КОМПЛЕКСНОЕ ОБУСТРОЙСТВО УСТАНОВКИ УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА
Мероприятие: Новая техника технологии нефтегазопереработки в республике КАЗАХСТАН 2007
г. Алматы 15 – 16 марта 2007 г.
Докладчик: Валиуллин Илшат Минуллович, генеральный директор ООО «УК «РусГазИнжиниринг», член правления Санкт-Петербургского Союза ученых г. Санкт-Петербург, председатель Правления Некоммерческого Партнерства «Новая Энергетическая Политика» (НП «НЭП») г. Санкт-Петербург, кандидат технических наук, доктор PhD (экономика)
НОВАЯ ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИИ НЕФТЕГАЗОПЕРЕРАБОТКИ В РЕСПУБЛИКЕ КАЗАХСТАН 2007
КОМПЛЕКСНОЕ ОБУСТРОЙСТВО УСТАНОВКИ УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА
Докладчик – генеральный директор
ООО «УК «РусГазИнжиниринг»,
Член правления Санкт-Петербургского
Союза ученых г. Санкт-Петербург
Председатель Правления Некоммерческого
Партнерства «Новая Энергетическая
Политика» (НП «НЭП») г. Санкт-Петербург
кандидат технических наук,
доктор PhD (экономика)
Валиуллин Илшат Минуллович
г. Алматы
15 – 16 марта 2007 г .
1. ВВЕДЕНИЕ
СЛАЙД-1 (О КОМПАНИИ)
Добрый день, уважаемые коллеги!
Искренне рад встретиться с Вами в этой замечательной аудитории и хочу поблагодарить организаторов конференции за предоставленную возможность выступить перед профессионалами, представляющими ведущие компании, в отрасли нефтегазопереработки, а также специалистами добывающих и перерабатывающих компаний.
ООО «Управляющая Компания «РусГазИнжиниринг» (старое название ООО «ЦКБН Инжиниринг») была создана в 2003 году с целью обустройства объектов нефтегазовой отрасли под ключ, как на территории России, так и за ее пределами. Из самого названия компании понятно, что целью создания является задача предоставления инжиниринговых услуг в сфере комплексного обустройства объектов нефтегазовой, нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической отраслей от проектирования до сдачи объектов в эксплуатацию, включая комплексное опробование, обучение эксплуатационного персонала Заказчика, опытно-промышленную эксплуатацию и постгарантийное обслуживание.
Специалисты нашей компании имеют многолетний опыт работы в таких областях как проектирование, управление проектами, организация производства, комплектация, строительно-монтажные работы, автоматизация, пуско-наладка, обеспечение контроля качества, логистика, экономика, финансы, маркетинг в нефтегазовой и смежных отраслях промышленности. Ряд сотрудников имеют ученые степени и звания, отмечены дипломами и премиями различных уровней.
СЛАЙД-2 (ЛИЦЕНЗИИ)
Компания имеет все необходимые лицензии в сфере своей деятельности, сертифицирована по международному стандарту ISO 9001:2000 в области «Организация работ по комплексному обустройству, реконструкции или технологическому перевооружению, экспертизе промышленной безопасности, модернизации и ремонту технологического оборудования объектов добычи, переработки и транспорта нефти, газа и конденсата».
Компания работает на рынке предлагаемых услуг чуть более 4-х лет, но за этот срок уже приобрела значительный опыт в продвижении современных инжиниринговых технологий в плоскость практической реализации и заметно расширила географию их внедрения.
СЛАЙД-3 (ГРУППА КОМПАНИЙ НИПИ НГХ)
Компания является головной в структуре объединения профильных компаний в форме простого товарищества НИПИ НГХ, включающего:
• ООО «СНГ проект» ( проектирование объектов нефтегазовой отрасли) ;
• ЗАО «Центральное конструкторское бюро нефтегазовой промышленности» ( проектирование технологического оборудования для объектов нефтегазовой отрасли) ;
• ООО «РусГазАвтоматика» ( проектирование АСУ ТП и ИУС) ;
• ООО «Энергомашсервис» ( поставки стандартного оборудования, комплектующих, сервисные услуги) .
Подписан ряд соглашений о сотрудничестве с ведущими, как Российскими, так и мировыми лидерами отрасли, в частности: Aker Kvaerner Process Systems Canada Inc . ( Канада ), Toromont Energy Systems ( Канада ), Maloney Industries ( Канада ), Engelhard Process Chemicals Gmbh ( Германия ).
СЛАЙД-4 (ГЕОГРАФИЯ)
С целью оперативного решения возникающих при реализации проектов вопросов, компания имеет обособленные региональные подразделения и представительства в следующих городах и странах:
Россия:
- Губкинский
- Краснодар
- Ставрополь
- Тюмень
Казахстан:
- Актау (в данный момент находится в процессе регистрации)
Белоруссия:
- Новополоцк
Украина:
- Лисичанск
Канада:
- Калгари
Латвия:
- Рига
Головной офис ООО «УК «РусГазИнжиниринг» находится в городе Подольск, Московской области.
Пару слов о проектах выполненных нашей компанией.
СЛАЙД-5 (ОСНОВНЫЕ ПРОЕКТЫ)
В 2005 году успешно завершена сдача в эксплуатацию УКПГ Находкинского газового месторождения,
СЛАЙД-6 (УКПГ НАХОДКИНСКОГО ГМ)
включая газоизмерительную станцию на узле подключения КС-1,2 Ямбургская.
СЛАЙД-7 (ГИС УЗЛА ПОДКЛЮЧЕНИЯ)
Установка выведена на полную проектную мощность (27 млн.м 3 /сут)и работает без проблем.
СЛАЙД-8 (ЦЕХ СЕПАРАЦИИ)
В настоящий момент завершены реализации следующих проектов:
СЛАЙД-9 (УСОК ТАРАСОВСКОГО ГКМ)
• обустройства объекта «Установка стабилизации и очистки конденсата» Тарасовского газоконденсатного месторождения производительностью 1,4 млн. тонн/год по нестабильному конденсату. Наша компания выполнила весь комплекс работ «под ключ» (ЕРС).
СЛАЙД-10 (АЧИМГАЗ Общий вид)
• Еще проект – обустройство участка 1А Ачимовских отложений Уренгойского месторождения на период опытно-промышленной эксплуатации. (Заказчик – ЗАО «Ачимгаз» - совместное предприятие ОАО «Газпром» и немецкой компании «Винтерсхал»). Проект интересен тем, что в таком значительном объеме (производительность 5 млн.м 3 /сут по газу) разработки Ачимовских отложений только начинаются, т.е. по сути это пилотный проект. И при выборе технологии пришлось проанализировать и просчитать множество вариантов, прежде чем остановиться на единственно правильном, на наш взгляд, решении в принятии усовершенствованной технологии НТС.
СЛАЙД-11 (ЛОКОСОВСКИЙ ГПЗ)
• В 2006 г . была проведена реконструкция Локосовского ГПЗ (Заказчик – ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»), целью которой было создание на базе существующих технологических объектов современного процесса переработки попутного нефтяного газа мощностью (1,5 – 2,0) млрд. м3/год с получением качественных целевых продуктов.
Проектирование технологии процесса переработки газа выполнило ООО «УК «РусГазИнжиниринг». Основным принципом проектирования технологии было максимально возможное использование имеющегося на заводе технологического оборудования и трубопроводов. Это позволило:
• Сократить объем капитальных затрат на реконструкцию завода в несколько раз при увеличении его производительности в 2 раза;
• Провести реконструкцию ГПЗ в 2-х недельный срок (работы были осуществлены в период остановки завода для проведения планового технического обслуживания и регламентных работ).
Также к уже внедренным технологиям следует отнести полностью смонтированные:
СЛАЙД-12 (УКПГ Перелюбского ГКМ)
• малогабаритную установку НТС для Перелюбского ГКМ производительностью по сырью 500 тыс.м3/сут (Заказчик – ООО «Геогаз»-ФГУП «Нижневолжскгеология»);
СЛАЙД-13 (УОГ, Федоровское МР)
• установку осушки газа и регенерации ТЭГа для КС Федовровского месторождения производительностью по сырью 260 тыс.м3/час (Заказчик – ОАО «Сургутнефтегаз»);
• ООО «УК «РусГазИнжиниринг» являлось разработчиком технологии и поставщиком технологического оборудования для строительства установок осушки попутного нефтяного газа Когалымской и Повховской газокомпрессорных станций (Заказчик – ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»).
Хочется отметить, что четкая организация работ и гибкость при решении возникающих задач, позволили провести все работы в рекордно короткие сроки - пять месяцев (май – сентябрь 2006 г .) с начала проектирования до ввода в эксплуатацию.
СЛАЙД-15 (УОГ Троицкой УПГ)
• установка осушки газа для Троицкой установки подготовки газа (УПГ), производительностью 1,5 млн.нм 3 /сутки. Работы, выполненные ООО «УК «РусГазИнжиниринг», по этому объекту, включали в себя: проектирование, изготовление и поставку технологического оборудования, а также строительно-монтажные и пуско-наладочные работы (Заказчик – ООО «РН-Краснодарнефтегаз»).
В каждом конкретном случае реализации этих проектов были проанализированы существующие технологии и на этой основе спроектирована технология, которая позволяет нам гарантировать Заказчику, без ущерба качеству, сократить срок ввода объектов в эксплуатацию, что значительно увеличивает скорость оборота вложенных средств.
Хочу также сказать пару слов про текущую работу, которую выполняет наша организация:
На данном этапе завершаются работы по установке осушке газа (УОГ) для КС Северо-Даниловского месторождения, которые включают в себя: проектирование объекта и поставку технологического оборудования производительностью 60 тыс.нм 3 /час (Заказчик – ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь»).
Принят к обустройству УНТС Стерхового газоконденсатного месторождения, по которому ООО «УК «РусГазИнжиниринг» выполняет проектирование объекта, стадия РД, проектирование и поставку технологического оборудования Установок низкотемпературной сепарации (НТС) и деэтанизации конденсата (УДК) (Заказчик – ООО «ПурНоваГаз», ОАО «НОВАТЭК»).
Выполняется большой объем работ по проектированию и обустройству объектов:
- Берегового месторождения (Заказчик – ЗАО «Геотрансгаз»);
- Кынского и Фахировского месторождения (Заказчик – ООО «РН-Пурнефтегаз);
- Верхнепурпейского и Барсуковского месторождения (Заказчик – ООО «РН-Пурнефтегаз).
2. ОБЩИЕ ПРОБЛЕМЫ УТИЛИЗАЦИИ ПНГ
В настоящее время одним из актуальных направлений работы ООО «РусГазИнжиниринг» является программа эффективной утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ). На наш взгляд утилизация ПНГ является актуальной проблемой всего нефтегазового комплекса, как России, так и Казахстана. Помимо решения вопросов в экологическом аспекте, попутные нефтяные газы Казахстанских месторождений, представляют значительный интерес по-своему химическому составу и свойствам, многие из которых отличаются повышенным содержанием ценных углеводородов – C3 и выше, которые также могут являться исходным сырьем для получения ароматических углеводородов.
В основном на сегодняшний день принята упрощенная схема утилизации ПНГ, основанная на технологиях переработки нефтяного газа с минимальным ассортиментом выпускаемой продукции: сухой газ, стабильный бензин и ШФЛУ.
Основными направлениями решений проблемы рационального использования ПНГ могут быть:
• Мультифазный транспорт газожидкостной смеси (ПНГ) до пунктов подготовки и переработки (ГПЗ).
• Использование в качестве ресурса для производства тепла и электроэнергии.
• Закачка в пласт с целью повышения нефтеотдачи.
• Комплексная переработка ПНГ с получением ароматических и синтетических углеводородов.
• Переработка ПНГ на локальных комплексах с получением СПБТ, СГБ, СПГ.
С нашей точки зрения одним из перспективных направлений утилизации ПНГ можно рассматривать комплексную переработку ПНГ с получением ароматических углеводородов и нефтепродуктов.
Данная задача на практике не решена и на данный момент наша компания ведет работу в этом направлении с привлечением ведущих в этой области Российских и Зарубежных компаний, с которыми оформлены Соглашения о сотрудничестве или консорциуме. В частности к ним можно отнести канадские компании «МАЛОНИ», «АКЕР КВЭРНЭР», «ТОРОМОНТ», «ПЕТРЕКО», немецкую «ЭНГЕЛЬГАРД» и др.
2.1. О проекте строительства УППНГ Алибекмола Южный.
В настоящее время ООО «УК «РусГазИнжиниринг» совместно с Казахстанской фирмой ТОО Энерджи Коммерс Дженерейшн, в лице Генерального директора Краковского Эдуарда Ефимовича, который является инициатором проекта, проводит работы направленные на решение задачи переработки ПНГ на локальных комплексах.
Участие в проекте ООО «УК «РусГазИнжиниринг» не ограничивается обычным набором работ и услуг, предоставляемыми инжиниринговыми компаниями и дополнительно включает в себя комплекс работ по привлечению финансовых ресурсов и участие лизинговых компаний в поставках оборудования, что дает возможность заказчику, в период строительства и пуска объекта, существенно снизить финансовые риски и более рационально использовать собственные денежные средства.
Проект предусматривает строительство установки переработки попутного нефтяного газа (УППНГ), для переработки ПНГ с получением товарной продукции, на месторождении Алибекмола Южный в Актюбинской области, Республика Казахстан.
Сырьём для ГПЗ будет служить попутный нефтяной газ, нефтедобывающих промыслов месторождения Алибекмола Южный, который в настоящее время сжигается на факелах. Данный ПНГ содержит в себе большое количество таких компонентов, как: сероводород ( H 2 S ) – до 4,0% масс.; CO 2 – до 2,5% масс.; этилмеркаптаны – 650 мг/нм 3 ., что при его сжигании наносит значительный ущерб экологической обстановке в регионе.
В качестве исходных данных принята возможность строительства УППНГ производительностью 120 000 нм 3 /час сразу для нескольких недропользователей, что позволит «погасить» факела на обширной территории области и соответственно, значительно улучшить экологическую обстановку в регионе.
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ
АНИМИРОВАННАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА (начало)
Предлагаю Вашему вниманию технологическое решение установки переработки попутного нефтяного газа.
НАЖИМАЕМ СНОСКУ – «СМОТРЕТЬ»
Установка переработки попутного нефтяного газа (УППНГ), производительностью по ПНГ 120 000 нм 3 /час, предназначена для получения следующей товарной продукции:
• Товарный, осушенный газ по ОСТ 51.40-93, прогнозируемый объем выхода – 70 тыс.нм 3 /час (588,0 млн.нм 3 /год);
• смеси пропан-бутановой технической (СПБТ), согласно ГОСТ 20448-90, прогнозируемый объем выхода – 30 тонн/час (252,0 тыс.тонн/год);
• стабильного газового бензина марки БТ (СГБ) (с давлением насыщенных паров не более 638 мм .рт.ст), прогнозируемый объем выхода – 3,1 тонн/час (26,04 тыс.тонн/год);
• серы комовой качества не ниже 99,8% (по ГОСТ 127.1-93; ГОСТ 127.5-93).
Строительство будет произведено в две очереди.
Учитывая качественные показатели попутного нефтяного газа (ПНГ), поступающего на переработку, а именно высокое содержание сероводорода и меркаптанов, основной задачей при разработке технологического процесса переработки ПНГ было найти оптимальный вариант переработки и максимально снизить выходы некондиционных продуктов, содержащих кислые компоненты.
НАЖИМАЕМ СНОСКУ ДАЛЕЕ – «СТРЕЛКА СПРАВА», ПРОПУСКАЕМ ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ОТКРЫВАЕМ СХЕМУ УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ И ПЕРЕРАБОТКИ ПНГ
Решение о строительстве объекта принято по следующей схеме:
• 2 (две) идентичные очереди/установки компримирования сырого кислого ПНГ, каждая производительностью по 60 тыс.нм 3 /час. Каждая очередь состоит из 3-х (трех) блоков компримирования и охлаждения (блочно-модульная поставка) производительностью по 20 тыс.нм 3 /час. В одну очередь включен резервный компрессорный блок.
• 2 (две) идентичные очереди/установки аминовой очистки ПНГ от сероводорода, каждая производительностью по 60 тыс.нм 3 /час.
• 2 (две) идентичные очереди/установки гликолевой осушки ПНГ, каждая производительностью по 60 тыс.нм 3 /час.
• 1 (одна) установка глубокой осушки и очистки от меркаптанов сухого очищенного от сероводорода ПНГ на молекулярных ситах производительностью по 120 тыс.нм 3 /час.
• 1 (одна) установка низкотемпературной конденсации (НТК) подготовленного ПНГ производительностью по 120 тыс.нм 3 /час.
• 1 (одна) установка компримирования сухого отбензиненного газа (СОГ), состоящая из 3-х блоков (2 рабочих, 1 резервный) компримирования и охлаждения (блочно-модульная поставка) производительностью по 38,5 тыс.нм 3 /час.
• 1 (одна) установка газофракционирования газового конденсата, выделенного на установке НТК.
• 1 (одна) установка получения серы по методу Клауса производительностью по кислым газам 5100 нм 3 /час (8170 кг/час). Содержание H 2 S в кислых газах – 61,9 % масс.
• 1 (одна) очередь пропановой холодильной установки холодопроизводительностью 6,1 МВт на базе винтовых компрессорных агрегатов.
Таким образом, нашей компанией ООО «УК «РусГазИнжиниринг» был предложен технологический процесс, состоящий из следующих основных стадий:
Попутный нефтяной газ (ПНГ) в количестве 120 тыс.нм 3 /час, со 100% влажностью при рабочих условиях, с высоким содержанием H 2 S , CO 2 и этилмеркаптанов, поступает на площадку УППНГ с давлением 3,0÷5,0 кгс/см 2 и температурой 35÷40 о C , проходит через узел сепарации и замера газа и поступает двумя потоками, по 60 тыс.нм 3 /час каждый, на две идентичные компрессорные установки (очереди). Каждая очередь компримирования состоит из 3-х (трех) блоков компримирования и охлаждения (блочно-модульная поставка) с входными, промежуточными и выходными скрубберами. Производительность одного блока компримирования - 20 тыс.нм 3 /час.
В первую очередь компримирования включен резервный компрессорный блок.
В качестве компрессорных агрегатов предлагаются к использованию трехступенчатые поршневые компрессоры с газопоршневым приводом.
Последовательно сжимаясь в I -ой и II -ой ступенях до давления 32 кгс/см 2 , газ после охлаждения в воздушных холодильниках с температурой 48÷50 о C поступает
НАВОДИМ КУРСОР НА БЛОК-СХЕМУ УСТАНОВКА АМИНОВОЙ СЕРООЧИСТКИ И КЛИКАЕМ 1 РАЗ ЛЕВОЙ КНОПКОЙ МЫШИ
на установку аминовой сероочистки (две очереди по 60 тыс.м 3 /час ), где проходит через входной фильтр-сепаратор НАВОДИМ КУРСОР НА ВХОДНОЙ ФИЛЬТР СЕПАРАТОР С-201/1
для очистки от возможных мехпримесей и капельной жидкости. Жидкость, отделенная от газа в процессе сепарации, накапливается в сборнике жидкости фильтр-сепаратора и отводится через регулирующий отсечной клапан на дальнейшую утилизацию.
Газ сепарации из фильтр-сепаратора поступает в колонну аминовой очистки, НАВОДИМ КУРСОР НА КОЛОННУ-АБСОРБЕР АМИНОВОЙ СЕРООЧИСТКИ К-201/1
где за счет контакта с тощим раствором амина, подаваемым в верхнюю часть массообменной секции, на ситчатых тарелках, очищается от сероводорода.
Очищенный от сероводорода и некоторой части меркаптанов газ направляется на охлаждение в воздушные холодильники и далее поступает на установку гликолевой осушки.
Насыщенный сероводородом раствор амина накапливается в кубовой части абсорбера и по уровню через регулирующий клапан отводится в систему дегазации и десорбции кислых газов.
НАВОДИМ КУРСОР НА ДЕГАЗАТОР Д-201/1
Предварительно амин освобождается от растворенных в нем углеводородных газов за счет сброса давления с 32,3 кгс/см2 до 5 кгс/см2 в дегазаторе.
Дегазированный амин по уровню отводится из дегазатора в узел десорбции кислых газов, нагревается в рекуперативном теплообменнике НАВОДИМ КУРСОР НА ТЕПЛООБМЕННИК Т-201/1 потоком тощего амина отводимого из кубовой части десорбера до 98 0 С и поступает в верхнюю часть колонны десорбции, НАВОДИМ КУРСОР НА КОЛОННУ К-202/1 где за счет процесса тепло- и массообмена происходит удаление из него основной части поглощенной в процессе абсорбции кислых компонентов.
Температура низа колонны поддерживается за счет циркуляции части амина в термосифоне. НАВОДИМ КУРСОР НА ИСПАРИТЕЛЬ И-201/1 В качестве теплоносителя служит насыщенный водяной пар давлением 5 кгс/см 2 .
Кислые газы десорбции насыщенные влагой отводятся в систему охлаждения и сепарации.
Жидкость, сконденсированная НАВОДИМ КУРСОР НА АВО ВХ-203/1 после охлаждения и отсепарированная в рефлюксной емкости НАВОДИМ КУРСОР НА РЕФЛЮКСНУЮ ЕМКОСТЬ ЕР-201/1 насосами рефлюкса
НАВОДИМ КУРСОР НА БЛОК НАСОСОВ Н-202/1,2 подается на орошение верха десорбера.
Кислые газы из рефлюксной емкости направляются на установку получения серы по методу Клауса.
Тощий амин с кубовой части десорбера отводится через рекуперативный теплообменник, НАВОДИМ КУРСОР НА ТЕПЛООБМЕННИК Т-201/1 нагревая насыщенный амин, охлаждается и поступает в расходную емкость амина НАВОДИМ КУРСОР НА ЕМКОСТЬ Е-201/1 , откуда насосами НАВОДИМ КУРСОР НА БЛОК НАСОСОВ Н-201/1,2 подается через аппарат воздушного охлаждения НАВОДИМ КУРСОР НА АВО ВХ-201/1 в абсорбер аминовой очистки.
Часть тощего амина постоянно циркулирует через систему фильтрации и адсорбции НАВОДИМ КУРСОР НА Ф-201/1; Ф-202/1; А-201/1 для очистки тощего амина от мехпримесей, тяжелых углеводородов и продуктов разложения амина с целью предупреждения вспенивания амина в процессе абсорбции.
Дополнительно в системе предусмотрена подача антивспенивателя и подпиточной воды НАВОДИМ КУРСОР НА РЕЗЕРВУАР Р-201 , теряемой в процессе абсорбции и десорбции.
Далее попутный нефтяной газ (ПНГ) с давлением 31,4 кгс/см 2 и температурой 49 0 С очищенный от сероводорода после установки аминовой очистки направляется в колонну гликолевой осушки – абсорбер.
НАЖИМАЕМ СНОСКУ НАЗАД – «СТРЕЛКА СЛЕВА» (возвращаемся к схеме УППНГ) НАВОДИМ КУРСОР НА БЛОК-СХЕМУ УСТАНОВКА ГЛИКОЛЕВОЙ ОСУШКИ И КЛИКАЕМ 1 РАЗ ЛЕВОЙ КНОПКОЙ МЫШИ
(Две очереди гликолевой осушки по 60 тыс.м 3 /час)
Учитывая возможную конденсацию при охлаждении из газа воды и углеводородов, в абсорбере предусмотрена нижняя сепарационная секция. НАВОДИМ КУРСОР НА АБСОРБЕР К-301/1
Жидкость, отделенная от газа в процессе сепарации, накапливается в кубовой части абсорбера и отводится через регулирующий отсечной клапан на дальнейшую утилизацию.
Сырой газ сепарации из сепарационной части абсорбера через распределительный патрубок глухой тарелки направляется в массообменную секцию, где за счет контакта на регулярной насадке с регенерированным раствором ТЭГ, подаваемым в верхнюю часть массообменной секции, осушается до требуемой точки росы.
Осушенный газ направляется на 3-ю ступень компримирования компрессорной ПНГ.
Насыщенный влагой раствор нТЭГ, накапливается на глухой тарелке абсорбера и по уровню через регулирующий клапан отводится в систему регенерации ТЭГ.
Предварительно ТЭГ освобождается от растворенных в нем углеводородных газов за счет сброса давления с 31,4 кгс/см2 до 4 кгс/см2 в дегазаторе. НАВОДИМ КУРСОР НА ДЕГАЗАТОР Д-301/1
Дегазированный нТЭГ по уровню отводится из дегазатора в блок регенерации ТЭГ, поступает во встроенный в колонну регенерации дефлегматор, НАВОДИМ КУРСОР НА БЛОК РЕГЕНЕРАЦИИ ТЭГа БРТ-301/1 для создания глухого орошения верха колонны и далее направляется во встроенный в буферную емкость блока регенерации U-образный теплообменник на нагрев стекающим из испарителя раствором регенерированного ТЭГ.
Нагретый до 145÷160 0 С нТЭГ поступает в среднюю часть колонны регенерации, где за счет процесса тепло- и массообмена происходит удаление из него основной части поглощенной в процессе абсорбции воды.
Температура низа колонны поддерживается за счет сжигания топливного газа в огневом испарителе.
Предварительно обезвоженный ТЭГ накапливается в огневом испарителе и по мере его переполнения, определяемого уровнем перелива, перетекает в отпарную колонну, где происходит его окончательное кондиционирование до требуемой концентрации за счет подачи подогретого осушенного отпарного газа.
В качестве отпарного газа используется часть подготовленного осушенного газа, отбираемая с топливной сети, или газы деэтанизации с установки ГФУ.
Пары воды с верха выпарной колонны с насыщенным влагой отпарным газом отводятся в систему охлаждения и сепарации.
Жидкость, сконденсированная после охлаждения НАВОДИМ КУРСОР НА АВО ВХ-302/1 и отсепарированная в рефлюксной емкости НАВОДИМ КУРСОР НА ЕМКОСТЬ РЕФЛЮКСНУЮ Е-301 , автоматически по уровню позиционно отводится в систему утилизации.
Регенерированный ТЭГ из отпарной колонны стекает в межтрубное пространство буферной емкости, где отдает свое тепло потоку насыщенного ТЭГ, после чего поступает на насосы высокого давления НАВОДИМ КУРСОР НА БЛОК НАСОСОВ Н-301/1,2 (рабочий, резервный).
Далее через аппарат воздушного охлаждения НАВОДИМ КУРСОР НА АВО ВХ-301/1 рТЭГ насосами подается в абсорбер.
НАЖИМАЕМ СНОСКУ НАЗАД – «СТРЕЛКА СЛЕВА» НАВОДИМ КУРСОР НА БЛОК-СХЕМУ СХЕМУ УСТАНОВКИ ОСУШКИ И ОЧИСТКИ ОТ МЕРКАПТАНОВ НА МОЛ. СИТАХ (не кликаем мышкой)
Далее очищенный от сероводорода осушенный попутный нефтяной газ после компримирования до 43,4 кгс/см2 на 3-ей ступени входных компрессоров ПНГ направляется на установку очистки от меркаптанов и глубокой осушки на молекулярных ситах.
(В состав комплекса переработки ПНГ включена одна установка молекулярных сит производительность 120 тыс. нм 3 /час)
Система молекулярных сит работает в следующем режиме:
- полный цикл – 12 часов;
- цикл адсорбции – 6 часов;
- цикл регенерации – 3 часа;
- цикл охлаждения – 3 часа.
Всего 4 адсорбера.
2 находятся в режиме адсорбции, 1 – в режиме регенерации, 1 – в режиме охлаждения.
Смещение по циклу адсорбции – 3 часа.
|
Время |
3 часа |
3 часа |
3 часа |
3 часа |
|
Аппарат | ||||
|
А-401/1 |
осушка |
регенерация |
охлаждение | |
|
А-401/1 |
осушка |
регенерация |
охлаждение |
осушка |
|
А-401/1 |
охлаждение |
осушка |
регенерация | |
|
А-401/1 |
регенерация |
охлаждение |
осушка | |
В качестве газа регенерации молекулярных сит используется часть газа деэтанизации, поступающая с установки газофракционирования и подогреваемый в вертикальной цилиндрической печи.
В целях снижения мощности печи газов регенерации и системы охлаждения отработанного газа регенерации предусмотрена система рекуперации тепла, состоящая из теплообменника «горячий отработанный газ регенерации – холодный газ регенерации».
Осушенный и очищенный от меркаптанов попутный нефтяной газ с выхода установки молекулярных сит направляется на установку НТК, НАВОДИМ КУРСОР НА БЛОК – СХЕМУ УСТАНОВКИ НТК (не кликаем мышкой)
где происходит выделение из газа компонентов С3+ (отбензинивание).
(В состав комплекса переработки ПНГ включена одна установка низкотемпературной конденсации)
Газ в количестве 120 тыс. нм 3 /час поступает на вход установки НТК и делится на два потока.
Первый поток направляется на предварительное захолаживание потоком холодного отбензиненного газа (СОГ) в рекуперативный теплообменник «газ-газ».
Второй поток охлаждается потоком холодного конденсата, отводимого с низкотемпературного сепаратора в теплообменнике «газ-конденсат».
После предварительного охлаждения два потока частично конденсированного газа смешиваются и поступают в два параллельных пропановых испарителя, где за счет испарения жидкого пропана с пропановой холодильной установки охлаждаются до «минус» 33 0 С.
В результате сильного захолаживания из газа конденсируется основное количество растворенных в нем целевых компонентов С3+, отделение которых осуществляется на сепарационных элементах низкотемпературного сепаратора.
С выхода установки НТК сухой отбензиненный газ (СОГ) в объеме 76,9 тыс. нм 3 /час направляется на установку компримирования СОГ, НАВОДИМ КУРСОР НА БЛОК – СХЕМУ КОМПРЕССОРНАЯ СОГ (не кликаем мышкой) где дожимается на компрессорных агрегатах до давления 64,7 кгс/см 2 в магистральный газопровод.
В качестве компрессорных агрегатов предлагаются к использованию одноступенчатые поршневые компрессоры с газопоршневым приводом.
Установка компримирования СОГ состоит из 3-х (трех) блоков (2 – рабочих, 1 - резервный) компримирования и охлаждения (блочно-модульная поставка) с входными скрубберами.
Производительность одного блока компримирования – 38,5 тыс. нм 3 /час.
В свою очередь, отсепарированный на установке НТК конденсат, через клапан по уровню и теплообменник «газ-конденсат» поступает на установку газофракционирования НАВОДИМ КУРСОР НА БЛОК – СХЕМУ УСТАНОВКА ГАЗОФРАКЦИОНИРОВАНИЯ (не кликаем мышкой) для выделения смеси пропан-бутановой технической СПБТ и стабильного газового бензина СГБ.
(В состав комплекса переработки ПНГ включена одна установка газофракционирования ГФУ)
Поток конденсата на входе установки ГФУ раздваивается на два потока.
Один поток направляется через рекуперативный теплообменник «конденсат-газ деэтанизации», охлаждается и поступает на 27-ю тарелку 35-и тарельчатого деэтанизатора.
Второй поток поступает на 20-ю тарелку деэтанизатора.
В деэтанизаторе за счет подвода тепла в куб деэтанизатора посредством циркуляции деэтанизированного конденсата через кубовый испаритель, процесса массо- и теплообмена паров и стекающей с тарелок жидкости осуществляется отпарка легких газов (метан и этан), растворенных в конденсате.
Пары колонны деэтанизации отводятся в систему охлаждения и сепарации.
После захолаживания и частичной конденсации паров колонны деэтанизации в пропановом испарителе полученный газожидкостной поток поступает в рефлюксную емкость, где разделяется на газ деэтанизации и сконденсированную углеводородную жидкость, направляемую насосом на орошение верха деэтанизатора.
Газ деэтанизации через теплообменник «конденсат-газ деэтанизации» отводится в топливную сеть.
Деэтанизированный конденсат из куба испарителя деэтанизатора по уровню отводится в узел выделения СПБТ и СГБ и поступает на 15-ю тарелку колонны-дебутанизатора.
Процесс выделения СПБТ и СГБ аналогичен процессу деэтанизации за исключением того, что для охлаждения паров верха колонны дебутанизатора используется не пропановый холод, а система воздушных холодильников.
Часть СПБТ, выделенная в процессе дебутанизации, циркулирует в системе орошения верха колонны, а балансовая часть отводится в парк хранения СПБТ.
СГБ из кубового испарителя дебутанизатора по уровню через воздушный холодильник отводится в парк хранения СГБ.
Выход товарной продукции с установки ГФУ составляет:
СПБТ – 33800 кг/час;
СГБ – 3400 кг/час.
Кислые газы десорбции, содержащие сероводород, после установки аминовой сероочистки поступают на установку получения серы по методу Клауса. НАВОДИМ КУРСОР НА БЛОК-СХЕМУ УСТАНОВКА ПОЛУЧЕНИЯ СЕРЫ ПО МЕТОДУ КЛАУСА И КЛИКАЕМ 1 РАЗ ЛЕВОЙ КНОПКОЙ МЫШИ
Переработка кислого газа, в серу производится по трехступенчатому окислительному методу Клауса с применением одной термической и трех каталитических ступеней. Термическая ступень заключается в высокотемпературном сжигании сероводорода в реакторе-генераторе . НАВОДИМ КУРСОР НА РЕАКТОР-ГЕНЕРАТОР РГ-701 или РГ-702
Кислый газ от узла десорбции установки сероочистки проходит сепаратор НАВОДИМ КУРСОР НА СЕПАРАТОР С-702 для отделения капельной влаги, и поступает в реактор-генератор . Контроль и регистрацию температуры и давления кислого газа осуществляется приборами КИП. Избыток кислого газа выводится через клапан на факел.
Кислый газ, подаваемый в камеру сгорания реактора-генератора , НАВОДИМ КУРСОР НА РЕАКТОР-ГЕНЕРАТОР РГ-701 или РГ-702 воспламеняется от пламени сжигаемого топливного газа, после чего подача топлива на реактор-генератор прекращается. Реакция протекает при температуре около 1300°С .
Воздух для горения в реактор-генератор поступает из блока воздуходувок . НАВОДИМ КУРСОР НА БЛОК ВОЗДУХОДУВОК В-701
Корректировка расхода воздуха для горения осуществляется автоматически по сигналу от газоанализатора на линии отходящих газов.
Горячие газы продуктов сгорания из камеры сгорания проходят по трубам котла-утилизатора и охлаждаются (технологический газ). В межтрубном пространстве котла-утилизатора – котловая вода. НАВОДИМ КУРСОР НА РЕАКТОР-ГЕНЕРАТОР РГ-701 или РГ-702 За счет теплоты продуктов сгорания в котле-утилизаторе получается насыщенный пар.
Паросборник размещен над корпусом реактора-генератора.
При охлаждении газов после термической ступени происходят следующие реакции: ассоциация молекул серы, конденсация серы S 8(газ)- S 8(жидкость)+ Q и конверсия c выделением серы.
Охлаждение технологического газа после каждой ступени Клаус-процесса необходимо для получения температуры ниже точки росы паров серы.
После охлаждения технологического газа сера, выделившаяся в термической ступени, конденсируется, т.к. технологический газ охлаждается до температуры ниже точки росы серы (-177°С). Сконцентрированная сера через серозатвор НАВОДИМ КУРСОР НА СЕРОЗАТВОР Е-701, Е-702 выводится в дегазационный бассейн . НАВОДИМ КУРСОР НА ДЕГАЗАЦИОННЫЙ БАССЕЙН К-701
Далее технологический газ направляется на прогрев перед 1-ой каталитической ступенью. Подогрев газа осуществляется в топке-подогревателе 1-ой ступени НАВОДИМ КУРСОР НА ТОПКУ ПОДОГРЕВАТЕЛЬ ТП-701 за счет смешения с продуктами сгорания топливного газа.
Температура технологического газа на выходе регулируется в заданных пределах.
Подогретый технологический газ из топки подогревателя поступает в реактор Клауса 1-ой ступени НАВОДИМ КУРСОР НА РЕАКТОР Р-701 , представляющей собой горизонтальный цилиндрический аппарат, внутри которого расположен слой катализатора.
Подогретый технологический газ, проходя через слой катализатора, разогревает его.
Возрастание температуры в слоях катализатора будет происходить при проведении реакции конверсии сероводорода и сернистого газа в Клаус-реакторе.
На катализаторе осуществляется реакция Клауса. Реакция идет с выделением теплоты, поэтому температура технологического газа при прохождении слоя катализатора увеличивается. По степени возрастания температуры в слоях катализатора можно ориентировочно оценивать степень конверсии H 2 S b SO 2 в элементарную серу.
При проведении реакции Клауса важным условием является поддерживание стехиометрического соотношения 2 H 2 S / SO 2 = 2:1.
Чем ниже температура каталитической стадии процесса, тем выше конверсия, но ниже скорость ее прохождения.
Из реактора Клауса 1-ой ступени технологический газ поступает в конденсатор серы 1-ой ступени. НАВОДИМ КУРСОР НА КОНДЕНСАТОР СЕРЫ КС-701 Межступенчатое охлаждение технологического газа в конденсаторе серы предназначено для выполнения этого условия. Затем технологический газ направляется в топку-подогреватель 2-ой ступени. НАВОДИМ КУРСОР НА ТОПКУ ПОДОГРЕВАТЕЛЬ ТП-702 Подогретый технологический газ направляется в реактор Клауса 2-ой ступени. НАВОДИМ КУРСОР НА РЕАКТОР Р-702
Температура в слоях катализатора реактора Клауса контролируется приборами КИП и, при возрастании температуры срабатывают сигнализации высокой температуры.
Из реактора Клауса 2-ой ступени технологический газ проходит в конденсатор серы 2-ой ступени, НАВОДИМ КУРСОР НА КОНДЕНСАТОР СЕРЫ КС-702 где, охлаждаясь, отдает тепло на получение насыщенного пара.
Сера через серозатвор НАВОДИМ КУРСОР НА СЕРОЗАТВОР Е-704 стекает в дегазационный бассейн НАВОДИМ КУРСОР НА ДЕГАЗАЦИОННЫЙ БАССЕЙН К-701 для дегазации, а технологический газ далее направляется в топку-подогреватель НАВОДИМ КУРСОР НА ТОПКУ ПОДОГРЕВАТЕЛЬ ТП-703 3-ей ступени. Из топки-подогревателя технологический газ поступает в реактор Клауса 3-ей ступени, НАВОДИМ КУРСОР НА РЕАКТОР Р-703 а оттуда в конденсатор серы 3-ей ступени, НАВОДИМ КУРСОР НА КОНДЕНСАТОР СЕРЫ КС-703 на корпусе которого размещен аппарат воздушного охлаждения . НАВОДИМ КУРСОР НА АВО ЕА-701
После 3-ей каталитической ступени сера через серозатвор НАВОДИМ КУРСОР НА СЕРОЗАТВОР Е-705 стекает в дегазационный бассейн, НАВОДИМ КУРСОР НА ДЕГАЗАЦИОННЫЙ БАССЕЙН К-701 а технологический газ направляется через сероуловитель в печь дожига. НАВОДИМ КУРСОР НА ПЕЧЬ ДОЖИГА П-701
Контроль температуры технологического газа осуществляют приборы КИП.
Вывод серы из сероуловителя осуществляется через серозатвор НАВОДИМ КУРСОР НА СЕРОЗАТВОР Е-705 в дегазационный бассейн, НАВОДИМ КУРСОР НА ДЕГАЗАЦИОННЫЙ БАССЕЙН К-701 оборудованный змеевиками для ее прогрева паром низкого давления и 2-мя погружными насосами для перекачки жидкой серы в хранилище. Получаемая в Клаус-процессе сера содержит сероводород, частично растворенный или частично присутствующий в форме полисульфидов . Чтобы исключить возможность выделения сероводорода, который может образовывать взрывоопасную смесь с воздухом при хранении и транспортировке серы, предусмотрен процесс дегазации серы в дегазационной колонне, установленной на дегазационном бассейне.
Содержание сероводорода в жидкой сере снижается с 300 г/т до 10 г/т. Десорбированные газы вместе с воздухом удаляются из бассейна с помощью парового эжектора и направляются в печь дожига. Сюда на обезвреживание направляется и технологический газ процесса Клауса после сероуловителя. Дожиг остаточного сероводорода, присутствующего в технологическом газе, ведется в печи дожига за счет смешения с продуктами сгорания топливного газа при температуре 600°С, при которой сероводород окисляется до сернистого ангидрида. Подача топливного газа осуществляется при помощи регулятора давления, принимающего сигнал коррекции от регулятора температуры дымовых газов трубы.
Температура в печи регулируется в пределах 550 - 600°С.
Рабочие условия жидкой серы:
- давление минус 400 - минус 900 мм .вод.ст.
- температура 130 - 150°С
- плотность жидкой серы 1770-1787 кг/м 3 .
В завершении процесса жидкая сера, после прохождения через дегазационный бассейн, разливается на площадке дегазации. Далее комовая сера собирается в полиэтиленовые пакеты и отгружается потребителю.
4. Преимущества инжинирингового подхода при решении задачи комплексного обустройства.
В укрупненном виде модель реализации проекта строительства УППНГ с выделением отдельных процессов можно продемонстрировать на следующей модели, которая может охватывать весь спектр предлагаемых инжиниринговых услуг: СЛАЙД-16 (ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЙ ЭТАП ПРОЕКТА)
• Разработка технико-коммерческого предложения
• Оптимизация финансирования проекта
• Организация управления проектом
• Проектирование объектов добычи, переработки и транспорта нефти, газа и конденсата СЛАЙД-17 (ПРОЕКТИРОВАНИЕ)
• Проектирование технологического и вспомогательного оборудования СЛАЙД-18 (ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ)
• Изготовление, комплектация запорно-регулирующей арматурой и приборами и поставка оборудования СЛАЙД-19 (ПОСТАВКА)
• Проектирование систем автоматизации СЛАЙД-20 (АВТОМАТИЗАЦИЯ)
• Изготовление, комплектация и поставка комплекса программно-технических средств систем автоматизации
• Экспертиза промышленной безопасности
• Модернизация и ремонт технологического оборудования
• Логистика СЛАЙД-21 (ПОСТАВКА)
• Шеф-монтаж
• Строительно-монтажные работы СЛАЙД-22 (СТРОИТЕЛЬСТВО)
• Пуско-наладочные работы
• Сдача объекта в эксплуатацию СЛАЙД-23 (ВВОД В ЭКСПЛУАТАЦИЮ)
• Обучение эксплуатационного персонала Заказчика
• Опытно-промышленная эксплуатация
Все перечисленные работы и услуги могут быть выполнены нами как по отдельности, так и в комплексе.
• По каждому этапу реализации проекта разрабатываются детальные графики СЛАЙД-24 (ПЛАНИРОВАНИЕ) выполнения работ с учетом взаимодействия всех «внешних» участников процесса, определяются стоимости работ и составляются бюджеты, на основании которых составляется обобщенный план-график.
Графики оптимизируются на основе вариантного моделирования с учетом временных ограничений и жесткого исполнения бюджета.
Контроль за реализацией проекта осуществляется путем анализа систематической отчетности об исполнении план-графика и расходовании ресурсов.
Постоянно ведется разработка и реализация мероприятий по исправлению ситуаций в случае отклонений, и вносятся необходимые корректировки (оптимизация). При этом постоянно совершенствуется технология взаимодействия участников процесса (контрагентов) при планировании, реализации, контроле и внесении изменений в проект.
При заключении контрактов разрабатывается детальная система документооборота, позволяющая с достаточно высокой частотой получать прозрачную и динамичную модель ситуации при выполнении взаимных обязательств контрагентов, предусмотренных договорными отношениями.
Предлагаемый инжиниринговый подход к реализации проектов обустройства объектов за счет специальных знаний и опыта в области техники, технологии, организации и управления позволяет значительно сократить сроки осуществления проекта, постоянно объективно оценивать ситуацию в ходе его реализации, и, в итоге, инжиниринговые услуги обходятся Заказчику дешевле, нежели самостоятельное поэтапное выполнение всего комплекса работ.
Если коротко – это предоставление Заказчику высококачественной продукции в максимально сжатые сроки с использованием следующих преимуществ:
• Управление реализацией проекта осуществляется по единой согласованной с Заказчиком концепции одной специализированной компанией. Что позволяет избежать разногласий между Заказчиком, изготовителями, разработчиком и др. подрядчиками по схеме реализации технической стратегии обустройства объекта
• Сокращаются сроки поставки и монтажа оборудования, так как проектирование, изготовление и иные виды работ, включая строительно – монтажные работы и инженерное обеспечение, осуществляются параллельно. Это закладывается в графике совмещенных работ по обустройству объекта
• Обеспечивается единство системы энергообеспечения, систем управления объектом, его инженерных коммуникаций и технологического объекта в целом
• Исключается необходимость заключения лицензионных договоров на использование патентов разработки, т.к. в случае выполнения функций поставщика ООО «УК «РусГазИнжиниринг», такие договоры не потребуются.
• Оперативно решаются вопросы замены комплектующих материалов и все технические вопросы на стадии изготовления оборудования и монтажа.
• Обеспечивается полный авторский надзор за качеством изготовления на заводе-изготовителе. Обеспечиваются гарантии качества выполнения внутренних устройств и работоспособность аппаратов на весь срок эксплуатации оборудования. При этом полностью обеспечивается соблюдение требований Заказчика.
• Используется техническое и методологическое обеспечение, имеющееся у разработчика, для испытания оборудования на месте эксплуатации и решения технологических вопросов при пуске.
• Производится обучение эксплуатирующего персонала Заказчика на объекте.
• Обеспечиваются гарантии соблюдения заявленных и качественных показателей разработанного оборудования в течение 3 лет эксплуатации в промышленном режиме.
• Обеспечивается абсолютная прозрачность всех финансовых потоков в процессе финансирования работ.
Таким образом, уважаемые слушатели, одним из направлений ООО «РусГазИнжиниринг» является программа внедрения в промышленность установок комплексной переработки ПНГ в кратчайшие сроки и в условиях оптимизированной и прозрачной финансовой схемы.
Если у Вас есть предложения или идеи, мы могли бы построить совместную работу в реализации технических и технологических аспектов при решении данной многогранной задачи.
СЛАЙД-25 (СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ)
Благодарю за внимание.