Введение

Перспективы развития газоперерабатывающей отрасли в целом связаны, прежде всего, с добычей и переработкой природного и нефтяного попутного газа.

Анализ сырьевой базы показывает, что имеется большой резерв для действующих и создания новых газохимических производств.

Основные сырьевые запасы нефтяного попутного газа содержатся в Западной Сибири, полуострове Ямал, Восточной Сибири.

Имеющиеся в настоящее время в газоперерабатывающей отрасли мощности ориентированы, в основном, на очистку сырого газа от примесей и получения основных продуктов газопереработки таких как ШФЛУ и отбензиненный сухой газ.

Добыча нефтяного газа имеет ряд особенностей по сравнению с добычей природного газа из газовых месторождений. Так, если добычу природного газа можно регулировать в соответствии с потребностями, то объём нефтяного газа зависит от объёма добываемой нефти. Нефтяной газ – неизбежный спутник нефти. Его добывают и в том случае, когда отсутствует потребитель или нет транспортных средств для подачи его потребителю, удалённому от месторождения.

Переработка запасов нефтяного попутного газа является не только экономической, но и экологической задачей.

В газовой промышленности наибольшее распространение получили сорбционные процессы и низкотемпературная конденсация для извлечения тяжелых углеводородов из газа. Компрессионный способ применяется в основном как первый этап переработки газа и для транспортировки его по трубопроводам. Выбор способа переработки газа и, в частности, извлечения из него тяжелых углеводородов зависит от состава и давления газа, заданной степени извлечения компонентов, масштаба производства и ряда других факторов и является задачей технико – экономического порядка.

Одним из путей интенсификации процессов газопереработки является широкое использование низкотемпературной абсорбции для извлечения из природного и нефтяных газов жидких углеводородов и газового бензина. Низкотемпературная абсорбция позволяет при сравнительно небольших эксплуатационных и капитальных затратах обеспечить практически полное извлечение из газа пропана и достаточно высокое извлечение этана с получением его в качестве целевого продукта. Благодаря высокой интенсивности процесса при низких температурах и возможности использовать легкий абсорбент с молекулярным весом 100 – 140 низкотемпературная абсорбция широко применяется при обработке газов.

Для такой переработки в Западной Сибири был построен целый ряд газоперерабатывающих предприятий. В их числе Управление по переработке попутного нефтяного газа ТПП «Лангепаснефтегаз».

Заключение

Установка низкотемпературной абсорбции попутного нефтяного газа Локосовского месторождения предназначена для переработки попутного нефтяного газа.

Переработка газа осуществляется по схеме низкотемпературной абсорбции с предварительным насыщением тощего абсорбента, подаваемого в абсорбер и абсорбционно-отпарную колонну в качестве орошения. В качестве абсорбента на установке используется абсорбент собственной выработки, что позволяет значительно снизить расходы связанные с его приобретением.

Низкотемпературная абсорбция позволяет при сравнительно небольших эксплуатационных и капитальных затратах обеспечить практически полное извлечение из газа пропана (коэффициент извлечения пропана составляет 0,92) и достаточно высокое извлечение этана с получением его в качестве целевого продукта.

Технологическая схема данной установки довольно гибкая и универсальная, применима для газов разных месторождений и составов. Установка обладает рядом преимуществ по сравнению с другими, рассмотренными в литературном обзоре. Установка комплексно автоматизирована.

По результатам расчета установки низкотемпературной абсорбции производительностью 2,2 млрд. м3 в год по сырью, а, именно, блока абсорбции, необходимо следующее основное оборудование:

• Абсорбер – диаметром 4 м, высотой 24,9 м, в качестве внутренних устройств 29 клапанных двухпоточных тарелок и 1 полуглухая тарелка.

В качестве вспомогательного оборудования необходимы:

• для охлаждения сырого газа кожухотрубчатый теплообменник с поверхностью теплообмена 442 м2;
• для охлаждения сырого газа до отрицательных температур пропановый испаритель поверхностью теплообмена 582 м2;
• для разделения газа на предварительно отбензиненный газ и конденсат сепаратор объемом 50 м3;

Механический расчет абсорбера показал, что он обладает достаточным запасом прочности, обеспечивается необходимая надежность при его эксплуатации и гидравлических испытаниях.

Расчет экономической эффективности капитальных вложений установки низкотемпературной абсорбции показал увеличение прибыли, быструю окупаемость инвестиций – менее одного года, простая норма прибыли составляет 4,3 руб./руб. Проект сверхрентабелен (рентабельность больше 100%), срок функционирования проектируемого объекта 10 лет, накопленный чистый дисконтированный доход за период с 2007 по 2016 г. составляет 1,7 млрд. руб.

В целях безопасности и упрощения контроля за технологическим процессом, установка снабжена средствами дистанционного контроля и управления. Система контроля и управления позволяет при необходимости осуществить перевод работы комплекта оборудования частично или полностью на ручной режим управления.

Для обеспечения безопасности на производстве созданы нормальные санитарно – гигиенические условия на рабочих местах, разработаны мероприятия для безопасной работы, защиты организма рабочих от опасных и вредных производственных факторов. Разработаны мероприятия безопасной эксплуатации производства, защиты от чрезвычайных ситуаций, противопожарные мероприятия.

Произведена оценка вредных выбросов в атмосферу и сточных вод, результаты показали, что выбросы загрязняющих веществ не превышают норм установленных для данного объекта Тюменским областным комитетом по охране природы. Также разработаны мероприятия по защите окружающей среды и утилизации постоянных отходов производства.

Из выше изложенного следует вывод, что реализация проекта установки низкотемпературной абсорбции попутного нефтяного газа обеспечивает высокую доходность при сравнительно низких капитальных затратах, а также малый срок окупаемости инвестиций.