Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Особенности химической переработки углеводородного сырья 10
1.1 Краткие сведения о газовом конденсате 10
1.1.1 Физико-химические характеристики газовых конденсатов 12
1.1.2 Способы переработки газового конденсата 13
1.2.1 Производство бензина из газового конденсата по процессу цеоформинг 18
1.2. Способы производства техуглерода и применяемое сырье 28
1.2.1. Промышленные способы производства техуглерода 28
1.2.2. Сырье для производства техуглерода 34
1.2.3 Тенденции развития процессов производства техуглерода 43
1.3 Краткие сведения о синтетических жидких углеводородах 45
1.3.1 ДМЭ - экологически чистое дизельное топливо 46
1.3.2 Синтетическая нефть и моторные топлива 48
1.3.3 Экологические и эксплуатационные свойства синтетических моторных топлив 49
1.3.4 Технологии GTL 53
1.4 Обоснование направления исследований 59
Глава 2 Схема переработки нефтегазоконденсатного сырья 65
2.1 Существующая схема переработки газового конденсата 65
2.2 Физико-химические свойства углеводородного сырья 66
2.3 Характеристика отдельных фракций стабильного конденсата 75
2.3.1 Дизельные фракции 75
2.3.2 Бензиновые фракции 79
2.3.3 Высокопарафинистый остаток 81
2.4 Предлагаемая схема и материальный баланс переработки нефтегазоконденсатного сырья 81
2.5 Выводы 85
Глава 3. Утилизация остаточных фракций переработки нефтегазоконденсатного сырья 86
3.1 Применение высокопараф инистых остатков в качестве сырья для производства техуглерода.. 86
3.1.1. Свойства дистиллятов газового конденсата 87
3.1.2. Способность газоконденсатных дистиллятов к сажеобразованию 89
3.1.3 Результаты опытно-промышленных испытаний 92
3.2 Материальный баланс газожидкостного процесса 95
3.3 Испытание образцов техуглерода в эластомерах 102
3.3.1 Объекты и методы испытаний 102
3.3.2 Результаты испытаний 103
3.4. Выводы 107
Глава 4. Разработка технологии утилизации отходящих газов производства печного техуглерода 108
4.1 Методика исследования 109
4.1.1 Используемые катализаторы 109
4.1.2 Схема установки 110
4.1.3 Анализ продуктов синтеза Фишера-Тропша 112
4.1.4 Результаты исследований 114
4.1.5 Побочные продукты синтеза 116
4.2 Переработка отходящих газов печного техуглерода 119
4.3 Схема установки переработки отходящих газов печного техуглерода в широкую фракцию углеводородов 121
4.4 Материальный баланс установки переработки отходящих газов печного техуглерода в широкую фракцию углеводородов 123
4.5 Выводы 124
Глава 5. Экономическая эффективность предлагаемых решений 126
5.1 Общие положения 126
5.2 Капитальные вложения 126
5.3 Текущие затраты 127
5.4 Налоговые платежи 128
5.5 Выручка от реализации продукции 129
5.6 Оценка экономической эффективности проекта 133
5.7 Анализ риска и оценка чувствительности 139
5.8 Выводы 143
Выводы 144
Заключение 146
Список использованных источников
- Производство бензина из газового конденсата по процессу цеоформинг
- Характеристика отдельных фракций стабильного конденсата
- Свойства дистиллятов газового конденсата
- Анализ продуктов синтеза Фишера-Тропша
Введение к работе
Еще несколько лет назад переработка природного газа и газового конденсата ассоциировалась со способами подготовки газа к транспорту, заключающимися в осушке и отбензинивании газа, очистке от сернистых компонентов, а также с процессами стабилизации газового конденсата. За последние 10-15 лет произошли изменения в области переработки углеводородного сырья, обусловленные как изменением сырьевой базы, а именно вовлечением в переработку нефтегазоконденсат-ного сырья, так и экономическими факторами - желанием предприятий расширить ассортимент продукции и получить дополнительную прибыль от ее реализации.
В настоящее время на предприятиях ОАО «Газпром» ежегодно перерабатывается около 34 млрд. м3 природного газа и от 9 до 10 млн. т нефтегазоконденсат-ной смеси. Переработка углеводородного сырья осуществляется на Астраханском, Оренбургском и Сосногорском газоперерабатывающих заводах, Оренбургском гелиевом заводе, Сургутском заводе стабилизации конденсата и Уренгойском управлении подготовки конденсата к транспорту.
Первичная переработка нестабильной нефтегазоконденсатной смеси (НГКС) происходит на установках стабилизации (ректификации), где образуются газы стабилизации и товарные продукты - сжиженный углеводородный газ и стабильный конденсат. Из стабильного конденсата извлекают бензиновую (дистиллят газового бензина) и дизельную фракции (дизельное топливо). Часть бензиновой фракции перерабатывают в автобензин по процессам риформинга (Сургутский ЗСК, Астраханский ГПЗ) и цеоформинга (Сосногорский ГПЗ). На Сургутском ЗСК из стабильного
конденсата извлекают в качестве товарной продукции пентан-гексановую фракцию и изопентан (высокооктановый компонент автобензина).
На Сосногорском ГПЗ из газоконденсатного углеводородного сырья производят технический углерод различных марок, который применяется в лакокрасочных и резинотехнических изделиях и, который пользуется экспортным спросом.
Основным способом получения техуглерода является печной процесс, при котором дисперсный углерод образуется при неполном горении углеводородного сырья в реакционной печи. Технологические условия процесса и углеводородный состав сырья определяют основные показатели качества дисперсного продукта (прежде всего дисперсность и структурность), и влияют на экономические показатели процесса, в частности, на удельный выход продукта и расход топливного газа. В шинной и резино-технической промышленности требуется техуглерод различной дисперсности и структурности. Поэтому, создание техуглерода, отвечающего требованиям потребителей, наряду с задачей повышения удельного выхода продукта, являются важными задачами, как исследователей, так и производственников.
В настоящее время природный газ в России применяется, главным образом, как топливо в процессах генерирования тепла и электроэнергии. Доля природного газа, используемого в качестве химического сырья, не превышает 1,5%. Термодинамическая стабильность метана, основного компонента природного газа, является главной причиной высокой энергоемкости существующих промышленных процессов переработки природного газа, таких, как производство метанола, аммиака и водорода. Принимая во внимание тот факт, что только разведанные запасы природного газа (категории А+В+Сі) на территории России оцениваются в 47 трлн. м3, перспек-
тивным направлением использования ресурсов природного газа уже в ближайшие годы должна стать химическая переработка газа в высоколиквидную продукцию.
Исходным строительным кирпичиком, из которого складывается здание химии метана, является синтез-газ (смесь Н2 и СО), получаемый в процессах парового риформинга или неполного окисления метана. Из синтез-газа можно получать продукты органического синтеза (метанол, формальдегид, водород) и экологически чистые синтетические моторные топлива (СМТ), в том числе диметиловый эфир (ДМЭ). Основными достоинствами СМТ являются экологическая чистота (отсутствие сернистых компонентов, канцерогенных полиароматических углеводородов) и высокое це-тановое число (>65), что очень важно для работы дизельного двигателя.
На данный момент в мире действует только два крупнотоннажных завода по производству СМТ из природного газа. Это заводы в ЮАР и Малайзии суммарной производительностью 2 млн. т продуктов в год. Еще 7,8 млн. т СМТ получают при переработке углей в ЮАР. Почему так мало, если учесть, что ежегодно в мире производят около 1,5 млрд. т бензина и дизельного топлива? Основная причина заключается в том, что СМТ, получаемые с применением существующих в мире технологий, находятся на границе рентабельности по сравнению с продуктами нефтепереработки из-за энергоемкости и многостадийности всего процесса производства.
Несколько слов о переработке газоконденсатного сырья. Объем стабильного конденсата, реализуемого в качестве товарного продукта на предприятиях ОАО «Газпром», составляет -2,5 млн. т/год. Дальнейшей переработке на этих заводах подвергается -5,2 млн. т/год стабильного конденсата. Доля выручки от реализации продукции более глубокой переработки стабильного конденсата составляет -52% и превышает долю выручки от реализации стабильного конденсата в качестве товар-
ной продукции (13,8%) почти в 4 раза. Этот факт наглядно демонстрирует необходимость повышения глубины переработки углеводородного сырья.
Не секрет, что основной акцент при выборе технологий переработки стабильного конденсата делается, и долго еще будет делаться на производство моторных топлив, включая высокооктановые добавки к бензинам (изопентан, изомеризат), производство зимнего и арктического дизельного топлива. Повышение глубины переработки газоконденсатного сырья связано с внедрением вторичных процессов газопереработки. В этой связи перспективным направлением является разработка энергосберегающих технологий химической переработки углеводородного сырья, направленных на производство экологически чистых моторных топлив.
Выбор процессов по глубокой переработке углеводородного сырья специфичен для каждого завода и зависит от насыщенности рынка моторных топлив, структуры цен, требуемых капитальных вложений в реконструкцию действующих и строительство новых установок. Кроме этого, выбор для конкретного производства определяется физико-химическими характеристиками и объемом перерабатываемого углеводородного сырья. Например, традиционные технологии глубокой переработки (каталитический крекинг, гидрокрекинг) для высококипящих фракций газовых конденсатов часто оказываются неприемлемыми. Это объясняется тем, что газовый конденсат отличается от нефти высоким содержанием парафиновых углеводородов (75% и более) и небольшим содержанием асфальто-смолистых веществ.
Диссертация является обобщением многолетней работы, проведенной автором в сотрудничестве со специалистами научно-исследовательского института природных газов и газовых технологий - ООО "ВНИИГАЗ" (г. Москва), проектного института СеверНИПИГаз (г. Ухта), института нефтехимического синтеза ИНХС им. А.В.
Топчиева (г. Москва), и направленной на разработку и научное обоснование мероприятий по комплексной переработке высокопарафинистого углеводородного сырья на действующем производстве Сосногорского ГПЗ. Результаты легли в основу предлагаемой схемы реконструкции переработки НГКС на Сосногорском ГПЗ.
Результаты диссертационной работы изложены в пяти главах.
В первой главе приведен анализ газохимических процессов переработки углеводородного сырья, в том числе существующих в настоящее время на заводе. Автором дана краткая характеристика промышленному способу получения автобензина из стабильного конденсата по процессу цеоформинг; дан анализ технологиям производства техуглерода различных марок, методикам оценки углеводородного сырья и составления композиций, применяемых для производства печного техуглерода различной дисперсности; обоснована необходимость создания технологий получения синтетических углеводородов; дано обоснование диссертационной работы.
Во второй главе приведено описание и дано обоснование комплексной схемы реконструкции существующей установки стабилизации НГКС с производством высокорентабельной продукции - бензиновой фракции, дизельного топлива. Часть бензиновой фракции рекомендована в качестве сырья установки цеоформинг. Вы-сокопарафинистая остаточная дистиллятная фракция рекомендована в качестве сырья для производства печного техуглерода.
В третьей главе дано научно-техническое обоснование процессу производства низкодисперсного техуглерода П701 (N772 по классификации ASTM) из газожидкостного сырья (смесь природного газа и высокопарафинистых дистиллятных фракций газового конденсата). Приведены результаты промышленных испытаний по
использованию высокопарафинистых дистиллятных фракций газового конденсата в качестве сырья для производства техуглерода П701 (N772) на Сосногорском ГПЗ.
Четвертая глава посвящена разработке технологии каталитической переработки отходящих газов печного производства техуглерода в широкую фракцию углеводородов. Определена активность железосодержащих катализаторов с добавками цеолита, позволяющих эффективно перерабатывать отходящий газ печного производства техуглерода, классифицируемый как разбавленный синтез-газ, в широкую фракцию углеводородов.
Пятая глава содержит расчет эффективности внедрения мероприятий по реконструкции существующей схемы переработки НГКС на Сосногорском ГПЗ в сравнении с существующим (базовым) вариантом.
Практическим воплощением работы явились: -регламент на проектирование (реконструкцию) установки переработки НГКС на существующей установке стабилизации конденсата с производством бензиновой фракции и дизельного топлива;
-определена тенденция к сажеобразованию высокопарафинистых дистиллятных фракций, образующихся в качестве побочной продукции переработки газового конденсата, и разработан регламент на проектирование (реконструкцию) установки производства техуглерода П701 (N772) из газожидкостного сырья (смесь природного газа и высокопарафинистых остатков газового конденсата);
- патент на производство жидких дистиллятов из отходящих газов процесса печного производства техуглерода;
-технологическая схема производства широкой фракции углеводородов из отходящих газов печного производства техуглерода.
Производство бензина из газового конденсата по процессу цеоформинг
Основные направления по переработке газовых конденсатов, обоснование целесообразности их применения в качестве нефтехимического сырья и для производства моторных топлив рассмотрены в диссертации П.А. Мальковского /5/. Не секрет, что основной акцент при выборе технологий переработки стабильного конденсата делается, и долго еще будет делаться на производство моторных топлив, включая высокооктановые добавки к бензинам (изопентан, изомеризат), производство зимнего и арктического дизельного топлива.
Применение газовых конденсатов в качестве сырья для получения моторных топлив, как правило, не требует сложного технологического оформления, чем выгодно отличается от нефтяного. Кроме того, выход моторных топлив при переработке стабильного газового конденсата значительно выше, чем при переработке нефти /1/. В газовых конденсатах, как правило, отсутствуют вредные примеси, ухудшающие качество моторных топлив (вода, соли, асфальтосмолистые вещества). Конденсаты северных месторождений России практически не содержат сероводород и меркаптаны, т.е. при их переработке не требуется применение процессов электрообессо-ливания, гидроочистки.
При определении номенклатуры продукции переработки газового конденсата руководствуются следующими соображениями.
Дизельное топливо из стабильного конденсата получают ректификацией. При производстве широкофракционного газоконденсатного дизельного топлива (ГШЗ) выход продукта на 30-50% выше, чем при производстве дизельного топлива ГОСТ 305-82. С целью увеличения выхода дизельного топлива ГШЗ в его состав вовлекаются керосиновые фракции.
Прямогонная бензиновая фракция имеет температуру конца кипения 140-150 С и октановое число не выше 60, т.е. не может применяться как автобензин.
Таким образом, в качестве базовой фракции для получения ГШЗ используют фракцию стабильного конденсата, выкипающую в пределах 140 (150) — 300 (320) С. Этот интервал выкипания дизельной фракции обеспечивает необходимые низкотемпературные свойства дизельного топлива. Технологическая схема не требует процесса депарафинизации или последующего применения депрессорных присадок.
Качество топлива ГШЗ не уступает лучшим маркам экологически чистых дизельных топлив, выпускаемых за рубежом.
После отбора ГШЗ из стабильного конденсата остается прямогонная бензиновая фракция, выход которой составляет 50-60% на конденсат. Прямогонный бензин не используется квалифицированно в районах добычи газового конденсата и отправляется на нефтеперерабатывающие предприятия. Производство автобензина из прямогонной бензиновой фракции возможно только с использованием антидетонационных присадок, что не является перспективным направлением.
Особенности комплексной схемы переработки сернистого газового конденсата представлены в работе /6/. Авторами рекомендовано транспортировать стабильные сернистые газовые конденсаты к месту переработки отдельно от других видов углеводородного сырья.
На Сосногорском ГПЗ эксплуатируется установка производства ароматизо-ванного автобензина А-76 (Нормаль-80) из стабильного конденсата по процессу цеоформинг проектной производительностью по сырью - 40 тыс. т/год. Фактическая производительность установки составляет -50 тыс. т и при этом вырабатывается -22 тыс. т автобензина А-76, удовлетворяющего требованиям ГОСТ 2084-77.
Переработка низкооктанового стабильного конденсата в бензин осуществляется в присутствии цеолитсодержащего катализатора типа пентасил. Принципиальным отличием процесса цеоформинг от классического риформинга является отсутствие капиталоемких установок производства водорода /7-10/.
Характеристика отдельных фракций стабильного конденсата
Остаточным продуктом ректификационного разделения стабильного конденсата является фракция, выкипающая при температуре 300 С. В зависимости от состава сырья, а также требований, предъявляемых к дизельной фракции, физико-химические характеристики остаточной фракции могут изменяться. Характеристики остаточной фракции приведены в таблицы 2.11, согласно которым получаемый остаток может соответствовать требованиям ГОСТ 10585-75 на котельное топливо - мазут низкосернистый малозольный марок М-40 и М-100.
Существующая технологическая схема стабилизации газового конденсата УСК-1 не обеспечит требуемое качество стабильного конденсата при переработке перспективного нефтегазоконденсатного сырья, содержащего значительную долю нефти. Поэтому, требуется реконструкция действующего производства.
Для реконструкции производства принята идеология максимального использования узлов и аппаратов существующей установки стабилизации конденсата, а также сохранения основных технологических характеристик.
С целью более глубокого разделения сырья, в существующую технологическую схему вводится дополнительный блок ректификационного выделения вы-сококипящих фракций стабильного конденсата - тяжелого остатка, в котором концентрируются характерные для нефтей высокомолекулярные парафины, смолы и асфальтены. Параллельно с отделением тяжелого остатка, в процессе дистилляции стабильных жидких углеводородов предполагается получение товарной продукции: бензиновой фракции и дизельного топлива /82,83,84,86/.
Принципиальная технологическая схема модернизированного производства представлена на рисунке 2.4.
Существующая схема УСК-1 (колонны К-1 и К-2) доукомплектовывается колонной предварительного отбензинивания К-3, где отбирается фракция НК-65С, и дистилляционной колонны К-4 для отбора бензиновой фракции 65 - 150С и дизельного топлива (фракция 150 — 300 С).
В результате модернизации производства УСК-1 на заводе планируется выпуск следующей продукции: /82,83,84,86/. - сжиженный газ (СПБТ); - фракция НК-65 С, которая может применяться при производстве автомобильного бензина; - бензиновая фракция (65-150 С), которая может применяться в качестве сырья для нефтехимии, является компонентом автомобильного бензина, и мо жет применяться в качестве сырья процесса Цеоформинг; - дизельное топливо (150-300 С), которое может применяться в качестве топлива для быстроходных дизельных двигателей; - высокопарафинистый остаток, имеющий температуру кипения 300 С, который рекомендован в качестве сырья для производства техуглерода П701 (N772 по классификации ASTM).
Производительность УСК-1 с блоком ректификационного выделения тяжелого остатка была принята равной 350 тыс. /год. Предполагается, что в период до 2025 г. содержание нефти в сырье будет не ниже 6, но не превысит 35 масс.%.
Материальный баланс переработки нефтеконденсатного сырья, содержащего соответственно 6 масс. % нефти (нижний предел содержания нефти) и 35 масс.% (перспективное сырье), составлен на основании данных таблиц 2.4 и 2.5 и приведен в таблице 2.12. Годовой фонд рабочего времени принят 333 дня. 1. Проведен комплексный физико-химический анализ образцов стабильного конденсата, получаемого на Сосногорском ГПЗ в настоящее время, а также модельного образца стабильного конденсата, содержащего 35 масс.% нефти (перспективное сырье). Показано, что переработка сырья не требует предварительного элек-трообессоливания и гидроочистки.
2. Определены оптимальные композиции бензиновых и дизельных фракций, содержащихся в стабильном конденсате, соответствующие требованиям действующих стандартов: - фракция 62-150 С - компонент автобензина по ТУ 51-275-86, сырья установки цеоформинг, нефтехимическое сырье по ОСТ 51.65-80; - фракция 130-300 С (310 С- для перспективного сырья) -топливо ГШЗ по ТУ 51-28-86; - фракция 150-300 С (290 С- для перспективного сырья) - дизельное топливо по ГОСТ 305-82.
3. Дано научное обоснование схемы реконструкции установки стабилизации нефтегазоконденсатного сырья на Сосногорском ГПЗ с производством дополни тельной продукции - бензиновой фракции, дизельного топлива и тяжелого парафи нистого остатка, который предложен в качестве сырья для производства техуглеро да П701 (N772).
Свойства дистиллятов газового конденсата
Для приведенного в таблице 3.5 состава природного газа рассчитаем содержание углерода в 1 м3 газа при 20 С. Расчет проводим по формуле: Сс = ZCi/24,056 = (12xnxVi)/24,056 (3.2) Где, Сс - содержание углерода в 1 м3 природного газа, кг/м3. СІ - содержание углерода і-го компонента в 1 м3 природного газа, кг/м3. 24,056 - объем, который занимает 1 кмоль газа при 1 атм и 20С, м3. п - число углеродных атомов в молекуле і-того компонента. Используя выражение (2), находим: Сс = (12x1x0,8611 + 12x2x0,0715 + 12x3x0,0246+ 12x4x0,01 + 12x5x0,0029 + + 12х6х0,0004)/24,056 = 0,566 кг/м3
На основании данных хроматографического анализа природного газа (таблица 3.4) определим структурную формулу гипотетической молекулы парафинового углеводорода СпН2п+2, моделирующей углеводородный состав природного газа.
Число атомов углерода (п) в молекуле углеводорода определяют по формуле: n = Ccx24,056/12 (3.3) Рассчитаем число атомов углерода (п) в молекуле углеводорода для состава природного газа, приведенного в таблице 3.4. Подставляя в уравнение (2) значение удельного содержания углерода в 1 м3 газа (Сс), находим: п = 0,566x24,056/12 =1,13 (3.4) Таким образом, структурная формула гипотетического парафинового углеводорода, моделирующего природный газ, имеет вид: С1.13Н4.26 Материальный баланс процесса получения техуглерода П701 из газожидкостного сырья для 1 линии производства (рисунок 3.2) приведен в таблице 3.5.
В продукты неполного горения природного газа (Сі.і3Н4.2б) в воздухе, которые содержат сажу, впрыскивают предварительно нагретое жидкое сырье (дистиллятную фракцию стабильного конденсата). Принципиальная схема производства техуглерода П701 (N772) из газожидкостного сырья представлена на рисунке 3.2. С целью предотвращения образования грита при пиролизе вязкого высокопарафинистого сырья и для создания условий образования пересыщенного тумана в реактор необходимо подавать сырье (предварительно подогретое до 100-120 С) в распыленном состоянии.
Физико-химические характеристики дистиллятных фракций приведены в таблице 3.1. Парафиновый углеводород н-додекан (Сі2Н2б) по своим характеристикам моделирует сырье №1 [85]. В результате интегральных процессов, протекающих в печи-реакторе при температуре -1250 С, образуется техуглерод П701 в количестве -420 кг/ч.
Согласно данным таблице 3.5 степень конверсии углерода углеводородсо-держащего сырья в техуглерод составляет: аТу = Сту/(\/пгхСс+6жхСжхО,01) = =420x100/(1600x0,566 + 400x86x0,01) = 33,6 % (3.5)
Если известен состав сухого газа (N2, СО, С02, Н2, Н20, СН4, С2) на выходе из печи, то степень конверсии углерода, содержащегося в углеводородном топливе и сырье, в сажу можно определить следующим способом. Суммарный объем природного газа и воздуха в горючей смеси составляет: Vi = Vnr + VB = 1600 + 9000 = 10600 нм3/ч (3.6) Концентрация N2 в этой смеси (состав природного газа и воздуха взят из таблиц 3.4 и 3.5) составляет: v(N2) = (VBxCN2 + VnrxCNxpnr/pN2)A/i = =(9000x77,8 + 1600x4,4x0,777/1,1646)/10600 = 66,5 % (3.7) Объем сухого газа (Vcor), образовавшегося в результате неполного горения углеводородного топлива, определяют на основании постоянства расходов N2 в исходном газообразном сырье и продуктах реакции, а также зная концентрацию N2 в сухом отходящем газе (таблица 3.5). Vcor = хбб.б/бТ.О = 10600x66,5/67,0 = 10520 нм3/ч (3.8) Выход техуглерода из углеводородного сырья определяется из уравнения баланса углерода, как разность между приходом углерода с топливом и сырьем, и расходом углерода с углеродсодержащими газами, отнесенную к потенциальному содержанию углерода в сырье и топливе: аТу=Ю0[(УПГхСС+ СжхСжх0,01) - Vcorx12 х0,01 (С02+ О + СН4 + + 2 IC2)/24,056]/(VnrxCc+ ЗжхСжх0,01)= 100[1 -0,12VCor(CO2+ СО + + CH4+2C2)/(VnrxCc + СжхСжхО,01)х24,056] = 100[1 - 0,12x10520 (4,6 + + 9,5+0,7+2х0,2)/(1600x0,566 + 400х86х0,01)х24,056] = 36,3 % (3.9)
Расхождение между степенями конверсии, рассчитанными по уравнениям (3.5) и (3.9), объясняется неточностью хроматографического определения концентраций компонентов в отходящих газах, а также погрешностью измерения объемных расходов природного газа и воздуха, подаваемых в реактор.
Зная объем образовавшегося сухого газа и объемную концентрацию компонентов, можно определить объемный и массовый расходы СО, С02, Н2, СН4, ZC2 в отходящем газе (таблица 3.5). Массовый расход воды, содержащейся в отходящих газах, находим по разности масс сырьевых потоков и продуктов реакции. GH2O = (Gnr + СЗж + GB) - (GTy + Gcor) = = (1243+400+10729) - (420+8203+157+1163+885+49+23) = 1472 кг/ч (3.10) Определим объемный расход воды: VH20 = GH2Ox24,056/18 = 1472x24,056/18 = 1967 м3/ч (3.11)
Анализ продуктов синтеза Фишера-Тропша
Реализация инвестиционного проекта по модернизации действующего производства связана с риском, уровень которого определяется надежностью прогнозирования основных показателей, определяющих коммерческую эффективность проекта.
В условиях неустойчивой экономики сложно выполнить прогноз инфляции и динамики цен на углеводородное сырье (природный газ, НКГС) и углеводородную продукцию (стабильный конденсат, СПБТ, бензиновая фракция). Поэтому анализ чувствительности основных показателей эффективности проекта (ЧДД, ВНД, срок окупаемости) проведен в зависимости от изменения цен на углеводородную продукцию, объем производства продукции, величины капитальных вложений и эксплуатационных затрат. Рассмотрены варианты отклонения данных параметров на 5-25% в сторону их ухудшения (увеличение капитальных затрат, снижение цен на продукцию, увеличение налоговых платежей, цен на материальные ресурсы и услуги, снижение объемов производства), а также в сторону их улучшения (повышение цен на углеводородную продукцию, снижение капитальных и эксплуатационных затрат, увеличение объема выпускаемой продукции). Результаты анализа чувствительности приведены в таблице 5.11. Ранжирование факторов риска по степени воздействия на интегральные показатели эффективности представлено в таблице 5.12.
По результатам анализа влияния основных факторов риска на показатели эффективности можно сделать вывод, что проект наиболее чувствителен к изменению объема выпускаемой продукции. При снижении выпуска продукции на 10% чистый доход снижается на 22%, внутренняя норма доходности (ВНД) - на 19%, а срок окупаемости возрастает на 17%.
Вторым по степени влияния на показатели инвестиционного проекта является уровень цен на продукцию. При уменьшении общего уровня цен на 10% чистый доход снижается на 15,5%, внутренняя норма доходности (ВНД) - на 14,1%, а срок окупаемости возрастает на 12,1%.
Изменение величины капитальных затрат влияет на эффективность проекта в меньшей степени, чем два предыдущих фактора. Причиной возникновения этого риска могут послужить ошибки в определении объемов работ. При увеличении капитальных вложений на 10% ЧД уменьшается на 2,1%, ВНД - на 6,4%, срок окупаемости возрастает на 6,7%.
При росте цен и тарифов на ресурсы и услуги, изменении ставок налогов может возникнуть риск увеличения эксплуатационных затрат. Однако влияние этого фактора на показатели инвестиционного проекта сравнительно невелико.
Анализ чувствительности ВНД на изменение сроков реализации проекта переработки НГКС показал, что при увеличении срока строительства установки на 1 год внутренняя норма доходности снижается до 21,9%, на 2 года -до 16,0%.
Таким образом, проект реконструкции переработки нестабильной НГКС на Сосногорском ГПЗ характеризуется удовлетворительными показатели коммерческой эффективности и устойчив к возможным изменениям основных факторов.
Экономическая целесообразность предложенного варианта реконструкции подтверждается сравнительными технико-экономическими показателями эксплуатации реконструированного объекта, в частности: -переработка газового конденсата по проектируемой технологии обеспечит максимальное значение накопленного потока денежной наличности (6254,3 млн. руб. против 5479,9 млн. руб. по базовому варианту); - в результате реконструкции производства переработки нестабильной НКГС за счет изменения номенклатуры выпускаемой продукции выручка от реализации увеличится на 1602 млн. руб., при этом затраты на переработку возрастут только на 402,7 млн. руб.; -реализация инвестиционного проекта при привлечении 290,5 млн. руб. капитальных вложений обеспечит по сравнению с базовым вариантом увеличение потока денежной наличности на 774,3 млн. руб., капитальные затраты окупятся через 5,8 лет, внутренняя норма доходности составит 24,8%. Показано, что проект наиболее чувствителен к изменению цен на выпускаемую продукцию.
1. Проведен комплексный физико-химический анализ образцов стабильного конденсата, получаемого на Сосногорском ГПЗ в настоящее время, и перспективно го образца сырья, содержащего 35 масс.% нефти. Определены оптимальные ком позиции бензиновых и дизельных фракций, содержащихся в стабильном конденсате, соответствующие требованиям действующих стандартов: - фракция 65-150 С - компонент автобензина по ТУ 51-275-86, сырье установки цеоформинг, нефтехимическое сырье по ОСТ 51.65-80; - фракция 150-300 С (290 С - для перспективного сырья) - дизельное топливо по ГОСТ 305-82.
2. Дано научное обоснование комплексной схемы реконструкции установки стабилизации НГКС на Сосногорском ГПЗ с производством дополнительной продукции - бензиновой фракции, дизельного топлива и высокопарафинистого остатка, который предложен в качестве сырья для производства печного техуглерода.
3. Дано научно-техническое обоснование варианта использования высокопарафинистого остатка газового конденсата в качестве сырьевой добавки к природному газу при производстве печного техуглерода: - выход техуглерода в расчете на потенциал углерода в газожидкостном сырье оказался на 40% выше, чем на существующем производстве при неполном горе нии природного газа; -испытания в эластомерах опытной партии образцов техуглерода, полученного при неполном горении газожидкостного сырья и природного газа, показали их одинаковую усиливающую способность.
