Содержание к диссертации
Введение
1 Литературный обзор 6
1.1 Состояние сбора, транспорта, подготовки и переработки нефтяного газа 6
1.2 Существующие процессы переработки нефтяного газа 18
1.3 Основное оборудование подготовки и переработки ПНГ 30
2 Состояние Южно-Балыкского газоперерабатывающего комплекса до модернизации 39
2.1 Общие сведения о производстве 39
2.2 Действующие и существующие установки ЮБ ГПК 40
2.3 Сырье, готовая продукция и эффективность работы действующего производства 49
3 Задачи модернизации Южно-Балыкского ГПК. Варианты развития комплекса 54
3.1 По степени извлечения углеводородов Сз+выше 54
3.2 По приему дополнительного сырья 61
3.3 Основные технические решения для вариантов развития ЮБ ГПК при приеме и переработке 3,0 и 3,2 млрд м3/год нефтяного газа 71
4 Экспериментальные исследования 75
4.1 Расчетные исследования по увеличению производительности УПГ действующего производства 75
4.2 Расчетные исследования по увеличению производительности блока НТК с турбодетандером незавершенного производства 95
5 Модернизация Южно-Балыкского ГПК 104
5.1 Модернизация УПГ действующего производства 104
5.1.1 Технологическая схема 104
5.1.2 Основное технологическое оборудование 110
5.1.3 Основные ТЭП и оценка экономической эффективности от внедрения предварительного насыщения абсорбента 114
5.2 Модернизация блока НТК с турбодетандером 119
5.2.1 Технологическая схема 119
5.2.2 Основное технологическое оборудование 124
5.2.3 Основные технико-экономические показатели 129
5.3 Переработка нефтяного газа на ЮБ ГПК после его модернизации 131
6 Перспектива по получению сконденсированного авиационного топлива (АСКТ) на ЮБ ГПК 134
6.1 Краткая характеристика и область использования АСКТ 134
6.2 Технологическая схема блока получения АСКТ 141
6.3 Основное технологическое оборудование 143
6.4 Основные ТЭП и оценка экономической эффективности от
внедрения производства АСКТ 144
Выводы 146
Список использованных источников 148
- Основное оборудование подготовки и переработки ПНГ
- Сырье, готовая продукция и эффективность работы действующего производства
- Основные технические решения для вариантов развития ЮБ ГПК при приеме и переработке 3,0 и 3,2 млрд м3/год нефтяного газа
- Расчетные исследования по увеличению производительности блока НТК с турбодетандером незавершенного производства
Введение к работе
з
Актуальность. Проблема сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ), присущая всем нефтедобывающим странам, в России является особо актуальной ввиду мирового лидерства по объему сжигания газа: по различным оценкам, от 20 до 50 млрд м /год. Это приводит к безвозвратной потере ценнейших углеводородов - сырья для газо- и нефтехимии, а также негативно влияет на экологию добывающих регионов, поскольку при сжигании ПНГ в атмосферу выбрасываются сотни тысяч тонн вредных веществ (оксидов углерода и азота, сажи). В последние годы проблема сжигания ПНГ стоит особенно остро: Постановлением Правительства РФ № 7 от 8 января 2009 г. установлен целевой показатель сжигания нефтяного газа на факельных установках (на 2014 г. и последующие годы) - не более 5 % от объема добытого ПНГ.
Задача увеличения степени использования ПНГ и доведения его до целевого ориентира (95 %) может решаться: созданием систем сбора и транспортировки ПНГ в необходимых объемах, строительством промысловых установок подготовки и переработки газа или новых ГПЗ, а также модернизацией и техническим перевооружением существующих заводов, имеющих необходимую инфраструктуру и квалифицированный персонал.
Например, ОАО "СИБУР Холдинг" для увеличения степени использования ПНГ выполняет модернизацию и реконструкцию существующих газоперерабатывающих комплексов Западной Сибири, которые до 2014 года позволят увеличить прием и переработку ПНГ с 17 до 22,5 млрд м /год. Одним из предприятий по переработке ПНГ, принадлежащих ОАО "СибурТюменьГаз", является Южно-Балыкский газоперерабатывающий комплекс (ЮБ ГПК), вокруг которого располагается много нефтегазовых месторождений, ПНГ с которых может быть направлен на переработку на этот комплекс.
Прием и переработка прогнозируемого увеличения поставок нефтяного газа на ЮБ ГПК за счет подачи ПНГ с близлежащих месторождений и газа с Приобской компрессорной станции (КС) (ОАО "НК "Роснефть"), а также со строящейся Южно-Приобской КС (ОАО "Газпром нефть") решается путем совершенствования технологий переработки ПНГ и технического перевооружения данного газоперерабатывающего комплекса.
Цель работы:
- обеспечение максимально возможной производительности ЮБ ГПК по приему нефтяного газа и его переработка с высокой степенью извлечения целевых углеводородов Сз+выше за счет совершенствования технологий и использования современного оборудования;
- разработка новой технологии и технических средств для возможности
производства на ЮБ ГПК высокорентабельной продукции - авиационного сконденсированного топлива (АСКТ).
Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:
проведение расчетных исследований по возможности увеличения производительности и степени извлечения действующей установки переработки газа (УПГ) Южно-Балыкского ГПК;
проведение расчетных исследований по увеличению производительности блока низкотемпературной конденсации (НТК) с турбодетандером, находящегося в стадии незавершенного строительства;
при максимальном использовании существующего оборудования действующей УПГ, без длительной остановки производства (только в период плановых ремонтов) и минимальных капитальных затратах изучить возможность увеличения приема и переработки дополнительного количества газа на ЮБ ГПК с 0,8...0,9 до 3,1...3,3 млрд м3/год;
исключить рецикловые потоки (газовые сдувки) с действующей УПГ на сырьевую КС, приводящие к увеличению загрузки компрессорной и снижению общей энергоэффективности производства;
обеспечить высокое качество выпускаемой продукции - сухого отбензи-ненного газа (СОГ), широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и пропана-хладагента;
разработать технологию и технику производства нового вида продукции - топлива для вертолетов АСКТ;
выполнить технико-экономическую оценку производства АСКТ на ЮБ ГПК.
Научная новизна
На основе обобщенных данных представлены комплексные решения по основным направлениям повышения производительности и эффективности работы Южно-Балыкского ГПК.
Предложены варианты модернизации Южно-Балыкского ГПК, которые адаптированы к региональной ресурсной базе запасов углеводородного сырья. Расчетными исследованиями с использованием новых технологических решений и современного оборудования определена возможность повышенного при-ема и переработки нефтяного газа от 0,8...0,9 до 3,1-3,3 млрд м /год с высоким содержанием углеводородов С3+Вьше (370 г/м ) и степенью извлечения более 80% . Проведенная модернизация завода полностью подтвердила результаты принятых научно-технических решений
Комплексно внедрена методика составления материального баланса технологических установок ЮБ ГПК с целью выявления ассортимента и количества получаемой продукции.
Модернизирована схема НТК-1300 с использованием основного и малого контура охлаждения нефтяного газа. Установлена зависимость степени извлечения углеводородов Сз+выше и температуры газа от соотношения потоков: максимальная степень извлечения 94% достигается при минимальной температуре газа минус 44,5 С и соотношении основного и малого потоков, как 81:19. Определены режимные параметры работы НТК-1300, позволяющие довести выработку ШФЛУ до максимального значения.
Для получения высококачественных моторных топлив в схему завода предлагается включение процессов углубленной переработки нефтяного газа с получением АСКТ. Впервые разработаны и запатентованы технология и техника производства нового вида продукции - АСКТ производительностью 30 тыс. т/год для ЮБ ГПК, выполнена ТЭО производства АСКТ на данном предприятии.
Практическая значимость работы
Внесены изменения в технологическую схему УПГ действующего производства, подобраны рациональные параметры его работы, даны рекомендации по реконструкции, замене или установке дополнительного современного оборудования, в результате чего отбор целевых углеводородов Сз+выше остался на прежнем уровне (80 %), но объем переработки газа при этом был увеличен вдвое - до 1,8 млрд м /год.
Внесены изменения в проектную технологическую схему блока НТК с турбодетандером незавершенного производства, подобраны параметры работы блока, даны рекомендации по реконструкции, замене или установке нового оборудования, в результате чего производительность блока увеличена до 1,3... 1,6 млрд м /год (вместо 1,0 млрд м /год) при отборе целевых углеводородов Сз+выше на уровне 94 %, близком к проектному (95 %).
Таким образом, проведенная поэтапно в 2007-2009 гг. модернизация ЮБ ГПК (действующей УПГ и блока НТК с турбодетандером) полностью подтвердила результаты проведенных исследований и принятых научно-технических решений и внесла свой весомый вклад в решение задачи по утилизации ПНГ:
- в короткие сроки (во время проведения плановых ремонтов) и со сравнительно небольшими капитальными затратами позволила довести прием и перера-
6 ботку ПНГ на газоперерабатывающем комплексе до 3,1...3,3 млрд м /год (вместо
0,8... 0,9 млрд м3/год по состоянию на 2006 год);
направить балластные рецикловые потоки, которые приводили к увеличению загрузки сырьевых компрессоров, на предварительное насыщение абсорбента;
обеспечить выработку готовой продукции требуемого качества.
Внедрение производства АСКТ на ЮБ ГПК при сравнительно небольших капитальных затратах позволит расширить ассортимент высокорентабельной продукции, выпускаемой предприятием, и обеспечит регион дешевым и экологически чистым топливом для вертолетной авиации и автотранспорта.
Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались: на XXIV Всероссийском межотраслевом совещании (г. Сочи, 2010), на XXV и XXVI Всероссийских межотраслевых совещаниях (г. Геленджик, 2011 и 2012) "Проблемы утилизации попутного нефтяного газа и оптимальные направления его использования", на конференции "Нефтегазовый форум и XX Юбилейная международная специализированная выставка "Газ. Нефть. Технологии - 2012" (Уфа, 2012), Гидроавиасалон - 2012 (г. Геленджик). Тезисы докладов опубликованы в материалах соответствующих совещаний и конференций.
Публикации. По материалам диссертации опубликовано 17 научных работ, в том числе 5 статей в рецензируемых научных журналах, входящих в перечень ВАК, 7 - в журналах, сборниках межотраслевых совещаний и конференций, получено 3 патента на полезную модель и 2 патента на изобретение. Материал диссертационной работы полностью соответствует паспорту специальности 05.17.07.
Структура и объем работы. Диссертация общим объемом 169 стр., включает введение, шесть глав, выводов, в том числе 28 рисунков, 32 таблицы и список литературы из 102 наименований, а также приложения на 12 стр.
Основное оборудование подготовки и переработки ПНГ
Следует заметить, что проблема повышения степени утилизации ПНГ при добыче нефти не нова [21]. Ее пытались решать и в СССР. Суть ее заключается в том, что сырой ПНГ сложно передавать на большие расстояния и его нужно перерабатывать недалеко от места добычи. Поэтому в районе нефтяного месторождения необходимо было строить газоперерабатывающий завод, создавать газосборную сеть и т. д. Как правило, стройка с учетом труднодоступности ее расположения и сложных климатических условий затягивалась на 5-15 лет и значительная часть добываемого ПНГ сгорала в факелах. К этому времени дебит нефти и попутного газа уменьшался, и работа ГПЗ могла даже стать нерентабельной. Поэтому было невыгодно строить ГПЗ около небольших месторождений, и попутный газ горел все время, пока там добывалась нефть. Попытки же перерабатывать газ непосредственно на месторождениях, что можно было бы организовать в более короткие сроки с помощью, например, малогабаритных блочных установок (МГБУ), столкнулись с проблемой вывоза готового продукта. В ряде случаев транспортировка товарного газа и получаемых продуктов переработки до потребителя поглощала всю прибыль и делала нерентабельной его переработку. Решение этой проблемы, очевидно, можно обеспечить, применяя подход, заключающейся не только в организации переработки ПНГ в регионах его добычи, но и в создании в этих регионах крупных его потребителей. В этом случае стоимость сырья и, главное, транспортные расходы будут минимальны, а наличие такого потребителя предопределит появление новых высокоэффективных региональных рынков сжиженного газа [21].
Достаточно плотное расположение нефтяных месторождений, высокие значения газосодержания нефтей по отдельным месторождениям и значительные ресурсы нефтяного газа оказывают положительное влияние на создание инфраструктуры по сбору и подготовке ПНГ к дальнейшему использованию [22].
Одним из возможных вариантов уменьшения объема сжигания ПНГ на факельной установке является генерация электрической и тепловой энергии непосредственно на нефтепромысле. Принимая во внимание высокую энергоемкость нефтедобычи и высокую калорийность ПНГ, использование нефтяного газа с целью выработки электроэнергии для собственных нужд промысла получило широкое распространение во всем мире. Подача ПНГ в близлежащий магистральный газопровод возможна только при осуществлении предварительной подготовки газа. Это связано, прежде всего, с несоответствием качественных характеристик ПНГ требованиям газотранспортной системы. Подача ПНГ в магистральный газопровод требует привлечения значительных инвестиций в строительство необходимой инфраструктуры по подготовке и транспортировке газа, а проект газоснабжения населенных пунктов может рассматриваться нефтедобывающими компаниями в качестве основного варианта утилизации газа только при наличии соответствующего количества потребителей газообразного топлива.
ПНГ также может собираться с близлежащих месторождений и по отдельному газопроводу направляться на ГПЗ для дальнейшей переработки. Применимость данного способа утилизации ограничена, и, в первую очередь, это связано с отсутствием свободных мощностей на газоперерабатывающих предприятиях и их значительной удаленностью от большинства нефтяных месторождений.
Еще одним вариантом утилизации ПНГ является закачка его обратно в пласт с целью поддержания пластового давления или временного хранения. Реализация проектов подобного рода требует значительного количества дополнительной электроэнергии для компримирования газа и наличия соответствующего дорогостоящего оборудования, способного выдержать большое давление. При незначительных объемах добычи попутного газа данный вариант неприемлем. Также возможны закачка газа в водоносный пласт в пределах лицензионного участка с целью хранения, краевая закачка газа в один из нефтеносных коллекторов, закачка газа в соседние близлежащие месторождения и другие варианты [22].
Существуют альтернативные направления использования ПНГ, например авиационное сконденсированное топливо (АСКТ), представляющее собой смесь углеводородов Сз+выше определенного состава. Этот вид топлива не используется на постоянной основе, но имеются основания для его широкого применения [1, 21, 22, 23, 24].
АСКТ изначально разрабатывалось как качественное авиационное топливо для местной авиации в районах добычи нефти, отдаленных от НПЗ. На практике АСКТ было испытано в 80-х годах прошлого столетия, тогда и подтвердился высокий технико-экономический эффект от его применения.
По данным МПР России, в нашей стране ежегодно добывается 55 млрд м3 ПНГ и только 26 % от всего объема добычи направляется на переработку [25]. При этом 47 % идет на нужды промыслов либо списывается на технологические потери, а 27 % сжигается в факельных установках. Таким образом, в 2009 году общий объем утили зации ПНГ составлял 73 %, и большая его часть использовалась на нужды нефтепромыслов. За прошедшие годы ситуация если и улучшилась, то незначительно.
В соответствии с Постановлением Правительства РФ № 7 от 8 января 2009 г. "О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках" на 2012 г. и последующие годы установлен целевой показатель сжигания на факельных установках не более 5 % от объема добытого ПНГ, и вводится новый порядок расчета платы за выбросы, образующиеся при сжигании сверх лимита. Эта мера разработана с целью стимулировать более полное использование ПНГ в нашей стране. Ориентируясь на эти сроки и контрольные цифры, разработаны и реализуются соответствующие программы. Количество сжигаемого в факелах газа сокращается, но отнюдь не за счет увеличения доли продукции с высокой добавленной стоимостью, производимой из ПНГ.
Однако достижение 95 %-ного уровня использования ПНГ в 2012 году весьма проблематично [26, 27, 28]. Так например, нефтяные компании, работающие на территории ХМАО-Югры, за последние годы существенно продвинулись в вопросе утилизации попутного нефтяного газа, но реальность такова, что на 95 %-ный уровень округ сможет выйти не ранее 2014 года (прогнозируемый уровень использования ПНГ в округе ХМАО к началу 2012 года - 89,1 %, к началу 2013 года - 93,1 %) [26].
Интересные технико-экономические исследования по выбору и внедрению методов использования нефтяного газа на месторождениях с различными условиями добычи углеводородов проведены Государственным унитарным предприятием "Институт проблем транспорта энергоресурсов" (П/П "ИПТЭР") [27, 28]. Технико-экономические исследования затрат на внедрение мероприятий по утилизации нефтяного газа на нефтедобывающих месторождениях различных регионов показали, что даже при высоких ожидаемых штрафах за сжигание газа в факелах мероприятия по использованию нефтяного газа на удаленных и малых месторождениях экономически малоэффективны или убыточны.
На рисунке 1.3 представлены графические зависимости удельных капитальных вложений от объема газа, полученные в результате этого анализа.
Полученные результаты показывают, что удельные затраты на утилизацию газа в количестве более 100...150 млн м3/ год остаются постоянными в рамках одного мероприятия. С уменьшением объемов газа со 100 до 25 млн м3/год эти затраты начинают плавно расти. При объемах газа менее 25 млн м3/год значения функций резко увеличиваются, и любые мероприятия по утилизации газа в этой области становятся малорентабельными или нерентабельными. С целью сохранения и эффективного использования нефтяного газа на таких месторождениях нужна действенная государственная поддержка.
Сырье, готовая продукция и эффективность работы действующего производства
Изначально Южно-Балыкский ГПЗ, входящий в настоящее время в состав Южно-Балыкского газоперерабатывающего комплекса (ЮБ ГПК), предназначался для переработки нефтяного газа по схеме низкотемпературной абсорбции в объеме 500 млн нм3/год (при температуре 0 С и давлении 0,1013 МПа), что соответствует 537 млн м3/год при стандартных условиях (температуре 20 С и давлении 0,1013 МПа). Генеральный проектировщик- институт "Гипровостокнефть" (г. Куйбышев); в эксплуатацию ГПЗ был введен в 1979 году.
Для приема дополнительного количества ПНГ на площадке ЮБ ГПЗ в 1986 году была построена Мамонтовская компрессорная станция (МКС) производительностью по газу 1,0 млрд нм3/год (1,073 млрд м3/год), которая также в данный момент входит в состав Южно-Балыкского ГПК. Генеральный проектировщик МКС - институт "ВНИПИгазпереработка" (г. Краснодар), реорганизованный впоследствии в ОАО "НИПИгазпереработка".
Основными технологическими блоками Мамонтовской КС являются узел сепарации с узлами замера и редуцирования, компрессорное отделение и узел сбора конденсата; для компримирования газа на МКС предусматривались два работающих и один резервный компрессоры марки К-890-121-1.
После ввода Мамонтовской КС в эксплуатацию нефтяной газ компримировался на МКС, осушался и без переработки направлялся в газопровод.
С целью переработки на существующих в то время мощностях завода дополнительного количества нефтяного газа в 1988 году институтом "ВНИПИгазпереработка" был выполнен проект "Расширение Южно-Балыкского ГПЗ" с использованием простаивающего оборудования (в связи со значительным уменьшением содержания целевых компонентов в сырьевом газе по сравнению с проектным: с 503 до 220...330 г/м3) и установкой новых технологических аппаратов.
Согласно проекту расширения действующая установка переработки газа (УПГ) должна была разделиться на две самостоятельные технологические схемы: - схему низкотемпературной абсорбции (НТА) производительностью 600 млн нм3/год (644 млн м3/год), позволяющей извлекать 87,4 % целевых углеводородов Сз+вышв! - схему низкотемпературной конденсации с использованием пропанового холо да (НТК) производительностью 900 млн нм3/год (966 млн м3/год), которая обеспечит извлечение компонентов Сз+выше на уровне 63,0 % (невысокий отбор целевых угле водородов объясняется тем, что частично отбензиненный газ из низкотемпературно го сепаратора линии НТК должен был выводиться как готовая продукция). Таким образом, на УПГ (НТА+НТК) предполагалось перерабатывать 1500 млн нм3/год (1610 млн м3/год) нефтяного газа с общим отбором углеводородов Сз+выше, равным 72,7 %. Для удовлетворения потребности УПГ в пропановом холоде использовалась комплектная установка "Иртыш" производства Чехословацкой фирмы "ЧКД" с двумя турбокомпрессорами типа "Светлана" (1 рабочий, 1 резервный). Производительность ПХУ - 4,2 млн ккал/ч (4,88 МВт) на изотерме кипения пропана минус 30 С. Согласно проекту расширения 1988 года обеспечение УПГ (НТА+НТК) дополнительным холодом, необходимым для нормальной эксплуатации вновь смонтированных про-пановых испарителей, предусматривалось от существующей резервной холодильной машины (ТК "Светлана") с добавлением наружного оборудования.
Проект "Расширение Южно-Балыкского ГПЗ" (1988 год) предусматривал также строительство новой установки переработки газа по схеме НТК с турбодетандером производительностью по нефтяному газу 1,0 млрд нм3/год (1,073 млрд м3/год), обеспечивающей извлечение углеводородов Сз+выше на уровне 95 %. В состав данной УПГ входят следующие технологические объекты: - адсорбционная осушка; - НТК с турбодетандером; - ПХУ полезной холодопроизводительностью 5,0 млн ккал/ч (20,93 ГДж/ч) при изотерме кипения пропана-хладагента минус 38 С (предусмотрено два холодильных агрегата - один рабочий и один резервный); - дожимная компрессорная станция (ДКС) отбензиненного газа.
В 2006 году, до начала модернизации Южно-Балыкского ГПК, в его состав входили действующее производство, включающее Мамонтовскую компрессорную станцию и установку переработки газа УПГ (НТА+НТК), а также так называемое незавершенное производство - частично построенная вторая очередь комплекса, согласно проекту состоящая из следующих блоков: адсорбционная осушка, НТК с турбодетандером, ПХУ и ДКС. Мамонтовская КС предназначалась для компримирования газа, получения углеводородного конденсата, выделившегося при компримировании, и транспортировки газа потребителям. Скомпримированный газ подавался на УПГ действующего производства (схемой также предусматривалась подача газа на Сургутскую ГРЭС, минуя УПГ); выделившийся на МКС углеводородный конденсат из сепаратора высокого давления направлялся в линию ШФЛУ, конденсат из сепараторов низкого давления откачивался на центральную перекачивающую станцию (ЦПС) нефти.
Блок-схема переработки нефтяного газа на Южно-Балыкском ГПК по состоянию на 2006 год приведена на рисунке 2.1.
В состав УПГ действующего производства входят блоки НТА и НТК, включающие деэтанизацию газового конденсата, а также блок регенерации гликоля (БРГ) и пропановая холодильная установка (ПХУ). Кроме того, в состав УПГ действующего производства входит система циркуляции теплоносителя (60 %-ный водный раствор моноэтиленгликоля (МЭГ), которая используется для обогрева помещений зданий УПГ, шкафов КИП и технологических трубопроводов наружной площадки установки (на блок-схеме не показана).
Фактическая схема переработки газа на УПГ значительно отличалась от схемы, предусмотренной проектом расширения. Начиная с 1989 года, переработка газа осуществлялась не на двух раздельных схемах НТА и НТК, а газ, после компримирования на Мамонтовской КС, охлаждался на двух параллельных линиях, сепарировался и весь поступал на абсорбцию, куда также подавалась значительная часть выделившегося из газа конденсата. Остальной конденсат деэтанизировался в колонне К-306, работающей без пропанового холода в режиме отпарной колонны.
Основные технические решения для вариантов развития ЮБ ГПК при приеме и переработке 3,0 и 3,2 млрд м3/год нефтяного газа
Основные технические решения, общие для обоих рассматриваемых вариантов, предусматривали следующие мероприятия: - для защиты цеолитов перед блоком осушки предложен узел промывки газа от агрессивных примесей. По результатам обследований заводов в Западной Сибири (например, Белозерного, Сургутского и Нижневартовского ГПЗ), а также согласно данным из литературных источников, нефтяные и природные газы, поступающие на переработку, содержат агрессивные аэрозольные примеси [79-82]. Присутствие данных примесей в газе постоянно и неизбежно. К аэрозольным примесям газа относятся: мехпримеси, хлориды щелочных и щелочноземельных металлов, тяжелые углеводороды, ингибиторы коррозии, ПАВ. Присутствие перечисленных видов примесей способствует эрозии и коррозии оборудования и трубопроводов, старению адсорбентов осушки газа. Использование сепараторов не позволяет решить проблему присутствия в газе аэрозольных примесей. С 70-80-х годов 20 века до настоящего времени наиболее эффективным способом очистки газа от аэрозольных примесей считается влажная очистка (промывка), которая и рекомендовалась в данных вариантах [83]. Промывка газа должна осуществляться в скруббере подготовленной водой. Водная промывка позволяет извлечь из сырого газа 90...95 % вредных примесей, названных ранее; - осушку низконапорного газа после компримирования на Мамонтовской КС и промывки его на новом блоке от агрессивных примесей предполагалось осуществлять на твердых сорбентах (синтетических цеолитах типа NaA, КА), с использованием существующего блока осушки незавершенного производства; - для компримирования части высоконапорного газа, подаваемого на дозагрузку (380 млн м3/год), на Мамонтовской КС необходима установка нового оборудования: сепаратора С-1 и компрессоров КС-1 (1 раб.+1 рез.). Работа самой Мамонтовской КС по вариантам отличается только количеством газовой сдувки на компрессора; - для НТК-900 с турбодетандером (новой - по варианту 1 и достраиваемой до НТК с турбодетандером - по варианту 2) потребуется строительство нового блока теплоносителя и новой ПХУ с изотермой пропанового холода, равной минус 38 С; - потребуется расширение ДКС отбензиненного газа. Масса оборудования по варианту 2 (с реконструкцией УПГ) несколько меньше, чем по варианту 1 (без реконструкции УПГ действующего производства, но строительством нового блока НТК-900 с турбодетандером) за счет использования части существующего оборудования (теплообменника Т-301, пропанового испарителя Т-351 и сепаратора С-302), однако потребует вмешательства в работу действующего производства, его остановки, переобвязки используемого оборудования. В любом случае оба эти варианта требуют значительных капитальных вложений и длительного срока для реализации решений с остановкой производства, поэтому они не рекомендованы для внедрения.
Ограничивающим фактором по повышению отбора целевых компонентов Сз+выше на Южно-Балыкском ГПК в обоих рассматриваемых вариантах является существующая схема переработки нефтяного газа действующего производства: изначально схема НТА имеет более низкий коэффициент извлечения, чем схема НТК с турбодетандером. Исходя из предположения, что если вместо УПГ действующего производства построить новую НТК с турбодетандером, аналогичную той, которая имеется на незавершенном производстве ЮБ ГПК, то в этом случае, как показали расчеты, при переработке 3,0 млрд м3/год газа на двух идентичных блоках НТК будет Обеспечен СаМЫЙ ВЫСОКИЙ Коэффициент ИЗВЛечеНИЯ уГЛеВОДОрОДОВ Сз+выше по комплексу - 94,77 %. При этом на новой НТК с детандером степень извлечения углеводородов Сз+выше составит 95,04 %; на НТК незавершенного производства - несколько ниже и составит 94,58 % - из-за меньшего давления сырьевого потока (высоконапорного газа) на входе блока.
Таким образом, предварительные расчетные исследования по повышению степени извлечения целевых компонентов Сз+выше при одновременном увеличении производительности Южно-Балыкского ГПК до 3,0 млрд м3/год газа показали возможность достижения глубины отбора на уровне -94 % в силу существующей на ЮБ ГПК технологии по переработке газа и заданного входного давления высоконапорного газа с Приобской КС (2,9 МПа).
Расчетные исследования по увеличению производительности блока НТК с турбодетандером незавершенного производства
Газ с узла приема Приобского газа направляется на блок НТК: вначале поступает в трубное пространство вновь установленного теплообменника Т-301 А, затем в трубное пространство теплообменника Т-301. Охлаждение газа в теплообменниках Т-301А и Т-301 происходит за счет холода смешанного потока отбензиненного газа из емкости Е-302 и газа из сепаратора С-302. Охлажденный до температуры минус 16 С..минус 7 С газ поступает в трубное пространство пропанового холодильника Т-351, где охлаждается до температуры минус 23 С. После этого газожидкостная смесь поступает в разделитель С-302, где происходит разделение на газовый конденсат и сухой отбензиненныи газ (впрыскивать этиленгликоль в газ на блоке НТК нет необходимости, т. к. на данный блок будет поступать осушенный газ).
Отбензиненныи газ из сепаратора С-302 смешивается с отбензиненныи газом из емкости Е-302, смешанный поток рекуперирует свой холод в теплообменниках Т-301, Т-301 А, Т-352/А.В, после чего направляется на ДКС.
Конденсат из сепаратора С-302 насосом Н-307/2,3 подается на смешение с потоком газа из трехфазного разделителя С-350 и частью конденсата с выкида насоса Н-307/1,4, после чего направляется в абсорбер К-301. Оставшаяся часть конденсата с выкида насоса Н-307/1,4 смешивается с конденсатом, выделившимся на узле приема Приобского газа, конденсатный поток дросселируется до давления 2,69 МПа и разделяется на два потока: 20...29 % от общего потока направляется в шлемо-вую трубу деэтанизатора К-306, остальная часть 71...80 % - подогревается в замененном теплообменнике Т-306 и подается в качестве питания в деэтанизатор К-306. Данное изменение в технологической схеме (подача в шлемовую трубу колонны К-306 части конденсатного потока, определенной расчетным путем) позволяет значительно уменьшить потери пропана с отбензиненным газом из деэтанизатора.
Пары с верха деэтанизатора К-306 вместе с конденсатом, подаваемым в шлемовую трубу, охлаждаются в воздушном холодильнике ВХ-354/1 до температуры минус 5 С (летом АВО не работает), парожидкостная смесь разделяется в рефлюк-сной емкости Е-308 на отбензиненныи газ и конденсат. Отбензиненныи газ из емкости Е-308 направляется на ДКС, а конденсат насосом Н-311 подается на орошение колонны К-306.
Тепло в колонну К-306 подается через испаритель И-305 теплоносителем (абсорбентом) с температурой 195 С из емкости Е-304 под собственным давлением.
ШФЛУ из испарителя И-305 поступает в трубную часть теплообменника Т-306 для подогрева газового конденсата, поступающего на загрузку деэтанизатора К-306, смешивается с потоком из колонны К-304 после охлаждения в воздушном холодиль нике ВХ-302 до температуры 40...65 С, затем проходит воздушный холодильник Т-354 и направляется в товарный парк.
На блок НТА при работе ЮБ ГПК по пусковой схеме (вариант 1П) предлагается подать весь скомпримированный неосушенный газ с Мамонтовской КС и выделившийся на МКС конденсат. Смешанный поток газа с конденсатом последовательно направляется в трубное пространство вновь установленных теплообменников Т-352А и Т-352/В, работающих параллельно, замененного теплообменника Т-352 и замененного пропанового холодильника Т-353.
На входе в теплообменники Т-352А.В, Т-352 и холодильника Т-353 через форсуночные устройства подается 80 %-ный раствор МЭГ с целью предотвращения гид-ратообразования. Охлаждение газоконденсатной смеси в теплообменниках Т-352А.В осуществляется смешанным потоком отбензиненного газа после теплообменника Т-301А, в теплообменнике Т-352 - за счет холода обратного потока отбензиненного газа из сепаратора С-301. В пропановом холодильнике Т-353 смесь охлаждается до температуры минус 23 С за счет кипения жидкого пропана, подаваемого в межтрубное пространство.
Газожидкостная смесь из холодильника Т-353 подается в трехфазный разделитель С-350. Частично отбензиненный и осушенный газ из разделителя С-350 поступает в колонну К-301 на абсорбцию; газовый конденсат направляется на прием насосов Н-307/1,4, которыми частично подается в трубопровод газа из разделителя С-350 в абсорбер К-301, частично - на смешение с конденсатом с узла приема Приобского газа для последующей деэтанизации в деэтанизаторе К-306. Насыщенный этиленгликоль из трехфазного разделителя С-350 направляется на существующий блок регенерации этилен гликоля.
В остальном схема блока НТА по варианту 1П не отличается от действующей схемы переработки, за исключением:
1) газовую фазу из сборника рефлюкса Е-302 рекомендуется направить на смешение с потоком отбензиненного газа из сепаратора С-302 и утилизировать холод смешанного потока СОГ (перед тем, как подать на ДКС) последовательно в теплообменниках Т-301, Т-301А и Т-352/А.В;
2) изменений в схеме рециркуляции теплоносителя (абсорбента). Регенерированный абсорбент с низа стабилизатора К-303 забирается насосом Н-305, прокачивается через испарители И-302, И-301/1,2, и направляется в трубчатую печь П-301. Нагретый в печи П-301 регенерированный абсорбент поступает в емкость Е-304, откуда пары абсорбента возвращаются в кубовую часть колонны К-303. Часть неиспарив шегося абсорбента из емкости Е-304 под собственным давлением направляется в испаритель И-305, после рекуперации тепла охлажденный абсорбент направляется в новую емкость Е-331, в которой поддерживается давление 1,18 МПа за счет поддав-ливания газом. Абсорбент из емкости Е-331 новым насосом Н-331/1,2 подается на вход печи П-301. Другая часть абсорбента из емкости Е-304 поступает в испаритель И-304 (блока регенерации этиленгликоля) и теплообменник Т-303, затем из Т-303 направляется в испаритель И-303. Охлажденный в аппаратах И-304, Т-303, И-303 тощий абсорбент поступает в холодильник ВХ-303, где охлаждается до температуры 30...40 С, затем собирается в емкости Е-305 и далее по существующей схеме направляется в абсорбер К-301.
