволяет осуществлять переработку попутного газа непосредственно на от даленных месторождениях.

5. Получение синтетических углеводородов по Фишеру—Тропшу в сларри-реакторе с применением наноразмерных катализаторов на основе соединений железа. Данный процесс позволяет существенно увеличить производительность системы по сравнению с реализован ными в настоящее время в промышленности технологиями.

УДК 665.632 © Коллектив авторов ОПЫТ ГК «ЛЕННИИХИММАШ» В РЕАЛИЗАЦИИ ВЫСОКОЭФФЕКТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПЕРЕРАБОТКИ ГАЗА А. Н. Бессонный, В. Н. Миргородский (ООО «ГК «ЛЕННИИХИММАШ») ООО «ЛЕННИИХИММАШ», постоянно разрабатывая и внедряя инновационные технологии, стремится соответствовать уровню ком пании западного образца, способной выполнить весь спектр работ по реализации EPC/EPCM-контрактов. Мы имеем богатый опыт в разработке проектов как установок комплексной подготовки угле водородного газа, так и технологических линий по глубокой пере работке природного и попутного нефтяного газа и комплексному проектированию ГПЗ с получением широкого спектра товарных продуктов: ШФЛУ, ПБТ, этана, гелия. Кроме проектов по перера ботке газа, ООО «ЛЕННИИХИММАШ» принимает участие в раз работке проектов и поставке оборудования для газохимического и химико-металлургического производств (производства трихлорси лана, поликристаллического кремния, полиэтилена высокого дав ления, этилена).

Основой успешной работы наших линий является разработан ная нами высокоэффективная технология, основанная на исполь зовании внутренних холодильных циклов на основном потоке газа с применением турбодетандерного агрегата, преимуществен но без применения ПХУ и крайне низким энергопотреблением — до 0,5 МВт, а также специальное теплообменное оборудование (с витыми трубами), позволяющее получить до 10–15 тыс. м2 по верхности в одном аппарате, запатентованное нашим институтом.

При этом коэффициент извлечения C3+ достигает 99,5 %. Мы яв ляемся патентообладателями этого изобретения (патент «Способ разделения попутного нефтяного газа») и применяем его в наших проектах.

Во все значимые проекты заложен защищенный авторским сви детельством патент «Устройство газовой защиты печей огневого подогрева». Успешная реализация устройства заключается в том, что при постоянной эксплуатации печей огневого подогрева на от крытых площадках, особенно в суровых климатических условиях, в случае возникновения взрыво- и пожароопасных ситуаций обеспе чивается надежная внутренняя и внешняя азотная защита.

Технологии, разработанные и внедренные нами, соответствуют мировому уровню и дают возможность:

• увеличить степень извлечения и эффективного использования ценных компонентов природного газа и попутного нефтяного газа (ПНГ) с целью их дальнейшей переработки в высоколиквидную про дукцию с высокой добавленной стоимостью;

• минимизировать себестоимость продукции;

• снизить объемы сжигаемого ПНГ, а также создать и развить в России перерабатывающие производства и, следовательно, поддре живать экономическое развитие регионов страны.

ООО «ЛЕННИИХИММАШ» располагает собственным конструк торским отделом, который разрабатывает все нестандартное обору дование, а также инжиниринговым подразделением, осуществля ющим комплекс работ по сопровождению, инспекции и поставке оборудования, включая сертификацию и получение разрешения Ростехнадзора на применение.

ООО «ЛЕННИИХИММАШ» осуществляет управление строи тельно-монтажными работами, ведет технический и авторский над зор, выполняет комплекс пусконаладочных работ.

Подобная структура позволяет гарантированно сокращать время на ввод в эксплуатацию объектов за счет совмещения работ по про ектированию, поставке оборудования и подготовке строительной площадки.

По данной схеме были осуществлены почти все основные проек ты, выполненные за последние 10 лет: установки переработки газа для ОАО «Сургутнефтегаз», ЗАО «Североргсинтез», ОАО «СИБУР ТЮМЕНЬ ГАЗ» (Губкинский ГПК, Вынгапуровский и Южно-Ба лыкский ГПК), НХК «Шуртан» (Узбекистан), ООО «Усолье-Сибир ский Силикон», ОАО «Казаньоргсинтез», ООО «Оренбурггазпром», Саянский гелиевый завод «Саянскхимпласт» компании «ТНК-ВР».


УДК 665.632 © А. С. Шабанов ТЕХНОЛОГИЯ «ПНГ В БТК» — ЭФФЕКТИВНОЕ РЕШЕНИЕ ДЛЯ МАЛЫХ И СРЕДНИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ А. С. Шабанов (ОАО «НИПИгазпереработка») В настоящее время множество мелких, средних и крупных ме сторождений в России остаются неосвоенными или слабо освоен ными из-за высоких капитальных и эксплуатационных затрат, связанных с подготовкой газа к транспортировке. Попутный газ (ПНГ) на удаленных и мелких нефтяных месторождениях часто отводится на сжигание, что, во-первых, вредно для природы и здо ровья людей, а во-вторых, расточительно. Такое нерациональное ре шение обусловлено высоким содержанием в попутном газе тяжелых углеводородов, что делает невозможной его транспортировку или использование в качестве топлива без предварительной подготов ки. Также оказывается нерентабельно осуществлять утилизацию и переработку ПНГ при относительно небольших количествах такого газа традиционными методами.

Переработка ПНГ в концентрат ароматических углеводородов:

бензол, толуол и смесь ксилолов (БТК) — новое направление, разви ваемое специалистами института, поскольку оно наиболее приспосо блено к российским реалиям нефтедобычи на малых и отдаленных месторождениях.

Разработка и внедрение простых и экономичных технологий по переработке ПНГ непосредственно на месте добычи таит в себе нема лый потенциал для достаточно квалифицированного использования газа вне зависимости от величины его ресурсов. В отличие от других способов каталитического превращения углеводородов технология «ПНГ в БТК» позволяет создать малотоннажное производство (из-за высокой стоимости продукта — БТК). Также немалым преимуще ством процесса является то, что для него не требуется применение специфического катализатора.

Широкое внедрение данной разработки позволяет снизить за грязнение окружающей среды, получить дополнительную прибыль от более полного использования газа и при отказе от сжигания ПНГ на факеле избежать штрафов. Доказано, что в синтез ароматики вов лекается метан. Пока невозможно точно оценить, сколько именно, но факт, что он в реакции принимает участие. Это значит, что объ ем метана после процесса сокращается, что важно, если рядом нет газопровода.

Процесс достаточно прост, проводится при небольшом давлении (0,3…1,0 МПа ) в температурном интервале 500…580 °С и осущест вляется в одном реакторе. После газоподготовки из ПНГ выделя ется фракция С3+, которая далее отправляется на ароматизацию, в результате которой мы получаем БТК (ксилол — 28–36 %, бен зол — 8–10 %, толуол — 30–34 %) и чистый метан (используемый для генерации электроэнергии для собственного потребления и обе спечения производства, причем с гораздо меньшим экологическим ущербом и большим КПД, чем попутный газ). Разделение продук тов осуществляется посредством простой сепарации (возможно ис пользование мембран).

Полученный продукт может быть использован:

• на промысле для промывки скважин;

• для закачки в пласт с целью повышения нефтеотдачи;

• направлен на смешение с нефтью в нефтепровод;

• переработан на НХЗ с получением бензола;

• переработан на НПЗ с получением индивидуальных аромати ческих углеводородов С6–С8 или компонентов дизельных топлив.

Процесс переработки ПНГ в БТК выгоден с экономической точки зрения. Срок окупаемости традиционных методов переработки ПНГ в два раза превышает срок окупаемости предлагаемого процесса.

УДК 622.276 © М. М. Болдырев НЕТРАДИЦИОННЫЕ РЕШЕНИЯ В ГАЗОПЕРЕРАБОТКЕ.

ПРИМЕР МЕМБРАННЫХ РЕШЕНИЙ М. М. Болдырев (ООО «Премиум Инжиниринг», г. Москва) Под нетрадиционными решениями подразумеваются решения, основанные на методах, находящихся на ранней стадии коммерци ализации.

Эти методы не являются полноценной заменой классическим, отработанным технологиям в газопереработке, но могут быть при менены для решения редких задач или в комбинации с классиче скими методами.

В докладе рассматривается несколько примеров применения мембранных технологий, на основе опыта компании MTR (США) и ряда других североамериканских компаний.

Рассмотрены следующие примеры:

• Использование мембран для подготовки ПНГ с целью подачи в трубопровод высокого и низкого давления (на примере расчетов для Еты-Пуровского ГМ («мембранный делитель»).

• Использование мембран для снижения концентрации (удале ния) азота в попутном нефтяном газе.

• Применение мембран для подготовки топлива (извлечение С3+, H2O, H2S, CO2).

• Использование мембран в качестве вспомогательной техноло гии для увеличения эффективности работы традиционных уста новок.

III. ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТЬ И ДРУГИЕ ПРОБЛЕМЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ГПЗ УДК 622.62;

658.012.2 © Коллектив авторов ОПЫТ РАБОТЫ В ПРОЕКТНЫХ ГРУППАХ НА ПРИМЕРЕ ПРОЕКТА ПРОДУКТОПРОВОДА «ЮБ ГНС–ТНХ»

Н. В. Монахов, А. В. Иванов (ОАО «НИПИгазпереработка») Целью строительства продуктопровода «ЮжноБалыкская го ловная насосная станция — Тобольск-Нефтехим» (ЮБ ГНС — ТНХ) является замещение мощностей выводимого из эксплуатации суще ствующего продуктопровода, транспортирующего широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), с возможностью не только транс портировки дополнительных объемов ШФЛУ, но и с вовлечением в ее состав этана (т. е. ШФЛУ в данном случае это фракция С2+выше).

Коротко надо охарактеризовать состояние существующего про дуктопровода. Его проектирование выполнялось по нормам для технологических трубопроводов, поэтому продуктопровод в зна чительной степени не соответствует требованиям действующего СНиП 2.05.06–85* «Магистральные трубопроводы». Практически вся его трасса проходит в непосредственной близости от железной дороги. Вдольтрассовая высоковольтовая линия (ВЛ) обеспечивает лишь III категорию электроснабжения электрооборудования про дуктопровода. Телемеханика и система обнаружения утечек на су ществующем продуктопроводе отсутствуют.

Проектом реконструкции существующего продуктопровода вве дено ограничение по давлению: допустимое рабочее давление сни жено — с 4,15 до 2,5 МПа. Согласно заключению диагностических испытаний установлено, что остаточный ресурс работы действую щего продуктопровода составляет всего несколько лет при работе с давлением не более 2,5 МПа. Такое давление позволит транспорти ровать не более 5 млн т/год ШФЛУ.

Учитывая развитие Тобольской площадки, требующей уже в течение нескольких лет увеличения подачи сырья, а также необ ходимость безостановочной работы продуктопровода, руководство компании «СИБУР» приняло решение о строительстве нового про дуктопровода «ЮБГНС–ТНХ». Ввод в эксплуатацию нового про дуктопровода намечен поэтапно с 2013 по 2015 г.

Трасса проектируемого продуктопровода составляет 417 км и проходит по территориям районов Ханты-Мансийского АО и Тюмен ской области. В основном она смещена на 3–5 км южнее трассы су ществующего трубопровода. Основной особенностью трассы нового продуктопровода является ее прохождение по весьма заболоченной территории — болота занимают более 60 % трассы.

Трасса продуктопровода пересекает большое количество есте ственных и искусственных препятствий — реки, автодороги, ВЛ, подземные коммуникации. Однако при выполнении трассирования удалось избежать сближения с железной дорогой ближе 3 км. Тер ритория трассы мало заселена, сеть автомобильных дорог развита слабо.

Заказчиком было поручено нам как Генпроектировщику выбрать оптимальную конфигурацию продуктопровода на основе гидрав лических расчетов и определения величины капитальных затрат.

При этом должен был быть обеспечен объем перекачки ШФЛУ до 8 млн т/год с возможностью его дальнейшего наращивания до 11–14 млн т/год. Кроме того, продуктопровод должен обеспе чивать транспорт ШФЛУ с повышенным содержанием этана — до 10 %. В настоящее время выработка на предприятиях СИБУРа и транспорт для последующей переработки этана является одной из перспективных задач компании в Западно-Сибирском регионе.

Изначально были рассмотрены варианты диаметров 400, 500, 600, 700 и 800 мм. После проработки вариант 400 мм был исключен ввиду высокой линейной скорости продукта (более 3 м/с уже при 6,7 млн т/год), вариант 800 мм, наоборот, — из-за низкой скорости при малых объемах перекачки (менее 0,8 м/с при номинальных 8 млн т/год).

Оставшиеся варианты диаметров были просчитаны для разного расчетного давления и, соответственно, разной толщины стенки, а также для разного количества промежуточных насосных станций (ПНС). Ограничение по расчетному давлению было принято 80 атм., исходя из российского и зарубежного опыта.

Всего было выполнено более 60 расчетов с определением капи тальных затрат (САРЕХ). Для каждого из рассматриваемых диа метров были получены графики зависимостей САРЕХ от произво дительности для разного количества ПНС.

Рассмотрим вид этих зависимостей на примере Дн 700 мм. (ри сунок 1). Каждая из представленных здесь «полок» соответствует определенной толщине стенки. При этом большие ступени соответ ствуют увеличению толщины стенки трубы на 1 мм, малые — уве личению САРЕХ ГНС и ПНС при их расширении для обеспечения дальнейшего увеличения объема перекачки. Таким образом, одна и та же толщина стенки при различном количестве ПНС позволяет перекачивать разное количество ШФЛУ. Например, полки помечен ные галочкой соответствуют 7 мм. При этом даже при наличии двух ПНС объем перекачки не будет более 11,3 млн т/год.

Рисунок 1 — Зависимость «капитальные затраты — пропускная способность» продуктопровода Dу 700 мм Нижняя образующая этой группы кривых позволяет принять минимальное значение САРЕХ для обеспечения того или иного объ ема перекачки. Однако с учетом поставленной Заказчиком задачи (обеспечение перекачки 8 млн т/год и возможности ее увеличения до 11–14 млн т) был выбран помеченный красным вариант. Анало гичные расчеты и выводы были сделаны для других рассматривае мых диаметров. При этом для них (500 и 600 мм) были рассмотрены варианты строительства трех ПНС. Большее количество ПНС не рассматривалось, поскольку такие кривые находились еще выше этой области и, соответственно, были «непроходными» вариантами.

После анализа всего поля вариантов конфигурации продук топровода были выбраны по одной оптимальной конфигурации внутри каждого диаметра. Далее они сравнивались между собой.

В результате было определено, что с учетом поставленной задачи оптимальным является диаметр 700 мм: он обеспечивает перекачку от 4 до 8 млн т/год и имеет возможность развития до 14 млн т за счет строительства.

Трубопровод Ду 500 мм является оптимальным вариантом при прокачке до 6 млн т/год. Перекачка по нему более 10 млн т/год требует прокладки второй нитки.

Трубопровод Ду 600 мм позволяет осуществлять требуемый диа пазон перекачки, но его основной недостаток нестандартность ти поразмера трубы для российских производителей. При этом рост капитальных затрат достигает 75 %.

Таким образом, итоговая выбранная конфигурация продукто провода обеспечивает производительность 8 млн т в год этанизи рованного ШФЛУ без ПНС. Выбрано также после сравнения раз личных вариантов оптимальное материальное исполнение трубы.

Проведена оптимизация характеристик продуктопровода и обо снование выбора ее инженерных систем. Оптимизация технических решений проекта и его стоимости проводилась по нескольким на правлениям 1. Технические:

• уменьшение заглубления трубопровода с 1,5 до 0,8 м;

• использование для строительства удлиненной трубы 12 м в за водской изоляции взамен стандартной (9 м);

• увеличение расстояний между крановыми узлами с 10 до 30 км;

• сокращение количества камер пуска-приема средств очистки и диагностики за счет увеличения расстояния между ними со до 140 км;

• автоматизированная система контроля, позволившая исклю чить строительство резервных ниток;

• подбор высокоэффективных насосов для исключения емкост ного резерва на промежуточных насосных станциях;

• сокращение протяженности вдольтрассовой ВЛ за счет допол нительных внешних подключений к энергосистеме и применение альтернативного электроснабжения;

• выбор наиболее оптимальных технических решений по инже нерным системам продуктопровода.

2. Организационные:

• уменьшение трудозатрат при эксплуатации;

• увеличение межремонтного периода Общий эффект этого value инжиниринга составил более 11 млрд руб. от базовой стоимости объекта.

Большинство представленных технических решений «оптималь ного» варианта, как собственно и выбранный диаметр продуктопро вода (700 мм), противоречат требованиям СНиПа «Магистральные трубопроводы», который допускает максимальный диаметр 400 мм.

Также достаточно жестки требования этого нормативного докумен та и по остальным техническим решениям.

Таким образом, совместно с Заказчиком было принято решение о разработке специальных технических условий (СТУ) для проекти рования, строительства и эксплуатации этого трубопровода. Целью разработки СТУ явилось обоснование и узаконивание представлен ных технических решений, реализация которых позволила бы до полнительно снизить стоимость объекта.

Обоснование предлагаемых технических решений в рамках СТУ выполнялось с нескольких позиций: во-первых, по результатам рас чета промышленных и пожарных рисков, во-вторых, с учетом дей ствующей нормативной базы за рубежом, в-третьих, при условии реализации некоторых компенсационных мероприятий, стоимость которых значительно меньше, чем исключение принятых техниче ских решений вообще. В качестве компенсационных мероприятий использовались утолщение стенки трубы в районах сближений с населенными пунктами и при пересечениях рек, ужесточение тре бований к качеству металла трубы, применение двойной системы обнаружения утечек и пр.

Проектирование продуктопровода является не только важней шим инвестпроектом СИБУРа, но и пилотным проектом в рамках института по внедрению новых методов проектирования. Этот проект сложен не только с инженерно-технической, но и с орга низационной точки зрения. Стадии проектирования фактически включают множество этапов, состоящих, в свою очередь, из реше ния многих последовательно возникающих организационно-техни ческих вопросов.

Реализация проекта совпала с текущим организационным раз витием нашего института с учетом имеющегося опыта мировых ин жиниринговых компаний, где проектные группы являются основой проектирования и применяются вместо существующей сегодня в нашем институте линейно-функциональной схемы проектирования.

Структура новой проектной команды предполагает подчинение руководителю проекта всех подразделений группы управления и проектного производства. Эта проектная команда переведена в от дельное структурное подразделение института — проектную груп пу. При этом все специалисты привлечены из соответствующих от делов института на 100%-ую занятость на проекте и введены в штат этой проектной группы. Для обеспечения эффективности выполне ния проекта специально создана группа специалистов-экспертов, основная задача которой оказывать консультации как по техниче ским, так и по организационным вопросам. Также предполагается тесное сотрудничество с командой Заказчика. Организационная структура проектной группы может изменяться в зависимости от хода реализации проекта.

Распределение полномочий специалистов группы управления проектом осуществляется в соответствии со специально разработан ной для проекта матрицей ответственности. Специалисты в проект ной группе объединены в блоки по профильному направлению: блок комплектации и закупок, блок планирования и контроля и т. д.

Внедрены также и другие прогрессивные для НИПИгазперера ботки мероприятия:

• создание единого помещения open-space для размещения про ектной команды;

• создание сайта проекта;

• разработка регламентов управления проектом и взаимодей ствия с Заказчиком;

• применение новой системы учета рабочего времени;

• использование календарно-сетевого планирования проекта.

Все эти мероприятия направлены на повышение эффективности проектирования, обеспечение качества проекта и выполнение его в установленный срок в рамках предельной стоимости.

Умение работать в команде — одно из важных условий реали зации крупномасштабного проекта. Однако мало создать такой коллектив, нужно предоставить ему возможность результативно работать. Эту задачу помогла решить организация единого офисного пространства в отдельном помещении института «НИПИгазпере работка».

Преимущества open-space для проекта безусловны: значительно упрощаются коммуникации внутри команды, и в целом сокраща ется время выполнения проектных работ.

Впервые в практике института в основе планирования и контро ля разработки проектной документации лежит детальный кален дарно-сетевой график (КСГ) работ. Формирование и актуализация графика разработки технической документации осуществляется специалистом по планированию НИПИгазпереработки на базе про граммного обеспечения Oracle Primavera. КСГ обеспечивает гаран тированное выполнение обязательств перед Заказчиком.

Актуализация КСГ и отслеживание прогресса работ по проекту осуществляется на основе ежедневно предоставляемых специали стами табелей учета времени (таймшитов).

На основании таймшитов осуществляется ежедневная актуа лизация календарно-сетевого графика с отслеживанием прогресса работ по проекту.

Поступающие от исполнителей таймшиты автоматически обра батываются и аккумулируются в ежемесячном отчете. Анализ свод ки таймшитов позволяет проводить факторный анализ трудозатрат в целом по проекту и более точно планировать последующие работы.

В будущем эту систему учета рабочего времени планируется со вершенствовать.

Несколько слов о сайте проекта. Этот ресурс является единым для всех участников проекта хранилищем документов и информа ционным полем. Сайт проекта создан на базе MS Share Point и по зволяет в режиме реального времени обмениваться информацией и документами вне зависимости от места нахождения участников этого процесса.

Все эти нововведения позволили значительно повысить эффек тивность проектирования и снизить срок разработки проектной до кументации: при полноценном старте в июле 2011 г. проект успеш но прошел госэкпертизу к началу декабря. При этом параллельно начата разработка рабочей документации, которая составит не более 12 месяцев. Результаты вышеупомянутых мероприятий, безуслов но, продвинули организацию проектирования в институте на новый уровень качества реализации крупномасштабных проектов.

Итак, сегодня в институте активно ведется проектирование важ ного для Сибура объекта. НИПИгазпереработка в ходе реализации этого проекта не только применяет передовые технические реше ния, но и внедряет новые методы организации проектирования и взаимодействия с Заказчиком. Все эти мероприятия направлены на строгое выполнение сроков проектирования и снижение общего бюджета проекта. Аналогичным образом институт берется за реа лизацию других, не менее крупных проектов.

Так, в настоящее время разворачиваются проектные работы по новому продуктопроводу «Пуровский ЗПК — врезка в продукто провод Сургутский ЗСК–ЮБ ЛПУ» протяженностью более 570 км.

Внедрение представленных мероприятий, бесспорно, продви нуло организацию проектирования Института на новый уровень качества реализации крупномасштабных проектов. В дальнейшем планируется постоянное усовершенствование полученного опыта.

В итоге эти наработки позволят расширить базу для обеспечения у НИПИгазпереработки компетенций ЕРС-подрядчика.

В перспективе планируется дальнейшее усовершенствование ор ганизации проектирования с использованием опыта мировых ком паний и трансляция ее на последующие проекты.

УДК 66.013.6;



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.