Электронный научный журнал
Современные проблемы науки и образования
ISSN 2070-7428
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 0,931

УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СХЕМЫ ФРАКЦИОНИРОВАНИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА

Ахметов Р.Ф. 1 Герасимова Е.В. 1 Сидоров Г.М. 1 Евтюхин А.В. 1
1 Уфимский государственный нефтяной технический университет
Попутный нефтяной газ (ПНГ) представляет собой смесь легких углеводородов и неуглеводородные составляющие, такие как гелий, аргон, сероводород, азот, углекислый газ и т.д., которые под давлением растворены в нефти и выделяются при снижении давления во время нефтедобычи и подготовки нефти на промыслах. ПНГ нужно отделять от нефти для того, чтобы она соответствовала требуемым стандартам. Раньше ПНГ традиционно рассматривался не как ценный ресурс, а как побочный продукт нефтедобычи и сжигался на факелах. Сжигание попутного газа на факелах негативен как с экологических, так и финансовых соображений. Переработка попутного нефтяного газа позволяет достигать повышения рентабельности и эффективности производства. На большинстве российских заводов по переработке ПНГ происходит разделение его на легкие и тяжелые фракции. В работе представлены предложения по модернизации газофракционирующей установки с целью увеличения выхода целевых продуктов. Обосновано внедрение дополнительной ректификационной колоны. Предложенная трехколонная схема переработки попутных газов позволяет добиться большей степени переработки и более эффективного использования ПНГ в качестве сырья для нефтехимии.
газофракционирования
факел
сжигание
утилизация
нефтедобыча
попутный нефтяной газ
1. Андрейкина Л. В. Состав, свойства и переработка попутных нефтяных газов месторождений Западной Сибири: автореферат дисс. … канд. техн. наук. – Уфа, 2005. http://www.ogbus.ru/authors/Andreykina/ Andreykina_1.pdf.
2. Игитханян И.А, Богак Т.В. Эффективность методов переработки попутного нефтяного газа в России // Вестник Томского государственного педагогического университета. – 2014, № 8. – С.108-112.
3. Кирюшин П. А., Книжников А. Ю., Кочи К. В., Пузанова Т. А., Уваров С. А. Попутный нефтяной газ в России: «Сжигать нельзя, перерабатывать!» Аналитический доклад об экономических и экологических издержках сжигания попутного нефтяного газа в России. – М.: Всемирный фонд дикой природы (WWF), 2013. – 88 с.
4. Книжников А., Пусенков Н. Проблемы и перспективы использования нефтяного попутного газа в России. Ежегодный обзор проблемы в рамках проекта «Экология и Энергетика. Международный контекст». Вып. 1. – М., 2009.
5. Коржубаев А.Г., Ламерт Д.А., Эдер Л.В. Проблемы и перспективы эффективного использования попутного нефтяного газа в России. Электрон. журнал. – М., 2012. http:/burneft/ru/2012-04.
6. Коржубаев А.Г., Ламерт Д.А., Эдер Л.В. Проблемы и перспективы эффективного использования попутного нефтяного газа в России // Бурение и нефть. – 2012. – № 4.
7. Костин А. «Популярная нефтехимия». http://www.rupec.ru/library/3743.
8. Мазепин Д.А., Шахвердиев Э.А. Экономические и экологические аспекты утилизации попутного нефтяного газа // Известия Санкт-Петербургского университета экономики и финансов. – 2013. – № 3. – С.37-41.
9. Что такое попутный нефтяной газ. URL:http://www.gazprominfo.ru/ articles /associated-gas.

Попутный нефтяной газ (ПНГ) представляет собой смесь легких углеводородов и неуглеводородные составляющие, такие как гелий, аргон, сероводород, азот, углекислый газ и т.д., которые под давлением растворены в нефти. ПНГ выделяется при снижении давления во время нефтедобычи и подготовки нефти на промыслах. Попутный нефтяной газ нужно отделять от нефти для того, чтобы она соответствовала требуемым стандартам. Объем и состав ПНГ зависят от района добычи и от конкретных свойств месторождения. Как правило, в зависимости от района добычи вместе с 1 т сырой нефти получают от 25 до 800 м3 такого газа. Содержание газа до 200 м3 на 1 т нефти считается низким, 400–600 м3 – высоким. В ряде случаев добыча нефти производится при аномально высоком содержании газообразных продуктов – до 2,5 тыс. м3 на 1 т нефти.

Попутный нефтяной газ раньше традиционно рассматривался не как ценный ресурс, а как побочный продукт нефтедобычи, наиболее простой способ утилизация которого – это факельное сжигание на нефтепромыслах.

Подобный подход негативен не только с позиции расточительства, но и с точки зрения экологии. При сжигании этого газа происходит большое количество вредных выбросов в атмосферу, что влечет за собой ухудшение состояния окружающей среды, отрицательно влияет на климат. Основная доля загрязнений окружающей среды в районах добычи приходится на продукты неполного сгорания углеводородов, оксиды азота, углерода, серу и сажу. Мельчайшие сажевые частички могут переноситься на большие расстояния и осаждаться на поверхности земли. Кроме того, происходит тепловое загрязнение окружающей среды, что приводит к деградации почв и растительности вокруг факелов.

В последние годы мировое энергетическое, экологическое и деловое сообщества уделяют большое внимание проблеме утилизации попутного нефтяного газа как из-за экологических, так и финансовых соображений. С одной стороны, сжигание попутного газа в факелах дает около 1 % всех мировых выбросов парникового углекислого газа. С другой, это уничтожение ценных углеводородных природных ресурсов. Использование и утилизация попутного нефтяного газа для России актуальны, ввиду того, что наше государство, по данным Всемирного Банка, в лидерах списка стран с самыми высокими показателями сжигания ПНГ на факелах. Больше всего газа сжигается в труднодоступных местах добычи нефти Восточной и Западной Сибири [4,5].

Попутный нефтяной газ – важное сырье для энергетической и нефтехимической отраслей промышленности, для получения высокооктановых компонентов автомобильных бензинов и сжиженных углеводородных газов. Основным компонентом ПНГ является метан, доля которого превышает 60 %. Помимо этого – этан (7–8 %), пропан (около 13 %), нормальная и изомерная формы бутана (около 10 %), соединения пентана (4–5 %). Содержание гексана и соединений с большим числом атомов углерода, как правило, не превышает 1 % .

Переработка попутного нефтяного газа позволяет достигать повышения рентабельности и эффективности производства. Утилизация попутного нефтяного газа может происходить по-разному. Например, можно создать специальные энергетические установки, которые перерабатывают ПНГ для выработки энергоносителей, создать газохимические мощности для переработки попутного нефтяного газа или закачивать попутный газ в продуктивные пласты для того, чтобы повысить нефтеотдачу.

На большинстве российских заводов по переработке ПНГ происходит разделение ПНГ на легкие и тяжелые фракции. Легкие фракции – отбензиненный газ, подаются в распределительные сети и магистральные газопроводы. Тяжелые фракции – широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), поставляются на ГПЗ, НХК, где имеются газофракционные установки, для выделения бутана, пропана, пентана, гексана и их смеси.

Развитие газонефтехимической переработки ПНГ может способствовать повышению экономической и экологической эффективности нефтяного сектора, развитию отрасли газонефтехимии и реализации государственных задач. С 2012 г. в соответствии с постановлением Правительства РФ «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках» нефтедобывающие компании должны утилизировать не менее 95 % попутного нефтяного газа. Принятие данного постановления дало стимул для поиска решения проблемы рациональной утилизации ПНГ. Так, по данным Федеральной службы по надзору в сфере природопользования в 2012 году ведущими нефтедобывающими компаниями было утилизировано 48,1 млрд м3 и сожжено 14,5 млрд м3, а объем инвестиций составил до 19366 млрд р. [1-3, 6-9].

В связи с планом развития газо- и нефтехимии России на период до 2030 года одним из наиболее экономически эффективных способов утилизации ПНГ является его физико-химическая переработка на газофракционирующих установках (ГФУ), которые целесообразнее строить вблизи крупных нефтяных и газовых месторождений. Продуктами переработки являются широкая фракция легких углеводородов, бензин газовый стабильный (далее БГС), сжиженные и сухие газы, технические углеводороды: этан, пропан, бутан.

В данной работе представлены предложения по модернизации газофракционирующей установки на примере ООО «Терминал» с целью получения большего количества целевых продуктов. Сырьем установки является ПНГ, полученный на промысловых установках комплексной подготовки нефти и газа. Принципиальная схема установки представлена на рисунке 1.

В колонне К-1 установлена 41 ситчатая тарелка, давление в низу колонны поддерживается на уровне 2,4 МПа, на верху – 1,58 МПа. Температура внизу колоны 85 0С, на верху – 20 0С, температура в парциальном конденсаторе составляет -25 0С. На 25 тарелку колонны подается ПНГ с промысла при температуре 10 0С, давлении 2,5 МПа и массовым расходом 15,57 т/час. Состав сырья представлен в таблице 1.

Рис.1. Принципиальная технологическая схема двухколонной схемы фракционирования ШФЛУ

1 – ПНГ с промыслов; 2 –легкие углеводороды; 3, 4 – ПНГ с промыслов; 5 – ШФЛУ;

6 - техническая пропан-бутановая фракция; 7 – бензин газовый стабильный.

К-1 и К-2 – ректификационные колонны; С-1 – смеситель; Т-1 – теплообменник

Таблица 1

Состав сырья колонны К-1

Компонент

Мольная доля компонента в сырье

Метан

0,1405

Этан

0,0414

Пропан

0,3298

и-Бутан

0,0317

н-Бутан

0,0698

и-Пентан

0,0718

н-Пентан

0,0891

н-Гексан

0,1268

н-Гептан

0,0601

н-Октан

0,0035

н-Нонан

0,0126

н-Декан

0,0134

Бензол

0,0030

Толуол

0,0065

Сероводород

0

Моделирование колонны К-1 в программном комплексе UniSimDesign позволило рассчитать составы продуктов, а также энергозатраты на проведение процесса. Результаты представлены в таблице 2.

Температура потока, уходящего с верха колонны К-1, составила -25 0С, давление 1,58 МПа, расход 1247 кг/ч. Температура ШФЛУ составила 121,8 0С, давление 2,4 МПа, расход14,32 т/ч.

ШФЛУ с низа колонны К-1 подается в смеситель С-1, куда также подается ПНГ с двух разных месторождений. Составы данных попутных газов представлены в таблице 3.

Таблица 2

Составы продуктов колонны К-1

 

Компонент

Состав газов, уходящих с верха колонны К-1

Состав ШФЛУ, уходящей с низа колонны К-1

Мольная доля компонента

Метан

0,6802

0

Этан

0,2003

0

Пропан

0,1195

0,3846

и-Бутан

0

0,0400

н-Бутан

0

0,0880

и-Пентан

0

0,0905

н-Пентан

0

0,1123

н-Гексан

0

0,1597

н-Гептан

0

0,0758

н-Октан

0

0,0044

н-Нонан

0

0,0158

н-Декан

0

0,0169

Бензол

0

0,0038

Толуол

0

0,0082

Сероводород

0

0

Таблица 3

Состав попутных газов, поступающих в смеситель С-1

 

Компонент

Попутные газы с первого месторождения

Попутные газы со второго месторождения

Мольная доля компонента

Метан

0,0012

0,0183

Этан

0,0389

0,0274

Пропан

0,0078

0,1372

и-Бутан

0,0896

0,1554

н-Бутан

0,0997

0,1829

и-Пентан

0,0917

0,1006

н-Пентан

0,0004

0,1189

н-Гексан

0,0100

0,0148

н-Гептан

0,1363

0,0104

н-Октан

0,0989

0,0170

н-Нонан

0,1387

0,0107

н-Декан

0,0954

0,1926

Бензол

0,0998

0,0089

Толуол

0,0915

0,0019

Сероводород

0,0001

0,0030

Полученная смесь охлаждается до 80 0С, с давлением 1,6 МПа, и подается на 15 тарелку колонны К-2 в количестве 18 т/ч. В колонне К-2 установлена 31 ситчатая тарелка, давление в низу колонны поддерживается на уровне 1,5 МПа, на верху – 1,3МПа. Температура внизу колоны 1720С, на верху – 730С, температура в парциальном конденсаторе составляет - 630С.

С верха колонны К-2 отводится пропан-бутановая фракция, с низа колонны – БГС. Мольные доли компонентов продуктов разделения представлены в таблице 4.

Таблица 4

Составы продуктов К-2

 

Компонент

Техническая пропан-бутановая фракция

Бензин газовый стабильный

Мольная доля компонента

Метан

0,0030

0

Этан

0,0111

0

Пропан

0,6497

0

и-Бутан

0,1044

0,0001

н-Бутан

0,1875

0,0014

и-Пентан

0,0367

0,1483

н-Пентан

0,0071

0,2026

н-Гексан

0

0,2762

н-Гептан

0

0,1555

н-Октан

0

0,0283

н-Нонан

0

0,0540

н-Декан

0

0,0765

Бензол

0

0,0261

Толуол

0

0,0310

Сероводород

0,0005

0

Температура ПБТ на выходе из колонны составляет 49,18 0С, расход 6500 кг/час. Температура БГС – 63 0С, расход 11822 кг/ч.

Перспективное увеличение потребности в углеводородных газах обосновано маркетинговыми исследованиями. Углеводородные газы являются ценным сырьем для нефтехимических процессов и используются как энергетическое и бытовое топливо. Особенно рентабельным с экономической точки зрения является выпуск сжиженного газа для коммунально-бытового потребления. Также значительно расширилось применение сжиженных углеводородных газов в автотранспорте с целью экономии бензина.

В связи с вышесказанным предлагается внедрение третьей ректификационной колоны К-3. Схема с учетом усовершенствования показана на рисунке 2. Сырьем колонны является техническая пропан-бутановая фракция, уходящая с верха колонны К-2. Благодаря такому решению, осуществляется дальнейшая переработка технической пропан-бутановой фракции с получением таких товарных продуктов, как пропан технический (ПТ) и бутановая фракция (БФ).

Техническая пропан-бутановая фракция после охлаждения в аппарате воздушного охлаждения до 400С подается на 15 тарелку колонны К-3. Давление в низу колонны составляет 1,2 МПа, а наверху 1 МПа, соответствующие температуры составляют 86 и 280С. Составы продуктов разделения представлены в таблице 5.

Рис.2. Принципиальная технологическая схема трехколонной схемы фракционирования ШФЛУ

1 – ПНГ с промыслов; 2 – легкие углеводороды; 3, 4 – ПНГ с промыслов; 5 – ШФЛУ;

6 - техническая пропан-бутановая фракция; 7 – бензин газовый стабильный;

8 – пропан технический (ПТ); 9 – бутановая фракция (БФ).

К-1, К-2, К-3 – ректификационные колонны; С-1 – смеситель; Т-1 – теплообменник;

АВО – аппарат воздушного охлаждения

Таблица 5

Составы продуктов колонны К-3

Компонент

Пропан технический

Бутановая фракция

Мольная доля компонента

Метан

0,0043

0

Этан

0,0156

0

Пропан

0,9400

0,0001

и-Бутан

0,0331

0,3093

н-Бутан

0,0070

0,6800

и-Пентан

0

0,0079

н-Пентан

0

0,0027

н-Гексан

0

0

Сероводород

0

0

Температура технического пропана на выходе из колонны К-3 составила 28 0С, массовый расход – 4025кг/ч. Температура и массовый расход бутановой фракции соответственно составили 88 0С и 2154 кг/ч.

Предложенная схема переработки попутных газов позволяет повысить выход целевых продуктов разделения и более эффективного использования ПНГ в качестве сырья для нефтехимии.

Рецензенты:

Ахметов А.Ф., д.т.н., профессор, зав. кафедрой технологии нефти и газа Уфимского государственного нефтяного технического университета, г. Уфа;

Гильмутдинов А.Т., д.т.н. профессор кафедры технологии нефти и газа Уфимского государственного нефтяного технического университета, г. Уфа.


Библиографическая ссылка

Ахметов Р.Ф., Герасимова Е.В., Сидоров Г.М., Евтюхин А.В. УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СХЕМЫ ФРАКЦИОНИРОВАНИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА // Современные проблемы науки и образования. – 2015. – № 1-1.;
URL: http://science-education.ru/ru/article/view?id=19365 (дата обращения: 01.03.2021).

Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

«Фундаментальные исследования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1.074