Меню Рубрики

Установки риформинга природного газа

Паровой риформинг метана — Производство водорода

Новости

Air Liquide Engineering & Construction предоставляет технологию парового риформинга метана (SMR) для производства водорода как в больших, там и в малых объемах. SMR – экономически и энергетически эффективный способ получения водорода. Высокая степень чистоты достигается за счет использования собственной установки водородной КЦА.

В процессе парового риформинга обессеренное углеводородное сырье (природный газ, отходящий газ, ШФЛУ или нафта) подогревается, смешивается с паром и опционально подвергается конверсии перед подачей на катализаторы в запатентованной установке парового риформинга с верхним пламенем. При этом получаются следующие продукты: водород, монооксид углерода (CO) и диоксид углерода (CO2). Смесь CO с паром подвергается конверсии, продуктами которой являются дополнительный водород и CO2. Затем водород отделяется путем адсорбции в водородной КЦА.

Преимущества от водородной технологии для заказчика

Наша технология позволяет гибко использовать сырье. В зависимости от целей заказчика установка может быть кастомизирована таким образом, что обеспечить оптимизацию операционных затрат (OPEX), максимальную эффективность или минимальную совокупную стоимость владения . Для удовлетворения требований проекта возможно применение различных степеней модульности и стандартизации. Основной акцент всегда делается на отличной эксплуатационной готовности и надежности установок. Несомненным преимуществом для наших заказчиков является богатый опыт Air Liquide в эксплуатации собственных установок парового риформинга.

В случае необходимости производства небольших объемов водорода Air Liquide Engineering & Construction предлагает подход к SMR с поставкой высокомодульного стандартизированного оборудования, основными чертами которого являются компактное расположение и исполнение в четырех типоразмерах с использованием заранее выбранного оборудования, разводки трубопроводов и модулей.

Преимущества

  • Возможности различной степени адаптации оборудования для удовлетворения требований заказчика
  • Упор на лучшую в данном классе эксплуатационную готовность и надежность установки, обеспечиваемые эксплуатационным опытом Air Liquide
  • Специальная стандартная программа для установок с малой производительностью водорода с высокой степенью модульности делает возможным срок исполнения менее 15 месяцев на условиях FOB

Основные показатели

  • Производительность: 10 000–200 000 нормальных кубических метров водорода в час (Нм³/ч) (10 000–40 000 Нм³/ч для стандартных небольших установок)
  • Сырье+топливо-пар: 12,3–13,2 мегаджоулей на нормальный кубический метр (МДж/Нм³)
  • Производство пара: 0,4–1,2 килограмма на нормальный кубический метр водорода (кг/Нм³)

источник

Установки риформинга природного газа

Поставляем установки производства водорода компании Mahler AGS (Малер АГС). Установки производят водород из природного газа методом риформинга. Использование таких установок целесообразно, если потребность в водороде превосходит 200 Нм³/ч.

Компания также выпускает оборудование для производства азота, азотно-водородных смесей и биогаза. С 1950 года компания поставила 4500 установок. Компания «ЭкоГазСистем» является официальным партнёром Mahler AGS на территории России и в странах СНГ ( сертификат ).

Отличительные особенности оборудования «Mahler AGS»:

— Высокая надёжность и длительный срок службы. У некоторых Заказчиков установки «Mahler» непрерывно работают уже более 20 лет.

— Установки работают в полностью автоматическом режиме, есть возможность дистанционного контроля.

— Модульная конструкция. Водородная установка поставляется в виде готовых блоков на скид-рамах, что существенно удешевляет проектирование и монтаж.

Водород из природного газа

Водородные установки компании «Mahler AGS» серии HYDROFORM-C производят водород методом паровой конверсии метана (англ. «steam methane reforming — SMR»). Также используется термин «паровой риформинг природного газа». Вместо природного газа могут использоваться и другие углеводороды (сжиженный углеводородный газ, нафта). В реакторе SMR-установки при высокой температуре смесь углеводородов и водяного пара преобразуется в водород и оксиды углерода (СО, СО₂) по реакции:

CnHm + n⋅H₂O=(n + m/2)⋅H₂ + n⋅CO (эндотермическая)

CO + H₂O=CO₂ + H₂ (экзотермическая)

Далее с помощью системы адсорбционной очистки из получившейся смеси извлекается чистый водород.

Крупнейший потребитель водорода – это химические и нефтеперерабатывающие заводы. Установки производства водорода из природного газа на НПЗ производят водород для нефтепереработки. Водород позволяет увеличить выпуск высококачественного топлива. На химических предприятиях водород используется для синтеза аммиака, соляной кислоты и перекиси водорода. SMR-установки успешно используются и в металлургии, в производстве плоского стекла (по методу флоат), в производстве растительных жиров.

Паровая конверсия метана (SMR) — это самый дешёвый способ получения водорода, этим способом производится 90-95% всего водорода в мире. Удельные прямые затраты на производство водорода методом SMR в России составляет примерно 5 руб/Нм³.

Схема SMR-установки

В этом разделе приводится схема и краткое описание принципа действия установки производства водорода из природного газа.

В основу работы системы HYDROFORM-C положен метод паровой конверсии природного газа (метана), сжиженного нефтяного газа или нафты и последующей очистки полученного водородсодержащего газа в системе HYDROSWING®.

Подача природного газа

Поток природного газа поступает на установку с давлением 21 бар и разделяется на два потока:

  • Поток А — как топливо для горелок реформера (D13101)
  • Поток Б — смешивается с потоком рециркуляционного Н2 компрессором (V15501)

(нажмите для увеличения)

Далее смешанный поток направляется в подогреватель (W14001) и нагревается до температуры порядка 390°C, после чего поступает в реактор гидрирования / десульфуризации (C10201). В верхней части реактора (C10201) содержится катализатор гидрирования (Co-Mo), где сера и ее соединения гидрируются до H₂S, включая ненасыщенные углеводороды. Температура в реакторе (C10201) растёт пропорционально количеству этих веществ в потоке газа. Максимальное допустимое содержание ненасыщенных соединений составляет 1%. В нижней части реактора содержится катализатор на основе оксида цинка с помощью которого поглощается сероводород.

Печь риформера

Замечание по терминологии: в русской языке закрепилось написание «риформер, риформинг» вместо «реформер, реформинг».

Десульфуризированный поток смешивается с технологическим паром из котла дымовых газов (D11001), который предварительно подогревается до 520°C в пароперегревателе (W11001) и поступает на печь парового риформинга (D13101).Риформинг питающей паровой смеси происходит в нагреваемых примерно до 820°C высоколегированных трубках риформера которые заполнены катализатором на основе никеля. Затем газ охлаждается в газоохладителе (W11003) до 350°C за счёт образования насыщенного пара с давлением около 22 бар. Далее проходит через высокотемпературный СО конвертер (C14001), где большая часть монооксида углерода вступает в реакцию с избыточным количеством пара, присутствующем в потоке риформинга-газа. Температура выходящего газа составляет

Система водоснабжения бойлера (BFW)

Деминерализованная вода подаётся в дегазатор/деаэратора (B12101) и нагнетается до 26 бар с помощью насоса системы водоснабжения бойлера (P12001 / P12002). Воду нагревают до 210°С в экономайзере (W14002) перед подачей в котёл дымовых газов (D11001).

Рекуперация тепла

В первом теплообменнике (W14001) тепло конвертированного процессного газа используют для нагрева питающего газового потока и рециркуляционного потока до 390°C.Второй теплообменник (W14002) используется для экономии тепла, где питающая вода из дегазатора/деаэратора (B12101) подогревается восстановленным теплом от 100°C до 210°C.

Охлаждение преобразованного процессного газа приблизительно до 35°С происходит в охладителе воды (W14003). В ходе процесса охлаждения избыток пара конденсируется (F14001). Конденсат может быть переработан и использован повторно.

Блок короткоцикловой адсорбции (КЦА)

В блоке КЦА водород отделяется от примесей, таких как H₂O, CO, CO₂, N₂ и непрореагировавшего СН₄. Система состоит из 4 адсорберов (A14101-A14104) с различным типом адсорбента, с помощью которого очищается водород путём процесса сорбции примесей на адсорбенте. Регенерация происходит путём сброса давления и продувки адсорберов.

Рекуперация тепла топочных газов

Горячий дымовой газ (D13101), используется следующим образом:

  • Перегрев питающего и технологического пара в пароперегревателе (W11001) до 520 °С.
  • Генерация технологического пара и вспомогательного пара в дымовом газовом котле (D11001), процессный пар смешивается с десульфуризированным газом и направляется в (W11001).
  • Предварительный нагрев воздуха до 350 — 400°С в подогревателе с воздушной горелкой (W11002).Газоохладитель (W11003) интегрирован в котёл дымовых газов (D11001).
Читайте также:  Установка бытового вытяжного вентилятора

Корректная температура риформинг-газа на выходе регулируется с помощью внутреннего байпаса, чтобы обеспечить оптимальные условия эксплуатации при любой нагрузке.

источник

Нефтянка

Всё о нефти, газе и не только

В. Мордкович: Синтез-газ. Риформинг. Необходимая стехиометрия

Сердце технологии синтетических топлив — это синтез Фишера-Тропша. Но синтез Фишера-Тропша не превращает в синтетическую нефть или другие углеводороды сырье непосредственно, ни уголь, ни газ, ни биомассы. Необходим так называемый синтез-газ. Синтез-газ — это смесь водорода и монооксида углерода, он же угарный газ, как любят вкратце говорить химики H2 и CO. Вот соотношение водорода и оксида углерода — это штука, к которой очень чувствительны катализаторы Фишера-Тропша.

Так как соотношение водорода и оксида углерода — это соотношение водорода и углерода в продукте в конечном счёте, нужно, чтобы она держалась весьма узких рамках, и для некоторых катализаторов диапазон, в котором они согласны работать, очень узкий. Так называемая стехиометрия синтез-газа связана с составом стехиометрии продукта. В целом это соотношение колеблется в районе двух, но может быть от 1,5–2,5. Есть катализаторы, которые работают только в интервале от 2,10 до 2,15. И момент этот, как оказалось, очень тонкий, особенно учитывая то, что технологии получения синтез-газа, как оказалось, дают нередко синтез-газ совсем не той стехиометрии, который нужен для Фишера-Тропша.

Синтез Фишера-Тропша не единственная химическая технология, потребляющая синтез-газ. Могу назвать производства синтетических спиртов самых разных, в том числе самое массовое производство метанола, производство аммиака, то есть основа производства минеральных удобрений. Производство водорода. Они все основаны сначала на получении синтез-газа, а потом на его переработке конечный продукт. И требования по стехиометрии у всех свои, поэтому вопрос оптимальной технологии получения синтез газ стоял и стоит очень остро.

Тем более что на сегодняшний день это самая дорогая часть установки синтетического топлива. Если в первом поколении получение синтез-газа занимало где-то треть от всей установки, во втором поколении чуть больше половины, то в четвёртом поколении это три четверти, а то и больше, потому что, благодаря достижениям четвёртого поколения, сильно сократились расходы на синтез Фишера-Тропша и дальнейшую переработку. А получение синтез-газа, чаще всего его называют риформинг, осталось прежним. И оставшись прежним, оно тем не менее, требует тонкой настройки и правильного подбора, встраивания в общую схему предприятий синтетического топлива. Иначе либо вообще не будет работать синтез Фишера-Тропша, либо будет работать с очень низкой интенсивностью.

Что в этой связи на сегодняшний день существует, если говорить о переработке газа? Прежде всего, есть технология так называемого парового риформинга. Это когда при температуре около 900° природный газ реагирует с водяным паром на специальном катализаторе, обычно никелевом, и из него получается синтез газ, точнее так называемый конвертированный газ, который чистят и превращают в синтез-газ. Метод разработан в 1958-м году как промышленный, с тех пор очень хорошо распространился. 1000 единиц по всему миру. Все, как любят говорить в промышленности, коммерчески доступно, но есть две вещи. Во-первых, паровой риформинг сам по себе дает синтез-газ в соотношении водород/СО не меньше 3, а то и 5, а надо 2. Куда-то надо деть лишний водород.

Есть патент одной уважаемой западной компании, которая предлагает лишний водород извлекать при помощи мембран и сжигать. Это прекрасная идея, но только с экономикой такого процесса будет плохо. Это гарантированно, потому что на водород уходит огромное количество природного газа изначального, и это плохая идея.

Есть другая технология — автотермический риформинг. Это когда в одном реакторе к природному газу подмешивается не только пар, но и кислород. Происходит такое горения влажного газа, или горение во влажном кислороде, как хотите. Там тоже присутствует катализатор, в результате получается довольно просто синтез-газ сразу нужного соотношения, то есть автотермический риформинг дает сотношение водород/СО около двух. Это замечательно, но есть пара «но» как обычно. Одно «но» — это то, что необходим кислород. А раз необходимо кислород, нужна кислородная станция, которая этот кислород производит из воздуха или путём разжижения (криогенная станция). И важно то, что эта кислородная станция дороже самого риформера. Преимущества в значительной степени нивелируются.

Существует ещё риформинг кислорода. Он сейчас находится в состоянии разработки. Одним из разработчиков является как раз компания «ИНФРА Технологии», хотя некоторые крупные компании уже вышли на рынок с промышленными решениями, но пока единичными. В принципе его недостатки и достоинства очень похожи на недостатки и преимущества автотермического риформинга, поэтому сегодня подробнее об этом говорить не стану.

Из невозможности получить правильную стехиометрию методом парового риформинга выходят по-разному. В Катаре, например, на одном из заводов есть риформинг того и другого типа. Синтез-газ смешивается, и стехиометрия получается вполне себе приемлемая. Можно в паровой риформер, который, напомню, дает слишком большое соотношение водород/СО, инжектировать агент, который будет уменьшать это соотношение, например, углекислоту. Это иногда называют пароуглекислотный риформинг. Это очень хорошо работает. Этот прием применяется в частности компанией «ИНФРА Технологии» в наших промышленных установках небольшого размера.

Должен сказать, что одной из важнейших проблем риформинга является переносимость изменения состава природного газа на входе и возможность перерабатывать жирные газы. Компании, которые предлагают промышленные решение риформинга, они, как правило, исходят из того, что необходимо строить на больших предприятиях, имеющих доступ к трубопроводному газа установки, дающие синтез-газ для разных целей. Поэтому все процессы, как правило, заточены только исключительно на сухой газ, содержащий в основном метан, то есть газ с месторождения, особенно попутный газ, содержащий большое количество жирных примесей от этана до пентана, должен проходить газоперерабатывающий завод, который стоит примерно столько же, как любая газохимическая установка.

Это может являться препятствием, например, для переработки попутного газа нефтедобычи. Мало того что они жирные, у них ещё в состав постоянно меняется в ходе добычи. И если кто-то хочет разработать технологию пригодную для того, чтобы её использовать для утилизации попутного газа, он должен об этом позаботиться.

И мы в компании «ИНФРА Технологии» об этом позаботились. Разработали такое решение для нашего пароуглекислотного риформинга, которое позволяет перерабатывать попутный газ в очень широком диапазоне составов и даже гибко реагировать на изменение этого состава. Причём скорость реакции составляет 30–40 минут. Состав газа на самом деле так быстро не меняется. На это нужны недели, если не месяцы. И вот этот момент в получении синтез-газа и технологии риформинга очень и очень важный.

источник

Технология мягкого парового риформинга нефтяного газа на месторождении ПАО «Газпром нефть»

19 Января 2017 А.И. Власов, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), Д.В. Самофалов (ПАО «Газпром нефть»), Ю.В. Гуйо, П.Л. Козырев (ООО «Газпромнефть-Восток»), В.А. Кириллов (Институт катализа им. Борескова СО РАН), Ю.В. Аристович, М.А. Грицай (ООО «Би Ай Технолоджи»)

Читайте также:  Установка компенсатора швов маурер

Переработка добываемого нефтяного газа с получением сухого отбензиненного газа (СОГ), сжиженных углеводородных газов, широкой фракции легких углеводородов требует наличия соответствующих объектов по сбору, подготовке и транспорту газа на газоперерабатывающие заводы. Эти объекты являются весьма дорогостоящими по капитальным вложениям и затратам на эксплуатацию, а их строительство для малоресурсных и удаленных нефтяных месторождений, тем более для районов Дальнего Востока и Крайнего Севера, экономически неоправданно. В связи с указанным утилизация нефтяного газа, добываемого на малодебитных и удаленных от газотранспортной инфраструктуры месторождениях нефти, представляет собой большую проблему для большинства нефтяных компаний России. До недавнего времени она решалась практически единственным путем: сжиганием нефтяного газа на факелах.

Ужесточение государственных требований к экологии и возросшие штрафы за сжигание газа на факелах привели нефтяные компании к необходимости поиска других способов рационального использования нефтяного газа месторождений, не имеющих доступа к газотранспортным сетям. Такой способ был найден и заключается в использовании собственного газа в качестве топлива для выработки электроэнергии непосредственно на нефтепромыслах. В качестве генерирующих агрегатов для этой цели применяются машины (электростанции), в которых в качестве привода электрогенератора используется газовая турбина (ГТЭС) или газопоршневой двигатель (ГПЭС). Создание и эксплуатация собственных ГТЭС и ППЭС на промыслах обеспечивают выработку необходимых объемов электрической и тепловой энергии для собственных нужд. Это, во-первых, позволяет утилизировать нефтяной газ, во-вторых, дает значительную экономию за счет сокращения или полного исключения потребления энергии от внешних сетей.

Однако в отличие от природного газа, основным компонентом которого является метан, нефтяной газ без соответствующей подготовки не может применяться в качестве топливного газа на ГТЭС и ГПЭС, так как из нефтяного газа необходимо не только отделить механические примеси и капельную воду, но и удалить высшие гомологи метана. Наличие углеводородов C2+в в топливном газе обусловливает проблемы при работе энергоагрегатов и их малоэффективную эксплуатацию. Для ГТЭС проблема в основном заключается в снижении эффективности вследствие значительных различий расчетного и реального составов топливного газа [1].

Применение нефтяного газа в качестве топлива на ГПЭС имеет два основных недостатка.

1. Перегрев двигателя, рассчитанного для работы на природном газе с низкой теплотворной способностью (не более по сравнению с теплотворной способностью нефтяного газа Во избежание перегрева приходится снижать рабочую мощность энергоустановок на относительно номинальной.

2. Низкое метановое число топливного газа приводит к детонационным явлениям, неравномерному сгоранию топливной смеси, повышенному образованию сажи, сквозному прогару клапанов, возникновению нагара в цилиндрах двигателя.

В итоге использование нефтяного газа на ГПЭС можетпривести к выходу машины из строя или потребует более раннего капитального ремонта, стоимость которого достигает первоначальной стоимости оборудования [2].

Изменение теплотворной способности топливного газа в зависимости от его состава влияет на содержание вредных веществ, производительность и стабильность горения в газотурбинной установке. Появление тяжелых фракций в составе газа может привести к образованию наростов продуктов горения на горелках, что изменяет направление и обусловливает неравномерность теплового потока в камере сгорания, возникновению вибрационного режима горения. Указанные факторы приводят к нерасчетным режимам работы газотурбинного привода и последующим разрушениям [3].

Для экономически оправданного способа обеспечения электроэнергией и теплом предприятий нефтедобычи и объектов в их непосредственной близости потребовалась относительно простая и надежная технология подготовки нефтяного газа. Главная цель — конвертировать тяжелые гомологи метана (C2+в) в топливный газ с нормализоваными характеристиками, который наиболее предпочтителен в качестве топлива для газопоршневых и газотурбинных энергоагрегатов, и/или в продукт, аналогичный СОГ [4]. Такая технология, названная «мягкий паровой риформинг» (МПР), на территории России была разработана в Институте катализа СО РАН, доработана для коммерциализации и промышленного внедрения дочерней инжиниринговой структурой института ООО «БИ АЙ Технолоджи» и испытана на объекте ООО «Газпромнефть-Восток» при участии специалистов и экспертов ПАО «Газпром нефть» и ООО «Газпромнефть-Восток» В данной статье представлены основные результаты проведенных работ и сведения о процессе МПР.

Общие сведения о процессе МПР

Процесс МПР основан на следующих реакциях:

На реакции (1)—(4) главным образом влияют три фактора: температура, давление и количество подаваемого водяного пара. В соответствии с принципом Ле Шателье и термодинамикой реакций для получения максимального выхода метана при минимальном содержании водорода и углекислого газа в продуктах конверсии необходимо чтобы процесс осуществлялся при возможно более низкой температуре, в то время как температура технологического режима должна обеспечивать достаточную скорость протекающих реакций при приемлемом расходе сырьевой смеси через реактор. Исходя из этого и результатов экспериментов оптимальная температура процесса определена в диапазоне °С (конкретное значение оптимальной температуры зависит от состава сырья) [5].

Существует также определенное противоречие между теоретическими и фактическими значениями оптимального количества подаваемого водяного пара. Избыток воды подавляет протекание реакций (3) и (4), т.е. снижает выход метана, поэтому ее подачу в реактор необходимо осуществлять на минимальном стехиометрическом уровне. В то же время чрезмерное снижение подачи водяного пара связано с опасностью карбонизации (коксования) поверхности катализатора. Оптимальное значение мольного соотношения H2O/С2+в равно

Что касается давления сырьевого газа, то в производственных условиях оно зависит от условий сепарации на данном объекте добычи и подготовки нефти, поэтому практически не входит в перечень регулируемых параметров.

Таким образом, варьируя температуру и количество водяного пара, можно эффективно управлять как скоростью протекания процесса МПР, так и содержанием водорода, углекислого газа и метана в продуктах реакции.

При разработке катализатора процесса МПР принимались во внимание технологическое обеспечение и условия реализации процесса на отдаленных нефтепромыслах. Главными требованиями являлись:

— селективность относительно образования метана из всех жирных компонентов нефтяного газа;

— высокая активность при сравнительно низких температурах;

— повышенная стойкость к карбонизации;

— термическая стабильность без существенного снижения активности;

— обеспечение промышленного производства катализатора.

Этим требованиям соответствовал выпускаемый в промышленном масштабе никельсодержащий катализатор на основе оксида алюминия, модифицированный промотирующими добавками.

Опытно-промышленные испытания технологии

Технология МПР прошла полный цикл отработки: лабораторные исследования на модельных смесях, стендово-пилотную апробацию на реальном нефтяном газе и опытно-промышленные испытания.

Опытно-промышленные испытания установки номинальной производительностью 300 м 3 /ч (рис. 1) проводились в сентябре-декабре 2015 г. на юго-западном участке Крапивинского месторождения ООО «Газпромнефть-Восток».

Рис. 1. Внешний вид установки МПР-300

Установка состояла из следующих технологических аппаратов и устройств (рис. 2):

Рис. 2. Принципиальная технологическая схема установки МПР-300 (ризб избыточное давление)

— подготовки и подачи нефтяного газа;

— получения деминерализованной и питательной воды;

— производства насыщенного и перегретого пара;

— получения и подачи на установку сжатого азота;

— получения нормализованного природного газа.

Нефтяной газ при ризб = содержащий 71,70 % метана, 7,81 % этана, 7,46 % пропана, 1,43 % изо-бутана, 2,50 % н-бутана, 0,63 % изо-пентана, 0,65 % н-пентана, 0,50 % изо-гексана, 0,18 % н-генксана, 4,32 % диоксида углерода, 2,51 % азота, поступает в трубное пространство теплообменника HX-1000, где догревается до рабочей температуры °С. В смесителе MIX-1100 он соединяется с перегретым водяным паром перед подачей в риформер HX-2000, где парогазовая смесь вступает в химическую реакцию с образованием нормализованного газа. Последовательно охлаждаясь в теплообменнике HX-1000 и аппарате воздушного охлаждения HX-4000, нормализованный газ поступает в сепаратор V-5000, в котором отделяется от избыточной сконденсировавшейся воды и подается на выход установки. Вода из сепаратора V-5000 поступает на рецикл в деаэратор V-6000 для подготовки и подачи в процесс МПР. Для предотвращения гидратообразования в линии топливного газа предусмотрен впрыск изо-пропанола.

Читайте также:  Установка проветривателя на вентилируемый фасад

Техническая вода, поступая на установку, проходит химическую водоподготовку в блоке ХВО (в опытнопромышленной установке была применена установка очистки воды методом обратного осмоса). Из накопительной емкости E-7000 насосами P-6100 и Р-6200 очищенная вода подается для удаления остаточного кислорода в деаэратор V-6000, где под действием перегретого пара нагревается до температуры °С. при этом из нее удаляется избыточный кислород. Далее подготовленная вода насосами P-3100 и Р-3200 подается в электрический испаритель HX-3000/1 и далее в электрический пароперегреватель HX-3000/2, где пары воды нагреваются до рабочей температуры °С и поступают для смешивания с газом в смеситель MIX-1100.

В опытно-промышленной установке были применены электрообогрев для проведения первичного нагрева реактора и поддержания рабочей температуры в межтрубном пространстве риформера, а также электронагрев для генерации и перегрева водяного пара. В промышленных установках для этих целей будет использоваться специальный агрегат, работающий на топливном газе.

Испытания проводились в режиме работы установки, соответствующем на основании проведенных стендовых испытаний оптимальным условиям реализации процесса. Изменение температуры реактора достигалось соответствующей установкой температуры теплоносителя за счет регулирования мощности трубчатых электронагревателей. В экспериментах регистрировались следующие показатели: температура в реакторе; давление на входе в реактор и выходе из него; объемный расход нефтяного газа; состав продуктов конверсии. Содержание водорода и углекислого газа в нормализованном газе на выходе из сепаратора измерялось непрерывно газоанализатором ТЕСТ-1 ООО «БОНЭР» (г. Новосибирск). С периодичностью не реже 360 мин на переносном хроматографе ФХГ- 1М-2 проводились отбор проб и анализ состава исходного и нормализованного нефтяного газа с целью определения содержания каждой из гомологических групп углеводородов С2+.

Результаты испытаний

Полученные на объекте ООО «Газпромнефть — Восток» результаты испытаний позволяют сделать вывод о высокой эффективности технологического процесса МПР, которую подтверждают достигнутые показатели (см. таблицу).

Показатели План Факт
Средневзвешенная степень конверсии при объемной скорости подачи сырья 1200 ч -1 и температуре 320 °С, % 90 94
Работоспособность процесса при содержании гомологов метана, г/м 3 320 2000
(периодически)
Нижний предел температуры протекания риформинга, °С 300 280
Мольное отношение пар/гомологи метана для оптимального протекания процесса 0,7 0,3-0,4
Температурный предел отсутствия зауглероживания катализатора при дефиците пара, °С 260 305
Максимальная объемная скорость подачи сырья при приемлемом уровне конверсии (75 %), ч -1 1400 2600

Проведенные лабораторные, стендовые, пилотные исследования и опытно-промышленные испытания показывают перспективность применения технологии МПР для переработки нефтяного газа в нормализованное газомоторное топливо. Важным преимущес твом этой технологии является возможность перерабатывать газ с высоким содержанием жирных углеводородов. В зависимости от содержания углеводородов С2+в можно значительно увеличить объем смеси, т.е. выход метана. Отмеченное является важным конкурентным преимуществом технологии МПР перед другими технологиями переработки нефтяного газа, поскольку в настоящее время нет других коммерчески оправданных технологических решений, ориентированных на малоресурсные и удаленные нефтяные месторождения, для получения нормализованного газового топлива с целью локального автономного энергопроизводства.

Технология МПР имеет следующие дополнительные преимущества:

— проведение утилизации нефтяного газа для получения электроэнергии и метана непосредственно на нефтепромысле, что значительно сокращает затраты, связанные с транспортом нормализованного энергоносителя;

— возможность перерабатывать нефтяной газ с различным компонентным составом в метановодородную смесь;

— переработка любых объемов газа;

— получение метановодородных смесей различного состава в качестве топлива для генерации энергии, в том числе для собственных нужд нефтяных компаний;

— возможность компримирования полученного природного газа;

— использование блочно-модульной компоновки оборудования, позволяющей проводить ремонтные работы, замену блоков, наращивание мощности, в том числе и в полевых условиях;

— снижение эмиссии СО2 в объеме замещения сжигаемых топлив.

Сравнение МПР с другими технологиями (сепарации, GTL, синтеза метанола и др.) позволило сделать следующие выводы:

1. При небольших объемах нефтяного газа (менее 0,05 млрд м 3 /год), добываемого на множестве мелких месторождений, наиболее эффективным является его использование для генерирования электроэнергии на станциях малой мощности.

2. При более значительных объемах добычи нефтяного газа млрд м 3 /год) экономически предпочтительны удаление жидких компонентов путем сепарации на крупном (производительностью около 6 млрд м 3 /год) газоперерабатывающем заводе и продажа сухого газа.

3. Для крупных месторождений (добыча более 0,5 млрд м 3 /год) рациональным вариантом является генерирование электроэнергии на станциях с газотурбинными установками и поставка электроэнергии в энергосистему.

Полученные в результате опытно-промышленных испытаний показатели (температура, объемная скорость, условия коксования катализатора, содержание Н2 и СО2, максимальное содержание С2+в в сырьевом газе) оказались лучше заявленных разработчиком процесса до начала испытаний и значительно лучше ограничительных параметров, рассчитанных специалистами ПАО «Газпром нефть» для успешной коммерциализации технологического процесса. Исходя из достигнутых показателей профильными экспертами и службами ПАО «Газпром нефть» процесс МПР рекомендован к применению на добывающих предприятиях ПАО «Газпром нефть».

Список литературы

1. Технологические и экономические преимущества переработки попутных нефтяных газов на нефтепромыслах в метаново-водородную газовую смесь для питания энергоустановок М.В. Верниковская, П.В. Снытников, В.А. Кириллов, В.А. Собянин//Нефтепереработка и нефтехимия. Научно-технические достижения и передовой опыт. — 2012. — № 11. — С.

2. Аджиев А.Ю., Пуртов П.А. Подготовка и переработка попутного нефтяного газа в России. — Краснодар: ЭДВИ, 2014. — 349 с.

3. Особенности сжигания попутного нефтяного газа в газотурбинных установках. «Турбины и Дизели«/Б.А. Рыбаков, В.Д. Буров, Д.Б. Рыбаков, К.С. Трушин//Специализированный информационно-технический журнал. — 2008. — № 3 (май-июнь). — С.

4. Kalla R., Jansson P. Converting low quality gas into a valuable power source//Wartsila technical Journal. — 2013. — Р.

5. Пат. № 2442819 РФ. Способ работы устройства переработки попу ных нефтяных газов/П.В. Снытников, В.А. Кириллов, В.А. Собянин, В.Д. Беляев, Н.А. Кузин, В.В. Киреенков, Ю.И. Амосов, Т.В. Полянская, М.М. Попова, Д.И. Потемкин; заявитель и патентообладатель Институт катализа СО РАН и Новосибирский государственный университет. — № 2010127225/05; заявл. 05.07.10; опубл. 20.02.12.

6. Пат. № 2443764 РФ. Способ работы устройства подготовки попутных нефтяных газов для использования в энергоустановках/П.В. Снытников, В.А. Кириллов, В.А. Собянин, В.Д. Беляев, Н.А. Кузин, В.В. Киреенков, Ю.И. Амосов, Т.В. Полянская, М.М. Попова, Д.И. Потемкин; заявитель и патентообладатель Учреждение Российской академии наук Институт катализа им. Г.К. Борескова Сибирского Отделения РАН и ФГБОУ ВПО «Новосибирский национальный исследовательский государственный университет». — № 2010127226/05; заявл. 05.07; опубл. 27.02.12.

7. Пат. № 160799 РФ. Устройство для получения водородсодержащей газовой смеси/А.Н. Кузнецов, А.В. Дягтярев, Л.Н. Ким, В.А. Кириллов, В.Н. Мисник, М.А. Мишарин, А.В. Сазонов, Д.М. Сулимский, Е.В. Фролов, заявитель и патентообладатель ООО «Газпромнефть-Восток». — № 2015113066; заявл. 10.04.15; опубл. 10.03.16.

источник

Добавить комментарий