Сжиженный газ. Производство суг из попутного нефтяного газа

Технологии добычи нефти и газа, а также их транспортировки постоянно совершенствуются. И одним из ярчайших примеров этого является сжиженный природный газ (СПГ), а именно технология крупнотоннажного сжижения газа и транспортировки СПГ морским транспортом на удаленные расстояния. СПГ - настоящая революция на газовом рынке, меняющая образ современной энергетики, доказательство того, что сырьевая промышленность способна генерировать современные высокотехнологические решения. СПГ открывает для «голубого» топлива новые рынки, вовлекает все большее количество стран в газовый бизнес, способствуя решению головоломки глобальной энергетической безопасности. Термин «газовая пауза», означающий активное потребление газа и возможное превращение его в топливо номер один, становится не пустым звуком.

Технологиям промышленного производства сжиженного природного газа не так много времени. Первый экспортный завод по сжижению газа был введен в эксплуатацию в 1964 г. Но с тех пор процесс постоянно совершенствовался, и сегодня, например, уже готовятся проекты первых в мире мобильных плавучих заводов по сжижению газа, расположенных на крупнотоннажных судах.

Сжиженный природный газ по цепочке тянет за собой сразу несколько промышленных отраслей. Это судостроение, транспортное машиностроение и химия. Сжиженный природный газ формирует даже эстетику современного высокоиндустриального общества. В этом может убедиться каждый, кто видел завод по сжижению газа.

Россия, обладая крупнейшими в мире газовыми запасами, долгое время была вне бизнеса по сжижению газа и торговле СПГ. Но этот неприятный пробел восполнен. В 2009 г. был введен в эксплуатацию первый завод по сжижению газа на Сахалине - проект «Сахалин-2». Очень важно, что именно в России реализуются передовые технологии в области сжижения газа. Например, сахалинский завод основан на современной технологии сжижения с двойным смешанным реагентом, разработанной специально для этого проекта. Поскольку производство СПГ ведется при сверхнизких температурах, из климатических условий можно извлекать выгоду, удешевляя производство СПГ и повышая эффективность производственного процесса.

С другой стороны, у России нет иного выбора, чем СПГ. В мире развиваются интеграционные процессы, СПГ конкурентов приходит уже на традиционные экспортные рынки российского газа, то есть в Европу, вытесняя Газпром, а Катар и Австралия наращивают позиции в Азиатско-Тихоокеанском регионе, ставя под удар планы России по экспорту на эти рынки.

Старые месторождения-гиганты находятся в стадии падающей добычи, из нового фонда остались «звезды» в виде Бованенковского и Харасавэйского месторождений. Далее стране необходимо выходить на шельф и осваивать новые технологии. А так уж сложилось, что СПГ-заводы считаются основой монетизации запасов газа именно таких месторождений - близких к побережью, но удаленных от потребителя.

Российское словосочетание «сжиженный природный газ» соответствует английскому Liquified Natural Gas (LNG). При этом важно отличать СПГ от группы сжиженных углеводородных газов (СУГ), куда входят сжиженный пропан-бутан (СПБ) или сжиженный нефтяной газ (СНГ). Но отличить их друг от друга и разобраться в «семье» сжиженных углеводородных газов просто. Собственно, основное отличие заключается в том, какой же газ является сжиженным. Если речь идет о сжижении природного газа, который, прежде всего, состоит из метана, то тогда и используется термин сжиженный природный газ - или сокращено СПГ. Метан - самый простой углеводород, он содержит один атом углерода и имеет химическую формулу СН4 . В случае пропан-бутановой смеси речь идет о сжиженном пропан-бутане. Как правило, его извлекают из попутного нефтяного газа (ПНГ) или при перегонке нефти как самую легкую фракцию. Используются СУГ, прежде всего, как сырье в нефтехимии для получения пластмасс, как энергоресурс для газификации населенных пунктов или на автотранспорте.

СПГ не является отдельным продуктом, хотя и существуют возможности использования СПГ в прямом виде. Это практически тот же метан, который поставляется по трубопроводам. Но это принципиально иной способ доставки природного газа до потребителя. В сжиженном виде метан можно перевозить по морю на большие расстояния, что способствует созданию глобального рынка газа, позволяя производителю газа диверсифицировать сбыт, а покупателю - расширить географию закупок газа. Производитель СПГ имеет большую свободу в географии поставок. Ведь создать инфраструктуру для морских перевозок на большие расстояния более выгодно, чем тянуть газопровод на тысячи километров. Не случайно СПГ еще называют «гибкой трубой», показывая его главное преимущество перед традиционным способом доставки газа: обычный трубопровод предельно жестко связывает месторождения с конкретным регионом потребления.

После доставки в пункт назначения СПГ снова обращается в газообразное состояние - на установке регазификации его температуру доводят до температуры окружающей среды, после чего газ становится пригоден для транспортировки по обычным трубопроводным сетям.

СПГ представляет собой прозрачную, бесцветную, нетоксичную жидкость, образующуюся при температуре -160С. После доставки в пункт назначения СПГ снова обращается в газообразное состояние: на установке регазификации его температуру доводят до температуры окружающей среды, после чего газ становится пригоден для транспортировки по обычным трубопроводным сетям.

Главное преимущество сжиженного газа перед его трубопроводным аналогом состоит в том, что при хранении и транспортировке он занимает объем в 618–620 раз меньше, что ощутимо сокращает затраты. Ведь природный газ по сравнению с нефтью имеет меньшую термическую плотность, и поэтому для транспортировки объемов газа и нефти с одинаковой теплотворной способностью (то есть количеством тепла, выделяемом при сгорании топлива) в первом случае требуется большие объемы. Отсюда и возникла идея сжижения газа, чтобы обеспечить ему выигрыш в объеме.

СПГ возможно хранить при атмосферном давлении, его температура кипения составляет -163ºС, он не токсичен, не имеет запаха и цвета. Сжиженный природный газ не оказывает коррозионного воздействия на конструктивные материалы. Высокие экологические свойства СПГ объясняются отсутствием в сжиженном газе серы. При наличии серы в природном газе она удаляется перед процедурой сжижения. Интересно, что начало эпохи сжиженного газа в Японии как раз связано с тем, что японские компании решили использовать СПГ как топливо в целях снижения загрязнения воздуха.

Производимый на современных заводах СПГ в основном состоит из метана – порядка 95 %, а остальные 5% приходятся на этан, пропан, бутан и азот. В зависимости от предприятия-производителя мольное содержание метана может варьироваться от 87 (алжирские заводы) до 99,5 % (завод Кенаи, штат Аляска). Низшая теплота сгорания составляет 33 494 кДж/куб м или же 50 116 кДж/кг. Для производства СПГ сперва происходит очистка природного газа от воды, диоксида серы, оксида углерода и других компонентов. Ведь они замерзнут при низких температурах, что приведет к поломке дорогостоящего оборудования.

Из всех углеводородных источников энергии сжиженный газ наиболее чистый - так, при его использовании для производства электричества выбросы в атмосферу С02 вдвое меньше, чем при использовании угля. Кроме того, в продуктах сгорания СПГ содержится меньше окиси углерода и окиси азота, чем у природного газа – это происходит из-за лучшей очистки при сжигании. Также в сжиженном газе отсутствует сера, что также является важнейшим позитивным фактором при оценке экологических свойств СПГ.

Полная цепочка производства и потребления СПГ включает следующие этапы

добыча газа;

транспортировка его до завода по сжижению;

процедура сжижения газа, перевода его из газообразного состояние в жидкое;закачка в емкости хранения на танкеры и дальнейшая транспортировка;

регазификация на береговых терминалах, то есть превращение СПГ в газообразное состояние;

доставка до потребителя и его использование.

Более 30 лет в СССР, затем в России сжиженные и сжатые газы применяются в народном хозяйстве. За это время пройден достаточно трудный путь по организации учета сжиженных газов, разработке технологий по их перекачке, измерению, хранению, транспортировке.

От сжигания до признания

Исторически сложилось, что потенциал газа как источника энергии был недооценен в нашей стране. Не видя экономически обоснованных сфер применения, нефтепромышленники старались избавиться от легких фракций углеводородов, сжигали их без пользы. В 1946 году выделение газовой промышленности в самостоятельную отрасль революционно изменило ситуацию. Объём добычи этого типа углеводородов резко увеличился, как и соотношение в топливном балансе России.

Когда ученые и инженеры научились сжижать газы, стало возможным строить газосжижающие предприятия и доставлять голубое топливо в отдаленные районы, не оборудованные газопроводом, и использовать в каждом доме, в качестве автомобильного топлива, на производстве, а также экспортировать его за твердую валюту.

Что такое сжиженные углеводородные газы

Они делятся на две группы:

Сжиженные углеводородные газы (СУГ) - представляют собой смесь химических соединений, состоящую в основном из водорода и углерода с различной структурой молекул, то есть смесь углеводородов различной молекулярной массы и различного строения.
Широкие фракции легких углеводородов (ШФЛУ) - включают большей частью смеси легких углеводородов гексановой (С6) и этановой (С2) фракций. Их типичный состав: этан 2-5 %, сжиженный газ фракций С4-С5 40-85%, гексановая фракция С6 15-30%, на пентановую фракцию приходится остаток.

Сжиженный газ: пропан, бутан

В газовом хозяйстве именно СУГ применяются в промышленном масштабе. Их основными компонентами являются пропан и бутан. Также в виде примесей в них содержатся более легкие углеводороды (метан и этан) и более тяжелые (пентан). Все перечисленные компоненты являются предельными углеводородами. В состав СУГ могут входить также непредельные углеводороды: этилен, пропилен, бутилен. Бутан-бутилены могут присутствовать в виде изомерных соединений (изобутана и изобутилена).

Технологии сжижения

Сжижать газы научились в начале XX века: в 1913 году за сжижение гелия вручена Нобелевская премия голландцу К. О. Хейке. Некоторые газы доводятся до жидкого состояния простым охлаждением без дополнительных условий. Однако большинство углеводородных «промышленных» газов (углекислый, этан, аммиак, бутан, пропан) сжижаются под давлением.

Производство сжиженного газа осуществляется на газосжижающих заводах, расположенных либо около месторождений углеводородов, либо на пути магистральных газопроводов около крупных транспортных узлов. Сжиженный (или сжатый) природный газ можно легко доставить автомобильным, железнодорожным или водным транспортом к конечному потребителю, где его можно хранить, после чего снова преобразовать в газообразное состояние и подавать в сеть газоснабжения.

Специальное оборудование

Для того чтобы сжижать газы, используются специальные установки. Они значительно уменьшают объём голубого топлива и повышают плотность энергии. С их помощью можно осуществлять различные способы переработки углеводородов в зависимости от последующего применения, свойств исходного сырья и условий окружающей среды.

Установки по сжижению и сжатию предназначены для обработки газа и имеют блочное (модульное) исполнение либо полностью контейнеризированы. Благодаря регазификационным станциям становится возможным обеспечение дешёвым природным топливом даже самых отдалённых регионов. Система регазификации также позволяет хранить природный газ и подавать его необходимое количество в зависимости от потребности (например, в периоды пикового потребления).

Большинство различных газов в сжиженном состоянии находят практическое применение:

Жидкий хлор используют для дезинфекции и отбеливания тканей, применяется как химическое оружие.
Кислород - в лечебных учреждениях для пациентов с проблемами дыхания.
Азот - в криохирургии, для замораживания органических тканей.
Водород - как реактивное топливо. В последнее время появились автомобили на водородных двигателях.
Аргон - в промышленности для резки металлов и плазменной сварки.

Также можно сжижать газы углеводородного класса, наиболее востребованные из которых - пропан и бутан (н-бутан, изобутан):

Пропан (C3H8) является веществом органического происхождения класса алканов. Получают из природного газа и при крекинге нефтепродуктов. Бесцветный газ без запаха, малорастворим в воде. Применяют как топливо, для синтеза полипропилена, производства растворителей, в пищевой промышленности (добавка E944).
Бутан (C4H10), класс алканов. Бесцветный горючий газ без запаха, легко сжижаемый. Получают из газового конденсата, нефтяного газа (до 12%), при крекинге нефтепродуктов. Используют как топливо, в химической промышленности, в холодильниках как хладоген, в пищевой промышленности (добавка E943).

Характеристики СУГ

Основное преимущество СУГ - возможность их существования при температуре окружающей среды и умеренных давлениях как в жидком, так и в газообразном состоянии. В жидком состоянии они легко перерабатываются, хранятся и транспортируются, в газообразном имеют лучшую характеристику сгорания.

Состояние углеводородных систем определяется совокупностью влияний различных факторов, поэтому для полной характеристики необходимо знать все параметры. К основным из них, поддающимся непосредственному измерению и влияющим на режимы течения, относятся: давление, температура, плотность, вязкость, концентрация компонентов, соотношение фаз.

Система находится в равновесном состоянии, если все параметры остаются неизменными. При таком состоянии в системе не происходит видимых качественных и количественных метаморфоз. Изменение хотя бы одного параметра нарушает равновесное состояние системы, вызывая тот или иной процесс.

Свойства

При хранении сжиженных газов и транспортировании их агрегатное состояние меняется: часть вещества испаряется, трансформируясь в газообразное состояние, часть конденсируется - переходит в жидкое. Это свойство сжиженных газов является одним из определяющих при проектировании систем хранения и распределения. При отборе из резервуаров кипящей жидкости и транспортировании ее по трубопроводу часть жидкости испаряется из-за потерь давления, образуется двухфазный поток, упругость паров которого зависит от температуры потока, которая ниже температуры в резервуаре. В случае прекращения движения двухфазной жидкости по трубопроводу давление во всех точках выравнивается и становится равным упругости паров.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии переработки сжиженных углеводородных газов (СУГ) в смесь ароматических углеводородов (ароматический концентрат) путем ее интеграции в объекты нефтяного или газоконденсатного месторождения. Технический результат изобретения заключается в обеспечении возможности переработки СУГ в процессе промысловой подготовки попутных нефтяных газов (ПНГ) и «сырого газа». Способ переработки углеводородных газов нефтяных и газоконденсатных месторождений включает промысловую подготовку попутного нефтяного газа (ПНГ) или «сырого газа» с получением товарного осушенного газа и газового конденсата, подачу конденсата на стадию стабилизации с выделением из упомянутого газового конденсата сжиженных углеводородных газов (СУГ), а также дополнительно очистку СУГ, реакционное превращение СУГ в смесь ароматических углеводородов на стадии платформинга, разделение продуктов реакции платформинга на водород, углеводородный газ и жидкие продукты реакции, после чего подают углеводородный газ в поток ПНГ или «сырого газа», поступающего на промысловую подготовку, а из жидких продуктов реакции выделяют ароматические углеводороды, по меньшей мере часть которых подают в магистральный нефтепровод в составе товарной нефти. Описана установка для осуществления способа. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 ил.

Рисунки к патенту РФ 2435827

В среднесрочной перспективе добыча природного газа будет сопровождаться увеличением доли добываемого газового конденсата. В первую очередь это связано с переходом к разработке более глубоких валанжинских и ачимовских горизонтов, содержащих преимущественно газ, насыщенный конденсатом.

Первый этап переработки газового конденсата - его стабилизация сопровождается получением сжиженных углеводородных газов (СУГ), выход которых в среднем составляет около 30 мас.%, от первоначального объема газового конденсата. Таким образом, рост добываемых объемов газового конденсата приведет к увеличению производства СУГ.

При этом значительные проблемы возникнут у производителей СУГ, производственные мощности которых расположены в районах Крайнего Севера, с неразвитой транспортной инфраструктурой. В данном случае потребуется строительство трубопроводов, складов и перевалочных комплексов для транспортировки СУГ. Сооружение подобных трубопроводов и комплексов потребует огромных прямых капитальных вложений и косвенных расходов, связанных с реализацией мероприятий по защите окружающей среды, предотвращению и минимизации возможного воздействия на экосистему. Если к этому добавить транспортные расходы на найм танкеров ледового класса либо на оплату услуг железной дороги, то говорить о какой-либо окупаемости проекта просто не приходится. В таком случае наиболее предпочтительным оказывается вариант переработки СУГ непосредственно на промысле.

Известен способ промысловой подготовки газоконденсатного флюида и деэтанизации конденсата, включающий газ со входной и низкотемпературной ступенью сепарации, фазовое разделение конденсата входной и низкотемпературной ступеней сепарации, дегазацию конденсата и деэтанизацию конденсата в отпарной ректификационной колонне. Весь конденсат входной ступени сепарации после предварительной дегазации и подогрева в рекуперативном теплообменнике подают в среднюю часть отпарной ректификационной колонны в качестве питания, конденсат низкотемпературной ступени сепарации разделяют на два потока. Первый подают в верхнюю часть отпарной ректификационной колонны в качестве орошения, второй - в дегазатор. Установка для реализации способа содержит входную ступень сепарации, рекуперативный газовый теплообменник, эжектор, низкотемпературную ступень сепарации, трехфазный разделитель конденсата входной ступени сепарации, трехфазный разделитель конденсата низкотемпературной ступени сепарации, дегазатор, рекуперативный теплообменник, отпарную ректификационную колонну для деэтанизации конденсата, компрессор газа деэтанизации, аппарат воздушного охлаждения и рекуперативный газожидкостной теплообменник (RU 2243815 С1, опубликовано 10.01.2005). Полученный деэтанизированный конденсат (СУГ) отводят с установки в качестве товарного продукта для последующей переработки. Известные способ и установка не предусматривают переработку СУГ непосредственно на промысле.

Задачей изобретения является создание способа и установки для совместной переработки СУГ и промысловой подготовки продукции нефтяных или газоконденсатных месторождений с получением продуктов, транспортируемых совместно с товарной нефтью и товарным газом.

Технический результат изобретения заключается в обеспечении возможности переработки СУГ в процессе промысловой подготовки попутных нефтяных газов (ПНГ) и «сырого» газа.

Технический результат достигается способом переработки углеводородных газов нефтяных и газоконденсатных месторождений, включающим промысловую подготовку попутного нефтяного газа (ПНГ) или «сырого газа» с получением товарного осушенного газа и газового конденсата, подачу конденсата на стадию стабилизации с выделением из упомянутого газового конденсата сжиженных углеводородных газов (СУГ), а также дополнительно очистку СУГ, реакционное превращение СУГ в смесь ароматических углеводородов на стадии платформинга, разделение продуктов реакции платформинга на водород, углеводородный газ и жидкие продукты реакции, после чего подают углеводородный газ в поток ПНГ или «сырого газа», поступающего на промысловую подготовку, а из жидких продуктов реакции выделяют ароматические углеводороды, по меньшей мере часть которых подают в магистральный нефтепровод в составе товарной нефти.

Выделение из жидких продуктов реакции ароматических углеводородов может быть осуществлено путем разделения жидких продуктов реакции на непрореагировавшие СУГ, которые подают на вход стадии платформинга, и смесь ароматических углеводородов, по меньшей мере часть которой подают в магистральный нефтепровод в составе товарной нефти.

Также выделение из жидких продуктов реакции ароматических углеводородов может быть осуществлено путем подачи жидких продуктов реакции на вход стадии стабилизации для отделения непрореагировавших СУГ, а выходящую из него смесь С 5+ и ароматических углеводородов, по меньшей мере часть которой подают в магистральный нефтепровод в составе товарной нефти.

Для достижения технического результата после разделения продуктов реакции водород целесообразно подать на стадию платформинга.

Кроме того, целесообразно на стадии стабилизации использовать блок колонны стабилизации газового конденсата установки промысловой подготовки ПНГ или «сырого газа».

Кроме того, очистку СУГ осуществляют путем экстракционной отмывки и последующей адсорбционной осушки, а образующийся газ деэтанизации подают в поток ПНГ или «сырого газа», поступающего на промысловую подготовку.

Технический результат также достигается тем, что установка для переработки углеводородных газов нефтяных и газоконденсатных месторождений содержит трубопровод подачи попутного нефтяного газа (ПНГ) или «сырого» газа и связанные с ним и между собой системой трубопроводов аппараты установки промысловой подготовки ПНГ и «сырого» газа компрессорную станцию, а именно установку низкотемпературной сепарации, блок адсорбционной очистки, выход которого соединен с трубопроводом отвода товарного осушенного газа, блок колонны стабилизации газового конденсата и установку очистки сжиженных углеводородных газов (СУГ), а также соединенный с выходом СУГ установки очистки реакторный блок платформинга и соединенный с выходом реакторного блока блок разделения продуктов реакции, выход жидких продуктов которого соединен со входом блока колонны стабилизации, а выход углеводородного газа которого соединен с трубопроводом подачи ПНГ или «сырого» газа, а второй выход блока колонны стабилизации соединен с трубопроводом отвода смеси углеводородов С 5+ и ароматических углеводородов в магистральный нефтепровод.

Возможно выполнение блока разделения с возможностью разделения жидких продуктов реакции на непрореагировавшие СУГ и смесь ароматических углеводородов, при этом его указанный выход жидких продуктов, соединенный с входом блока колонны стабилизации, является выходом непрореагировавших СУГ, а его выход смеси ароматических углеводородов соединен с трубопроводом отвода смеси углеводородов С 5+ и ароматических углеводородов в магистральный нефтепровод.

Выход водорода блока разделения соединен с входом реакторного блока платформинга.

Для достижения технического результата одним из самых предпочтительных процессов является платформинг, который позволяет за один проход получить:

Концентрат ароматических углеводородов (бензол, толуол и ксилолы) - выход 60 мас.%, направляемый в товарную нефть или газовый конденсат;

Легкие газы (метан и этан) - выход 33 мас.%, которые можно направить в сеть магистральных газопроводов.

Изобретение позволяет создать комплексную безотходную промысловую подготовку и переработку продукции газоконденсатных залежей.

Принципиальная схема предложенной установки представлена на фиг.1.

Установка для переработки углеводородных газов нефтяных и газоконденсатных месторождений содержит трубопровод подачи попутного нефтяного газа (ПНГ) или «сырого» газа и связанные с ним и между собой системой трубопроводов аппараты установки промысловой подготовки ПНГ и «сырого» газа, а именно дожимную компрессорную станцию 1, установку 2 низкотемпературной сепарации (УНТС), блок 3 адсорбционной очистки, выход которого соединен с трубопроводом отвода товарного осушенного газа, блок 4 колонны стабилизации газового конденсата и установку 5 очистки сжиженных углеводородных газов (СУГ).

С выходом СУГ установки 5 очистки соединен реакторный блок 6 платформинга, с выходом которого соединен блок 7 разделения продуктов реакции, выход углеводородного газа которого соединен с трубопроводом подачи ПНГ или «сырого» газа.

Выход жидких продуктов реакции блока 7 разделения соединен со входом в блок 4 колонны стабилизации, второй выход которого соединен с трубопроводом отвода смеси углеводородов С 5+ и ароматических углеводородов в магистральный нефтепровод, а выход водорода блока 7 разделения соединен с входом реакторного блока 6 платформинга.

Возможен другой вариант соединения выходов блока 7 разделения, не показанный на схеме. Блок 7 может осуществлять функцию разделения жидких продуктов реакции на непрореагировавшие СУГ и смесь ароматических водородов. Тогда выход СУГ блока 7 соединен с входом блока 4 колонны стабилизации, выход смеси ароматических углеводородов - с трубопроводом отвода ароматических углеводородов в магистральный нефтепровод. При этом выход углеводородов С 5+ блока 4 колонны стабилизации также соединен с трубопроводом отвода в магистральный нефтепровод.

Установка 5 очистки сжиженных углеводородных газов включает блок экстракционной отмывки и адсорбционной осушки.

Блок 7 разделения продуктов реакции платформинга состоит из нескольких сепараторов и мембранной установки.

Способ переработки углеводородных газов нефтяных и газоконденсатных месторождений осуществляется следующим образом.

ПНГ или «сырой» газ дожимается на компрессорной станции 1 и направляется на УНТС 2, где из него выделяется осушенный газ, состоящий в основном из метана.

Конденсат с УНТС 2 поступает в блок 4 колонны стабилизации, где разделяется на СУГ (пропан-бутановая фракция) и фракцию С 5 и выше. СУГ вначале подаются на установку 5 очистки, включающую блок экстракционной отмывки и адсорбционной осушки, с целью удаления вредных для катализатора примесей (вода, метанол, соли), а затем направляются в реакторный блок 6 платформинга с непрерывной регенерацией катализатора. Газы деэтанизации отводятся на прием дожимной компрессорной станции 1 и далее на УНТС 2, где из них выделяется товарный осушенный газ, конденсат направляется в блок 4 колонны стабилизации. Продукты реакции из реакторного блока 6 подаются в блок 7 разделения (блок сепараторов и мембранную установку), где делятся на углеводородный газ, водород (возвращается в реакторный блок 6) и жидкие продукты.

Жидкие продукты реакции - смесь ароматических углеводородов с остатками не прореагировавших СУГ - смешиваются с конденсатом УНТС 2 и подаются в блок 4 колонны стабилизации, где пропан-бутановая фракция выделяется из смеси ароматических углеводородов и фракции C 5 и выше, а затем в качестве сырья направляется в реакторный блок 6 платформинга. Смесь ароматических углеводородов и фракции С 5 и выше может быть частично использована как компонент автомобильного бензина, но в основном направляется в состав товарной нефти.

Также возможен вариант, когда в блоке 7 жидкие продукты реакции разделяются на непрореагировавшие СУГ, которые подаются на вход реакторного блока 6 платформинга, и смесь ароматических углеводородов, по меньшей мере часть которой подаются в магистральный нефтепровод в составе товарной нефти.

Попадая в состав товарной нефти, смесь ароматических углеводородов не оказывает негативного влияния на ее качественные характеристики. Соотношение потоков товарной нефти и смеси ароматических углеводородов ничтожно мало (в среднем 100:1), чтобы говорить о каком-либо заметном влиянии, хотя и оно оказывается положительным:

Во-первых - высокая вязкость довольно часто становится причиной проблем, связанных со сдачей товарной нефти в сеть трубопроводов. Добавление смеси ароматических углеводородов позволит снизить вязкость товарной нефти.

Во-вторых - при фракционировании нефти на нефте-перерабатывающих заводах ароматические углеводороды (бензол, толуол и ксилолы) попадают в основном в состав тяжелой нафты, которая, как правило, направляется на каталитический риформинг, в основе которого лежат те же процессы ароматизации.

Следует отметить, что технологии платформинга СУГ известны и отработаны. В 1990 году в г.Грейнджмауте (Шотландия) в опытно-промышленную эксплуатацию была запущена (в настоящее время демонтирована) установка получения ароматического концентрата из пропан-бутановой фракции производительностью 400 тыс. тонн в год. В настоящее время в промышленной эксплуатации находится одна подобная установка. Эта установка производительностью 800 тыс. тон в год. входит в состав нефтехимического комплекса компании «САБИК», расположенной в г.Ямбу, Саудовская Аравия. Разработчиком технологии этих установок и патентообладателем является компания UOP.

Отсутствие широкого промышленного применения установок платформинга СУГ в составе нефтехимических комплексов объясняется тем, что в качестве товарного продукта получается смесь ароматических углеводородов, реализация которой в качестве товарной продукции не представляется возможным ввиду ее низкой стоимости. Получить приемлемую стоимость продуктов платформинга возможно только путем их разделения на индивидуальные углеводороды, что является многоступенчатым и очень дорогостоящим процессом, делающим экономические показатели платформинга значительно хуже, чем у других конкурирующих процессов. В случае нефтяных и газоконденсатных промыслов, вопрос о переработке СУГ не рассматривался вообще.

Предложенное изобретение позволяет эффективно применить технологию платформинга СУГ, встроив ее в процесс промысловой подготовки продукции нефтяных и газоконденсатных месторождений.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ переработки углеводородных газов нефтяных и газоконденсатных месторождений, включающий промысловую подготовку попутного нефтяного газа (ПНГ) или «сырого газа» с получением товарного осушенного газа и газового конденсата, подачу конденсата на стадию стабилизации с выделением из упомянутого газового конденсата сжиженных углеводородных газов (СУГ), очистку СУГ, реакционное превращение СУГ в смесь ароматических углеводородов на стадии платформинга, разделение продуктов реакции платформинга на водород, углеводородный газ и жидкие продукты реакции, после чего подают углеводородный газ в поток ПНГ или «сырого газа», поступающего на промысловую подготовку, а из жидких продуктов реакции выделяют ароматические углеводороды, по меньшей мере часть которых подают в магистральный нефтепровод в составе товарной нефти.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что выделение из жидких продуктов реакции ароматических углеводородов осуществляют путем разделения жидких продуктов реакции на непрореагировавшие СУГ, которые подают на вход стадии платформинга, и смесь ароматических углеводородов, по меньшей мере часть которой подают в магистральный нефтепровод в составе товарной нефти.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что выделение из жидких продуктов реакции ароматических углеводородов осуществляют путем подачи жидких продуктов реакции на вход стадии стабилизации для отделения непрореагировавших СУГ, а выходящую из него смесь С 5+ и ароматических углеводородов, по меньшей мере часть которой подают в магистральный нефтепровод в составе товарной нефти.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что после разделения продуктов реакции водород подают на стадию платформинга.

5. Способ по п.1 или 3, отличающийся тем, что на стадии стабилизации используют блок колонны стабилизации газового конденсата установки промысловой подготовки ПНГ или «сырого газа».

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что очистку СУГ осуществляют путем экстракционной отмывки и последующей адсорбционной осушки, а образующийся газ деэтанизации подают в поток ПНГ или «сырого газа», поступающего на промысловую подготовку.

7. Установка для переработки углеводородных газов нефтяных и газоконденсатных месторождений, содержащая трубопровод подачи попутного нефтяного газа (ПНГ) или «сырого» газа и связанные с ним и между собой системой трубопроводов аппараты установки промысловой подготовки ПНГ и «сырого» газа компрессорную станцию, а именно установку низкотемпературной сепарации, блок адсорбционной очистки, выход которого соединен с трубопроводом отвода товарного осушенного газа, блок колонны стабилизации газового конденсата и установку очистки сжиженных углеводородных газов (СУГ), а также соединенный с выходом СУГ установки очистки реакторный блок платформинга и соединенный с выходом реакторного блока блок разделения продуктов реакции, выход жидких продуктов которого соединен со входом блока колонны стабилизации, а выход углеводородного газа которого соединен с трубопроводом подачи ПНГ или «сырого» газа, а второй выход блока колонны стабилизации соединен с трубопроводом отвода смеси углеводородов С 5+ и ароматических углеводородов в магистральный нефтепровод.

8. Установка по п.7, отличающаяся тем, что блок разделения выполнен с возможностью разделения жидких продуктов реакции на непрореагировавшие СУГ и смесь ароматических углеводородов, при этом его указанный выход жидких продуктов, соединенный с входом блока колонны стабилизации, является выходом непрореагировавших СУГ, а его выход смеси ароматических углеводородов соединен с трубопроводом отвода смеси углеводородов С 5+ и ароматических углеводородов в магистральный нефтепровод.

9. Установка по п.7, отличающаяся тем, что выход водорода блока разделения соединен с входом реакторного блока платформинга.

Жидким или сжиженным газом называется смесь угле-водородов, которая при нормальных условиях (20 °С и 760 мм рт. ст.) газообразна, а при понижении температуры или незначительном повышении давления превращается в жидкость. Объем смеси умень-шается более чем в 200 раз, что дает возможность транспортировать жидкий газ к местам потребления в легковесных сосудах. К числу таких углеводородов относятся: пропан С 3 Н 8 и пропилен С 3 Н 3 ; бутан С 4 Н 10 и бутилен С 4 Н 8 .

Основными источниками получения жидких газов являются про-дукты переработки нефти и природный «попутный» нефтяной газ, который содержит в своем составе значительное количество тяжелых углеводородов (до 15% и более).

Получение жидкого газа из природных нефтяных газов вместе с газовым бензином состоит из двух стадий. В первой стадии проис-ходит выделение тяжелых углеводородов, а во второй — разделение их на углеводороды, составляющие стабильный газовый бензин, и углеводороды, составляющие жидкие газы — пропан, бутан, изо-бутан. Существует три основных метода выделения тяжелых углево-дородов из природного нефтяного газа.

Компрессионный — основанный на сжатии и охлаждении газа, вследствие чего происходит отделение сконденсировавшихся угле-водородов.
Абсорбционный — основанный на свойствах жидкости погло-щать (абсорбировать) пары и газы. Этот метод заключается в том, что природный газ подается в специальные аппараты, где реагирует в абсорбентом, поглощающим тяжелые углеводороды. Углеводороды отделяются от абсорбентов в специальных выпарных колонках.
Адсорбционный — основанный на свойствах твердых тел по-глощать пары и газы. Этот метод заключается в том, что природный нефтяной газ пропускается через адсорбер, заполненный твердым поглотителем, который адсорбирует (поглощает) тяжелые углеводо-роды из газа.

После насыщения поглотителя тяжелыми углеводородами в ад-сорбер пускают перегретый пар, с помощью которого испаряются углеводороды, и смесь пара с углеводородами подается в холодиль- ник-конденсатор, где углеводороды в жидком виде отделяются от воды.

От места производства (газовых заводов) до раздаточных станций жидкий газ обычно транспортируется в железнодорожных цистернах емкостью 50 м 3 или автоцистернах емкостью 3—5 м 3 . Жидкий газ в цистернах находится под давлением 16 МПа (16 атм.). Так как при повышении температуры он значительно расширяется в объеме, цис-терны заполняются только на 85%.

Газораздаточные станции жидкого газа обычно располагают за городом или в малонаселенных районах города. На станции жидкий газ хранится в резервуарах цилиндрической формы, которые уста-навливают над землей или под землей на фундаменте или на твердом фунте. На станции имеются цехи наполнения баллонов, где распо-ложены компрессор или насосы и наполнительная рампа с гибкими шлангами для заправки баллонов; помещения для хранения порож-них и наполненных баллонов (баллонный парк); помещения для ремонта и испытания баллонов.

Надземные цистерны, в которых хранится жидкий газ, для защи-ты от солнечного облучения окрашивают алюминиевой краской, подземные — покрывают изоляцией для защиты от коррозии.

Снабжение потребителей жидким газом производится тремя спо-собами: сетевым, групповым (централизованным), индивидуальным. При сетевом способе снабжения устраивается испарительная стан-ция, где жидкий газ испаряется при помощи нагрева паром, горячей водой или электрическими нагревателями и подается в городскую газовую сеть в чистом виде или в смеси с воздухом.

При групповом (централизованном) способе снабжения жидким газом, например для крупных многоквартирных домов, во дворе дома устанавливают подземные цистерны емкостью 1,8—4 м 3 , запол-ненные жидким газом от автоцистерны под давлением до 1,6 МПа. Цистерны имеют патрубок, снабженный редуктором для понижения давления, с предохранительным клапаном и манометром для присо-единения трубопроводов подачи газа к потребителям.

При индивидуальном снабжении потребителей жидкий газ достав-ляют в баллонах емкостью до 50 л, имеющих плотно ввернутый в от-верстие горловины вентиль, закрытый стальным предохранительным колпаком. На баллонах, окрашенных в красный цвет, крупными бук-вами написано название газа. Снабжение газа производится по двух-баллонной и однобаллонной системам.

При двухбаллонной системе баллоны с запасом газа на 25-40 дней помешают в металлический шкаф, устанавливаемый на глухой стене дома (без окон). Шкаф должен стоять на прочной опоре, надежно прикрепляться к стене, иметь прорези для вентиляции и запираться. Монтаж индивидуальных установок сжиженного газа осуществляют с применением резинотканевых рукавов или водогазопроводных труб. Монтаж газопроводов с применением резинотканевых рукавов для газопроводов низкого давления (после редуктора) выполняют из од-ного куска длиной не более 10 м. От одного баллона может питаться только один прибор.

Сжигают жидкий газ в тех же бытовых приборах, в которых сжи-гаются искусственный или природный газ. Жидкий газ нетоксичен, но при неполном сгорании дает сильно токсичную окись углерода, поэтому при пользовании жидкий газом необходимо строго соблюдать установленные правила эксплуатации, учитывая также, что при утеч-ке газа содержание его в воздухе в пределах 1,8—9,5% может вызвать взрыв.

Ограниченность внутреннего потребления стимулирует производителей увеличивать поставки СУГ за рубеж. Сегодня одним из наиболее привлекательных морских направлений экспорта считается Северо-Западная Европа. В ближайшие годы в стране ожидается запуск ряда инфраструктурных проектов, ориентированных в первую очередь на перспективный рынок Азиатско-Тихоокеанского региона.

В недалёком будущем катализатором внутрироссийского спроса на СУГ должна стать нефтехимия. Речь идёт о предстоящем запуске "СИБУРом" крупнейшего в стране нефтехимического комплекса "Запсибнефтехим", который будет перерабатывать сжиженные газы в продукцию с высокой добавленной стоимостью.

По данным Тhomson Reuters, в 2016 г. в России (без учёта объёмов российско-казахстанского СП "КазРосГаз") было произведено 16,2 млн т СУГ против 13 млн т в 2012-м. В последние годы выпуск этой продукции ежегодно растёт в среднем на 4,4%. Небольшое и, по-видимому, временное снижение случилось лишь в прошлом году. Рост производства связан, в первую очередь, с расширением действующих и строительством новых мощностей "СИБУРа", "Газпрома" (Сургутский ЗСК) и НОВАТЭКа (Пуровский ЗПК) по переработке газа, стабилизации газового конденсата и газофракционированию.

По данным Минэнерго (его статистика несколько отличается от приведённой выше), наибольшие объёмы производства СУГ обеспечивают предприятия нефтехимии (в 2016 году – 7,9 млн т). За ними следуют газоперерабатывающие заводы и НПЗ нефтяных компаний – соответственно 4,9 млн и 3,8 млн т.

Ведущий российский производитель сжиженных углеводородных газов – "СИБУР". По информации Тhomson Reuters, на его долю приходится 41% общего производства (сама компания оценивает свою рыночную долю в 45%). "Газпром" контролирует 18% рынка. "Роснефть" за счёт покупки активов ТНК-ВР, "САНОРСа" и "Башнефти" вышла на третье место с долей в 12%. В целом девять крупнейших компаний покрывают 98% рынка.

Что касается структуры производства, то до 2015 г. был отмечен рост выпуска чистых фракций СУГ – пропана, бутана и изобутана. В последние три года максимально наращивалось производство смеси пропан-бутана технической (СПБТ), что было вызвано резким ростом спроса на эту продукцию на Украине. Согласно Тhomson Reuters, в 2017 г. 33% общего производства СУГ пришлось на СПБТ, 47% – на чистые фракции.

Основные сферы потребления СУГ – коммунальный сектор, автотранспорт и нефтехимия. Последняя отрасль в перспективе должна стать главным драйвером роста спроса на СУГ. Так, в соответствии с проектом Энергетической стратегии России (в обновленной редакции), производство этилена к 2020 г. должно возрасти на 75-85%, а к 2035-му – в 3,6-5 раз. Если в 2016 г. на дальнейшую переработку было направлено 24% СУГ, то к 2020 г. этот показатель должен возрасти до 30%, а к 2035-му – до 44-55%.

Важная роль в реализации этих планов отводится строящемуся нефтехимическому комплексу "СИБУРа".

Сегодняшние мощности "СИБУРа" по переработке ПНГ составляют 25,4 млрд кубометров в год, включая Южно-Приобский ГПЗ – совместный проект с "Газпром нефтью". Газофракционирующие мощности достигают 8,55 млн т в год. Крупнейшая газофракционирующая установка находится на Тобольской промышленной площадке компании. Получаемая в процессе переработки природного и попутного газа широкая фракция лёгких углеводородов (ШФЛУ) поступает в Тобольск по продуктопроводу и разделяется здесь на отдельные фракции (пропан, бутан, изобутан и другие).

В июне 2016 г. "СИБУР" завершил реконструкцию комплекса по переработке ШФЛУ, в результате чего общие мощности по газофракционированию в Тобольске возросли с 6,6 до 8 млн т в год. Кроме того, прошлым летом компания закончила реконструкцию Южно-Балыкского ГПЗ, благодаря чему завод более чем на 100 тыс. т в год увеличил мощности по выработке ШФЛУ.

Это позволяет "СИБУРу" наращивать производство СУГ, которые направляются как на экспорт, о чем будет сказано ниже, так и на дальнейшую переработку в продукцию нефтегазохимии. "После запуска “Запсибнефтехима” мы перестанем продавать около 3 млн т сжиженных углеводородных газов, которые, условно, стоят сейчас 350 долларов за тонну, и начнем дополнительно продавать произведенные из этого газа более 2 млн т полимеров, которые будут стоить, например, 1 тыс. долларов за тонну… Производство полимеров – более рентабельный бизнес, но его создание подразумевает существенные капитальные затраты", – отмечал прошлым летом в интервью РБК председатель правления "СИБУРа" Дмитрий Конов.

Увеличивать выпуск СУГ планирует и "Роснефть". Её газовая "дочка" "Роспан" в феврале 2018 г. намеревалась запустить на Восточно-Уренгойском участке комплекс по подготовке и переработке газа и конденсата. С выходом на полную мощность он будет ежегодно производить 16,7 млрд кубометров осушенного газа, до 5 млн т стабильного газоконденсата и более 1,2 млн т пропан-бутановой фракции. Для транспортировки сжиженных газов "Роспан" строит вблизи железнодорожной станции Коротчаево наливной терминал перевалочной мощностью 1,6 млн т в год.

Предполагается, что после запуска комплекса "Роснефть" нарастит выпуск СУГ до 2,8 млн т в год (с учётом заводов "Башнефти") и станет вторым в стране производителем этой продукции. Сжиженные газы также планируется перерабатывать в продукцию с более высокой добавленной стоимостью. Глава "Роснефти" Игорь Сечин упоминал, в частности, о проектах по производству полиолефинов в Поволжье, Восточной Сибири и на базе Восточной нефтехимической компании (ВНХК) в Приморье.

В ближайшее время на рынке СУГ может появиться новый участник – Иркутская нефтяная компания. Её газовый проект предполагает строительство на Ярактинском и Марковском месторождениях четырёх установок подготовки природного и попутного нефтяного газа общей мощностью более 20 млн кубометров в сутки. Производимая на установках ШФЛУ будет поставляться по продуктопроводу на новый комплекс приёма, хранения и отгрузки СУГ в Усть-Куте, а впоследствии – на будущий Усть-Кутский ГПЗ мощностью 1,8 млн т в год. Завод обеспечит фракционирование ШФЛУ для получения пропана технического, бутана технического и стабильного газового конденсата. Сжиженные газы в объёме 550 тыс. т в год планируется поставлять на внутренний рынок и на экспорт. На третьем этапе ИНК намечает строительство Усть-Кутского завода полимеров, который будет производить продукцию с высокой добавленной стоимостью – до 600 тыс. т полиэтилена высокого и низкого давления в год.

Ещё одним заметным игроком рынка СУГ может стать компания ЭКТОС (ранее – "Волжский каучук"). Весной 2017 г. "СИБУР" закрыл сделку по продаже ей 100% АО "Уралоргсинтез". Основные направления деятельности "Уралоргсинтеза" – получение СУГ и высокооктанового компонента топлива – метил-трет-бутилового эфира (МТБЭ). Мощности предприятия по фракционированию углеводородного сырья составляют 0,91 млн т в год, по производству МТБЭ – 220 тыс. т, бензола – 95 тыс. т в год.

Полный текст читайте в №1-2 "Нефти России"