Меню Рубрики

Установка по переработке сжиженного газа

Установка по сжижению природного газа “ДЕТА СПГ”

Установка по сжижению природного газа с минимизацией затрат энергии и упрощением эксплуатации.

Д — детандерная ступень детандер-компрессора, К — компрессорная ступень детандер-компрессора, ВК — основной компрессор, ДВ — двигатель основного компрессора, КХ-1 — концевой холодильник основного компрессора, КХ-2 — концевой холодильник компрессора детандер-компрессора, РТ – рекуперативный (детандерный) теплообменник, НТ — низкотемпературный теплообменник.

Примечание: описание технологии на примере установки по сжижению природного газа “ДЕТА СПГ”.

источник

Сжиженный природный газ (СПГ), технологии сжижения

Это природный газ, искусственно сжиженный путем охлаждения до −160 °C

СПГ представляет собой бесцветную жидкость без запаха, плотность которой в 2 раза меньше плотности воды.

На 75-99% состоит из метана. Температура кипения − 158…−163°C.

В жидком состоянии не горюч, не токсичен, не агрессивен.

Для использования подвергается испарению до исходного состояния.

При сгорании паров образуется диоксид углерода и водяной пар.

В промышленности газ сжижают как для использования в качестве конечного продукта, так и с целью использования в сочетании с процессами низкотемпературного фракционирования ПНГ и природных газов, позволяющие выделять из этих газов газовый бензин, бутаны, пропан и этан, гелий.

СПГ получают из природного газа путем сжатия с последующим охлаждением.

При сжижении природный газ уменьшается в объеме примерно в 600 раз.

Процесс сжижения идет ступенями, на каждой из которых газ сжимается в 5-12 раз, затем охлаждается и передается на следующую ступень.

Собственно сжижение происходит при охлаждении после последней стадии сжатия.

Процесс сжижения таким образом требует значительного расхода энергии — до 25 % от ее количества, содержащегося в сжиженном газе.

Ныне применяются 2 техпроцесса:

  • конденсация при постоянном давлении (компримирование), что довольно неэффективно из-за энергоемкости,
  • теплообменные процессы: рефрижераторный — с использованием охладителя и турбодетандерный/дросселирование с получением необходимой температуры при резком расширении газа.

В процессах сжижения газа важна эффективность теплообменного оборудования и теплоизоляционных материалов.

При теплообмене в криогенной области увеличение разности температурного перепада между потоками всего на 0,5ºС может привести к дополнительному расходу мощности в интервале 2 — 5 кВт на сжатие каждых 100 тыс м 3 газа.

Недостаток технологии дросселирования — низкий коэффициент ожижения — до 4%, что предполагает многократную перегонку.

Применение компрессорно-детандерной схемы позволяет повысить эффективность охлаждения газа до 14 % за счет совершения работы на лопатках турбины.

Термодинамические схемы позволяют достичь 100% эффективности сжижения природного газа:

  • каскадный цикл с последовательным использованием в качестве хладагентов пропана, этилена и метана путем последовательного снижения их температуры кипения,
  • цикл с двойным хладагентом — смесью этана и метана,
  • расширительные циклы сжижения.

Известно 7 различных технологий и методы сжижения природного газа:

  • для производства больших объемов СПГ лидируют техпроцессы AP-SMR™, AP-C3MR™ и AP-X™ с долей рынка 82% компании Air Products,
  • технология Optimized Cascade, разработанная ConocoPhillips,
  • использование компактных GTL-установок, предназначенных для внутреннего использования на промышленных предприятиях,
  • локальные установки производства СПГ могут найти широкое применение для производства газомоторного топлива (ГМТ),
  • использование морских судов с установкой сжижения природного газа (FLNG), которые открывают доступ к газовым месторождениям, недоступным для объектов газопроводной инфраструктуры,
  • использование морских плавающих платформ СПГ, к примеру, которая строится компанией Shell в 25 км от западного берега Австралии.

  • установка предварительной очистки и сжижения газа,
  • технологические линии производства СПГ,
  • резервуары для хранения, в тч специальные криоцистерны, устроенные по принципу сосуда Дюара,
  • для загрузки на танкеры — газовозы,
  • для обеспечения завода электроэнергией и водой для охлаждения.

Существует технология, позволяющая сэкономить на сжижении до 50% энергии, с использованием энергии, теряемой на газораспределительных станциях при дросселировании природного газа от давления магистрального трубопровода (4-6 МПа) до давления потребителя (0,3-1,2 МПа).

При этом используется как собственно потенциальная энергия сжатого газа, так и естественное охлаждение газа при снижении давления.

При этом дополнительно экономится энергия, необходимая для подогрева газа перед подачей к потребителю.

Чистый СПГ не горит, сам по себе не воспламеняем и не взрывается.

На открытом пространстве при нормальной температуре СПГ возвращается в газообразное состояние и быстро растворяется в воздухе.

При испарении природный газ может воспламениться, если произойдет контакт с источником пламени.

Для воспламенения необходимо иметь концентрацию испарений в воздухе от 5 % до 15 %.

Если концентрация до 5 %, то испарений недостаточно для начала возгорания, а если более 15 %, то в окружающей среде становится слишком мало кислорода.

Для использования СПГ подвергается регазификации — испарению без присутствия воздуха.

СПГ является важным источником энергоресурсов для многих стран, в том числе Японии ,Франции, Бельгии, Испании, Южной Кореи.

Транспортировка СПГ — это процесс, включающий в себя несколько этапов:

  • морской переход танкера — газовоза,
  • автодоставка с использованием спецавтотранспорта,
  • ж/д доставка с использованием вагонов-цистерн,
  • регазификация СПГ до газообразного состояния.

Регазифицированный СПГ транспортируется конечным потребителям по газопроводам.

Основные производители СПГ по данным 2009 г:

Катар -49,4 млрд м³, Малайзия — 29,5 млрд м³; Индонезия-26,0 млрд м³; Австралия — 24,2 млрд м³; Алжир — 20,9 млрд м³; Тринидад и Тобаго -19,7 млрд м³.

Основные импортеры СПГ в 2009 г: Япония — 85,9 млрд м³; Республика Корея -34,3 млрд м³; Испания- 27,0 млрд м³; Франция- 13,1 млрд м³; США — 12,8 млрд м³; Индия-12,6 млрд м³.

Производство СПГ в России

На 2018 г в РФ действует 2 СПГ-завода.

СПГ-завод проекта Сахалин-2 запущен в 2009 г, контрольный пакет принадлежит Газпрому, у Shell доля участия 27,5%, японских Mitsui и Mitsubishi — 12,5% и 10% .

Читайте также:  Установка lamp ubuntu nginx

По итогам 2015 г производство составило 10,8 млн т/год, превысив проектную мощность на 1,2 млн т/год.

Однако из-за падения цен на мировом рынке доходы от экспорта СПГ в долларовом исчислении сократились по сравнению с 2014 г на 13,3% до 4,5 млрд долл США/год.

2 м крупным игроком на рынке российского СПГ становится компания Новатэк, которая в январе 2018 г ввела в эксплуатацию СПГ — завод на проекте Ямал-СПГ.

Новатэк-Юрхаровнефтегаз (дочернее предприятие Новатэка ) выиграл аукцион на право пользования Няхартинским участком недр в ЯНАО.

Няхартинский участок нужен компании для развития проекта Арктик СПГ. Это 2 й проект Новатэка, ориентированный на экспорт СПГ.

До 2020 г в США будут введены в эксплуатацию 5 терминалов по экспорту СПГ общей мощностью 57,8 млн т/год.

На европейском газовом рынке начнется противостояние американского СПГ и российского сетевого газа.

источник

Установка повторного сжижения отпарного газа УПСГ

позволяет либо вернуть испарившиеся компоненты в доставленный СПГ, либо утилизировать отпарной газ для использования в ГТС

ИА Neftegaz.RU. Во время морского перехода танкера-газовоза процесс регазификации (выкипания, испарения) метана до газообразного агрегатного состояния происходит постоянно.

Это связано с разницей температур окружающей среды и сжиженного природного газа (СПГ), который обычно транспортируют при температуре близкой к точке его кипения около -160°С.

На Западе такой газ получил название BOG (Boil-off gas), в РФ — это отпарной газ.

Ранее отпарной газ выбрасывали в атмосферу во время морского перехода танкер- газовоза.

Проблема в том, что при испарении компонентов газа, состав СПГ не только меняется и не соответствовал контрактному, его еще становилось меньше на объем испарившегося газа.

Сначала выкипали более легкие компоненты, имеющие низкую температуру кипения.

Доставленный СПГ при регазификации имел большую плотность, чем при загрузке в танкер-газовоз, ниже % содержания метана и азота, но выше % содержания этана, пропана, бутана и пентана.

В зависимости от условий поставки (Инкотермс) убытки несли либо поставщики, либо получатели СПГ.

Снизить убытки можно с помощью установки повторного сжижения отпарного газа (УПСГ), которая позволяет вернуть испарившиеся компоненты СПГ.

УПСГ — это установка отдельными линиями с BOG компрессорами, в которой повторное сжижение метана автоматизированно идет за счет отвода теплопритоков в окружающую среду.

В 1969 г поршневой компрессор для сжиженного природного газа BOG был разработан японской IHI Rotating Machinery Engineering, дочкой IHI Corporation.

Основная роль BOG компрессора заключается в поддержании давления в резервуаре СПГ в требуемом диапазоне. Причем, температура всасывания газа является криогенной, вплоть до -160 ° С, поэтому высоки требования к промышленной безопасности.

— отпарной газ сжимается компрессором и посылается в «холодный ящик»;

— в Ящике газ охлаждается при помощи закрытой рефрижераторной петли (цикл Брайтона). Азот является рабочим охлаждающим агентом. Криогенная температура создается внутри «холодного ящика» методом циклического сжатия — расширения азота. Газообразный азот с давлением 13,5 бара сжимается до 57 бар в 3-ступенчатом центробежном компрессоре и при этом охлаждается водой после каждой ступени. После последнего охладителя, азот поступает в «теплую» секцию криогенного теплообменника, где охлаждается до -110С°, и затем расширяется до давления 14,4 бар в 4 й ступени компрессора — расширителе. Из расширителя газ с температурой около -163С° поступает в «холодную» часть теплообменника, где он охлаждает и сжижает пар метана. Азот затем идет через «теплую» часть теплообменника, перед тем как поступить на всасывание в 4-ступенчатый компрессорно-расширительный блок- интегрированный центробежный компрессор с одной расширительной ступенью, который способствует компактности установки, уменьшению стоимости, улучшению контроля охлаждения и снижению потребления энергии.Оборудование: компрессор, пластинчатый криогенный теплообменник, отделитель жидкости и насос для возврата метана;

— испарившийся метан, удаляется из танка центробежным компрессором. Пар метана сжимается до 4,5 бара и охлаждается при этом давлении приблизительно до температуры — 160С° в криогенном теплообменнике. Этот процесс конденсирует углеводороды в жидкое состояние. Фракция азота, присутствующая в паре не может быть сконденсирована при этих условиях и остается в виде газовых пузырьков в жидком метане.

— из отделителя жидкости, жидкий метан сбрасывается в танк, а газообразный азот и частично пары углеводорода сбрасываются в атмосферу или сжигаются.

Теоретически, отпарной газ после сжатия и зависимости от потребностей, может быть направлен:

— подаваться газотранспортную систему (ГТС) промпотребителям в качестве топлива для ТЭС;

— направляться в ГТС для использования домохозяйствами.

источник

Газопереработка: перезагрузка

Россия, являясь мощной газовой державой и располагая огромными запасами природных газов и газоконденсата, не использует все потенциальные возможности сырьевой базы, а химическая переработка ценных компонентов газа не соответствует уровню мировой практики развитых стран.

Москва, 18 мар — ИА Neftegaz.RU. По разведанным запасам газа Россия занимает первое место в мире, по объемам добычи – второе (уступив в 2009 г. первое место США, начавших добычу сланцевых газов).

Это является серьёзной предпосылкой к тому, чтобы природный газ использовался не только в качестве бытового и промышленного топлива, но и стал сырьевой базой для производства широкого ассортимента химической продукции. Запасы природного газа составляют около 47,5 трлн. куб. м., что значительно превышает показатели США, Ирана и стран Западной Европы.

Тем не менее, сегодня Россия, являясь мощной газовой державой и располагая огромными запасами природных газов и газоконденсата, не использует все потенциальные возможности сырьевой базы, а химическая переработка ценных компонентов газа не соответствует уровню мировой практики развитых стран. Так, в России эксплуатируется только 30 ГПЗ, в то время как за рубежом более 1800 газоперерабатывающих предприятий, причем в США более 700, это несоизмеримо с российскими газовыми запасами и не позволяет в полном объёме использовать потенциал природного газа как ценного химического сырья [1,2].

Сегодня в газоперерабатывающей промышленности России существует ряд проблем, решение которых позволит сделать значительный шаг в ее развитии и достигнуть мирового уровня. Ретроспективный анализ и анализ существующих технологий и рынков позволяет определить основные тенденции и перспективные направления развития газопереработки России.

Среди основных узких мест в газоперерабатывающей промышленности РФ следует выделить следующие.

1. Морально и физически устаревшее оборудование на ГПЗ, большинство которых построено в XX веке, что приводит к ухудшению показателей технологических процессов, снижению качества товарной продукции, несоответствию выбросов экологическим нормам. Для улучшения сложившейся ситуации российские компании в настоящее время проводят ряд реконструкций и модернизаций, более подробно рассмотренных далее в статье.

2. Отсутствие в России глубокой переработки газа, высокотехнологических установок, позволяющих выпускать высокомаржинальную нефтегазохимическую продукцию, приводит к потере прибыли, так как основные экспортируемые продукты (сухой отбензиненный газ, СУГ) имеют низкую добавленную стоимость, а импортируются продукты высокого передела — полиметилметакрилат, синтетические волокна, эпоксидные смолы, пестициды, пластмассы и т.д.

В данном направлении сегодня работает ПАО «Сибур Холдинг» — ведущая нефтегазохимическая компания России, постоянно совершенствующая и оптимизирующая технологические процессы и вводящая в эксплуатацию новые нефтегазохимические комплексы для углубления переработки газа.

Эта проблема тесно связана с другой: необходимостью утилизации ПНГ не ниже 95%. При переработке ПНГ получают продукцию, являющуюся ценным сырьем для химической переработки – этан, ШФЛУ, и при наличии на ГПЗ газофракционирующей установки — пропан технический, бутан технический, смесь пропана-бутана технического, изобутан, изопентановая фракция, бензин газовый стабильный и т.д.

3. Несоответствие товарной продукции и отходящих газов с заводов, перерабатывающих высокосернистый газ, современным экологическим стандартам. В связи с этим требуется усовершенствование процессов аминовой очистки, модернизация установок Клауса и внедрение эффективных методов доочистки отходящих газов с установки Клауса.

Необходима оптимизация состава кислых газов, получаемых при очистке сернистых газов алканоламинами, за счет селективного извлечения сероводорода путем подбора соответствующих аминов или композиций аминов для очистки высокосернистых газов. Удаление загрязняющих веществ из сорбентов фильтраций и сорбционной очисткой позволит решить проблему деструкции аминов; оптимизация технологии очистки газа для снижения деструкции и пенообразования; оптимизация технологии регенерации аминовых растворов с целью снижения энергозатрат и утилизации отработанных сорбентов — перспективные направления модернизации аминовой очистки.

Для улучшения протекания процесса очистки углеводородных газов от кислых компонентов необходимо применение современных эффективных пеногасителей и антивспенивателей.

Имеется ряд проблем, требующих решения в процессе производства серы методом Клауса на российских ГПЗ. Некоторые пути совершенствования процесса Клауса, доказавшие свою эффективность — применение высокоэффективных горелочных устройств, повышение температуры в реакторе 1 до 350-400 о С и снижение ее на входе реактора 2 до минимально допустимой — применяются на Астраханском и Оренбургском ГПЗ. Но есть и нерешенные проблемы – при доочистке отходящих газов и дегазации жидкой серы.

Читайте также:  Установка hdd в sony ps2

Отсутствие эффективной доочистки газа на заводах, производящих серу, эксплуатация устаревших установок приводит к нарушению экологических требований, в связи с чем их реконструкция и модернизация с целью повышения конверсии сероводорода и уменьшения вредных выбросов в атмосферу являются перспективным направлением развития. Установки доочистки отходящих газов могут повысить степень конверсии SO2 в серу до 99-99,9%. На Астраханском и Оренбургском заводах эксплуатируется технология доочистки Sulfreen, на Миннибаевском ГПЗ — более эффективная, хотя и более дорогая – SCOT (ShellClausOffgasTreating).

Совершенствование методов дегазации жидкой серы связано с обеспечением безопасного хранения и транспортировки, уменьшением времени дегазации серы, отказа от аммиачного катализатора и улучшения качества товарной продукции. Так, на нефтеперерабатывающем комплексе АО «ТАНЕКО» уже применяются безаммиачные технологии дегазации, позволившие сократить время ее проведения и улучшить качество серы [3,4].

4. Профицит серы на мировом рынке и сохранение данной тенденции в перспективе, ежегодное увеличение ее выработки при переработке дополнительных объемов сернистых газов и ужесточении экологических требований приводит к необходимости реализации в России альтернативных областей ее утилизации, в первую очередь в строительной индустрии.

Выпуск сухой гранулированной серы и повышение ее качества за счет оптимизации процессов дегазации и грануляции сделает ее более конкурентоспособной на рынке.

Перспективными направлениями утилизации серы является увеличение выпуска серосодержащих удобрений и использование серы в производстве сероасфальта и серобетона, что приведет к увеличению спроса на внутреннем рынке. Технология производства серобетона и сероасфальта сегодня внедрена во многих странах, имеется большой опыт использования сероафальта при строительстве дорог, установлено их высокое качество. Однако, несмотря на положительные результаты использования серосодежащих строительных материалов, это направление до сих пор не внедрено в нашей стране.

5. Процесс выделения из природных газов гелия, являющегося ценным веществом для высокотехнологичных производственных отраслей, требует оптимизации: применяемый в России криогенный метод выделения гелия характеризуется высокими энергозатратами. Перспективным методом является мембранный, обеспечивающий высокое качество продукции при более низких эксплуатационных затратах или метод, комбинирующий мембранный и криогенный методы[5].

Необходимо также прорабатывать вопрос создания подземных хранилищ гелия и увеличения количества отечественных криогенных контейнеров для хранения и транспортировки гелия.

Несмотря на перечисленные проблемы, газоперерабатывающая промышленность России сегодня сделала огромный шаг на своем пути развития: в последние годы практически все компании, имеющие газоперерабатывающие предприятия, проводят техническое перевооружение, реконструкции и модернизацию производств для повышения их эффективности. Некоторые компании, в первую очередь ПАО «Сибур Холдинг», обеспечили химическую переработку ценных углеводородов, выделенных на газоперерабатывающих предприятиях.

Сведения о последних реализованных реконструкциях и дальнейших перспективах развития газоперерабатывающих предприятий России приведены ниже под заголовками компаний, в состав которых они входят.

ПАО «Газпром» — ООО «Газпром переработка»

В рамках осуществляемой реформы ПАО «Газпром» по совершенствованию внутрикорпоративной структуры управления и объединению в специализированном дочернем обществе активов, относящихся к определенному виду деятельности, с целью создания на базе ООО «Газпром переработка» единого производственного комплекса по переработке углеводородного сырья в его состав вошли Оренбургский газоперерабатывающий завод, Оренбургский гелиевый завод, Астраханский газоперерабатывающий завод.

Таким образом, сегодня перерабатывающий сегмент ООО «Газпромпереработка» представлен пятью перерабатывающими заводами и гелиевым заводом: Сосногорским ГПЗ, Новоуренгойским заводом по подготовке конденсата к транспорту (ЗПКТ), Сургутским заводом по стабилизации конденсата им. В. С. Черномырдина, Астраханским ГПЗ, Оренбургским ГПЗ, Оренбургским гелиевым заводом. Суммарная годовая проектная мощность активов компании по переработке сырьевого газа составляют 95 млрд куб. м, жидкого углеводородного сырья — 56 млн т. [6].

В рамках реализации совместного проекта ПАО «Газпром» и ПАО «ЛУКОЙЛ» в 2018 г. на Сосногорском ГПЗ осуществлялась переработка попутного нефтяного газа (ПНГ) северной группы месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».

В апреле 2018 г. на заводе был проведен пробег: «Подтверждение проектных технологических параметров работы Установки низкотемпературного разделения газа Сосногорского ГПЗ при загрузке по сырьевому газу на 100 % и 105 % от проектной, в условиях отрицательных температур атмосферного воздуха» [7].

На Астраханском ГПЗ реализуется ряд реконструкций и модернизаций производственных мощностей.

В октябре 2015 г. на установке гидроочистки заменен катализатор на новый –алюмокобальтовый фирмы HaldorTopse.

В апреле 2016 г. завершились работы по запуску установки изомеризации пентан-гексановой фракции (300 тыс.т/г, проект AirLiquide).

Начато применение новой депрессорной присадки фирмы BASF для дизельного топлива.

В 2018 г. вводились в эксплуатацию установки концентрирования водорода и реконструируемого блока гидроочистки дизельной фракции, велись пусконаладочные работы на эстакаде точечного налива светлых нефтепродуктов и реконструкция объектов вспомогательного назначения.

Перспективы развития АГПЗ, провозглашенные руководством завода, включают:

— создание пиролизного производства этилена из этановой фракции. производства полиэтилена и полистирола;

— проекты, цель которых — увеличение объемов выпуска и утилизации серы. Планируется использование модифицированной серы в производстве материалов для дорожного строительства.

Среди планов предприятия можно также отметить модернизацию производства моторных топлив: работы на установке систем управления и защиты центробежных и поршневых компрессоров, монтаж нового реактора гидроочистки дизельной фракции; намечены строительство установки сухой грануляции серы, установки очистки и получения СГ, реконструкция установок получения серы, очистки газов, сетей энерго- и водоснабжения, строительство блока гидроочистки бензиновой фракции [8].

Оренбургский ГПК — газоперерабатывающий и гелиевый заводы

Оренбургский ГПК — дочернее предприятие ПАО «Газпром», в состав которого входят объекты добычи (11 установок комплексной подготовки газа), транспорта сырьевых и товарных потоков, газоперерабатывающий завод (54 установки) и гелиевый завод (19 установок).

На Оренбургском гелиевом заводе в 2014 г. с целью создания единой технологически связанной структуры по производству и отгрузке жидкого гелия с последующей его транспортировкой потребителям реализован проект установки сжижения гелия У-44 (ОГ-500 фирма «LindeKryotechnikAG») производительностью ОГ-500 500 л/час, что эквивалентно 4,25 млн. литров в год (510 тонн в год). Ранее данная станция по ожижению гелия базировалась на работе криогенных установок КГУ-500, входивших в состав установки У-42 (фирма «Криогенмаш») производительностью КГУ-500 – 500 л/час жидкого гелия, основное технологическое и насосно-компрессорное оборудование которых было морально и физически изношено и не отвечало современным требованиям энергоэффективности.

Ввод в эксплуатацию установки сжижения гелия ОГ-500 позволил осуществлять единый технологический цикл от извлечения гелия из природного газа до получения товарных продуктов (жидкого и газообразного сжатого гелия), отказаться от процессинговых услуг сторонних компаний, реализовать новый продукт — жидкий гелий, поставлять гелий в жидком виде в регионы наибольшего потребления (Москва и Санкт-Петербург).

Сургутский завод по стабилизации конденсата (ЗСК) им. В. С. Черномырдина

С учётом роста добычи углеводородного сырья на Западно-Сибирских месторождениях ПАО «Газпром» планирует увеличение проектных загрузок Новоуренгойского ЗПКТ и Сургутского ЗСК, и завершение строительства конденсатопровода «Уренгой — Сургут», что позволит поставлять на Сургутский ЗСК до 12 млн тонн в год нефтегазоконденсатной смеси.

На Сургутском ЗСК введена в эксплуатацию установка утилизации низконапорных газов и в краткосрочной перспективе планируется запуск установки очистки пропановой фракции от метанола с блоком осушки товарного продукта [6].

Новоуренгойский завод по подготовке конденсата к транспорту (ЗПКТ)

В настоящее время на Новоуренгойском ЗПКТ идет реконструкция и строительство новых производственных объектов: строительство установки стабилизации конденсата ачимовских залежей Надым-Пур-Тазовского региона (один из приоритетных объектов инвестиционной программы ПАО «Газпром») и установки подготовки газов деэтанизации, реконструкция дожимной компрессорной станции, включающая ее оснащение центробежными компрессорами вместо технически устаревших поршневых газомотокомпрессоров.

Реализация данных мероприятий позволит подготавливать и транспортировать газ деэтанизации с различными качественными характеристиками, в том числе на Новоуренгойский газохимический комплекс, который планируется запустить в 2019 г. [9].

ПАО «Сибур Холдинг»

Сибур — лидер развития нефтегазохимии в России и крупнейший в России производитель СУГ с долей 36% в совокупном производстве. Инфраструктура компании включает в себя 8 ГПЗ, расположенных в Западной Сибири.

Реализация долгосрочной программы по углублению переработки ПНГ, а также поддержание оптимально — стабильного технологического режима обеспечивает достижение СИБУРом целевого показателя по утилизации ПНГ на уровне 95% и выше.

Так, на Муравленковском ГПЗ переход на новую схему работы компрессоров и оптимизация режима блока низкотемпературной конденсации (НТК) обеспечили извлечение целевых компонентов на уровне 98,9% и дополнительную выработку1050 тонн ШФЛУ в год; на установке НТК Южно-Приобского ГПЗ замена теплообменника позволила улучшить режим переработки ПНГ, снизить остаточное содержание целевых компонентов в сухом газе и довести коэффициент извлечения целевых фракций до 96,51% [10].

Читайте также:  Установка радиостанции в ларгусе

По данным пресс-службы администрации ХМАО Няганьгазпереработка планирует увеличить объемы переработки ПНГ до 2 млрд м 3 в 2019 г. против 1,9 млрд. м 3 в 2017 г. и при проектной мощности – 2,52 млрд м 3 газа. В связи с увеличением добычи нефти в регионе в следующем году, как ожидается, вырастут и объемы ПНГ, которые Сибур получит от нефтяных компаний[11].

В ноябре 2018 г. фирмой «КРУГ» модернизирована АСУ ТП котлов ДК-16-14ГМ ст. №1, №2, №3 Губкинского ГПЗ без останова технологического оборудования: заменены персональные компьютеры автоматизированных рабочих мест операторов, проведено обновление системного и фирменного программного обеспечения, произведены работы по обновлению прикладного программного обеспечения и настройки АСУ ТП для возможности передачи данных в MES-систему холдинга по протоколу OPC [12].

29 августа 2017 г. завершена реконструкция Южно-Балыкского ГПЗ, начатая в 2014 г., которая охватила до 30% производственных мощностей и обеспечила возможность дополнительной выработки ШФЛУ свыше 100 тыс. тонн в год. Генеральным проектировщиком реконструкции выступил «НИПИГАЗ», генеральный подрядчик — ООО «Нефтьмонтаж», строительно-монтажные работы и поставки технологического оборудования и материалов осуществлены российскими компаниями.

В рамках проекта модернизированы шесть технологических объектов, в том числе проведено техническое перевооружение установки низкотемпературной конденсации и ректификации с увеличением производительности до 2,89 млрд м 3 в год и доведением процента извлечения целевых компонентов из ПНГ до 98%, построены и введены в эксплуатацию пять новых технологических объектов — блок адсорбционной осушки газа производительностью 2 млрд м 3 в год и дожимная компрессорная станция производительностью 1,5 млрд м 3 в год [13].

В 2017 г. завершена реконструкция Усинского ГПЗ [14], обоснованная увеличением объемов добычи газа на месторождениях ЛУКОЙЛ и позволившая значительно увеличить объемы подготовки ПНГ. В частности, введена в эксплуатацию установка сероочистки газа, позволившая увеличить уровень полезного использования ПНГ до нормативных значений.

ПАО «Татнефть» — Управление «Татнефтегазпереработка»

На Миннибаевском ГПЗ «Татнефтегазпереработка» планирует завершить основную программу модернизации ГПЗ, проводимую в 3 этапа, к 2025 году.

В рамках первого этапа (2014-2019 гг.) запланированы работы на установке сероочистки с увеличением ее производительности для приема дополнительных объемов ПНГ, на компрессорной установке сырого газа, блоке очистных сооружений. Строительство криогенной установки по глубокой переработке сухого отбензиненного газа производительностью по сырью 365 тыс. тонн в год, глубиной отбора этановой фракции — 91% являлось одним из ключевых проектов первого этапа. В результате его реализации выработка этановой фракции в 2016 г. выросла почти до 180 тыс. тонн в сравнении с 164,2 тыс. тонн в 2015 г.

Второй этап реконструкции предприятия планируется завершить в 2022 г., предусматривается завершение работ на установках осушки и очистки газа, низкотемпературной конденсации, ГФУ-2 (наращивание производительности колонны бутана), ГФУ-3000 и ряде других объектов.

На последнем этапе начнется модернизация резервуарного парка.

Перспективным направлением для дальнейшего развития «Татнефтегазпереработка» считает строительство установки выделения гелия производительностью 77,5 тыс. тонн в год и установки получения СПГ мощностью 42 тыс. тонн в год [15].

АО «Сахатранснефтегаз»

АО «Сахатранснефтегаз» проводит модернизацию Якутского ГПЗ, которая предполагает строительство трех объектов: резервного узла редуцирования, который полностью заменит газораспределительную станцию (ГРС), необходимость переноса которой обусловлена предстоящим запретом на эксплуатацию ГРС по причине ее несоответствия требованиям промышленной безопасности; пункта налива сжиженных углеводородных газов (СУГ); газофракционирующей установки [16].

Кроме проведения реконструкций и модернизаций, проводимых на ГПЗ и ГПП России, среди перспективных направлений развития газоперерабатывающей промышленности России следует выделить следующее.

1. Строительство газохимических кластеров, которые будут осуществлять химическую переработку выделенных из газа углеводородов и выпускать продукцию высокого передела. Примером строительства кластера могут служить предприятия ПАО «Газпром» и ПАО «Сибур Холдинг», представленные Амурским газоперерабатывающим заводом (перерабатывающее и гелиевое производство) и Амурским газохимическим комплексом (ГХК) (газохимическое производство, включающее пиролиз и установки получения полиэтилена соответственно).

Проектная мощность Амурского ГПЗ – 42 млрд. м 3 по газу, производительность по гелию до 60 млн м 3 в год. Ввод в эксплуатацию запланирован в 2021 г. ГПЗ будет технологически связан с Амурским ГХК, который будет осуществлять переработку поставляемого Газпромом этана с получением этилена и в дальнейшем полиэтилена. Сегодня, по проекту ГХК завершены предпроектные проработки, определена конфигурация проекта и мощности установок, но окончательное решение по проекту будет принято не раньше второй половины 2019 г. В соответствии с первичными данными начало пуско-наладочных работ на Амурском ГХК планируется синхронизировать со строительством IV очереди Амурского ГПЗ.

2. Строительство мини-ГПЗ, перерабатывающих попутноый нефтяной газ (ПНГ) непосредственно на промысле. Если добыча ПНГ осуществляется на малых и средних месторождениях, находящихся далеко от газоперерабатывающих предприятий, то возникает проблема поставки ПНГ на переработку. Предприятия, осуществляющие «малую» утилизацию непосредственно на промыслах, являются решением данной проблемы. Такие проекты были реализованы в 2012 г. компанией ООО «БерезкаГаз Компани» в Ханты-Мансийском АО для переработки ПНГ Приразломного месторождения (Приразломный мини-ГПЗ) и Шапшинской и Салымской групп месторождений (Западно-Салымский мини-ГПЗ) и, обеспечив степень утилизации ПНГ выше 95%, доказали свою рентабельность.

3. Строительство пунктов сжижения природного газа с целью обеспечения легкости и удобства его хранения и транспортировки.

Сегодня сжиженный природный газ (СПГ) производят на 2-ух предприятиях: на заводе «Сахалин-2» (основной акционер ПАО «Газпром»), проектная производительность которого составляет 9,6 млн. тонн СПГ в год, и на ОАО «Ямал-СПГ» (ключевой акционер ПАО «НОВАТЭК») .производительность которого составит около 16,5 млн. тонн СПГ и до 1,2 млн. тонн газового конденсата, после ввода в 2017-2019 гг. трех очередей.

Таким образом, все газоперерабатывающие компании России сегодня уделяют особое внимание развитию своих активов: проводят реконструкции и модернизации, строят новые предприятия. Государство также уделяет особое внимание утилизации ПНГ, о чем свидетельствует постановление Правительства РФ от 8 января 2009 г. N7 «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках», предусматривающее доведение уровня утилизации ПНГ до 95% с 1 января 2012 г.

1. Голубева И.А., Мещерин И.В., Родина Е.В. Газоперерабатывающие предприятия России: Монография / Под ред. А.Л. Лапидуса. – СПб.: Издательство «Лань», 2018 г. – 456 с.: ил.

2. Лапидус А.Л., Голубева И.А., Жагфаров Ф.Г. Газохимия: Учебник для вузов.– М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2013. – 405 с.

3. Аджиев А.Ю., Пуртов П.А. Подготовка и переработка попутного нефтяного газа в России. В 2 Ч. Ч. 2. – Краснодар: ЭДВИ, 2014 г., 508 с.

4. Голубева И.А. Газовая сера. Под ред. А.Л. Лапидуса. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015. – 242 с.

5. Молчанов С.А. Особенности выделения гелия из природного газа. –М.: Недра. -2011. -288с.

6. ООО «Газпромпереработка». О компании. [электронный ресурс]. URL: http://pererabotka.gazprom.ru/about/ (дата обращения: 07.01.2019)

7. Филиал ООО «Газпром переработка» — Сосногорский газоперерабатывающий завод выполнил производственную программу первого квартала 2018 года. 27.04.2018. [электронный ресурс]. URL: http://pererabotka.gazprom.ru/press/news/2018/04/571/ (дата обращения: 06.01.2019)

8. Модернизация и ближайшие планы строительства на Астраханском ГПЗ, Газпром. 04.09.2017. [электронный ресурс]. URL: https://tekkos.ru/stroyaschiesya-obekty-rossii/modernizatsia_i_plany_stroitelstva_na_astrakhanskom_npz_gazproma.html (дата обращения: 06.01.2019)

9. Модернизация производства Завода по подготовке конденсата к транспорту (ЗПКТ). 26.12.2017. [электронный ресурс]. URL: http://pererabotka.gazprom.ru/press/news/2017/12/512/ (дата обращения: 06.01.2019)

10. СИБУР достиг рекордного показателя по глубине переработки ПНГ. 17.03.2017. [электронный ресурс]. URL: http://www.advis.ru/php/view_news.php? >

11. Няганьгазпереработка может увеличить переработку ПНГ на 5% в 2019г. 16.08.2018 [электронный ресурс]. URL: http://rupec.ru/news/38661/ (дата обращения: 06.01.2019)

12. Фирмой «КРУГ» модернизирована АСУ ТП котлов Губкинского ГПЗ. 27.11.2018. [электронный ресурс]. URL: http://armtorg.ru/news/23872/ (дата обращения: 06.01.2019)

13. СИБУР модернизировал мощности Южно-Балыкского ГПЗ и увеличил их производительность [электронный ресурс]. URL: https://www.sibur.ru/press-center/news/SIBURmodernizirovalmoshchnostiYUzhnoBalykskogoGPZiuvelichilik. (дата обращения: 06.01.2019)

14. Александр Лейфрид ответил на вопросы усинской молодежи. 29.01.2018. [электронный ресурс]. URL: http://gorodusinsk.ru/news/obrazovanie/163565 (дата обращения: 06.01.2019)

15. Модернизация Минибаевского ГПЗ компании Татнефть до 2025 года. 14.09.2017г. [электронный ресурс]. URL: https://tekkos.ru/stroyaschiesya-obekty-rossii/modernizatsia_minibaevskogo_gpz_tatnefti_do_2025_goda.html (дата обращения: 06.01.2019)

16. YAKUTIA.INFO. Сахатранснефтегаз приступил к модернизации Якутского ГПЗ. 26.07.2018. [электронный ресурс]. URL:http://yakutia.info/article/184962 (дата обращения: 06.01.2019)

Голубева Ирина Александровна, профессор, доктор химических наук, профессор. РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

Родина Елена Владимировна магистр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Глаголева Ольга Федоровна, главный специалист АО «Всесоюзный научно-исследовательский институт по переработке нефти» («ВНИИ НП»), д.т.н., профессор

Сваровская Наталья Алексеевна, д.т.н., профессор кафедры физической и коллоидной химии, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Автор: И. Голубева, Е. Родина, О. Глаголева, Н. Сваровская

источник

Добавить комментарий

Adblock
detector