Авторы: Г.С. Яицких, К.П. Кулаков, С.С. Демченко (АО «ИПН»);
Р.М. Ахмадуллин (ООО «НТЦ Ахмадуллины»)

Опубликовано на портале «Химическая техника», май 2023

Сжиженные углеводородные газы (СУГ) давно и в больших объёмах применяются в различных отраслях народного хозяйства России и за рубежом. Как топливо СУГ широко применяется на объектах жилищно-коммунального хозяйства (ЖКХ), а также для заправок автотракторной техники. Среднестатистическая стоимость заправки автомобиля СУГ в ~2 раза меньше стоимости заправки бензином или дизельным топливом. При наличии достаточных объёмов СУГ не возникло бы необходимости развивать очень дорогостоящую инфраструктуру для заправки сжиженным или компримированным метаном  различных видов транспорта – автомобильного, водного, железнодорожного [1].

С каждым годом увеличивается также применение пропановых и бутановых фракций в качестве сырья газохимии [2].

Сегодня в России имеются возможности для значительного увеличения объёмов производства СУГ как на нефтегазовых промыслах, так и на некоторых нефтеперерабатывающих заводах.

В последнее время осваивается много новых нефтегазовых месторождений Восточной Сибири, Якутии. Далеко не везде попутный нефтяной газ (ПНГ) используется с максимальной пользой. Часто только 5–20% газа применяют на собственные нужды: на подготовку нефти к дальнему транспорту, производство электроэнергии, отопление помещений [3]. Значительная часть газа в случае большой удалённости от магистральных газопроводов сжигается на факелах.

Необходимо отметить, что политика закупочных цен на газ владельцев магистральных газопроводов в последние десятилетия также подталкивала нефтедобывающие предприятия к сжиганию попутного газа. Предприятия вынуждены регулярно платить штрафы за негативное воздействие на окружающую среду от факельных установок в соответствии с Постановлениями Правительства РФ №1148 от 8.11.2012 г., №1381 от 17.12.2016 г., №1676 от 28.12.2017 г. Необходимо отметить, что наибольший штраф обусловливает сжигание «жирной» составляющей ПНГ – С3, С4, С5+ углеводородов. Вышеуказанные постановления РФ стимулируют строительство технологических объектов утилизации ПНГ, в частности, штрафы за негативное влияние на экологию могут быть уменьшены на сумму капиталовложений уже на стадии строительства объектов утилизации газа.

На рис. 1 показана принципиальная блок-схема экономически рационального обустройства нефтегазового месторождения, удалённого от магистрального газопровода, предусматривающая получение дополнительных объёмов товарных продуктов из факельного газа.

Рис. 1. Блок-схема обустройства нефтегазового месторождения с производством товарного СУГ:
1 – установка комплексной подготовки нефти (УКПН; 2 – газофракционирующая установка (ГФУ); 3 – блок очистки СУГ от сероводорода и меркаптанов; 4 – узел смешения нефти

Продукция скважин поступает на установку комплексной подготовки нефти (УКПН), где от нефти отделяются вода и попутный «жирный» газ. Газ направляется на газофракционирующую установку (ГФУ), где разделяется на сжиженный углеводородный газ, фракцию С5+ (стабильный газовый бензин) и «сухой» газ (преимущественно метан–этановая фракция).

Из ГФУ сернистый СУГ подаётся в блок очистки от сероводорода и меркаптанов по технологии «Демерус» ООО «НТЦ Ахмадуллины» [4], где получается товарный продукт. В зависимости от конъюнктуры местного рынка и логистических возможностей СУГ может найти следующее применение:

  1. В качестве моторного топлива для автотранспорта, в том числе для автотракторной техники, обслуживающей месторождение. Иногда для обеспечения месторождения моторным топливом строят мини-НПЗ и перерабатывают часть товарной нефти, однако производство СУГ, стабильного для покрытия нужд нефтепромысла, намного экономически выгодней;
  2. В качестве топлива для бытовых нужд и локальных генераторов электроэнергии местных населённых пунктов, а также моторного топлива для местного населения. Необходимо отметить, что даже в период резкого снижения цены на СУГ в европейской части России (первый квартал 2023 г.) цена на этот продукт в восточных регионах страны оставалась на высоком уровне – около 35 тыс. рублей за 1 т, что объясняется трудноразрешимыми проблемами логистики поставок СУГ с западных регионов России на восток.

Фракция С5+ является, по сути, стабильным газовым бензином. Этот продукт имеет значительно более высокую цену на рынке, чем нефть, и охотно приобретается местными малыми предприятиями и населением. В крайнем случае эта фракция может добавляться в товарную нефть, повышая её качественные показатели и объём продаж.

«Сухой» газ применяют на собственные нужды (подготовка нефти к дальнему транспорту, производство электроэнергии, отопление помещений).

На новых, отдалённых от магистральных газопроводов нефтегазовых месторождениях, с большим газовым фактором может образовываться избыток «сухого» газа, при этом строительство газопровода экономически нецелесообразно. В этом случае лишние объёмы газа можно закачивать в продуктовый пласт, а также использовать для газлифта нефти.

В качестве примера можно рассмотреть прогнозируемые показатели установки утилизации попутного газа на одном из нефтегазовых месторождений Якутии, где производится 1,2 млн. т товарной нефти в год. При этом сепарируется до 270 млн. м3 попутного газа в год. Сегодня 25…30 млн. м3 газа в год используется на собственные нужды. Остальной газ сжигается на факеле по причине значительной отдалённости месторождения от магистрального газопровода, при этом нефтедобывающее предприятие вынуждено платить за загрязнение воздушного бассейна.

Строительство на нефтепромысле ГФУ мощностью 270 млн. м3/год позволит получать из факельного газа дополнительно до 80 тыс. т/год СУГ и до 40 тыс. т/год стабильного газового бензина. Среднестатистические цены реализации товарной продукции ГФУ в регионах Восточной Сибири во втором квартале 2023 года:

  • стабильный газовый бензин – 28 000 руб./т;
  • СУГ – 35 000 руб./т.

Объём продаж товарной продукции с ГФУ может составить 3,92 млрд. руб. в год.

Ориентировочные капиталовложения в строительство ГФУ оцениваются в 2…2,5 млрд. руб. в ценах 2023 г. Аналогичные по мощности ГФУ по проектам АО «ИПН» в Южном Федеральном округе России потребовали капиталовложений от 1,2 до 1,5 млрд. руб.

Проект ГФУ может быть выполнен в блочно-модульном исполнении, что позволит в короткие сроки собрать установку на месторождении.

Установка обеспечивает гарантированно высокий доход, при этом нет необходимости платить штрафы за негативное влияние на окружающую среду. Установка окупается за 2…4 года.

Предпроектная проработка целесообразности строительства ГФУ на нефтегазовом месторождении в виде технико-экономического расчёта (ТЭР) может быть выполнена АО «ИПН», после чего руководство добывающего предприятия принимает решение о строительстве утилизирующего ПНГ объекта.

На некоторых нефтеперерабатывающих заводах также имеется возможность организовать дополнительное производство СУГ. В частности, на некоторых установках атмосферной перегонки нефти поток бензиновых фракций в смеси с углеводородными газами с верха атмосферной колонны охлаждается примерно до 65…75°С и в рефлюксной ёмкости разделяется на более лёгкую фракцию (так называемый «жирный» газ) и стабильный прямогонный бензин (рис. 2).

Рис. 2. Узел охлаждения и разделения верхнего погона атмосферной колонны установки АТ:
1 – ректификационная колонна; 2 – холодильник; 3 – рефлюксная емкость

Практика показывает, что в «жирном» газе нередко содержится более 50–52% С5+ фракций и С3, С4 углеводородов.

«Жирным» газом, по сути, дорогостоящим бензином, и пропан-бутаном топят технологические печи установок.

Экономически целесообразно изменить технологический режим в рефлюксной ёмкости, снизив температуру до 35 …45°С. Это позволит получать более «сухой» топливный газ, содержащий небольшие количества С3, С4 и С5+ углеводородов. При этом выводимые из рефлюксной ёмкости нестабильные бензиновые фракции фракции необходимо направлять в блок стабилизации (рис. 3).

Рис. 3. Блок стабилизации бензина с секцией сероочистки и секцией выделения С3 и С4 углеводородов:
1 – узел стабилизации бензина; 2 – секция сероочистки; 3 – секция выделения С3 и С4 углеводородов

В узле стабилизации бензина производятся:

  • стабильный бензин как товарный продукт или сырьё для производства высокооктанового бензина;
  • «сухой» газ, используемый в качестве топлива для технологических печей;
  • пропан–бутановая фракция, направляемая в секцию сероочистки, а затем (при желании) на разделение в сплиттер, откуда выводится пропановая фракция С3 и бутановая фракция С4 как товарные продукты. Бутановая фракция может быть использована в качестве высокооктановой добавки в товарные бензины А-92, А-95. Это наиболее выгодный вариант реализации, так как в составе бензинов её цена возрастает до 50 тыс. руб./т.

В качестве примера коммерческой привлекательности организации производства СУГ и дополнительных объёмов прямогонного бензина из «жирного» нефтяного газа можно рассмотреть вариант строительства блока стабилизации прямогонного бензина на одном из НПЗ на юге России, где эксплуатируются две установки первичной перегонки нефти общей мощностью 3 млн. т/год.

В таблице показано преимущество работы установок первичной перегонки нефти с блоком стабилизации бензина и секций производства товарных сжиженных углеводородных газов.

Сравнение вариантов работы установок первичной переработки нефти.

Для расчёта объёма продаж дополнительной углеводородной продукции, производимой в блоке стабилизации бензина, приняты следующие цены:

  • прямогонный бензин – 28 000 руб./т;
  • пропан технический – 25 000 руб./т;
  • бутан технический – 50 000 руб./т.

Расчёты показали, что строительство блока стабилизации на НПЗ позволит увеличить объём продаж товарной продукции на ~2,2 млрд. руб. в год при капиталовложениях не более 2,5…3,0 млрд. руб.

АО «ИПН» имеет опыт разработки ТЭР с целью определения экономической целесообразности строительства на конкретном НПЗ блока СУГ с секциями сероочистки и выделения С3 и С4 углеводородов. При получении положительных экономических показателей в рамках ТЭР и принятии руководством НПЗ решения о строительстве блока стабилизации бензина АО «ИПН» готово выполнить в полном объёме проектную и рабочую документацию, обеспечить прохождение необходимых государственных экспертиз, а также авторский надзор над строительством.

Многолетний практический опыт работы АО «ИПН» подтверждает экономическую целесообразность создания дополнительных производств СУГ на НПЗ и нефтегазовых месторождениях.

 

Список литературы

  1. Хасанов И.И., Шакиров Р.А., Бахтиёр Н. Развитие технологий транспорта и хранения сжиженных углеводородных газов в СССР (России)//История и педагогика естествознания. 2021. №1–2. С. 40–44. DOI:10.24412/2226-2296-2021-1-2-40-44.
  2. Frantisek Synak, Kristian Culik, Vladimir Rievaj, Jan Gana. Liquefied petroleum gas as an alternative fuel//Transportation Research Procedia. Volume 40. 2019. P. 527–534. htpps://doi.org/j.trpro.2019.07.076/
  3. Crude oil. Editor: Najib Altawell//Rural Electrification. Academic Press. 2021. P. 39–80. ISBN 9780128224038. htpps://doi.org/10.1016/B978-0-12-822403-8.00003-5.
  4. Ахмадуллин Р.М., Ахмадуллина А.Г., Агаджанян С.И. Демеркаптанизация сжиженных углеводородных газов на новом гетерогенном катализаторе КСМ-Х, устойчивом к примесям аминов//Газовая промышленность. 2016. №1. С.79–82.

 

СХОЖИЕ СТАТЬИБОЛЬШЕ ОТ АВТОРА