ИТС 50-2025. Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям. Переработка природного и попутного газа

(утв. Приказом Росстандарта от 24.12.2025 N 2838)

ИСТОРИЯ ИЗМЕНЕНИЙ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИХ АКТОВ

flowchart LR
  n0["ИТС 50-2017"]:::rst
  click n0 "https://bukva.ai/docs/spravochnik-2423" "ИТС 50-2017. Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям. Переработка природного и попутного газа (утв. Приказом Росстандарта от 14.11.2017 N 2423)"
  n1["ИТС 50-2025"]:::doc
  click n1 "https://bukva.ai/docs/spravochnik-its-50-2025" "ИТС 50-2025. Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям. Переработка природного и попутного газа (утв. Приказом Росстандарта от 24.12.2025 N 2838)"
  n0 --> n1
classDef rst fill:#FFEBEB,stroke:#8B0000,color:#000;
classDef doc fill:#EBFFEB,stroke:#006400,color:#000;
classDef notEnt fill:#FFFFEB,stroke:#FF8C00,color:#000;

Утвержден Приказом Росстандарта от 24 декабря 2025 г. N 2838

ИНФОРМАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЙ СПРАВОЧНИК ПО НАИЛУЧШИМ ДОСТУПНЫМ ТЕХНОЛОГИЯМ

ПЕРЕРАБОТКА ПРИРОДНОГО И ПОПУТНОГО ГАЗА

Processing of natural and accompanying gas

ИТС 50-2025

Дата введения 1 сентября 2026 года

Введение

Настоящий информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям "Переработка природного и попутного нефтяного газа" (далее - ИТС НДТ 50) разработан на основе анализа технологических, технических и управленческих решений, применяемых в области переработки природного и попутного нефтяного газа, и содержит описание используемых в настоящее время и перспективных технологических процессов, технических способов, методов предотвращения и сокращения негативного воздействия на окружающую среду, а также направленных на обеспечение высокой ресурсоэффективности и экологической результативности, из числа которых выделены решения, признанные наилучшими доступными с учетом экономической целесообразности их применения и технической реализуемости.

Термин "наилучшая доступная технология" (далее - НДТ) определен в Федеральном законе Российской Федерации от 10 января 2002 года N 7-ФЗ "Об охране окружающей среды", согласно ст. 1 которого "наилучшая доступная технология - технология производства продукции (товаров), выполнения работ, оказания услуг, определяемая на основе современных достижений науки и техники и наилучшего сочетания критериев достижения целей охраны окружающей среды при условии наличия технической возможности ее применения" [1].

Структура ИТС НДТ 50 соответствует ГОСТ Р 113.00.03-2019 [2] и включает в себя следующие основные разделы:

Введение. Содержит краткое описание и общую информацию об ИТС НДТ 50.

Предисловие. Содержит информацию о цели разработки ИТС НДТ 50, его статусе, взаимосвязи с международными, региональными аналогами и другими ИТС НДТ, о сборе данных, об утверждении и введении в действие.

Область применения. Содержит информацию об основных и дополнительных видах деятельности, на которые распространяется действие ИТС НДТ 50.

Раздел 1. Содержит общую информацию о состоянии и уровне развития газоперерабатывающей отрасли Российской Федерации с учетом положений ГОСТ Р 113.00.23-2023 [3].

Раздел 2. Содержит подробную информацию об основных и вспомогательных технологических установках, которые действуют в настоящее время на предприятиях газоперерабатывающей отрасли Российской Федерации, с учетом положений ГОСТ Р 113.00.04-2024 [4].

Раздел 3. Содержит информацию о текущих уровнях потребления сырья, материалов, энергетических ресурсов и эмиссий, маркерных веществах, характерных для газоперерабатывающей промышленности Российской Федерации. Раздел подготовлен на основе данных, представленных предприятиями Российской Федерации в рамках разработки ИТС НДТ 50 с учетом положений ГОСТ Р 113.00.04-2024 [4].

Раздел 4. Содержит порядок проведения сравнительного анализа и особенности учета критериев отнесения технологии, технологических и управленческих решений к наилучшим доступным технологиям на основании Федерального закона Российской Федерации от 10 января 2002 года N 7-ФЗ "Об охране окружающей среды" и с учетом положений ГОСТ Р 113.00.17-2023 [5].

Раздел 5. Содержит описание НДТ переработки природного и попутного нефтяного газа, включая информацию о потенциальных экологических преимуществах, достигаемых при реализации технологий, а также информацию о воздействии на окружающую среду, потреблении ресурсов, особенностях применения, технического обслуживания и затратах (способах их снижения) при реализации указанной технологии с учетом положений ГОСТ Р 113.00.17-2023 [5].

Раздел 6. Содержит информацию о новых технологических и технических решениях, способных на стадии промышленного внедрения обеспечить уровень защиты окружающей среды выше уровня защиты, определенного НДТ, или же при одинаковом уровне защиты обеспечить снижение производственных экономических затрат, а также направленных на повышение энергоэффективности и ресурсосбережения. Раздел подготовлен с учетом положений ГОСТ Р 113.00.17-2023 [5].

Заключительные положения и рекомендации. Содержат сведения о членах технической рабочей группы, принимавших участие в разработке ИТС НДТ 50, а также рекомендации по дальнейшим работам и сборе информации в области НДТ газоперерабатывающей отрасли.

Приложения. Содержат перечень маркерных загрязняющих веществ, характерных для газоперерабатывающей отрасли промышленности, перечень технологических показателей, перечень НДТ, сведения о ресурсной (в том числе энергетической) эффективности, а также "Заключения по наилучшим доступным технологиям" для газоперерабатывающей отрасли промышленности.

"Заключения по наилучшим доступным технологиям" включают следующую информацию:

• область применения;
• описание НДТ, уровни эмиссий загрязняющих веществ, соответствующие НДТ (технологические показатели), а также информацию, позволяющую оценить их применимость;
• методы производственного экологического контроля.

"Заключения по наилучшим доступным технологиям" приведены в ИТС НДТ 50 для использования заинтересованными лицами, в том числе промышленными предприятиями, при формировании заявок на получение комплексных экологических разрешений, а также органами государственного контроля (надзора) при выдаче комплексных экологических разрешений. "Заключения по наилучшим доступным технологиям" формируются на основе данных, приведенных в ИТС НДТ 50.

Библиография. Содержит перечень источников информации, использованных при разработке ИТС НДТ 50.

Предисловие

Цели, основные принципы и порядок разработки ИТС НДТ 50 установлены постановлением Правительства Российской Федерации от 23 декабря 2014 года N 1458 "О порядке определения технологии в качестве наилучшей доступной технологии, а также разработки, актуализации и опубликования информационно-технических справочников по наилучшим доступным технологиям" [6]. Перечень областей применения наилучших доступных технологий определен распоряжением Правительства Российской Федерации от 24 декабря 2014 года N 2674-р [7].

1. Статус документа

ИТС НДТ 50 является документом по стандартизации.

2. Информация о разработчиках

ИТС НДТ 50 разработан Обществом с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" совместно с технической рабочей группой N 50 (ТРГ 50) "Переработка природного и попутного нефтяного газа", состав которой утвержден приказом Минпромторга России от 04 марта 2024 г. N 870.

Перечень организаций и их представителей, принимавших участие в разработке ИТС НДТ 50, приведен в разделе "Заключительные положения и рекомендации".

ИТС НДТ 50 представлен на утверждение Бюро наилучших доступных технологий (далее - Бюро НДТ) (www.burondt.ru).

3. Краткая характеристика

ИТС НДТ 50 содержит описание применяемых при переработке природного и попутного нефтяного газа технологических процессов, оборудования, технических способов и методов, позволяющих повысить степень ресурсосбережения и энергоэффективность технологических процессов, в том числе снизить водопотребление и уменьшить негативное воздействие на окружающую среду. На основании анализа технологических процессов, оборудования, технических способов, методов (в том числе управления) определены решения, являющиеся НДТ. Для каждого технологического процесса установлены соответствующие технологические показатели.

4. Взаимосвязь с международными, региональными документами

ИТС НДТ 50 разработан с учетом опыта Европейского союза в части определения НДТ и установления показателей технологического нормирования для газоперерабатывающей отрасли, который изложен в справочнике по НДТ "Наилучшие доступные технологии (НДТ). Справочный документ для переработки нефти и газа" (Best Available Techniques (BAT) Reference Document For The Refining Of Mineral Oil And Gas), информационно-технических справочников Российской Федерации [8 - 24], а также технологических, экологических и экономических особенностей переработки углеводородного сырья в российских нефтегазовых компаниях.

5. Сбор данных

Информация о технологических процессах, оборудовании, технических способах, методах, применяемых при переработке природного и попутного нефтяного газа в Российской Федерации, была собрана в процессе разработки ИТС НДТ 50 в соответствии с Порядком сбора данных, необходимых для разработки и актуализации информационно-технических справочников по наилучшим доступным технологиям, утвержденным приказом Минпромторга России от 18 декабря 2019 года N 4841 [25].

6. Взаимосвязь с другими справочниками НДТ

Взаимосвязь ИТС НДТ 50 с другими справочниками, разрабатываемыми в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 10 июня 2022 года N 1537-р [26], приведена в разделе "Область применения".

7. Информация об утверждении, опубликовании и введении в действие

ИТС НДТ 50 утвержден приказом Росстандарта от 24 декабря 2025 г. N 2838.

ИТС НДТ 50 введен в действие с 1 сентября 2026 г., официально опубликован в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru).

8. Взамен ИТС 50-2017

Область применения

Настоящий информационно-технический справочник распространяется на следующие объекты стандартизации в соответствии с кодами ОКС [27]:

• 75.020 Добыча и переработка нефти и природного газа;
• 75.200 Оборудование для переработки нефти, нефтяных продуктов и природного газа;
• 13.020 Охрана окружающей среды.

Настоящий информационно-технический справочник распространяется на следующие основные виды деятельности:

• производство СУГ, ШФЛУ, сухого отбензиненного газа, этановой фракции, индивидуальных углеводородов (пропана, бутанов, пентанов), конденсата газового стабильного, бензина газового стабильного и других углеводородов, производимых из природного или попутного нефтяного газа;
• производство сжиженного природного газа с объемом производства более 2 млн т год;
• производство гелия;
• производство углерода технического;
• производство серы газовой технической.

Сфера распространения справочника в соответствии с основными видами экономической деятельности (ОКВЭД 2) [28], а также производимая продукция, наименование которой дано в соответствии с ОК 034-2014 (ОКПД) [29], представлены в таблице 1.

Таблица 1

Сфера распространения ИТС НДТ 50-2025 "Переработка природного и попутного нефтяного газа"

Справочник НДТ распространяется на процессы, связанные с основными видами деятельности, которые могут оказать влияние на ресурсоэффективность, характер и масштаб воздействия на окружающую среду:

• подготовку сырья;
• производственные процессы;
• процессы предотвращения и сокращения воздействия на окружающую среду (эмиссий загрязняющих веществ и образования отходов).

Дополнительные виды деятельности и соответствующие им ИТС НДТ приведены в таблице 2.

Таблица 2

Дополнительные виды деятельности при переработке природного и попутного нефтяного газа и соответствующие им ИТС НДТ

ИТС НДТ 50 "Переработка природного и попутного нефтяного газа" не распространяется на следующие виды деятельности:

• процессы вспомогательного производства, такие, как работа ремонтных мастерских, объекты охраны/сигнализации, пожарные депо, автотранспортное хозяйство и др.;
• вопросы, касающиеся исключительно обеспечения промышленной безопасности или охраны труда.

Термины и определения

Газовый бензин - жидкая углеводородная смесь, получаемая путем переработки природного газа и газового конденсата, состоящая из предельных углеводородов C3 - C6 с примесями углеводородных и неуглеводородных компонентов [30].

Газовый конденсат - жидкая смесь, состоящая из парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов широкого фракционного состава, содержащая примеси неуглеводородных компонентов, получаемая в результате разделения газоконденсатной смеси [30].

Гелий - одноатомный инертный газ без цвета, вкуса и запаха. Гелий - второй элемент в периодической системе химических элементов Д.И. Менделеева с атомным номером 2 и обозначением He. Гелий нетоксичен, негорюч, легок (плотность при нормальных условиях составляет 0,1786 кг/м3), обладает самой низкой температурой кипения при атмосферном давлении (-268,9 °C), очень высокой теплопроводностью. Изотоп гелия-4 - гелий II - обладает сверхтекучестью [31].

Гелиевый концентрат - газовая смесь, содержащая не менее 80% об. гелия и не более 20% об. азота, получаемая из гелийсодержащего природного газа, представляющая собой сырье для производства сжатого газообразного гелия [30].

Газ горючий природный, подготовленный к транспортированию - газ горючий природный, прошедший технологические операции для его безопасного транспортирования по магистральным газопроводам.

Газ горючий природный промышленного и коммунально-бытового назначения - газ горючий природный, подготовленный для использования в качестве сырья и (или) топлива промышленного и коммунально-бытового назначения.

Жидкий гелий - сжиженный газ, получаемый из газообразного гелия концентрацией не менее 99,99% об [30].

Конденсат газовый нестабильный (нестабильный газовый конденсат) - газовый конденсат, содержащий в растворенном виде газообразные углеводороды, направляемый на переработку с целью очистки от примесей и выделения углеводородов C1 - C4, отвечающий требованиям соответствующего нормативного документа [30].

Конденсат газовый стабильный (стабильный газовый конденсат) - газовый конденсат, получаемый путем очистки нестабильного газового конденсата от примесей и выделения из него углеводородов C1 - C4, отвечающий требованиям соответствующего нормативного документа [30].

Нестабильный газовый бензин (газовый бензин нестабильный) - газовый бензин, давление насыщенных паров по Рейду которого выше 66,7 кПа в летний период и выше 93,3 кПа в зимний период [30].

Одорант - интенсивно пахнущее органическое химическое соединение или комбинация химических соединений, добавляемых к природному газу в малой концентрации, и способное придать специфический (обычно неприятный) предупреждающий запах так, чтобы утечку газа можно было обнаружить при концентрациях ниже его нижнего предела взрываемости [32].

Переработка природного газа [газового конденсата] - совокупность технологических процессов физического, физико-химического и химического преобразования природного газа [газового конденсата] в продукты переработки [30].

Природный газ, газ горючий природный (естественный) - газообразная смесь, состоящая из метана (который является основным компонентом природного газа) и более тяжелых углеводородов, азота, диоксида углерода, водяных паров, серосодержащих соединений, инертных газов (также обычно содержит следовые количества других компонентов) [30].

Попутный газ, попутный нефтяной газ (ПНГ) - газообразная смесь углеводородных и неуглеводородных компонентов, добываемая совместно с нефтью через нефтяные скважины и выделяющаяся из нефти в процессе ее промысловой подготовки [33].

Сжатый газообразный гелий - газ, содержащий не менее 99,99% об. гелия, получаемый при переработке гелийсодержащего природного газа, находящийся при избыточном давлении [30].

Сжиженные углеводородные газы (СУГ) - сжиженные углеводородные смеси пропана, пропилена, бутанов и бутенов с примесями углеводородных и неуглеводородных компонентов, получаемые путем переработки природного газа и ПНГ, применяемые в качестве моторного топлива, сырья для нефтехимии, для коммунально-бытового и промышленного потребления, отвечающие требованиям соответствующего нормативного документа [30].

Сжиженный природный газ (СПГ) - природный газ, переведенный после специальной подготовки в жидкое состояние с целью его транспортирования, хранения и использования. [92].

Стабильный газовый бензин (газовый бензин стабильный, бензин газовый стабильный) - газовый бензин, давление насыщенных паров по Рейду которого ниже 66,7 кПа в летний период и ниже 93,3 кПа в зимний период [30].

Сухой газ (или тощий газ) - природный горючий газ из группы углеводородных, характеризующийся резким преобладанием в его составе метана, сравнительно невысоким содержанием этана и низким - тяжелых углеводородов (например, природный газ сеноманских отложений месторождений Западной Сибири).

Сухой отбензиненный газ - товарный газ, поставляемый в магистральные газопроводы после установок подготовки и соответствующий требованиям потребителя или определенной нормативной документации, в том числе по регламентированным значениям точки росы по воде и углеводородам [33].

Сырой газ (или жирный газ) - природный горючий газ из группы углеводородных, характеризующийся повышенным (свыше 15%) содержанием тяжелых углеводородов (C3H8+). К сырым газам (или жирным газам) относятся попутные нефтяные газы нефтяных месторождений, а также газы газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений и залежей. В промысловых условиях в эту же категорию входят газы, содержащие тяжелые высокомолекулярные жидкие и твердые углеводороды высококипящих фракций и пары воды. Сырой (или жирный газ) газ подвергают осушке, отбензиниванию и очистке на установках газовых и нефтяных промыслов и на объектах переработки природного и попутного нефтяного газа.

Сырьевой газ - природный газ или смесь газов, поступающих на переработку в качестве сырья.

Техническая газовая сера - сера, получаемая из кислого газа [30].

Технический углерод - дисперсный материал, получаемый при неполном сгорании или термическом разложении углеводородов [30].

Широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) - углеводородная смесь, состоящая из пропана, бутанов и пентанов с примесями метана, этана, гексана и более тяжелых компонентов, получаемая в процессе переработки ПНГ, природного газа, нестабильного газового конденсата и стабилизации нефти [30].

Этановая фракция (природного газа) - газообразная углеводородная смесь, содержащая не менее 60% масс. этана, получаемая на установках низкотемпературной конденсации и ректификации [30].

Обозначения и сокращения

Раздел 1 Общая информация о состоянии и развитии переработки природного и попутного нефтяного газа в Российской Федерации

1.1 Общая информация о текущем состоянии отрасли

Общеотраслевые тенденции переработки газа

Одним из ключевых направлений повышения эффективности развития газового комплекса России является развитие газоперерабатывающей промышленности. Быстрый рост добычи жирного газа на севере Западной Сибири, а в перспективе и в восточных регионах России, требует развития мощностей по эффективному извлечению и глубокой переработке всех компонентов, содержащихся в таких газах.

Под переработкой природного и попутного нефтяного газа в данном справочнике понимается совокупность технологических процессов физического и физико-химического выделения компонентов из природного и попутного нефтяного газа, а также производство СПГ, технического углерода и химическая переработка соединений серы, содержащихся в кислых газах, СУГ и других жидких углеводородах.

Основными видами продукции на объектах переработки природного и попутного нефтяного газа в Российской Федерации являются СОГ, подаваемый в газотранспортную систему, СУГ, ШФЛУ, этановая фракция, сера, стабильный газовый конденсат, продукты его переработки и др.

Подготовка или переработка сухого газа перед подачей в магистральные газопроводы сводится к его очистке и осушке. Извлечение неуглеводородных компонентов (например, гелия) производится при их достаточном количестве.

ПНГ состоит из метана и его гомологов, однако содержание метана в нем меньше, а этана, пропана, бутанов, пентанов и других тяжелых углеводородов - больше, чем в сухом газе. ПНГ также содержит неуглеводородные компоненты, причем содержание этих компонентов колеблется в широких пределах. Наличие в ПНГ значительных количеств углеводородов C2+ позволяет извлекать из него ШФЛУ или индивидуальные компоненты, которые являются сырьем для нефтехимической промышленности.

Эффективную монетизацию обеспечивает полноценная переработка попутного нефтяного газа. В зависимости от горно-геологических условий, количество растворенного газа, извлекаемого при добыче 1 тонны нефти (газовый фактор), может колебаться от 50 - 65 до 300 - 900 м3/т и выше. Сложностью переработки ПНГ является его нестабильный состав, в нем много неуглеродных примесей и влаги, его состав меняется в процессе разработки месторождения, что требует строительства сложной и дорогостоящей инфраструктуры по его сбору, транспортировке и переработке. В связи с этим изначально объекты переработки природного и попутного нефтяного газа строились возле крупных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений, позже для малых месторождений были предложены компактные блочные решения для переработки сырья. На выходе получают метан-этановую фракцию, по своим свойствам близкую к сухому газу, а также ШФЛУ и СУГ.

В настоящее время в большинстве случаев, добываемые из газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений газы подготавливают к транспорту на установках комплексной подготовки газа (УКПГ). Добытый из скважины флюид разделяется на сухой отбензиненный газ (метан, этан) и смесь более тяжелых фракций углеводородов (пропан, бутаны, пентаны и др.) - нестабильный газовый конденсат. Нестабильный газовый конденсат подвергают частичной или полной стабилизации, в результате которой получают газовый конденсат, соответствующий требованиям к транспортировке и ШФЛУ (или индивидуальные углеводороды).

Газовый конденсат (ГК) состоит из бензиновых, керосиновых и в меньшей степени более высококипящих фракций. Для большинства газовых конденсатов выход бензиновых фракций превышает 50% (чаще 70 - 85%). Плотность конденсатов - 660 - 840 кг/м3.

Для стабилизации газового конденсата используются 3 метода:

• ступенчатое выветривание (сепарация, дегазация);
• ректификация в стабилизационных колоннах;
• комбинирование сепарации и ректификации.

На современных установках применяют комбинирование процессов сепарации и ректификации, что позволяет повысить технологическую гибкость процесса и уменьшить энергозатраты.

Эти стадии являются этапами подготовки газового конденсата к транспорту, так как нестабильный газовый конденсат не транспортируют по трубопроводам и не перевозят в цистернах.

Таким образом, к процессам газопереработки относят стадии очистки от механических примесей, очистки от кислых компонентов, осушки, сепарации, отбензинивания, деэтанизации, стабилизации и извлечения неуглеводородных компонентов.

Такая подготовка может происходить на промыслах или на газоперерабатывающих заводах, причем последние могут размещаться на значительном удалении от промыслов. Компоновка процессов определяется исключительно технико-экономическими соображениями, включая затраты на транспортировку продуктов.

Первые заводы по переработке нефтяных газов в России были созданы в 1920-х гг., и их основной целью было отбензинивание газа. В 1930-х гг. в СССР построены газоперерабатывающие заводы для переработки природных и попутных нефтяных газов в Башкирии, Татарстане и Куйбышевской области, на Северном Кавказе и других регионах. Газопереработка как самостоятельная подотрасль возникла в конце 1960-х и начале 1970-х гг.

В состав современных объектов переработки природного и попутного нефтяного газа входят: пункты приема и подготовки газа и конденсата, компрессорные станции, технологические установки (очистки газов от кислых компонентов, отбензинивания и осушки газа, выделения этана, пропана, бутанов и пентанов, производства серы, стабилизации и переработки газового конденсата), а также вспомогательные объекты, товарные парки и службы водо-, паро- и электроснабжения.

На объектах переработки природного и попутного нефтяного газа осуществляется переработка природного и попутного нефтяного газа, газового конденсата (в том числе и в смеси с нефтью), различных технологических углеводородных смесей (ТУС, СЛУ и др.) с получением индивидуальных углеводородов и их смесей, а также сопутствующих продуктов (серы, гелия и др.) и газомоторных топлив.

На объектах переработки природного и попутного нефтяного газа осуществляются следующие основные технологические операции: сепарация (идентична сепарации газа на промысле), глубокая осушка, абсорбционная очистка газа от кислых компонентов растворами аминов, адсорбционная очистка газа от меркаптанов цеолитами, низкотемпературной масляной абсорбцией и низкотемпературной конденсацией, извлечение легких углеводородов (метана, этана, пропана и бутанов) и гелия фракционной конденсацией и ректификацией очищенного и осушенного газа при его глубоком охлаждении.

Технологии и комплектация установок на объектах переработки природного и попутного нефтяного газа определяются составом перерабатываемого сырья.

Большая часть ежегодно добываемого газа в нашей стране используется в энергетических целях и поставляется на экспорт.

Данные по переработке газа на объектах переработки природного и попутного нефтяного газа в РФ приведены в таблице 3 [34].

Таблица 3

Переработка газа на объектах переработки природного и попутного нефтяного газа в РФ в 2018 - 2022 гг., млрд м3

Переработка газа в РФ в 2022 г. по отношению к прошлому году снизилась на 0,4 млрд м3 (-0,57%) в основном за счет снижения переработки ПНГ (-5,53%), а объем переработки природного газа вырос на 1,6 млрд м3 (+4,92%). Доля поставляемого на переработку газа в РФ в 2022 г. выросла на 1,1 процентный пункт.

В России действует 35 объектов переработки природного и попутного нефтяного газа, которые входят в состав нефтяных и газовых компаний, таких как Газпром, СИБУР, Лукойл, Роснефть, Татнефть, Новатэк и др. В стадии эксплуатации и строительства находится крупнейший Амурский ГПЗ.

В таблице 4 приведены данные по переработке природного и нефтяного газа компаниями РФ [34].

Таблица 4

Переработка природного и попутного нефтяного газа по компаниям в 2022 г., млн м3

Крупнейшим переработчиком природного газа в РФ является ПАО "Газпром" - объем переработки природного и попутного нефтяного газа по данным годового отчета компании за 2022 г. составил 34415,8 млн м3 и 3924,0 млн м3 нефти и газового конденсата. Доля компании в суммарной переработке газа в РФ в 2022 г. составила 49,3%.

ООО "Газпром переработка" - 100% дочернее общество ПАО "Газпром", основные виды деятельности которого подготовка и переработка газа, газового конденсата и нефти, а также магистральный транспорт углеводородов. Суммарная годовая проектная мощность активов компании по переработке сырьевого газа составляет 110 млрд м3, жидкого углеводородного сырья - 52 млн тонн.

В 2022 г. компания обеспечила 92,6% переработки газа ПАО "Газпром" и 45,6% от общероссийской переработки газа. В объеме переработки преобладает природный газ - 92,8%, на ПНГ приходится 7,2%.

В состав ООО "Газпром переработка" входят 6 перерабатывающих заводов, гелиевый завод и Управление по транспортировке жидких углеводородов, расположенные в пяти субъектах РФ: Ханты-Мансийском, Ямало-Ненецком автономных округах, Республике Коми, Амурской, Астраханской и Оренбургской областях.

Перерабатывающий сегмент составляют заводы по переработке газа и газового конденсата:

• Сосногорский газоперерабатывающий завод (Сосногорский ГПЗ, г. Сосногорск, Республика Коми);
• Завод по подготовке конденсата к транспорту (ЗПКТ, г. Новый Уренгой);
• Завод по стабилизации конденсата им. В.С. Черномырдина (Сургутский ЗСК, Сургутский район);
• Астраханский газоперерабатывающий завод (Астраханский ГПЗ, Астраханская область);
• Оренбургский газоперерабатывающий завод (Оренбургский ГПЗ, Оренбургская область);
• Оренбургский гелиевый завод (Оренбургская область);
• Амурский газоперерабатывающий завод (Амурская область).

Ассортимент выпускаемой продукции представлен широкой линейкой сжиженных углеводородных газов, серой различных марок, жидким и газообразным гелием, одорантом природным, этановой фракцией, мазутом, углеродом техническим различных марок.

В 2024 г. на перерабатывающих мощностях Группы Газпром без учета давальческого сырья подготовлено и переработано 56,02 млрд м3 природного и попутного газа, обеспечена первичная переработка нефти и стабильного газового конденсата в объеме 58,26 млн т (рисунок 1) [114].

Рисунок 1 - Подготовка и переработка природного и попутного газа, млрд м3

Увеличение объемов подготовки и переработки газа Группой Газпром в основном связано с пуском в работу новых мощностей на Амурском ГПЗ.

Увеличение выпуска сжиженных углеводородных газов Группой Газпром в основном связано с ростом объемов добычи и переработки жидких углеводородов после ввода в эксплуатацию установки деэтанизации конденсата на Уренгойском ЗПКТ, а также в связи с поставкой широкой фракции легких углеводородов на Сургутский завод по стабилизации конденсата с установки стабилизации конденсата участка 3А ачимовских залежей Уренгойского НГКМ.

Компания производит все виды моторных топлив, стабильный газовый конденсат, ШФЛУ, газ природный горючий и гелий.

Увеличение объемов переработки нестабильного газового конденсата и нефти на перерабатывающих объектах Группы Газпром связано с увеличением добычи и переработки нестабильного газового конденсата, в том числе за счет ввода в эксплуатацию установки деэтанизации конденсата на Уренгойском ЗПКТ (рисунок 2).

Рисунок 2 - Переработка (очистка и стабилизация) нестабильного газового конденсата и нефти на мощностях ООО "Газпром переработка" и газодобывающих дочерних обществ, млн т

На Заводе по подготовке конденсата к транспорту (ЗПКТ) завершено строительство установки деэтанизации конденсата (УДК), которая включает в себя азотную станцию, объединенную операторную и факельные сепараторы. Производственная мощность новой установки составляет 8,0 - 10,01 млн тонн в год сырья.

Востокгазпром - дочернее предприятие Газпрома. Нефтегазодобывающий актив компании - ООО "Газпром добыча Томск" - обладает лицензиями на право пользования недрами на территории Томской области и разрабатывает 9 месторождений. Газ, добываемый на месторождениях компании, направляется потребителям в регионы Сибири, а также на переработку в ООО "Газпром метанол", входящее в Востокгазпром. Компания обеспечивает 7,4% переработки газа Газпрома и 3,7% от общероссийской. В объеме переработки преобладает ПНГ - 64,0%, на природный газ приходится 36,0%.

В 2022 г. были введены в промышленную эксплуатацию терминал по хранению и отгрузке пропан-бутана технического (ПБТ) в селе Нагорное Новосибирской области, а также продуктопровод Мыльджинское НГКМ - Казанское НГКМ - г. Куйбышев протяженностью 469 км.

Реализован масштабный проект по модернизации системы управления технологическим процессом подготовки газа и конденсата на УКПГиК Мыльджинского месторождения с применением отечественного программного обеспечения из единого реестра российских программ для электронных вычислительных машин и баз данных - APDAR и Astra Linux.

СИБУР Холдинг является второй по объемам переработки природного и попутного нефтяного газа компанией в России. Объем переработки за 2022 г. составил 20,77 млрд м3 природного и попутного нефтяного газа. Доля Холдинга в суммарной переработке газа в РФ в 2022 г. составила 29,7%. В объеме переработки преобладает ПНГ - 99,0%, на природный газ приходится 1,0%. Производственные площадки находятся более чем в 20-и регионах России, численность сотрудников группы составляет более 22 тыс. человек.

В состав предприятия входят 8 газоперерабатывающих заводов, их доля в объеме переработки Холдинга в 2022 г. составляет:

• Нижневартовский ГПЗ (23,7%);
• Белозерный ГПЗ (21,3%);
• Вынгапуровский ГПЗ (16,2%);
• Южно-Балыкский ГПЗ (15,6%);
• Няганьгазпереработка (9,7%);
• Губкинский ГПЗ (7,8%);
• Южно-Приобский ГПЗ (3,85% совместно с Газпром 50/50);
• Муравленковский ГПЗ (2,0%).

Вышеперечисленные крупнейшие компании обеспечили в 2022 г. 79% от суммарного по РФ объема переработки природного и попутного нефтяного газа.

Стабильный газовый конденсат, являющийся одним из продуктов отечественных объектов переработки природного и попутного нефтяного газа, а также газовый конденсат, подготовленный к транспортировке на УКПГ ряда месторождений, перерабатывается на других предприятиях России. Данные по переработке газового конденсата в РФ приведены в таблице 5 [34].

Таблица 5

Переработка газового конденсата в РФ в 2018 - 2022 гг., тыс. тонн

В 2022 г. переработка газового конденсата выросла на 901,2 тыс. т (+4,8%) по сравнению с 2021 г. Значительно нарастили переработку газового конденсата предприятия Газпром Переработки (Астраханский ГПЗ, Сургутский ЗСК, Уренгойский ЗПКТ), Омский НПЗ, мини-НПЗ и Нижегороднефтеоргсинтез.

Рост объемов первичной переработки нефти и стабильного газового конденсата в основном обусловлен полным годом работы нового комплекса первичной переработки нефти на Омском НПЗ, введенного в эксплуатацию в 2023 г., а также сокращением сроков проведения ремонтных работ на производствах по переработке стабильного газового конденсата Астраханского ГПЗ и Сургутского завода по стабилизации конденсата [114].

Для снижения зависимости российской экономики от экспорта углеводородного сырья, устойчивого развития высокотехнологичных отраслей промышленности и проведения эффективной политики импортозамещения необходима ускоренная реализация новых проектов по производству газохимической продукции, имеющей устойчивый спрос на внутреннем и мировом рынках.

Необходимость развития отечественной газохимии имеет важное значение для укрепления российской экономики. Природный газ, используемый в энергетических целях, а также направляемый на экспорт, представляет собой ценное сырье, переработкой которого можно получить широкий ассортимент продуктов с высокой добавленной стоимостью. В настоящий момент на переработку направляется в среднем 10% добываемого газа, а в качестве сырья для газохимии используется около 5 - 6%. Это довольно низкие показатели для страны, обладающей такими колоссальными ресурсами.

Несмотря на имеющиеся проблемы, газоперерабатывающая промышленность России сегодня сделала значительный шаг вперед: в последние годы практически все компании, имеющие газоперерабатывающие предприятия, проводят техническое перевооружение, реконструкцию и модернизацию производств. Вступили в строй или находятся в высокой степени готовности крупнейшие газоперерабатывающие объекты: комплекс по транспортировке и переработке жидких углеводородов в Надым-Пур-Тазовском регионе, Амурский ГПЗ и газоперерабатывающий комплекс в Усть-Луге.

Сегодня главные риски для новых проектов российских компаний в газопереработке лежат в сфере геополитики и возможного ухудшения экономической ситуации в стране. Кроме того, новые проекты достаточно уязвимы перед торгово-логистическими и экспортными ограничениями.

При этом и эксперты, и представители бизнеса говорят, что фактор недоступности западного оборудования способен затянуть сроки запуска новых объектов, но не является фатальной проблемой. В случае финансовых затруднений компании-инвесторы крупных проектов могут рассчитывать на государственную поддержку.

По состоянию на конец 2022 г. вероятность завершения новых ключевых инвестиционных проектов России в газоперерабатывающей и газохимической отраслях (даже с учетом сдвига по срокам и вероятной корректировкой производственных параметров) весьма велика.

Вопреки всем прогнозам, перспективы развития нефтегазового сектора в России в 2023 - 2024 гг. можно считать положительными, несмотря на снижение показателей добычи нефти и газа в начале 2023 г.

Газовые компании готовы и дальше вкладывать средства в новые проекты и действующие месторождения. Так, инвестиционная программа Газпрома на 2023 г. составляла рекордные 2,3 трлн руб. (2022 г. - 1,98 трлн руб.) и включала инвестиции в освоение новых месторождений газа на Ямале и в Восточной Сибири (Иркутская область и Республика Саха), в строительство газоперерабатывающего комплекса на Ямале и газопровода Сила Сибири-2, а также в дальнейшее развитие газификации в российских регионах.

В последнее десятилетие Россия значительно увеличила мощности перевода природного газа в сжиженное состояние, что позволило ей по итогам 2022 г. занять четвертое место в мире по экспортным поставкам с объемом 40,2 млрд м3 (+1,6% относительно 2021 г.). Ее доля в мировом экспорте в 2022 г. составляла 7,4%. В 2022 г. объем газа, направленного на сжижение, составил 46,4 млрд м3 (6,8% российской газодобычи), объем СПГ составил 33,2 млн т. Объемы СПГ в России выросли за счет запуска КСПГ "Портовая", сохранения работоспособности проекта Сахалин-2, Ямал СПГ, в т.ч. благодаря стабильной работе четвертой линии, построенной по технологии Арктический каскад на российском оборудовании. Ведется работа по созданию отечественных средне- и крупнотоннажных комплексов сжижения газа. Всего в России планируется реализовать 18 таких проектов.

Российская Федерация входит в число мировых лидеров по запасам гелия. Его масштабное производство в стране в основном обеспечивают два предприятия Группы Газпром - Оренбургский гелиевый завод и Амурский ГПЗ (рисунок 3) [114].

Рисунок 3 - Производство гелия, млн м3

Рост объемов производства товарного гелия Группой Газпром связан с работой двух установок производства гелия на Амурском ГПЗ и увеличением объемов реализации товарного гелия.

1.2 Приоритетные направления развития газопереработки в Российской Федерации

Перспективы развития переработки природного и попутного нефтяного газа базируются на повышении степени извлечения содержащихся в них ценных компонентов.

Приоритетными направлениями развития газопереработки на среднесрочную перспективу в РФ являются:

• ускорение разработки и внедрения собственных технологий и оборудования;
• транспортировка и переработка перспективных объемов жидкого углеводородного сырья месторождений Западной Сибири, полуострова Ямал и прилегающего континентального шельфа Карского моря;
• переработка газа месторождений Западной Сибири;
• реализация проектов создания новых газоперерабатывающих мощностей для освоения ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока;
• модернизация и реконструкция действующих мощностей;
• реализация проектов производства СПГ на территории России;
• ускоренная реализация новых проектов по производству газохимической продукции, имеющей устойчивый спрос на внутреннем и мировом рынках.

Развитие переработки связано с модернизацией действующих мощностей с целью повышения качества и ассортимента выпускаемой продукции, что, в свою очередь, будет способствовать развитию действующих и созданию новых газохимических производств. В результате будет организован выпуск продукции высоких переделов, востребованной как внутренним, так и внешним рынками, что снизит зависимость России от зарубежных поставок нефтехимической продукции.

Перспективы развития газоперерабатывающих производств связаны:

1. с увеличением доли добычи этансодержащего газа и жидких углеводородов в традиционных регионах газодобычи;

2. с разработкой и внедрением эффективных технологий производства высоколиквидной продукции, востребованной как на внутреннем, так и внешних рынках, и связанной с этой необходимостью повышения эффективности извлечения из природного и попутного нефтяного газов этана и других легких углеводородных фракций (C3 - C4);

3. с развитием новых центров газопереработки и газохимии, в том числе на базе месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока;

4. с планами развития действующих и созданием новых газохимических производств;

5. с повышением эффективности переработки серосодержащих газов.

Развитие новых центров газопереработки и газохимии, в том числе на базе месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, требует:

• создания новых технологий переработки природного газа с высоким содержанием гелия и азота, а также систем очистки и сжижения гелия;
• создания новых конкурентоспособных газохимических производств высокой единичной мощности;
• создания систем транспортировки и хранения гелия, продукции газопереработки и газохимии;
• расширения существующих систем сбыта готовой продукции, в том числе экспорта в страны АТР.

Повышению эффективности переработки серосодержащих газов будут способствовать:

• разработка, освоение и внедрение технологий добычи и переработки сероводородсодержащих газов с производством широкого спектра продукции (водорода, серной кислоты, удобрений, кормовых белков и т.д.);
• освоение и внедрение технологий по использованию серы в производстве дорожно-строительных материалов;
• освоение альтернативных направлений использования серы.

Экономические показатели российских СПГ-проектов являются одними из наиболее конкурентоспособных в мире благодаря низкой стоимости добычи, низким затратам на выполнение логистических операций в АТР. Поэтому, несмотря на внешние ограничения, реализация намеченных проектов в сфере СПГ остается приоритетной задачей. При этом, чтобы сохранить лидерство на мировых рынках и обеспечить энергетическую безопасность страны, необходимо активно работать над улучшением собственной технологической базы и инвестиционного климата.

Прогнозируемый рост объемов добычи и переработки углеводородов связан с освоением шельфовых месторождений арктических морей, месторождений полуострова Ямал, месторождений Надым-Пур-Тазовского региона, Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Ожидаемый ввод мощностей к 2035 г. по переработке газа составит 86,5 млрд м3, по переработке жидких углеводородов - 12 млн т.

1.3 Основные виды продукции

В настоящее время основными видами продукции, выпускаемой на объектах переработки природного и попутного нефтяного газа в Российской Федерации, являются: сухой отбензиненный газ, предназначенный для поставки в газотранспортную систему; сжиженные углеводородные газы (СУГ); бензин газовый стабильный; широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ); этановая фракция; компримированный газ (КГС), продукты его переработки и др. [35].

В 2022 г. на объектах переработки природного и попутного нефтяного газа Российской Федерации было произведено 52282,2 млн м3 сухого отбензиненного газа; 652,6 тыс. т этана, 5881,3 тыс. т СУГ, 12885,1 тыс. т ШФЛУ, 4903,7 тыс. т КГС, 4869,6 тыс. т серы [36].

1.3.1 Газ горючий природный (сухой отбензиненный газ)

Газ горючий природный, (ОКПД 2 19.20.32.119) должен соответствовать определенным физико-химическим показателям в зависимости от назначения. Так подготовленный к транспортированию по магистральным газопроводам газ горючий природный (сухой отбензиненный газ), по физико-химическим показателям должен соответствовать СТО Газпром 089-2010 [37] и ГОСТ 34867-2022 [113] (таблица 6).

Производство газа горючего природного (сухой отбензиненный газ) в РФ приведено на рисунке 4.

Рисунок 4 - Производство газа горючего природного (сухой отбензиненный газ) в РФ в 2018 - 2022 гг., млрд м3

Таблица 6

Физико-химические показатели газа горючего природного, поставляемого и транспортируемого по магистральным газопроводам по СТО Газпром 089-2010

Природные горючие газы для промышленного и коммунально-бытового назначения должны соответствовать по физико-химическим показателям требованиям ГОСТ 5542-2022 [38] (таблица 7).

Таблица 7

Физико-химические показатели газа горючего природного промышленного и коммунально-бытового назначения по ГОСТ 5542-2022

1.3.2 Этан (этановая фракция)

Этановая фракция представляет собой ценное сырье для нефтехимии. Используется для производства этилена, из которого, в свою очередь, получают этиловый спирт, глицерин, этиленгликоль, дихлорэтан, хлористый этил, этиленбензол, полиэтилен и т.д. При дальнейшей переработке перечисленных веществ получают лаки, растворители, красители, моющие вещества и другую химическую продукцию высокой степени передела.

Производство этановой фракции в РФ приведены на рисунке 5.

Рисунок 5 - Производство этановой фракции в РФ в 2018 - 2022 гг., тыс. т

По физико-химическим показателям этановая фракция должна соответствовать требованиям ТУ 0272-022-00151638-99 [51], приведенным в таблице 8.

Таблица 8

Физико-химические показатели этановой фракции в соответствии с ТУ 0272-022-00151638-99 [51]

1.3.3 Сжиженные углеводородные газы

СУГ используют:

• для коммунально-бытового и производственного потребления в качестве топлива, в том числе в качестве альтернативного источника газоснабжения и газификации удаленных от магистральных газопроводов населенных пунктов и промышленных объектов, а также регионов с ограниченными или слишком дорогими местными энергоресурсами (доставляются железнодорожным, автомобильным, речным или морским транспортом), а также потребления в жилищно-коммунальном хозяйстве;
• для промышленного использования в качестве сырья и др.;
• в качестве моторного топлива для автомобильного транспорта.

Производство СУГ в РФ приведено на рисунке 6.

Рисунок 6 - Производство СУГ в РФ в 2018 - 2022 гг., млн т

Марки сжиженных газов по ГОСТ 34858-2022 [52] приведены в таблице 9.

Таблица 9

Марки топливных СУГ

По физико-химическим показателям СУГ должны соответствовать требованиям, указанным в таблице 10.

Таблица 10

Физико-химические и эксплуатационные показатели топливных СУГ по ГОСТ 34858-2022

1.3.4 Широкая фракция легких углеводородов

ШФЛУ (ОКПД 2 19.20.32) применяется в качестве сырья газофракционирующих установок с целью получения индивидуальных углеводородов, сырья для процессов пиролиза нефтехимических производств органического синтеза.

На рисунке 7 показан объем производства ШФЛУ в РФ.

Рисунок 7 - Производство ШФЛУ в РФ в 2018 - 2022 гг., млн т

Показатели качества ШФЛУ приведены в таблице 11 в соответствии с ТУ 38.101524-2015 [63] (также могут быть использованы ТУ 0272-084-00151638-2011 [64] ТУ 19.20.31-001-30501308-2019 [115] и др.).

1.3.5 Конденсат газовый стабильный

Стабильный газовый конденсат (ОКПД 19.20.32.115) используется для переработки в нефтепродукты: бензин, лигроин, керосин, масло, и для получения ароматических углеводородов: бензола, толуола, ксилола.

Производство конденсата газового стабильного в РФ представлено на рисунке 8.

Рисунок 8 - Производство конденсата газового стабильного в РФ в 2018 - 2022 гг., млн т

По содержанию хлористых солей, сернистых соединений КГС подразделяют на группы (таблица 12). В условном обозначении КГС указывают его группу в зависимости от значений концентрации хлористых солей, массовой доли сероводорода и метил- и этилмеркаптанов.

Таблица 12

1.3.6 Бензин газовый стабильный

Бензин газовый стабильный (ОКПД 2 19.20.23.122) применяется в качестве сырья в нефтехимии, на заводах органического синтеза, а также для компаундирования автомобильного бензина (получения бензина с заданными свойствами путем его смешивания с другими бензинами).

Производство бензина газового стабильного в РФ представлено на рисунке 9.

Рисунок 9 - Производство бензина газового стабильного в РФ в 2018 - 2022 гг., млн т

Требования к бензину газовому стабильному представлены в таблице 13.

Таблица 13

Физико-химические характеристики бензина газового стабильного по ТУ-0272-020-00148300-06 [80]

1.3.7 Газовая сера

Газовую серу выпускают в нескольких видах: жидком, комовом, формованном (чешуированная, гранулированная, молотая сера).

Техническая сера используется для производства серной кислоты, сероуглерода, красителей, в целлюлозно-бумажной, текстильной и других отраслях промышленности.

По физико-химическим показателям техническая сера в зависимости от вида и назначения должна соответствовать нормам и требованиям ГОСТ 127.1-93 [86], СТО Газпром 040-2008 [87], ГОСТ Р 56249-2014 [88].

Производство газовой серы в РФ представлено на рисунке 10.

Рисунок 10 - Производство газовой серы в РФ в 2018 - 2022 гг., млн т

1.3.8 Гелий

Практически весь потребляемый в мире гелий добывают из природного газа. Мировые запасы гелия оцениваются сейчас в 56 - 60 млрд м3. Объемное содержание гелия не превышает 3,0%.

Гелийсодержащим природным газом считают природный газ, концентрация гелия в котором превышает 0,05% об.

Гелий используют для создания защитной атмосферы при плавке, резке и сварке активных металлов. Газообразный гелий используется для изготовления дыхательных смесей (при глубоководном погружении водолазов), как инертная среда для технологических процессов, в течеискателях, в наружной неоновой рекламе, для заполнения шаров и дирижаблей и т.д.

Производство Гелия в РФ приведено на рисунке 11.

Рисунок 11 - Производство гелия в РФ в 2018 - 2022 гг., млн м3

Характеристики гелия газообразного (сжатого) приведены в таблице 14.

Таблица 14

Физико-химические показатели гелия газообразного (сжатого) (по ТУ 0271-135-31323949-2005 [92])

Характеристики гелия газообразного высокой чистоты представлены в таблице 15.

Таблица 15

Характеристика гелия газообразного высокой чистоты в соответствии с ТУ 0271-001-45905715 [89]

1.3.9 Технический углерод

Технический углерод (старое название - сажа) состоит в основном из углерода (90 - 99%), водорода (0,3 - 0,5%) и кислорода (0,1 - 7,0%). При этом водород и кислород содержатся в техническом углероде не в свободном, а в связанном виде в составе молекул. В состав технического углерода могут также входить сера (до 1,5%) и зола (до 0,5%). По структуре технический углерод состоит из частиц размером от 9 до 300 нм и более, образующих разветвленные цепочки, форма каждой из которых близка к сферической. Удельная поверхность характеризует степень дисперсности: чем меньше размер частицы, тем больше ее удельная поверхность. Высокодисперсный технический углерод имеет более черный цвет и обладает большей красящей способностью.

По основным способам производства различают технический углерод - печной, канальный и термический; по применяемому сырью - газовый, из жидких углеводородов либо смешанного сырья (газ с добавкой жидких продуктов или пары жидкости с газами) [90].

Технический углерод используется в резинотехнической и шинной промышленности (80% от общего объема его производства), в электротехнической, лакокрасочной, полиграфической и других отраслях промышленности.

Производство технического углерода в РФ, в качестве сырья для производства которого используется газ горючий природный, представлено на рисунке 12.

Рисунок 12 - Производство технического углерода из природного газа в РФ в 2018 - 2022 гг., тыс. т

По физико-химическим показателям технический углерод должен соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице 16 [91].

Таблица 16

Физико-химические показатели технического углерода (по ГОСТ 7885-86)

1.3.10 Сжиженный природный газ

Сжиженный природный газ (СПГ) - природный газ, переведенный после специальной подготовки в жидкое состояние с целью его транспортирования, хранения и использования.

СПГ является смесью углеводородов, состоящей преимущественно из метана, которая также содержит этан, пропан, азот и другие компоненты, обычно присутствующие в природном газе.

Процесс сжижения природного газа включает в себя его охлаждение до температуры конденсации (-161,5 °C). Температура кристаллизации - 182,5 °C, плотность СПГ зависит от компонентного состава и может находиться в диапазоне от 0,39 до 0,48 кг/л.

Главное преимущество СПГ - при сжижении объем газа уменьшается примерно в 600 раз.

ГОСТ 34894-2022 [92] устанавливает требования к физико-химическим показателям СПГ следующих марок:

• марка А - СПГ, используемый в качестве топлива для авиационных газотурбинных двигателей, характеризующийся высокой чистотой и постоянной теплотой сгорания;
• марка Б - СПГ, используемый в качестве топлива для двигателей внутреннего сгорания, в том числе для производства компримированного природного газа, применяемого в качестве топлива для двигателей внутреннего сгорания;
• марка В - СПГ, используемый в качестве топлива для энергетических установок и, после регазификации, для промышленного и коммунально-бытового назначения.

Физико-химические показатели СПГ по ГОСТ 34894-2022 [92] приведены в таблице 17.

Таблица 17

Физико-химические показатели СПГ (по ГОСТ 34894-2022)

СПГ производится на ожижительных установках в холодильных и криогенных циклах, в том числе с использованием энергии перепада давлений газа на газораспределительных станциях (ГРС) и автомобильных газонаполнительных компрессорных станциях (АГНКС). Классификация проектов СПГ, по данным национальной Ассоциации сжиженного природного газа [93] представлена в таблице 18.

Таблица 18

Классификация проектов СПГ

В настоящем справочнике рассмотрены технологические процессы для крупнотоннажного производства СПГ объемом более 2 млн т.

1.3.11 Одоранты

Меркаптаны обладают сильным неприятным запахом, который ощущается уже при концентрации их в воздухе 1 10-7% масс. Это свойство широко используют в газовой технике - меркаптаны применяют в качестве одорантов. Их добавляют в природный газ для того, чтобы в случае утечки газа можно было обнаружить по запаху неисправность газовой линии. Неприятный запах меркаптанов уменьшается с повышением их молекулярной массы. Следует отметить высокую токсичность низкомолекулярных меркаптанов, которые вызывают слезоточивость, повышенную чувствительность глаз к свету, головные боли, головокружение и др. Сульфиды и дисульфиды также обладают сильным запахом, но не столь резким, как меркаптаны. Они содержатся в нефти в виде алифатических и циклических соединений.

Согласно п. 8.6.3 СТО Газпром 2-2.3-1081-2016 [94] в качестве одоранта используется смесь природных меркаптанов (далее - СПМ).

В России одорант производится на Оренбургском газоперерабатывающем заводе:

• СПМ - первичный продукт, получаемый методом щелочной экстракции стабильного газового конденсата, а также смеси стабильного конденсата с нефтью, топливных (бензиновых) фракций газового конденсата и нефти;
• СПМ-1 - вторичный продукт, получаемый в процессе осушки СПМ от растворенной воды на адсорбционных фильтрах.

1.4 Основные экологические проблемы газоперерабатывающей отрасли

Рациональное использование природных ресурсов и охрана окружающей среды от антропогенного загрязнения - наиболее важные проблемы современности, от решения которых зависит здоровье и благосостояние людей. Предприятия газопереработки оказывают заметное негативное влияние на состояние окружающей среды.

Переработка природного и попутного нефтяного газов, являясь сегментом нефтегазового комплекса, оказывает негативное воздействие на природные среды за счет выбросов ЗВ в атмосферный воздух, забора воды на хозяйственно-питьевые и производственные нужды, сброса сточных вод, образования отходов производства и потребления, шумового и иных воздействий.

Профиль производства, схема переработки природного и попутного нефтяного газа, ассортимент выпускаемой продукции, характеристики основного технологического и вспомогательного оборудования, и тип системы очистки оказывают влияние на перечень и валовый объем загрязняющих веществ. Различают организованные и неорганизованные источники выбросов загрязняющих веществ на объектах переработки природного и попутного нефтяного газа. К основным организованным источникам выбросов относятся дымовые трубы технологических печей, подогревателей (выбросы продуктов сгорания газа), факелы утилизации продувочных газов (продукты сгорания продувочных газов), вентиляционные трубы производственных помещений и т.д. Неорганизованными источниками выбросов на объектах переработки природного и попутного нефтяного газа являются: резервуары, цистерны сливно-наливных эстакад, поверхности испарения очистных сооружений, неплотности запорной арматуры и фланцевых соединений технологических установок, пропуски сальниковых устройств, предохранительных клапанов пробоотборных кранов, открытых постоянно действующих дренажей и т.д.

Основным значимым экологическим аспектом являются выбросы ЗВ в атмосферный воздух от технологических процессов основного и вспомогательного производств.

На рисунке 13 приведена динамика выброса загрязняющих веществ предприятиями ПАО "Газпром".

Рисунок 13 - Динамика выбросов загрязняющих веществ при переработке природного газа в целом по ПАО "Газпром"

Основными загрязняющими веществами являются оксиды углерода, метан, оксиды азота и серы, взвешенные вещества.

Сегмент переработки природного газа относится к наиболее водоемким производствам в газовой отрасли в целом, однако объем водоотведения в поверхностные водные объекты невелик, так как основной объем потребляемой на технологические нужды воды находится в оборотной системе и превышает объем сбрасываемой воды более чем в 30 раз.

К основным источникам образования сточных вод относятся:

• промывка технологического оборудования;
• очистка и осушка газа, регенерация теплоносителя;
• регенерация и промывка фильтров, взрыхление и отмывка катионита;
• система теплоснабжения (продувка котлов) и др.

Тенденция развития системы водопользования в переработке газа направлена на создание полностью замкнутой системы водопользования для минимизации негативного воздействия на ОС.

Перечень основных видов образующихся отходов, а также источников и процессов их образования на объектах основного назначения при переработке природного и попутного нефтяного газа, и стабилизации газового конденсата приведен в таблице 19.

Таблица 19

Основные виды отходов, образующихся на объектах основного назначения при переработке газа и стабилизации газового конденсата

Источники образования отхода Процесс образования отхода
Наименование отхода/Код по ФККО [[134]](#p112250) <1>	Класс опасности <5>	Установки аминовой сероочистки газа;	Установки промывки и компримирования газов стабилизации и выветривания конденсата;
Секции фильтрации в составе технологического оборудования Очистка секций фильтрации рабочих растворов аминов Шлам от установок аминовой сероочистки природного газа (аминовый шлам)	/3 12 760 00 00 0	II Замена фильтра по истечении срока годности в секции фильтрации рабочих растворов диэтаноламина	Уголь активированный отработанный, загрязненный опасными веществами
	/4 42 504 00 00 0 <2>	III Уголь активированный отработанный, загрязненный нефтепродуктами (содержание нефтепродуктов 15% и более)	(4 42 504 01 20 3)
		III Фильтрация технологических жидкостей и химически загрязненных вод	Фильтрующий материал отработанный
	/4 43 900 00 00 0	III Ткань фильтровальная хлопчатобумажная, загрязненная нефтепродуктами (содержание нефтепродуктов 15% и более)	(4 43 212 51 61 3)
		III Замена технологической загрузки	Цеолит отработанный, загрязненный нефтью и нефтепродуктами (содержание нефтепродуктов менее 15%)/
	(4 42 501 02 29 4)	IV Керамические изделия прочие, утратившие потребительские свойства, незагрязненные/	(4 59 110 99 51 5)
		V Установки получения серы из кислого газа по методу Клауса и установки доочистки отходящих газов по методу "Сульфрен";	Установки грануляции серы;
Склад хранения жидкой и комовой серы Замена катализаторов по истечении срока годности и/или досрочном выходе из строя Катализаторы алюмооксидные в процессе получения серы отработанные	/4 41 012 03 49 4 <3>	IV Катализатор на основе оксидов кремния и алюминия, содержащий оксид титана, отработанный	/4 41 012 12 49 4
		IV Замена фильтра	Уголь активированный отработанный, загрязненный нефтепродуктами (содержание нефтепродуктов менее 15%)
	(4 42 504 02 20 4)	IV Ремонт и зачистка оборудования	Железобетон, загрязненный серой при ремонте ямы хранения серы, серных карт, серопроводов
	(3 12 113 97 20 4)	IV Рулонные кровельные материалы, загрязненные серой при ремонте ямы хранения серы, серных карт, серопроводов	(3 12 113 98 20 4)
		IV Керамзит, загрязненный серой при ремонте ямы хранения серы, серных карт, серопроводов	(3 12 113 96 20 4)
		IV Смесь просыпей и отходов серы от зачистки оборудования при производстве серы	(3 12 113 81 49 4)
		IV
Черный металл, загрязненный элементарной серой	/4 68 100 00 00 0	IV Отходы технологического оборудования из черных металлов, загрязненного серой при производстве серы из природного сернистого газа	(3 12 113 99 20 4)
		IV Установки глубокой осушки обессеренного природного газа	Замена адсорбента по истечении срока службы и/или досрочном выходе из строя
Цеолит отработанный, загрязненный нефтью и нефтепродуктами (содержание нефтепродуктов менее 15%)	/4 42 501 02 29 4	IV Керамические изделия прочие, утратившие потребительские свойства, незагрязненные"	/4 59 110 99 51 5
		V Установки очистки и осушки воздуха и газов	Замена адсорбента по истечении срока службы и/или досрочном выходе из строя
Силикагель отработанный, загрязненный опасными веществами /4 42 503 00 00 0
IV	Силикагель отработанный при осушке воздуха и газов, не загрязненный опасными веществами	/4 42 103 01 49 5 V	Силикагель отработанный, загрязненный нефтью и нефтепродуктами (содержание нефтепродуктов менее 15%)
		(4 42 503 12 29 4) IV	Цеолит отработанный при осушке воздуха и газов, не загрязненный опасными веществами"
		/4 42 101 01 9 5 V	Установки подготовки, очистки и осушки природного газа;
		Установки стабилизации конденсата и его первичной переработки; Резервуарный парк хранения нефтепродуктов;	Продуктопроводы
Зачистка оборудования и продуктопроводов Шлам очистки емкостей и трубопроводов от нефти и нефтепродуктов /9 11 200 02 39 3 <4> III	<1> В случае если отход включен в ФККО, то указаны наименование и код отхода по ФККО, в случае если отход в ФККО не включен, то указаны наименование отхода в соответствии с СТО Газпром 12 [[95]](#p112249) и код группы отходов в ФККО, в которую отход может быть включен.	<2> В зависимости от специфики технологических процессов, используемых веществ и материалов, в рамках процедуры паспортизации данный вид отхода может быть идентифицирован как: "Уголь активированный отработанный, загрязненный нефтепродуктами (содержание нефтепродуктов менее 15%) /4 42 504 02 20 4 (IV КО)". <3> В зависимости от специфики технологических процессов, используемых веществ и материалов, в рамках процедуры паспортизации данный вид отхода может быть идентифицирован как: "Катализатор на основе оксида алюминия, содержащий алюмокобальт (никель)-молибденовую систему, отработанный /4 41 006 02 49 3 (III КО)", "Катализатор на основе оксида алюминия с содержанием железа менее 2,0% отработанный /(4 41 012 03 49 4) (IV КО)".	<4> Шламы и нефтесодержащие отходы, образующиеся в результате зачистки емкостей, продуктопроводов и технологического оборудования, могут быть подразделены на отдельные виды отходов (с целью включения в ФККО) в зависимости от источников их происхождения.
<5> Класс опасности отходов в соответствии с Федеральным законом [[96]](#p112250). Типовая схема образования основных многотоннажных видов отходов на объектах основного назначения при переработке газа и газового конденсата представлена на рисунке 14.

Рисунок 14 - Типовая схема образования основных видов отходов на объектах основного назначения при переработке газа и стабилизации газового конденсата

Для реализации перехода к малоотходному или безотходному производству при переработке природного и попутного нефтяного газа требуется проведение комплекса мероприятий, включающих совершенствование действующих технологических процессов с целью существенного сокращения производственных отходов, использования отходов в самом производстве или в других производствах, разработки и внедрения наиболее совершенных методов утилизации и обезвреживания.

Раздел 2 Описание технологических процессов, используемых при переработке природного и попутного нефтяного газа

Переработка природного и попутного нефтяного газа, реализуемая на газоперерабатывающих производствах, включает в себя комплекс процессов физической, физико-химической и химической переработки.

Физическая переработка природного и попутного нефтяного газа состоит из нескольких стадий: подготовки газов к переработке (очистка от механических примесей и осушка), разделения углеводородных газов на фракции, выделения индивидуальных углеводородов, меркаптанов и гелия, стабилизации газового конденсата.

Физико-химическая переработка в основном заключается в очистке газов от кислых компонентов и в переработке стабильного газового конденсата в различные топлива.

Химическая переработка представлена производством технического углерода и газовой серы.

В зависимости от состава, поступающего на переработку газа, процессы физической и физико-химической переработки могут использоваться совместно. Например, если на переработку поступает газ, содержащий повышенное количество кислых компонентов, то стадия подготовки газа к переработке дополняется стадией очистки газов от кислых компонентов.

Потоковые схемы процессов переработки природного и попутного нефтяного газа с получением товарной продукции приведены на рисунке 15.

Рисунок 15 - Потоковые схемы переработки природного и попутного нефтяного газа

2.1 Переработка природного газа и стабилизация конденсата

2.1.1 Отбензинивание газов

В составе природного и попутного нефтяного газа, помимо метана, содержится целый спектр углеводородных соединений: этан, пропан, бутаны, пентаны и более тяжелые углеводороды.

Этан является ценным нефтехимическим сырьем: его основное количество подвергается пиролизу с получением этилена, который затем используется для производства полиэтилена.

Пропан и бутаны также являются сырьем процесса пиролиза, кроме того, применяются в качестве топлива для коммунально-бытовых нужд, в двигателях внутреннего сгорания и в качестве сырья для нефтехимической переработки.

Пентаны являются составной частью моторных топлив и сырьем для производства нефтехимических продуктов.

Для извлечения этих углеводородных компонентов из природного и попутного нефтяного газа используют различные технологии отбензинивания газов.

Продуктами установок отбензинивания являются сухой отбензиненный газ (метан или метан + этан), топливный газ (метан + этан + пропан), деэтанизированный нестабильный газовый конденсат, ШФЛУ (фракция углеводородов C3+) или деметанизированный нестабильный газовый конденсат (фракция углеводородов C2+).

Для отбензинивания газов используют четыре метода:

• низкотемпературная сепарация углеводородных компонентов (НТС);
• низкотемпературная (НТК) конденсация или низкотемпературная конденсация и ректификация (НТКР) углеводородных компонентов;
• абсорбционное отбензинивание газов, включая НТА;
• адсорбционное отбензинивание газов.

2.1.1.1 Технология извлечения целевых углеводородных компонентов из газов методом низкотемпературной сепарации (НТС)

НТС называется процесс однократного расширения перерабатываемого газа с охлаждением до температур от -10 до -40 °C и разделения образовавшихся газовой и жидкой фаз. Жидкая фаза состоит преимущественно из углеводородов C3+, а газовая - из метана и этана.

Технологическая схема установки НТС представлена на рисунке 16.

Рисунок 16 - Технологическая схема установки НТС

1 - входной сепаратор; 2, 3 - рекуперативные теплообменники; 4 - дроссель (детандер/испаритель холодильной машины); 5 - низкотемпературный сепаратор; 6 - дроссель; 7 - сепаратор; 8 - компрессор (эжектор) I - газ; II - отсепарированный газ; III - регенерированный ингибитор гидратообразования; IV - нестабильный конденсат и водный раствор ингибитора гидратообразования; V - газ выветривания конденсата; VI - ингибитор гидратообразования на регенерацию; VII - нестабильный конденсат; VIII - частично отсепарированный газ (может отличаться от представленной схемы, с учетом принятых технических решений при проектировании объекта)

Согласно схеме, сырой газ (I) поступает во входной сепаратор 1, где от газа отделяются пластовая вода с ингибитором гидратообразования (VI) и сконденсировавшийся газовый конденсат (VII). Далее частично отсепарированный газ (VIII) охлаждается в регенеративных теплообменниках 2 и 3 и направляется через дроссель 4 в низкотемпературный сепаратор 5.

Для предупреждения гидратообразования в поток газа перед теплообменниками (2 и 3) и перед дросселем 4 подается гликоль (моноэтиленгликоль или ДЭГ) или метанол.

За счет перепада давлений в дросселе 4 температура газа понижается. Вместо дросселя 4 может использоваться детандер (машина, приводимая в действие за счет энергии газа, газ при этом снижает давление и температуру).

После дросселирования газ поступает в низкотемпературный сепаратор 5, где из потока газа отделяются сконденсировавшиеся жидкие углеводороды и водный раствор ингибитора гидратообразования. Отсепарированный газ (II) из сепаратора 5 через теплообменник 2 подается в магистральный газопровод. Жидкая фаза IV (нестабильный конденсат и водный раствор ингибитора гидратообразования) из низкотемпературного сепаратора 5 через дроссель 6 поступает в сепаратор 7, где от нее отделяется образовавшийся при дросселировании газ выветривания (V), направляемый компрессором 8 (либо эжектором) в общий поток газа перед дросселем 4. Ингибитор гидратообразования (VI) поступает из сепаратора 7 на регенерацию, а сконденсировавшийся нестабильный газовый конденсат (VII) - на стабилизацию.

Эффективность работы установок НТС зависит от состава исходного газа, температуры и давления в низкотемпературном сепараторе.

Чем ниже температура процесса и чем больше содержание в исходном газе тяжелых углеводородов, тем больше степень извлечения последних. Для обеспечения высокой степени извлечения тяжелых углеводородов при более легком составе исходного газа требуется более низкая температура.

В случае низкого давления газа, поступающего на установку НТС, перед входным сепаратором либо устанавливают дожимной компрессор, либо вместо дросселя на входе газа в низкотемпературный сепаратор устанавливают холодильную машину для снижения температуры газа.

Степень извлечения этана при НТС составляет 25 - 30%, пропана - 40 - 60%, бутанов - 60 - 80%.

В таблице 20 приведен примерный перечень основного технологического оборудования.

Таблица 20

Основное технологическое оборудование

2.1.1.2 Технология извлечения углеводородов методом низкотемпературной конденсации (НТК) или низкотемпературной конденсации и ректификации

Принципиальное отличие процесса НТК от процесса НТС - это использование более низких температур (до - 85 \div - 120ºC ) за счет дополнительного охлаждения потока сырьевого газа.

На эффективность процесса НТК оказывают влияние давление и температура.

Повышение давления увеличивает степень конденсации углеводородов, но уменьшает селективность. Снижение температуры при постоянном давлении наряду с увеличением степени конденсации приводит к увеличению селективности: тяжелые углеводороды переходят в жидкую фазу быстрее. Интенсивность изменения степени конденсации не прямо пропорциональна изменению давления и температуры. В области низких давлений степень конденсации быстро меняется с изменением давления. При дальнейшем увеличении давления интенсивность конденсации снижается. Аналогичное влияние оказывает изменение температуры: наиболее интенсивно степень конденсации увеличивается с понижением температуры до определенного значения (в зависимости от состава газа), ниже которого скорость конденсации замедляется.

Таким образом, степень конденсации углеводородов можно увеличивать двумя способами: повышением давления при постоянной температуре или понижением температуры при постоянном давлении. Однако процесс конденсации в этих случаях имеет свои особенности. При росте давления при постоянной температуре повышение степени конденсации происходит одновременно с ухудшением четкости разделения углеводородов, так как в жидкую фазу вместе с тяжелыми компонентами переходит значительное количество легких компонентов. В случае понижения температуры при постоянном давлении увеличение степени конденсации сопровождается повышением четкости разделения легких и тяжелых компонентов, что объясняется большей разностью значений летучести компонентов смеси в области низких температур.

В качестве дополнительного источника холода могут использоваться как внешние холодильные машины, так и адиабатическое расширение газа в турбодетандерах.

На рисунке 17 приведена технологическая схема процесса НТК с внешним холодильным циклом и одной ступенью сепарации.

Рисунок 17 - Технологическая схема установки НТК (с внешним холодильным циклом)

1 - блок осушки газа; 2 - холодильник; 3 - сепаратор; 4 - нагреватель; 5 - колонна-деэтанизатор; 6 - конденсатор-холодильник; 7 - рибойлер I - исходный газ; II - хладагент; III - отсепарированный газ (метан); IV - этан; V - углеводороды C3+

Исходный газ после прохождения блока осушки 1, охлаждения и частичной конденсации в холодильнике 2 поступает в сепаратор 3, где происходит выделение метана. После нагревателя 4 деметанизированная газовая смесь направляется в деэтанизатор 5, где осуществляется разделение этана и углеводородов C3+.

В целом технологические схемы процесса НТК могут различаться по числу ступеней сепарации (одно-, двух- и трехступенчатые), по виду источников холода (с внешним, внутренним или комбинированным холодильным циклом) и по виду получаемого целевого продукта (C2+ и C3+).

Вместо сепаратора 3 в технологии возможно использование неполной колонны для удаления метана из фракции C3+.

Внешний холодильный цикл (использование холодильных машин и затраты энергии извне) может быть с однокомпонентным (этан, этилен, пропан, аммиак и др.) или многокомпонентным (смешанным) хладагентом.

Для подвода холода в холодильнике 2 используются холодильные машины (компрессоры), подключенные для перекачки хладагента по следующему замкнутому контуру: холодильник 2 \rightarrow холодильная машина \rightarrow холодильник для охлаждения сжатого хладагента \rightarrow дроссель \rightarrow холодильник 2.

Использование внешних холодильных циклов позволило достичь степени извлечения этана 87%, пропана - 99%, бутана и высших - 100%.

Внутренний холодильный цикл (использование энергии самого перерабатываемого газа) может быть с узлом дросселирования или с узлом детандирования технологических потоков (газа). При дросселировании происходит понижение давления при протекании газа через сужение (диафрагму, клапан, вентиль), сопровождающееся понижением температуры.

Применение для выработки холода турбодетандеров, позволяющих конденсировать внутри себя до 20% жидкости, высокоэффективных теплообменников и теплоизоляционных материалов, снижающих потери низкотемпературного холода, обеспечили процессу НТК наибольшую экономичность по сравнению с другими способами даже при низком давлении исходного газа и широком изменении его состава.

Технологическая схема НТК с применением детандера представлена на рисунке 18.

Рисунок 18 - Технологическая схема НТК с использованием турбодетандера

1 - входной сепаратор; 2 - 4 - теплообменники; 5 - сепаратор 2-й ступени; 6 - сепаратор нестабильного конденсата; 7 - ректификационная колонна (отгонная колонна); 8 - турбодетандер; 9 - рибойлер, I - сырьевой газ; II - товарный газ; III - углеводороды C3+(C2+); IV - частично отсепарированный газ; V - жидкие углеводороды; VI - осушенный газ

Товарный газ, уходящий с установки, сжимается в компрессоре, приводимого в действие за счет энергии расширения газа, выходящего из сепаратора 5. Образовавшаяся в турбодетандере двухфазная смесь с содержанием жидкости до 20% масс. направляется в сепарационную часть ректификационной колонны 7. Жидкость, стекая вниз по колонне, создает поток орошения.

Назначение в циклах НТК ректификационной колонны-деэтанизатора - это удаление из жидкой фазы (газового бензина, конденсата или ШФЛУ) всего метана и почти всего этана. Допустимое содержание пропана в ректификате деэтанизатора составляет не более 2% от массы этана в ректификате, а содержание этана в остатке деэтанизатора - не более 2% от массы пропана в остатке.

Вместо деэтанизатора может использоваться деметанизатор, назначение которого - полное удаление из жидкой фазы (газового бензина, конденсата или ШФЛУ) метана. В этом случае в ректификате должно содержаться этана не более 5% масс. от общего количества этана в сырье колонны, а метана в остатке колонны - не более 2% масс. от этана, содержащегося в этом же остатке.

Современные турбодетандерные установки работают в широком диапазоне изменения рабочих параметров:

• сырьевой газ - природный и попутный нефтяной;
• давление сырьевого газа - до 11 МПа;
• температура на выходе из турбодетандера - до -120 °C;
• степень извлечения этана - до 87%, пропана - до 96%, бутанов и более тяжелых углеводородов - до 100%;
• пропускная способность по сырьевому газу - от 100 млн м3/год до 15 млрд м3/год.

Разновидностью схемы НТК является процесс низкотемпературной ректификации (НТР).

В зависимости от принципиальной схемы ректификационные колонны установок НТР делятся на ректификационно-отпарные и конденсационно-отпарные (рисунок 19).

Рисунок 19 - Технологические схемы установок НТКР: а - с ректификационно-отпарной колонной; б - с конденсационно-отпарной колонной

1 - теплообменник; 2 - ректификационно-отпарная колонна; 3 - конденсатор-холодильник; 4, 8 - сепараторы; 5, 9 - рибойлеры; 6 - конденсационно-отпарная колонна; 7 - холодильник с внешним холодильным циклом, I - охлажденный сырьевой газ; II - отбензиненный газ; III - ШФЛУ

Если реализуется схема с ректификационно-отпарной колонной, то из процесса исключается стадия предварительной сепарации сконденсировавшихся углеводородов. При этом в середину ректификационной колонны 2а подается двухфазный поток, охлажденный в теплообменнике 1а. Таким образом, весь поток сырьевого газа подвергается деметанизации в ректификационной колонне, при этом температура ее верха должна быть ниже, чем в деметанизаторе по схеме НТК, для заданной степени извлечения этана. Отводимая из верха ректификационной колонны паровая фаза охлаждается и частично конденсируется в теплообменнике 3а. Образовавшаяся парожидкостная смесь поступает на разделение в сепаратор 4: жидкая фаза подается на орошение колонны 3а, а газовая (СОГ) - после нагрева в теплообменнике 1а направляется потребителям. Из куба колонны 2а отводится ШФЛУ.

Если реализуется схема с конденсационно-отпарной колонной, то сырьевой газ смешивается с парами, выходящими из колонны 6б. Образовавшаяся смесь охлаждается в теплообменнике 7б и поступает в сепаратор 8б. Жидкость из сепаратора подается на верхнюю тарелку колонны 6б. Газ из сепаратора 8б, представляющий собой СОГ, направляется потребителям. Из куба колонны 6б отводится ШФЛУ.

Степень извлечения целевых компонентов (C3+) достигает 99,5%.

Обычно процессы НТК и НТР объединяют в единый процесс низкотемпературной конденсации и ректификации (НТКР).

В схемах НТКР для выработки холода применяются высокоэффективные современные турбодетандерные агрегаты, новые высокоэффективные теплообменники (пластинчатые, кожухотрубчатые с витыми трубками с плавающим сердечником) и теплоизоляционные материалы (вспененный каучук и т.п.), исключающие потери низкотемпературного холода. В технологических схемах НТКР отсутствует внешний источник холода (холодильные машины), что обеспечивает процессу НТКР наибольшую экономичность по сравнению с другими способами, даже при низком давлении исходного газа и широком изменении его состава.

В таблице 21 приведен примерный перечень технологического оборудования.

Таблица 21

Основное технологическое оборудование

2.1.1.3 Технология абсорбционного отбензинивания газов

Сущность процесса абсорбции заключается в поглощении (растворении) тяжелых углеводородов газа в абсорбенте с последующей их десорбцией (отпаркой) из абсорбента. Движущей силой абсорбции является разность парциальных давлений извлекаемого компонента в газовой и жидкой фазах.

Абсорбенты для извлечения из газа тяжелых углеводородов должны отвечать следующим требованиям:

• температуры их застывания и помутнения ниже самой низкой рабочей температуры в абсорбере во избежание застывания абсорбента или резкого повышения его вязкости;
• отсутствие сернистых соединений, которые подвергаются деструкции при высоких температурах в десорбере и загрязняют товарную продукцию установки;
• отсутствие смол и механических примесей, которые загрязняют оборудование и аппараты;
• узкие интервалы кипения - не более 100 °C, предпочтительно 50 - 70 °C, для обеспечения стабильности состава абсорбента;
• минимальное содержание алкенов во избежание их окисления кислородом воздуха;
• высокая плотность;
• большая избирательность по отношению к целевым компонентам, извлекаемым из газа;
• минимальное давление насыщенных паров абсорбента во избежание его потерь с отбензиненным газом;
• относительно низкая вязкость при рабочих температурах и давлениях для хорошей перекачиваемости и эффективного массообмена;
• устойчивость против пено- и эмульсиеобразования, невысокая стоимость и возможность производства из продукции разрабатываемого месторождения.

Наиболее часто в качестве абсорбентов используют керосиновые или дизельные фракции нефти и газового конденсата с молекулярной массой 140 - 240.

Основными факторами, влияющими на процесс абсорбции, являются температура, давление, количество теоретических тарелок в абсорбере, удельный расход (кратность циркуляции) абсорбента и скорость газа в абсорбере. Температура и давление процесса определяют константы фазового равновесия извлекаемых компонентов: с понижением температуры и повышением давления константа фазового равновесия уменьшается, тем самым увеличивается фактор абсорбции.

Технологическая схема установки абсорбционного отбензинивания газов приведена на рисунке 20.

Рисунок 20 - Технологическая схема установки абсорбционного отбензинивания газов

1 - абсорбер; 2 - теплообменник; 3 - нагреватель; 4 - десорбер; 5 - конденсатор-холодильник; 6 - емкость орошения; 7 - рибойлер; 8 - холодильник, I - сырьевой газ; II - отбензиненный газ; III - насыщенный абсорбент; IV - ШФЛУ; V - несконденсированные углеводороды; VI - тощий (регенерированный) абсорбент

Согласно этой схеме, сырьевой газ (I) подается под нижнюю тарелку абсорбера 1, на верхнюю тарелку которого подают регенерированный абсорбент (VI).

Контактируя с абсорбентом, стекающим с верха абсорбера, газ обедняется тяжелыми углеводородами по мере подъема его снизу вверх.

Отбензиненный газ (II) подается в магистральный газопровод или на дальнейшую переработку.

Отводимый из куба абсорбера 1 насыщенный тяжелыми углеводородами абсорбент (III) нагревается в теплообменнике 2 и нагревателе 3 и поступает в десорбер 4. Отводимые с верха десорбера 4 пары конденсируются в конденсаторе-холодильнике 5 и поступают в емкость орошения 6, где они разделяются на жидкую и газовую фазы. Газовая фаза (V), содержащая неконденсирующиеся легкие углеводороды (метан и этан) и некоторое количество тяжелых углеводородов, отводится из емкости 6 за пределы установки. Часть сконденсированных жидких углеводородов из емкости 6 подается на орошение десорбера 3, а балансовое количество (IV) в виде ШФЛУ выводится с установки.

Регенерированный абсорбент (VI) отводится из куба десорбера 4, охлаждается в теплообменнике 2 и холодильнике 8 и вновь подается на верхнюю тарелку абсорбера 1. Тепло в куб десорбера подводят при помощи рибойлера 7.

Абсорбцию проводят обычно при температуре не выше 30 - 40 °C и давлении 3,5 - 7,0 МПа.

Десорбция проводится при пониженном давлении, при этом оно выбирается таким образом, чтобы извлеченные компоненты газа (ректификат десорбера) можно было сконденсировать при помощи обычных хладагентов (воды или воздуха).

Десорбция проводится при давлении 0,7 - 2,0 МПа и температуре в кубе около 60 °C.

По схеме, приведенной на рисунке 20, значительная часть абсорбированных углеводородов теряется с несконденсированными углеводородами (V) (метан + этан), отводимыми из емкости орошения 6.

Для устранения этого недостатка предложена схема с абсорбционно-отпарной колонной (АОК) (рисунок 21), работающей под промежуточным давлением между абсорбером и десорбером (1,0 - 4,0 МПа) и предназначенной для выделения метана и этана из насыщенного абсорбента до десорбера. При этом верхняя часть колонны работает в режиме абсорбции, а нижняя - отпарки.

Рисунок 21 - Технологическая схема установки отбензинивания с АОК

1 - абсорбер; 2 - АОК; 3 - десорбер; 4, 5 - нагреватели; 6 - теплообменник; 7 - холодильник; 8 - конденсатор-холодильник; 9 - емкость орошения; 10, 11 - рибойлеры I - сырьевой газ; II - отбензиненный газ; III - топливный газ (метан + этан); IV - ШФЛУ; V - несконденсированные углеводороды; VI - насыщенный абсорбент; VII - частично регенерированный абсорбент; VIII - тощий (регенерированный) абсорбент

Согласно схеме, сырьевой газ (I) поступает под нижнюю тарелку абсорбера 1, на верхнюю тарелку которого подают регенерированный абсорбент (VIII). Контактируя с абсорбентом, стекающим с верха абсорбера, газ обедняется тяжелыми углеводородами по мере подъема его снизу-вверх.

Отбензиненный газ (II) подается в магистральный газопровод или на дальнейшую переработку.

Отводимый из куба абсорбера 1 насыщенный тяжелыми углеводородами абсорбент (VI) нагревается в теплообменнике 4 и поступает в среднюю часть АОК 2. На верхнюю тарелку АОК подается регенерированный абсорбент (VIII), охлажденный в холодильнике 7. С верха АОК отводится топливный газ (метан и этан) (III). Частично регенерированный абсорбент (VII) из куба АОК подается через теплообменник 6 и нагреватель 5 в среднюю часть десорбера 3. Тепло в куб десорбера подводят при помощи рибойлера 11.

Отводимые с верха десорбера 3 пары конденсируются в конденсаторе-холодильнике 8 и поступают в емкость орошения 9, где они разделяются на жидкую и газовую фазы. Газовая фаза (V) отводится из емкости 9 за пределы установки. Часть сконденсированных жидких углеводородов из емкости 9 подается на орошение десорбера 3, а балансовое количество (IV) в виде ШФЛУ выводится с установки.

Регенерированный абсорбент (VIII) отводится из куба десорбера 3, охлаждается в теплообменнике 6 и холодильнике 7 и вновь подается на верхние тарелки абсорбера 1 и АОК 2. Тепло в куб десорбера подводят при помощи рибойлера 10.

Таким образом, подбирая соответствующий режим АОК, можно обеспечить практически полную деметанизацию, а при необходимости и деэтанизацию абсорбента. Для еще большего уменьшения потерь углеводородов C3+ с неконденсируемыми газами из емкости орошения десорбера была разработана схема с рециркуляцией несконденсированных газов в сырьевой газ установки, которую осуществляют при помощи компрессора.

Для уменьшения потерь легких фракций абсорбента с отбензиненным газом применяют двухступенчатую абсорбцию (рисунок 22).

Рисунок 22 - Технологическая схема двухступенчатого абсорбера

1 - абсорбер; 2 - полуглухая тарелка, I - сырьевой газ; II - отбензиненный газ; III, IV - тощий и насыщенный тяжелый абсорбент соответственно; V, VI - тощий и насыщенный легкий абсорбент соответственно

Согласно этой схеме, в абсорбер 1 с полуглухой тарелкой 2 подаются два абсорбента (легкий и тяжелый - керосиновая и дизельная фракции), при этом легкий абсорбент вводят в абсорбер ниже тяжелого. На нижней тарелке осуществляется извлечение большей части метана и этана, на верхней - остальное их количество.

Процесс абсорбции протекает с выделением тепла, которое зачастую приходится отводить из абсорбера при помощи циркуляционных орошений, охлаждаемых в холодильниках. Однако организация циркуляционных орошений в абсорбере обладает рядом недостатков, а именно: наличие полуглухих тарелок в абсорбере, сложность точного выбора места ввода охлажденного абсорбента, низкие коэффициенты теплопередачи в холодильниках циркуляционного орошения и др.

Технологическая схема абсорбции с предварительным отбензиниванием (извлечением бутанов и пентанов) сырьевого газа и насыщением метаном и этаном тощего абсорбента приведена на рисунке 23.

Рисунок 23 - Технологическая схема абсорбера с предварительным отбензиниванием газа и насыщением тощего абсорбента

1 - абсорбер; 2, 3 - холодильники; 4 - емкость; 5 - полуглухая тарелка абсорбера; I - сырьевой газ; II - тощий абсорбент; III - отбензиненный газ; IV - насыщенный абсорбент

Сырьевой газ перед поступлением в абсорбер 1 смешивается с потоком насыщенного абсорбента. Образующаяся газо-жидкостная смесь охлаждается в холодильнике 2 и при этом в жидкую фазу переходит часть целевых компонентов. Далее смесь поступает в низ абсорбера 1 под полуглухую тарелку 5. Проходя через колонну 1 газовая фаза обедняется тяжелыми компонентами и обогащается легкими. Отводимая с верха колонны 1 смесь газов, обогащенная метаном и этаном, смешивается с потоком свежего (тощего) абсорбента. Образующаяся смесь охлаждается в теплообменнике 3 и при этом в жидкую фазу переходят остатки тяжелых углеводородов, и она насыщается метаном и этаном. Охлажденная смесь поступает емкость 4, в которой происходит разделение смеси на жидкую и газовую части. Газовая часть отводится из емкости 4 в виде отбензиненного газа, а жидкая - поступает на орошение колонны 1.

В таблице 22 приведен примерный перечень технологического оборудования.

Таблица 22

Основное технологическое оборудование технологии абсорбционного отбензинивания газов

2.1.1.4 Технология адсорбционного отбензинивания газов

При разработке газоконденсатных месторождений возникла необходимость отбензинивания больших потоков газа с малым содержанием извлекаемых углеводородов (1 - 20 г/м3). Для отбензинивания таких газов применяется адсорбционный процесс, к настоящему времени модифицированный в короткоцикловую адсорбцию (КЦА), при которой одновременно с углеводородами извлекается и вода.

Технологическая схема процесса КЦА принципиально не отличается от технологической схемы процесса адсорбционной осушки газа (рисунок 24).

Рисунок 24 - Технологическая схема процесса короткоцикловой адсорбции

Установка состоит из трех колонн, предназначенных для ведения одновременно в одной колонне адсорбции, в другой - десорбции, а в третьей - охлаждения.

Переключение колонн происходит автоматически системой управления.

В установке имеются также 2 теплообменника, воздушный холодильник, конденсатоотделитель, газодувка и нагреватель.

При использовании процесса КЦА необходимо соблюдать следующие условия:

• скорость потока газа должна быть такой же, как при осушке газа адсорбентами (не менее 0,15 - 0,30 м/с). Это позволяет увеличить срок службы адсорбента;
• время цикла адсорбции при извлечении из газа C5+ должно быть не менее 15 мин, а углеводородов C3+ - от 15 до 60 мин. Продолжительность цикла адсорбции при извлечении определенного компонента должна быть равна времени работы слоя до проскока этого компонента;
• высота слоя адсорбента должна быть не менее 4,5 м;
• температура регенерации должна быть не менее 230 °C. Если в газе содержатся углеводороды C5+, то ее желательно повысить до 260 - 315 °C;
• при проектировании установки КЦА (стадия десорбции) желательно использование искусственного холода вместо обычного воздушного охлаждения для лучшей конденсации извлеченных углеводородов при регенерации адсорбента.

В качестве адсорбентов для извлечения углеводородов используют активированный уголь, силикагель и молекулярные сита-цеолиты. Активированный уголь, в отличие от других адсорбентов, не извлекает воду. Тип применяемых цеолитов - NaX, CaX и др. Иногда адсорбционный слой может состоять из нескольких адсорбентов.

Стадия адсорбции протекает при температурах 30 - 70 °C и при давлении перерабатываемого газа.

Стадия десорбции и охлаждения адсорбента может осуществляться по технологической схеме с замкнутым циклом газа регенерации, который после охлаждения и выделения из него углеводородов C3+ вновь возвращают на стадию десорбции.

В ряде случаев на установках КЦА применяют открытый цикл, когда газ регенерации отбирается из потока сырьевого газа, используется для охлаждения адсорбента, нагревается, проходит адсорбер, находящийся в стадии десорбции, и охлаждается, в результате чего из него конденсируются углеводороды C3+ (из-за их большего содержания в газе после десорбера по сравнению с исходным газом). Газ после выделения углеводородов C3+ возвращают в поток сырьевого газа. В этом случае замкнутого контура циркуляции газа регенерации нет.

Количество газа регенерации должно быть минимально необходимым, чтобы концентрация в нем извлекаемых (конденсирующихся) углеводородов была максимальной для более эффективного проведения стадии конденсации.

Также технологический процесс может быть реализован по следующей схеме.

Осушка газа осуществляется адсорбционным методом на молекулярных ситах, а отбензинивание газа осуществляется за счет процесса низкотемпературной сепарации. Процесс предназначен для удаления воды, остаточных сернистых соединений и тяжелых углеводородов из обессеренного газа с целью достижения показателей товарного газа.

Технологическая схема подготовки природного газа, сочетающая адсорбционную осушку и низкотемпературную сепарацию, представляет собой последовательный процесс, где выход одного этапа является входом для следующего. Исходный обессеренный природный газ сначала поступает на блок адсорбционной осушки, состоящий из нескольких адсорберов, заполненных молекулярными ситами. В этих аппаратах происходит глубокое удаление остаточной влаги и других полярных примесей, что доводит температуру точки росы газа до значений, безопасных для дальнейшего охлаждения. Процесс в адсорберах является циклическим: один аппарат работает в режиме осушки, в то время как другие проходят стадии регенерации (нагрев для удаления поглощенной влаги) и последующего охлаждения. Полученный полностью сухой газ направляется на стадию отбензинивания. Здесь он подвергается интенсивному охлаждению, которое может осуществляться либо за счет дросселирования (снижения давления через клапан), либо в теплообменнике с использованием внешнего хладагента, такого как пропан. В результате охлаждения тяжелые углеводороды фракции C5+ конденсируются из газовой фазы. Образовавшаяся газожидкостная смесь поступает в низкотемпературный сепаратор, где за счет гравитации происходит разделение на два потока: верхний - очищенный товарный газ, отвечающий всем требованиям для транспортировки по магистральному газопроводу, и нижний - жидкий углеводородный конденсат, который является ценным побочным продуктом и направляется на стабилизацию или хранение. Такая последовательность операций гарантирует предотвращение образования гидратов и коррозии на низкотемпературном оборудовании, обеспечивая надежную и эффективную работу всей установки.

2.1.2 Технология абсорбционной очистки и осушки природного газа

Технология очистки и осушки природного газа предназначена для обработки газа, поступающего с промыслов, с целью удаления механических примесей, жидких углеводородов, кислых компонентов (сероводорода и диоксида углерода) и влаги.

В отделении осушки газ охлаждается с помощью пропанового холодильного цикла. Для предотвращения образования гидратов добавляется МЭГ. Также происходит регенерация гликоля, который затем снова используется в процессе осушки газа.

В качестве примера на рисунках 25 и 26 приведены схемы установок очистки и осушки природного газа 1,2,3У-70.

Условные обозначения

Сырой газ

Газ очищенный

Экспанзерные газы

Кислый газ

Оборотная вода

Насыщенный амин

Регенерированный амин

Кислая вода

Конденсат сепарации

Насыщенный МЭГ

Водяной пар/паровой конденсат

Рисунок 25 - Отделение очистки газа от кислых компонентов

Условные обозначения

Очищенный газ

Газ очищенный и осушенный

Насыщенный МЭГ

Регенерированный/свежий МЭГ

Оборотная вода

Водяной пар/конденсат

Пропан

Рисунок 26 - Отделение осушки газа

Производительность установок очистки и осушки газа (установки 1, 2, 3 У-70) - по 5 млрд м3 газа в год каждая. Процесс аминовой очистки от сероводорода является непрерывным. Выделившийся при регенерации абсорбента сероводород и углекислый газ (кислые газы) направляются на установки Клауса для получения серы.

Каждая из установок очистки и осушки газа У-70 состоит из:

• одного отделения механической сепарации (У10), предназначенного для сепарации механических примесей, содержащихся в поступающем с промысла газе, удаления жидких углеводородов и смешения газа;
• одного отделения очистки газа (У20) водным раствором этаноламинов с концентрацией (30 \div 45)\%\text{масс}. , обеспечивающего очистку природного газа от сероводорода и диоксида углерода;
• одного отделения осушки (У40), где осуществляется осушка товарного газа за счет охлаждения его холодом пропанового холодильного цикла. Для предотвращения гидратообразования в захолаживаемый поток газа подается МЭГ. Также на У40 осуществляется регенерация гликоля, который затем вовлекается в процесс осушки газа. Подача пропана на захолаживание на У40 осуществляется с У-80.

Продукты разгазирования аминов и гликоля при снижении давления подаются в топливную сеть завода или в коллектор низконапорных газов и далее на У-331. Конденсат первичной сепарации газа и конденсаты, полученные при осушке газа, направляются в процесс очистки и стабилизации конденсата на У-30, У-09.

Отделения У10, У20, У40 состоят из двух полулиний, производительность каждой из которых одинакова.

В отделении механической сепарации газа У10 сырьевой газ N 1 поступает с ДКС-2 по трубопроводу УКПГ-2,6. Сырьевой газ N 2 поступает с ДКС-2 по трубопроводу УКПГ-3. Сырьевой газ N 3 - газ КНГКМ, поступающий с замерного узла III очереди ГПЗ У-15/368. Сырьевой газ N 4 - газ деэтанизации с III очереди ГПЗ У-380 отделения У382.

Сырьевые газы N 1, 2 поступают на отделение механической сепарации газа У10 с замерного пункта первой очереди У-140 с давлением до 60 кгс/см2 и температурой от -15 °C до +30 °C по двум полулиниям.

На линии сырьевого газа N 1 установки 3У-70 имеется трубопровод до установки У-01, по которому сырьевой газ может подаваться на вторую очередь завода или в обратном направлении (со второй очереди на первую).

Сырьевой газ N 3 по трубопроводу УКПГ-16 (КНГКМ) поступает на установки 1, 2, 3 У-70 и подключается к трубопроводу сырьевого газа N 2.

Предусмотрена возможность подачи газа стабилизации от компрессоров 331К01А в трубопровод газа с УКПГ-16.

Газ рециркуляции (деэтанизации) поступает на 2,3У-70, который подключается к трубопроводу сырьевого газа N 2.

Сырьевой газ N 1 и смесь сырьевых газов N 2, 3 и газа рециркуляции для 2, 3 У-70 подаются в сепараторы газа 10B01(02).

На установке 1 У-70 предусмотрены трубопроводы для сброса газа на факел высокого давления. Они подключены к трубопроводам сырьевого газа N 1 и N 2.

Сепаратор 10B01(02) предназначен для отделения газа от жидких углеводородов (углеводородного конденсата) и механических примесей. Сепаратор представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат, внутри которого в верхней части смонтированы отбойные элементы. Углеводородный конденсат, отделенный от газа, собирается в нижней части сепаратора.

Углеводородный конденсат из нижней части сепаратора 10B01(02) сбрасывается на установку У-30.

Газ с верха сепараторов 10B01(02) поступает на отделение очистки газа У20.

Далее отсепарированный газ смешивается, подается в общий трубопровод и поступает на отделение очистки газа У20.

Отделение очистки газа У-20 включает в себя четыре блока:

• очистки сырьевого газа от H2S и CO2 раствором аминов;
• регенерации насыщенного раствора аминов;
• фильтрации аминов;
• подготовки питательной воды.

Установки 1, 2, 3 У-70 в блоке очистки природного газа от сероводорода и диоксида углерода идентичны. Далее приводится описание для одной из установок.

Очистка природного газа от сероводорода и диоксида углерода производится двумя параллельными полулиниями на трех установках. Для удобства приводится описание одной полулинии, индексы в скобках относятся ко второй полулинии.

Отсепарированный газ из отделения механической сепарации газа У10 подается на отделение очистки природного газа У20 с давлением не более 60 кгс/см2 и температурой от -15 °C до +30 °C в сепаратор 20B01(B02).

Сепаратор 20B01(02) предназначен для отделения жидких углеводородов с целью предотвращения попадания их в абсорбер и вспенивания раствора аминов. Он представляет собой вертикальную цилиндрическую емкость, совмещенную с абсорбером 20C01(02). Внутри сепаратора 20B01(02), в верхней части, смонтированы отбойные элементы. Углеводородный конденсат, отделенный от газа, собирается в нижней части сепаратора и вручную сбрасывается в линию рекуперации углеводородов RP. Газ после сепаратора 20B01(02) по трубопроводу подается в абсорбер 20C01(02) под первую тарелку.

Абсорбер 20C01(02) предназначен для очистки газа от H2S и CO2 путем противоточного контактирования сырого газа, входящего в куб абсорбера, с абсорбентом "Новамин" на тарелках и насадках "Петон".

Абсорбер 20C01(02) представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат и имеет 12 клапанных тарелок. Тарелки с 12 по 25 в 1,2,3У20C01 (1,3У20C02) и с 4 по 25 в 2У20C02 заменены на перекрестноточную насадку "Петон".

Очищенный газ с давлением до 59 кгс/см2 и температурой не более 65 °C из верхней части абсорбера 20C01(02) подается на отделение осушки газа У40.

Амины для очистки газа от H2S и CO2 подаются в абсорбер из резервуара 20T01, который предназначен для хранения водного раствора аминов. Подпитка свежим раствором аминов осуществляется со склада химреагентного хозяйства. Для разбавления водного раствора аминов предусмотрена линия подачи химически очищенной воды (ET). Резервуар 20T01 снабжен сливным карманом для удаления верхнего загрязненного слоя аминов в яму рекуперации.

Регенерированный раствор аминов подается из резервуара 20T01 на всас дожимных насосов аминов 20P01A,B,C. Дожимные насосы аминов 20P01A,B,C предназначены для создания давления на всасе циркуляционных насосов 20P02A,B,C до 9,0 кгс/см2.

Амины после дожимных насосов 20P01A,B,C разделяются на два потока. Первый, горячий поток, подается к циркуляционным насосам 20P02A,B,C, а также в абсорберы У-30 (30C02, 30C03) для очистки газов стабилизации и газов выветривания. Второй поток охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения 1,3У20A06 A,B,C,D,E,F и холодильнике аминов 20E10 и далее поступает на всас циркуляционных насосов 20P02A,B,C (20P02A,B для 3У-70), с 1У-70 в абсорберы У-30 (30C02, 30C03) для очистки газов стабилизации и газов выветривания.

Циркуляционные насосы 20P02A,B,C подают раствор регенерированного амина в абсорберы: насос 20P02A - в абсорбер 20C01, насос 20P02B - в абсорбер 20C02. При включении в работу коллектора по подаче холодного амина на всас к насосам 1,2У20P02A,B,C (20P02A,B - для 3У-70) включается в работу следующая схема:

• на 1,2,3У-70 с каждого насоса 20P02A,B возможна подача раствора аминов в оба абсорбера 20C01(02):

а) по горячему циклу потока аминов - на 11-е тарелки (при открытом байпасе нагнетания насоса 1,2У20P02C);

б) по холодному циклу потока - на 25-е тарелки.

Насос 20P02C подает амин по горячему циклу потока на 11-ю тарелку 20C01(02), а при открытии отсекателей (байпас перемычки между 11-й и 25-й тарелками) подача осуществляется на 11-ю и 25-ю тарелки колонн 20C01(02).

Для предотвращения возможного вспенивания аминов в абсорбере 20C01(02) на всас циркуляционных насосов 20P02A,B,C предусмотрена подача антивспенивателя. Антивспениватель приготавливается и хранится в емкости 20B06. Из емкости 20B06 раствор антивспенивателя подается плунжерным насосом 20P06.

Для подачи дополнительного количества антивспенивателя параллельно насосу 20P06 установлен центробежный насос 20P07.

Подача аминов в абсорберы 20C01(02) циркуляционными насосами 20P02A,B,C возможна двумя способами:

• первый способ - подача аминов на соответствующую полулинию;
• второй способ - подача аминов на 11-ю и 25-ю тарелки абсорберов разными насосами.

При первом способе охладитель аминов 20E10 и аппараты воздушного охлаждения аминов 1,3У20A06A,B,C,D,E,F включены параллельно. Таким образом, циркуляционный насос 20P02A подает раствор аминов на 1-ю полулинию; циркуляционный насос 20P02B подает раствор аминов на 2-ю полулинию; 20P02C - в общем резерве.

При втором способе охладитель аминов 20E10 и аппарат воздушного охлаждения аминов 1,3У20A06A,B,C,D,E,F включены последовательно. Таким образом, горячий поток растворов аминов подается на 11-ю тарелку одним из циркуляционных насосов 20P02, охлажденный в 20E10, 1,3У20A06 поток аминов подается на 25-ю тарелку другим циркуляционным насосом 20P02.

Данный способ обеспечивает возможность продолжения нормальной работы обоих полулиний установки при выходе из строя одного из насосов 20P02A,B,C.

Подача аминов в абсорберы 20C01(02) из выкидного трубопровода циркуляционных насосов аминов 20P02A,B,C производится двумя потоками:

• на 11-ю тарелку с расходом 80 \div 310\text{м}^{3}/\text{ч} ;
• на 25-ю тарелку через холодильник аминов 20E02(03) с расходом 70 \div 190\text{м}^{3}/\text{ч} .

Для более полной очистки газа от H2S и CO2 регенерированные амины, подаваемые на 25-ю тарелку абсорбера, охлаждаются в холодильнике аминов 20E02(03) до температуры не более 60 °C.

Насыщенные амины с низа абсорбера 20C01(02) подаются на турбину рекуперации 20TR01A(B) и далее в емкость расширения насыщенного амина 20B03(04).

Емкость 20B03(04) предназначена для промежуточной дегазации насыщенных аминов от углеводородов и кислого газа. Она представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат.

Для продувок при остановке и наборе давления при пуске в емкости расширения насыщенного амина 20B03(04) предусмотрена линия подачи товарного газа GC.

Полученный в результате дегазации насыщенных аминов экспанзерный газ отводится с верха емкости 20B03(04) и может направляться на установку У-30, в коллектор низконапорных газов на установку У-330 или на факел низкого давления.

Насыщенный амин из емкости 20B03(04) через рекуперативные теплообменники 20E01(06)A,B,C,Д,E направляется в блок регенерации аминов.

Блок регенерации аминов

Насыщенный раствор аминов, выходящий из емкости насыщенных аминов 20B03(04), поступает в трубное пространство теплообменников 20E01(06)C,B,A, где нагревается регенерированным раствором аминов.

На трубопроводе выхода аминов из теплообменников 20E01(06)C,B,A установлен клапан. После клапана в трубопровод подключена линия подачи насыщенного раствора аминов с У-30.

Насыщенный раствор аминов с выхода теплообменников 20E01(06)C,B,A и с У-30 подается в трубное пространство теплообменников 20E01(06)Д,E, где нагревается регенерированным раствором аминов.

С выхода теплообменника 20E01(06) насыщенный раствор аминов подается на 19-ю тарелку десорбера 20C03(04).

Десорбер 20C03(04) предназначен для извлечения из насыщенного раствора аминов кислых компонентов. Процесс регенерации аминов основан на противоточном контактировании насыщенного раствора аминов с паром на контактных тарелках десорбера. На 21-ю тарелку десорбера 20C03(04) подается сконденсированная кислая вода из емкости орошения 20B05(08), а также с установок Клауса для промывки газа и поддержания необходимой концентрации абсорбента.

Десорбер 20C03(04) представляет собой вертикальный аппарат с 21-й клапанной тарелкой. Тарелки по конструкции идентичны тарелкам абсорбера 20C01(02) (с 1-й по 12-ю).

Окончательная регенерация аминов осуществляется в выносных подогревателях - ребойлерах 20E04(07)A,B,C,D, в которые подводится пар с давлением не более 6 кгс/см2. Ребойлер представляет собой кожухотрубчатый теплообменник с паровым пространством, и U-образным трубным пучком. Раствор аминов из ребойлера сливается в куб десорбера, а паровая фаза подается под первую тарелку 20C03(04).

Для увеличения коэффициента теплопередачи пара к поверхности теплообмена пар увлажняется питательной водой, которая впрыскивается в трубопровод пара.

С низа десорбера 20C03(04) регенерированный амин подается в межтрубное пространство теплообменника 20E01(06)E,Д,A,B,C.

После теплообменника 20E01(06) регенерированный амин охлаждается в воздушном холодильнике 20A02(04)A,B,C,D,E,F.

Регенерированный амин с выхода 20A02(04) поступает в резервуар 20T01 на хранение.

Температура на входе в резервуар 20T01 не должна превышать 80 °C. Содержание сероводорода в растворе аминов - не более 1 г/дм3.

Кислый газ с верха десорбера 20C03(04) подается в конденсатор десорбера 20A01(03)A,B,C,D.

В конденсаторе десорбера 20A01(03) кислый газ охлаждается до температуры не более 75 °C.

С выхода конденсатора десорбера 20A01(03) кислый газ подается в межтрубное пространство холодильника-конденсатора 20E05(08), где охлаждается до температуры не более 55 °C оборотной водой (ER).

Кислый газ и кислая вода с выхода холодильника-конденсатора 20E05(08) подается в емкость орошения кислых газов 20B05(08).

Емкость орошения кислых газов 20B05(08) представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат, предназначенный для отделения кислой воды от кислого газа.

Кислый газ с верха емкости 20B05(08) подается на установки 2,3У-50 для получения элементарной серы или сбрасывается на факел низкого давления.

С низа емкости орошения кислых газов 20B05(08) кислая вода подается на всас насосов орошения регенераторов 20P04A,B, 20P05. Насос орошения 20P04B является общим резервом для емкостей. Кислая вода, унесенная кислым газом, поступает с установок 2,3У-50 на установки 2,3У-70 во всасывающий трубопровод насосов орошения регенератора 20P04A,B, 20P05 либо во всасывающий коллектор блока фильтрации аминов на всас 20P03A,B.

С выкидного трубопровода насоса орошения регенератора кислая вода подается на орошение в десорбер 20C03(04).

Все продувки из аппаратов 20C01, 20C02, 20C03, 2_0C04, 20E01A,B,C,Д, 20E06A,B,C,Д, 20E02, 20E₀₃, 2_0E04A,B,C,Д, 20E07A,B,C,Д, 20A01A,B,C,Д, 20A03A,B,C,Д, 20A02A,B,C,Д,E,F, 20A04A,B,C,Д,E,F, 20FL01A,B,C 20FL02A,B,C, 20B03, 20B04, 40B01B, 40B02B, насосов 20P01A,B,C, 20P02A,B,C, 20P03A,B, 20P04A,B, 20P05 собираются в общую сеть рекуперации продувок аминов RA, а затем поступают в подземную рекуперативную емкость 20B07. Опорожнение продуктов некондиции производится выдавливанием товарным газом GC в линию некондиции SL.

В блоке фильтрации аминов регенерированный раствор аминов из резервуара 20T01 насосами 20P03A (или 20P03B) подается на дисковые фильтры 20FL01A или 20FL01B, на которых осуществляется фильтрация раствора от механических примесей. Фильтровальным материалом служит техническое полотно, закрепляемое на дисках фильтра.

Насосы 20P03A,B и фильтры 20FL01A,B могут работать по одному (один в работе, второй в резерве) или вместе, параллельными потоками.

Раствор аминов подается сверху в угольный фильтр 20FL01C, загруженный активированным углем, где очищается от продуктов разложения аминов и углеводородов.

Пройдя слой угля, раствор выходит из фильтра 20FL01C с низа и подается в патронные (буферные) фильтры тонкой очистки 20FL02A,B,C параллельно тремя потоками, где очищается от вынесенных из 20FL01C частиц угля на фильтровальной ткани, натянутой на вертикальные сетчатые патроны.

Для выключения патронных фильтров 20FL02A,B,C из схемы, в случае замены техполотна, имеется возможность подачи раствора аминов по байпасу, минуя 20FL02A,B,C. Для промывки фильтров предусмотрена подача воды (ET) к каждому фильтру отдельно, со сбросом в линию рекуперации (RA).

После патронных фильтров раствор аминов поступает в емкость хранения 20T01.

В нормальных условиях подготовка питательной воды на установках 1,2,3У-70 производится из парового конденсата и предназначена для деаэрации воды и подачи ее на установки получения серы 2,3У-50.

Конденсат с обеих полулиний каждой установки собирается в общий внутриустановочный коллектор. Из него конденсат (CB) поступает в водяной теплообменник 20E09, где охлаждается оборотной водой.

Охлажденный паровой конденсат поступает в головку термодегазатора 20B09.

Головка термодегазатора снабжена двумя распылителями воды и двумя клапанами для выпуска избыточного пара и продуктов дегазации.

Для предупреждения образования вакуума в термодегазаторе он оснащен противовакуумным устройством. Дегазация воды производится под давлением не более 0,7 кгс/см2 при температуре не более 110 °C. Внутри термодегазатора, в нижней части, имеется барботажное устройство, куда подается пар. Температура регулируется количеством подаваемого пара. Отверстия в барботажном устройстве выполнены таким образом, что выходящий из них пар равномерно распределяется по всему объему дегазатора. Подаваемый в термодегазатор конденсат распределяется в головке, дегазируется, контактируя со встречным потоком, собирается в кубе дегазатора. Продукты дегазации и избыток пара выходят из головки термодегазатора через выхлопной стояк и сбрасываются в атмосферу. Для ограничения расхода пара для дегазации на выхлопном стояке установлена дроссельная шайба.

Из термодегазатора питательная вода поступает на всас насосов 20P09A,B,C (для 1,2У-70) и 20P09A,B для 3У-70. С нагнетания насоса предусмотрен трубопровод рециркуляции, который предохраняет насос от перегрева при прекращении расхода. Для ограничения расхода на линии рециркуляции установлена дроссельная шайба.

С нагнетания насосов 20P09A,B,C (20P09A,B для 3У-70) питательная вода поступает на установки Клауса 2,3У-50.

Часть питательной воды (ET) насосами 20P12A или 20P12B (один в работе, второй в резерве) подается в коллектор пароспутников с возвратом в дегазатор 20B09. Такая схема действует на установках 1,2У-70.

Питательная вода с нагнетания насосов 20P09A,B,C подается на каждую полулинию 1,2,3У-70 для увлажнения пара, подаваемого в ребойлеры 20E04A,B,C,Д и 20E07A,B,C,Д.

Обработка питательной воды гидразином производится для связывания остаточных количеств кислорода и предотвращения в котлах железооксидной накипи и разрушения уже образовавшейся. Ввод гидразина производится при содержании кислорода в питательной воде до 60 мкг/л. Для приготовления раствора гидразина используется гидрат гидразина (N2H4xH2O). В первоначальный период пуска установки в воду вводятся повышенные дозы гидразина, необходимые для скорейшего восстановления имеющихся в питательном тракте окислов железа из расчета 100 мг N2H4 или 160 мг N2H4xH2O на 1 м3 питательной воды. Продолжительность ввода повышенных доз гидразина составляет от 7 до 10 суток для новых котлов, от 20 - 30 суток для старых, долго работающих котлов, после чего дозировка гидразина снижается. В процессе эксплуатации гидразин вводится из расчета: 50 мг N2H4 или 75 мг N2H4xH2O на 1 м3 питательной воды.

Из емкости 20B10 раствор гидразина подается в термодегазатор 20B09 насосами 20P10A,B. Также в термодегазатор может подаваться химически очищенная вода (ET) от насосов паросилового цеха по трубопроводу химически очищенной воды. На трубопроводе имеется перемычка в трубопровод нагнетания насосов 20P09A,B,C, позволяющая подавать химически очищенную воду (ET) из паросилового цеха сразу на установки 2,3У-50, минуя узел подготовки (в случае его аварийной остановки).

В отделение осушки природного газа У-40 осушка газа производится на двух параллельных идентичных полулиниях и является продолжением установки очистки газа.

Очищенный газ, выходящий из верха абсорберов 20C01(02) с температурой не более 65 °C, поступает в трубное пространство теплообменников (сухой газ - очищенный газ) 40E01(02)A, где охлаждается осушенным газом.

С выхода 40E01(02)A газ поступает в емкость-сепаратор 40B01(02)A, где происходит отделение увлеченного из абсорбера раствора аминов. Раствор аминов собирается в нижней части емкости-сепаратора 40B01(02)B.

Раствор аминов из нижней части емкости-сепаратора 40B01(02)B по выходному трубопроводу подается в емкость насыщенного амина 20B03(04). Предусмотрен трубопровод сброса жидких углеводородов из нижней части 40B01(02)A в трубопровод рекуперации (RP). Жидкие углеводороды сбрасываются вручную по месту.

С верха емкости-сепаратора 40B01(02)A газ подается в трубное пространство теплообменника 40E01(02)B,C,D (сухой газ - очищенный газ), где охлаждается до температуры минус 3 °C осушенным газом.

С выхода теплообменника 40E01(02)D очищенный газ подается в пропановый испаритель 40E03(04), где охлаждается за счет испарения пропана. Жидкий пропан подается из коллектора пропана установки У-80, пары пропана отводятся в 40B08 установки У-80.

После пропанового испарителя 40E03(04) охлажденный газ подается в сепаратор 40B03(04) для отделения от жидкости.

Насыщенный МЭГ с низа сепаратора 40B03(04) подается на блок регенерации гликоля.

Осушенный газ с верха сепаратора 40B03(04) подается в межтрубное пространство теплообменников 40E01(02)D,C,B,A где нагревается очищенным газом до температуры не выше 45 °C, и по выходному трубопроводу газа подается в коллектор товарного газа I-й очереди.

Кроме подачи очищенного и осушенного газа на установки цеха N 1, предусмотрена подпитка из коллектора товарного газа I-й очереди топливного коллектора I-й очереди.

Очищенный и осушенный газ может подаваться в резервный коллектор (линии 16 \div 19 У-140) на ДКС-2 для 1,2,3У-70.

Для предотвращения гидратообразования в очищенный газ подается (75 \div 80)\% раствор МЭГ. Раствор МЭГ подается насосами 40P01A,B,C с помощью инжекторов, впрыскивается в теплообменники 40E01(02)B,D и пропановый испаритель 40E03(04).

Блок регенерации гликоля предназначен для регенерации насыщенного раствора МЭГ, поступающего с I и II полулиний отделения осушки газа У40. Конечными продуктами блока являются регенерированный гликоль, конденсат осушки и топливный газ. Насыщенный раствор МЭГ поступает в подогреватель МЭГ 40E07, где подогревается водяным паром до температуры не выше 45 °C.

Нагретый насыщенный раствор МЭГ подается в емкость расширения МЭГ 40B05. В емкости расширения МЭГ 40B05 происходит разделение 3-х продуктов: топливного газа, конденсата осушки и МЭГ.

Топливный газ с верха емкости расширения МЭГ 40B05 подается в общий коллектор топливного газа.

При уносе МЭГ с топливным газом из 40B05 топливный газ можно направить в 40B06 для вторичной сепарации.

Конденсат осушки из емкости расширения МЭГ 40B05 по линии конденсата осушки подается на установку стабилизации конденсата У-30 или сбрасывается вручную в трубопровод некондиции (SL).

МЭГ с низа емкости 40B05 подается в емкость-дегазатор 40B06, где происходит выветривание топливного газа.

Емкость-дегазатор 40B06 оснащена сливной перегородкой. В пространство за перегородкой переливаются жидкие углеводороды, которые собираются и сбрасываются вручную в трубопровод рекуперации (RP).

Топливный газ с верха емкости-дегазатора 40B06 может подаваться либо в общий коллектор топливного газа, либо в коллектор низконапорных газов, либо на факел низкого давления.

Насыщенный МЭГ с низа емкости-дегазатора 40B06 проходит через фильтр 40FL01.

Далее насыщенный раствор МЭГ нагревается в трубном пространстве теплообменника МЭГ 40E08 (или в пластинчатом теплообменнике 1У40E08A для 1У-70) регенерированным раствором МЭГ.

Далее с выхода теплообменника 40E08 МЭГ подается в среднюю часть колонны регенерации 40C01.

В качестве примера эффективного применения абсорбционных технологий для утилизации сернистых соединений можно привести технологию абсорбционной очистки сероводородсодержащих газов с получением гидросульфида натрия. Процесс основан на химической абсорбции сероводорода раствором едкого натра в специализированных абсорбционных колоннах, разделенных на продукционный и санитарный отсеки. Химическая основа технологии заключается в двух последовательных реакциях: сначала сероводород реагирует с едким натром с образованием сульфида натрия, который затем взаимодействует с дополнительным количеством сероводорода, образуя целевой продукт - гидросульфид натрия. При этом часть сульфида натрия (0,5 - 3%) остается в готовом продукте для снижения парциального давления паров сероводорода, что повышает безопасность эксплуатации.

Технологический процесс включает прием и разбавление концентрированного раствора едкого натра, абсорбцию сероводорода при контролируемых параметрах давления и температуры, санитарную доочистку отходящих газов и складирование готового продукта. Особое внимание уделяется системам безопасности: предусмотрена автоматическая отсечка подачи сероводорода при отклонении параметров от нормы, комплексный контроль концентрации токсичных веществ в воздухе рабочей зоны и аварийная вентиляция. Все оборудование размещено в герметичных поддонах с системой сбора и обезвреживания проливов, что минимизирует экологические риски.

Данная технология демонстрирует высокую степень утилизации сероводорода (не менее 99,5%) и обеспечивает полную переработку отходящих газов в товарную продукцию. Получаемый гидросульфид натрия находит широкое применение в различных отраслях промышленности, включая обогащение руд, производство химических реагентов, текстильную и кожевенную промышленность. Интеграция системы автоматизации с многоуровневыми мерами безопасности позволяет обеспечить стабильную и экологически безопасную эксплуатацию установки при минимальном участии персонала в опасных зонах. Технология полностью соответствует принципам наилучших доступных технологий, сочетая эффективную очистку технологических газов с рациональным использованием отходов производства.

2.1.3 Технология адсорбционной осушки природного газа

Адсорбционную осушку природного газа осуществляют в системе нескольких адсорберов со стационарным слоем адсорбента, работающих по циклической схеме, число адсорберов обычно варьируется от двух до четырех. Процесс адсорбционной осушки включает следующие стадии:

• стадия глубокой осушки природного газа эффективным сорбентом;
• стадия нагрева слоя адсорбента горячим теплоносителем (обычно нагретый в трубчатой печи инертный газ или часть исходного природного газа) до температуры начала регенерации;
• стадия собственно регенерации адсорбента потоком горячего теплоносителя, в который переходит десорбированная вода; после выхода из аппарата десорбирующий газ обычно охлаждают в аппаратах воздушного охлаждения с конденсацией и сепарацией десорбированной воды;
• стадия охлаждения слоя адсорбента при продувке его частью глубоко очищенного природного газа.

Продолжительность стадий определяется на основе сочетания адсорбционных и регенерационных характеристик адсорбента и технологической карты процесса.

На рисунке 27 представлена схема адсорбционной осушки газа, состоящая из четырех адсорберов.

- Газ на осушку/осушенный

- Газ регенерации

- Газ охлаждения

Рисунок 27 - Схема адсорбционной осушки газа

К - 1,2,3,4 - колонные аппараты с адсорбентом; Ф - 1,2,3,4,5 - фильтры для улавливания адсорбента; П - 1 - печь; Т - 1 - рекуперативный кожухотрубчатый теплообменник; Т - 2 - аппарат воздушного охлаждения; С - 1 - сепаратор для улавливания сконденсированной влаги

Осушка газа, выходящего из блока компримирования, проводится в четырех адсорберах К-1,2,3,4. В каждый момент времени два адсорбера находятся в режиме осушки (адсорберы работают параллельно), один - в режиме регенерации, один - в режиме охлаждения. Продолжительность режимов работы (циклов) зависит от расхода осушаемого газа, его влагосодержания, типа адсорбента и времени его регенерации, а также точки росы осушенного газа по воде. Ниже дано описание работы приведенной схемы осушки.

Осушаемый газ проходит через адсорберы К-1 и К-2 сверху вниз. Выходящий из адсорберов осушенный газ поступает в фильтры Ф-6-7, где улавливается унесенная потоком газа пыль адсорбента. Очищенный от пыли газ подается в установку НТК на отбензинивание.

Часть осушенного газа (около 8 - 15%) после фильтров Ф-6,7 подается в низ адсорбера К-3, работающего в цикле охлаждение адсорбента после цикла регенерации. Расход газа на охлаждение замеряется диафрагмой и регулируется клапаном расхода (поз. FV-1). В качестве газа охлаждения может использоваться сухой отбензиненный газ с нагнетания дожимных компрессоров установки НТК.

Выходящий с верха адсорбера К-3 подогретый осушенный газ поступает в фильтры Ф-1 и Ф-2, где из него удаляется унесенная пыль адсорбента. Очищенный от пыли газ через теплообменник Т-1, где он нагревается потоком газа регенерации, поступает в цилиндрическую печь П-1. Нагретый в печи П-1 газ подается снизу в адсорбер К-4 на регенерацию адсорбента.

Газ регенерации, отводимый с верха адсорбера К-4, проходит фильтры Ф-3,4,5, теплообменник Т-1 и поступает в воздушный холодильник Т-2. Охлажденный в Т-2 газ регенерации поступает в сепаратор С-1, где от него отделяются сконденсировавшиеся пары воды. Выходящий из сепаратора С-1 газ сбрасывается либо на первую или на вторую ступень сжатия сырьевых компрессоров, либо в топливную сеть.

2.2 Стабилизация газовых конденсатов

Углеводородные конденсаты, получаемые при добыче природного газа и при переработке попутного нефтяного газа, необходимо перед транспортом и дальнейшей переработкой подвергать стабилизации с целью извлечения низкокипящих углеводородов (до C4 - C5), а при переработке сернистых конденсатов - сероводорода, меркаптанов, сероуглерода и др.

Товарными продуктами установок стабилизации конденсатов являются деэтанизированный и/или стабильный конденсат, ШФЛУ, различные СУГ, газы выветривания и деэтанизации и др.

Товарными продуктами при стабилизации ШФЛУ являются бензин газовый стабильный (БГС), пропан сжиженный (ПС).

Для стабилизации газовых конденсатов используют два метода: ступенчатое выветривание (сепарация, дегазация) и ректификация в колоннах.

На современных установках стабилизации газового конденсата при больших объемах перерабатываемого конденсата применяют комбинирование процессов сепарации и ректификации ("закрытая система" сбора), что позволяет повысить технологическую гибкость процесса стабилизации и уменьшить энергозатраты.

Такие системы имеют ряд преимуществ по сравнению со стабилизацией дегазации:

• рационально используется пластовая энергия нестабильного конденсата;
• проведение предварительной сепарации и деэтанизации нестабильного конденсата при высоких давлениях облегчает утилизацию газовых потоков;
• возможно производство СУГ без применения искусственного холода;
• стабилизированный конденсат имеет низкое давление насыщенных паров, что снижает его потери при транспортировании и хранении.

В зависимости от целей, стабилизация конденсата может быть частичной (деметанизация и/или деэтанизация) или полной (частичная + дебутанизация).

2.2.1 Технология многоступенчатой дегазации

Ступенчатая дегазация - это простейший метод стабилизации, заключающийся в том, что за счет ступенчатого сброса давления происходит однократное испарение наиболее легких компонентов, которые в виде газа отделяются от конденсата.

При дегазации применяют одно-, двух- и трехступенчатые схемы. Выбор количества ступеней зависит от содержания в конденсате углеводородов до C4 включительно: чем оно больше, тем больше требуется ступеней дегазации.

Технологическая схема двухступенчатой установки дегазации приведена на рисунке 28.

Рисунок 28 - Технологическая схема двухступенчатой установки дегазации газового конденсата

1, 2 - сепараторы дегазации соответственно первой и второй ступеней; 3, 4 - дроссельные вентили; I - нестабильный газовый конденсат; II, IV - газ выветривания (дегазации); III - полустабильный газовый конденсат; V - стабильный газовый конденсат

Нестабильный конденсат после дросселирования (снижения давления) поступает в сепаратор дегазации первой ступени, после повторного дросселирования - в сепаратор второй ступени. Из сепараторов обеих ступеней выводится газ выветривания или дегазации, который может быть использован для собственных нужд в качестве технологического топлива.

Основные преимущества схем дегазации - это простота технологии, низкие металло- и энергоемкость процесса. Основной недостаток - нечеткое разделение углеводородов, одни из которых являются целевыми для газов стабилизации, а другие - для стабильного газового конденсата. Кроме того, при дегазации ("открытая система") невозможно производство СУГ.

2.2.2 Технология частичной стабилизации конденсатов

При частичной стабилизации схема установки обычно включает сепаратор и одну ректификационную колонну.

На рисунке 29 приведена технологическая схема установки деэтанизации конденсата.

Рисунок 29 - Технологическая схема установки деэтанизации конденсата

1 - входной разделитель; 2 - рекуперативный теплообменник; 3 - деэтанизатор; 4 - печь; 5 - воздушные холодильники; 6 - насос, I - нестабильный конденсат; II - газ выветривания; III - частично дегазированный конденсат; IV - газ деэтанизации; V - деэтанизированный

Нестабильный конденсат поступает во входной сепаратор 1, где из него выделяются газы выветривания. Выходящий из сепаратора поток нестабильного конденсата разделяется на два потока. Первый поток подается в качестве орошения на верхнюю тарелку ректификационной колонны 3, оборудованной 38-ю тарелками и работающей при давлении 2,5 - 3,5 МПа. Второй поток после нагрева в рекуперативных теплообменниках 2 до 90 - 120 °C подается на 20, 22 и 24-ю (считая сверху) тарелки. Из верхней части колонны 3 отводится газ деэтанизации, к которому особых требований не предъявляется, за исключением того, что содержание в нем углеводородов C5+, в зависимости от сезона не должно превышать 2,5% масс. в зимний период, 2,9% масс. в летний период.

Отводимый из куба колонны деэтанизированный конденсат направляется на дальнейшую переработку.

Для подвода тепла в куб колонны 3 используется трубчатая печь 4.

Возможны и другие варианты реализации процесса деэтанизации. Например, для улучшения условий конденсации углеводородов C3+ из газов деэтанизации при помощи обычных хладагентов (воздуха и воды) и создания стабильного потока острого орошения колонны-деэтанизатора в шлемовую трубу колонны вводят жидкую ПБФ. Такой ввод позволяет повысить эффективность разделения газа деэтанизации и конденсата и, тем самым, в первом уменьшить содержание углеводородов C3+, а во втором - содержание метана и этана.

2.2.3 Технологии полной стабилизации конденсатов

Полная стабилизация газовых конденсатов предполагает практически полное ректификационное удаление из них углеводородов до C4 включительно (в отдельных случаях при стабилизации удаляются углеводороды до C6 включительно). Также применяется схема стабилизация деэтанизированного конденсата (этап деэтанизации проводится на другой установке). На практике используется несколько вариантов построения технологических схем полной стабилизации. Одна из таких схем приведена на рисунке 30.

Рисунок 30 - Технологическая двухколонная схема УСК

1 - входной сепаратор; 2 - теплообменники; 3 - АОК; 4 - трубчатые печи; 5 - стабилизационная колонна; 6 - конденсатор-холодильник; 7 - холодильники воздушного охлаждения; 8 - емкость ректификата; 9 - насосы, I - нестабильный конденсат; II - стабильный конденсат; III - сухой газ (C₁ + C₂); IV - ПБФ

Первой ступенью стабилизации по этой схеме является дегазация конденсата в сепараторе 1. Отсепарированная жидкость из сепаратора разделяется на два потока. Один из них нагревается в теплообменнике 2 и поступает в питательную секцию абсорбционно-отпарной колонны 3 (АОК), другой в качестве орошения подается на верхнюю тарелку АОК. Технологический режим в АОК следующий: давление 1,9 - 2,5 МПа; температура вверху 15 - 20 °C; внизу - 170 - 180 °C. Ректификатом (верхним продуктом) АОК является фракция, состоящая в основном из метана и этана (III), остатком - деэтанизированный конденсат. Обычно газ сепарации из сепаратора 1 объединяют с верхним продуктом АОК и после дожатия в компрессоре направляют в магистральный газопровод. Деэтанизированный конденсат из АОК направляют в стабилизатор 5, работающий по схеме полной ректификационной колонны. С верха стабилизатора 5 отбирают ПБФ или ШФЛУ (IV), а из куба колонны отводят стабильный конденсат II. Давление в стабилизаторе составляет 1,0 - 1,6 МПа. Для подвода тепла в кубы колонн 3 и 5 используют трубчатые печи 4.

На усовершенствованных установках стабилизации конденсата для повышения технологической гибкости и возможности переработки облегченного по фракционному составу конденсата из-за истощения месторождения газ сепарации из сепаратора 1 нагревают и подают в АОК как отдувочный газ. Использование газа сепарации в качестве отдувочного позволяет в нижней части АОК снизить парциальное давление компонентов C3+, вследствие чего снижаются необходимое паровое число и количество тепла, подводимого в трубчатой печи.

Стабилизацию сернистых газовых конденсатов проводят по технологическим схемам, аналогичным схемам для бессернистых или малосернистых конденсатов, но с учетом особых параметров технологического режима и противокоррозионного ингибирования отдельных узлов установок.

Наиболее крупные установки стабилизации сернистых газовых конденсатов в России эксплуатируются в Оренбурге и Астрахани. Применяющиеся на УСК методы противокоррозионной защиты можно сгруппировать следующим образом:

• технологические методы - способствующие снижению коррозии действующего оборудования, направленные на корректировку технологии переработки сероводородсодержащего газа, которая позволяет сохранить первоначально низкую коррозионную активность технологической среды;
• методы, связанные с изменением агрессивных свойств самой технологической среды или удалением из нее компонентов, вызывающих коррозию металла;
• специальные методы - применяемые совместно с другими технологическими мероприятиями: использование коррозионностойких сплавов, лакокрасочных покрытий, ингибиторов коррозии.

Необходимая коррозионная стойкость оборудования обеспечивается рациональным выбором подходящего сплава, который производится с учетом условий эксплуатации: состава и характера коррозионной среды; температуры и давления, периодичности их перепадов; действия среды и механических нагрузок. Существенным при выборе марки стали является также учет концентрации сероводорода, его давления и pH коррозионной среды.

Для обеспечения повышенной противокоррозионной защиты внутренней поверхности аппаратов и коммуникаций в условиях воздействия высоких давлений и коррозионно-активной среды с высоким содержанием растворенных сероводорода и углекислого газа используются защитные покрытия: лакокрасочные на основе термореактивной фенольной смолы и ингибиторы коррозии на основе производных аминов. Для емкостей предусмотрена защита от электрохимической коррозии алюминиевыми анодами, установленными в каждую их секцию.

Одной из разновидностей глубокой стабилизации конденсата является технология низкотемпературной абсорбции с применением схемы маслоабсорбционной установки.

На маслоабсорбционной установке в технологическом процессе колонна К-501 работает в режиме деэтанизатора, колонна К-502 служит для получения чистого пропана и пропан-бутановых фракций различных соотношений пропана и бутана, а в колонне К-503 получают бензин газовый стабильный (БГС) (рисунок 31).

Рисунок 31 - Извлечение углеводородов методом низкотемпературной абсорбции (НТА) с применением маслоабсорбционной установки в технологическом процессе

Сырьем для получения вышеуказанных продуктов служат ШФЛУ и углеводородный конденсат.

Деэтанизатор К-501 предназначен для выделения метан-этановой фракции из ШФЛУ. Питание с 14-й тарелки колонны стекает на полуглухую тарелку, с которой поступает в межтрубное пространство испарителя И-501, где подогревается бензином газовым стабильным из куба колонны К-503, и в виде паро-жидкостного потока направляется в куб колонны К-501. С куба колонны К-501 паровой поток устремляется вверх и контактирует на тарелках с жидкой фазой, стекающей вниз. При контакте происходит массо-теплообменный процесс, при котором паровая фаза обогащается легколетучими компонентами, а жидкая фаза - труднолетучими. Жидкая фаза с куба колонны К-501 направляется на загрузку колонны К-502, а паровая фаза, состоящая из метан-этановой и частично пропановой фракций, через клапан-регулятор давления поз. 561 направляется в колонну К-503 или в заводскую систему сбросных газов.

Деэтанизированный продукт из кубовой части К-501 подается на загрузку в пропановую колонну К-502. Уровень в кубе колонны - в пределах 30 - 80% шкалы прибора.

Колонна К-502 предназначена для получения пропановой фракции концентрацией не ниже 98%, а также пропан-бутановых фракций различных соотношений. Питанием колонны служит деэтанизированная ШФЛУ, поступающая из куба колонны К-501 на 18-ю, 20-ю и 22-ю тарелки.

Жидкость стекает по тарелкам на полуглухую тарелку, откуда перетекает в межтрубное пространство испарителя И-502, где нагревается горячим БГС с нагнетания насоса Н-506 до температуры 80 - 120 °C, и в паро-жидкостном виде поступает в куб колонны под глухую тарелку. С куба колонны К-502 паровой поток устремляется вверх и контактируя на тарелках с жидкой фазой, стекающей вниз. При контакте происходит массо-теплообменный процесс, при котором паровая фаза обогащается легколетучими компонентами, а жидкая фаза - труднолетучими.

Пары с верха колонны с температурой 35 - 80 °C направляются в воздушные холодильники ВХ-502/1, где охлаждаются до температуры 35 - 60 °C и в жидком виде собираются в емкость Е-502/1.

Жидкая фракция после воздушного холодильника ВХ-502/1 поступает в емкость Е-502/1, где поддерживается уровень 20 - 80% шкалы.

Давление в емкости Е-502/1 не выше 1,6 МПа поддерживается клапаном - регулятором давления со сбросом газа в приемный газопровод ПОЗиС-1,2 или в факельную систему завода. Из емкости Е-502/1 продукт подается на прием насоса поз. Н-502/1,2, далее с выкида насоса подается на орошение колонны К-502.

Излишки продукта направляются в товарный парк N 1 или в линию ШФЛУ.

Из куба колонны К-502 кубовый остаток направляется на ректификацию в колонну К-503. Температура куба колонны регулируется клапаном-регулятором в пределах 80 - 120 °C изменением подачи теплоносителя в трубный пучок испарителя И-502. Уровень в кубе колонны поддерживается в пределах 30 - 80% шкалы прибора.

Колонна К-503 предназначена для отделения ШФЛУ от БГС.

Загрузка сырья производится на 8-ю; 16-ю и 17-ю тарелки. На загрузку колонны поступает:

• кубовый остаток колонны К-502;
• излишки ШФЛУ после загрузки колонны К 501;
• углеводородный конденсат из трехфазного разделителя Р-501;

Из емкости Е-503/2 ШФЛУ забирается насосами поз. Н-503/1,2 и подается на орошение колонны.

Излишки ШФЛУ с нагнетания насосов Н-503/1,2 направляются в холодильник ВХ-503/2 и далее в товарный парк N 2.

Уровень в емкости Е-503/2 поддерживается в пределах 20 - 80% шкалы прибора.

БГС, стекая по тарелкам колонны К-503, накапливается на глухой тарелке и в емкости Е-505, составляющей единый объем с глухой тарелкой. Из емкости Е-505 бензин забирается насосами поз. Н-506/1,2 и прокачивается через печь поз. П-501/2, где подогревается до температуры не выше 210 °C и направляется в куб колонны.

Часть теплоносителя с нагнетания насосов Н-506/1,2 подается в трубный пучок испарителя И-502 и возвращается в Е-505.

БГС из куба К-503 направляется в качестве теплоносителя в трубный пучок испарителя И-501 и поступает в емкость Е-501/2.

Уровень в емкости выдерживается этим клапаном в пределах 30 - 80% шкалы прибора. Из емкости Е-501/2 БГС насосами Н-505/1,2 возвращается в емкость Е-505.

Излишки БГС через воздушный холодильник ВХ-501/2 и клапан-регулятор уровня на глухой тарелке в К-503 с температурой не выше 35 °C направляются в товарный парк N 1.

Печь П-501/2 служит для обеспечения температурного режима колонны К-503. БГС из емкости Е-505 забирается насосами Н-506/1,2 и четырьмя параллельными потоками подается в змеевики трубчатого подогревателя П-501/2.

Количество БГС регулируется в пределах 180000 - 300000 кг/час.

В змеевиках печи бензин газовый стабильный нагревается до температуры 140 - 210 °C.

После печи горячий БГС подается в куб колонны К-503.

Пары ШФЛУ с верха колонны с температурой 60 - 95 °C охлаждаются в воздушном холодильнике ВХ-502/2 до температуры 35 - 50 °C, конденсируются и поступают в емкость Е-503/2.

Давление в колонне замеряется преобразователем давления поз. 562 с выводом показаний и регистрацией на щите в операторной прибором поз. PIR-562.

Излишки газа через клапан-регулятор сбрасываются на факел или в приемный газопровод пункта сепарации N 1, 2.

В качестве примера в таблице 23 приведен примерный перечень технологического оборудования.

Таблица 23

Основное технологическое оборудование технологии полной стабилизации конденсатов

2.2.4 Технологии очистки и компримирования газов выветривания и стабилизации газовых конденсатов, содержащих кислые компоненты

Технологии очистки и компримирования газов выветривания и стабилизации конденсата, содержащих кислые компоненты, предназначены для очистки и компримирования газов, образующихся в результате процессов выветривания и стабилизации конденсата, а также газов, отводимых из подземных хранилищ конденсата.

Продуктами являются обессеренный компримированный газ, направляемый на доочистку, кислый газ, поступающий на установку получения серы и отсепарированный газовый конденсат, отправляемый на установку стабилизации.

Технологическая схема состоит из отделения аминовой очистки газа и отделения компримирования.

В качестве примера на рисунках 32 и 33 приведены схемы отделения аминовой очистки газов выветривания и стабилизации, содержащих кислые компоненты, и компримирования газа.

В качестве примера на рисунке 32 приведена схема установки очистки и компримирования газов выветривания и стабилизации.

Рисунок 32 - Установка очистки и компримирования газа (блок очистки)

В качестве примера на рисунке 33 приведена схема отделения компримирования очищенных газов выветривания и стабилизации.

Рисунок 33 - Установка очистки и компримирования газа (блок компримирования)

Установка предназначена для очистки и компримирования газов, являющихся побочным продуктом установок стабилизации конденсата У121/221, обработки производственных сточных вод У122/222, сероочистки У172/272. Кроме того, в зависимости от степени загруженности, на установку могут приниматься газ продувки скважин, газ стабилизации конденсата подземных хранилищ.

Установка состоит из отделения аминовой очистки газа, состоящего из двух параллельно работающих идентичных линий и отделения компримирования, общего для двух линий аминовой очистки. Каждая линия отделения очистки рассчитана на обработку 50% газа среднего давления, поступающего на установку при нормальном режиме работы завода.

Сырьем установки является:

а) газ стабилизации конденсата, поступающий с установки У121/221;

б) газ расширения насыщенного амина, поступающий с установки У172/272;

в) газ стриппинга, поступающий с установки У122/222;

г) этановая фракция с У174/274.

Также на установку могут приниматься газы от продувок скважин и газ стабилизации конденсата из подземных хранилищ.

Продукцией установки является:

• обессеренный компримированный газ, поступающий на дальнейшую доочистку на установку У172/272;
• кислый газ, поступающий на установку получения серы У151/251;
• отсепарированный газовый конденсат, поступающий на установку стабилизации У121/221.

В отделении аминовой очистки газа одна технологическая линия очистки газа состоит из блока абсорбции и блока регенерации.

Общим оборудованием для обеих линий является:

• блок фильтрации раствора амина;
• резервуар хранения раствора амина 41T01;
• подземные дренажные емкости-сборники 41B05 (с насосом 41P08); 41B15 (с насосом 41P03); 41B20;
• 41T02 яма производственных отходов с насосом 41P09;
• 41B09 сборник пароконденсата СВ с насосами 41P10A/B;
• 41A05 секции АВО для охлаждения пароконденсата СВ;
• насосы 41P02B, P04B, P05B.

В отделении абсорбции сероводородсодержащий газ среднего давления из общезаводского коллектора поступает во входной сепаратор 41B01. Газ продувки скважин и газ подземных хранилищ конденсата от У171/271 поступает на установку по отдельному трубопроводу.

При полной нагрузке установки газ продувки скважин и газ с подземного хранилища конденсата поступает непосредственно на отделение компримирования.

К входному коллектору подводится линия товарного газа для проведения технологических операций во время подготовительных и пусковых работ.

Газ, поступающий в 41B01 с избыточным давлением не более 15 кг/см2 и температурой 48 °C сепарируется от жидкой фазы и поступает в абсорбер 41C01 под первую тарелку.

В абсорбере 41C01 газ очищается от серосодержащих компонентов и CO2 раствором ДЭА концентрации 33%, подаваемым на 14 тарелку колонны насосом 41P02A/B из резервуара хранения 41T01. Перед входом в колонну коллектор регенерированного амина разделяется на две симметрично отходящие от него линии, оборудованные обратными клапанами для исключения прорыва газа на насос в случае прекращения подачи амина. Для предотвращения вспенивания раствора на тарелках 41C01, на прием насосов 41P02A/B подается антивспениватель. Очищенный газ с верха 41C01 поступает на отделение компримирования. При увеличении давления в абсорбере 41C01 газ сбрасывается на факел кислых газов высокого давления HF. Абсорбер 41C01 оборудован 15 клапанными тарелками. Верхняя тарелка 41C01 предназначена для улавливания капельной жидкости, уносимой газом на выходе с абсорбера. Раствор абсорбента стекает вниз по тарелкам, где контактирует с очищенным газом, обогащенным H2S, CO2, углеводородами и собирается в нижней части абсорбера, откуда подается в расширитель. Насыщенный амин из абсорбера поступает в расширитель 41B02, где из раствора выделяется газовая фаза и отдельным потоком отводится под 21-ю тарелку десорбера 41C02. Емкость оснащена струеразрушителем на входе раствора амина, просверленными перегородками от раскачки жидкости, каплеотделителем из нержавеющей стали для исключения уноса жидкости с газом выветривания. Насыщенный амин с 41B02 насосами 41P04A/B подается на 20-ю тарелку регенератора 41C02 через трубное пространство рекуперативных теплообменников 41E01A/B/C, где нагревается обратным потоком регенерированного амина до 111 °C. После прохождения теплообменника 41E01A/B/C насыщенный раствор абсорбента направляется на 20-ю тарелку десорбера 41C02. Десорбер оборудован 31 клапанной тарелкой. На 20 тарелках (считая снизу) осуществляется отпарка из раствора абсорбента H2S, CO2, углеводородов. На 11 верхних тарелках происходят улавливание раствора абсорбента, уносимого парогазовой смесью с нижних тарелок, и конденсация паров воды за счет орошения подаваемого на верх 41C02. Вход насыщенного амина на 20-ю тарелку осуществляется двумя линиями. Регенерированный абсорбент с первой тарелки десорбера поступает в межтрубное пространство двух параллельно работающих рибойлеров 41E02A/B для получения стриппинг-пара, который подается под вторую тарелку 41C02. Подогретый до 129 °C раствор абсорбента переливается через перегородки рибойлеров и поступает в куб десорбера. Регенерированный абсорбент из 41C02, последовательно охлаждаясь в межтрубном пространстве рекуперативных теплообменников 41E01A/B/C до 96 °C и аэрохолодильнике 41A02, поступает в резервуар 41T01. Вода, подаваемая на верх десорбера 41C02, собирается в карман 21-й тарелки и сливается в емкость 41B03, откуда насосом 41P05A/B возвращается в десорбер 41C02 двумя потоками в качестве орошения для создания необходимого температурного режима. Кислый газ с верха десорбера 41C02 направляется в общий коллектор кислого газа установок получения серы У151/251. Поступающий от двух технологических линий регенерированный амин хранится в резервуаре 41T01, из которого откачивается питательным насосом 41P02A/B, P12 на абсорбцию. Резервуар 41T01 предназначен также для приготовления раствора абсорбента 33% концентрации по весу. Для этого к нему подводятся 50-процентный раствор амина с общего заводского склада и деминерализованная вода для разбавления или подпитки. В 41T01 постоянно подается азот во избежание контакта аминов с кислородом воздуха. Для удаления поверхностного слоя углеводородов и продуктов разложения антивспенивателя резервуар 41T01 оборудован механическим устройством. Блок фильтрации абсорбента предназначен для удаления из раствора абсорбента механических примесей и поверхностно-активных веществ. Блок фильтрации раствора амина действует непрерывно с максимальной нагрузкой 200 м3/ч. В блок фильтрации входят целлюлозный горизонтальный фильтр 41FL01, улавливающий механические примеси, содержащиеся в ДЭА, угольный вертикальный фильтр 41FL02, улавливающий углеводороды, содержащиеся в ДЭА, и фильтр 41FL03, оснащенный патронами с фильтрующей тканью, улавливающий угольную крошку. Поток амина в количестве не более 200 м3/ч отбирается из резервуара 41T01 насосом 41P06, подается на узел фильтрации от мехпримесей, который состоит из фильтра с намывным слоем целлюлозы 41FL01 и бака приготовления слоя с мешалкой 41FL01T01. Кроме того, в фильтр 41FL01 погружным насосом 41P08 подается раствор амина из дренажной емкости системы RA 41B05. Фильтр 41FL01 - самопромывающийся вращающийся горизонтальный барабан с 52 вертикальными рамами общей поверхностью 140 м2. Рамы с нержавеющей сеткой с диаметром ячейки 2 мкм покрывают слоем целлюлозного волокна, которое задерживает примеси размером более 1 мкм. Опорожнение фильтра 41FL01 от раствора амина при его перебивке осуществляется в дренажную емкость 41B05. После опорожнения 41FL01 его промывают технической водой для удаления отфильтрованного осадка с рам. Техническая вода подается в промывочный распределитель, расположенный в верхней части фильтра и имеющий 54 форсунки из нержавеющей стали, которые с большой силой омывают фильтрующие элементы. По мере вращения рам вокруг их оси со скоростью 3 об/мин под струей осадки фильтрации отклеиваются и самотеком удаляются в яму 41T02. Одновременно с промывкой производится приготовление раствора целлюлозного волокна. После приготовления раствора целлюлозного волокна налаживают циркуляцию через фильтр 41FL01 для нанесения слоя целлюлозы. Часть раствора амина после фильтра 41FL01 (до 20 м3/ч) поступает на дополнительную обработку в фильтр 41FL02, заполненный гранулированным активированным углем, адсорбирующим присутствующие в растворе амина углеводороды и поверхностно-активные вещества. Одна загрузка активированного угля рассчитана на 6 месяцев работы. При повышении расхода фильтруемого амина сокращается срок работы активированного угля. Из фильтра 41FL02 амин поступает на концевой фильтр 41FL03 для отделения мелких частиц угля, размером более 25 микрон. Фильтр 41FL03 состоит из 27 коротких или 9 длинных полипропиленовых патронов, которые подлежат замене при увеличении перепада давления на фильтре более 1,0 кгс/см2. Отфильтрованный раствор с 41FL03 присоединяется к выходящему из 41FL01 потоку и возвращается в резервуар 41T01.

Отделение компримирования газа состоит из пяти идентичных компрессоров, подключенных параллельно. Количество работающих компрессоров зависит от загрузки установки. Проектом предусмотрена работа компрессоров на сыром неочищенном газе не более 1000 часов в год при подаче на установку газа продувки скважин и подземных хранилищ (ПХ). Очищенный газ с обеих технологических ниток поступает во всасывающий коллектор компрессоров. Кроме того, в коллектор может подаваться газ продувки скважин и газ подземного хранения конденсата. Газ, пройдя входной сепаратор первой ступени 41B06 (где отбивается капельная жидкость за счет изменения направления потока), поступает на прием первой ступени компрессора. Сепаратор 41B06 оборудован каплеотбойником из нержавеющей сетки для исключения уноса жидкости с газом в компрессор. После первой ступени компрессора газ проходит межступенчатый АВО 41A03, где охлаждается и поступает в сепаратор второй ступени 41B07. Жидкость с сепаратора через клапанную сборку выводится на установку У120/220 в емкость 21B01. После сжатия во второй ступени компрессора газ проходит АВО 41A04, где охлаждается и поступает в сепаратор 41B08. Регулирование температуры газа на АВО 41A03, 41A04 производится путем изменения положения жалюзи вручную по месту и изменением количества работающих вентиляторов. Сконденсировавшийся в 41A04 конденсат отбивается в сепараторе 41B08. Жидкость из сепаратора 41B08 поступает в общий коллектор и выводится на установку У120/220 и емкость 21B01. Компримированный газ с сепаратора 41B08 поступает в нагнетательный коллектор и далее на установку У172/272 для дальнейшей обработки. Компрессоры предназначены для подачи сернистого газа среднего давления на установку сероочистки У172 с давлением до 67 кг/см2. Газоперерабатывающий агрегат представляет собой двухступенчатый поршневой компрессор с приводом от электродвигателя.

2.3 Переработка широкой фракции легких углеводородов

ШФЛУ получают при отбензинивании природных и попутных нефтяных газов различными методами, а также при стабилизации газовых конденсатов.

ШФЛУ, а также головку стабилизации газового конденсата перерабатывают по следующим вариантам:

а) для производства стабильного газового бензина (углеводороды C5+) и топливного газа (углеводороды C1 - C4);

б) для производства стабильного газового бензина (углеводороды C5+), топливного газа (углеводороды C1 - C2) и сжиженной ПБФ;

в) для производства стабильного газового бензина (углеводороды C5+), топливного газа (метан с примесями этана) и индивидуальных углеводородов (этан, пропан, изобутан, нормальный бутан и др.);

г) для производства индивидуальных углеводородов и их смесей (при переработке ШФЛУ, практически не содержащих C5+).

Этан (этановая фракция) применяется как сырье пиролиза, в качестве хладагента на установках НТК, сжижения газов, депарафинизации масел, выделения параксилола и др.

Пропановая фракция (технический пропан) используется как сырье пиролиза, коммунально-бытовое и автомобильное топливо, хладагент для технологических установок переработки нефти и газа, растворитель.

Изобутановая фракция является сырьем установок алкилирования и дегидрирования с получением изобутилена, который является в основном сырьем для производства высокооктановых добавок к моторным топливам.

Бутановая фракция применяется как сырье пиролиза, используется для получения бутадиена-1,3, а также как коммунально-бытовое топливо, добавка к автомобильным бензинам для повышения давления насыщенных паров.

Изопентановая фракция является компонентом высокооктановых бензинов. Пентановая фракция служит сырьем для процессов изомеризации, пиролиза, получения амиловых спиртов. Смеси изопентана и пентана применяются в качестве порообразующего агента в полимерах.

При использовании этих фракций легких углеводородов как сырья для нефтехимии содержание основных компонентов в них должно быть не менее 96 - 98%.

2.3.1 Технология очистки широкой фракции легких углеводородов от сернистых соединений

Концентрация сернистых соединений (сероводорода, меркаптанов, сероуглерода и др.) в СУГ и ШФЛУ, получаемых при отбензинивании сернистых газов и стабилизации сернистых газовых конденсатов, как правило, выше допустимого уровня, устанавливаемого нормативными требованиями.

Очистка от сероводорода и меркаптанов (тиолов) осуществляют раствором NaOH. При этом происходит также извлечение из газа диоксида углерода.

Для получения СУГ, отвечающих требованиям ГОСТ 34858-2022 [52], производят их очистку от сернистых соединений 10-процентным водным раствором гидроксида натрия.

Технологическая схема установки очистки СУГ от сернистых соединений включает в себя последовательно соединенные четыре ступени (рисунок 34). На первой ступени из сырья преимущественно извлекаются сероводород, сероуглерод и серооксид углерода из-за большей активности по сравнению с меркаптанами. Технологический режим первой ступени (контактор 1) следующий: давление 1,9 - 2,5 МПа (определяется необходимостью поддержания газа в сжиженном состоянии), температура 50 °C. На второй и третьей ступенях (температура 35 °C) производится очистка от меркаптанов. На четвертой ступени осуществляется промывка СУГ водой от следов NaOH. Часть отработанного раствора NaOH с первой ступени очистки отводится на регенерацию. На установке достигается степень очистки СУГ от сероводорода и меркаптанов до 98 и 96% соответственно.

Рисунок 34 - Технологическая схема щелочной очистки СУГ

1 - 4 - реакторы (смеси в потоке); 5 - 8 - отстойники-разделители; 9 - водяной холодильник; I - свежий раствор NaOH; II - сырье; III - отработанный раствор NaOH; IV - свежая вода; V - отработанная вода; VI - очищенное сырье

После очистки от сернистых соединений СУГ подается на блок адсорбционной осушки.

Для практически полного удаления из СУГ и ШФЛУ меркаптанов используют демеркаптанизацию на катализаторах, содержащих хелатные соединения металлов VI группы в растворе гидроксида натрия (процесс "Мерокс"). Меркаптаны переводят в дисульфиды путем каталитического окисления в щелочной среде.

Дисульфиды применяются в различных отраслях промышленности. Дисульфиды щелочных металлов, аммония и кальция являются инсектофунгицидами, а также используются для сульфирования и воронения поверхности стальных и чугунных изделий с целью придания им коррозионной стойкости. С помощью смеси дисульфидов натрия и калия (серная печень) в кожевенной промышленности снимают волос со шкур. Действие растворов связано не только с их высокой щелочностью, но и с окислительными свойствами.

Адсорбционную очистку ШФЛУ от сернистых соединений целесообразно применять при небольшом содержании серы - до 0,2% масс.

В качестве сорбентов используют природные и синтетические цеолиты, а также активные угли. Адсорбцию ведут при повышенном давлении (до 5 МПа) и температуре 30 - 35 °C, а десорбцию - при температуре 300 °C. В качестве десорбента используют азот или нагретый природный газ.

Наряду с несомненными достоинствами адсорбционного метода - мягкие условия технологического процесса (низкая температура и небольшое давление), простота аппаратурного оформления, - он обладает и существенными недостатками. Многие адсорбенты, в том числе и цеолиты, особенно импортные, все еще являются достаточно дорогими и дефицитными. Низкая адсорбционная емкость адсорбентов требует применения больших их количеств с частой регенерацией. После нескольких циклов регенерации адсорбенты частично закоксовываются и подвергаются механическому разрушению. Это вызывает необходимость в периодической полной замене адсорбентов.

Экстракционная очистка основана на использовании экстрагентов, селективно извлекающих из ШФЛУ сернистые соединения. В качестве экстрагентов предложены водные растворы этаноламинов, диметилформамид, диэтиленгликоль, диметилсульфоксид и др.

Однако ни один из применяемых в настоящее время экстрагентов не отвечает всем необходимым требованиям - высокой растворяющей способности по отношению к сернистым соединениям, большой плотности, низкой вязкости, доступности и дешевизны, отсутствию токсичности и коррозионных свойств.

2.3.2 Технология разделения ШФЛУ на газофракционирующих установках

На газофракционирующих установках (ГФУ) в различных сочетаниях комбинируются процессы разделения смеси газов на индивидуальные компоненты. Аппаратурно-технологическое оформление ГФУ определяется характеристиками поступающего сырья (состав и давление), ассортиментом и качеством получаемой продукции.

ГФУ входит в состав ГПЗ, НПЗ, нефтехимических и химических заводов, поэтому их сырьем являются все виды ШФЛУ, включая жирный газ и нестабильный бензин каталитического крекинга.

Для разделения смеси газов на индивидуальные компоненты применяются следующие технологические процессы:

• ректификация,
• компримирование,
• конденсация,
• адсорбция и т.д.

Состав ГФУ:

• блок очистки газов,
• блок компримирования,
• блок абсорбции и ректификации.

Блок очистки предназначен для очистки жирного газа от сероводорода.

Блок компримирования предназначен для сжатия жирного газа.

Блок абсорбции и ректификации предназначен для извлечения из газа ценных компонентов и их разделения на фракции.

Ректификация - это процесс разделения бинарных или многокомпонентных смесей, основанный на разной летучести компонентов. Он осуществляется путем многоступенчатого (колонны тарельчатого типа) или непрерывного (насадочные колонны) контактирования восходящих по колонне паров с нисходящей жидкостью.

Основными факторами, влияющими на эффективность процесса ректификации газовых смесей, являются давление, температура, количество тарелок в колонне и их КПД, скорость паров и флегмовое число.

С увеличением КПД тарелок, их количества и флегмового числа четкость ректификации газовых смесей возрастает, при этом для минимизации эксплуатационных затрат для получения одной и той же четкости ректификации целесообразно увеличивать число тарелок, уменьшая флегмовое число. Флегмовые числа в колоннах для разделения газовых смесей колеблются от 0,5 до 20 - 25, а число реальных тарелок - от 60 до 180 штук. Число тарелок и флегмовое число в колонне тем больше, чем более близкокипящие компоненты в ней разделяют; КПД тарелок изменяется в широких пределах в зависимости от типа тарелки и режима работы колонны.

На выходе из ГФУ получаются: стабильный бензин (фракция C5+), сухой газ и, в зависимости от потребностей, фракции углеводородов C3, C4 и C5.

Принципиальная схема ГФУ для переработки нестабильного газового бензина приведена на рисунке 35.

Рисунок 35 - Принципиальная схема газофракционирующей установки (ГФУ)

1 - деэтанизатор, 2 - пропановая колонна, 3 - бутановая колонна, 4 - изобутановая колонна, 5 - пентановая колонна, 6 - изопентановая колонна.

Нестабильный газовый бензин после предварительного подогрева поступает в колонну 1. С верха колонны отбираются пары пропана, которые конденсируются в конденсаторе-охладителе и собираются рефлюксной емкости. Жидкая фаза из емкости подается на орошение колонны 1, а отделенный сухой газ отводится в заводскую сеть.

Жидкая фаза, отводимая из куба колонны 1, подается в среднюю часть пропановой колонны 2. С верха колонны пары пропана, которые конденсируются в конденсаторе-охладителе и собираются в рефлюксной емкости. Часть пропана возвращается в верхнюю часть колонны в виде орошения, а избыток отводится в качестве конечного продукта.

Жидкость из куба пропановой колонны поступает на дальнейшее разделение в колонну 3. С верха колонны 3 отводится смесь бутанов, а из нижней части - фракция C5+.

Смесь бутанов разделяется в колонне 4 на изобутановую и бутановую фракции. Фракция C5+ поступает в колонну 5, где из нее удаляется смесь пентанов. Из куба колонны 5 отводится стабильный бензин. Смесь пентанов разделяется в колонне 6 на изопентановую и пентановую фракции.

На рисунке 36 приведен узел концентрирования и очистки от примесей изобутановой фракции и изопентановой фракции, направляемых на установки полимеризации.

Рисунок 36 - Узел концентрирования и очистки от примесей изобутановой фракции и изопентановой фракции

Изобутановая фракция от установок ГФ-1 и (или) ГФ-2 поступает по трубопроводу в верхнюю часть колонны Кн-1001 для удаления легких примесей.

Пары с верха колонны поступают в конденсаторы Т-1002/1,2, охлаждаемые оборотной водой. Сконденсированный продукт самотеком поступает в верхнюю часть колонны Кн-1001, образуя поток флегмы. Несконденсированные пары поступают в линию сдувки и отводятся на факел.

Тепло в куб колонны подводится за счет циркуляции кубового продукта через выносной пластинчатый испаритель Т-1001, обогреваемый паром. Пар в испаритель Т-1001 подается с узла теплоснабжения ТС-3 установки ГФ-2. Конденсат из Т-1001 отводится через конденсатоотводчик в линию конденсата, узла теплоснабжения ТС-3 установки ГФ-2. Балансовое количество кубового продукта отводится насосом Н-1001/1,2 для очистки и осушки в адсорберы А-1101 или А-1102.

Для обеспечения минимального расхода насоса поз. Н-1001/1,2 предусмотрена линия возврата от насоса Н-1001/1,2 в куб колонны Кн-1001.

Осушка и очистка изобутановой фракции проводятся последовательно в три стадии:

• осушка и очистка в адсорбере А-1101 или А-1102;
• тонкая очистка в адсорбере А-1103 или А-1104;
• гидрирование непредельных соединений в реакторе А-1105.

Изобутановая фракция от насоса Н-1001/1,2 через холодильник Т-1101, в который подается оборотная вода, поступает на осушку и очистку в один из двух адсорберов А-1101 (А-1102), направление потока снизу-вверх. Один из адсорберов находится в режиме адсорбции, один в режиме регенерации или в резерве.

В аппараты А-1101 (А-1102) загружено по два слоя адсорбентов:

• Selexsorb CDL (нижний слой; первый по ходу движения потока);
• Selexsorb COS (второй слой).

По мере прохождения из потока изобутановой фракции удаляются вода, спиртовые соединения.

После прохождения адсорберов А-1101 (А-1102) поток поступает в один из двух адсорберов А-1103 (А-1104), направление потока снизу-вверх. Один из адсорберов находится в режиме адсорбции, один в резерве.

В аппараты А-1103, А-1104 загружен слой адсорбента Е315 для доочистки изобутана и защиты катализатора гидрирования от нештатных проскоков соединений серы и тому подобных примесей.

Из адсорберов А-1103 (А-1104) поток поступает в реактор А-1105. Направление потока сверху вниз. В трубопровод подачи сырья на входе в реактор А-1105 через распределительное устройство подается водород для осуществления реакций гидрирования непредельных углеводородов на катализаторе Е-154. Ввиду малого количества гидрируемых компонентов водород подается из баллонов через редуктор.

Предусмотрен электрообогрев линии изобутана из аппаратов А-1101 (А-1102) в аппараты А-1103 (А-1104) и линии изобутана из аппаратов А-1103 (А-1104) в реактор А-1105 для компенсации теплопотерь и сохранения температуры потока.

Предусмотрены линии изобутановой фракции помимо адсорбера А-1103 (А-1104) и реактора А-1105.

Очищенная и осушенная изобутановая фракция после реактора А-1105 направляется через работающие попеременно фильтры механических примесей Ф-1101/1,2 в емкости хранения Е-1201, Е-1202.

Хранение очищенной изобутановой фракции производится в емкостях Е-1201, Е-1202 под давлением азота.

Очищенная изобутановая фракция откачивается насосом Н-1201/1 или Н-1201/2. Насос Н-1201/1 рассчитан на номинальную производительность установки и является основным, насос Н-1201/2 подобран на пиковую подачу очищенной изобутановой фракции на установку полимеризации (до 10 м3/ч) или как резервный, при этом задействуется линия возврата продукта в емкость Е-1201, Е-1202.

Предусмотрена линия подачи очищенной изобутановой фракции от насоса Н-1201/1,2 в линию питания колонны Кн-1001 (в случае нарушения качества продукции для повторной очистки). Предусмотрена линия возврата изобутановой фракции в емкости Е-1201, Е-1202.

Изопентановая фракция от установки приема, хранения тяжелых углеводородов и пентановых фракций (Б-7/1) производства парков приема, хранения, отгрузки сырья и готовой продукции (Северная) поступает по трубопроводу в верхнюю часть колонны Кн-2001 для удаления легких примесей. В случае нарушения качества продукции для повторной очистки предусмотрена линия подачи очищенной изопентановой фракции от насоса Н-2201/1,2 в линию питания колонны Кн-2001 перед отсекателем NV2001.

Пары с верха колонны поступают в конденсаторы Т-2002/1,2, охлаждаемые промоборотной водой. Сконденсированный продукт самотеком поступает в верхнюю зону колонны Кн-2001, образуя поток флегмы. Несконденсированные пары поступают в линию сдувки и отводятся на факел.

Тепло в куб колонны подводится за счет циркуляции кубового продукта через выносной пластинчатый испаритель Т-2001, обогреваемый паром, пар в испаритель Т-2001 подается с узла теплоснабжения ТС-3 установки ГФ-2, конденсат из Т-2001 отводится через конденсатоотводчик в линию конденсата, узла теплоснабжения ТС-3 установки ГФ-2. Балансовое количество кубового продукта отводится насосом Н-2001/1,2 для очистки и осушки в адсорберы А-2101 или А-2102.

Для обеспечения минимального расхода насоса предусмотрена линия возврата от насоса Н-2001/1,2 в куб колонны Кн-2001.

Осушка и очистка изопентановой фракции проводятся последовательно в три стадии:

• осушка и очистка в адсорбере А-2101 или А-2102;
• тонкая очистка в адсорбере А-2103 или А-2104;
• гидрирование непредельных соединений в реакторе А-2105.

Изопентановая фракция от насоса Н-2001/1,2 через холодильник Т-2101, в который подается промоборотная вода, поступает на осушку и очистку в один из двух адсорберов А-2101 (А-2102), направление потока снизу вверх. Один из адсорберов находится в режиме адсорбции, другой в режиме регенерации или в резерве.

В аппараты А-2101 (А-2102) загружено по два слоя адсорбентов:

• Selexsorb CDL (нижний слой; первый по ходу движения потока);
• Selexsorb COS (второй слой).

По мере прохождения из потока изопентановой фракции удаляются вода, спиртовые соединения, основная часть сероводорода.

После прохождения адсорберов А-2101 (А-2102) поток поступает в один из двух адсорберов А-2103 (А-2104), направление потока снизу вверх. Один из адсорберов находится в режиме адсорбции, один в резерве.

После адсорберов А-2103 (А-2104) поток поступает в реактор А-2105. Направление потока сверху вниз. В трубопровод подачи сырья на входе в реактор А-2105 через распределительное устройство подается водород для осуществления реакций гидрирования непредельных углеводородов на катализаторе Е-154. Ввиду малого количества гидрируемых компонентов, водород подается из баллонов через редуктор.

Предусмотрен электрообогрев линии изопентана из аппаратов А-2101 (А-2102) в аппараты А-2103 (А-2104) и линии изопентана из аппаратов А-2103 (А-2104) в реактор А-2105 для компенсации теплопотерь и сохранения температуры потока.

Предусмотрены линии изопентановой фракции помимо адсорбера А-2103 (А-2104) и реактора А-2105.

Очищенная и осушенная изопентановая фракция после реактора А-2105 направляется через работающие попеременно фильтры механических примесей Ф-2101/1,2 в емкости хранения Е-2201, Е-2202.

Хранение очищенной изопентановой фракции производится в емкостях Е-2201, Е-2202 под давлением азота.

Очищенная изопентановая фракция откачивается насосом Н-2201/1 или Н-2201/2. Насос Н-2201/1 рассчитан на номинальную производительность установки и является основным, насос Н-2201/2 подобран на пиковую подачу очищенной изопентановой фракции на установку полимеризации (до 14 м3/ч) или как резервный, при этом задействуется линия возврата продукта в емкость Е-2201, Е-2202.

Предусмотрена линия подачи очищенной изопентановой фракции от насоса Н-2201/1,2 в линию питания колонны Кн-2001 (в случае нарушения качества продукции для повторной очистки).

Пропановая фракция, отводимая из ГФУ, также подвергается очистке от примесей и осушке.

На рисунке 37 приведена схема очистки пропана от метанола.

Этан-пропановая фракция

Водометанольная смесь

Пропан

Вода/конденсат

Метанол

ПАР

Рисунок 37 - Схема очистка пропана от метанола

Очистка пропана последовательно осуществляется в узлах очистки от метанола, азеотропной осушки пропана, рекуперации этан-пропановой фракции и регенерации метанола.

В узле очистки пропановой фракции от метанола пропановая фракция - по трубопроводу поступает с установок ГФ-1 и ГФ-2 производства по переработке ШФЛУ. Сырье подается в смеситель СМ-1 с давлением 20,0 кгс/см2 и температурой не более 35 °C, где смешивается с конденсатом этан-пропановой фракции, поступающим из сепаратора С-2, и водой, поступающей с блока регенерации метанола от насоса \text{НП} - 2/1 \div 3 .

В результате смешения большая часть метанола переходит из пропановой фракции в водную фазу.

Смесь воды с метанолом и углеводородами, пройдя предфильтры Ф-1/1,2, где производится механическая очистка, за счет разности давления поступает в фильтры-коалесцеры С-1/1,2, где происходит разделение водометанольной смеси и пропановой фракции.

Давление в смесителе СМ-1, предфильтрах Ф-1/1,2, фильтрах-коалесцерах С-1/1,2 поддерживается в пределах 19,0 \div 22,0\text{кгс}/\text{см}^{2} .

Жидкая пропановая фракция выходит через боковой штуцер фильтра-коалесцера. Водометанольная смесь из фильтров-коалесцеров С-1/1,2 за счет разности давления направляется в емкость Е-2 блока регенерации метанола, а пропановая фракция в колонну К-1 на азеотропную осушку.

В узле азеотропной осушки пропановой фракции пропановая фракция из фильтров-коалесцеров С-1/1,2 за счет разности давлений подается в колонну К-1 на азеотропную осушку.

В колонне К-1 происходит азеотропная осушка пропановой фракции от остаточного метанола и воды. С верха колонны К-1 отводится этан-пропановая фракция, содержащая метанол и воду. Из куба колонны К-1 выводится осушенная от воды и метанола пропановая фракция.

Жидкая фаза с глухой тарелки колонны К-1 с температурой не более 39 °C подается в кожухотрубные испарители Т-1/1,2, где частично испаряется за счет рекуперации тепла компримированной этан-пропановой фракции, поступающей от компрессора КВ-1/1,2, и возвращается в колонну К-1 под глухую тарелку.

Во время пуска предусмотрено поддержание температуры куба колонны К-1 в пределах 38 °C подачей водяного пара в теплообменник Т-1/2.

Кубовый продукт колонны К-1 - осушенная и очищенная пропановая фракция - откачивается в качестве товарного продукта герметичными центробежными насосами Н-4/1,2,3 (2 рабочих и 1 резервный) на отделение Б-3/2 ТСЦ в емкости Е-3/19,20.

Этан-пропановая фракция с верха колонны К-1 с давлением 12,5 кгс/см2 и температурой не выше 34 °C поступает к тепловому насосу, в качестве которого применяются винтовые компрессоры КВ-1/1,2 компрессорной установки КУ-1.

В компрессорной установке КУ-1 винтовой компрессор - это двухроторная машина с принудительным вращением.

В компрессорах этан-пропановая фракция сжимается до 25,0 кгс/см2. В результате компримирования температура этан-пропановой фракции повышается до плюс 69 °C, что позволяет использовать тепло этан-пропановой фракции для подогрева куба колонны К-1.

В качестве привода компрессоров КВ-1/1,2 предусмотрена паровая турбина, работающая на перегретом паре, поступающем из коллектора.

В узле сепарации этан-пропановой фракции после компримирования этан-пропановая фракция разделяется на две равные части и подается в теплообменники Т-1/1,2 где охлаждается, отдавая тепло кубовому продукту колонны К-1.

Далее этан-пропановая фракция охлаждается в воздушном холодильнике Х-1 до 51 °C и направляется в сепаратор С-2.

Воздушный холодильник Х-1 оснащен частотным преобразователем, позволяющим регулировать температуру на выходе из Х-1 в автоматическом режиме.

В сепараторе С-2 происходит отделение несконденсировавшейся части этан-пропановой фракции от жидкости.

Газообразная этан-пропановая фракция из сепаратора С-2 направляется на установку ГФ-1, в емкость Е-7 (емкость конденсации ЭПФ).

Жидкость из сепаратора С-2 с температурой не более 51 °C подается на смешение с пропановой фракцией и водой в смесителе СМ-1.

В блоке регенерации метанола водометанольная смесь из фильтров-коалесцеров С-1/1,2 подается за счет перепада давления в емкость Е-2 блока регенерации метанола.

Емкость Е-2 снабжена наружным змеевиком для обогрева в зимнее время.

На выходе из емкости Е-2 водометанольная смесь делится на два потока. Один поток нагревается в теплообменнике Т-3 кубовым продуктом колонны К-2 до температуры 104° \div 108°\text{С} . Второй поток нагревается в теплообменнике Т-4 конденсатом водяного пара из испарителя Т-2 до температуры 109° \div 112°\text{С} (117 °C - для режима при отключенной колонне К-1). После этого потоки объединяются и поступают в колонну регенерации метанола К-2.

После охлаждения в теплообменнике Т-4 паровой конденсат с давлением не менее 1,9 кгс/см2 и температурой 95 °C возвращается в емкости Е-8/1,2 установки ГФ-1.

Пары метанола с верха колонны К-2 охлаждаются с температуры 79 °C до 40 °C и полностью конденсируются в аппарате воздушного охлаждения ВХ-2.

Из аппарата воздушного охлаждения ВХ-2 метанол поступает в метанольную емкость Е-1 для сбора метанола.

Из емкости Е-1 регенерированный метанол насосами Н-1/1,2 частично подается на орошение колонны К-2, основная часть выводится в отделение БК-9 цеха. При нарушениях качества метанола (превышения содержания массовой доли воды более 0,05%) предусмотрена возможность вывода потока на отделение Б-3 в емкости \text{Е} - 2/1 \div 4 .

Во время пуска установки предусмотрена возможность подачи метанола от насоса Н-1/1,2 в емкость Е-2.

Подогрев кубовой жидкости колонны К-2 производится насыщенным водяным паром с давлением 3,0 кгс/см2 в испарителе Т-2 с паровым пространством. Пары из испарителя Т-2 возвращаются в колонну К-2.

После испарителя Т-2 образовавшийся конденсат водяного пара поступает в теплообменник Т-4.

Вода с остаточной массовой долей метанола (не более 1%) охлаждается в теплообменнике Т-3 с температуры 123 °C до 55 °C, что позволяет использовать тепло кубового продукта колонны К-2 для подогрева водометанольной смеси. Далее вода доохлаждается в аппарате воздушного охлаждения ВХ-3 до температуры 5° \div 40°\text{С} и подается в смеситель СМ-1 насосом \text{НП} - 2/1 \div 3 .

Также в технологии разделения ШФЛУ на ГФУ возможно использование пара при включении в периметр технологии оборудования по утилизации, обезвреживания сточных вод для генерации пара на технологические нужды.

Схема переработки ШФЛУ на ГФУ с утилизацией/обезвреживанием сточных вод для генерации пара на технологические нужды приведена на рисунке 38.

Принципиальная технологическая схема переработки ШФЛУ на ЦГФУ

Рисунок 38 - Схема переработки ШФЛУ на ГФУ с утилизацией/обезвреживанием сточных вод для генерации пара на технологические нужды

1 - депропанизатор, 2 - депропанизатор, 3 - дебутанизатор, 4/1, 4/2 - колонна разделения суммы бутанов, 5 - депентанизатор, 6/1, 6/2 - колонна разделения суммы пентанов, 7 - деэтанизатор, 8 - узел утилизации/обезвреживания сточных вод

Отработанные после пропарки оборудования установок жидкости собираются в емкости для сбора стоков. После заполнения емкостей проводится анализ содержимого и при получении результатов, удовлетворяющих установленным нормам, содержимое емкости сбора стоков откачивается в канализацию. В случае получении неудовлетворительных результатов анализа производится вывоз содержимого емкостей сбора стоков, автобойлером для дальнейшей утилизации/сжигания на установке термического обезвреживания химически сточных вод.

На установке утилизации/термического обезвреживания сточных вод, содержащих углеводороды, имеются 4 системы сжигания с генерацией тепловой энергии. При сжигании образуются дымовые газы с температурой до 1000 °C. Утилизация тепла дымовых газов осуществляется в котлах-утилизаторах с образованием пара, передаваемого на технологические нужды (либо непосредственно в конкретные производства, либо в общезаводскую сеть).

В качестве примера в таблице 24 приведен примерный перечень технологического оборудования.

Таблица 24

Основное технологическое оборудование технологии разделения ШФЛУ на газофракционирующих установках

2.4 Переработка попутного нефтяного газа

Переработка ПНГ на крупных объектах переработки природного и попутного нефтяного газа позволяет выделить из ПНГ максимальное количество полезного нефтегазохимического сырья, которое может включать ШФЛУ и индивидуальные продукты (в некоторых случаях этан).

Выделение из попутного нефтяного газа ценных компонентов является главной задачей его переработки. На сегодняшний день основными методами переработки ПНГ являются низкотемпературные сепарация, конденсация, ректификация и абсорбция. НТС является наименее эффективным методом и в этом разделе описываться не будет.

2.4.1 Технология извлечения углеводородов методом низкотемпературной конденсации или низкотемпературной конденсации и ректификации

На эффективность процесса НТК оказывают влияние давление и температура.

Повышение давления увеличивает степень конденсации углеводородов, но уменьшает селективность. Снижение температуры при постоянном давлении наряду с увеличением степени конденсации приводит к увеличению селективности: тяжелые углеводороды переходят в жидкую фазу быстрее. Интенсивность изменения степени конденсации не прямо пропорциональна изменению давления и температуры. В области низких давлений степень конденсации быстро меняется с изменением давления. При дальнейшем увеличении давления интенсивность конденсации снижается. Аналогичное влияние оказывает изменение температуры: наиболее интенсивно степень конденсации увеличивается с понижением температуры до определенного значения (в зависимости от состава газа), ниже которого скорость конденсации замедляется.

Таким образом, степень конденсации углеводородов можно увеличивать двумя способами: повышением давления при постоянной температуре или понижением температуры при постоянном давлении. Однако процесс конденсации в этих случаях имеет свои особенности. При росте давления при постоянной температуре повышение степени конденсации происходит одновременно с ухудшением четкости разделения углеводородов, так как в жидкую фазу вместе с тяжелыми компонентами переходит значительное количество легких компонентов. В случае понижения температуры при постоянном давлении увеличение степени конденсации сопровождается повышением четкости разделения легких и тяжелых компонентов, что объясняется большей разностью значений летучести компонентов смеси в области низких температур.

В качестве дополнительного источника холода могут использоваться как внешние холодильные машины, так и адиабатическое расширение газа в турбодетандерах.

Основными этапами технологического процесса является:

• сепарация ПНГ;
• компримирование на компрессорных линиях с электроприводом (либо газотурбинным приводом);
• осушка попутного нефтяного газа методом адсорбции;
• охлаждение на блоке низкотемпературной конденсации с пропаново-холодильной установкой, в том числе с возможностью применения турбодетандерного агрегата;
• разделение сконденсировавшихся углеводородов;
• компримирование сухого отбензиненного газа на компрессорных линиях с электроприводом (либо газотурбинным приводом).

На рисунке 39 приведена технологическая схема процесса НТК.

Установка низкотемпературной конденсации (НТК)

Рисунок 39 - Технологическая схема установки НТК

В блоке подготовки попутного нефтяного газа попутный нефтяной газ поступает в сепаратор M-102, где происходит отделение углеводородного конденсата и воды, которые далее поступают в сепаратор M-133. M-133 служит для выделения легких углеводородов, разделения воды и углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат в M-133 за счет снижения давления разгазируется, выделившийся газ из сепаратора M-133 сбрасывается в сепаратор M-102, вода и некондиционный углеводородный конденсат из M-133 с давлением 15 \div 20\text{кгс}/\text{см}^{2} откачиваются в конденсатопровод нефтесборных сетей поставщиков ПНГ.

В блоке компримирования попутного нефтяного газа на компрессорных линиях с электроприводом (либо газотурбинным приводом) газ из сепаратора M-102 поступает на прием компрессоров C-101A, C-101B, работающих параллельно, и сжимается до давления 5 кгс/см2. Газ после компрессоров C-101A, C-101B с температурой не более 157 °C поступает в аппараты воздушного охлаждения (АВО) E-121 A, E-121B. Газожидкостная смесь из E-121A, E-121B с температурой 30...60 °C направляется в сепараторы M-103A, M-103B для отделения жидкости. Углеводородный конденсат снизу сепараторов M-103A, М-103B отводится в сепаратор M-133.

Газ из сепараторов M-103 A/B подается на прием компрессоров C-106 A/B.

Газ от компрессоров C-106 A/B с давлением до 14,4 кгс/см2 и температурой не более 160 °C подается в АВО E-101 A/B, где охлаждается до 30 - 60 °C. Газожидкостная смесь поступает в сепаратор M-132 для отделения углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат из сепаратора M-132 отводится на установку очистки углеводородного конденсата (УО УВК).

Газ из сепаратора M-132 подается на прием компрессоров C-102 A, C-102B, сжимается до давления 58 кгс/см2 и с нагнетания компрессоров C-102 A, C-102B с температурой не более 184 °C подается в АВО E-104 A, E-104B. Охлажденная до 35 - 60 °C газожидкостная смесь поступает в трехфазный сепаратор высокого давления M-106 для отделения углеводородного конденсата и влаги.

Отделившиеся в сепараторе M-106 жидкие углеводороды выводятся в сепаратор M-132. Вода из стакана сепаратора M-106 выводится в сепаратор M-133.

В блоке осушки газ из сепаратора M-106 с давлением до 58 кгс/см2 и температурой не выше 60 °C подается в адсорберы M-107 A...M-107F для осушки от воды, где он осушается до точки росы порядка минус 90 °C. Осушка от воды необходима для того, чтобы избежать образование гидратов в низкотемпературном блоке установки. Адсорбция осуществляется на слое молекулярных сит.

Молекулярные сита представляют собой синтетические кристаллометаллические алюминосиликаты с равномерным размером пор. Система осушки состоит из шести параллельно работающих аппаратов. В любой заданный момент времени четыре аппарата участвуют в цикле осушки, один - в цикле охлаждения и один - в цикле нагрева (регенерации). Продолжительность цикла осушки и очистки - не менее 4 часов, циклов нагрева и охлаждения - не менее 1 часа каждый.

Для цели регенерации слоя молекулярного сита используется часть потока полученного осушенного газа. Этот газ протекает сначала через слой молекулярного сита, находящийся в цикле охлаждения, а затем к нагревателю газа регенерации, Н-101, где он нагревается до 288 °C. Горячий газ регенерации с регулированием расхода поступает к аппарату, находящемуся в цикле нагрева. К завершению цикла нагрева этот слой нагрет до 230 °C и почти вся вода, оставшаяся от цикла осушки, десорбируется и слой тщательно регенерируется. После этого аппарат переключается на цикл охлаждения.

Для регенерации адсорбента используется часть газа из линии осушенного газа после адсорберов \text{М} - 107A \div F . Газ регенерации нагревается в подогревателе до температуры не более 288 °C и через клапан-регулятор расхода FV-018 в количестве 21 - 54 тыс. м3/час с температурой не более 288 °C газ поступает в адсорбер, находящийся в режиме нагрева (регенерации), откуда с температурой не более 288 °C в аппараты воздушного охлаждения E-105, охлаждается до температуры 12...60 °C и подается в сепаратор газа регенерации С-111. Отделившаяся в сепараторе С-111 жидкость (вода и углеводороды) выводится в сепаратор второй ступени компримирования M-132.

Газ регенерации из сепаратора С-111 поступает на прием газодувок B-102 A/B (одна рабочая, другая резервная) и далее через регулятор давления PV-113 и клапан отсекатель XV-035 нагнетается на вход сепаратора 3-й ступени компримирования M-106 в линию после холодильника (АВО) E-104B и, таким образом, совместно с газом 3-й ступени компримирования после сепаратора M-106 снова поступает на вход блока осушки.

Блок низкотемпературной конденсации с турбодетандерным агрегатом (НТК)

Газ из адсорберов \text{М} - 107A \div F проходит фильтр A-104, где очищается от унесенных из адсорберов частиц молекулярных сит, после чего разделяется на два потока.

Первый поток последовательно охлаждается до температуры плюс 2...минус 11 °C в теплообменнике E-108 отбензиненным газом из деметанизатора M-116 и деэтанизатора M-117, далее до температуры минус 26...минус 30 °C в холодильнике E-109 пропаном хладагентом и до температуры минус 49...минус 60 °C в теплообменнике E-111 отбензиненным газом деметанизатора M-116.

Второй поток последовательно охлаждается до температуры минус 30...минус 45 °C в теплообменнике E-110 углеводородным конденсатом, выходящим с низа деметанизатора M-116, далее до температуры минус 50...минус 60 °C в рибойлере E-112 деметанизатора.

После охлаждения оба потока поступают в сепаратор M-114 для отделения жидкости. Около 50% газа из сепаратора M-114 подается на прием турбодетандера X-101, где охлаждается до минус 92 °C за счет расширения при увеличении объема. Давление газа на выходе из турбодетандера при этом снижается до 26,7 кгс/см2. Остальные 50% газа, используя эффект J-T (Джоуля-Томсона), байпасируются через дроссельный клапан PV-043A на 6-ю тарелку деметанизатора M-116. Возможна также работа блока без турбодетандера со 100% байпасированием газа через клапан PV-043A.

Углеводородный конденсат из сепаратора M-114 отводится в газоотделитель M-115. Жидкая фаза из газоотделителя M-115 поступает на 4-ю тарелку деметанизатора M-116, газ из M-115 поступает на смешение с газом деметанизатора M-116.

Деметанизатор M-116 представляет собой фракционную колонну с шестью клапанными тарелками и служит для выделения метана из углеводородного конденсата. Верхняя часть деметанизатора, в которую подается газожидкостная смесь из турбодетандера X-101, является сепаратором.

Углеводородный конденсат из сливного кармана нижней первой тарелки циркулирует через корпус рибойлера E-112, отдавая холод сырому газу. Газожидкостная смесь возвращается под первую тарелку деметанизатора. Газ сверху деметанизатора M-116 с температурой до минус 92 °C через теплообменник E-111, E-108 поступает на прием компрессора турбодетандера X-101.

Углеводородный конденсат из куба деметанизатора с температурой минус 65 °C и давлением до 26,3 кгс/см2 насосами P-107 A/B подается в корпус теплообменника E-110. Нагретый теплом от встречного потока сырьевого газа до температуры 25 °C в теплообменнике E-110 углеводородный конденсат поступает на 26-ю тарелку деэтанизатора M-117.

Деэтанизатор M-117 представляет собой колонну с 41-й клапанной тарелкой и служит для выделения этана из углеводородного конденсата и получением ШФЛУ.

Выделившиеся из конденсата легкие углеводороды с температурой плюс 5...минус 17 °C и давлением не более 33,28 кг/см2 сверху колонны выводятся в холодильник E-113, где охлаждаются до минус 36 °C. В качестве хладоагента в E-113 используется жидкий пропан.

Охлажденная газожидкостная смесь поступает в рефлюксную емкость M-118. Газ после смешения с газом деметанизатора M-116, выходящего из теплообменника E-111, подается в корпус теплообменника E-108 для охлаждения осушенного и очищенного сырьевого газа.

Уровень конденсата в M-118 и уровень пропана в кожухе конденсатора E-113 регулируется количеством подаваемого в E-113 через клапан LV-039 жидкого пропана. Все сконденсированные углеводороды возвращаются на верхнюю тарелку M-117 в качестве орошения колонны с помощью насосов P-108 A/B.

Углеводородный конденсат, собирающийся на 2-й тарелке деэтанизатора M-117, перетекает в сливной стакан полуглухой тарелки, оттуда в корпус ребойлера E-114.

В качестве теплоносителя в рибойлере E-114 применяется дизтопливо, подаваемое в трубный пучок с температурой до 219 °C.

Нагретая в рибойлере до 134 °C газожидкостная смесь подается под глухую тарелку деэтанизатора M-117. Пары через стакан тарелки поднимаются вверх, а кубовая жидкость (широкая фракция легких углеводородов - ШФЛУ) под собственным давлением подается в аппараты воздушного охлаждения E-115, и после них насосами P-501 A/B под давлением 32 кгс/см2 и с температурой 40 °C проходит узел коммерческого учета и выводится в продуктопровод.

В блоке компримирования сухого отбензиненного газа (СОГ) на компрессорных линиях с электроприводом (либо газотурбинным приводом) компримирование отбензиненного газа осуществляется в две ступени.

Отбензиненный газ, выходящий из теплообменника E-108, сжимается компрессором турбодетандера CX-101 до давления 27,7 кгс/см2.

Газ после компрессора CX-101 и его байпаса делится на 2 потока и сжимается параллельно работающими компрессорами C-103 A/B с синхронными электродвигателями.

Потоки отбензиненного газа, сжатые в компрессорах C-103A, C-103B до 58 кгс/см2 с температурой до 137 °C поступают в воздушные холодильники E-116 A, E-116B, где охлаждаются до температуры не более 90 °C. После воздушных холодильников E-116 A/B оба потока объединяются в один.

Сухой отбензиненный газ (СОГ) с давлением 58 кгс/см2 с температурой не более 60 °C из воздушных холодильников E-116A, E-116B направляется в аппарат воздушного охлаждения E-128.

После воздушных холодильников E-128 газ поступает на узел учета и редуцирования сухого газа и, далее, в магистральные газопроводы. При необходимости сухой отбензиненный газ может сбрасываться на факел.

В пропано-холодильной установке жидкий пропан высокой чистоты используется в качестве хладагента в холодильниках E-109 и E-113 блока НТК.

Газообразный пропан из E-109 и E-113 с давлением 0,24 кгс/см2 и температурой минус 36 °C поступает в сепаратор M-130 и далее на прием компрессора C-104 с асинхронными электродвигателями.

Сжатый до давления 14 кгс/см2 с температурой до 97 °C пропан охлаждается в аппарате воздушного охлаждения E-117 до температуры 10 - 46 °C и собирается в емкости M-121.

Жидкий пропан из емкости M-121 последовательно подается в первую, вторую и третью секции ресивера пропана M-120. В первой секции ресивера M-120 поддерживается давление до 8 кгс/см2 и температура 17 °C, во второй до 8 кгс/см2 и минус 4 °C, в третьей до 8 кгс/см2 и минус 21 °C.

Опорожнение и заполнение системы пропаном производится с помощью насоса P-119.

В случае долговременного ограничения отгрузки ШФЛУ потребителям и температуре окружающего воздуха минус 15 °C и ниже ПХУ может эксплуатироваться без компрессора C-104.

При бескомпрессорной работе ПХУ жидкий пропан из M-121 подается в межтрубное пространство холодильников E-109 и E-113 под собственным давлением, где испаряется за счет тепла газа, проходящего по трубному пространству. Из холодильников E-109, E-113 пары пропана под собственным давлением поступают в конденсатор-холодильник E-117, где конденсируются, и жидкий пропан поступает в M-121.