Увеличение степени извлечения углеводородов C3+в на новых и действующих ГПК до 99 % и выше Докладчик: С. Прусаченко

ГПЗ С ИЗВЛЕЧЕНИЕМ КОМПОНЕНТОВ С3+ВЫШЕ НА УРОВНЕ 99% Утилизация попутного нефтяного газа (ПНГ) остается крайне актуальной проблемой для России, которая по-прежнему находится на первом месте в мире по объемам сжигания ПНГ на нефтепромысловых факелах. На действующих газоперерабатывающих заводах извлечение целевых углеводородов С 3+выше находится на уровне 85…95 %. Большинство установок на сегодняшний день оборудовано морально-устаревшим оборудованием, что накладывает ограничения на их технико- экономические показатели. В последние годы появились новые современные технологические схемы по извлечению из газа углеводородов С 3+выше, позволяющие увеличить их извлечение до мирового уровня – 99 % и выше. Данные решения также позволяют без значительных капитальных затрат увеличить извлечение целевых углеводородов С 3+выше на 3…10 % и достичь уровня 99 % и выше на действующих производствах. 2

ОСНОВНЫЕ СПОСОБЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ Компрессионный способ; Путем охлаждения газа: за счет эффекта Джоуля-Томпсона; с использованием турбодетандерного агрегата (ТДА); с использованием пропанового холодильного цикла (ПХЦ); за счет испарения циркулирующей многокомпонентной жидкости; комбинированным способом (с использованием, например, ПХЦ и ТДА); Путем низкотемпературной абсорбции; Путем адсорбции целевых компонентов из газа с последующим извлечением их из газов регенерации. 3

Н-302 ШФЛУ К-301 Т-304 Т-302 К-302 Н-301 Т-308 Т-303 Т-307 Т-305 Пропан ТДА-301 С-301 Осушенный газ Теплоноситель Т-309 Т-313 Отбензиненный газ Т-312 Т-301 Т-306 Осушенный конденсат Пропан Е-301 ТРАДИЦИОННАЯ СХЕМА УСТАНОВКИ НТК 4

Н-302 ШФЛУ в парк К-301 Т-320Т-304 Т-302 К-302 Н-301 Т-308 Т-303 Т-307 Т-305 Хладагент ТДА-301 С-301 Теплоноситель Т-309 Т-313 Отбензиненный газ Т-312 Т-322 К-303 Хладагент Т-321 Теплоноситель Т-306 Осушенный конденсат Ем-301 Метанол Т-323 Е-301 Осушенный газ Т-301 Хладагент УСОВЕРШЕНСТВОВАННАЯ СХЕМА УСТАНОВКИ НТК 5

ОСОБЕННОСТИ ЗАПРОЕКТИРОВАННОЙ СХЕМЫ УСТАНОВКИ НТК Орошение колонны-деметанизатора сконденсированным газом деэтанизации; Испаренный метанол. Охлаждение газа деэтанизации в теплообменнике Т-305 жидкостью с низа деметанизатора Увеличение высоты деметанизатора. Применение эффективных пластинчатых теплообменников. Использование в холодное время года смешанного хладагента с повышенным содержанием этана (до 15…20 % мас.), в результате чего температура охлаждения нефтяного газа снижается на 8…10 С. Получение хладагента из флегмы деэтанизатора. 6

СРАВНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ 7 Наименование показателя Традиционная схема Усовершенствованная схема Изменение Отбензиненный газ, млн м 3 /год731,829719, ,764 ШФЛУ, тыс. т/год330,972349, ,586 Извлечение С 3+выше, %95,099,0 и выше +4 и выше Содержание С 3+выше в СОГ, г/ст.м 3 20,50,11…0,23 -20,39…-20,27 Пропановый холод, МВт1,9…3,83,3…4,1 +0,3…+1,4 Тепло, МВт4,2…4,44,3…5,1 +0,1…+0,7 Потребление электроэнергии, МВт*ч/год Топливный газ, млн м 3 /год5,2325,755 +0,523 Принятое содержание углеводородов С 3+выше в газе 350 г/ст. м 3. Принятая производительность по газу 700 млн м 3 /год.

Усовершенствованная схема установки НТК обеспечивает извлечение целевых углеводородов С 3+выше из нефтяного газа на уровне 99,0 % и выше. Усовершенствованная схема установки НТК обеспечивает остаточное содержание С 3+выше в СОГ на уровне 0,1…0,2 г/ст. м 3. Капитальные затраты на строительство установки НТК по усовершенствованной схеме находятся на одном уровне с капитальными затратами на строительство установки НТК по традиционной схеме при более высокой степени извлечения целевых углеводородов С 3+выше из нефтяного газа по усовершенствованной схеме. Усовершенствованная схема установки НТК обеспечивает максимальную утилизацию тепла, что подтверждает проведенный пинч-анализ. Чистый денежный поток (NPV) при строительстве новой установки НТК составляет 418,28 млн. руб* **. Общее увеличение выработки ШФЛУ за счет внедрения усовершенствованной схемы установки НТК (на рассмотренном примере) составит 17…23 тыс. т/год**. * Расчет NPV проводился по СТП СИБУР «Методические указания по оценке эффективности НИОКР» на период в 20 лет. ** Принятое содержание углеводородов С 3+выше в газе 350 г/ст. м 3. Принятая производительность по газу 700 млн м 3 /год. ВЫВОДЫ 8

СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ! 9