ПЕРЕРАБОТКА ПРИРОДНОГО И ПОПУТНОГО ГАЗА (ИТС 50-2017)

Этот способ гранулирования серы связан с большими капитальными и низкими

эксплуатационными затратами, он требует сложной системы очистки отходящих газов

от пыли.

Способ мокрого гранулирования серы основан на использовании следующих

свойств серы и воды: гидрофобности серы, значительной разности в плотности и

теплоемкости серы и воды (рисунок 2.31).

1 - гранулятор; 2 - обезвоживающий грохот; 3,9 - вентиляторы; 4 - сушилка; 5 - подъемник

гранул; 6 - бункер; 7 - воздушный подогреватель; 8 - фильтр; 10 - емкость для раствора; 11 -

насосы; 12 - холодильник для раствора

Рисунок 2.31 - Технологическая схема гранулирования серы в воде

Основным условием для мокрого гранулирования является безударный ввод

струй расплава серы в воду, в противном случае капли серы, попадая на поверхность

воды, разбрызгиваются и мгновенно застывают в виде пленки, перекрывая доступ к воде

следующим каплям. При безударном (мягком) вводе струй расплава серы в слой воды

они дробятся на капли, которые приобретают форму шара. Капля расплава

переохлаждается в воде до температуры начала кристаллизации в поверхностном слое.

В дальнейшем фронт кристаллизации движется вглубь капли со скоростью,

определяемой линейной скоростью роста кристаллов и отводом тепла от межфазной

границы. В центре гранулы при этом из-за разности плотностей расплава и

кристаллической фазы возникает усадочная раковина. По окончании процесса

кристаллизации происходит доохлаждение гранулы.

Процесс мокрого гранулирования серы из расплава состоит из следующих основных

стадий: формирование, обезвоживание, сушка гранул, складирование. Качество

получаемых гранул зависит от многих факторов. Большое значение имеет температура

жидкой серы и охлаждающей воды. Для получения высокопрочных гранул необходимо,

чтобы разница температур расплава серы и воды была минимальной. Гранулы

обезвоживаются и при необходимости высушиваются. Диаметр гранул, полученных таким

образом, составляет 0,5-6 мм, а содержание в них внутренней влаги - менее 0,25 %.

Плотность гранул 1280-1400 кг/м3, а угол естественного откоса (угол, образованный

свободной поверхностью материала с горизонтальной плоскостью) - 30-35°.

Технологический процесс грануляции «Enersul» GX™ представляет собой

процесс увеличения размера частиц серы путем последовательного, слой за слоем,

нанесения расплавленной серы на исходно малые гранулы серы («затравку») до

достижения заданного размера гранул. В результате повторяющегося нанесения слоя

расплавленной серы на гранулы с последующим охлаждением и отвердеванием

каждого слоя гранулы увеличиваются в размере.

Указанный технологический процесс происходит во вращающемся барабане

грануляции, в который впрыскивается расплавленная сера посредством

распылительного серопровода, имеющего

распылительных форсунок,

расположенного внутри барабана грануляции вдоль продольной оси барабана. Тепло

отводится с помощью впрыска технологической воды в барабан грануляции и протяжкой

воздуха с помощью вытяжного вентилятора. Затравочные частицы - или гранулы

нестандартного размера - вводятся в барабан грануляции серы в качестве затравочного

материала. Барабан грануляции имеет уклон в направлении выходного торца барабана,

что обеспечивает непрерывное вращательное перемещение гранул через барабан в

сторону выхода.

По мере вращения барабана грануляции пересыпные пластины, выстилающие

внутреннюю поверхность барабана, непрерывно поднимают часть пересыпающегося

слоя гранул в верхнюю часть барабана, откуда они падают, образуя сплошную завесу

перед форсунками распыления серы. Распыляемая сера покрывает гранулы, с

застыванием слоя серы на их поверхности по мере падения гранул обратно в

пересыпающийся слой, где и происходит их дальнейшее охлаждение перед их

повторным подъёмом или выходом из барабана.

В процессе грануляции происходит слипание гранул с образованием крупных

кусков спекшихся гранул, которые не проходят через решетку выпускной камеры

грануляции. Для стабильной работы процесса грануляции необходимо периодически

очищать решетку от комков серы.

Для отвода тепла в процессе грануляции технологическая вода впрыскивается

внутрь барабана через распылительные форсунки, смонтированные на трубопроводе

параллельно трубопроводу распыления серы. Вода испаряется по мере отдачи тепла

затвердевающей жидкой серой.

Воздух, протягиваемый через барабан, представляет собой средство для

удаления водяного пара, создавая возможность ввода замещающей воды для

технологического процесса и продолжения процесса охлаждения.

Мельчайшие частицы, образующиеся при распылении серы, удаляются потоком

воздуха. Перед выбросом в атмосферу воздух проходит через пылесборник.

Гранулы, выходящие из барабана грануляции, транспортируются ленточным

конвейером на вибросито для сортировки, где они разделяются на товарную и

нетоварную продукцию в соответствии с ГОСТ 56249-2014 [136]. Гранулы товарной

продукции транспортируются непосредственно на склад, а оттуда отгружаются

потребителю, в то время как гранулы нестандартного размера поступают обратно в

барабан грануляции в качестве повторного затравочного материала для

технологического процесса.

Раздел 3. Текущие уровни эмиссий и потребления ресурсов в

переработке природного и попутного газа

Текущие уровни выбросов, сбросов ЗВ, образования отходов и потребления

энергии определены в результате обработки информации, полученной в результате

анкетирования предприятий переработки природного и попутного газа.

Вклад газоперерабатывающих мощностей в экономику России, масштабы и

обширная география производства, перспективные планы по развитию деятельности в

районах Крайнего Севера, Восточной Сибири и Дальнего Востока, где экосистемы

высоко уязвимы, обуславливают особую значимость принимаемых и планируемых мер

по обеспечению экологической безопасности и охране ОС, в том числе по снижению

текущего уровня негативного воздействия на ОС.

Приоритетные направления развития деятельности в области регулирования

охраны атмосферного воздуха в переработке природного и попутного газа:

- внедрение НДТ в целях снижения уровня загрязнения атмосферного воздуха;

осуществление мероприятий по улавливанию, утилизации, обезвреживанию выбросов

вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух, сокращению или исключению

таких выбросов;

- совершенствование системы учета выбросов вредных (загрязняющих) веществ

в атмосферный воздух и их источников;

- совершенствование системы производственного контроля за соблюдением

установленных нормативов выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный

воздух и соблюдением нормативов качества атмосферного воздуха;

- обязательный учет экологических аспектов и оценка рисков при планировании

деятельности, разработке и реализации инвестиционных проектов с определением

величины уменьшения выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный

воздух и сроков, в которые будет осуществлено такое уменьшение, в соответствии с

федеральными целевыми программами охраны атмосферного воздуха и

международными обязательствами Российской Федерации в данной области.

Приоритетные направления развития деятельности в области обращения с

отходами:

- переход на максимальное полезное использование образующихся отходов, их

регенерацию и рециклинг с целью дальнейшего применения в технологическом процессе;

- внедрение НДТ, обеспечивающих минимальное образование отходов в

основных видах деятельности или являющихся полностью безотходными технологиями.

Приоритетные направления развития деятельности в области водопользования:

- повышение

энергетической

эффективности

за

счет

рационального

водопользования, сокращения удельного потребления воды на производственные и

хозяйственно-бытовые нужды, снижения водоемкости производства товарной продукции и

потерь воды при ее транспортировке. В результате сокращения объемов водозабора и

объемов воды, использующейся на производственные и иные нужды, пропорционально

снижаются объемы водоотведения и количество ЗВ, поступающих в водные объекты, таким

образом, сокращение масштабов водозабора и водоотведения позволяет сохранить

устойчивость водных экосистем и их водного баланса. Снижение удельного потребления

водных ресурсов в технологических процессах и сокращение потерь воды может быть

обеспечено путем разделения потоков питьевой и технической воды на промышленных

площадках, отказа от использования питьевой воды для технических целей (только в

исключительных случаях при невозможности использования других категорий воды),

расширения использования систем оборотного и повторно-последовательного

водоснабжения для максимального обеспечения технологических нужд, внедрения

современных водосберегающих технологий и оборудования. Особую актуальность

приобретает переход на бессточное водопользование.

- обеспечение установленных требований к качеству питьевой воды за счет

модернизации действующей системы водоснабжения и внедрения современных

технологий водоподготовки;

- минимизация негативного воздействия на водную среду за счет модернизации

действующей системы водоотведения и внедрения наилучших доступных технологий

очистки СВ. Основными направлениями, обеспечивающими снижение антропогенной

нагрузки на водные объекты, являются сокращение поступления в водные объекты ЗВ в

составе СВ путем строительства новых и реконструкции/модернизации действующих

очистных сооружений, соответствующих требованиям НДТ, организация сбора и очистки

поверхностного стока с промышленных площадок, применение прудов-отстойников с

высшей водной растительностью для естественной доочистки СВ, закачка в подземные

горизонты СВ, нормативная очистка которых невозможна или экономически

нецелесообразна.

- совершенствование системы экологического мониторинга;

- восстановление водных объектов в местах с неблагополучной

водноэкологической обстановкой и осуществление мер по защите от техногенного

загрязнения подземных вод, реализуемое, в том числе, при ликвидации накопленного

экологического ущерба;

- применение при очистке почвы и водной поверхности от углеводородных

загрязнений препаратов, характеризующихся отсутствием вторичного негативного

воздействия на ОС, таких как биосорбенты;

- обеспечение опережающего инновационного развития научно-технической и

технологической базы водохозяйственного комплекса на основе передовых мировых

достижений и технологий.

Текущие уровни эмиссий и потребления ресурсов в переработке природного

газа

3.1 Переработка природного газа и стабилизация конденсата

3.1.1 Технологии отбензинивания газов (технологии извлечения целевых

углеводородных компонентов из газов) методом низкотемпературной сепарации

Источником эмиссий является установка извлечения углеводородов методом

низкотемпературной сепарации (НТС).

Показатели потребления энергетических ресурсов при отбензинивании газов

приведены в таблице 3.1.

Текущие уровни выбросов и удельные показатели образования отходов

технологии отбензинивания газов (технологии извлечения целевых углеводородных

компонентов из газов) методом НТС представлены в таблице 3.2 и таблице А.1

(приложение А).

Таблица 3.1 - Показатели потребления энергетических ресурсов

Электроэнергия

Тепловая энергия

Топливный газ

кВт ч/т

Гкал/т

м³/т

≤16,5

≤0,4

≤1∙10^-4

Таблица 3.2 - Уровни выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух

Удельные показатели выбросов ЗВ

Наименование

на тонну продукции (кг/т продукции)

загрязняющего вещества

min

max

Оксиды азота

0,002

0,2

(в пересчете на NO2)

Оксид углерода

0,005

0,6

Метан

0,001

0,2

Углеводороды предельные

0,1

0,6

С1-С5 (исключая метан)

Диоксид серы

0,0002

0,3

Сероводород

1∙10-6

0,02

ЛОС

0,001

0,03

Углеводороды предельные

0,001

0,02

С6-С10

3.1.2 Технология

извлечения

целевых

углеводородов

методом

низкотемпературной конденсации (НТК) или низкотемпературной конденсации и

ректификации

В технологии извлечение углеводородов методом низкотемпературной

конденсации (НТК) или низкотемпературной конденсации и ректификации источниками

эмиссий являются

- установка низкотемпературной конденсации (НТК) тяжелых

углеводородных компонентов и установка низкотемпературной конденсации и

холодильное отделение.

Показатели потребления энергетических ресурсов при отбензинивании газов

приведены в таблице 3.3.

Текущие уровни выбросов и удельные показатели образования отходов

технологии извлечения углеводородов методом НТК или НТК и Р представлены в

таблице 3.4 и таблице А.2 (приложение А).

Таблица 3.3 - Показатели потребления энергетических ресурсов

Электроэнергия

Тепловая энергия

Топливный газ

кВт ч/т

Гкал/т

м³/т

24-12000

18-32

3300-6600

Таблица 3.4 - Уровни выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух

Удельные показатели выбросов ЗВ

Наименование

на тонну продукции (кг/т продукции)

загрязняющего вещества

min

max

Оксиды азота

0,01

0,2

(в пересчете на NO2)

Оксид углерода

0,1

Метан

0,02

0,2

Углеводороды предельные С1-

0,01

0,2

С5 (исключая метан)

Углеводороды предельные С6-

0,0004

0,0002

С10

ЛОС

0,001

0,004

3.1.3 Технологии сорбционного отбензинивания газов

В технологии сорбционного отбензинивания газов источниками эмиссий являются

следующие установки: установка низкотемпературной абсорбции (НТА) тяжелых

углеводородных компонентов, установка абсорбционного отбензинивания тяжелых

углеводородных компонентов, установка деэтанизации, криогенная установка глубокой

переработки сухого отбензиненного газа.

Показатели потребления энергетических ресурсов при технологии сорбционного

отбензинивания газов приведены в таблице 3.5.

Текущие уровни выбросов и удельные показатели образования отходов

технологии сорбционного отбензинивания газов представлены в таблицах 3.6 и

таблице А.3 (приложение А).

Таблица 3.5 - Показатели потребления энергетических ресурсов

Электроэнергия

Тепловая энергия

Топливный газ

кВт ч/т

Гкал/т

м³/т

2-33

0,002-0,03

2-3

Таблица 3.6 - Уровни выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух

Удельные показатели выбросов ЗВ

Наименование

на тонну продукции (кг/т продукции)

загрязняющего вещества

min

max

Оксиды азота (в пересчете на

0,002

0,2

NO2)

Оксид углерода

0,002

0,3

Метан

0,002

1,5

Углеводороды предельные С1-С5

0,001

0,03

(исключая метан)

ЛОС

0,001

0,004

3.1.4 Технология очистки широкой фракции легких углеводородов от

сернистых соединений

В технологии переработки широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ)

основным источником эмиссий является установка очистки ШФЛУ от сернистых

соединений.

Текущие уровни выбросов и удельные показатели образования отходов

представлены в таблице 3.7 и таблице А.4 (приложение А).

Таблица 3.7 - Уровни выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух

Удельные показатели выбросов ЗВ

Наименование

на тонну продукции (кг/т продукции)

загрязняющего вещества

max уровень

Метан

<0,2

Углеводороды предельные С1-С5

<0,3

(исключая метан)

Углеводороды предельные С6-С10

<0,01

Бутан

<0,1

Бутилен

<0,01

Пропилен

<0,01

3.1.5 Технологии получения сжиженных углеводородных газов (СУГ)

В технологии получения сжиженных углеводородных газов (СУГ) источниками

эмиссий являются установки

- установка низкотемпературного разделения газа,

установка получения сжиженных газов, установка получения пропана и пропан-бутана.

Показатели потребления энергетических ресурсов при технологии получения

сжиженных углеводородных газов приведены в таблице 3.8.

Текущие уровни выбросов и удельные показатели образования отходов

технологии получения СУГ представлены в таблице 3.9 и таблице А.5 (приложение А).

Таблица 3.8 - Показатели потребления энергетических ресурсов

Электроэнергия

Тепловая энергия

Топливный газ

кВт ч/т

Гкал/т

м³/т

5,8-31010,7

0,006-0,09

6-21

Таблица 3.9 - Уровни выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух

Удельные показатели выбросов ЗВ

Наименование

на тонну продукции (кг/т продукции)

загрязняющего вещества

min

max

Оксиды азота (в пересчете на NO2)

0,02

0,06

Оксид углерода

0,01

0,04

Метан

0,02

0,05

Диоксид серы

0,001

0,04

Бутан

0,0001

0,003

Углеводороды предельные С6-С10

0,0001

0,0003

3.1.6 Технология стабилизации газового конденсата

В технологии стабилизации газового конденсата источниками эмиссий являются

следующие установки: установка стабилизации конденсата комбинированным способом

(сепарация и ректификация), многоступенчатая дегазация, стабилизация в

ректификационных колоннах.

Показатели потребления энергетических ресурсов при технологии стабилизации

газового конденсата приведены в таблице 3.10.

Текущие уровни выбросов и удельные показатели образования отходов

технологии стабилизации газового конденсата представлены в таблице 3.11 и

таблице А.6 (приложение А).

Таблица 3.10 - Показатели потребления энергетических ресурсов

Электроэнергия

Тепловая энергия

Топливный газ

кВт ч/т

Гкал/т

м³/т

≤430000

0,12-1800

≤45

Таблица 3.11 - Уровни выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух

Наименование

Удельные показатели выбросов ЗВ

загрязняющего

на тонну продукции (кг/т продукции)

вещества

min

max

Оксиды азота

0,01

0,07

(в пересчете на NO2)

Оксид углерода

0,002

0,3

Метан

0,001

0,03

Углеводороды

предельные С1-С5

0,001

0,03

(исключая метан)

Диоксид серы

0,0001

0,002

ЛОС

0,0001

0,003

3.1.7 Технология стабилизации сернистых газовых конденсатов

В технологии стабилизации сернистых газовых конденсатов источником эмиссий

является установка стабилизации конденсата и очистки пропан-бутановой фракции от

сероорганических соединений.

Текущие уровни выбросов и удельные показатели образования отходов

технологии стабилизации сернистых газовых конденсатов представлены в таблице 3.12

и таблице А.7 (приложение А).

Таблица 3.12 - Уровни выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух

Наименование

Удельные показатели выбросов ЗВ

загрязняющего вещества

на тонну продукции (кг/т продукции)

Оксиды азота

<0,06

(в пересчете на NO2)

Оксид углерода

<0,03

Метан

<0,005

Углеводороды предельные С1-

<0,04

С5, (исключая метан)

Диоксид серы

<0,02

Сероводород

<0,003

Углеводороды предельные С6-

<0,002

С10

Углерод (сажа)

<0,0003

3.1.8 Технология полной стабилизации конденсатов

В технологии полной стабилизации конденсатов источником эмиссий является

установка стабилизации конденсата.

Показатели потребления энергетических ресурсов при технологии полной

стабилизации конденсатов приведены в таблице 3.13.

Текущие уровни выбросов ЗВ технологии полной стабилизации конденсатов

представлены в таблице 3.14.

Таблица 3.13 - Показатели потребления энергетических ресурсов

Электроэнергия

Тепловая энергия

Топливный газ

кВт ч/т

Гкал/т

м³/т

≤ 3,65

≤ 0,015

≤ 6,0

Таблица 3.14 - Уровни выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух

Удельные показатели выбросов ЗВ

Наименование

на тонну продукции (кг/т продукции)

загрязняющего вещества

max уровень

Оксиды азота (в пересчете на NO2)

<0,003

Оксид углерода

<0,005

3.2 Технология выделения гелия из природного газа

В технологии выделения гелия из природного газа источниками эмиссий являются

следующие установки: установка выделения гелия, этана и широкой фракции легких

углеводородов, установка получения гелиевого концентрата, установка ожижения гелия.

Показатели потребления энергетических ресурсов при технологии выделения

гелия из природного газа приведены в таблице 3.15.

Текущие уровни выбросов и удельные показатели образования отходов

технологии выделения гелия из природного представлены в таблице 3.16 и

таблице А.8 (приложение А).

Таблица 3.15 - Показатели потребления энергетических ресурсов

Электроэнергия

Тепловая энергия

Топливный газ

кВт ч/т

Гкал/т

м³/т

0,001-0,115

0,0003-0,0004

≤1,0

Таблица 3.16 - Уровни выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух

Удельные показатели выбросов ЗВ

Наименование

на тонну продукции (кг/т продукции)

загрязняющего вещества

min

max

Оксиды азота

0,002

0,006

(в пересчете на NO2)

Оксид углерода

0,003

0,005

Метан

0,02

0,05

Этан

0,001

0,02

Углерод (сажа)

0,0001

0,002

3.3 Технология получения технического углерода из природного газа и

газового конденсата

В технологии получения технического углерода из природного газа и газового

конденсата источниками эмиссий являются следующие установки: установка получения

технического углерода печным способом, установка по производству термического

технического углерода.

Показатели потребления энергетических ресурсов при технологии получения

технического углерода из природного газа и газового конденсата приведены в

таблице 3.17. Данные о текущих уровнях объемов образования отходов технологии

получения технического углерода из природного газа и газового конденсата не были

представлены.

Текущие уровни выбросов ЗВ технологии получения технического углерода из

природного газа и газового конденсата представлены в таблице 3.18.

Таблица 3.17 - Показатели потребления энергетических ресурсов

Электроэнергия

Тепловая энергия

Топливный газ

тыс. кВт ч/т

Гкал/т

м³/т

1985,09-3530,48

0,04-0,24

74-280

Таблица 3.18 - Уровни выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух

Удельные показатели выбросов

Масса загрязняющих

Наименование

ЗВ

веществ в отходящих газах

загрязняющего

на тонну продукции

(т/год)

вещества

(кг/т продукции)

min

max

min

max

Метан

7,3

614,7

0,15

33,7

3.4 Технология производства серы

3.4.1 Технология производства газовой серы, включая доочистку отходящих

газов

В технологии производства газовой серы источником эмиссий являются:

установка получения газовой серы методом Клауса и доочистки отходящих газов

методом «Сульфрин»; установка получения серы методом Клауса и доочистки

отходящих газов методом «Сульфрен».

Показатели потребления энергетических ресурсов при технологии производства

газовой серы с доочисткой отходящих газов приведены в таблице 3.19.

Текущие уровни выбросов и удельные показатели образования отходов

технологии производства газовой серы с доочисткой отходящих газов представлены в

таблице 3.20 и таблице А.9 (приложение А).

Таблица 3.19 - Показатели потребления энергетических ресурсов

Электроэнергия

Тепловая энергия

Топливный газ

тыс. кВт∙ч/т

Гкал/т

м³/т

8850,1-125659,031

0,099-0,107

≤186,7

Таблица 3.20 - Уровни выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух

Удельные показатели выбросов ЗВ

Наименование

на тонну продукции (кг/т продукции)

загрязняющего вещества

min

max

Оксиды азота (в пересчете на NO2)

0,04

0,4

Оксид углерода

1,9

44,6

Метан

0,01

0,3

Диоксид серы

2,4

52,9

Сероводород

0,01

0,6

3.4.2 Технология гранулирования и получения комовой серы

В технологии гранулирования и получения комовой серы источниками эмиссий

являются следующие установки: установка грануляции серы (технология «Гавайи»

У150/1), установка грануляции серы (технология «Девко» У150/1), установка грануляции

серы (технология «Enersul LP» У250/1), установка получения комовой серы.

Показатели

потребления

энергетических

ресурсов при технологии

гранулирования и получения комовой серы приведены в таблице 3.21.

Текущие уровни выбросов и удельные показатели образования отходов

технологии гранулирования и получения комовой серы представлены в таблице 3.22 и

таблице А.10 (приложение А).

Таблица 3.21 - Показатели потребления энергетических ресурсов

Электроэнергия

Тепловая энергия

Топливный газ

кВт ч/т

Гкал/т

м³/т

1,16-3,61

0,0008-0,004

Таблица 3.22 - Уровни выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух

Удельные показатели выбросов ЗВ

Наименование

на тонну продукции (кг/т продукции)

загрязняющего вещества

min

max

Оксиды азота (в пересчете на NO2)

0,003

0,06

Оксид углерода

0,003

0,05

Диоксид серы

1∙10-05

0,03

Сероводород

1∙10-05

0,07

ЛОС

0,001

0,003

Углерод (сажа)

0,0001

0,001

Текущие уровни эмиссий и потребления ресурсов в переработке попутного

нефтяного газа

3.5 Переработка попутного нефтяного газа

3.5.1 Технологии отбензинивания газов (технологии извлечения целевых

углеводородных компонентов из попутного нефтяного газа)

3.5.1.1 Технология извлечения углеводородов методом низкотемпературной

конденсации и ректификации (НТКР)

В технологии НТКР могут применяться компрессора с использованием

электрического или газотурбинного привода.

При электрическом приводе компрессоров технология НТКР имеет преимущества

в меньшем объеме выбросов ЗВ в окружающую среду (источниками эмиссий являются

неплотности оборудования и печь регенерации осушителя), но характеризуется

большим расходом электроэнергии, и, соответственно, большими затратами при

эксплуатации.

При газотурбинном приводе технология НТКР имеет существенно большие

выбросы ЗВ в окружающую среду (дымовые трубы двигателя внутреннего сгорания

газотурбинного привода и неплотности оборудования), но характеризуется меньшими

эксплуатационными затратами за счет низкой стоимости газа в настоящее время и

доступности этого ресурса на ГПЗ.

Для технологии извлечения углеводородов методом НТКР показатели

потребления энергетических ресурсов, значения коэффициента извлечения, показатели

значения остаточных целевых в сухом отбензиненном газе (СОГ) приведены в

таблице 3.23, удельные показатели выбросов (грамм на 1000 м3 перерабатываемого

ПНГ) представлены в таблице 3.24 и А.11 (приложение А).

Таблица 3.23

- Показатели потребления энергетических ресурсов, значения

коэффициента извлечения и значения остаточных целевых в сухом отбензиненном газе

технологии извлечения углеводородов методом низкотемпературной конденсации и

ректификации (НТКР)

НТКР с

электрическим

газотурбинным

Показатель

Размерность

приводом

компрессоров

Электроэнергия

кВт ч/ 1000 м³

270-320

24-32

Тепловая энергия

Гкал/1000 м³

0,08-0,09

1,6-2,4

Коэффициент извлечения

93-97

целевых

Остаточные целевые в СОГ

г/м³

11-20

Таблица 3.24- Уровни выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух

технологии извлечения углеводородов методом низкотемпературной конденсации и

ректификации (НТКР)

Удельные показатели выбросов ЗВ,

Наименование

г/тыс. м3 ПНГ, не более

загрязняющего

НТКР с электрическим

НТКР с газотурбинным

вещества

приводом компрессоров

Оксиды азота (в сумме)

1380

Оксид углерода

590

Метан

Углеводороды

предельные С2-С5

3.5.1.2 Технология извлечения углеводородов методом низкотемпературной

абсорбции (НТА)

В технологии абсорбционного отбензинивания газов НТА источниками эмиссий

являются неплотности оборудования.

Для технологии извлечения углеводородов методом НТА показатели потребления

энергетических ресурсов, значения коэффициента извлечения и показатели значения

остаточных целевых в сухом отбензиненном газе (СОГ) приведены в таблице 3.25,

удельные показатели выбросов (грамм на

1000 м3 перерабатываемого ПНГ)

представлены в таблице 3.26 и А.11 (приложение А).

Таблица 3.25

- Показатели потребления энергетических ресурсов, значения

коэффициента извлечения и значения остаточных целевых в сухом отбензиненном газе

методом низкотемпературной абсорбции (НТА)

Показатель

Размерность

НТА

Электроэнергия

кВт ч/1000 м3

195-205

Тепловая энергия

Гкал/1000 м3

0,225-0,249

Коэффициент извлечения целевых

90-94

Остаточные целевые в СОГ

г/м3

16-40

Таблица 3.26

- Уровни выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух

технологии извлечения углеводородов методом низкотемпературной абсорбции с

использованием электрического привода компрессоров.

Наименование

Удельные показатели выбросов ЗВ,

загрязняющего вещества

г/тыс. м3 ПНГ, не более

Оксиды азота (в сумме)

130

170

Оксид углерода

Метан

Углеводороды предельные С2-С5

3.5.1.3 Технология извлечения углеводородов при одновременной

последовательной работе нескольких установок

В производствах переработки ПНГ для дополнительного извлечения целевых,

может быть организована одновременная последовательная работа нескольких

установок отбензинивания.

Примерами этого являются технологии последовательной работы установок

низкотемпературной конденсации (НТК) и низкотемпературной конденсации и

ректификации (НТКР), технология НТК + НТКР, а также установок низкотемпературной

абсорбции (НТА) и низкотемпературной конденсации и ректификации (НТКР),

технология НТА + НТКР.

Для технологий НТК+НТКР и НТА+НТКР источниками эмиссий являются

неплотности оборудования.

Для технологий извлечения углеводородов методами НТК + НТКР и НТА+НТКР

показатели потребления энергетических ресурсов, значения коэффициента извлечения

и показатели значения остаточных целевых в сухом отбензиненном газе (СОГ)

приведены в таблице

3.27, удельные показатели выбросов (грамм на

1000 м3

перерабатываемого ПНГ) представлены в таблице 3.28 и А.11 (приложение А).

Таблица 3.27

- Показатели потребления энергетических ресурсов, значения

коэффициента извлечения и значения остаточных целевых в сухом отбензиненном газе

методами НТК + НТКР и НТА + НТКР.

Показатель

Размерность

НТК + НТКР

НТА + НТКР

Электроэнергия

кВт ч/1000 м3

160-170

147-152

Тепловая энергия

Гкал/1000 м3

0,32-0,34

0,29-0,31

Коэффициент

извлечения

93-97

целевых

Остаточные

г/м3

11-20

целевые в СОГ

Таблица 3.28

- Уровни выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух

технологии извлечения углеводородов методами НТК + НТКР и НТА + НТКР

Наименование

Удельные показатели выбросов ЗВ,

загрязняющего

г/тыс. м3 ПНГ, не более

вещества

НТК + НТКР

НТА + НТКР

Оксиды азота

(в сумме)

Оксид углерода

Метан

Углеводороды

предельные С2-С5

3.6 Технология разделения ШФЛУ на газофракционирующих установках

(ГФУ)

Разделение ШФЛУ (фракции предельных углеводородов С2-С5 и выше)

проводится методом ректификации. Разделение ШФЛУ может осуществляться по

полной схеме переработки (получение в качестве продукции индивидуальных

компонентов - пропан, бутан, изобутан, пентан, изопентан, С6+ или их смеси), или по

сокращенной схеме переработки (продукция - пропан, бутановая фракция, пентановая

фракция или фракция С5+).

В качестве подогревателя кипятильников колонн может используется водяной

пар.

В технологии разделения ШФЛУ на ГФУ с использованием пара в качестве

обогревающего агента печи отсутствуют, что ведет к присутствию в выбросах через

неплотности оборудования и фланцевых соединений только углеводородов С1-С5, и

отсутствию в выбросах оксидов азота и углерода.

Также следует отметить, что полученный на ГФУ пропан может дополнительно

очищаться от метанола и воды. Пример такой установки - установка азеотропной

осушки и очистки пропана от метанола (АОП).

Для технологии разделения ШФЛУ на ГФУ с использованием пара в качестве

обогревающего агента показатели потребления энергетических ресурсов и показатели

норм расхода МТР приведены в таблице 3.29, удельные показатели выбросов на тонну

продукции представлены в таблице 3.30 и таблице А.12 (приложение А).

Таблица 3.29 - Показатели потребления энергетических ресурсов и показатели норм

расхода МТР технологии разделения ШФЛУ на ГФУ (ГФУ) и дополнительной

азеотропной осушки пропана (АОП)

Показатель

Размерность

ГФУ

АОП

Электроэнергия

кВт ч/1000 м3

8,0-10

2,0 - 2,3

Тепловая энергия

Гкал/1000 м3

0,45-0,50

0,65-0,70

Расход сырья на

Кг/т

1025-1100

1002-1003

вырабатываемую продукцию

Таблица 3.30

- Уровни выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух

технологии разделения ШФЛУ на ГФУ (ГФУ) и дополнительной азеотропной осушки

пропана (АОП)

Удельные показатели выбросов ЗВ,

Наименование

(г/т сырья), не более

загрязняющего вещества

ГФУ

АОП

Метан

Углеводороды предельные С2-С5

160

Спирт метиловый

0,08

3.7 Технология компримирования ПНГ

На отдельно стоящих компрессорных станциях ПНГ используются компрессора

как с электро, так и с газотурбинным приводом.

На компрессорных станциях ПНГ источниками эмиссий являются следующее

оборудование: компрессорный агрегат, сепараторы, а также опционально блоки осушки

и АВО газа. Кроме этих источников, для компрессорных станций с газотурбинным

приводом основным источником эмиссий являются газотурбинные агрегаты.

Показатели потребления энергетических ресурсов при компримирования ПНГ

приведены в таблице 3.31, текущие уровни выбросов технологии компримирования ПНГ

(удельные показатели на тыс.м3 ПНГ) представлены в таблице 3.32 и

таблице А.13 (приложение А).

Таблица 3.31 - Показатели потребления энергетических ресурсов

Технология компримирования ПНГ

с газотурбинным

Показатель

Размерность

с электроприводом

приводом

компрессоров

Электроэнергия

кВт ч/1000 м3

160-180

3,1-4,4

Тепловая энергия

Гкал/1000 м3

0,024-0,036

0,39-0,42

Таблица 3.32 - Уровни выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух

Удельные показатели выбросов ЗВ,

(г/тыс. м3 ПНГ), не более

Наименование

Технология компримирования ПНГ

загрязняющего вещества

с газотурбинным

с электроприводом

приводом

компрессоров

Оксиды азота (в пересчете на NO2)

225

Оксид углерода

345

Метан

Углеводороды предельные С2-С5

3.8 Текущий уровень воздействия на водную среду

Текущий уровень воздействия на водную среду приведен в приложении Б.

Раздел 4. Определение наилучших доступных технологий

Определение технологических процессов, оборудования, технических способов,

методов в качестве НДТ при переработке природного и попутного газа осуществлялось

в соответствии с пунктом

6 статьи 28.1 Федерального закона [2], Методическими

рекомендациями по определению технологии в качестве наилучшей доступной,

утверждёнными приказом Министерства промышленности и торговли Российской

Федерации от

31 марта 2015 г.

№ 665 [137], для областей применения НДТ,

установленных распоряжением

Правительства Российской Федерации от

24 декабря 2014 г. № 2674-р «Перечень областей применения наилучших доступных

технологий» [138]. Также был использован европейский опыт использования

логического подхода для принятия решений по идентификации НДТ (рисунок 4.1).

Рисунок 4.1 - Логический подход для принятия решения по НДТ [139]

4.1 Критерии отнесения технологических процессов, оборудования,

технических способов, методов к НДТ

Исходя из положений Федерального закона [2], применение наилучших доступных

технологий направлено на комплексное предотвращение и (или) минимизацию

негативного воздействия на ОС переработки природного и попутного газа, как

хозяйственной деятельности, относящейся к областям применения НДТ.

При отнесении технологии к НДТ соблюдается следующая последовательность

действий:

а) выделяются технологии (технологические процессы, оборудование,

технические способы и методы) основного производства, соответствующие

современному научно-техническому уровню в нефтегазовом комплексе и имеющие

успешный опыт промышленного применения;

б) для выделенных решений проводится оценка их воздействия на различные

компоненты ОС и уровней потребления различных ресурсов и материалов;

в) далее, при наличии необходимой информации, проводится оценка затрат на

внедрение технологических и технических решений и содержание оборудования,

возможных льгот и преимуществ после внедрения технологий, периода внедрения;

г) по результатам оценки из выделенных решений выбираются следующие:

1) обеспечивающие предотвращение или снижение воздействия на различные

компоненты ОС или снижение потребления энергетических и иных ресурсов;

2) внедрение которых не приведет к увеличению объемов выбросов других ЗВ,

сбросов СВ, образования отходов обезвреживания, потребления энергетических и иных

ресурсов, иных видов негативного воздействия на ОС и увеличению риска для здоровья

населения выше допустимого уровня;

3) внедрение которых не приведет к чрезмерным материально-финансовым

затратам (с учетом возможных льгот и преимуществ при внедрении);

4) имеющие приемлемые сроки внедрения.

Для определения НДТ в переработке природного и попутного газа используют

следующее сочетание критериев достижения целей охраны ОС [1, 2, 137]:

- промышленное внедрение технологии, технологических процессов,

оборудования, технических способов и методов снижения воздействия на ОС на двух и

более промышленных объектах в Российской Федерации, оказывающих негативное

воздействие на ОС.

- наименьший уровень негативного воздействия технологии, технологических

процессов, оборудования, технических способов и методов снижения воздействия на

ОС в расчете на массу (объем) переработанного сырья или производимой продукции,

либо соответствие другим показателям воздействия на ОС, предусмотренным

международными договорами Российской Федерации;

- экономическая эффективность внедрения и эксплуатации технологии,

технологических процессов, оборудования, технических способов и методов снижения

воздействия на ОС;

- период внедрения технологии, технологических процессов, оборудования,

технических способов и методов снижения воздействия на ОС.

4.1.1. Критерий «Промышленное внедрение технологии, технологических

процессов, оборудования, технических способов и методов снижения

воздействия на ОС на двух и более объектах, оказывающих негативное

воздействие на окружающую среду»

Рассмотрение данного критерия осуществлялось в два этапа:

- этап 1: Получение общей информации о применяемых на практике решениях;

- этап 2: Выбор решений, внедренных на двух или более предприятиях.

На этапе 1 (сбор и обработка данных) проводился сбор и анализ сведений о

применяемых на практике технологиях. В качестве источников информации о применяемых

на практике технологиях переработки природного и попутного газа были использованы

европейский справочник НДТ «Нефте- и газоперерабатывающие заводы» (Best Available

Techniques (BAT) Reference Document for the Refining of Mineral Oil and Gas) [10], а также

сведения, полученные в результате анкетирования предприятий, статистические сборники,

результаты научно-исследовательских и диссертационных работ, иные источники, а также

информация, полученная в ходе консультаций с экспертами в соответствующей области.

Анкета для каждого предприятия переработки природного и попутного газа

включала следующую информацию:

- основные стадии производства; сведения о составе производства с указанием

используемого технологического процесса и оборудования, включая перечень основных

технологических узлов, срок эксплуатации, мощность основного оборудования;

- техническая характеристика и технологические параметры используемого

оборудования (основного и природоохранного);

- основные экологические характеристики технологических процессов и

оборудования; общие и удельные массы/объемы выбросов/сбросов ЗВ, общие и

удельные показатели образования отходов и потребления ресурсов (воды, энергии,

реагентов и т.п.).

При определении экологических показателей, учитываемых при определении

НДТ, основывались на определении и сравнении удельных показателей эмиссий.

На этапе обработки данных определяли удельные показатели, которые

необходимо учитывать при определении НДТ, путем установления интервала

показателей между нижним значение среднего и высшим значением среднего по разным

производственным объектам одного направления деятельности.

Выбор НДТ из технологий, технологических процессов, оборудования,

технических способов, методов в переработке природного и попутного газа, был

проведен в соответствии с алгоритмом (рисунок 4.2). Информация для выбора НДТ из

применяемых технологий, технологических процессов, оборудования, технических

способов, методов в переработке природного и попутного газа была обработана

следующим образом:

а) технологические процессы, оборудование, технические способы, методы,

приемы и средства были сгруппированы по направлениям применения;

б) были учтены ограничения по применимости технологий, связанные с

отраслевыми, территориальными (региональными) условиями, в том числе

климатическими;

в) технологии в зависимости от условий, в которых их применяют, при наличии

существенных различий в применяемых технологиях были сгруппированы в

зависимости от отраслевых, территориальных (региональных) условий, в том числе

климатических;

г) была проведена обработка информации об уровнях химического и физического

воздействия на ОС и потреблении энергетических и иных ресурсов.

Сбор сведений о воздействии на ОС на предприятиях по переработке природного и попутного газа

Обработка общих сведений

Обработка

сведений

Обработка сведений о

о технологиях:

технологиях, включая стадии и

текущем воздействии на

- кол-во производственных

данные:

окружающую среду:

объектов, их мощности,

- технические характеристики;

- характеристика эмиссий

территориальное

- потребление ресурсов, сырья;

(выбросы,

сбросы,

распределение и т.д.;

- используемая энергия;

отходы) в целом;

- экономические показатели;

- подготовка сырья;

удельные

эмиссии

- уровни химических и

- вспомогательные материалы;

(выбросы,

сбросы,

физических

факторов

переработка

сырья

отходы);

воздействия ни ОС;

материалов;

- определение маркерных

- основные экологические

- использование побочной

ЗВ;

аспекты.

продукции и т.д.

- потребление ресурсов.

Выбор технологий, которые:

Определение для выбранных технологий

- обеспечивают снижение эмиссии одного или

параметров, при которых удаются достичь

нескольких маркерных веществ (в составе

высокой экологической эффективности:

выбросов, сбросов, отходов);

- побочное воздействие на различные

- обеспечивают снижение других характерных

компоненты окружающей среды;

видов воздействия на окружающую среду

- технические характеристики;

(шум и т.д.);

- применимость;

- обеспечивают снижение потребления

- затраты на внедрение;

ресурсов (энергии, сырья, воды).

- сроки внедрения;

- основные причины, обусловливающие

необходимость внедрения.

Из выбранных технологий на основании критериев [130] выделяются те, которые могут считаться НДТ

(если промышленное внедрение (применение) технологии и на двух и более объектах (предприятиях) в

Российской Федерации, оказывающих негативное воздействие на окружающую среду, не выявлено,

технология включается в перечень перспективных технологий)

Рисунок 4.2 - Алгоритм выбора технологий, относящихся к НДТ

В случае, если промышленное внедрение (использование) технологии на двух и

более объектах РФ, оказывающих негативное воздействие на ОС, не было выявлено,

при соответствии другим критериям технология была включена в перечень

перспективных технологий (Раздел 7) (это технологии, находящиеся на стадии научно-

исследовательских и опытно-конструкторских работ, опытно-промышленного

внедрения, единичного использования и др.).

4.1.2 Критерий «Наименьший уровень негативного воздействия технологии,

технологических процессов, оборудования, технических способов и методов

снижения воздействия на ОС в расчете на массу (объем) переработанного сырья

или производимой продукции, либо соответствие другим показателям

воздействия на ОС, предусмотренным международными договорами Российской

Федерации»

С целью выявления использования в технологических процессах веществ, в

наименьшей степени опасных для человека и ОС, либо веществ, распространение

которых ограничено международными соглашениями, была проведена оценка мер,

100

направленных на предотвращение или, где это не представлялось возможным,

сокращение воздействия на ОС.

В случаях применимости для технологического процесса ряда альтернативных

решений было выбрано решение, сопровождающееся наименьшим отрицательным

воздействием на ОС.

При определении технологии в качестве НДТ была проведена оценка опасности

для ОС, вовлекаемых в технологические процессы (используемых) и образующихся в

них веществ.

Информация по веществам, загрязняющим ОС, была получена из следующих

источников: из комплексных природоохранных программ, отчётов территориальных органов

Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации, а также других

организаций, обеспечивающих контроль воздействия на компоненты ОС и уполномоченных

на обеспечение соответствующей деятельности Правительством Российской Федерации.

Дополнительными источниками информации стали базы данных, находящиеся в

открытом доступе в сети Интернет; внутренние базы данных компаний; базы данных

федеральных органов исполнительной власти, ответственных за реализацию мер по

охране здоровья человека и ОС.

Характер и масштаб негативного воздействия на ОС, возможность снижения

удельных значений эмиссий, связанных с техническими способами и методами

снижения воздействия на ОС на предприятиях переработки природного и попутного газа,

оценивались на основании следующих показателей:

а) для выбросов ЗВ в атмосферный воздух: характеристика источников выбросов

ЗВ в атмосферу; перечень ЗВ, содержащихся в выбросах в атмосферу; масса (объем)

выбросов ЗВ до и после очистки в расчете на массу (объем) переработанного сырья или

производимой продукции; наличие систем газоочистки, методы очистки отходящих

газов, повторное использование;

б) для сбросов ЗВ: характеристика источников сбросов ЗВ; направление сбросов

(в поверхностный водный объект и т.д.); перечень ЗВ, содержащихся в сбросах; объем

и (или) масса сбросов ЗВ до и после очистки в расчете на массу (объем)

переработанного сырья или производимой продукции; наличие очистных сооружений,

методы очистки, повторное использование;

в) для отходов производства и потребления: источники образования; перечень

образующихся отходов по классам опасности; объемы образования отходов

(абсолютные и удельные); перечень размещаемых отходов по классам опасности и их

объемы (абсолютные и удельные); перечень обезвреживаемых, перерабатываемых и

повторно используемых отходов и их объемы (абсолютные и удельные);

г) для прочих факторов воздействия (шум, запах, электромагнитные и тепловые

факторы воздействия): перечень факторов; источники воздействия; уровень

загрязнения ОС до и после снижения воздействия (в том числе, если применимо, в

расчете на массу (объем) переработанного сырья или производимой продукции; метод

снижения воздействия.

Критерий выбора НДТ - наименьшие уровни воздействия на ОС в расчете на

массу (объем) переработанного сырья или выпускаемой продукции - предусматривает

необходимость учета лучших удельных экологических показателей, которые могут быть

достигнуты в производственном процессе на момент оценки.

101

4.1.3 Критерий «Экономическая эффективность внедрения и эксплуатации

технологических процессов, оборудования, технических способов, методов

снижения воздействия на ОС»

При рассмотрении технологических, технических и управленческих решений с

целью выявлении НДТ их оценка по критерию экономической эффективности

производится с целью исключения из рассмотрения технологий, характеризующихся

заведомо неприемлемыми инвестиционными и эксплуатационными затратами.

Сопоставление различных НДТ по критерию экономической эффективности не

производится, кроме специально оговоренных случаев, и остается в сфере компетенции

предприятий.

При наличии информации следует учитывать не только абсолютные, но и

удельные затраты на одну тонну снижения годовой эмиссии ЗВ от технологического

процесса, оборудования, технических способов, методов снижения воздействия на ОС.

Был проведен анализ эффективности затрат, используемый для определения

того, какие мероприятия являются наиболее предпочтительными для достижения

определенной экологической цели при самой низкой стоимости.

Критерий «Экономическая эффективность внедрения и эксплуатации

технологических процессов, оборудования, технических способов, методов снижения

воздействия на ОС» определяется с использованием основных принципов [137] оценки

экономической эффективности внедрения и эксплуатации технологии (рисунок 4.3).

Рисунок 4.3 - Основные принципы оценки экономической целесообразности внедрения

НДТ

102

4.1.4 Критерий

«Период

внедрения

технологических

процессов,

оборудования, технических способов, методов снижения воздействия на

окружающую среду»

При рассмотрении технологий с целью выявления НДТ их оценка по критерию

сроков внедрения производится с целью исключения из рассмотрения технологий,

характеризующихся заведомо неприемлемыми сроками внедрения.

Данный критерий особо актуален для технологий, рекомендуемых для

проектируемого производства либо для действующего, находящегося на стадии

модернизации.

Для оценки времени внедрения следует использовать период окупаемости

определенной технологии. Необходимо провести оценку скорости внедрения НДТ, т.к.

именно сроки внедрения могут быть критичными для промышленности. При этом

рекомендуется раздельно рассматривать скорости внедрения НДТ следующих

временных масштабов: краткосрочный (от нескольких недель до месяцев);

среднесрочный (от нескольких месяцев до года); долгосрочный (обычно составляет

несколько лет).

Технические и технологические решения НДТ должны обеспечивать возможность

создания производственно-технических комплексов путем их интеграции, открытых для

модернизации и развития, отвечающих положениям настоящего справочника.

Выбор времени модернизации должен совпасть с плановой заменой

существующего оборудования, а инвестиционные циклы могут быть

эффективным средством для рентабельного внедрения технологии. Оценивая

скорость (период) внедрения НДТ, рекомендуется также проанализировать

предельные затраты на модернизацию. Для НДТ, которые требуют существенных

инвестиционных капитальных затрат или значительных модификаций

производственных процессов и инфраструктуры, представляется необходимым

предусматривать более длительные периоды внедрения.

Внедрение НДТ хозяйствующими субъектами в конкретной отрасли

промышленности, в нашем случае в переработке природного и попутного газа, как

правило, ориентировано на обеспечение комплексного подхода по предотвращению и

(или) минимизации техногенного воздействия и базируется на сопоставлении

действенности мероприятий по защите ОС с затратами, которые должен при этом нести

хозяйствующий субъект для предотвращения и (или) минимизации оказываемого им

техногенного воздействия в обычных условиях хозяйствования, т.е. до внедрения НДТ.

4.2 Определение маркерных веществ, характерных для объектов

переработки природного и попутного газа

Обозначенная в соответствующих нормативных правовых актах

[1, 2, 7, 8]

возможность при оценке воздействия на ОС пользоваться маркерными веществами

позволит унифицировать технико-экологические показатели применяемых технологий.

Для проведения оценки существующих технологий с целью определения НДТ

одной из важнейших первоочередных задач являлось определение (выбор) маркерных

веществ из перечня загрязняющих.

103

Маркерные вещества - загрязняющие вещества, характеризующие применяемые

технологии и особенности производственного процесса на объекте, оказывающем

негативное воздействие на ОС [1, 2].

Так как выбросы ЗВ являются основным экологическим аспектом при переработке

природного и попутного газа, были определены маркеры выбросов - ЗВ, которые

характеризуют деятельность основных производственных процессов при переработке

природного и попутного газа.

Выбор маркерных веществ (показателей) основан на следующих принципах:

- рассматриваемое вещество (показатель) характерно только для этого процесса

(вещество является частью сырьевого потока, образуется в результате протекания

основных или побочных процессов);

- вещество присутствует в эмиссиях постоянно (или систематически с высокой

известной частотой);

- ЗВ в эмиссиях присутствует в значимых концентрациях (а в перспективе в

концентрациях, позволяющих автоматизировать их измерения);

- метод (методы) определения данного вещества должен быть доступным, легко

воспроизводимым и соответствовать требованиям обеспечения единства измерений;

- вещество должно оказывать значительное воздействие на ОС, т.е. быть

токсичным, высокотоксичным, или же, при невысокой токсичности, обладать большой

массой эмиссии.

Немаловажным условием для возможности отнесения веществ к маркерным

является наличие наработанного объема статистических данных, достаточного для

обобщения и корреляции с технологическими режимами работы на данном

производстве и на других аналогичных производствах.

В качестве маркерных ЗВ, характерных для производства, следует принять

вещества, характеризующие физико-химические свойства сырья и топлива, работу

очистного оборудования, химический состав и запыленность газов, выбрасываемых в

атмосферу.

При определении маркерных веществ учитывают показатели опасности

(вредности) веществ, миграционные свойства веществ и их способностью к накоплению

в отдельных компонентах природной среды и трансформации в более опасные

химические формы.

В список маркерных ЗВ, характерных для выбросов объектов переработки

природного и попутного газа, входят вещества, которые характеризуются наиболее

массовыми выбросами ЗВ и, следовательно, могут представлять опасность для

населения в конкретном районе эксплуатации производственных объектов.

Перечень маркерных веществ устанавливают по комплексному показателю

критериальной оценки, учитывающему массу выбросов ЗВ, класс опасности ЗВ и

санитарно-гигиенический показатель ЗВ.

В том случае, если речь идёт о проектировании новых объектов и проведении

процедуры оценки воздействия на ОС, целесообразно также учитывать ожидаемые

приземные концентрации ЗВ в атмосферном воздухе, определяемые по

результатам расчетов, и сведения о вероятной экспозиции населения в зоне

влияния выбросов ЗВ с учетом альтернативных вариантов условий размещения

объекта.

104

Так как информационно-технические справочники по НДТ рекомендовано

использовать на этапе выбора технологических решений и проведения процедуры

оценки воздействия на окружающую среду согласно ГОСТ Р 56828.5-2015 [140], расчёты

рассеяния следует проводить прежде всего для маркерных веществ, установленных в

соответствующих справочниках.

Список маркерных ЗВ формируют на основе комплексного показателя

критериальной оценки и с учетом правил составления списка маркерных ЗВ по

следующему алгоритму.

Значимость выбросов маркерных веществ в атмосферу определяют с учетом

базовых правил критериальной оценки - по количественным и качественным значениям

критериев.

В общем случае критерии оценки выбросов ЗВ для определения списка

маркерных ЗВ состоят из критерия количественной и критерия качественной оценки

выбросов ЗВ.

Рассмотрим подробнее комплексный показатель критериальной оценки.

а) Критерий количественной оценки выбросов ЗВ

Количественный критерий оценки выбросов ЗВ определяют по показателю

среднегодового валового выброса. Количественные показатели выбросов ЗВ в

атмосферу принимают по данным статистического учета или по данным инвентаризации

выбросов ЗВ.

Выбрасываемые в атмосферу ЗВ классифицированы по средневзвешенной массе

выброса с принадлежностью к следующим группам:

группе 1 - менее 0,03 г/с,

−

группе 2 - от 0,03 до 0,3 г/с,

−

группе 3 - от 0,3 до 3 г/с,

−

группе 4 - от 3 до 30 г/с,

−

группе 5 - от 30 до 300 г/с,

−

группе 6 - свыше 300 г/с.

При дальнейшей оценке выбросов от отдельных установок/ оборудования/

технологических процессов учитываются выбросы ЗВ, соответствующие по массе

выбросов группам 2-6.

При дальнейшей оценке выбросов от объекта в целом, являющимся единым

технологическим производством (состоящим из отдельных технологических участков в

замкнутом производственном цикле), учитываются только выбросы ЗВ,

соответствующие по массе выбросов группам 5 и 6.

б) Критерий качественной оценки выбросов ЗВ¹

Качественная оценка базируется на показателе суммарного максимального

мгновенного выброса ЗВ с учетом токсичности и определяется коэффициентом r по

формуле



ПДК

¹ Данный критерий применим как к отдельным установкам/оборудованию /технологическому процессу, так

и ко всему объекту в целом (к выбросам от объекта в целом) являющемуся единым технологическим

производством.

105

где

- суммарный максимальный мгновенный выброс ЗВ, г/с;

ПДК - максимально-разовая предельно допустимая концентрация ЗВ, мг/м³;

Для каждого ЗВ проверяют выполнение условия

> 1,0.

Как уже отмечено, при проектировании новых объектов необходимо также

оценивать вероятные уровни загрязнения атмосферы²

Загрязнение атмосферы зависит от её рассеивающей способности,

характеризуемой показателем загрязнения атмосферы (ПЗА), от топографических и

климатических характеристик зоны загрязнения, параметров источников выбросов ЗВ и

уровня концентрации в жилой зоне.

Критерий качественной оценки выбросов по отношению к уровню концентрации в

жилой зоне определяют по формуле

К 

н.п

где V - суммарное количество выбросов примеси (ЗВ) от всех источников, т/год;

Сн.п. - концентрация, установленная по данным расчетов рассеивания выбросов

ЗВ или инструментального контроля загрязнения атмосферы в жилой зоне, мг/м³.

Для каждого ЗВ должно выполняться условие

К > 100.

Показатель загрязнения атмосферы определяют по формуле

ПЗА



ПДК

где

См - максимальная концентрация ЗВ, установленная по данным расчетов

рассеивания выбросов ЗВ или инструментального контроля в зоне влияния

производственного объекта, мг/м³.

Для каждого ЗВ должно выполняться условие

ПЗА > 0,1.

При определении списка маркерных ЗВ для включения в настоящий

информационно-технический справочник были выполнены следующие действия:

- проведён расчёт показателей по критериям количественной (а) и качественной

(б) оценки выбросов;

- проведено последовательное исключение веществ из общего перечня, не

удовлетворяющих установленным условиям.

Комплексный показатель критериальной оценки был разработан на основе

многолетней практики выявления приоритетных ЗВ, прошел апробацию на объектах

газовой отрасли (СТО Газпром 2-1.19-540-2011 [134]). В порядке дополнительной

проверки и в связи с доступностью исходных данных были также учтены сведения о

загрязнении приземного слоя воздуха в зонах влияния действующих производств.

Алгоритм определения маркерных веществ для выбросов в атмосферный воздух был

применен к полученным в результате анкетирования предприятий газопереработки

данным, на основании расчета показателей определен перечень маркерных веществ,

² Данные критерии применимы только к показателям оценки состояния загрязнения атмосферы от всего

объекта в целом (к выбросам от объекта в целом), являющимся единым технологическим производством

(и возможно, состоящим из отдельных технологических участков в замкнутом производственном цикле).

106

Раздел 5. Наилучшие доступные технологии в переработке

природного и попутного газа

5.1 Система экологического менеджмента

НДТ 1. Система экологического менеджмента

Система экологического менеджмента (СЭМ) является частью системы

менеджмента организации, которая нацелена на предотвращения загрязнения,

связанного с производственной деятельностью, и последовательное улучшение общей

экологической результативности предприятия. Предотвращение загрязнения

предполагает использование технологий, методов, подходов, материалов или энергии

для того, чтобы предотвратить или снизить до минимально возможного количества

выбросы или сбросы ЗВ или объемы образования отходов, чтобы уменьшить негативное

воздействие на ОС.

Предотвращение загрязнения может включать устранение источника,

уменьшение его воздействия, оптимизацию технологического процесса, эффективное

использование ресурсов, замену материалов и энергии, повторное использование,

восстановление, вторичную переработку, утилизацию и очистку, т.е. полностью

соответствует принципам НДТ.

В состав СЭМ входят следующие взаимосвязанные элементы:

1) Общие требования

2) Экологическая политика

3) Требования к планированию:

- экологические аспекты;

- законодательные и прочие требования;

- цели, задачи и программы;

4) Внедрение и функционирование:

- структура и ответственность;

- обучение, осведомленность и компетентность;

- информирование;

- документация и контроль документации;

- управление операциями;

- подготовленность к аварийным ситуациям;

5) Проверки:

- мониторинг и измерения;

- оценка соответствия;

- несоответствия, корректирующие и предупреждающие действия;

- управление записями;

- внутренний аудит СЭМ;

6) Анализ и оценка СЭМ руководством организации.

Действенность СЭМ обеспечивается путем разработки, внедрения и соблюдения

основных процедур, необходимых для управления экологическими аспектами.

Экологический аспект - ключевое понятие СЭМ, позволяющее соотнести деятельность

организации и ее взаимодействие с ОС.

108

Отличительной

чертой

новой

версии

международного

стандарта

ISO 14001:2016 [142] является установление требований к действиям отношении рисков

и возможностей. Организация должна разрабатывать, актуализировать и применять

документированную информацию в отношении рисков и возможностей, которые должны

быть учтены для обеспечения последовательного улучшения экологической

результативности и минимизации негативного воздействия на ОС.

Все процессы текущей и намечаемой деятельности по переработке газа связаны

со следующими видами воздействия на ОС, обусловленными экологическими

аспектами:

- загрязнение атмосферного воздуха;

- воздействие на водные объекты;

- воздействие на ОС при обращении с отходами производства и потребления;

- нарушение земель и растительного покрова;

- воздействие на растительный и животный мир;

- воздействие, обусловленное потреблением энергии;

- физические воздействия на компоненты природной среды (шум, вибрация,

тепловое воздействие);

- воздействие на геологическую среду (многолетнемерзлые породы, подземные

воды и т.п.).

Процесс последовательного улучшения реализуется путем постановки

экологических целей и задач, выделения ресурсов и распределения ответственности

для их достижения и выполнения. Экологические задачи ставятся с учетом

технологических показателей НДТ.

Снижение энергопотребления при переработке углеводородного сырья

достигается в результате применения следующих решений:

- использование интегрированных автоматизированных систем управления

технологическими процессами на перерабатывающих предприятиях с комплексным

регулированием технологических режимов объектов;

- создание

комплексных

автоматизированных

систем

управления

энергообеспечением

газоперерабатывающих

объектов,

реализующих

централизованный контроль и управление тепло-, водоснабжения и учет потребления

энергоресурсов;

- использование вырабатываемой собственной тепловой энергии для процессов

очистки газа и переработки конденсата, в основном, в виде водяного пара низкого и

среднего давления;

- утилизации тепла дымовых газов для нужд теплоснабжения;

- применение энергоэффективного оборудования;

- оптимизация режима работы горелочных устройств;

- использование технологий ремонта без остановки технологического процесса;

- герметизация арматуры и оборудования производственных объектов и др.

Снижение негативного воздействия на ОС при переработке углеводородного

сырья достигается в результате применения следующих решений (комплекса решений):

1) минимизация негативного воздействия на состояние атмосферного воздуха за

счет:

- выбора оптимальных технологических решений (в т.ч. и энергосберегающих);

109

- применения в качестве материалов и реагентов веществ, не приводящих к

опасному загрязнению атмосферного воздуха;

- проведения контроля качества воздуха рабочей зоны (решение, относящееся

как к СЭМ, так и к обеспечению производственной безопасности и охраны труда);

- обеспечения герметичности технологических систем, исключающей выбросы

ЗВ;

- применения оборудования, арматуры и трубопроводов, рассчитанных на

давление, превышающее максимально возможное рабочее давление, максимальную и

минимальную рабочую температуру;

- использования газа, выделяющегося на установках регенерации реагентов, в

качестве топлива с целью предотвращения и минимизации выбросов, уменьшения

потерь газа, максимального использования вторичных энергетических ресурсов;

- использования централизованной системы подвода, слива и очистки масла;

- использования надежной схемы обвязки технологического оборудования,

обеспечивающей снижение объема выделения ЗВ от неорганизованных источников

выбросов;

- осуществления дренажа из всех аппаратов в герметическую дренажную

систему, исключающую попадание жидкости на поверхность грунта;

- применения «дыхательных» клапанов, обеспечивающих проектные величины

внутреннего давления и позволяющих ограничить испарение в атмосферу токсичных и

легковоспламеняющихся жидкостей, хранящихся в резервуарах при атмосферном

давлении;

- применения азото-кислородной подушки на резервуарах склада метанола, что

позволяет исключить попадания паров метанола в атмосферный воздух;

- рассредоточения во времени работы технологического оборудования,

участвующего в едином непрерывном технологическом процессе, при работе которого

выбросы ЗВ в атмосферу достигают максимальных значений;

- выполнения инструментального контроля выбросов ЗВ в атмосферу в воздухе

рабочей и на границе санитарно-защитной зоны;

- применения в котельных наиболее экологичного топлива - природного газа;

- проведения ревизий и своевременной наладки горелочных устройств

котлоагрегатов и др.

2) обеспечение минимального негативного воздействия на состояние водной

среды за счет:

- расположения производственных объектов за пределами водоохранных зон;

- соблюдения режима водоохранных зон рек и озер;

- гидроизоляции и обваловки промплощадок, площадок для хранения ГСМ и

химреагентов;

- контроля за состоянием водорегулирующих сооружений;

- регламентированного сбора, хранения и вывоза отходов производства и

потребления;

- применения эффективного водоочистного оборудования;

- повторного использования очищенных СВ в технологических операциях;

- применения замкнутой системы водопользования и др.

110

3) обеспечение минимального негативного воздействия при обращении с

отходами производства и потребления за счет:

- осуществления раздельного сбора отходов по классам опасности в

специализированные емкости и обустройство специализированных площадок с твёрдым

покрытием для накопления отходов;

- обустройства мест временного хранения образующихся отходов в соответствии

с классом опасности и агрегатным состоянием отхода;

- сбора и вывоза по мере накопления на специализированные предприятия на

переработку отходов V класса опасности, включая лом и отходы черных металлов;

- установки на площадках металлических контейнеров с крышками, для жидких

отходов - с поддонами для обеспечения раздельного сбора и складирования отходов I-

IV класса опасности;

- хранения твердых отходов III и IV класса опасности, загрязненных опасными

компонентами, включая нефтепродукты, сернистые соединения в закрытой

металлической таре;

- конструктивного исполнения емкостей, коммуникаций, насосов, трубопроводов

и другого технологического оборудования, которое должно предотвращать утечки,

переливы и проливы технологических жидкостей, воды и реагентов;

- вторичного использования и/или переработки отходов и др.

К снижению нагрузки на ОС приводят общие организационные мероприятия по

совершенствованию подходов к управлению и организации производства, учет аспектов

воздействия на ОС объектов переработки углеводородного сырья еще на стадии

разработки проектной документации, выбору материалов и реагентов с минимально

возможным негативным воздействием на ОС, мероприятия по переходу на

малоотходные/безотходные

технологии,

логистика

производства,

контроль

эффективности производственного процесса, внедрение автоматизированных систем

управления производственными процессами, обеспечение безаварийной эксплуатации

производства, подготовка и повышение квалификации персонала и др.

Технология внедрена практически на всех газоперерабатывающих предприятиях.

Инструменты СЭМ становятся наиболее действенными при внедрении системы в

целом и при организации работы, направленной на её последовательное

совершенствование и улучшение достигнутых показателей результативности. Вместе с тем,

следует подчеркнуть, что НДТ 1 является система экологического менеджмента без

предъявления требований в части достижения полного соответствия требованиям какого-

либо стандарта и обеспечения оценки соответствия и сертификации этой системы.

Наилучшие доступные технологии переработки природного газа

5.2 Переработка природного газа и стабилизация конденсата

НДТ 2. Технология отбензинивания газов (технология извлечения целевых

углеводородных компонентов из газов) низкотемпературной сепарацией

НДТ являются технология извлечения углеводородов С3+ низкотемпературной

сепарацией (НТС) при температурах от -10 до -25оС и разделения образовавшихся

111

равновесных газовой и жидкой фаз. Жидкая фаза состоит преимущественно из

углеводородов С3+, а газовая - из метана и этана.

Эффективность работы установок НТС зависит от состава исходного газа,

температуры и давления в низкотемпературном сепараторе. Чем ниже температура

процесса и чем больше содержание в исходном газе тяжелых углеводородов, тем

больше степень извлечения последних.

Продукцией является газ горючий природный, газы углеводородные сжиженные

(пропан, бутан), газ стабилизации.

Применяя эту технологию, можно достичь показателей выбросов ЗВ в

атмосферный воздух, приведенных в таблице 5.1.

Таблица 5.1 - Технологические показатели НДТ 2 при извлечении углеводородов

методом НТС

Загрязняющее вещество

Удельный выброс, кг/т продукции (год)

Оксиды азота (в пересчете на NO2)

≤0,1

Монооксид углерода (СО)

≤0,5

Метан (СН4)

≤0,1

Углеводороды предельные (С1-С5)

≤0,5

(исключая метан)

Диоксид серы (SO2)

≤0,2

Сероводород (Н2S)

≤0,01

Технология имеет более двух примеров успешного внедрения на предприятиях

переработки природного газа.

НДТ 3. Технология

извлечения

углеводородов

методом

низкотемпературной конденсации (НТК) или низкотемпературной конденсации и

ректификации

НДТ является технология извлечения углеводородов С3+ низкотемпературной

конденсацией (НТК) углеводородного сырья (сырьевого природного газа) при

температурах до -120оС (температура на выходе из турбодетандера) и разделения

образовавшихся равновесных газовой и жидкой фаз.

Продукцией являются: газ горючий природный, газы углеводородные сжиженные

(пропан, бутан).

Использование внешних холодильных циклов позволило достичь степени

извлечения этана до 87 %, пропана - до 99 %, бутана и высших - до 100 %.

Применяя эту технологию, можно достичь показателей выбросов ЗВ в

атмосферный воздух при извлечении углеводородов методом НТК или

низкотемпературной конденсации и ректификации, и холодильного отделения,

приведенных в таблице 5.2.

112

Таблица 5.2 - Технологические показатели НДТ 3 воздух при извлечении углеводородов

методом НТК или низкотемпературной конденсации и ректификации

Загрязняющее вещество

Удельный выброс, кг/т продукции (год)

Оксиды азота (в пересчете на NO2)

≤0,1

Монооксид углерода (СО)

≤1,5

Метан (СН4)

≤0,1

Углеводороды предельные (С1-С5)

≤0,1

(исключая метан)

Технология имеет более двух примеров успешного внедрения на предприятиях

переработки природного газа.

НДТ 4. Технологии сорбционного отбензинивания газов

НТД являются технологии сорбционного отбензинивания газов с возможностью

применения: установки низкотемпературной абсорбции (НТА) тяжелых углеводородных

компонентов; установки деэтанизации; криогенной установки глубокой переработки

сухого отбензиненного газа.

Абсорбционное отбензинивание газов, является технологией отбензинивания

углеводородных компонентов на основе НТА, которая осуществляется при температуре

в абсорбере на уровне от минус 20оС до минус 60оС (минимально до минус 100оС).

Адсорбционное

отбензинивание

газов.

Существует

необходимость

отбензинивания больших потоков газа с малым содержанием извлекаемых

углеводородов

(1-20 г/м3). Для отбензинивания таких газов применяется

адсорбционный процесс, к настоящему времени модифицированный в КЦА, при

осуществлении которой одновременно с углеводородами извлекается и вода.

Применяя эту технологию, можно достичь показателей выбросов ЗВ в

атмосферный воздух при сорбционном отбензинивании газов на установках НТА, КЦА,

установках деэтанизации, криогенной установке глубокой переработки сухого

отбензиненного газа (таблица 5.3).

Таблица 5.3 - Технологические показатели НДТ 4 при сорбционном отбензинивании

газов

Загрязняющее вещество

Удельный выброс, кг/т продукции

(год)

Оксиды азота (в пересчете на NO2)

≤0,1

Монооксид углерода (СО)

≤0,2

Метан (СН4)

≤1,4

Углеводороды предельные (С1-С5)

≤0,02

(исключая метан)

Технология имеет более двух примеров успешного внедрения на предприятиях

переработки природного газа.

113

НДТ 5. Технология очистки широкой фракции легких углеводородов от

сернистых соединений

НДТ является технология переработки широкой фракции легких углеводородов

(ШФЛУ) и очистки ШФЛУ от сернистых соединений.

Применяя эту технологию, можно достичь показателей выбросов ЗВ в

атмосферный воздух при переработке ШФЛУ и очистки ШФЛУ от сернистых соединений,

приведенных в таблице 5.4.

Таблица 5.4

- Технологические показатели НДТ 5 очистки ШФЛУ от сернистых

соединений

Загрязняющее вещество

Удельный выброс, кг/т продукции (год)

Метан (СН4)

≤0,1

Углеводороды предельные (С1-С5)

≤0,2

(исключая метан)

Технология имеет более двух примеров успешного внедрения на предприятиях

переработки природного газа.

НДТ 6. Технология получения сжиженных углеводородных газов (СУГ)

НДТ является технология получения СУГ с возможностью применения: установки

низкотемпературного разделения газа, установки получения пропана и пропан-бутана.

Применяя эту технологию, можно достичь показателей выбросов ЗВ в

атмосферный воздух при получении СУГ, приведенных в таблице 5.5.

Таблица 5.5 - Технологические показатели НДТ 6 при получении СУГ

Загрязняющее вещество

Удельный выброс, кг/т продукции (год)

Оксиды азота (в пересчете на NO2)

≤0,05

Монооксид углерода (СО)

≤0,03

Метан (СН4)

≤0,04

Диоксид серы (SO2)

≤0,03

Технология имеет более двух примеров успешного внедрения на предприятиях

переработки природного газа.

НДТ 7. Технологии стабилизации газового конденсата

НДТ являются технологии стабилизации газового конденсата с возможностью

применения: установки стабилизации конденсата комбинированным способом

(сепарация и ректификация), многоступенчатой дегазации и стабилизации в

ректификационных колоннах.

Применяя технологию стабилизации газового конденсата, можно достичь

показателей выбросов ЗВ в атмосферный воздух на установках стабилизации газового

конденсата комбинированным способом (сепарация и ректификация), многоступенчатой

дегазации, стабилизации в ректификационных колоннах, приведенных в таблице 5.6.

114

Таблица 5.6

- Технологические показатели НДТ 7 при стабилизации газового

конденсата

Загрязняющее вещество

Удельный выброс, кг/т продукции (год)

Оксиды азота (в пересчете на NO2)

≤0,06

Монооксид углерода (СО)

≤0,2

Метан (СН4)

≤0,02

Углеводороды предельные (С1-С5)

≤0,02

(исключая метан)

Диоксид серы (SO2)

≤0,001

Технология имеет более двух примеров успешного внедрения на предприятиях

переработки природного газа и конденсата.

НДТ 8. Технология стабилизации сернистых газовых конденсатов

НДТ является технология стабилизации сернистых газовых конденсатов с

возможностью применения: установки стабилизации конденсата и очистки пропан-

бутановой фракции от сероорганических соединений.

НДТ является технология стабилизации сернистых газовых конденсатов, которую

проводят по технологическим схемам, аналогичным схемам для бессернистых или

малосернистых конденсатов, но с учетом особых параметров технологического режима

и противокоррозионного ингибирования отдельных узлов установок.

Применяя эту технологию, можно достичь показателей выбросов ЗВ в

атмосферный воздух при стабилизации сернистых газовых конденсатов на установках

стабилизации конденсата и очистки пропан-бутановой фракции от сероорганических

соединений, приведенных в таблице 5.7.

Таблица 5.7 - Технологические показатели НДТ 8 при стабилизации сернистых газовых

конденсатов

Загрязняющее вещество

Удельный выброс, кг/т продукции (год)

Оксиды азота (в пересчете на NO2)

≤0,05

Монооксид углерода (СО)

≤0,02

Метан (СН4)

≤0,004

Углеводороды предельные (С1-С5)

≤0,03

(исключая метан)

Диоксид серы (SO2)

≤0,01

Сероводород (Н2S)

≤0,002

Технология имеет более двух примеров успешного внедрения на предприятиях

переработки природного газа и конденсата.

НДТ 9. Технология полной стабилизации конденсатов

НДТ является технологии полной стабилизации конденсатов.

Полная стабилизация газовых конденсатов предполагает практически полное

ректификационное удаление из них углеводородов до С4 включительно.

115

Применяя эту технологию, можно достичь показателей выбросов ЗВ в

атмосферный воздух при полной стабилизации конденсатов, приведенных в

таблице 5.8.

Таблица 5.8 - Технологические показатели НДТ 9 при полной стабилизации конденсатов

Загрязняющее вещество

Удельный выброс, кг/т продукции (год)

Оксиды азота (в пересчете на NO2)

≤0,002

Монооксид углерода (СО)

≤0,004

Технология имеет более двух примеров успешного внедрения на предприятиях

переработки природного газа и конденсата.

5.3 Наилучшие доступные технологии выделения гелия из природного газа

НДТ 10. Технология выделения гелия из природного газа

НДТ является технология выделения гелия из природного газа с возможностью

применения: установки получения гелия, этана и ШФЛУ, установки получения гелиевого

концентрата и выделения этановой фракции и ШФЛУ, установки ожижения гелия.

Применяя технологию производства гелия из природного газа, можно достичь

показателей выбросов ЗВ в атмосферный воздух, приведенных в таблице 5.9.

Таблица 5.9 - Технологические показатели НДТ 10 при выделении гелия из природного

газа

Удельный выброс, кг/т продукции

Загрязняющее вещество

(год)

Оксиды азота (в пересчете на NO2)

≤0,005

Монооксид углерода (СО)

≤0,004

Метан (СН4)

≤0,04

Технология имеет более двух примеров успешного внедрения на предприятиях

переработки природного газа.

5.4 Наилучшие доступные технологии получения технического углерода из

природного газа и газового конденсата

НДТ 11. Технология получения технического углерода из природного газа и

газового конденсата

НДТ являются технологии получения технического углерода из природного газа и

газового конденсата с возможностью применения: установки получения технического

116

углерода печным способом; установки получения технического углерода канальным

способом и установки по производству термического технического углерода.

Применяя технологию получения технического углерода из природного газа и

газового конденсата, можно достичь следующих показателей выбросов ЗВ в

атмосферный воздух, приведенных в таблице 5.10.

Таблица 5.10

- Технологические показатели НДТ 11 при получении технического

углерода из природного газа и газового конденсата

Загрязняющее вещество

Удельный выброс, кг/т продукции (год)

Метан (СН4)

≤ 31

Технология получения термического технического углерода имеет более двух

примеров успешного внедрения на предприятиях нефтегазового комплекса.

Высокие уровни воздействия объясняются спецификой производственных

объектов. При пересмотре Справочника НДТ данная технология с приведенными

показателями, возможно, не будет отнесена к НДТ и потребует первоочередной

замены/модернизации.

5.5 Наилучшие доступные технологии производства серы

НДТ 12. Технология производства газовой серы с доочисткой отходящих

газов

НДТ является технология получения газовой серы методом Клауса с доочисткой

отходящих газов.

Технология основана на окислении сероводорода в серу на установке Клауса с

доочисткой отходящих газов, образующихся при получении газовой серы, методом

«Сульфрин» или «Сульфрен». Степень извлечения сернистых соединений достигает

99,7 - 99,9 %.

Применяя эту технологию, можно достичь удельных показателей выбросов ЗВ в

атмосферный воздух (на тонну получаемой серы), приведенных в таблице 5.11.

Таблица 5.11 - Технологические показатели НДТ 12 при производстве газовой серы на

установке Клауса с доочисткой отходящих газов

Загрязняющее вещество

Удельный выброс, кг/т продукции (год)

Оксиды азота (в пересчете на NO2)

≤0,3

Монооксид углерода (СО)

≤40

Метан (СН4)

≤0,2

Диоксид серы (SO2)

≤47

Сероводород (Н2S)

≤0,5

117

Технология имеет более двух примеров успешного внедрения на предприятиях

переработки природного газа.

НДТ 13. Технология гранулирования и получения комовой серы

НДТ является технологии гранулирования и получения комовой серы с возможностью

применения: установок грануляции серы и установки получения комовой серы.

Грануляция серы является технологией производства гранулированной серы

мокрым методом в псевдоожиженном слое.

Процесс получения гранулы происходит путем напыления: в барабан гранулятора

подаются затравочные частицы серы. Из них благодаря продольным желобкам и

высокой скорости вращения барабана образуется своеобразный серный «занавес», на

который распыляются жидкая сера и технологическая вода. Образующиеся

сферические гранулы проходят вибросито, которое сортирует полученную продукцию.

Гранулы, отвечающие всем требованиям качества продукции, поступают на хранение и

отгрузку, а некондиционный продукт поступает обратно в гранулятор. Прогрессивная

технология получения гранулированной серы соответствует требованиям мировых

стандартов (гранулометрический состав, прочность, кислотность и т.д.).

Достоинствами гранулированной серы являются удобство и безопасность при

хранении и транспортировке (любым видом транспорта), а также низкие потери.

Технология получения комовой серы является технологией получения комовой

серы из жидкой серы физико-механическим методом и осуществляется в следующей

последовательности:

- разлив жидкой серы на серные карты;

- затвердевание (кристаллизация) серы и хранение серы на картах;

- разработка карт с получением комовой серы;

- погрузка комовой серы в транспортные средства.

Достоинствами комовой серы являются простота технологии приготовления,

состоящей из разлива и затвердевания жидкой серы на бетонированной площадке с

последующим взламыванием блоков серы высотой до 3 м, укладкой в штабеля и

погрузкой на транспорт. Основной недостаток

- потери до

3 % при операции

экскаваторного рыхления блоков серы, сопровождающейся образованием пылевидных

фракций. При открытом хранении блоков возможно также загрязнение продукта

(увеличение зольности) и увлажнение, что уменьшает сортность серы.

Применяя эту технологию, можно достичь показателей выбросов ЗВ в

атмосферный воздух, приведенных в таблице 5.12.

Таблица 5.12 - Технологические показатели НДТ 13 при гранулировании и получении

комовой серы

Загрязняющее вещество

Удельный выброс, кг/т продукции (год)

Оксиды азота (в пересчете на NO2)

≤0,05

Монооксид углерода (СО)

≤0,04

Диоксид серы (SO2)

≤0,02

Сероводород (Н2S)

≤0,06

118

Технология имеет более двух примеров успешного внедрения на предприятиях

переработки природного газа.

Наилучшие доступные технологии переработки попутного нефтяного газа

5.6 Наилучшие доступные технологии переработки попутного нефтяного

газа

НДТ 14. Технология извлечения углеводородов из ПНГ методом

низкотемпературной

конденсации

ректификации

(НТКР),

методом

низкотемпературной

абсорбции

(НТА),

методами

одновременной

последовательной работы установок (НТК+НТКР или НТА+НТКР)

НДТ является технологии извлечения углеводородов С3+ из попутного нефтяного

газа (НТКР или НТА или НТК+НТКР или НТА+НТКР).

Продукцией являются: сухой отбензиненый газ (СОГ), газы углеводородные

сжиженные (пропан, бутан) или широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ).

Применяя эти технологии при извлечении углеводородов С3+ из попутного

нефтяного газа, можно достичь показателей потребления энергетических ресурсов,

значений коэффициента извлечения, остаточных целевых в сухом отбензиненном газе

(СОГ) и выбросов в атмосферный воздух, приведенных в таблице 5.13.

Таблица 5.13.

- Технологические показатели НДТ 14 потребления энергетических

ресурсов, значений коэффициента извлечения, остаточных целевых в сухом

отбензиненном газе и выбросов в атмосферный воздух при извлечении углеводородов

С3+ из попутного нефтяного газа методами НТКР, НТА, НТК+НТКР и НТА+НТКР.

НТКР, компрессора с

приводом

НТК+

НТА+

Показатель

Размерность

НТА

электри-

газо-

НТКР

ческим

турбинным

Электро-энергия,

кВт ч/ 1000м3

320

205

170

152

не более

Тепловая энергия,

Гкал/ 1000м3

0,09

2,4

0,249

0,34

0,31

не более

Остаточные

целевые в СОГ, не

г/м3

более

Коэффициент

извлечения

целевых, не менее

Удельные показатели выбросов ЗВ, не более:

Оксиды азота (в

г/ тыс. м3 ПНГ

1380

130

сумме)

Оксид углерода

г/тыс. м3 ПНГ

590

170

Метан

г/тыс. м3 ПНГ

Углеводороды

г/ тыс. м3 ПНГ

предельные С2-С5

119

Технологии имеют более двух примеров успешного внедрения на предприятиях

переработки попутного нефтяного газа.

НДТ 15. Технология

ректификационного

разделения

ШФЛУ

(газофракционирующие установки)

НДТ является технология разделения ШФЛУ методом ректификации на ГФУ с

использованием пара в качестве обогревающего агента по полной схеме переработки

(получение в качестве продукции индивидуальных компонентов

- пропан, бутан,

изобутан, пентан, изопентан, С6+ или их смеси), или по сокращенной схеме переработки

(получение в качестве продукции - пропан, бутановая фракция, пентановая фракция или

фракция С5+).

При ректификационном разделении ШФЛУ на ГФУ с использованием пара в

качестве обогревающего агента, можно достичь показателей потребления

энергетических ресурсов, показателей норм расхода МТР и выбросов ЗВ в атмосферный

воздух, приведенных в таблице 5.14.

Таблица 5.14

- Технологические показатели НДТ 15

- Показатели потребления

энергетических ресурсов, показатели норм расхода МТР и выбросов ЗВ в атмосферный

воздух технологии разделения ШФЛУ на ГФУ и дополнительной азеотропной осушки

пропана (АОП)

Показатель

Размерность

ГФУ

АОП

Электроэнергия, не более

кВт ч/ 1000м3

2,3

Тепловая энергия, не более

Гкал/1000м3

0,50

0,70

Расход сырья на вырабатываемую

Кг/тонну

1100

1003

продукцию, не более

Удельные показатели выбросов ЗВ, не более:

Метан

г/т сырья

Углеводороды предельные С2-С5

г/т сырья

160

Спирт метиловый

г/т сырья

0,08

Технология имеет более двух примеров успешного внедрения на предприятиях

переработки природного и попутного газа.

НДТ 16. Технология компримирования ПНГ

НДТ является технология компримирования ПНГ на отдельно стоящих

компрессорных станциях с возможностью применения компрессоров с электрическим и

газотурбинными приводами.

Данная технология включает в себя компрессорный агрегат, сепараторы, а также

опционально блоки осушки и АВО газа.

При компримировании ПНГ, можно достичь показателей потребления

энергетических ресурсов и показателей выбросов ЗВ в атмосферный воздух,

приведенных в таблице 5.15.

120

Раздел 6. Экономические аспекты реализации наилучших

доступных технологий в переработке природного и попутного газа

Рассмотренные разделы по экономическим показателям НДТ, разработанных и

принятых в установленном порядке Справочников НДТ, позволяют сделать общий

вывод о том, что до сегодняшнего дня в России отсутствует единый подход как к

экономическому критерию идентификации НДТ, так и к оценке экономической

эффективности перехода на НДТ.

Международная практика учета экономических аспектов при внедрении НДТ

согласно Справочнику Европейского Союза «Экономические аспекты и вопросы

воздействия на различные компоненты окружающей среды» [143] использует метод

дисконтированных денежных потоков с учетом данных о затратах и эффектах,

связанных с внедрением технологии за весь жизненный цикл. Обоснование

существенных аспектов такой оценки, например, коэффициента дисконтирования,

порядок учета инфляции и т.д. идентично тому, которое применяется при оценке

экономической эффективности инвестиционных проектов.

Внедрение системы НДТ подразумевает внедрение, замену/реконструкцию/

модернизацию технологического оборудования или отдельных его элементов, что

должно привести к повышению эффективности внедряемых и существующих

производственных процессов.

Следует отметить, что переход на НДТ не должен ухудшать экономические

показатели работы предприятия, и в этой связи целесообразно рассматривать

внедрение НДТ, как и любой другой техники и технологии, не выделяя в отдельную

категорию затраты, имеющие исключительно природоохранное назначение. При

выделении природоохранных затрат в российской практике могут возникнуть серьезные

трудности. Во-первых, затраты на внедрение природоохранной техники (яркий пример -

очистные сооружения) могут быть значительно больше положительных эффектов в

денежном выражении. Во-вторых, обоснование отнесения затрат к категории

природоохранных часто вызывает сложности, т.к. бывает сложно определить, какая

часть технологического оборудования внедряется с целью обновления основных

производственных фондов, а какая

- для снижения негативного воздействия на

окружающую среду. Выделение затрат, направленных непосредственно на охрану

окружающей среды, может быть оправдано в том случае, когда можно выделить

конкретную технологическую установку, обеспечивающую природоохранный эффект.

Технологическое оборудование, используемое в переработке природного и

попутного газа, представлено широкой номенклатурой, его индивидуальные показатели

зависят от характеристик конкретного ГПЗ (ГПП) и характеристик перерабатываемого

сырья, определяющего перечень технологических процессов (например, наличие

установок сероочистки при содержании кислых компонентов в перерабатываемом сырье

и др.). В связи с этим невозможно установить удельные капитальные и

эксплуатационные затраты на внедрение НДТ в перерабатывающем сегменте.

122

Поэтому при обосновании доступности технологий необходимо использовать

следующие критерии и показатели экономической эффективности (таблица 6.1)³.

Расчет экономической эффективности внедряемой технологии должен

производиться в соответствии со следующими принципами:

- исходные данные для расчета экономической эффективности должны

соответствовать критериям достоверности, обоснованности и сопоставимости;

- расчет производится в рамках жизненного цикла (расчетного периода);

- расчет производится в денежной форме в ценах, действующих на момент

выполнения расчетов (с обязательным указанием этого момента);

Таблица 6.1 - Показатели экономической эффективности отнесения к НДТ

№

Показатель

Критерий

пп

Неотрицательный [144]

При сравнении с альтернативными

Чистый дисконтированный доход

технологиями предпочтение должно

отдаваться технологии с большим ЧДД.

Не ниже 15 % [145]

При сравнении альтернативных проектов

Внутренняя норма доходности

предпочтение должно отдаваться проекту с

большим значением ВНД.

Не более 6 лет [146].

Срок окупаемости с учетом

При сравнении альтернативных проектов

дисконтирования

предпочтение должно отдаваться проекту с

меньшим сроком окупаемости.

- расчет должен включать все денежные поступления и расходы в течение

расчетного периода, связанные с внедрением технологии;

- расчет эффективности проекта должен проводиться путем сопоставления

релевантных денежных потоков. Учитываются только те затраты и эффекты, которые

связаны с внедрением технологии;

- учет динамики (изменение во времени) параметров проекта и его

экономического окружения, а также неравноценность произведенных в разное время

затрат и/или полученных доходов. Учет неравноценности разновременных денежных

потоков производится методом дисконтирования. Представленные показатели ВНД и

срока окупаемости являются ориентировочной границей отсечения экономически

неэффективных технологий, внедрение которых обусловлено только снижением

негативного воздействия на ОС. В расчетах по определению эффективности

внедряемой технологии рекомендуется выбирать норму дисконта с учетом степени

риска, которая указана в таблице 6.2.

³ Представленные в таблице 6.1 показатели ВНД и срока окупаемости являются ориентировочной

границей отсечения экономически неэффективных технологий, внедрение которых обусловлено только

снижением негативного воздействия на окружающую среду. В случае наличия в компании нормативных

документов внутреннего пользования, регламентирующих оценку экономической эффективности

инвестиционных проектов, показатели экономической эффективности отнесения технологий к категории

НДТ могут быть установлены в соответствии с данными документами.

123

Таблица 6.2 - Величина нормы дисконта в зависимости от характера производства и

степени риска

Норма дисконта, %

Низкая степень

Средняя степень

Высокая

риска

риска (инвестиции в

степень риска

Характер

(инвестиции в

объекты с частичным

(инвестиции в

производства

модернизацию/ре

использованием

принципиальн

конструкцию

новых технических и

о новые

действующей

технологических

технологии)

решений)

Переработка

газа

При рассмотрении экономических аспектов перехода на систему НДТ

предприятий по переработке газа и стабилизации конденсата необходимо учитывать

существующие меры государственного стимулирования: инвестиционный налоговый

кредит и применение механизма ускоренной амортизации. Для повышения

экономической эффективности проектов внедрения НДТ целесообразна разработка

дополнительного комплекса мер государственного стимулирования.

В случае экономической нецелесообразности внедрения НДТ на действующих

производственных объектах отрасли продлевается срок использования действующей

технологии.

124

Раздел 7. Перспективные технологии переработки природного и

попутного газа

7.1 Технология глубокого отбензинивания газа

Технология предназначена для глубокого отбензинивания газа с отбором до

100 % жидких углеводородов (рисунок 7.1).

Рисунок 7.1 - Технология глубокого отбензинивания газа

Отбензинивание газа проводится в одном аппарате, осуществляется

двухступенчатое выделение жидких углеводородов из газа. Сырье, содержащее до

200 г/м³ жидких углеводородов, поступает на первую ступень сепарации, откуда

отбирается насыщенный влагой гликоль или иное вещество, а также основная масса

жидких углеводородов. Затем, за счет циркуляции части жидких углеводородов между

первой и второй ступенью осуществляется их глубокое удаление из газа до 2-3 г/м³. На

второй ступени применяется более плотная регулярная структура насадки и большее

сечение для прохода газа через насадку. Скорость газа за счет этого снижается, что

исключает вероятность уноса жидкости. Коалесцированная жидкость с каждой ступени

раздельно поступает в кубовую часть сепаратора, откуда вместе с гликолем выводится

на разделение. В процессе используются различные хладагенты с температурой

охлаждения от минус 10^оС до минус 40^оС. Может применяться турбодетандер или

дроссель для достижения более низкой температуры охлаждения газа.

Применение гликолей в низкотемпературных процессах имеет риски

технологических осложнений, связанных с застыванием раствора гликоля в случае

заметного отклонения концентрации от точки эвтектики: как завышение, так и занижение

оптимальной концентрации ведет к резкому повышению температуры застывания.

Необходимо обеспечение строгого контроля за технологическими параметрами

процесса.

При использовании этой технологии достигается выделение жидких

углеводородов и гликоля до 100 % от равновесия. Установка способна работать в самых

сложных условиях не менее 4 лет без потери мощности. Эффективность выделения

125

жидких углеводородов при этом достигает 99,8-99,9 %. Диапазон устойчивой работы

установки - от 0 до 140 % от номинала, при перепаде давления не более 700 Па.

Технология имеет опыт коммерческого использования.

7.2 Технология низкотемпературной сепарации газа

Технология обеспечивает глубокое отбензинивание газа в процессе

низкотемпературной сепарации (НТС) путем двухступенчатого отбора капельной

жидкости, механических частиц и проведения коалесценции аэрозолей в одном

аппарате (рисунок 7.2).

Рисунок 7.2 - Технология низкотемпературной сепарации газа

Двухступенчатая сепарация газа в одном аппарате осуществляется при

различных способах создания низкотемпературного охлаждения газа, включая

использование стороннего источника холода (от минус 10^оС до минус 40^оС), охлаждение

газа его дросселированием или с помощью турбодетандера (от минус 25^оС до минус

50^оС). Возможно комбинированное охлаждение. Для сокращения влагосодержания

применяются различные гликоли или другие вещества. В сепараторе на всех ступенях,

в том числе и для коалесценции, применяются определенные виды перекрестноточной

насадки. Используемый при этом принцип перекрестноточного движения газа и

осуществление отбора жидкости непосредственно из объема насадки исключает

явление «вторичного» уноса жидкости и позволяет отбирать из газа до 99,9 % от

равновесного содержания в ней жидкой фазы. Кроме этого, удаляется до

98 %

механических частиц размером до 5 мкм, и до 80 % аэрозолей до 0,5 мкм. Работа

аппарата устойчива даже при залповых выбросах жидкости, в которой номинальное

значение примесей превышается в десятки раз.

Технология позволяет достигать выделения жидких углеводородов и гликоля до

99,98 % от равновесных величин. Конструкция демистеров и коалесценторов позволяет

эксплуатировать аппарат в самых сложных условиях, с межремонтным пробегом до

4 лет без потери мощности. Эффективность сепарации во всем диапазоне работы

составляет

99,6-99,8 %. Перепад давления не превышает

5 мм.рт.ст. Диапазон

устойчивой работы процесса составляет от 0 до 140 % от номинала.

Применение гликолей в низкотемпературных процессах имеет риски

технологических осложнений, связанных с застыванием раствора гликоля в случае

заметного отклонения концентрации от точки эвтектики: как завышение, так и занижение

оптимальной концентрации ведет к резкому повышению температуры застывания.

126

Необходимо обеспечение строгого контроля за технологическими параметрами

процесса.

Технология имеет опыт коммерческого использования.

7.3 Технологии низкотемпературного разделения углеводородных газов

7.3.1 Технология низкотемпературного разделения и абсорбции для

повышения отбора СПБТ из природного газа

Технология предназначена для обеспечения отбора СПБТ из природного газа до

уровня не ниже 99,5 % от потенциала методом низкотемпературного разделения и

абсорбции (НТР+НТА) газа за счет использования специализированной насадки.

Принципиальная схема приведена на рисунке 7.3.

Рисунок 7.3 - Технология получения СПБТ из природного газа

В сепараторах и деэтанизаторе используется специализированная насадка,

эффективность которой максимальна, до 100 %, что позволяет удалять из газа жидкую

фазу и максимально отобрать из газа деэтанизации целевые компоненты. Теплообмен

между потоками на установке осуществляется в одном или двух многосекционных

теплообменных аппаратах, которые принимают на охлаждение газожидкостную смесь и

позволяют отвести конденсат из охлажденного потока газа. Для защиты оборудования

предусматривается впрыск минимального количества метанола по многоточечной

схеме, что позволяет вырабатывать СПБТ и для коммунальных нужд. Деэтанизатор

выполняется секционированным. Верхняя секция предназначена для абсорбции,

средняя - для сепарации сырьевого газа после турбодетандера (ТДА), а нижняя - для

удаления этана из кубовой жидкости. Выполнение промывки холодной бутановой

фракцией в секции абсорбции позволяет принимать на установку газ с высоким

содержанием СО2. В колонне, в зависимости от условий исходного газа, может быть до

двух рециклов, позволяющих поддерживать температуру расширения газа после ТДА на

должном уровне, независимо от климатических условий.

127

Для объектов с одинаковой мощностью и глубиной отбора СПБТ стоимость

установки по предлагаемой технологии на 10 % ниже, поскольку масса сепараторов и

деметанизатора, выполненных из нержавеющей стали, при применении насадки

снижается на 20 %.

Технология имеет опыт коммерческого использования.

7.3.2 Технология низкотемпературного разделения и абсорбции природного

и/или попутного газа для получения этана из природного газа

Технология предназначена для достижения экономически выгодного отбора этана

не ниже 99,8 % от потенциала методом низкотемпературного разделения и абсорбции

(НТР+НТА) природного и/или попутного газа. Принципиальная схема приведена на

рисунке 7.4.

Рисунок 7.4 - Технология получения этана из природного газа

Специализированные насадки позволяют с помощью НТА практически полностью

поглотить этан из метановой фракции за счет своей способности работать в условиях,

близких к критическим. В технологии применяется теплообмен с раздельным

охлаждением жидкой и газовой фазы, и эффективно используется холод нескольких

рециклов. Поэтому пропановый холод при выделении этановой фракции не требуется.

В дополнение к этому, насадка позволяет проводить деметанизацию газа при более

низких температурах, чем при применении тарелок - до минус 115^оС. При этом не

происходит забивание колонны твердой СО2, даже при повышенном содержании СО2 в

исходном газе. По технологии в верхней части деметанизатора применяется насадка с

очень низким перепадом давления и высокой эффективностью сорбции и сепарации.

Это позволяет дополнительно снизить температуру расширения газа в ТДА на 2-3^оС, по

сравнению с известными технологиями.

Стоимость объекта с применением технологии на 30 % ниже, чем при реализации

известных решений с одинаковой глубиной отбора этана.

Технология имеет опыт коммерческого использования.

128

7.3.3 Технология низкотемпературного разделения углеводородного газа

для повышения степени извлечения ШФЛУ

Технология низкотемпературного разделения углеводородного газа обеспечивает

повышение степени извлечения из углеводородного газа фракции С3+выше (ШФЛУ).

Схема установки низкотемпературного разделения углеводородного газа

приведена на рисунке 7.5а.

На рисунке 7.5б - вариант установки, отличающийся тем, что на трубопроводе

выхода газовой фазы деэтанизации из второй фракционирующей колонны после

теплообменника газовой фазы деэтанизации дополнительно установлен пропановый

холодильник.

На рисунке 7.5в - вариант установки, отличающийся тем, что патрубок выхода

конденсата из первой фракционирующей колонны соединен с патрубком входа

конденсата во вторую фракционирующую колонну через теплообменный узел,

выполненный в виде теплообменника углеводородного газа, который соединен с

трубопроводом подачи углеводородного газа узла охлаждения.

а.

б.

129

в.

Рисунок 7.5 - Установка низкотемпературного разделения углеводородных газов

с дополнительным извлечением ШФЛУ

Установка содержит трубопровод I подачи углеводородного газа, который

последовательно связывает оборудование узла охлаждения углеводородного газа,

включающего теплообменники 1, 2, 3, низкотемпературный сепаратор 4, турбодетандер

5 и дроссель 6. Выход из турбодетандера 5 и дросселя 6 соединен с первой

фракционирующей колонной 7, снабженной патрубком 8 выхода отбензиненного газа, и

патрубком 9 подачи орошения в верхней части, и патрубком 10 выхода конденсата в

нижней части. Патрубок 10 выхода конденсата из первой фракционирующей колонны 7

соединен с патрубком 11 подачи конденсата во вторую фракционирующую колонну 12,

снабженную патрубком 13 выхода газовой фазы деэтанизации, и патрубком 14 подачи

орошения в верхней части, и патрубком

15 выхода жидкой фазы, обогащенной

тяжелыми углеводородами С3+выше, в нижней части.

Патрубок

8 выхода отбензиненного газа последовательно соединен с

теплообменником 16 отбензиненного газа, теплообменниками 3, 1 и компрессорной

частью турбодетандера 5. Выход из теплообменника 16 отбензиненного газа также

соединен с дросселем 17.

Патрубок 10 выхода конденсата из первой фракционирующей колонны 7 может

быть соединен с патрубком 11 входа конденсата во вторую фракционирующую колонну

12 через теплообменный узел, который может быть выполнен в виде теплообменника

18 газовой фазы деэтанизации или в виде теплообменника 19 углеводородного газа,

который соединен с трубопроводом I подачи углеводородного газа узла охлаждения.

Патрубок 13 выхода газовой фазы деэтанизации из второй фракционирующей

колонны 12 может быть соединен с теплообменником 18 газовой фазы деэтанизации.

После теплообменника 18 газовой фазы деэтанизации может быть дополнительно

установлен пропановый холодильник

20. Патрубок

13 выхода газовой фазы

деэтанизации может быть непосредственно соединен с пропановым холодильником 20.

Выход из теплообменника 18 газовой фазы деэтанизации или из пропанового

холодильника 20 соединен с патрубком 21 подачи газовой фазы деэтанизации в емкость

130

22, снабженную патрубком 23 выхода газа деэтанизации и патрубком 24 выхода жидкой

фазы. Патрубок 24 выхода жидкой фазы из емкости 22 соединен с патрубком 14 подачи

орошения во вторую фракционирующую колонну 12.

Установка дополнительно снабжена теплообменным устройством

25,

выполненным, например, в виде термосифона, теплообменное пространство которого

по первому теплоносителю соединено с нижней частью первой фракционирующей

колонны 7, а по второму теплоносителю - с патрубком 23 выхода газа деэтанизации из

емкости 22 и с теплообменником 16 отбензиненного газа.

Патрубок 24 выхода жидкой фазы из емкости 22 может быть соединен с

теплообменным устройством 25 или с теплообменником 16 отбензиненного газа.

Патрубок 15 выхода жидкой фазы, обогащенной тяжелыми углеводородами

С3+выше, из второй фракционирующей колонны

12 последовательно соединен с

рибойлером

26 и аппаратом воздушного охлаждения

27. Узел охлаждения

углеводородного газа может быть дополнительно оснащен пропановым холодильником

28, установленным перед теплообменником

3. Установка снабжена насосами,

трубопроводами и необходимой запорно-регулирующей арматурой.

Легкий углеводородный газ с температурой 40°С и давлением 4 МПа поступает в

узел охлаждения углеводородного газа. После охлаждения углеводородного газа в

теплообменниках 1, 2, 3 до температуры минус 46,5°С он частично конденсируется и

поступает в низкотемпературный сепаратор 4, в котором происходит разделение

газовой и жидкой фаз.

При переработке углеводородного сырья среднего или тяжелого состава

углеводородный газ после теплообменника 2 подается на дополнительное охлаждение

в пропановый холодильник 28, после которого поступает в теплообменник 3.

Газовая фаза из низкотемпературного сепаратора 4 направляется на расширение

в детандерную часть турбодетандера 5, после которого с температурой минус 80,8°С

подается в среднюю часть первой фракционирующей колонны 7. Жидкая фаза из

низкотемпературного сепаратора 4 дросселируется в дросселе 6 и с температурой

минус 63,4°С подается в нижнюю часть первой фракционирующей колонны 7.

В первой фракционирующей колонне 7 при температуре верха колонны минус

85,5°С, температуре низа колонны минус 54,6°С и давлении 1,45 МПа получают верхний

продукт - отбензиненный газ и нижний продукт - конденсат.

Отбензиненный газ подогревается в теплообменнике 16 отбензиненного газа,

затем последовательно проходит теплообменники 3, 1 и поступает в компрессорную

часть турбодетандера 5, где его давление повышается, после чего выводится с

установки.

Конденсат подается в теплообменник

18 газовой фазы деэтанизации для

нагревания за счет тепла верхнего продукта второй фракционирующей колонны 12.

При переработке углеводородного сырья среднего или тяжелого состава

конденсат может нагреваться потоком исходного углеводородного газа в

теплообменнике 19 углеводородного газа.

Нагретый конденсат поступает во вторую фракционирующую колонну 12, в

которой при температуре верха колонны 1,4°С, температуре низа колонны 84,6°С и

давлении

2,42 МПа получают в качестве верхнего продукта

- газовую фазу

деэтанизации и в качестве нижнего продукта - ШФЛУ, которую выводят с установки.

131

Полученная газовая фаза деэтанизации охлаждается в теплообменнике

газовой фазы деэтанизации потоком конденсата с низа первой фракционирующей

колонны 7 до температуры минус 22,6°С, частично конденсируется и подается в емкость

22, в которой разделяется на газ деэтанизации и жидкую фазу.

При переработке углеводородного сырья среднего или тяжелого состава

полученная газовая фаза деэтанизации после теплообменника

18 газовой фазы

деэтанизации перед подачей в емкость 22 может дополнительно доохлаждаться в

пропановом холодильнике 20. Кроме того, полученная газовая фаза деэтанизации

может непосредственно подаваться в пропановый холодильник 20, если конденсат из

первой фракционирующей колонны 7 нагревается потоком углеводородного газа.

Из емкости 22 жидкая фаза подается на орошение второй фракционирующей

колонны

12, а газ деэтанизации поступает в теплообменное устройство

25,

установленное в нижней части первой фракционирующей колонны 7.

В теплообменное устройство 25 подается жидкость с нижней части первой

фракционирующей колонны 7, которая, пройдя его самотеком, возвращается в куб

первой фракционирующей колонны

7, что позволяет повысить эффективность

теплообмена газа деэтанизации с этим потоком и за счет этого более глубоко охладить

поток газа деэтанизации.

Из теплообменного устройства 25 газ деэтанизации с температурой минус 60°С

поступает в теплообменник

16 отбензиненного газа, где охлаждается потоком

отбензиненного газа. Охлажденный поток газа деэтанизации проходит дроссель 17,

поскольку давление во второй фракционирующей колонне 12 больше, чем давление в

первой фракционирующей колонне

7, и с температурой минус

81,6°С

сконденсированный газ деэтанизации поступает в первую фракционирующую колонну 7

в качестве орошения.

Для увеличения количества подаваемого орошения в первую фракционирующую

колонну 7 часть жидкой фазы, подаваемой на орошение второй фракционирующей

колонны 12 из емкости 22, в количестве 4500 кг/ч подается на смешение с потоком

охлажденного газа деэтанизации, выходящего из теплообменного устройства 25, перед

его подачей в теплообменник 16 отбензиненного газа.

При переработке углеводородного сырья среднего или тяжелого состава для

увеличения количества подаваемого орошения в первую фракционирующую колонну 7

часть жидкой фазы, подаваемой на орошение второй фракционирующей колонны 12 из

емкости 22, может подаваться на смешение с потоком газа деэтанизации перед его

подачей в теплообменное устройство 25.

Технология имеет опыт коммерческого использования.

7.3.4 Технология низкотемпературного разделения углеводородного газа

для получения гелиевого концентрата, этана и ШФЛУ

Технология предназначена для разделения компонентов газовых смесей путем

низкотемпературной конденсации и ректификации с целью получения гелиевого

концентрата, этана и широкой фракции легких углеводородов. Схема установки

приведена на рисунке 7.6.

132

Рисунок 7.6 - Установка низкотемпературного разделения углеводородных газов

с дополнительным извлечением этана

Установка включает трубопровод подвода сырьевого газа 1, трубопровод подачи

пентан-гексановой фракции в поток сырьевого газа 2, теплообменник 3, пропановый

холодильник

4, сепаратор первой ступени

5, теплообменники доохлаждения и

конденсации газа 6-9, последовательно установленные сепараторы второй ступени 10-

11, сепаратор третьей ступени 12, в котором установлена массообменная насадка 13,

отпарная колонна 14, деметанизатор 15-16, состоящий из двух секций - укрепляющей и

отгонной, деэтанизатор 17 и турбодетандерный агрегат 18.

На установку поступает сырьевой газ, предварительно осушенный и очищенный

от сернистых соединений и углекислоты. На входе в установку в поток сырьевого газа 1

закачивается (впрыскивается) по трубопроводу 2 пентан-гексановая фракция (C5-С6) в

количестве до

4 т/час. Поток газа проходит последовательно теплообменник

пропановый холодильник 4, в которых происходят его предварительное охлаждение (до

температуры минус 30°С) и частичная конденсация за счет холода обратного потока

метановой фракции и пропана, затем попадает в сепаратор 5 для отделения жидкой

фазы, содержащей преимущественно наиболее тяжелые углеводороды С5 и выше.

Газовая фаза из сепаратора 5 поступает на дальнейшее доохлаждение и конденсацию

в теплообменник

6, а жидкая фаза, утяжеленная пентан-гексановой фракцией,

направляется в сепаратор последней ступени 12 в качестве абсорбента, подаваемого

на массообменную насадку 13.

Вторая ступень сепарации охлажденного (до температуры минус 60°С) и частично

сконденсированного в теплообменнике 6 газового потока ведется в последовательно

работающих сепараторах 10 и 11 с тем, чтобы основной поток обогатился гелием, а

жидкость - этаном. Выделившаяся жидкая фаза из сепаратора 11 разделяется на два

потока и направляется в деметанизатор 15, при этом основной поток после нагрева в

теплообменнике 7 (до температуры минус 32°С) подается на питание колонны, а другой

- на орошение. Паровые фазы из сепараторов направляются в отпарную колонну 14,

133

при этом из сепаратора 10 после полной конденсации и охлаждения в теплообменнике

8 поток переохлажденной жидкости дросселируется в верхнюю часть отпарной колонны

14, а из сепаратора 11 подается в среднюю часть той же колонны в качестве стриппинг-

газа. Из отпарной колонны 14 отпаренный газ направляется на дальнейшее обогащение

гелием с целью получения гелиевого концентрата в соответствующих гелиевых

колоннах (на чертеже не показаны).

Основной поток кубовой жидкости отпарной колонны 14 после рекуперации

холода и частичного испарения в теплообменнике 9 поступает на разделение в

сепаратор третьей ступени 12. Утяжеленная жидкая фаза, выделившаяся на первой

ступени сепарации, подается в этот же сепаратор

12, но путем впрыска на

массообменную насадку

13, смонтированную таким образом, чтобы обеспечить

эффективный массообмен между восходящим потоком пара и нисходящим потоком

жидкости. В результате абсорбции из паровой фазы в жидкую переходит значительное

количество углеводородов C2 и выше, что приводит к увеличению объема жидкости,

подаваемой в качестве жидкости орошения в укрепляющую секцию деметанизатора 15.

Таким образом, отсепарированная жидкость дополнительно обогащается

углеводородами С2 и выше, абсорбированными из паровой фазы.

В укрепляющей секции деметанизатора

15 осуществляется ректификация

выделившейся жидкости с получением метановой фракции в качестве дистиллята и

фракции углеводородов C2 и выше в качестве кубового остатка. Поток пара, поднимаясь

вверх по колонне, подвергается воздействию утяжеленной жидкости орошения,

стекающей в отгонную секцию деметанизатора 16 для конденсации и абсорбции из

паров этана и более тяжелых компонентов.

Паровая фаза деметанизатора

15, объединившись с метановой фракцией

сепаратора третьей ступени

12, направляется на расширение в детандер

турбодетандерного агрегата 18 с целью получения холода и выводится с установки в

качестве товарного газа.

Кубовый продукт из отгонной секции деметанизатора

16 направляется на

ректификацию в деэтанизатор 17 с получением в качестве дистиллята этановой

фракции, а в качестве кубового остатка - ШФЛУ.

Использование технологии позволяет снизить суммарные потери этана с паром

из сепаратора третьей ступени и с верхним продуктом деметанизатора за счет создания

в них оптимальных условий для процесса низкотемпературной абсорбции.

Технология имеет опыт коммерческого использования.

7.4 Технология переработки нестабильного газового конденсата

Технология предназначена для переработки нестабильного газового конденсата с

получением моторного топлива. В качестве сырья используют нестабильный газовый

конденсат в смеси с попутной нефтью нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ).

Технология включает деэтанизацию, стабилизацию сырья и последующее

фракционирование с выделением керосиновой фракции 140-240°С в виде бокового погона.

Установка для переработки сырья, в качестве которого используют нестабильный

газовый конденсат в смеси с попутной нефтью НГКМ, содержит функциональные блоки

стабилизации и фракционирования (рисунок 7.7). Блок стабилизации содержит колонну-

134

деэтанизатор и колонну-стабилизатор, при этом колонна-деэтанизатор посредством

системы трубопроводов соединена с сепаратором, теплообменником и печью, а

колонна-стабилизатор посредством системы трубопроводов в верхней части соединена

с воздушным холодильником, связанным с рефлюксной емкостью, а в нижней части с

печью и воздушным холодильником. Указанные колонны соединены между собой через

теплообменник. Блок фракционирования конденсата содержит ректификационную

колонну, соединенную со стриппинг-колонной, при этом ректификационная колонна

соединена посредством системы трубопроводов с входной сырьевой емкостью через

теплообменник и печь. Стриппинг-колонна в нижней части посредством системы

трубопроводов соединена с ректификационной колонной через теплообменник,

воздушный холодильник, емкость и насос. Ректификационная колонна в верхней части

соединена с воздушным холодильником и емкостью.

Качество получаемой керосиновой фракции

140-240°С соответствует

требованиям ГОСТ 10227-86 [147] и Технического регламента «О требованиях к

автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для

реактивных двигателей и топочному мазуту» [148], предъявляемым к полученной

продукции - топливу для реактивных двигателей ТС-1.

- блок стабилизации конденсата (БСК),

- блок фракционирования конденсата,

3 - колонна-деэтанизатор, 4 - колонна-стабилизатор, 5 - сепаратор, 6 - теплообменник,

7 - печь, 8 - воздушный холодильник, 9 - рефлюксная емкость, 10 - печь, 11 - воздушный

холодильник, 12 - теплообменник, 13 - ректификационная колонна, 14 - стриппинг-колонна, 15

- входная сырьевая емкость, 16 - теплообменник, 17 - печь, 18 - воздушный холодильник, 19 -

емкость,

насос,

воздушный

холодильник,

емкость,

23-24 - резервуары хранения

Рисунок 7.7 - Технологическая схема установки

135

Установка для переработки сырья, в качестве которого используют нестабильный

газовый конденсат в смеси с попутной нефтью НГКМ, содержит блок стабилизации

конденсата (БСК) 1, состоящий из двух параллельно работающих технологических

ниток, и блок фракционирования конденсата 2 - установка получения дизельного

топлива (УПДТ).

Сырье - нестабильный газовый конденсат в смеси с попутной нефтью НГКМ по

системе трубопроводов подают на сепаратор 5 блока стабилизации конденсата 1 для

отстоя от подтоварной воды и механических примесей, а также отделения газа

выветривания (сепарации), после чего направляется для деэтанизации и стабилизации

в колонны блока стабилизации конденсата 1 методом ректификации.

Стабильный конденсат после колонны-стабилизации 4 проходит через воздушный

холодильник 11, где охлаждается до температуры не более 40°С и поступает на блок

фракционирования 2 - УПДТ для производства керосиновой фракции 140-240°С.

Технология обеспечивает ресурсосбережение.

Технология имеет опыт коммерческого использования.

7.5 Технология стабилизации газового конденсата

Технология предназначена для удаления из нестабильного газоконденсата,

поступающего с промысла и установок ГПЗ легких углеводородов, сероводорода и

меркаптанов, до уровня требований, предъявляемых к товарному продукту.

Принципиальная схема приведена на рисунке 7.8.

Рисунок 7.8 - Технология стабилизации газоконденсата

Отличием технологии является одновременное сочетание традиционных

способов: отдувка стабилизата рециклом собственного газа с очисткой от

сероводорода и подогрев куба колонны за счет подвода тепла в кипятильник. Это

позволяет реализовать процесс стабилизации конденсата при более низком

давлении, и за счет этого сократить энергопотребление. Реализуется этот способ за

счет комплекса технологических решений: возврата отдувочного газа в колонну

136

путем инжекции частью горячего потока стабилизата; абсорбционной очистки по

технологии рецикла отдувочного газа от сероводорода и меркаптанов, при

атмосферном давлении, до качества присущего магистральному газу; удаления из

рецикла стабилизата растворенного газа до равновесного состояния, путем

«разгазирования» жидкости на насадке в кубовой части колонны.

При применении этой технологии капитальные затраты на объект мощностью по

газоконденсату более 100 тыс т в год на 20 % ниже, чем при применении классических

технологий.

Технология имеет опыт коммерческого использования.

7.6 Технологии извлечения гелия из природного газа мембранным методом

Альтернативой криогенному методу получения гелия может служить мембранный

метод. Мембранное разделение основано на различной скорости проницания молекул

разделяемых газов сквозь мембрану (рисунок 7.9) под действием движущей силы.

Рисунок 7.9 - Шкала скорости проницания компонентов природного газа через

полимерную мембрану

В случае газоразделения движущей силой процесса является разница

парциальных давлений компонентов природного газа по обеим сторонам мембраны.

Принципиальная схема мембранного разделения приведена на рисунке 7.10.

Рисунок 7.10 - Принципиальная схема мембранного газоразделения

Сырьевой газ под давлением подается на мембрану (в мембранный модуль), где

происходит разделение на два потока: пермеат - проникший через мембрану поток с

низким давлением и ретентат - не проникший поток с давлением, близким к давлению

сырьевого газа. В случае мембранного выделения гелия из природного газа гелий

концентрируется в пермеате. Полимерные мембраны, используемые в

промышленности, состоят из нано-структурированного селективного слоя (полимерных

пленок), закрепленного на подложке, обеспечивающей механическую прочность.

137

Газоразделительная мембрана выполняется, как правило, в виде плоского полотна или

полого волокна (в виде тонкой трубки) и с применением дренажей и специальных

компаундных композиций собирается в мембранный элемент рулонного и

половолоконного типа соответственно (рисунок 7.11).

Рисунок 7.11 - Конструкция половолоконного (слева) и рулонного (справа)

мембранного элемента

Рулонные мембранные элементы более просты в изготовлении, однако для

половолоконных элементов значительно выше плотность упаковки мембранного

материала, что приводит к их меньшему потребному количеству и, как правило,

меньшим размерам газоразделительной установки. Наибольшая доля использования

газоразделительных мембран приходится на процессы воздухоразделения и

выделения диоксида углерода из природного газа. Газоразделительные мембраны

также используются для выделения водорода из газов нефтехимических

производств, отбензинивания и осушки природного и ПНГ, и других целей.

Возможность эффективного использования мембранной технологии для целей

выделения гелия связана с различной степенью проницаемости метана и гелия и, по

информации компании UOP, подтверждена результатами эксплуатации

промышленной установки на заводе Sorfert в Алжире. В отличие от криогенной

технологии с использованием полимерных мембран сложно обеспечить полное

разделение гелия и метана с получением товарного гелия высокой чистоты. Кроме

того, пермеатный поток (газ, обогащенный гелием), получаемый на мембранной

установке, будет содержать в основном гелий (не более 50 % об.), метан и азот, что

делает более целесообразным его долгосрочное хранение не в соляных хранилищах,

а в геологических формациях разрабатываемого или истощенного месторождения

гелийсодержащего природного газа.

Мембранная технология извлечения гелия из состава гелийсодержащего газа

позволяет существенно упростить аппаратурное оформление процесса газоразделения

в сравнении с традиционной технологией низкотемпературной конденсации и

ректификации. В мембранной установке отсутствуют движущиеся детали, при

эксплуатации мембранных разделительных систем нет необходимости в использовании

каких-либо реагентов. Энергопотребление установки определяется только затратами на

компримирование и инженерное обеспечение помещения, в котором располагается

установка. Мембранные установки характеризуются высокой надежностью,

устойчивостью к неполадкам, низкими капитальными и эксплуатационными затратами,

простотой эксплуатации и полной автоматизацией.

138

В связи с высоким содержанием гелия (молярная концентрация более 0,5 %) в

крупных месторождениях природного газа Восточной Сибири мембранная технология

для извлечения гелия становится высокоактуальной (рисунок 7.12).

Рисунок 7.12 - Мембранная гелиевая установка

Основная цель мембранной технологии

- снижение содержания гелия в

подготовленном товарном газе до требуемого остаточного содержания. С другой

стороны, целесообразно хотя бы частичное производство чистого гелия по

традиционным технологиям, в которых в качестве промежуточного продукта

используется гелиевый концентрат, являющийся вторым продуктом разделения в

мембранном процессе. Анализ возможностей существующего мембранного

оборудования показал, что для реализации крупномасштабных проектов извлечения

гелия из природного газа месторождений Восточной Сибири наиболее целесообразно

применение половолоконных модулей (с учетом того, что давление сырьевого газа

выше 10,0 МПа). Оптимальной по энергетическим затратам является двухступенчатая

схема с промежуточным сжатием пермеата первой ступени и объединением потоков

подготовленного природного газа с обеих ступеней. Оценка, выполненная для одного из

месторождений (молярная концентрация гелия в сырьевом газе 0,50-0,55 %), показала,

что при использовании двухступенчатой установки с промежуточным сжатием имеется

возможность снижения содержания гелия в товарном газе до нормативных требований

(не менее, чем в 10 раз по сравнению с исходной) с гарантированным 98,0-98,5 %

выходом товарного природного газа. При этом содержание гелия в гелиевом

концентрате составляет 30-36 %.

Половолоконные мембранные модули обладают разделительной способностью

(селективностью) по паре «гелий/метан» на уровне лучших мировых образцов.

Возможности реализации мембранного процесса подтверждены успешными полевыми

испытаниями одномодульной опытно-промышленной установки на газоконденсатном

139

месторождении. Результаты испытаний доказывают, что в зависимости от

технологического режима и экономической целесообразности в одноступенчатом

одностадийном процессе имеется возможность снижения содержания гелия в товарном

газе в 10-100 раз и повышения концентрации в гелиевом концентрате в 30-40 раз по

сравнению с его содержанием в сырьевом газе. При этом в товарном газе существенно

снижается содержание углекислого газа, а также его точка росы по воде, что является

дополнительным положительным результатом. Ресурсные испытания данной установки

в течение двухмесячного периода показали стабильность ее газоразделительных и

газодинамических характеристик, в том числе гидравлического сопротивления и степени

извлечения гелия.

Важным результатом проведенных пилотных испытаний также явилось

подтверждение расчетных данных по снижению содержания гелия в природном газе на

мембранной газоразделительной установке.

Полученные результаты положены в основу создания опытно-промышленной

многомодульной двухступенчатой установки блочно-модульного исполнения с

промежуточным компримированием, предназначенной для масштабирования

технологии при создании промышленных установок. Одновременно с извлечением

гелия будет происходить дополнительная осушка подготовленного газа, направляемого

в газотранспортную сеть. Установка состоит из двух основных блоков

газоразделительного мембранного блока (содержащего модули первой и второй

ступеней разделения) и межступенчатой компрессорной станции (на базе поршневого

компрессора с электрическим приводом). Мембранный блок представляет собой

блочное здание, содержащее узлы местного и дистанционного контроля параметров

работы установки и инженерные системы жизнеобеспечения в соответствии с

требованиями нормативных документов РФ. Межступенчатая компрессорная станция

расположена в отдельном блок-модуле (рисунок 7.13). Проводятся промышленные

испытания технологии в условиях месторождений Восточной Сибири.

Рисунок 7.13 - Мембранная установка для извлечения гелия из природного газа

Мембранные газоразделительные модули, примененные в установке, обладают

следующими основными параметрами:

• выдерживают входное давление исходного газа до 11,0 МПа и перепад давлений

на мембране между исходным и проникшим потоком до 10,0 МПа;

140

• могут эксплуатироваться в диапазоне температур исходного газа от 5 до 80°С;

• рекомендованный температурный диапазон разделяемой смеси - от 50 до 60°С

с учетом влияния температуры разделяемой смеси на эффективность разделения.

Таким образом, может рассматриваться как альтернатива традиционной

технологии (в случае решения задачи именно частичного удаления гелия) в условиях

подготовки непосредственно на площадках добычи либо в местах отбора части газа из

магистрального газопровода для местных потребителей. Ее применение позволит

достичь существенного снижения капитальных и эксплуатационных затрат при

промышленном освоении крупных гелийсодержащих газовых месторождений Восточной

Сибири.

Технология обеспечивает снижение энергопотребления и негативного

воздействия на ОС.

Технология имеет опыт коммерческого использования.

7.7 Технологии получения технического углерода и водорода

Технология получения технического углерода и водорода пиролизом метана.

Пиролиз метана осуществляется с разделением и одновременным удалением из зоны

пиролиза твердой фракции (кокса и сажи) и газообразной фракции (водород) при

температуре

1400

500С. Время контакта исходного газа в теплообменнике

регулируется с помощью изменения масс-объемного состояния теплообменника.

В качестве сырья используется метан (природный газ, может использоваться

другое сырье, содержащего в значительных количествах этан или пропан).

В сравнении с традиционной технологией получения водорода из природного

газа, рассматриваемая технология имеет следующие преимущества:



себестоимость водорода, получаемого пиролизом природного газа, в 4-5 раз

ниже себестоимости водорода, получаемого электролизом воды, и ниже себестоимости

водорода, получаемого пароводяной конверсией природного газа;



использование не дефицитного сырья - природного газа;



в технологии не используются и не образуются экологически опасные

твердые, жидкие и газообразные продукты.

Применение технологии позволит снизить негативное воздействия на ОС при

получении техуглерода.

7.8 Технологии компримирования попутного нефтяного газа

Технология

компримирования

включает

устройство

для

сжатия

многокомпонентных газов, в частности ПНГ (рисунок 7.14).

Установка компримирования ПНГ (на схеме условно показана одна ступень

компримирования) состоит из компрессора

1 и фракционирующего абсорбера

оборудованного блоком тепломассообменных элементов 3, возможно, с насадкой 4,

оснащенного линиями подачи ПНГ I и вывода сжатого газа II, подачи стабильной нефти

III и вывода нестабильной нефти V, подачи/вывода хладагента IV (условно показана

противоточная подача последнего).

141

При работе установки ПНГ I сжимают в компрессоре

1 и подают во

фракционирующий абсорбер 2 ниже блока тепломассообменных элементов 3, выше

которого подают стабильную нефть III, которая при противоточном контактировании с

горячим сжатым ПНГ (компрессатом) в условиях градиента температур, создаваемого

за счет охлаждения хладагентом IV, абсорбирует углеводороды С4+ газа и частично

стабилизируется. Полученную нестабильную нефть V выводят с низа

фракционирующего абсорбера 2.

Рисунок 7.14 - Установка компримирования ПНГ

Техническим результатом является упрощение установки и снижение

энергозатрат.

Другим вариантом технологии является комплексная система подготовки ПНГ,

включая его компримирование, для подачи газа в газлифтную систему и в

межпромысловый коллектор - транспортный трубопровод.

Система включает использование турбокомпрессорного агрегата со ступенью

низкого и высокого давления, фильтра-сепаратора и входного сепаратора для

отделения газа от конденсата, воды и механических примесей, которые устанавливают

перед ступенью низкого давления, а за ступенью низкого давления - АВО газа,

сепаратора для отделения газа от жидкости с патрубками входа газа, выхода газа и

выхода жидкости, промежуточного и концевого АВО газа, который устанавливают за

первой и второй ступенями высокого давления, промежуточного и концевого

сепараторов для отделения газа от жидкости с патрубками входа газа, выхода газа,

выхода конденсата и воды.

Технология предусматривает использование дополнительного АВО газа, который

последовательно соединяют с выходом АВО газа, расположенным после

промежуточного сепаратора высокой ступени сжатия турбокомпрессорного агрегата, и

дополнительного насоса, которым подают смешанный поток конденсата и ингибиторов

парафинообразования по трубопроводу в новый узел подачи конденсата и ингибитора

гидратообразования между последовательно соединенными АВО газа. На рисунке 7.15

приведена принципиальная технологическая схема.

142

Рисунок 7.15 - Система подготовки ПНГ

Система включает блок редуцирования газа 2, снижающий давление ПНГ,

поступающего по трубопроводу 1, предохранительные клапаны 3 и 21, служащие для

предотвращения повышения давления, входной сепаратор 4, фильтр-сепаратор тонкой

очистки 5. В состав турбокомпрессорного агрегата (ТКА) 6 входят газотурбинный привод

7 и два корпуса сжатия: корпус низкого давления 8 (КНД) и корпус высокого давления 11

(КВД), обеспечивающие последовательное трехступенчатое компримирование ПНГ.

Технологические узлы замера газа 17, контролирующие работу ТКА 15, установлены

перед каждой ступенью компримирования. Промежуточные АВО газа

9 и

12,

дополнительный АВО газа 14, соединенный последовательно с выходом АВО газа 12, а

также конечный АВО газа 13, установленные после каждой ступени компримирования,

обеспечивающие охлаждение ПНГ. Промежуточные и конечный сепараторы 10, 15, 16

для очистки газа. Метанолопровод

34, предусмотренный для подачи ингибитора

гидратообразования (метанола). Блок низкотемпературной сепарации газа

20,

состоящий из рекуперативного теплообменника

18, регулятора давления

19 и

низкотемпературного сепаратора 22. Трубопровод 25 для подачи подготовленного газа,

трубопровод 24 для подачи газлифтного газа, а также блок замера газа 23. Для сбора

жидких углеводородов от сепараторов 4, 5, 10, 15, 16, 22 предусмотрена накопительная

емкость 27, полупогружной насос 30, перекачивающий жидкость в дренажную емкость

28, трубопровод 31. Насос 29, подающий смесь конденсата (из емкости 28) и ингибитора

парафинообразования из отдельно стоящей емкости 32 по трубопроводу 26.

ПНГ от центрального пункта сбора по трубопроводу

1 поступает в блок

редуцирования газа 2, где производится снижение давления газа. На выходе из блока

предусмотрены предохранительный клапан

3, служащий для предотвращения

повышения давления на входе ТКА 6 выше номинального в случае отказа регуляторов

давления в блоке редуцирования 2. После блока редуцирования 2 газ направляется во

входной сепаратор

4, где производится улавливание капельной жидкости,

содержащейся в ПНГ, а также жидкостных пробок. Далее газ поступает на вход

сепаратора тонкой очистки (фильтр-сепаратор) 5, где производится окончательная

очистка газа от жидкости и механических примесей для входного газа ТКА 6 (по

143

техническим условиям). После сепараторов тонкой очистки 5 газ направляется на вход,

по меньшей мере, одного ТКА 6. В состав ТКА 6 входит газотурбинный привод 7 и два

корпуса сжатия: КНД 8 и КВД 11. В корпусах сжатия газ последовательно сжимается до

1,16 МПа в первом корпусе КНД 8 и до давления 8,16 МПа - во втором КВД 11. После

КНД 8 производится промежуточное охлаждение газа в АВО газа 9. Выделившаяся при

охлаждении газа жидкость улавливается в промежуточном сепараторе 10. На выходе из

первой секции сжатия КВД в поток газа подается по метанолопроводу 34 ингибитор

гидратообразования (метанол) с охлаждением в АВО газа 12, а в поток газа, вышедший

из АВО газа 12 с температурой и давлением, определенными техническим регламентом

работы компрессорной станции, дополнительным насосом

29 подается смесь

конденсата (из емкости 28) и тем же дополнительным насосом 29 подается ингибитор

парафинообразования (из отдельно стоящей емкости 32 для его хранения), далее газ

поступает в АВО газа 14, где температура газа снижается до 5-6°С, что на 10-15 градусов

ниже штатной, это снижение температуры дает возможность извлечь из газа (в

сепараторе 15) дополнительное количество жидких углеводородов, что, в свою очередь,

повышает общую добычу нефтепромысла и существенно снижает количество жидкости

в газлифтном газе, подаваемом по трубопроводу 24. Подача метанола в поток газа

предотвращает образование гидратов в нижних секциях АВО газа 12 и 14. Подача смеси

конденсата и ингибитора парафинообразования предотвращает отложения парафинов

в АВО газа

14, так как компрессорная станция компримирует ПНГ с высоким

содержанием парафинов. После второй секции сжатия КВД 11 газ охлаждается в

концевых АВО газа 13. Выделившаяся после охлаждения газа жидкость, состоящая из

воды и конденсата, улавливается в концевом сепараторе 16.

Для контроля работы ТКА

6 перед каждой ступенью компримирования

предусмотрен узел замера газа 17. Замерные устройства располагаются в ангаре ТКА 6.

После концевого сепаратора 16 часть скомпримированного газа по трубопроводу 24

отбирается для циклической газлифтной системы промысла, остальная часть поступает

в блок НТС 20 для осушки. Замер газлифтного газа предусматривается в блоке 23.

В состав оборудования установки НТС 20 входят рекуперативный теплообменник

18, регулятор давления 19 и низкотемпературный сепаратор 22. Скомпримированный

газ после отбора газлифтного газа поступает на вход рекуперативного теплообменника

18, где охлаждается потоком осушенного газа от низкотемпературного сепаратора 22,

после чего поступает на регулятор давления

19, где давление газа снижается.

Температура при этом снижается, обеспечивая необходимую температуру точки росы

газа по воде и углеводородам до нормативных параметров осушенного газа. На выходе

низкотемпературного сепаратора 22 предусмотрен предохранительный клапан 21,

служащий для предотвращения повышения давления выше рабочего в случае отказа

регуляторов давления и рассчитанный на полную производительность сепаратора.

После низкотемпературного сепаратора

22 осушенный газ направляется на

коммерческий замер в блок замера газа 23.

Конденсат, выделившийся в сепараторах 4, 5, 10, 15,

16,

22, поступает в

накопительную емкость 27, из нее полупогружным насосом 30 откачивается в емкость

28, далее по трубопроводу 31 на центральный пункт сбора.

При подготовке газлифтного газа предлагаемым способом достигается

температура ниже, чем в газлифтной системе, что изменяет технологический режим

144

подготовки газа и дополнительно увеличивает выход конденсата на сепараторах 15 и

16, а также существенно снижает количество тяжелых углеводородов в паровой фазе

газа, подаваемого в газлифтную систему по трубопроводу 24.

7.9 Мембранная технология подготовки природного и попутного нефтяного

газов

Мембранное разделение газовых смесей основано на использовании мембран,

обладающих свойством селективной проницаемости компонентов газовой смеси, т.е.

компоненты исходной смеси проникают через мембрану с различной скоростью. При

подготовке газа в мембранном модуле исходный сырьевой поток разделяется на два

потока - на проникший через мембрану поток низкого давления (пермеат) и остаточный

поток (ретентат). Движущей силой процесса является разность парциальных давлений

компонентов газа в полостях высокого (ПВД) и низкого (ПНД) давления.

Поток высокого давления (ретентат) обогащается труднопроникающими

компонентами (метан, этан) и в задачах подготовки газа, как правило, является целевым.

Образующийся пермеатный поток (поток низкого давления) обогащается водой,

сероводородом, углекислым газом, тяжёлыми углеводородами и может быть

использован в качестве топливного газа или дополнительно переработан (например, с

помощью дополнительной, второй мембранной ступени с увеличением выхода

подготовленного газа; или с помощью дополнительной установки GTL c получением

жидких продуктов). Эффективность применения мембранной технологии зависит от

решаемой задачи и условий площадки размещения и, как правило, достигает степени

утилизации ПНГ более 95 %, а в ряде задач осушки природного газа по воде- до 100 %

(без учета жидкой фазы).

В настоящее время на территории РФ находятся в эксплуатации несколько

промышленных мембранных установок, реализующих различные схемы организации

процесса мембранной подготовки углеводородных газовых смесей [164].

Принципиальная схема типовой мембранной установки комплексной подготовки

ПНГ показана на рисунке 7.16 [165].

1 - вход сырьевого газа, 2 - сепаратор сырьевого газа, 3 - компрессор, 4 - АВО,

5 - газосепаратор, 6 - фильтр-коалесцер, 7, 15, 17, 19, 21, 23 - трубопроводы,

8,10 - мембранные газоразделительные блоки МГБ-1 и МГБ-2, соответственно, 9, 11 - полость

высокого давления мембранных блоков (ПВД), 12 - регулятор давления, 13 - выход

подготовленного газа, 14, 16, 25 - конденсат, 18, 22 - полость низкого давления мембранных

блоков (ПНД), 20, 24 - дроссель

Рисунок 7.16 - Типовая установка двухстадийной мембранной подготовки ПНГ

145

Установка работает следующим образом. ПНГ или ПГ последовательно

очищается от капельной жидкости во входном сепараторе 2, сжимается до заданного

давления в компрессоре 3, охлаждается до заданной температуры в АВО 4, очищается

от капельной жидкости в концевом сепараторе 5 и фильтре-коалесцере 6, после чего с

заданными параметрами по теплоизолированному обогреваемому трубопроводу

поступает на вход мембранного газоразделительного блока МГБ-1 8. МГБ представляет

собой, как правило, несколько параллельно расположенных модулей на основе

половолоконной мембраны, имеющих общие линии ввода сырьевого газа, вывода

подготовленного газа и пермеата. В ПВД 9 газовая смесь проходит через межволоконное

пространство мембранного газоразделительного модуля. По мере продвижения вдоль

волокон легкопроникающие компоненты газовой смеси (вода, сероводород, меркаптаны,

диоксид углерода, этан и более тяжёлые углеводороды) селективно проникают во

внутриволоконное пространство - ПНД 18, в результате чего соотношение легко и

труднопроникающих компонентов газовой смеси в ПВД уменьшается. Предусмотрена

возможность (в зависимости от необходимости) подачи части газовой смеси с выхода

ПВД 9 подачи по трубопроводу 20 через дроссель 19 в ПНД 18; продувка ПНД 18 газовой

смесью с выхода ПВД 9 позволяет увеличить движущую силу процесса газоразделения.

Газовую смесь, а именно, смесь пермеата из ПНД 18 и ретентата из ПВД 9, с выхода

ПНД 18 подают на патрубок подачи топливного газа газопоршневого компрессора 3 для

использования в качестве топлива. Основную часть газовой смеси с выхода ПВД 9

подают на вход ПВД 11 МГБ-2 10, где, аналогично МГБ 8, соотношение легко и

труднопроникающих компонентов в газовой смеси (ПВД) уменьшается с получением

продукта, соответствующего предъявляемым к нему требованиям на выходе из ПВД 11.

Часть продукта (в зависимости от необходимости) по трубопроводу 23 через дроссель

24 подают на вход ПНД 22 МГБ 10 для ее продувки, а смесь пермеата из ПНД 22 подают

на вход сепаратора 2 по трубопроводу 21, тем самым обеспечивая возврат газа в цикл

газоразделения (рециркуляцию). Давление в системе и расход подготовленного газа

устанавливают посредством регулятора

12 на трубопроводе

13 отвода готового

продукта.

Типовая схема мембранной промышленной установки (рисунок

7.16) в

зависимости от типа и качества исходного газа, целей подготовки газа и объема

подготавливаемого газа легко адаптируется под конкретную решаемую задачу.

При давлении сырьевого газа, превышающем давление пермеата, для возврата

пермеата на всас компрессора сырьевого газа использую дожимной компрессор [166].

Если целевым компонентом является легкопроникающий газ (например, в задаче

извлечения и концентрирования гелия из природного газа), то применяют

двухступенчатую схему, а дожимной компрессор пермеата используется для создания

давления, достаточного для повторной подготовки пермеата на мембранном блоке

второй ступени (рисунок 7.17).

146

При высоких ТТР сырьевого газа по углеводородам и воде перед подачей на

мембранный блок применяется дополнительный подогрев сырьевого газа перед

подачей его в МГБ, который, в зависимости от возможностей площадки размещения

установки, реализуется либо с помощью типового подогревателя газа, либо с помощью

теплообменника.

Сама мембранная установка может быть выполнена в виде от одной до трех

последовательно расположенных мембранных стадий, при этом, в свою очередь,

каждая стадия может состоять из одного или нескольких параллельно расположенных

мембранных блоков (рисунок 7.19).

Рисунок 7.19 - Схемы компоновки мембранных блоков в составе мембранной

установки: а) параллельная, б) последовательная,

в) параллельно- последовательная

Одностадийные схемы (рисунок 7.19а) наиболее простые, но характеризуются

более низким извлечением целевого потока с фиксированными свойствами.

Многостадийные схемы (рисунок 7.19б) позволяют достигнуть высокой очистки целевого

труднопроникающего компонента смеси, особенно когда требуется высокая

концентрация. Применение параллельно-последовательной схемы подключения

мембранных блоков позволяет достичь высокой степени извлечения и чистоты целевого

продукта в широком интервале нагрузок (рисунок

7.19в). Многостадийные схемы

наиболее широко применяются при реализации схем с частичным рециклом газа.

Объем подготовленного газа, получаемого с единичного мембранного модуля

(или МГБ), возрастает с повышением селективности применяемой мембраны по

удаляемым компонентам, с увеличением перепада давлений на мембране (разности

между давлением газа в ПВД и ПНД), с увеличением отношения давлений в ПВД и ПНД.

Повышение температуры подготовки, как правило, ведет к увеличению удельной

производительности по подготовленному газу (при сохранении величин давлении ПВД

и ПНД), но одновременно увеличивается и требуемое количество исходного сырьевого

газа.

148

Опыт промышленной эксплуатации мембранных установок на территории РФ

показал, что, в зависимости от режима работы, обеспечиваются следующие показатели

подготовки газа:

снижение ТТР газа по воде на 15-40С относительно начального значения;

снижение ТТР по углеводородам на 8-30С относительно начального значения;

увеличение метанового числа подготовленного газа на

10-40 единиц в

зависимости от требуемой степени снижения низшей теплотворной способности газа;

при этом содержание в нем С4+ снижается в 2,5-6 раз, а содержание метана повышается

на 8-25 %;

снижение содержания сернистых соединений (сероводород, меркаптаны) в 10-100

раз;

снижение содержания СО2 до 15 раз.

Принципиальным преимуществом мембранных установок является поставка

оборудования в блочном исполнении для любой климатической зоны и обеспечение

качества подготавливаемого газа в соответствии со всеми требованиями

СТО Газпром 089-2010 [35] (за исключением требований по содержанию кислорода) и

ГОСТ 5542-2014 [36] (за исключением требований по содержанию кислорода и

интенсивности запаха). При этом в рамках данной технологии одновременно решаются

задачи осушки газа по воде и снижению в нем содержания тяжелых углеводородов

(отбензинивание), сероводорода, меркаптанов (сероочистка), углекислого газа.

Другими, кроме комплексного решения задачи подготовки газа, преимуществами

мембранных углеводородных установок по сравнению с альтернативными

традиционными

технологиями

подготовки

газа,

являются:

минимальные

эксплуатационные затраты; возможность работы на давлении исходного газа в широком

диапазоне значений; компактность и малый вес; простота монтажа и обслуживания;

большой ресурс работы; возможность наращивания производительности установки;

быстрый запуск и останов; простота в эксплуатации; легкость встраивания в другие

технологические процессы. Например, применение мембранной установки позволяет

вернуть в поток осушенного и подготовленного газа 70-90 % объема отработанного газа

регенерации адсорбционной установки осушки газа, а 10-30 % - направить на вход

сырьевого компрессора [171]. В результате, достигается увеличение выхода с установки

адсорбционной осушки подготовленного газа и снижается количество газа регенерации,

подаваемого на вход сырьевого компрессора, с 25-30 % до 1-5 % от общего сырьевого

потока.

7.10 Технология очистки природного и попутного нефтяного газов от

сероводорода методом жидкофазного окисления сероводорода хелатными

комплексами железа

Процесс каталитического окисления сероводорода хелатами металлов

переменной валентности был разработан более 30 лет назад и в зарубежной практике

успешно используется на установках подготовки газа малого и среднего объема [172].

Процесс относится к регенерируемым методам сероочистки и основан на

окислении сероводорода до элементарной серы водными растворами хелатных

соединений железа с последующей их регенерацией кислородом воздуха.

149

Образующаяся сера выделяется фильтрацией, как правило, в виде кека (лепешки) с

заданной влажностью и пригодна для последующей переработки в товарный продукт по

ГОСТ 127.1-93 [105]. Другие области применения серы из процесса: использование в

качестве добавки в технологии производства сероасфальтобетона, использование в

виде суспензии в качестве удобрения в сельском хозяйстве. Возможно захоронение кека

(лепешки) серы в почве, т.к. она не представляет опасности для окружающей среды и

является безвредным отходом.

Процесс хелатной очистки газов от сероводорода обладает универсальностью и

позволяет перерабатывать газы с содержанием сероводорода вплоть до 100 % при

давлениях сырьевого газа до 10 МПа, однако, наиболее технологически простым и

коммерчески обоснованным является применение технологии для очистки газов с

содержанием сероводорода от 0,1 до 3,5 % мол., при давлениях от 0,1 до 1,0 МПа, с

выделением примерно до 12,5 тонн серы в сутки. Минимальное давление газа на

обессеривание ограничивается потерей давления газа в процессе его очистки и, как

правило, не превышает 0,5 бар.

Принципиальная схема процесса приведена на рисунке 7.20.

Рисунок 7.20 - Принципиальная схема установки жидкофазного окисления

сероводорода хелатными комплексами железа

Установка работает следующим образом. На вход установки подается сырьевой

сероводородсодержащий газ, с заданными расходом, давлением и температурой,

предварительно отсепарированный от капельной жидкости и механических примесей.

Проходя через раствор катализатора в абсорбере, газ очищается от сероводорода,

после чего подается для дальнейшего использования. В процессе обессеривания

исходный газ нагревается и выходит из абсорбера влагонасыщенным.

Абсорбер и регенератор содержат необходимое для функционирования системы

количество жидкого катализатора, внутренние массообменные и распределительные

устройства, оборудованы системой компенсационного электрообогрева. Абсорбер

работает при входном давлении газа, регенератор работает при атмосферном

150

давлении. Предусмотрено поддержание постоянного уровня жидкости в абсорбере,

излишки жидкости сливаются через регулирующий клапан в регенератор за счет

существующей между ними разности давлений.

Регенерация катализатора выполняется подачей в нижнюю часть регенератора

через распределительное устройство воздуха. Для подачи воздуха, в зависимости от

параметров сырьевого газа, предусмотрено использование воздушного компрессора с

электроприводом или воздуходувки. После прохождения через раствор катализатора

воздух, насыщенный парами воды, сбрасывается в атмосферу.

Регенерированный раствор направляется с помощью рециркуляционного насоса

в верхнюю часть абсорбера противотоком к движению газа. При снижении уровня

катализатора в регенераторе производится подпитка системы раствором из

смесительной емкости (на схеме не показана) с помощью насоса.

В нижней части регенератора собирается серный осадок, который с помощью

насоса (на схеме не показан) отводится на фильтр-пресс, установленный в отдельном

отсеке технологического блок-бокса. Фильтр-пресс отделяет от жидкости серный кек

(лепешку) с остаточной влажностью 20-30 %, который периодически увозится на крытый

склад для накопления и временного хранения. Отделенный от серы раствор

возвращается в цикл. Для очистки фильтр-пресса предусмотрен подвод к нему сжатого

воздуха и технической воды.

Предусмотрены узлы отбора проб газа и жидкости на анализ и узел дозирования

реагентов для поддержания технологических параметров процесса (на рисунке не

показан).

В качестве хелатообразующих соединений, которые поддерживают железо в

растворенном состоянии, наиболее широко используются растворимые соли

этилендиаминтетрауксусной кислоты (например, двунатриевая - Трилон Б).

Общая реакция каталитического окисления сероводорода описывается

уравнением:

2H2S + O2 = 2S + 2H2O

В абсорбере протекает следующая суммарная реакция:

2Fe+3 + H2S = S + 2Fe+2 + 2H+

В регенераторе протекает следующая суммарная реакция:

4Fe+2 + O2 + 4H+ = 4Fe+3 + 2H2O

Процесс селективен по отношению к H2S в присутствии СО2. В процессе очистки

газа может быть удалено до 50-80 % метилмеркаптана и 30-60 % сероокиси углерода.

Комплектная поставка установки жидкофазного обессеривания сероводорода

состоит из монтажных блоков максимальной заводской готовности блочно-модульного

исполнения или наружного размещения и включает узлы сепарации сырьевого и

обессеренного газа; абсорбционной сероочистки; регенерации катализатора; отделения

серы; насосно-компрессорное и теплообменное оборудование.

Установка хелатной очистки может выступать в качестве основной единицы

системы подготовки газа и легко интегрируется в систему комплексной подготовки газа,

обеспечивая гарантированное качество по содержанию сероводорода в соответствии с

требованиями СТО Газпром 089-2010 [35] (до

7 мг/м3) и ГОСТ 5542-2014 [36] (до

20 мг/м3). Следует также отметить, что процесс очистки от сероводорода хелатными

комплексами железа слабо чувствителен к колебаниям расхода обрабатываемого газа

151

и содержанию в нем сероводорода, что обеспечивает существенные преимущества при

эксплуатации установок в условиях изменяющихся расходов и составов газа.

Дополнительным преимуществом процесса является его устойчивость к

кратковременным перерывам электроснабжения, что повышает применимость

установок хелатной очистки для объектов, где нет возможности обеспечить

бесперебойное электроснабжение.

7.11 Технология очистки ПНГ от серосодержащих соединений

Применение разработанных гранулированных хемосорбентов позволяет

эффективно удалять из газовых потоков сероводород, меркаптановые соединения и

снижать влажность очищаемого газа.

Очищаемый

газ

после

фильтра-осушителя

поступает

через

газораспределительное устройство в верхнюю часть адсорбера и проходит через слой

хемосорбента, представляющего собой смесь природных гранулированных материалов,

основным компонентом которой является диоксид марганца, обеспечивающий

адсорбционную реакцию (хемосорбция по поверхности) с сероводородом. Другие

компоненты смеси обеспечивают дополнительно улавливание влаги и выделение

незначительного количества тепла для поддержания стабильности реакционного

процесса

Для улавливания мелких частиц перед подачей газа потребителю на линии

выхода из адсорберов устанавливается фильтр-пылеуловитель. Очищенный газ

выводится с низа адсорбера.

При прохождении через слой хемосорбента газового потока сероводород и

меркаптановые соединения реагируют с диоксидом марганца, образуя устойчивые

соединения четвертого класса опасности, которые могут утилизироваться на полигонах

промышленных твердых отходов.

Основные показатели процесса с использованием хемосорбента:

Степень насыщения по массе

0,25 г S/г сорбента

Интервал рабочих температур (по газу)

5-100 ⁰С

Минимальное давление газового потока

1,4 атм

Линейная скорость

от 0,05 до 0,15 м/с

Исходная концентрация сероводорода

до 20г/м³

Исходная концентрация меркаптанов

до 70 мг/м³

Степень очистки

88,5 - 99,5 %

Частота замены сорбента

не чаще 1 раза в 6 месяцев

Класс опасности отходов

четвертый

Наличие обслуживающего персонала

не требуется, управление полностью

автоматизировано

Потребляемая мощность: только на КИПиА

не более 1 кВт

Потребление воды или водяного пара

не требуется

Наличие перекачивающего оборудования

не требуется

Расход газа при рабочем режиме

- мин. 350

эксплуатации, нм³/час

- ном. 800÷900

- макс. 1450

152

Наиболее распространенной технологией очистки ПНГ от серосодержащих

соединений в России является технологии Sulfurex. Рассматриваемая технология

характеризуется рядом преимуществ по сравнению с Sulfurex: в технологии не

используются водные растворы; продукт очистки - сухой газ; загрузка реактивов

производится раз в полгода/год; присутствие персонала для технического обслуживания

оборудования не требуется.

Очистка газа от сероводорода и меркаптановых соединений на гранулированном

сорбенте оптимальна для газовых потоков с содержанием серы до 50 кг/сут и расходом

газа до 100 тыс.м3/сут. При больших объемах газа с таким же количеством серы могут

применяться комбинированные технологии, например, концентрирование сероводорода

на аминовой установке с последующей утилизацией сероводорода на сорбенте.

Технология имеет опыт коммерческого использования.

7.12 Технологии производства синтетических сжиженных углеводородов

Природный газ наряду с традиционным его использованием в качестве

энергетического топлива является ценным сырьем для производства синтетических

жидких углеводородов (СЖУ) с последующим получением синтетических жидких топлив

(СЖТ). В России данная технология на промышленном уровне еще не отработана.

Однако существует ряд опытных разработок.

СЖУ впервые были получены из смеси оксида углерода и водорода в Германии

Ф. Фишером и Г. Тропшем, в честь которых названа химическая реакция. Синтез

Фишера-Тропша - химическая реакция, которая в присутствии катализатора на базе

железа или кобальта, преобразует синтез-газ (смесь углерода и водорода) в жидкие

углеводороды (синтетическая нефть), с последующей возможностью переработки

синтетики в моторные топлива и масла.

Реакцию ведут в проточных реакторах при температурах 180 - 360°С и давлении

до 45 атм. Продуктами являются α-олефины и парафины в основном линейного

строения широкого фракционного состава, от C1 до C100 и выше:

nCO + (2n +1) H2 → CnH2n+2 + nH2O

nCO + 2nH2 → CnH2n + nH2O

Тепловой эффект этих реакций составляет 165 кДж на моль прореагировавшего

СО.

Синтез Фишера-Тропша рассматривают как реакцию гидрополимеризации СО, в

ходе которой образуется широкая углеводородная фракция. На поверхности

катализатора происходит два типа реакций: рост цепи в результате присоединения

мономера к уже имеющемуся интермедиату и обрыв цепи с образованием

продукта [173].

Синтез Фишера-Тропша протекает в присутствии катализаторов, содержащих

металлы VIII группы Периодической системы - никель, кобальт, железо с добавками

оксидов других металлов (тория, магния, циркония, титана). Выход и состав продуктов

реакции определяется видом катализатора и условиями проведения процесса.

Промышленные катализаторы современного процесса Фишера-Тропша часто состоят из

железа или кобальта, нанесённых на оксид алюминия, диоксид кремния или кизельгур,

и содержат в качестве промоторов оксиды или соли щелочных металлов.

153

В качестве носителей катализаторов применяют оксиды, природные и

синтетические алюмосиликаты и цеолиты. На кобальтовых катализаторах образуются

смеси, состоящие преимущественно из парафиновых углеводородов нормального

строения (80 % и более) и нормальных алкенов (15-20 % и более) с числом атомов

углерода 1-100 и выше и небольшого количества разветвленных алканов, алкенов и

кислородсодержащих соединений (5 %). Процесс протекает при температуре 170-200°С

и давлении 0,1-1,0 МПа. В присутствии железных катализаторов синтез углеводородов

из СО и Н2 осуществляется в более жестких условиях: температуре 200-350°С,

давлении

3-4 МПа. В результате образуются углеводородные смеси с большим

содержанием олефинов (до 50 %) и кислородсодержащих соединений.

Дизельное топливо можно получать как в ходе синтеза Фишера-Тропша

непосредственно, так и в результате гидрокрекинга образующихся в процессе

углеводородов выше Ci9 и олигомеризации алкенов С3-С8. Бензины, получаемые на

железных катализаторах, имеют более высокие октановые числа, чем бензины,

производимые на кобальтовых катализаторах, однако они менее стабильны. Цетановые

числа дизельных топлив, получаемых на Co-системах, напротив, очень высоки. При

применении кобальтовых катализаторов образуется много дорогостоящих

высокомолекулярных парафинов (синтетических церезинов), что улучшает

экономические показатели процесса. В случае промотирования кобальтовых

катализаторов оксидами циркония, особенно в смеси с цеолитами марки HZSM-5,

происходит значительное увеличение выходов жидких алифатических и ароматических

углеводородов.

Трудновосстанавливаемые оксиды циркония, титана, церия и др., а также их

смеси с оксидами цинка и алюминия, которые являются промоторами никелевых,

кобальтовых и железных катализаторов, сами также (при 450°С и 10 МПа) могут служить

катализаторами синтеза углеводородов преимущественно разветвленного строения.

Смесь углеводородных продуктов, полученная из СО и Н2, включает 10-30 %

метана, 10-20 % углеводородов С2-С4 и 45-80 % жидких и твёрдых углеводородов.

Одной из важнейших проблем совершенствования процесса является переработка в

топливные фракции или другие химические продукты образующихся легких

углеводородов (С2-С5). К недостаткам процесса следует отнести дороговизну

катализаторов, сложность их регенерации, низкую производительность - 8-12 кг жидких

продуктов на 1 м3 катализатора в час.

Предложены новые модификации катализаторов синтеза углеводородов из СО и

Н2, к которым относятся:

- модифицированные железные и кобальтовые катализаторы, включая

промотированные оксидами металлов IV, VI, VIII групп;

- кобальт- и железосодержащие осажденные или пропиточные катализаторы на

основе высококремнеземных цеолитов;

- двухкомпонентные системы, представляющие собой модифицированные

катализаторы синтеза из СО и Н2 метанола или углеводородов в смеси с цеолитными

компонентами;

- нанесенные на носители карбонильные комплексы металлов VIII группы. В

качестве носителей могут быть применены цеолиты.

- рутенийсодержащие системы. [128]

154

Промышленное производство СЖУ состоит из трех стадий:

1 - производство синтез-газа;

2 - получение смеси синтетических углеводородов;

3 - гидрооблагораживание СУ.

На рисунке 7.21 приведена принципиальная схема производства СЖУ на одном

из зарубежных заводов с ежегодным потреблением природного газа более 3 млрд. м3 в

год, из которого видно, что продуктами синтеза являются синтетические углеводороды

(СУ), из которых получают сжиженные углеводородные газы (СУГ), нафту, керосиновую

и дизельную фракции.

Рисунок 7.21 - Схема производства СЖУ [174]

Технологии производства СЖТ постоянно совершенствуются. К наиболее

перспективным из них можно отнести следующие:

- технология с применением пароуглекислотной конверсии ПНГ;

- технология гетерогенно-каталитической полимеризации синтез-газа в жидкое

топливо;

- технология с применением каталитической пароуглекислотной конверсии

исходного сырья и рециркуляционных продуктов;

- комбинированные технологии производства СЖУ и метанола;

- микро- и миниканальные технологии.

7.12.1 Технология производства СЖУ с применением пароуглекислотной

конверсии ПНГ

В России создана технология получения реактивных, дизельных топлив и масел

из природного и попутного нефтяного газа, которая состоит из 2-х основных стадий:

синтез Фишера-Тропша и переработка СЖУ и СТУ.

В основе технологии лежат:

- оригинальный процесс пароуглекислотной конверсии ПНГ, позволяющий

снизить затраты на производство синтез-газа на 40-50 %;

- уникальный способ реализации синтеза Фишера-Тропша, обеспечивающий

выработку СЖУ с широким фракционным составом;

- разработанный комплекс гидрокаталитических процессов, позволяющий

вырабатывать широкий ассортимент товарной продукции, удовлетворяющий

потребности рынка, как в топливном сегменте, так и в сегменте масел и сырья для

химической промышленности.

155

К преимуществам технологии относятся:

- утилизация низконапорного попутного газа;

- монетизация углекислого газа;

- отсутствие СВ, загрязняющих водоемы;

- возможность модульного исполнения технологии решает проблему освоения

небольших месторождений и обеспечения топливом труднодоступных районов;

- производство широкого спектра продукции: высококачественных топлив для

летательных аппаратов и автомобильных двигателей.

Предложен комплекс производства синтетической нефти и СЖТ из ПНГ и ПГ в

блочно-модульном исполнении.

В настоящее время разрабатываются проекты двух типов блочно-модульных

установок с объемами переработки 10 и 50 млн. нм3/год по входящему газу, которые

легко масштабируются. Предусматривается блок очистки газа от сероводорода и

меркаптанов. Для переработки ПНГ, имеющего в своем составе фракции С3 и выше, в

блоке конверсии предусмотрен реактор предриформинга. При наличии давления

входящего газа выше 10 бар возможна работа комплексов без применения газовых

компрессоров. Выход СЖУ из 1 нм3 газа составляет в среднем 500 г.

Состав типового комплекса производства синтетической нефти и СЖТ:

- модуль первичной сероочистки газа;

- модуль доочистки газа;

- модуль газокомпрессорной станции;

- реакторный блок;

- модуль воздушно-компрессорной станции;

- модуль подготовки катализатора;

- блок теплообмена;

- модуль водоподготовки;

- энергоблок;

- модуль операторной.

Преимущества блочно-модульных комплексов (БМК):

- возможность серийного производства БМК;

- высокая взаимозаменяемость блоков комплекса в зависимости от состава ПНГ;

- быстрый монтаж комплекса на месторождении;

- регулирование производительности комплекса за счет количества модулей в

зависимости от объема ПНГ;

- адаптация к любым климатическим условием;

- монтаж БМК не требует капитального строительства на месторождении.

7.12.2 Технология гетерогенно-каталитической полимеризации синтез-газа в

жидкое топливо

Предложен способ получения жидкого топлива, который включает конверсию

метана в синтез-газ и гетерогенно-каталитическую полимеризацию синтез-газа в жидкое

топливо [175].

Конверсию метана в синтез-газ осуществляют в плазменной трубе при давлении

3-5 атм. при температуре

1175-1225^oC в присутствии кислородсодержащего газа,

156

причем содержание кислорода составляет 150-200 мас. % от содержания метана, а

гетерогенно-каталитическую полимеризацию синтез-газа в жидкое топливо

осуществляют последовательно пропуская синтез газ над хром-никелевым

катализатором и цеолитным катализатором при давлении 65-75 атм. и 140-1600C с

последующим выделением из полученного продукта смеси предельных углеводородов.

Предпочтительно используют осушенный метан, предварительно отделенный от

неорганических газообразных примесей и твердых частиц. Преимущественно

используют хром-никелевые катализаторы, содержащие 26-29 мас. % NiO, 12 мас. %

Cr2O3, 14 мас. % CaO, Al2O3 - остальное, а также цеолитный катализатор, содержащий

цеолит группы пентасилов с молярным соотношением SiO2/Al2O3 40-150, а также оксид

магния, оксид цинка и связующее, причем содержание цеолита составляет от 20,0 до

90,0 мас. %, содержание оксида цинка составляет от 0,1 до 6,0 мас. %, содержание

оксида магния составляет от 0,01 до 4,0 мас. %, связующее - остальное. В качестве

кислородсодержащего газа может быть использован воздух или технический кислород.

Однако указанный технический результат достигается и при использовании как хром-

никелевых, так и цеолитного катализатора другого состава. Очистка исходного метана

позволяет увеличить ресурс работы катализаторов.

Катализаторы получают известным путем, в частности, пропитывания основы

солями с последующим прокаливанием.

В дальнейшем изобретение будет рассмотрено с использованием примеров

реализации.

1. В плазмотрон подают метан с расходом 5 кг/ч и технический кислород,

полученный путем разложения воды, в количестве

10 кг/ч. Вышедший из

плазмотрона плазменный поток подают в трубу, выполненную в виде футерованного

канала. Давление в канале составляет 4 атм при температуре 12000C. Состав

продуктов реакции на выходе реактора (об.%): H2 - 54,9, CO - 21,4, H2O - 7,1,

углеводороды

- остальное. От полученного продукта отделяют воду и

углеводороды. Смесь водорода и оксида углерода нагревают до температуры 152-

1550C при давлении 73 атм и пропускают последовательно над хром-никелевым

катализатором, содержащим 27,5 мас. % NiO, 12 мас. % Cr2O3, 14 мас. % СаО,

Al2O3 - остальное, а также цеолитным катализатором, содержащим цеолит группы

пентасилов с молярным соотношением SiO2/Al2O3 = 60, а также оксид магния, оксид

цинка и связующее, причем содержание цеолита составляет

33,0 мас. %,

содержание оксида цинка составляет

0,7 мас. %, содержание оксида магния

составляет 0,04 мас. %, связующее - остальное. Продукт на выходе содержит смесь

предельных углеводородов C5-C10, пары воды, водород, оксиды углерода. Смесь

указанных углеводородов выделяют любым известным путем из полученного

продукта и отправляют на дальнейшее разделение известным путем с получением

различных видов жидкого топлива.

2. В плазмотрон подают метан с расходом 7 кг/ч и технический кислород,

полученный путем разложения воды, в количестве

12 кг/ч. Вышедший из

плазмотрона плазменный поток подают в трубу, выполненную в виде футерованного

канала. Давление в канале составляет 4,8 атм при температуре 11900C. Состав

продуктов реакции на выходе реактора (об. % H2 - 57,1, CO - 24,1, H2O - 9,2,

углеводороды

- остальное. От полученного продукта отделяют воду и

157

углеводороды. Смесь водорода и оксида углерода нагревают до температуры 151-

153oC при давлении 74 атм и пропускают последовательно над хром-никелевым

катализатором, содержащим 28 мас. % NiO, 11,8 мас. % Cr2O3, 13,9 мас. % CaO,

Al2O3 - остальное, а также цеолитным катализатором, содержащим цеолит группы

пентасилов с молярным соотношением SiO2/Al2O3 = 50, a также оксид магния, оксид

цинка и связующее, причем содержание цеолита составляет

33,9 мас. %,

содержание оксида цинка составляет

0,6 мас. %, содержание оксида магния

составляет от 0,05 мас. %, связующее - остальное. Продукт на выходе содержит

смесь предельных углеводородов C5-C10, пары воды, водород, оксиды углерода.

Смесь указанных углеводородов выделяют любым известным путем из полученного

продукта и отправляют на дальнейшее разделение известным путем с получением

различных видов жидкого топлива.

7.12.3 Технология с применением каталитической пароуглекислотной

конверсии исходного сырья и рециркуляционных продуктов

Недостатками вышеприведенного способа являются следующие:

- при проведении процесса конверсии с подводом воздуха в качестве

кислородсодержащего газа в цикл вводится большое количество азота, что, для

поддержания необходимого парциального давления газов, участвующих в

полимеризации синтез-газа (СО и Н2), требует проведения этого процесса при высоком

общем давлении газовой смеси и приводит к повышенным энергозатратам на ее

компримирование;

- проведение процесса конверсии с подачей кислорода сопряжено с большими

затратами на установку для его производства;

- необходимость включения в схему компрессора высокого давления (6,5-

7,5 МПа) и связанное с этим увеличение капитальных и эксплуатационных затрат

(расходы на обслуживание компрессора, а также энергии на его привод);

- высокие требования к оборудованию и, в первую очередь, к реактору, в котором

осуществляется полимеризация синтез-газа при давлении

6,5-7,5 МПа, и

обуславливаемая высоким рабочим давлением большая металлоемкость установки.

В связи с этим предложен следующий способ получения СЖУ из углеводородных

газов [176].

Способ включает каталитическую пароуглекислотную конверсию исходного сырья

и рециркуляционных продуктов при постоянном давлении 0,8-3,0 МПа с применением

высокотемпературного тепла и получением синтез-газа, каталитическую переработку

синтез-газа по методу Фишера-Тропша с отводом низкотемпературного тепла,

разделение продуктов, полученных в результате переработки синтез-газа, на три потока:

смесь жидких углеводородов, воду и отходящие газы (содержащие в основном СО, СO2,

Н2, С1-С4), и последующее разделение полученной смеси жидких углеводородов на

фракции товарных видов жидких углеводородов (в том числе бензин, керосин,

дизельное топливо) и углеводороды С21+ (рисунок 7.22).

158

Рисунок 7.23 - Фрагмент принципиальной технологической схемы получения СЖУ

из ПНГ и низконапорных малодебитных скважин

Реализация схемы по рисунку 7.22 возможна при условии поступления природного

газа на переработку с давлением

0,8-3,0 МПа, при котором проводится весь

технологический процесс получения СЖУ по предлагаемому способу. При меньшем

давлении поступающего природного газа следует использовать вариант подвода

природного газа, показанный на рисунке 7.23.

Исходное газообразное сырье - природный газ I подводится по линии 15 к узлу

сероочистки 1, где природный газ очищается от соединений серы, а затем разделяется

на два потока. Первый поток природного газа по линии

16 направляется на

пароуглекислотную конверсию в каталитический реактор 2, снабженный горелкой 3,

причем перед поступлением в каталитический реактор

2 ПГ смешивается с

нагнетаемыми компрессором 4 частью отходящих газов реактора синтеза Фишера-

Тропша 7, подводимой к компрессору 4 по линии 17, и диоксидом углерода, выделяемым

из дымовых газов в блоке 11 выделения СO2 и подводимым к компрессору 4 по линии

18. Для проведения пароуглекислотной конверсии в каталитический реактор 2 по линии

19 из парового котла 5 подают также водяной пар. Конверсия проводится при давлении,

равном давлению природного газа, поступающего на переработку, и температуре 950-

10500С. Полученный синтез-газ поступает по линии 20 в паровой котел 5 в качестве

греющей среды для генерации пара, где частично охлаждается, далее дополнительно

охлаждается внешним хладоносителем (например, водой или воздухом) до

температуры 20-400С и отделяется от влаги в охладителе-осушителе 6. Затем по линии

160

21 синтез-газ подается в реактор синтеза Фишера-Тропша 7, где при температуре

180-2200С протекает реакция синтеза жидких углеводородов, в результате которой

образуются смесь жидких углеводородов, вода и отходящие газы. Смесь жидких

углеводородов по линии 22 подводится в блок разделения жидких углеводородов 8, где

разделяется на товарные виды жидких углеводородов VI, например, различных видов

СЖТ, и жидкие углеводороды C21+ V. Часть отходящих газов по линии 17 подается в

каталитический реактор

2, откуда вместе с синтез-газом, произведенным в

каталитическом реакторе 2 из природного газа, подается на дальнейшую переработку,

что повышает выработку жидких углеводородных топлив в установке. Другая часть

отходящих газов по линии 24 направляется в горелку 3, где сжигается вместе с частью

природного газа, используемой в качестве топлива. Благодаря этому обеспечивается

непрерывный вывод из цикла вместе с дымовыми газами части инертных газов,

поступающих в составе исходного природного газа, и тем самым исключается

накопление их в цикле.

Второй поток природного газа, предназначенный для сжигания в горелке 3,

отбирается по линии 23 и смешивается со второй частью отходящих газов реактора

синтеза Фишера-Тропша 7, поступающей по линии 24, образовавшаяся смесь по линии

25 поступает в блок рекуперации тепла дымовых газов 9, подогревается в нем, после

чего по линии 26 подводится к горелке 3 и сжигается в ней при температуре не выше

11500С. Необходимый для горения воздух также нагревается в блоке рекуперации тепла

дымовых газов 9, после чего по линии 27 подается на горелку 3.

Дымовые газы IV отводятся из каталитического реактора 2, по линии 28 подаются

в блок рекуперации тепла дымовых газов 9, где частично охлаждаются, после чего по

линии

29 направляются в охладитель-осушитель дымовых газов

10, в котором

дополнительно охлаждаются внешним хладоносителем (например, водой или воздухом)

и отделяются от влаги. Охлажденные дымовые газы по линии 30 подаются в блок

отделения диоксида углерода 11, после чего по линии 31 сбрасываются в атмосферу, а

диоксид углерода по линии 18 направляется к компрессору 4 для последующей подачи

в каталитический реактор 2. Часть отходящих дымовых газов, очищенных от диоксида

углерода и влаги, забирается по линии 32 компрессором 12, нагнетается на хранение в

ресивер 13 и используется по мере необходимости для продувки трубопроводов,

пожаротушения и других технологических нужд.

Вода, образующаяся при реакции синтеза Фишера-Тропша, а также конденсат из

охладителей-осушителей синтез-газа

6 и дымовых газов

10 подается в узел

водоподготовки 14 по линиям соответственно 33, 34 и 35, а затем по линии 36 - в

паровой котел 5. Водяной пар, образующийся в паровом котле 5, отводится по линии 37

и смешивается с водяным паром, поступающим по линии 38 из полости испарительного

охлаждения реактора синтеза Фишера-Тропша 7. Образовавшаяся смесь водяных паров

разделяется на два потока: первый поток по линии 19 подается в каталитический

реактор 2 для проведения пароуглекислотной конверсии природного газа, а второй поток

по линии 39 направляют для внешнего потребления и/или используют для получения

электроэнергии, необходимой для приводов компрессоров, насосов, вентиляторов и

другого электропотребляющего оборудования. Для первоначального заполнения и

подпитки системы предусмотрена возможность подвода воды от внешнего источника по

линии 40.

161

Жидкие углеводороды С21+, выделяемые в блоке разделения жидких

углеводородов 8, выводятся из него по линии 41 и в дальнейшем предпочтительно

подаются в горелку 3, где сжигаются вместе с основным потоком топлива. Возможно

также проведение гидрокрекинга этих углеводородов с последующим получением

товарных продуктов.

В представленной схеме каталитический реактор 2, реактор синтеза Фишера-

Тропша 7, паровой котел 5, охладители-осушители 6 и 10, блок рекуперации тепла

дымовых газов

9 и другие теплообменные аппараты установки выполнены

преимущественно по радиально-спиральному типу.

На рисунке 7.23 представлен фрагмент принципиальной технологической схемы

получения СЖУ из попутного нефтяного газа, низконапорных малодебитных скважин и

газов нефтепереработки.

Данная схема отличается от схемы, показанной на рисунке

7.22, тем, что

поскольку ПНГ, а также другие перечисленные выше углеводородные газы,

поступающие на переработку, имеют давление, существенно меньшее необходимого

для проведения процесса, та часть исходного углеводородного сырья, которая должна

подвергаться конверсии, нагнетается в каталитический реактор 2 компрессором 4, для

чего этот поток подается по линии 42 на всасывание компрессора 4. В остальном эта

схема не отличается от показанной на рисунке 7.22.

Ниже приведены результаты расчета процессов получения СЖУ из природного

газа по схеме, приведенной на рисунке 7.22.

Расчет проведен исходя из расхода природного газа 1000 нм3/ч, включающего

газ, направляемый на пароуглекислотную конверсию, а также газ, используемый в

горелке в качестве топлива.

В результате пароуглекислотной конверсии, проведенной при давлении 1,0 МПа,

температуре процесса конверсии

1000°С и адиабатической температуре горения

1116°С, из указанного количества природного газа получено 4200 нм3/ч синтез-газа

следующего состава (об.%):

Н2 - 63,5; СО - 32,3; СН4 - 1,4; СO2 - 1.8; N 2 - 0,3; Н2O - 0,7.

Такое низкое содержание диоксида углерода (1,8 об.%) позволяет не проводить

удаление его из синтез-газа перед реактором синтеза Фишера-Тропша.

Содержание вредных примесей в отходящих дымовых газах составляет (об.%):

СО - 0,0002; NO - 0,005; NO 2 - 0, а парникового газа СO2 - 0,2.

В результате процесса в реакторе синтеза Фишера-Тропша, проведенного при

давлении 1,0 МПа и температуре 210°С, получено 655 кг СЖУ, 916 кг воды и 626 кг

отходящих газов.

Предлагаемый способ имеет следующие существенные преимущества по

сравнению с известными техническими решениями:

- при производстве синтез-газа полностью исключено использование кислорода,

а воздух подводится только к горелке каталитического реактора для обеспечения

процесса горения;

- весь технологический процесс, включающий конверсию исходного

газообразного сырья и СЖУ, осуществляется при одном постоянном давлении 0,8-

3,0 МПа и обеспечивается одним компрессором;

162

- поскольку процесс горения в горелке осуществляется при температуре не более

1150°С, в дымовых газах, сбрасываемых в атмосферу, практически полностью

отсутствуют вредные примеси - NOx и СО;

- подача части отходящих газов реактора синтеза Фишера-Тропша в

каталитический реактор пароуглекислотной конверсии обеспечивает повышение

производительности установки и уменьшает потребление сжигаемого топлива для

пароуглекислотной конверсии исходного сырья, а благодаря сжиганию другой части

отходящих газов реактора синтеза Фишера-Тропша в горелке из цикла вместе с

дымовыми газами выводится часть инертных газов и исключается их накопление в

цикле;

- выделение диоксида углерода из дымовых газов и возвращение его в

каталитический реактор позволяет, во-первых, практически полностью исключить

выброс этого парникового газа в атмосферу, а во-вторых, увеличить количество

получаемого синтез-газа, а соответственно и выход конечного продукта на единицу

исходного сырья, благодаря вовлечению углерода, содержащегося в диоксиде углерода,

выделенном из дымовых газов, в процесс генерации синтез-газа;

- благодаря тому, что процесс конверсии в каталитическом реакторе проводят при

температуре 950-1050°С, содержание диоксида углерода в синтез-газе после реактора

не превышает 2 %, а поэтому не требуется его удаление из синтез-газа перед подачей

последнего в реактор синтеза Фишера-Тропша;

- благодаря глубокой утилизации тепла дымовых газов и синтез-газа, выходящих

из каталитического реактора, достигается значительная экономия топлива,

расходуемого для проведения процесса;

- проведение всех этапов процесса получения СЖУ в выполненных по радиально-

спиральному типу аппаратах (каталитическом реакторе конверсии углеводородных

газов, реакторе синтеза Фишера-Тропша, паровом котле и теплообменниках) позволяет

обеспечить поддержание оптимальных температур реакции в узком диапазоне и

высокую селективность процесса, а также минимизировать массу и габариты этих

аппаратов и установки в целом;

- процесс синтеза Фишера-Тропша осуществляют без рециркуляции газа в

реактор синтеза, благодаря чему не требуется рециркуляционный компрессор;

- сжигание углеводородов С21+ на горелке уменьшает удельный расход

исходного сырья и исключает стадию гидрокрекинга, что особенно актуально для

установок малой мощности;

- избыток водяного пара давлением 1,0-2,0 МПа может быть использован для

выработки электроэнергии, необходимой для привода компрессоров, насосов,

вентиляторов и другого электропотребляющего оборудования установки, что

обеспечивает ее независимость от внешних источников электроэнергии;

- предлагаемый способ обеспечивает возможность создания эффективных

установок производства СЖУ на любую, в том числе малую, производительность, что

позволяет использовать установки этого типа как на крупных газовых месторождениях,

так и на малодебитных низконапорных скважинах;

- поскольку отходящие дымовые газы содержат преимущественно только азот с

весьма незначительными примесями аргона и диоксида углерода, их можно

163

аккумулировать в ресивере и использовать для продувки трубопроводов,

пожаротушения и других технологических нужд объекта.

7.12.4 Комбинированные технологии производства СЖУ и метанола

Созданы комбинированные технологии производства СЖУ и метанола [177].

Установка для получения СЖУ и метанола содержит блок 2 теплообменников,

включающий и связанные между собой системой трубопроводов теплообменники для

нагрева природного газа и парогазовой смеси, теплообменник для перегретого пара и

теплообменник для нагрева подготовленной воды (рисунок 7.24).

1 - печь риформинга; 2, 5, 6, 7, 10, 12, 16, 18, 23, 28 - теплообменник; 4 - котел-утилизатор;

3, 8, 13, 17, 19 - сепаратор; 9, 20 - компрессор; 11 - реактор синтеза метанола; 14 - колонна

ректификации метанола; 15 - реактор синтеза СЖУ; 21 - колонна ректификации СУГ;

22 - рефлюксная емкость; 24 - 27 - трубопроводы;

I - осушенный природный газ, II - синтетические жидкие углеводороды, III - товарный метанол,

IV - сдувки в топливную сеть, V - солесодержащие стоки, VI -дымовые газы, VII - очищенная

вода

Рисунок 7.24 - Установка для получения СЖУ и метанола

Линия 24 подачи ПГ через блок 2 теплообменников соединена с входом печи 1

риформинга для получения конвертированного газа, выход которой соединен с линией

25 отвода конвертированного газа, на которой последовательно установлены котел-

утилизатор 4, теплообменник 5 на линии рецикла кубового остатка ректификационной

164

колонны 21 стабилизации СУГ и теплообменник 6 на линии рецикла кубового остатка

колонны

14 ректификации метанола, охлаждающий теплообменник

7 и первый

сепаратор 8.

Выход печи

1 риформинга по дымовым газам соединен с межтрубным

пространством теплообменников блока 2.

После сепаратора 8 линия 25 отвода конвертированного газа разделяется на две:

линию 26 подачи конвертированного газа к реактору 11 синтеза метанола и линию 27

подачи конвертированного газа к реактору

15 синтеза синтетических жидких

углеводородов. На линии 26 установлены компрессоры 9 и теплообменник 10. Линия 26

подачи конвертированного газа перед теплообменником 10 соединена с реактором 11 в

зоне реакции.

Куб реактора 11 синтеза метанола соединен со вторым сепаратором 13 через

теплообменник 10 и через охлаждающий теплообменник 12. Выход второго сепаратора

13 для газа соединен с линией 26 подачи конвертированного газа в реактор 11 синтеза

метанола. Выход сепаратора 13 для жидкости соединен с тарелкой питания колонны 14

ректификации метанола.

Выход первого сепаратора 8 соединен также через второй теплообменник 28 для

нагрева конвертированного газа с входом реактора 15 синтеза жидких углеводородов,

выход которого последовательно соединен через первый и второй охлаждающие

теплообменники 16 и 18 с третьим и четвертым сепараторами 17 и 19. Выход для СЖУ

третьего сепаратора 17 соединен с тарелкой питания ректификационной колонны 21

стабилизации СЖУ. Выход для газа четвертого сепаратора 19 через компрессор 20

соединен с линией, соединяющей линию 27 подачи конвертированного газа к реактору

15 синтеза СЖУ, а выход для СУГ четвертого сепаратора 19 соединен с линией 24

подачи природного газа.

Линия 27 подачи конвертированного газа перед теплообменником 28 соединена с

реактором 15 синтеза СЖУ в зоне реакции. Выход ректификационной колонны 21

стабилизации СЖУ для дистиллята соединен через четвертый охлаждающий

теплообменник 23 и рефлюксную емкость 22 с верхней тарелкой указанной колонны 21

и с линией 24 подачи природного газа.

Предложенный способ включает парогазовую конверсию природного газа с

водяным паром, разделение полученного синтез газа на два потока: первый поток

направляется на установку синтеза метанола; второй поток направляется на установку

синтеза СЖУ, которые затем направляется на установку гидрокрекинга для

депарафинизации.

Предложенный способ получения СЖУ и метанола из ПГ осуществляется

следующим образом.

Осушенный ПГ с регламентируемым содержанием соединений серы и галогенов

из блока подготовки ПГ смешивается с СУГ с колонны 21 стабилизации СЖУ и с СУГ с

объектов промысловой подготовки нефти или газового конденсата (на схеме не

показаны) поступает в блок получения синтез-газа.

Часть газа, предназначенная для технологического процесса конверсии,

поступает в третью секцию подогревателя ПГ блока 2 теплообменников, где нагревается

до температуры 350-450°C. Затем ПГ смешивается с перегретым водяным паром.

165

Очищенная вода, доведенная до соответствующего качества в блоке первичной

подготовки воды, подогревается за счет тепла реакции синтеза жидких углеводородов в

реакторе 15 и подается в четвертую секцию подогревателя блока 2 теплообменников,

где за счет тепла дымовых газов нагревается до температуры насыщения с частичным

образованием влажного пара. Далее очищенная вода подается в барабан-сепаратор 3.

Перегрев насыщенного водяного пара осуществляется во второй секции блока 2

теплообменников. Технологической схемой предусматривается автоматическое

регулирование соотношения расходов ПГ и пара, поступающих на конверсию метана, с

обеспечением требуемого соотношения пар: газ=2,7÷3,2:1.

Полученная парогазовая смесь с температурой 350-450°C подается на подогрев

в первую секцию блока 2 теплообменников. Нагретая за счет тепла дымовых газов до

500-580°C парогазовая смесь поступает в реакционные трубы печи 1 риформинга, где

на никелевом катализаторе при температуре

780-850°C и давлении

2,0-2,5 МПа

протекает реакция конверсии ПГ с водяным паром с образованием конвертированного

газа.

Выходная температура конвертированного газа, а также температура дымовых

газов на выходе из радиантной зоны печи 1 автоматически регулируется подачей

топливного газа в подовые горелки трубчатой печи 1.

В качестве топливного газа используется часть ПГ, поступающего на установку.

Перед подачей в печь топливный газ распределяется на потоки для подачи к

«пилотным» и основным горелкам.

Дымовые газы с температурой до

200°C после блока

2 теплообменников

дымососом выбрасываются в атмосферу на высоту, обеспечивающую рассеивание

вредных выбросов до предельно-допустимых значений.

Технологической схемой предусматривается использование в котле-утилизаторе

4 тепла конвертированного газа, выходящего из реакционной зоны печи 1 риформинга.

За счет охлаждения газа с 780-850°C до 300-380°C вырабатывается насыщенный

водяной пар давлением 2,0-2,5 МПа, который из барабана-сепаратора 3, соединенного

с котлом-утилизатором 4, подается в пароперегреватель блока 2 теплообменников.

В пусковой период при недостаточности тепла дымовых газов для подогрева

исходного природного газа и водяного пара перед печью 1 риформинга предусмотрено

использование дополнительной горелки, расположенной в блоке 2 теплообменников.

Тепло конвертированного газа последовательно используется в кипятильнике

колонны 21 стабилизации СУГ, в кипятильнике колонны 14 ректификации метанола.

После охлаждения в теплообменнике 7 конвертированный газ поступает в сепаратор 8,

где от него отделяется непрореагировавшая вода, которая возвращается в барабан-

сепаратор 3.

Осушенный в сепараторе 8 конвертированный газ разделяется на два потока:

первый поток направляется на установку синтеза метанола, второй поток поступает на

установку синтеза жидких углеводородов. В случае необходимости для регулирования

состава синтез газа по потокам возможно применение мембранного блока для

разделения синтез газа на потоки. В этом случае первый поток преимущественно

содержит диоксид углерода, а второй поток обогащен монооксидом углерода.

Первый поток, смешиваясь с циркуляционным газом, сжимается компрессором 9

до 5,0 МПа, поступает в теплообменник рекуператор 10, где нагревается продуктами

166

реакции синтеза метанола. Далее смесь конвертированного и циркуляционного газа

поступает в реактор 11 синтеза метанола.

На полках реактора 11 размещается низкотемпературный медьсодержащий

катализатор, использование которого определяет параметры процесса синтеза:

сравнительно низкие температуры 200÷280°C и низкое давление около 4,5-5,5 МПа. Для

достижения более полной степени превращения метанола предусматривается

циркуляция синтез-газа с постоянной выдачей из сепаратора 13 продувочных газов в

общую топливную сеть с целью поддержания заданного уровня «инертов». Часть

циркуляционного газа после сепаратора 13 направляется на смешение со свежим

конвертированным газом.

Регулирование температуры в зоне катализа реактора 11 синтеза метанола

осуществляется автоматически подачей холодной смеси конвертированного и

циркуляционного газа по байпасным линиям. Поток холодного газа отбирается с

нагнетания компрессорного агрегата 9.

Охлажденная в теплообменниках

10 и

12 реакционная смесь поступает в

сепаратор 13 для отделения метанола-сырца из газожидкостной смеси.

Выделившийся в сепараторе 13 метанол-сырец подается на ректификацию.

Процесс ректификации метанола-сырца проводится в колонне 14.

Подвод тепла в колонну

14 осуществляется за счет утилизации тепла

конвертированного газа в кипятильнике - теплообменнике 6.

Температура в кубовой части колонны

14 регулируется перепуском

конвертированного газа мимо кипятильника 6 (на схеме не указано). Кубовый продукт

колонны (солесодержащие стоки), направляется на утилизацию.

Дистиллят колонны (товарный метанола) конденсируется и направляется на

склад.

Второй поток, смешиваясь с циркуляционным газом, поступает в теплообменник

рекуператор 28, где нагревается продуктами реакции синтеза жидких углеводородов.

Далее смесь конвертированного и циркуляционного газа поступает в реактор 15 синтеза

жидких углеводородов.

На полках реактора 15 размещается железный либо кобальтовый катализатор,

использование которого определяет параметры процесса синтеза. Регулирование

температуры в зоне катализа реактора 15 синтеза осуществляется автоматически

подачей холодной смеси конвертированного и циркуляционного газа по байпасным

линиям. Поток холодного газа отбирается с нагнетания компрессорного агрегата 20.

Кроме того, предусмотрено регулирование температурного режима на полках

реактора 15 за счет встроенных в зону реакции теплообменных конструкций, отвод тепла

в которых осуществляется за счет нагрева исходной подготовленной воды.

Реакционная смесь из реактора

15 последовательно охлаждается в

теплообменниках 16 и 18, поступает в сепаратор 17, где от нее отделяется смесь

синтетических жидких углеводородов, далее направляемая на стабилизацию в

ректификационную колонну

21. Газовая фаза из сепаратора

17 охлаждается в

теплообменнике 18 и поступает в сепаратор 19.

В сепараторе

19 отделяются сжиженные углеводородные газы, которые

направляются в поток осушенного природного газа, направляемого в качестве сырья в

печь 1 риформинга.

167

Газовая фаза из сепаратора

19 с учетом поддержания заданного уровня

«инертов» в системе циркуляции, частично отводится в общую топливную сеть.

Остаточное количество газовой фазы сепаратора 19 (циркуляционный газ) дожимается

в компрессоре 20, смешивается со свежим конвертированным газом и направляется в

реактор 15 синтеза жидких углеводородов.

Смесь СЖУ из сепаратора 17 поступает на тарелку питания ректификационной

колонны 21. В колонне 21 происходит отделение СУГ (пропан-бутан) от стабильной

части СЖУ. Подвод тепла в колонну 21 осуществляется за счет циркуляции кубового

продукта через кипятильник 5.

Дистиллят колонны 21 (СУГ) охлаждается в теплообменнике 23, поступает в

рефлюксную емкость 22 из которой подается на верхнюю тарелку колонны 21 в качестве

орошения, балансовое количество дистиллята отводится в поток осушенного

природного газа, направляемого в качестве сырья в печь 1 риформинга.

Кубовый продукт колонны 21, представляющий собой синтетические жидкие

углеводороды (фракция С5+) направляется либо в товарную нефть (стабильный

газовый конденсат), либо на дальнейшую переработку с целью получения моторных

топлив.

С помощью предложенной группы изобретений за счет применения схемы

совместного получения метанола и СЖУ в условиях НГКМ, удалось значительно снизить

капитальные затраты на единицу получаемой продукции.

Кроме того, с помощью предложенных способа и устройства удалось достичь

следующих результатов:

- за счет использования реактора парогазовой конверсии углеводородов с

никелевым катализатором конвертированный газ не требует дополнительной

подготовки в мембранном или абсорбционном блоке с целью получения оптимального

соотношения H2:CO:CO2, позволяющего достичь максимального выхода синтетических

жидких углеводородов;

- за счет использования для синтеза метанола и жидких углеводородов реакторов

полочного типа с возможностью самовыгрузки катализатора замена катализатора может

быть осуществлена персоналом установки в промысловых условиях;

- за счет использования схемы циркуляционных газов в процессе синтеза

метанола и жидких углеводородов удалось значительно повысить выход целевой

продукции;

- за счет использования в качестве теплоносителя в колоннах стабилизации СЖУ

и ректификации метанола-сырца тепла конвертированного газа снижено потребление

топливного газа;

- за счет использования в качестве топливного газа сдувок с контуров

циркуляционных газов удалось снизить количество потребляемого на топливные нужды

осушенного природного газа;

- за счет использования в качестве компонента сырья печи риформинга СУГ

решается проблема утилизации СУГ, в случае отсутствия возможности их

транспортировки.

168

7.12.5 Микро- и миниканальные технологии

Принцип действия микро- и миниканальных технологий основывается на

использовании небольших реакторов (например, в одном из вариантов реализации

размер реактора синтеза Фишера-Тропша составляет всего 0,6х0,6х0,6 м). Реактор

представляет собой сборку из стальных листов, на поверхности которых имеется

множество мельчайших реакционных каналов, перемежающихся с каналами

охлаждения. Данный принцип используется для реакторов как синтеза Фишера-Тропша,

так и парового риформинга. [178]

Благодаря оптимизации размеров установки микроканальные технологии

обеспечивают большую интенсификацию процессов по сравнению с миниканальными.

В результате значительного снижения габаритов, массы и стоимости технологического

оборудования использование микро- и миниканальных технологий для монетизации

невостребованного газа уже сейчас позволяет получать приемлемые экономические

показатели, что обеспечивает интерес ряда энергетических компаний к этим

разработкам.

169

Заключительные положения и рекомендации

Справочник НДТ разработан ТРГ

50, состав которой утвержден приказом

Росстандарта от 09 сентября 2016 г. № 1297 «О создании технической рабочей группы

«Переработка природного и попутного газа» [9].

Перечень организаций, оказавших поддержку в разработке настоящего

Справочника НДТ:

ПАО «Газпром»;

ПАО «Сибур Холдинг»;

ПАО «ЛУКОЙЛ»;

ПАО «НК «Роснефть»;

ОАО «Сургутнефтегаз»;

ОАО «Новатэк»;

ПАО «Татнефть»;

ПАО АНК «Башнефть»;

АО «Сахатранснефтегаз»;

ООО «Газпром ВНИИГАЗ»;

РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и др.

Для разработки Справочника НДТ были использованы материалы, полученные от

российских предприятий, осуществляющих переработку природного и попутного

нефтяного газа, в ходе обмена информацией, организованной Бюро НДТ.

Разделы Справочника НДТ включают описание основных технологических

процессов, характерных для переработки природного и попутного газа, акцентируют

внимание на экологических аспектах и воздействии предприятий на окружающую среду,

обосновывают ряд основных критериев, дающих возможность определить наилучшие

доступные технологии для соответствующей отрасли производства и представляют

перечень технологий, отнесенных по данным критериям к НДТ.

Удельные показатели образования отходов при переработке природного и

попутного газа приведены в приложении А.

Текущий уровень воздействия на водную среду приведен в приложении Б.

Перечень маркерных веществ при переработке природного и попутного газа

приведен в приложении В.

Перечень НДТ переработки природного и попутного газа приведен в

приложении Г.

170

ПЕРЕРАБОТКА ПРИРОДНОГО И ПОПУТНОГО ГАЗА (ИТС 50-2017) - часть 2