Совершенствование технологии подготовки и переработки углеводородного сырья: на примере Коробковского ГПЗ

В период распада Советского Союза с формированием в России новых рыночных форм ведения хозяйства в газоперерабатывающей отрасли произошел переход от централизованного руководства и планового хозяйства с распределением товарных продуктов по фондам и лимитам к новым экономическим отношениям.

В конце 80-х, начале 90-х годов были созданы крупные нефтяные и газовые компании, в структуру которых вошли предприятия добычи, транспортировки, переработки и реализации углеводородной продукции.

Россия — одна из крупнейших нефтегазодобывающих стран мира. В 2005 г. природного и попутного нефтяного газа было добыто 641 млрд. м, при этом переработано около 45 млрд. м [1−3].

Большинство российских газоперерабатывающих заводов были построены 40−50 лет назад и имеют в основном устаревшее оборудование и низкую степень автоматизации производственных процессов. Износ основных фондов газопереработки составляет около 80%. Это не позволяет добиться глубокого извлечения ценных компонентов из нефтяного газа и повысить выпуск качественной товарной продукции [4].

Технически чистые углеводороды, как продукция газохимии, формируют второй сырьевой эшелон на фоне первичной добычи нефти и газа. Стабильный газовый бензин используется как сырье пиролиза, сжиженные газы широко используются в качестве моторных топлив и на коммунально-бытовые нужды. Этановая фракция и смеси углеводородных фракций — ценное сырье для химической и нефтехимической промышленности. На мировом рынке эти компоненты ценятся дороже, чем газ. Наращивание их производства увеличивает ценность газового бизнеса.

За прошедшие годы в большинстве регионов и стран мира газоперерабатывающая промышленность развивалась по пути наращивания объемов и углубления переработки газа.

В России существует значительный дисбаланс между объемами добываемого и перерабатываемого сырья. Если в США через ГПЗ проходит более 86% всего добываемого газа, то в России — 8%. В США суммарная о мощность 570 действующих ГПЗ составляет 730 млрд. м /год, что превышает л годовой уровень добычи почти на 200 млрд. м. В начале 80-х годов средняя л производительность ГПЗ в США составляла 900 млн. м /год, около 200 заводов имели этот показатель выше 500 млн. м3/год. В России общая мощность 24-х о.

ГПЗ составляет около 100 млрд. м /год (таблица 1) [5−8].

Превышение объемов переработанного газа над его добычей в некоторых странах, например Канаде, объясняется наличием двух ступеней переработки газа. Непосредственно на месторождениях проводится неглубокая обработка газа, затем на крупных ГПЗ часть этого газа повторно перерабатывается с глубоким извлечением этана и других компонентов, далее подается в магистральные газопроводы. В Канаде более 60% газа, прошедшего первичную переработку на месторождениях, поступает на ГПЗ для глубокого извлечения углеводородов и учитывается повторно [6].

Мировые мощности по переработке газа в последние годы увеличились на 19% и приблизились к уровню добычи. Более половины производственных мощностей находятся в США и Канаде. Доля мощностей российской газопереработки составляют 4% мировых. США — крупнейший в мире производитель жидких углеводородов из газа, второе место занимает Саудовская Аравия. Россия в этом списке занимает 6-е место, уступая также Канаде, Мексике и Абу-Даби. Мировой рынок углеводородного сырья характеризуется тем, что спрос на сжиженные углеводородные газы растет быстрее, чем на сырую нефть. Это способствует быстрому наращиванию мировых мощностей по переработке газа, особенно на Ближнем Востоке. Так, в Саудовской Аравии за пятилетие мощность переработки выросла почти вдвое (таблица 2) [5].

Таблица 1 — Мощности и объемы газопереработки в мире за 2002 г.

Факти;

Страна Добыча газа, млрд. м3 Доля в мировой добыче, % Суммарная мощность ГПЗ, млрд. м3 ческий объем переработки газа на ГПЗ, млрд. м3 Количество ГПЗ, шт. Перера ботка газа на ГПЗот добычи, % Загрузка мощное тей ГПЗ, %.

Россия 595,0 23,6 100 47,9 24 8,1 47,9.

США 572,0 22,7 731,5 497,0 570 86,9 67,9.

Канада 168,5 6,7 499,0 270,8 858 160,7 54,3.

Иран 60,0 2,4 116,5 81,4 16 135,7 69,9.

Саудовская 51,0 2,0 94,8 76,5 8 150,0 80,7.

Аравия.

Великобрита- 106,0 4,2 142,0 64,2 11 60,6 45,2 ния.

Индонезия 59,0 2,3 72,0 65,1 12 110,3 90,4.

Аргент ина 37,9 1,5 60,3 46,2 20 121,9 76,6.

Алжир 74,5 3,0 55,2 44,1 4 59,2 79,9.

Австралия 33,7 1,3 57,2 31,6 5 93,8 55,2.

Мир всего 2521,6 2 448,5 1 562,8 1 736 62,0 63,8.

Россия обладает благоприятной ресурсной базой по добыче газа. Разведанные запасы газа оцениваются в 48 трлн. м3 (26,59% общемирового объема). Прогнозируемый период обеспеченности ресурсами составляет около 80 лет [3, 9−20].

Запасы с высоким содержанием этана, пропана и бутанов в газе.

3 3 составляют более 40% от суммарных, т. е. около 20 трлн. м и еще 1,5 трлн. м попутного кефлхного газа. Спрос на существующих в мире рынках сбыта продукции газопереработки увеличивается, развиваются новые, емкие и выгодные для России с геополитической позиции рынки сжиженного газа в Центральной и Юго-Восточной Азии. Если в 2000 г. мировое потребление сжиженных газов составило 210 млн. т., то в 2005 г. уже 225 млн. т., т. е. на 7% больше. Самые высокие среднегодовые темпы роста спроса в течение 1990— 2001 гг. отмечены в Китае (20%), Индии (9,7%) и Южной Корее (8%). По прогнозам на ближайшие годы темп спроса стабилизируется на отметке 5% в год в Китае и 9% в Индии [5, 21].

Таблица 2 — Динамика развития газопереработки в мире.

Страна, регион Мощность ГПЗ, млрд. м /год Объем переработки, млрд. м3/год Производство продукции, млн. т/год.

1996 г. 2001 г. 1996 г. 2001 г. 1996 г. 2001 г.

США 703,2 731,5 504,7 497,0 57,5 63,8.

Канада 413,2 499,0 318,7 270,8 32,0 24,2.

Западная Европа 244,3 233,3 91,0 233,2 3,4 4,2.

Латинская Америка 130,7 193,3 112,5 151,3 25,4 27,2.

Ближний Восток Ml, 2 324,5 139,1 236,0 39,4 47,2 в т. ч. Сауд. Аравия 50,0 94,8 40,5 76,5 20,0 24,6.

Африка 96,2 137,2 76,9 84,3 9,7 13,2.

Атлантическо-Тихоокеанский регион 163,4 215,0 119,2 164,6 15,8 19,0.

Прочие 136,0 114,7 74,4 53,2 7,5 7,9.

Мир всего 2 064,2 2 448,5 1 436,5 1 562,8 203,0 220,5.

Технологическая структура большинства российских ГПЗ в настоящее время не удовлетворяет требованиям глубокого использования сырья и получения продуктов высокого качества.

Обеспеченность населения автотехникой, транспортными услугами и соответствующий объем потребления продуктов нефтеи газопереработки в расчете на каждого жителя страны относят к важнейшим характеристикам уровня жизни населения. Россия использует только порядка 25% производимого сырья и значительно уступает в этом экономически развитым государствам [9].

Наибольшую выгоду получает государство, которое не торгует углеводородами, а использует их на собственные нужды. Российский топливно-энергетический комплекс в настоящее время ориентирован на увеличение добычи энергоресурсов с целью их последующего экспорта [10]. Представляется боле целесообразным развитие первичной газопереработки и газохимии с целью комплексной переработки нефтяного газа, увеличение его использования на не топливные нужды, что должно стать приоритетным направлением развития газовой промышленности [11, 22].

В отличие от сухих природных газов, являющихся источником практически чистого метана, газы с высоким содержанием фракций С2-С4 (выше 3%), подвергаются процессам отбензинивания с выделением индивидуальных сжиженных газов. Эти компоненты представляют собой ценный источник сырья для нефтехимической промышленности. Многолетний опыт стран, имеющих близкий к российскому объем газодобычи (США, Канада), показал высокую эффективность базирования химической промышленности на легких углеводородах: этане, пропане, бутанах. Многие крупные нефтегазовые компании применяют схему переработки газа с первоначальным отбензиниванием, затем пиролизом легких углеводородов, производством химических продуктов и синтетических полимеров на базе газового сырья [6,23].

Этан применяют в качестве исходного сырья для получения винилхлорида путем прямого каталитического хлорирования. Он также является сырьем для получения этилена и далее полиэтилена, этиленоксида, гликолей, этил’бёнзола, стирола, этанола, высших спиртов и т. д. Пропан применяют для получения акриловой кислоты и акрилонитрила путем окислительного аммонолиза и для получения этилена и пропилена путем пиролиза. Пропан является также основным сырьем для получения оксоспиртов, пропиленоксида, пропиленгликолей, а-метилстирола, фенола, ацетона, аллилхлорида, эпихлоргидрина, глицерина, перхлорэтилена, полипропилена и др. [23].

Растет число исследований по парциальному окислению парафинов Сг-С4. Однако пока единственным осуществленным в промышленности процессом является окисление н-бутана в малеиновый ангидрид [24]. ШФЛУ, получаемая при отбензинивании газа, может заменить прямогонные бензиновые фракции НПЗ на установках пиролиза [25,26].

Мировая нефтехимия в последние годы развивается темпами, превышающими рост экономики в 1,3 раза, причем производство базовых продуктов (этилена, пропилена, бензола, ксилолов и др.) увеличивается в 1,8 раза быстрее внутреннего валового продукта. Выгода от расширения мощностей газопереработки для экономики нашей страны очевидна, т.к. нефтехимическая продукция в 5−10 раз дороже исходного сырья. Например, в США нефтехимия расходует 6% углеводородного сырья от общего объема его использования, но её доля в ВВП равна доле остальных 94% углеводородов [10].

Согласно стратегии развития нефтехимической отрасли России к 2015 г. в структуре её сырья существенно увеличится доля продукции газопереработки: доля этана для пиролиза возрастет с 4,1 до 11%, ШФЛУ в 1,8 раза по сравнению с 2005 г. Прогнозная потребность газа как сырья составит 4,6% от его добычи в сравнении с 3,4% в 2005 г. [27]. Успешному осуществлению стратегии будет способствовать и наметившаяся в последние годы тенденция поглощения нефтехимических активов нефтегазодобывающими компаниями. Эти компании располагают возможностями для создания полной цепочки технологических процессов — от извлечения из недр сырья до выпуска конечной наукоемкой нефтехимической продукции [10].

Перспективы развития газохимии в нашей стране связаны со строительством заводов для переработки газа по технологии производства синтетических жидких топлив.

К передовым тенденциям развития электроэнергетики в мире относится использование отбензиненного газа для выработки электрической энергии, а будущее электроэнергетики развитых промышленных государств, в т. ч. США, связано с увеличением использования газа в качестве топлива газотурбинных установок на электростанциях. Выгоднее продавать не газ, а электрическую энергию, выработанную за счет его теплоты сгорания [8,28].

Уровень развития старых отечественных ГПЗ не соответствует требованиям XXI века, количественные и качественные показатели продукции предприятий газопереработки России отстают от уровня развитых стран. Загрузка большинства ГПЗ из-за износа основных производственных фондов и сокращения добычи углеводородов составляет за последние годы в среднем 50−60% от имеющихся мощностей, что приводит к снижению их рентабельности [5, 12]. Зарубежный опыт показывает, что эффективная работа предприятия обеспечивается при загрузке его мощностей на 90% (в СШАболее 95%) [13, 29].

Значительный потенциал развития российской газопереработки заключен в увеличении объемов перерабатываемого сырья, глубоком извлечении ценных компонентов из газа, вовлечении в производство нефтяных и газовых конденсатов, углубленной переработке углеводородов, увеличении ассортимента выпускаемой продукции [14]. Для этого в первую очередь требуется коренная техническая модернизация заводов с внедрением в производство прогрессивных технологий, строительство новых установок низкотемпературной конденсации и низкотемпературной ректификации, реконструкция существующих установок масляной абсорбции и газофракционирования. Глубокая переработка углеводородного сырья требует строительства установок для получения гелия, одоранта, технического углерода, этановой, изопнетановой, пентан-гексановой фракций. Для эффективной осушки нефтяного газа необходимо строительство адсорбционных установок, позволяющих получать точку росы по влаге в пределах от -70 до -80 °С. Комбинация адсорбционного метода и впрыска диэтиленгликоля позволяет получать более низкую точку росы. С целью получения изотермы пропанового холода ниже -30 °С требуется строительство новых или модернизация старых пропановых холодильных установок с оптимизацией схем испарения газообразного пропана, заменой компримирующего и холодильного оборудования. Заводские компрессорные станции необходимо переводить с устаревших газопоршневых агрегатов на высокопроизводительные центробежные с газотурбинным или электроприводом. Внедрение в газопереработку прогрессивных технологий сероочистки с применением эффективных реагентов и катализаторов имеет важнейшее значение при увеличении объемов перерабатываемого газа с высоким содержанием кислых компонентов. Потребуется также оптимизация процессов подготовки воды оборотного цикла, реконструкция схем факельных хозяйств, систем утилизации сбросных газов, вспомогательных объектов.

Переход газоперерабатывающих предприятий на современный производственный уровень предполагает внедрение энергосберегающих, экологически чистых технологий и процессов.

Создание высокотехнологичного производства по переработке газа немыслимо без комплексной автоматизации, внедрения средств программного контроля и управления. При этом важнейшее значение имеет интеграция автоматизированных систем управления установок и вспомогательных сооружений в единую распределенную систему управления заводом [22].

В результате обновления основных производственных фондов у предприятий появится возможность производить конкурентоспособную продукцию, удовлетворять постоянно меняющийся спрос на рынке потребления, иметь достаточный потенциал в условиях рыночной конкуренции.

Программы модернизации разрабатываются для многих газоперерабатывающих предприятий России [15−19].

Коробковский ГПЗ, построенный для переработки попутного газа нефтяных месторождений Нижнего Поволжья, относится к типичным газоперерабатывающим заводам, строительство и пуск в эксплуатацию которых относится к 60-м годам.

В технологическую схему Коробковского ГПЗ входят установки и узлы, во многом не соответствующие современным требованиям к технике и технологиям газопереработки.

В связи с этим необходимо провести анализ работы и состояния основных узлов технологических схем завода, совершенствовать технологии подготовки и переработки углеводородного сырья, провести анализ современных технологий газопереработки и на их основе разработать перспективную схему нового завода.

Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам ОАО «НИПИгазпереработка» (г. Краснодар) Килинник А. В., к.т.н. Литвиненко А. В. за помощь, оказанную при выполнении работы.

Выводы к работе.

1. Показано, что охлаждение воздуха за счет капельного испарения воды в газовой фазе в аппаратах воздушного охлаждения компрессорной станции обеспечивает снижение температуры воды горячего цикла поршневых компрессоров на 4−6°С, влажность воздуха, поступающего на теплообменные секции, увеличивается с 40−45 до 90−95%.

2. В результате дооснащения установки диэтиленгликолиевой осушки газа блоком разгазирования абсорбента и замены выпарной колонны, оснащенной колпачковыми тарелками на колонну с тарелками провального типа с сеткой, достигнуты следующие показатели работы установки: точка росы нефтяного газа по влаге составляет не выше -5°Сконцентрация регенерированного ДЭГа увеличена с 96 до 98%- величина потерь абсорбента снижена с 50−60 до 5−6 г/1000 м газа.

3. В результате реконструкции установки абсорбционной осушки газа обеспечена возможность варьирования подачи количества сырого газа в пределах от 12,0 до 55 тыс. м3/ч, при этом устойчивая работа установки обеспечивается изменением количества циркулирующего абсорбента от 0,5 до 2,5 т/ч и подачей отпарного газа в пределах от 5 до 30 м /ч.

4. В результате замены в абсорбере и десорбере установки масляной абсорбции колпачковых тарелок на клапанные повышена эффективность работы: снижен перепад давления в колоннахкоэффициент извлечения жидких компонентов из газа увеличился на 2−2,5% масс., (примерно 7,2 тыс. т. дополнительной жидкой продукции в год) — сокращены энергетические затраты на десорбцию (температура куба десорбера снижена на 5−8°С).

5. В результате дооснащения пропановой холодильной установки блоком осушки жидкого пропана и дооснащения маслоотделителей центробежными сепарирующими элементами точка росы пропана достигает -40 °С, изотерма испарения хладагента снижена на 6−8°С, температура технологических потоков установки масляной абсорбции снижена на 4−6°Сотбор целевых компонентов из газа увеличен на примерно 1,5% масс, (около.

4,3 тыс. т/год) — исключено гидратообразование в жидком пропане и снижен унос смазочного масла.

6. Модернизация установок Коробковского ГПЗ (в период 2000;2002 гг.) позволила увеличить количество произведенной из газа продукции с 69,1 тыс. т/год (1999 г.) до 80,6 тыс. т/год (2003 г.), а извлечение жидких компонентов повысить примерно на 3,5% масс.

7. Показано, что использование цеолита марки NaA отечественного производства в технологических условиях пропановой холодильной установки и установки осушки газа Коробковского ГПЗ устойчиво обеспечивает заданную точку росы по влаге для сжиженного пропана и нефтяного газа.

8. Перспективы развития завода связаны с реализацией технологической схемы, включающей компрессорную станцию, установки осушки газа, пропановую холодильную, низкотемпературной конденсации с турбодетандером, газофракционирования, АРКОН и производства пропеллентов, что обеспечивает расширение номенклатуры производимой продукции.