Содержание к диссертации
Введение
1. Становление газопереработки в урало-поволжье и оренбургской области. 7
1.1. Некоторые вопросы истории добычи и использования попутного нефтяного газа 7
1.2. Основные тенденции переработки попутного нефтяного газа, природного газа газовых и газоконденсатных месторождений 19
2. Зарождение, становление и развитие переработки углеводородного сырья некоторых месторождений западной сибири. 28
2.1. Тюменская область - крупнейший нефтедобывающий район России. 28
2.2. Наличие и использование ресурсов нефтяного газа в Западной Сибири. 33
2.3. Прогноз ресурсов нефтяного газа и других источников лёгкого углеводородного сырья по месторождениям Западной Сибири. 36
2.4. Исто ки становления газ оперер аботки. 41
2.5. Нижневартовский ГПЗ - первенец отрасли. 45
3. Исследование состава и свойств углеводородного сырья. переработка углеводородного сырья 52
3.1. Метод определения компонентного состава газа и результаты исследований. 52
3.2. Сущность первичной переработки и процессы разделения ПНГ. 66
3.3. Описание технологической схемы МАУ. 75
4. Продукты газопереработки. пути использования и перспективы 84
4.1. Товарная продукция ГПЗ и её использование. 84
4.2. Принципиальные схемы нефтехимических производств. 88
4.3. ЦГФУ - схема, описание, дальнейшее использование продуктов разделения. 95
4.4. Перспективы развития нефтехимической отрасли. 102
Выводы 105
- Основные тенденции переработки попутного нефтяного газа, природного газа газовых и газоконденсатных месторождений
- Наличие и использование ресурсов нефтяного газа в Западной Сибири.
- Сущность первичной переработки и процессы разделения ПНГ.
- Принципиальные схемы нефтехимических производств.
Введение к работе
Актуальность темы.
В последние годы все большую долю сырья в нефтехимической промышленности занимают попутные газы нефтяных месторождений. В этом плане наибольший интерес по своему химическому составу и свойствам представляют попутные нефтяные газы (ПНГ) Западно-Сибирских нефтяных месторождений, многие из которых отличаются повышенным содержанием ценных углеводородов - С5, Сб и выше. Поэтому тщательное изучение состава и свойств попутных газов нефтяных месторождений Западно-Сибирского региона и разработка на этой основе схем их переработки является важной и актуальной задачей для развития всей нефтехимической отрасли страны.
Диссертационная работа выполнена в соответствии с научно-технической программой Министерства образования и науки РФ «Научные исследования высшей школы в области химии и химических продуктов» (Приказ Минобразования РФ от 08.02.2000 № 391, раздел «Углубленная переработка нефти, попутных нефтяных газов, ШФЛУ и газовых фракций) и планами НИР и НИОКР НИИРеактив на 2000-2005 гг., раздел «Нефтехимия и нефтепереработка».
Цель работы.
Целью работы является:
Исследование исторических аспектов возникновения, становления и развития научных работ по изучению химического состава и свойств попутных газов нефтяных месторождений Западно-Сибирского региона, а также комплекса проблем, связанных с переработкой попутных газов с целью получения высококачественного сырья для нефтехимической промышленности.
Исследование химического состава и свойств попутных газов нефтяных месторождений Западной Сибири: Самотлорского,
Советского, Варьёганского, Мамонтовского, Южно-Балыкского, Тепловского и некоторых других с целью определения возможностей использования их в качестве сырья на Нижневартовском, Белозерном и Южно-Балыкском газоперерабатывающих заводах.
Оценка возможности и эффективности использования полученных на газоперерабатывающих заводах углеводородных фракций для производства нефтехимических продуктов - мономеров, полимеров, каучуков, резин.
Исследование зависимости режимных параметров и выхода широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), стабильного газового бензина (СГБ) и пропана на газоперерабатывающих установках.
Научная новизна работы.
Впервые в хронологической последовательности проанализированы сведения по всем историческим этапам создания и совершенствования предприятий по переработке попутных нефтяных газов Западно-Сибирского региона.
Впервые исследован химический состав попутных газов различных нефтяных месторождений Западной Сибири (Самотлорского, Варьёганского, Южно-Балыкского и др.) и предложена научно-обоснованная схема их переработки.
Впервые проведена классификация попутных газов многих нефтяных месторождений Западной Сибири по содержанию наиболее ценных компонентов (С3-С5 и выше).
Практическая значимость работы.
Практическая ценность работы заключается в том, что рекомендации по обеспечению максимального выхода ШФЛУ, СГБ и пропана, в зависимости от химического состава попутных газов нефтяных месторождений Западной Сибири и режимных параметров газоперерабатывающих установок, используются на Нижневартовском, Белозерском и Южно-Балыкском газоперерабатывающих заводах.
Материалы диссертационного исследования используются при чтении лекций и при проведении лабораторного практикума по отдельным разделам курсов «Технология нефти и газа» и «Общая химия» для студентов технологического факультета Уфимского государственного нефтяного технического университета.
Апробация работы.
Результаты работы были доложены и обсуждены на:
IV Международной научной конференции «Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела», 24-26 декабря 2003 г., г. Уфа;
XVII Международной научно-технической конференции «Химические реактивы, реагенты и процессы малотоннажной химии», 12-15 октября 2004 г., г. Уфа;
Международной конференции «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья», 24-26 ноября 2004 г., г. Москва.
Публикации.
По теме диссертации опубликованы: 9 печатных работ, в том числе 8 статей и 1 тезис доклада на конференции.
Основные тенденции переработки попутного нефтяного газа, природного газа газовых и газоконденсатных месторождений
В настоящее время этан и более тяжёлые углеводороды извлекаются на ГПЗ. Химический синтез этих фракций осуществляется на заводах различных ведомств, компаний и акционерных обществ. На сегодняшний день в Западной Сибири находятся крупные газохимические комплексы, включающие в себя производства полиэтилена, полистирола и т,д. В европейской части страны, где размещение соответствующих химических предприятий в основном уже завершены, взаимосвязи между химической и газовой промышленностью складываются несколько иначе. Главным направлением в ближайшие годы будут реконструкции, расширение и техническое перевооружение действующих предприятий. Для химической промышленности необходима надёжная обеспеченность газовым сырьём и топливом, чтобы действующие предприятия развивались с сохранением их специализации. Химические производства, основанные на получении сырья от газоперерабатывающей подотрасли, имеют свои специфические особенности, определяющие масштабы и темпы их развития. Это в первую очередь разрыв во времени между завершением строительства ГПЗ и особенно химических производств и началом разработки газовых месторождений. Кроме того, низкие цены на углеводородные компоненты, получаемые в процессе газопереработки, не стимулируют углубления отбора этих углеводородов. С конца 1980-х годов основной задачей в планировании использования углеводородов стало рациональное и оптимальное размещение предприятий - потребителей, создание промышленных узлов и комплексов по производству и переработке углеводородов в конечные продукты. Авторы статьи [21] отмечают, что возможно, учитывая объективно длительные сроки строительства предприятий химической промышленности, необходимо на заводах по выделению сжиженных газов предусматривать вариант длительного хранения сырья. Затраты на хранение, так же как и строительство ГПЗ будут экономически целесообразны в том случае, если будут учитываться особенности потребностей и структура развития химии в конкретном регионе. Некоторые газоперерабатывающие заводы расположены в районах с уменьшающей добычей нефти и нефтяного газа. Вследствие чего возникает закономерная необходимость искать пути рационального использования производственных фондов ГПЗ. Решение этой задачи сочетается с необходимостью решения другой серьёзной народнохозяйственной задачи - изыскания рациональных методов стабилизации газового конденсата и комплексного использования ресурсов газоконденсатных месторождений. Применение газовых конденсатов в газопереработке имеет место в процессах, которые не требуют больших количеств сырья.
С этой точки зрения наиболее приемлемым направлением использования конденсатов являются окислительные процессы. В настоящее время различные кисло-родосодержащие соединения пользуются большим спросом. Перспективным направлением использования углеводородов газовых конденсатов является получение на их основе нитросоединений путём нитрирования низкомолекулярных парафинов. Можно полагать, что различные нитроспирты и другие нитросоединения найдут самое широкое применение в промышленности органического синтеза. Целесообразно также развивать в газопереработке процессы, основанные на реакции парафиновых углеводородов с сернистыми соединениями. Переработка газовых конденсатов осуществляется и на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). В настоящее время некоторые количества конденсатов перерабатываются на Киришском, Ухтинском, Рязанском и Уфимских НПЗ. Однако совместная переработка на НПЗ нефти с газовым конденсатом, содержащим большое количество светлых (50-70%) затруд- нительна и проводит к нарушению технологического режима AT и АВТ, так как они обычно рассчитаны на переработку нефти с содержанием светлых нефтепродуктов 45-50 %. Исходя из вышесказанного можно сделать вывод, что газовые конденсаты должны перерабатываться на конденсато-перерабатывающих установках или на ГПЗ, имеющих свободные мощности [25]. В настоящее время существуют противоречивые тенденции технического прогресса в переработке нефтяного газа (НГ) [26]. С одной стороны, считается целесообразным максимальная территориальная и технологическая приближённость объекта газопереработки к объектам обустройства нефтяного месторождения, и в конечном счёте, слияние их с объектами подготовки нефти. С другой стороны, развитие техники идёт по линии укрупнения единичной мощности оборудования и заводов в целом, при совершенствовании технологии увеличения срока эксплуатации ГПЗ и получения на них оптимального набора продуктов. Возникает вопрос о двух принципиально различных видах предприятий - установка комплексной подготовки газа (УКПГ) и региональных ГПЗ. Основные принципы создания предприятий общего типа приведены в табл. 1.8. [26]. Региональный ГПЗ может находиться в технологической связи с несколькими УКПГ в зависимости от числа точек подготовки нефти и условий транспорта газа от месторождений. Необходимость полного удовлетворения потребности в сжиженных газах как химического сырья и топлива настоятельно требует увеличения масштабов добычи и переработки нефтяных газов. В значительной мере этому должны способствовать внедрение эффективных систем сбора газа, сепарации нефти и газа, ускоренное сооружение технологически прогрессивных ГПЗ, а также техническое переоснащение уже действующих заводов. Нефтяной газ Башкортостана относится к категории жирных газов.
Потенциальное содержание углеводородов С3+в составляет в среднем 500 г/м3 (за исключением газа Кумертауской и Мурапталовской групп месторождений, содержащих 150-180 г/м ) [27]. Значительная доля НГ Башкортостана используется в качестве топлива для промышленных и коммунально-бытовых потребностей, и только 32% его перерабатывается на ГПЗ. Низкая загрузка проектных мощностей по переработке НГ объясняется большой разбросанностью многочисленных месторождений по территории Башкирии и значительной удалённостью их от ГПЗ. Использование жирного газа в качестве топлива без предварительного отбензинивания приводит к безвозвратным и невосполнимым потерям ценных углеводородов С}+п, тогда как действующие мощности Туймазин-ского и Шкаповского ГПЗ постоянно испытывают дефицит в сырье. Для дозагрузки этих ГФУ применяют привозное сырьё" (ШФЛУ из западной Сибири и Оренбурга), за счёт чего увеличиваются транспортные расходы и соответственно ухудшаются технико-экономических показатели ГПЗ. Во избежание потерь ценных углеводородов НГ необходимо решить следующие проблемы: осуществить максимально полный сбор НГ на промыслах, повысив коэффициент использования до 98% ресурсов; переработать весь добываемый НГ в целях эффективного использования ценных углеводородов в народном хозяйстве [28]. Первая задача постепенно решается. Так на месторождениях Башкирии в основном осуществлён переход на герметизированный однотрубный сбор продукции скважин. Кроме того, предложенная БашНИПИнефтью герметизация затрубных пространств скважин посредством установки перепускных клапанов в обвязке затрубное пространство - выкидная линия скважины позволит сократить потери НГ из затрубного пространства. Решение второй проблемы должно привести как к сокращению прямых количественных потерь НГ, так и к уменьшению потерь из-за непол- ного использования потенциальных его возможностей. На сегодняшний день в нефтеносных районах Башкирии сложилась такая обстановка, что нефтяной газ с месторождений почти всех НГДУ (за исключением Ок-тябрьскнефть, Туймазанефть, Аксаковнефть) подать на действующие ГПЗ технически трудно, а строить новые экономически невыгодно. Решению второй задачи может способствовать строительство и ввод в эксплуатацию малогабаритных газобензиновых установок (МГБУ) при концевых сепара-ционных совмещённых установках или существующих компрессорных станциях. Специалистами ВНИПИгазпереработки были рассмотрены два возможных направления в применении МГБУ [26]. Это размещение МГБУ для утилизации не используемых НГ, сгорающих на факеле, и для повышения эффективности использования. Направления его в качестве топлива для собственных нужд и промышленных потребителей. При переработке нефтяных газов особенно большое значение приобрело производство этилена и пропилена для прогрессивных видов пластических масс (полиэтилена, полипропилена), бутадиена и изопрена -для синтеза высококачественных каучуков (полибутадиена и полиизопрена), заменяющих натуральные.
Наличие и использование ресурсов нефтяного газа в Западной Сибири.
Западная Сибирь является крупнейшим нефтеносным и нефтедобывающим районом РФ и включает территории Тюменской, Томской, Новосибирской и Омской областей, Ханты - Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов. Пик добычи нефти в Западной Сибири 408 млн. т был достигнут в 1988 году. Богатейшим нефтяным регионом является Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО), на территории которого добывается более половины всей российской нефти. В разработку введено 176 месторождений. В результате многолетней интенсивной разработки многие месторождения в значительной степени выработаны и обводнены (на 80-90%). ХМАО имеет развитую инфраструктуру. Ямало-Ненецкий автономный округ также характеризуется крупнейшими запасами и ресурсами нефти, газа и конденсата. Здесь добывается до 90% российского газа и 15% нефти. Томская область образует третий по значению центр нефтедобывающей промышленности Западной Сибири. В разработке находятся 18 месторождений, в том числе все крупные: Советское, Первомайское, Лу-гинецкое, Игольско-Таловое. Средняя выработанность начальных запасов открытых месторождений составляет 30%. В прошедших 2000 и 2001 годах на разработку нефтяных месторождений в Западной Сибири имели лицензии следующие крупные нефтяные компании: Сургутнефтегаз, Лукойл, ЮКОС, Роснефть, Сибнефть, ТНК и другие более мелкие нефтедобывающие предприятия различной формы собственности. В целом по Западной Сибири ресурсы нефтяного газа в 2000 году составили 29 388 млн. м3, в 2001 году - 30 066 млн. м3 , использование газа 23 491 млн. м и 24 080 млн. м соответственно, потери газа 5 897 млн. м и 5986 млн. мэ. Уровень использования составил 79,9% и 80,1%. Из представленных данных видно, что основная доля ресурсов нефтяного газа приходится на ведущие нефтяные компании, а среди них самые значительные ресурсы нефтяного газа и самый высокий уровень его использования в 2000 и 2001 годах были достигнуты в Сургутском регионе. Самый низкий уровень использования газа (53,7%) были отмечены в ОАО НК «ЮКОС». Это объясняется отсутствием систем сбора и транспорта газа на некоторых месторождениях. Среди нефтяных компаний следует отметить Тюменскую нефтяную компанию, в которой не по всем предприятиям, входящим в её состав, отмечается удовлетворительный уровень использования газа. Так по Хохря-ковской группе месторождений в связи с отсутствием объектов по использованию газа потери составили 249 млн. м3 при ресурсах нефтяного газа 303 млн. MJ, уровень использования составил всего 17,9%.
По остальным месторождениям прочих предприятий ресурсы нефтяного газа незначительны, они удалены от потребителей газа и в основном используют газ только на собственные нужды нефтепромыслов. 2.3. Прогноз ресурсов нефтяного газа и других источников лёгкого углеводородного сырья по месторождениям Западной Сибири. Прогноз ресурсов нефтяного газа и других источников лёгкого углеводородного сырья по месторождениям Западной Сибири выполнен на основании имеющихся прогноз - оценок нефтедобывающих компаний, В табл. 2.2. приведены ресурсы нефтяного газа по нефтедобывающим предприятиям и месторождениям Западной Сибири В целом по западной Сибири ресурсы нефтяного газа можно характеризовать как стабильные без значительных колебаний: максимальные ресурсы 32,5 млрд. м3 ожидаются в 2007 году, минимальные - 31,0 млрд.м -в 2010 году. Следует выделить ОАО «АК Сургутнефтегаз» и НК «Лукойл», на долю которых будет приходиться от46 % в 2003 году до 36 % в 2010 году нефтяного газа от общих ресурсов. При разработке баланса использования ресурсов нефтяного газа, месторождения были сгруппированы по зонам газосбора отдельных ГПК. Отдельно выделены месторождения, подключённые к системам сбора газа либо бескомпрессорным, либо компрессорным, газ которых подаётся на ГПЗ и КС и месторождения, не подключённые к системам сбора газа, газ которых горит на факеле. Такая группировка ресурсов нефтяного газа позволила сразу выделить объёмы теряемого газа по месторождениям и ступеням сепарации, так как газы концевых ступеней сепарации, поступающие вместе с нефтью на ЦПС, имеющие компрессорные для газа концевых ступеней и подающие газ на ГПЗ, учтены в объёмах газа, подаваемого в переработку. В результате расчётов по ГПК определены ресурсы нефтяного газа по месторождениям, подключённым к газотранспортным системам для подачи газа на ГПК и не подключённым - из-за отсутствия газосбора. Нефтегазодобывающий комплекс Западной Сибири обеспечен ресурсами на многие десятки лет, на перспективный уровень добычи газа в Западно-Сибирском регионе существенное влияние будут оказывать два основных фактора: 1, Увеличение на внутреннем и внешнем рынке объёмов потребления газа, при благоприятном сценарии, с учётом прироста производства промышленной продукции в стране и дальнейшей газификации населённых пунктов ёмкость внутреннего рынка потребления газа к 2030 году может увеличиться более чем на 50%. Учитывая, что месторождения природного газа в Северном море истощаются, в ближайшие годы Россия может стать основным и практически единственным поставщиком газа в Европу, то есть сбыт дополнительных объёмов добытого газа будет обеспечен; 2. Возможности и наличие инвестиций для обустройства новых газовых месторождений, расположенных на полуострове Ямал. Развитие газовой промышленности должно быть обеспечено за счёт увеличения добычи газа в Западной Сибири в 2020 г. до 620-670 млрд. м3, в том числе в Ямало-Ненецком АО до 580-635 млрд. м , в Ханты-Мансийском АО до 30-35 млрд. м3. В Ямало-Ненецком АО первоочередной задачей является выход на проектную мощность Заполярного месторождения, месторождений полуострова Ямал, залежей конденсатного газа в отложениях неокома Надым-Пурской области.
Необходимо развернуть строительство в округе газоперерабатывающих предприятий для обеспечения нефтехимической промышленности этаном, ШФЛУ, конденсатом, а также систем транспорта этих продуктов. Развитие нефтяной промышленности, согласно энергетической стратегии Российской Федерации, должно быть обеспечено за счёт увеличения добычи нефти в Западной Сибири до 255-270 млн. т, в том числе в Ханты-Мансийском АО до 200-0220 млн. т, в Ямало-Ненецком АО до 40-50 млн. т, на юге Тюменской области до 1,5-2,0 млн. т и т.д. Добыча нефти и конденсата в Ханты-Мансийском АО может быть доведена в 2010 г. до 235 млн. т с последующим удержанием на этом уровне за счёт ввода новых месторождений. Учитывая текущее состояние и перспективу развития топливно-энергетического комплекса Севера Западной Сибири, можно проследить динамику добычи нефти в регионе (рис.2.3) [32]. Особенностью развития Западной Сибири являлся высокий темп ежегодного прироста добычи нефти. Также имели место крупные недостатки: за опережающими темпами роста добычи нефти не последовало соответствующего развития мощностей нефтеперерабатывающих, газоперерабатывающих заводов и нефтепроводов. Из-за отставания в наращивании мощностей нефтепровода Усть-Балык-Омск и ограниченных возможно- стей нефтеперерабатывающих заводов возникли трудности по транспорту и сбыту добываемой нефти. Отставание использования попутного газа требовало немедленного развёртывания строительства газоперерабатывающих заводов. Производство по переработке попутного нефтяного газа уже в начале 1970-х стало необходимым Нижневартовскому району, где находилось Самотлорское месторождение, как воздух. Объёмы добычи углеводородного сырья нарастали, отделяемый попутный газ сжигали на факелах, в результате чего вредные вещества, образующиеся при сгорании газа, загрязняли природную среду. Вспыхивающие то там, то здесь факелы были как бельмо в глазу у местных нефтепромышленников. И хотя общие контуры развития нефтедобывающего региона были ещё смутными, ясно было, что без создания газоперерабатывающей отрасли не обойтись. В числе первых стояла задача строительства Нижневартовского, Южно-Балыкского ГПЗ с наливной эстакадой и продуктопровода между заводами (рис. 2.4.-схема размещения).
Сущность первичной переработки и процессы разделения ПНГ.
Попутный нефтяной газ поступает на заводы по трубопроводам различного диаметра с нескольких месторождений Западной Сибири: Самотлор-ского, Варьёганского, Аганского и т.д. на пункт замера и сепарации газа, где происходит очистка от механических примесей и от капельной влаги, также производится регулярный отбор проб для определения его компонентного состава. Далее нефтяной газ подвергается первичной переработке, которая заключается в проведении следующих технологических процессов: сепарации, осушки, отбензинивания и т.д. Сепарация газа. Процесс, при котором газ отделяется от выпавшей влаги, углеводородного конденсата и механических примесей. Осушка газа. Производится абсорбционным или адсорбционным методом. Адсорбентами по извлечению влаги из газа являются моно, ди и три-этиленгликоли. В качестве твёрдого поглотителя влаги в адсорбционных процессах используют силикагель или цеолиты - молекулярные сита. При адсорбционном процессе с применением цеолитов достигается более глубокая осушка газа. Нам представлялось важным рассмотреть возможности разделения и выделения углеводородов Сз-С6 из газового углеводородного сырья. Рассмотрим применение этих процессов на заводах Западной Сибири. 1. Осушка газа гликолями получила наибольшее применение. Преимущества этого способа по сравнению с другими следующие: небольшие капитальные вложения, малые перепады давления, непрерывность процесса. На Нижневартовском и Южно-Балыкском ГПЗ для осушки газа применяется впрыск гликоля в поток охлаждающегося газа, обычно применяется МЭГ 75-80 % концентрации. Эффективность процесса поглощения влаги из охлаждающегося газа зависит от величины поверхности контакта газа и гликоля и скорости движения газа. Большая поверхность контакта создаётся распылением жидкого поглотителя в потоке движущегося газа. На установке осушки газа впрыском гликоля (рис. 1) сжатый углеводородный газ, охлаждённый в воздушном холодильнике 1, проходит водоотделитель 2 и поступает в рекуперативный теплообменник 3, где охлаждается отбензиненным газом. Для осушки газа и предотвращения образования гидратов в процессе низкотемпературного охлаждения в поток газа в головку теплообменника впрыскивается моноэтиленгликоль (МЭГ). Пройдя теплообменник, газ поступает в пропановый холодильник 4. Смесь охлаждённых газа, углеводородного конденсата и насыщенного влагой раствора МЭГ поступает в трёхфазный разделитель 5, откуда направляется в абсорбер 6, конденсат углеводородов - в деэтанизатор или абсорбционно-отпарную колонну и насыщенный раствор МЭГ - на регенерацию.
По выходе из трёхфазного разделителя насыщенный раствор МЭГ дросселируется до избыточного давления 0,1 Мпа и поступает в выветриватель 7, где из гликоля выделяются растворённые углеводороды. Далее раствор гликоля поступает через фильтр 10 в регенератор с огневым подогревом 8, и оттуда регенерированный МЭГ насосом 9 через фильтр 10 подаётся в систему впрыска. Преимущество этой схемы в том, что по мере охлаждения газа одновременно снижается его точка росы, при этом осушается не только газ, но и углеводородный конденсат, выпадающий при охлаждении газа, процесс не требует высокой концентрации гликоля [1, 5]. Недостаток схемы впрыска - значительные потери гликоля вследствие растворимости его в углеводородном конденсате. На рис. 1 представлена схема установки впрыска гликоля, где: I - нефтяной газ; II - дренаж воды; III - осушенный газ; IV - углеводородный конденсат; V , VI - тощий и насыщенные абсорбенты; VII, VIII - хладоагент пропан; IX, X - насыщенный и регенерированный гликоль; XI - газ в топливную сеть; XII - водяные пары; XIII - теплоноситель; XIV - отбензинен-ный газ. Также на Белозёрном ГПЗ, Сургутском ГПЗ и Нижневартовском ГПЗ для осушки газов используют цеолиты, получившие названия молекулярных сит, которые представляют собой пористые кристаллические вещества. Гра-нулы цеолитов подвергают термической обработке при температуре 600 С, в результате полностью удаляется влага и цеолит становится устойчивым к механическим и тепловым воздействиям. Их отличает высокая степень осушки, которая практически поддерживается в течение всей стадии. Высокая адсорбционная способность цеолита означает, что при данной продолжительности цикла осушки требуется меньшее количество адсорбента. Также цеолиты обладают способностью поглощать молекулы сероводорода, аммиака, меркаптанов. К адсорбентам предъявляют следующие требования: гранулы должны иметь высокую механическую прочность на сжатие, должны выдерживать частую и многократную регенерацию, должны обладать высокой поглощающей способностью, должны быть дешёвыми. Адсорбенты или, иначе, твёрдые поглотители, обладают развитой поверхностью, которая слагается из поверхности стенок мельчайших пор и капилляров, пронизывающих весь объём поглотителя. Осушку газов методом адсорбции обычно проводят в неподвижном слое твёрдого поглотителя, так что процесс осушки является периодическим. На рис. 2 приведена схема установки осушки газа твёрдыми поглотителями. Из двух адсорберов один находится на стадии осушки, а в другом в то же время происходит регенерация адсорбента. Влажный газ поступает в водоотделитель 1, в котором осаждается влага, сбрасываемая в канализацию через воронку 2. Основной поток газа, выходящий из водоотделителя, направляется в адсорбер 4 или 5, находящийся на стадии осушки, проходит его сверху вниз и осушается. Далее осушенный газ через теплообменник 8 поступает в магистральный газопровод. Небольшая часть влажного газа нагревается в трубчатой пе- чи 3 и направляется в нижнюю часть адсорбера, находящегося в стадии регенерации.
Горячий газ регенерации, выходящий из верхней части адсорбера, охлаждается в теплообменнике 8 и в газожидкостной фазе поступает в сепаратор 6. Вода, выделившаяся в этом сепараторе, через воронку 7 сбрасывается в канализацию, а газ смешивается с основным потоком влажного газа и подаётся в адсорбер на осушку. После завершения стадии регенерации огневая печь отключается и часть влажного газа на обводной линии проходит в адсорбер, в котором закончилась стадия регенерации и началась стадия охлаждения. Для переключения адсорбера с одной стадии на другую применяют автоматические регуляторы. 3. Существуют две разновидности процесса низкотемпературного от-бензинивания нефтяного газа: низкотемпературная конденсация (НТК) и низкотемпературная ректификация (НТР). Учитывая высокое содержание СЗ+в (табл. 1), на Белозёрном, Сургутском и Нижневартовском ГПЗ наибольшее распространение получила низкотемпературная ректификация. Газ поступает на установку НТР (рис. 3), где делится на два потока. Первый поток проходит через теплообменники 1, 2, 3 и поступает в сепаратор 4. Второй поток проходит теплообменники 10, 11 и поступает также в сепаратор 4. Несконденсировавшийся газ из сепаратора поступает в турбодетандер 6, где он расширяется и соответственно давление падает с 5,3 МПа до 2,4 МПа, температура понижается от 50 до 80 С, при этом часть газа конденсируется. Двухфазный поток из турбодетандера поступает в деметанизатор 8 , который предназначен для удаления из углеводородного конденсата основной массы метана. Несконденсировавшиеся пары уходят с верхней части де-метанизатора, объединяются с потоком газа из газоотделителя 5, через теплообменники 3, 1 поступают в дожимной компрессор 18 и выводится в магистральный газопровод. Нижний продукт деметанизатора направляется в деэтанизатор 12, который представляет собой ректификационную колонну. Внутренний диаметр отпарной (нижней) части колонны - 3505 мм, внутренний диаметр ректификационной (верхней) части - 2134 мм. С верха колонны пары поступают в рефлюксную ёмкость 14, откуда жидкая фаза подаётся в качестве орошения, а несконденсировавшиеся пары отводятся на смешение с остаточным газом, выходящим из межтрубного пространства теплообменника 3.
Принципиальные схемы нефтехимических производств.
Стабильный бензин после установки МАУ состоит из углеводородов от этана до октана включительно. В зависимости от состава перерабатываемого газа и глубины извлечения целевых компонентов составы бензинов колеблются в широких пределах. Как товарный продукт нестабильный газовый бензин не находит непосредственного применения: в народном хозяйстве используют выделенные из него технически чистые индивидуальные углеводороды. Анализируя углеводородный состав ШФЛУ, БГС можно сказать, что эти фракции богаты углеводородами С4, С5, С6 и могут быть разделены на установках ЦГФУ, для использования в различных процессах органического синтеза: изомеризации, дегидрирования, гидратации, полимеризации и многих других. Перед описанием принципиальной схемы, рис. 4.5, нельзя не остановиться на становлении и развитии флагмана отечественной нефтехимии -Тобольском нефтехимическом комбинате. 19 апреля 1974 года было принято постановление Совета Министров СССР и ЦК КПСС № 294 «О первоочередных мероприятиях по ускорению проектирования и создания производственной базы строительства Тобольского нефтехимического комбината. И только 28 декабря 1984 года был введён в эксплуатацию первый объект нефтехимии - ЦГФУ. Поступающая на ЦГФУ, в качестве сырья, широкая фракция лёгких углеводородов представляет собой смесь углеводородов, с близкими температурами кипения. Чёткое разделение смесей жидких углеводородов на составляющие компоненты достигается в процессе ректификации на газофрак-ционирующих установках. Если смесь, состоящую из двух взаиморастворяемых жидкостей, подвергнуть нагреву, то при некоторой температуре начнёт выкипать жидкость, имеющая более низкую температуру, Эта жидкость называется низкокипя-щим компонентом. С повышением температуры можно перевести в пар практически полностью всё количество низкокипящего компонента, содержащегося в поступающем ШФЛУ. После этого невыкипевшийся остаток будет состоять из высококипящего компонента и будет называться кубовым остатком. Но описанный процесс не даёт возможности получить разделённые компоненты в чистом виде, так как в парах низкокипящего компонента будет содержаться некоторая доля паров высококипящего компонента. Для полного и чёткого разделения компонентов применяют процесс ректификации, который представляет собой разделение жидких смесей на составляющие компоненты, различающихся по температурам кипения, в результате противо-точного взаимодействия паров смеси и жидкости смеси. Полученные индивидуальные компоненты направляются на дальнейшую переработку.
Бутановая, пропановая фракции, а также пентановая и гек-сановая фракции используются в качестве сырья на установке по производству этилена. В основу технологической схемы производства этилена заложен метод высокотемпературного пиролиза сырья. Конечными продуктами являются этилен 99,9 % - ой чистоты, пропилен, бензол и другие продукты. На рис. 4.6. показана принципиальная схема потоков процесса пиролиза. ЦГФУ — установка по подготовке сырья для нефтехимических производств синтетического каучука, предназначена для разделения широкой фракции углеводородов С2- Сб с получением концентрированных фракций индивидуальных углеводородов (рис. 4.7.). В качестве сырья используется широкая фракция лёгких углеводородов с газоперерабатывающих заводов. Разделение исходного сырья на фракции индивидуальных углеводородов осуществляется методом ректификации в следующей последовательности: выделение этан-проПановой фракции; выделение изобутан-бутановой фракции; разделение изобутан-бутановой фракции; выделение изопентан-пентановой фракции; разделение изопентан-пентановой фракции; разделение этан-пропановои фракции; При разделении, кроме целевых фракций, в качестве побочного продукта выделяется этан-пропановая фракция, которая направляется в топливную сеть завода. Сырьё - широкая фракция лёгких углеводородов (ШФЛУ) со склада подаётся на ЦГФУ. ШФЛУ, предварительно подогретая, в теплообменниках, подаётся в качестве питания в колонну К-1. В колонне К-1 происходит выделение этан-пропановой фракции из смеси углеводородов (С]-Сб). С верха колонны отбираются пары этан-пропановой фракции, часть которых подаётся в топливную сеть завода, сконденсировавшаяся часть углеводородов поступает в ёмкость, откуда насосами частично возвращается в колонну К-6 в качестве питания. Кубовый продукт колонны К-1 - смесь углеводородов С+, С5, Сб и выше в постоянном количестве поступает в колонну К-2 самотёком, за счёт разницы в давлениях. В колонне К-6 происходит процесс разделения этан-пропановой фракции на этановую (этан-пропановую) и пропановую фракции. Пары этан-пропановой фракции с верха К-6 поступают на конденсацию в дефлегматоры, конденсат стекает в ёмкость, откуда насосами подаётся в колонну в виде флегмы, несконденсировавшаяся часть выводится в топливную сеть завода. Кубовый продукт колонны К-6, пропановая фракция, поступает на охлаждение в межтрубное пространство холодильников. Охлаждение производится речной водой. Охлаждённая пропановая фракция после холодильников непрерывно выводится на склад в товарно-сырьевой цех.
В колонне К-2 происходит процесс выделения изобутан-бутановой фракции из смеси углеводородов С4, С5, С б и выше. Пары изобутан-бутановой фракции, уходящие с верха колонны К-2, поступают в межтрубное пространство дефлегматоров, охлаждаемых промышленной водой. В дефлегматорах происходит полная конденсация паров. Конденсат собирается в ёмкости, откуда часть возвращается в колонну К-3. Кубовый продукт колонны К-2, смесь углеводородов С5, Сб и выше, непрерывно поступает в колонну К-4. В колонне К-3 происходит процесс разделения изобутан-бутановой фракции на индивидуальные изобутан и нормальный бутан. Колонна К-3 работает по схеме разрезной колонны. Колонна К-3/1 работает как исчерпывающая часть, колонна К-3/2 работает как укрепляющая часть. С верха колонны К-3/2 отбираются пары изобутановой фракции, которые после охлаждения и конденсации собираются в ёмкость, откуда часть возвращается в виде флегмы в колонну, другая часть непрерывно выводится на склад. Кубовый продукт колонны К-3/1 - бутановая фракция после охлаждения выводится на склад. Выделение изопентан-пентановой фракции происходит в колонне К-4 из смеси углеводородов С5, Сб и выше. Пары изопентан-пентановой фракции, уходящие с верха колонны К-4, поступают в межтрубное пространство дефлегматоров, охлаждаемых промышленной водой. В дефлегматорах происходит полная конденсация паров. Конденсат собирается в ёмкости, откуда часть его возвращается в колонну в виде флегмы, другая часть непрерывно выводится в колонну К-5. Кубовый продукт колонны К-4 - гексан-гептановая фракция после охлаждения выводится на склад. В колонне К-5 работает по схеме разрезной колонны. Колонна К-5/1 работает как исчерпывающая часть, колонна К-5/2 работает как укрепляющая часть. С верха колонны К-5/2 отбираются пары изопентановой фракции, которые после охлаждения и конденсации собираются в ёмкость, откуда часть возвращается в виде флегмы в колонну, другая часть непрерывно выводится на склад. Кубовый продукт колонны К-5/1 - пентановая фракция после охлаждения выводится на склад. При переработке нефтяных газов особенно большое значение приобрело производство этилена и пропилена для прогрессивных видов пластических масс (полиэтилена и полипропилена), бутадиена и изопрена - для синтеза высококачественных каучуков (полибутадиена и полиизопрена), заменяющих натуральные. Полипропилен - экологически чистый материал. За свои ценные свойства он получил титул короля пластмасс. В России спрос на него ежегодно растёт на 5—7 %, общая потребность составляет около I млн. т и удовлетворяется менее чем на 20%. Полипропилен обладает ценным сочетанием свойств и представляет значительный интерес для переработчиков пластмасс.
