природных газов различных месторождений

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Мультитоннажное производство по переработке природных газов различных месторождений, обеспечивающее переработку газа газодобьгоающего региона, которое может быть использовано в газовой промышленности в условиях ее интенсивного развития.

ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Производства по переработке природного газа относятся к крупнотоннажным промышленным производствам, перерабатьшающим до нескольких миллиардов нм /год сырого газа (несколько миллионов т/год). Однако в условиях интенсивного развития газовой промышленности объемы добычи природного газа резко возрастают именно в тех регионах, где отсутствуют дополнительные технические и кадровые ресурсы. Так, например, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке еще в 2010 году добывалось всего 33 млрд. нм ³ /год природного газа, из которых только 65 % подвергалось переработке, а остальные 35 % закачивались обратно в пласт или сжигались на факелах, однако по перспективным планам развития этих регионов добыча в них природного газа к 2030 году должна быть доведена до 200 млрд. нм ³ /год. При этом потребуется строительство десятков крупнотоннажных газоперерабатывающих заводов, что неизбежно должно привести к раздроблению экономического потенциала региона, удорожанию строительства газоперерабатывающих заводов и увеличению себестоимости переработки газа. С целью концентрации экономического потенциала при переработке 200 млрд. нм ³ /год природного газа предполагается в этом регионе построить 3 крупнейших газоперерабатывающих заводов и газохимического комбината с инвестициями до 2030 г. до 160 млрд. рублей (Коржубаев А.Г., Филимонова И.В. Перспективы комплексного развития нефтяной и газовой промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока. Газовая промышленность, 2011, jV° 6, с. 10-16).

Подобные газоперерабатывающие заводы мощностью от 20 до 70 млрд. нм ³ /год по перерабатываемому газу следует отнести уже к мультитоннажным производствам, которые смогут обслуживать одновременно несколько месторождений природного газа. Так, например, на одном мультитоннажном газоперерабатывающем заводе в Иркутской области предполагается перерабатывать природный газ сразу с нескольких месторождений: Ковыктинского (40 млрд. нм ³ /год), Чиканского и Ангаро-Ленского (18 млрд. нм ³ /год). (Коржубаев А.Г., Филимонова И.В. Перспективы комплексного развития нефтяной и газовой промышленности Восточной Сибири и Дальнего Востока. Газовая промышленность, 2011, Ν° 6, с. 10-16).

Природный газ, состоящий, в основном, из метана содержит в себе ряд примесей, в частности, воду, азот, сероводород, диоксид углерода, гелий, меркаптаны, легкие углеводороды (этан, пропан, бутан), которые являются вредными примесями, ухудшающими в той или иной мере качество топливного газа, и наоборот ценными компонентами, являющимися сырьем газохимической промышленности (производство метанола, элементарной серы, сульфидов, непредельных углеводородов и т.д.). При этом любые примеси к метану в природном газе снижают теплотворную способность природного газа как топлива. Природный газ различных месторождений существенно отличается по содержанию примесей, так и по их набору, так классификация природных газов по содержанию в них гелия включает природные газы богатые (более 0,5 % гелия), рядовые (0,1 -ί- 0,5 %) и бедные (менее 0,1 %). Например, в природном газе Ковыктинского месторождения содержится до 1 % об. азота и гелия, что делает целесообразным выделение гелия (Пат. 2478569 РФ. Способ извлечения гелия из природного газа / А.Я. Столяревский //заявлено 16.11.2011 г., опубл. 10.04.2013 г.), запасы гелия в природных газах Сибири и Дальнего Востока составляют 85 % запасов страны (А.Э. Канторович, А.Г. Коржубаев, Л.В. Эдер (Институт геологии нефти и газа СО РАН), статья на www.geoinform.ru).

Известно производство по переработке природных газов, включающее технологические блоки ректификационных колонн с сопутствующим оборудованием для извлечения из газов автомобильного пропана, автомобильной пропан-бутановой смеси, авиационого сконденсированного топлива с получением отбензиненного газа (Пат. 116980 РФ. Установка переработки природного газа /А.Ю. Аджиев, П. А. Пуртов, Н.С. Бащенко, Л.Н. Карепина // заявлено 11.01.2012 г., опубл. 10.06.2012 г.). Недостатками данного производства являются:

• низкая калорийность получаемого отбензиненного газа, поскольку он содержит неорганические примеси - воду, сероводород, диоксид углерода, гелий, азот, которые неизбежно находятся в исходном сырье;

· содержание в конечном отбензиненном газе неорганических примесей - воды, сероводорода, диоксида углерода, гелия, азота приводит к дополнительным затратам при его транспортировке к потребителям газа; • наличие в получаемом отбензиненном газе этана, который целесообразнее использовать не как компонент топливного газа, а как сырье газохимического производства;

• при переработке природного газа нескольких месторождений происходит усреднение их состава по содержанию нежелательных примесей, что может приводить к ухудшению технологических условий процессов очистки природного газа и разделения его компонентов;

• при переработке природного газа нескольких месторождений технологическая схема производства является жесткой, теряет экономическую привлекательность и возможность контроля поставщиков газа за процессингом, если отличающиеся по составу газы поставляются разными поставщиками, в связи с этим схема становится неоптимальной.

Известно производство по переработке природных газов, включающее технологические блоки с сопутствующим оборудованием для осушки и очистки газов от сернистых соединений и диоксида углерода и последующего извлечения из газов гелия (Пат. 2486945 РФ. Способ переработки природного и попутного нефтяного газа / Я.В. Левин, А.Ю. Окунев, В.П. Борисюк // заявлено 05.05.2012 г., опубл. 10.07.2013 г.). Недостатками данного производства являются:

• при переработке природного газа нескольких месторождений происходит усреднение их состава по содержанию нежелательных примесей, что может приводить к ухудшению технологических условий процессов очистки природного газа и разделения его компонентов, в частности к снижению концентрации извлекаемого гелия в объединенном сырье;

• выделяемые в процессе очистки природного газа сернистые соединения и диоксид углерода дополнительно не перерабатываются и загрязняют окружающую среду;

• технологическая схема данного производства не является оптимальной для выработки товарных продуктов при переработке природных газов с нескольких месторождений. Смешивание газов исключает возможность контроля за процессингом со стороны поставщиков газа, поставляющих газы с разным содержанием ценных компонентов. При этом теряется гибкость процессинга на устранения возможных колебаний по составу и изменению других параметров исходного газа, что является неизменной составляющей в процессе добычи любого из полезных ископаемых. Технологическая схема производства становится жесткой и сложно оптимизируемой. Известно также производство по переработке природных газов, включающее технологические блоки с сопутствующим оборудованием для осушки и очистки газов, выделения из него газового конденсата, который подвергают стабилизации, платформированию и разделению с получением в качестве конечных продуктов товарного осушенного газа и жидких углеводородов С ₅ и выше с присутствием ароматических углеводородов (Пат. 2435827 РФ. Способ переработки углеводородных газов нефтяных или газоконденсатных месторождений и установка для его осуществления / М.В. Попов, A.M. Фридман, P.M. Минигулов, С.Н. Шевкунов // заявлено 15.11.2010 г., опубл. 10.12.2011 г.).

Недостатками данного производства являются:

• низкая калорийность получаемого отбензиненного газа, поскольку он содержит значительное количество углеводородов С ₂ -С ₅ , имеющих меньшую теплотворную способность, чем метан;

• наличие в получаемом отбензиненном газе углеводородов С2-С5, которые целесообразнее использовать не как компоненты топливного газа, а как сырье газохимического производства;

• узкий ассортимент выпускаемой продукции - отбензиненный газ и смесь жидких углеводородов;

• при переработке природного газа нескольких месторождений технологическая схема производства становится жесткой и в связи с этим неоптимальной.

Наиболее близким к заявляемому изобретению (прототипом) является производство по переработке природных газов, включающее технологические блоки для извлечения из газов воды, диоксида углерода, сероводорода и углеводородов С ₂ и выше, гелия, одним из примеров которого является производство на Оренбургском газоперерабатывающем и Гелиевом заводах, сырьем которого являются природные газы двух нефтегазоконденсатных месторождений (Оренбургского, обозначаемого далее как ОНГКМ, и Карачаганакского, обозначаемого далее как КНГКМ), существенно различающиеся по своему составу. Производительность составляет по перерабатываемому сырью около 27 млрд. м ³ /год, из них 18 млрд. м ³ /год гелийсодержащего газа ОНГКМ и 9 млрд. м ³ /год газа КНГКМ, в котором отсутствует гелий, по этим признакам данное производство относится к мультитоннажным. Кроме того, оба вида природного газа существенно различаются по содержанию сероводорода и диоксида углерода. Технологическая схема производства включает последовательно блоки аминовой очистки смеси газов ОНГКМ и КНГКМ от сероводорода и диоксида углерода, блоки получения элементной серы в процессе Клауса из извлеченного из газов сероводорода, и получения из него элементарной серы, разделения глубокоочищенного газа от примесей на части, одна из которых после гликолевой осушки дополнительно осушается газа на блоках адсорбционной осушки газа и поступает на блоки криогенного разделения с получением в качестве конечных продуктов метана, этана, фракции углеводородов Сз и выше и гелия. Другая часть газа, частично очищенного от двуокиси углерода и глубокоочищенного от сероводорода, дополнительно перерабатывается на блоках низкотемпературной масляной абсорбции с получением осушенного топливного газа и очищенной от сероводорода и меркаптанов фракции Сз и выше. Одновременно с газом на производстве получают из нестабильного конденсата стабилизированный товарный конденсат, абсорбент для масляной абсорбции и природный одорант. (СИ. Иванов «Разработка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ)». Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе, 2006, 7, с. 3-9).

Недостатками данного производства являются:

• высокие затраты на выработку гелия, поскольку осуществляется разбавление гелийсодержащего газа газом, в котором гелия нет;

• высокие потери этана, а также пропана, из-за переработки второй части газа на блоке низкотемпературной масляной абсорбции, где этан не выделяется, а пропан поглощается маслом не более чем 50 %, а также из-за вынужденного использования до 20 % от первой части газа, который поступает на выработку гелия, для создания необходимого холода при получении гелия. Из-за этого отбор этана составляет не более 50 % от потенциала;

• низкое качество осушки в процессе низкотемпературной масляной абсорбции— температура точки росы осушенного топливного газа составляет не ниже минус 15°С, что создает осложнения при его транспортировке потребителям в зимнее время из-за образования кристаллогидратов и необходимости применения метанола;

• неэффективная работа блоков аминовой очистки природных газов от сероводорода и диоксида углерода в связи с необходимостью извлечения этих примесей при их близкой концентрации в сырье (2,88 % об. сероводорода и 2,57 % об. диоксида углерода), что препятствует реализации процесса селективного извлечения этих примесей и оптимизации работы массообменного оборудования блока;

• низкая селективность поглотительного масла по отношению к сероводороду и меркаптанам приводит к повышенной концентрации в топливном газе присутствия сероводорода и меркаптанов, соответственно, до 20 мг/м ³ и 36 мг/м ³ , что не соответствует современным нормам для топливного газа, соответственно, 7 мг/м ³ и 16 мг/м ³ ;

• степень извлечения углеводородов С ₂ и Сз и выше для всего объема перерабатываемого газа на данном производстве находится на низком уровне, соответственно, 30 и 65 %;

• низкая эффективность производства серы в виду высокого содержания диоксида углерода в кислом газе, являющегося тормозом при эффективном извлечении серы из кислого газа в процессе получения элементарной серы методом Клауса, включая очистку хвостовых газов, поскольку все количество диоксида углерода, которое содержится в исходной смеси природных газов, попадает в состав кислого газа, за исключением незначительного количества диоксида углерода, которое не поглощается из второй части газа в процессе аминовой очистки и низкотемпературной масляной абсорбции и уходит с топливным газом;

· узкий ассортимент выпускаемой товарной продукции.

РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

При создании изобретения ставилась задача разработки высокоэффективного мультитоннажного производства с расширенным ассортиментом выпускаемой товарной продукции при переработке природных газов нескольких месторождений с различным составом.

Поставленная задача решается за счет того, что в мультитоннажном производстве по переработке природных газов различных месторождений, включающем технологические блоки для извлечения из газов воды, диоксида углерода, сероводорода, углеводородов С ₂ и выше, гелия, природные газы, существенно различающиеся по содержанию примесей, раздельно перерабатываются по оптимальным технологическим схемам с получением максимального набора товарных продуктов.

Подобные мультитоннажные производства по переработке природных газов не могут обеспечивать технологический процесс в единственной технологической нитке последовательно связанных технологических блоков или установок, поскольку не существует массообменных аппаратов, способных пропускать миллионы нм ³ /час перерабатываемого газа из-за гигантских габаритов и нарушения гидродинамической обстановки в аппарате. Например, при производительности абсорбционной колонны 3,6 млн. нм ³ /ч ее диаметр должен быть более 20 м, поэтому на крупных газоперерабатывающих заводах обычно имеется несколько аналогичных технологических ниток, работающих в едином режиме для однотипных аппаратов (температура, давление, расход абсорбента и т. д.). В том случае, если на производство поступают природные газы различного состава, то становится нерациональным смешивать эти газы перед переработкой, а затем распределять смесь газов по технологическим ниткам; с технологических позиций целесообразно сырье разного состава по извлекаемым примесям перерабатывать раздельно, направляя разное сырье в самостоятельные технологические нитки, в каждой из которых поддерживается оптимальный технологический режим. Так, если не смешивать газ содержащий гелий (0,05 % об. гелия) с газом, в котором отсутствует гелий, как это реализуется в прототипе, а перерабатывать их раздельно, то повысится эффективность аппаратов криогенного блока вьщеления гелия из гелийсодержащего газа за счет снижения производительности аппаратов на 50 % при увеличении на 50 % флегмового числа и концентрации гелия в сырье.

Основными признаками, позволяющими рассматривать природные газы как различные, являются концентрации в газах диоксида углерода и сероводорода, их соотношение, а также содержание гелия и углеводородов С ₂ и выше, поскольку эти примеси снижают теплотворную способность топливного газа как целевого продукта переработки до 500 кДж/кг на каждый процент примеси. Следует отметить, что на теплотворную способность природного газа, и соответственно товарного очищенного газа от кислых примесей оказывает влияние присутствие азота, однако удаление его не является предметом данного изобретения, поэтому основной акцент на теплотворную способность исходного природного газа в данном изобретении сделан на присутствие диоксида углерода и сероводорода.

Целесообразно природный газ, содержащий диоксид углерода больше, чем сероводорода, и имеющего его высокое содержание, рассматривать как низкокалорийный природный газ, а природный газ, содержащий диоксид углерода меньше, чем сероводорода, с низким содержанием диоксида углерода, рассматривать как высококалорийный природный газ, что позволяет формировать оптимальные технологические схемы для каждого вида природного газа.

Целесообразно низкокалорийный природный газ перерабатывать последовательно на установке, в которой осуществляется глубокая очистка от сероводорода и селективная очистка от диоксида углерода с использованием в качестве абсорбента триэтаноламина или подобного ему алкиламина с различными добавками, усиливающие его селективность по отношению к углекислому газу 50, и затем на установке глубокой аминовой очистки от диоксида углерода с использованием в качестве абсорбента моно- или ди- или триэтаноламин или их смеси, включая различные добавки, усиливающие степень поглощения кислых компонентов 51, далее на установке осушки и очистки от меркаптанов с использованием в качестве адсорбентов цеолиты NaX или иных подобных цеолитов 52 и, далее, на конечной стадии производства, на установке низкотемпературного фракционирования 53 с получением в качестве товарных продуктов метана, этана и углеводородов Сз и выше.

Целесообразно высококалорийный природный газ перерабатывать последовательно на установке глубокой аминовой очистки от диоксида углерода и сероводорода с использованием в качестве абсорбента моно- или ди- или триэтаноламин или их смеси, включая различные добавки, усиливающие степень поглощения кислых компонентов 54, затем на установке осушки и очистки от меркаптанов с использованием в качестве адсорбентов цеолиты NaX или иных подобных цеолитов 55 и, далее в конце производства, на установке низкотемпературного фракционирования 56 с получением в качестве товарных продуктов метана, этана и углеводородов Сз и выше.

Целесообразно высококалорийный и низкокалорийный природный газ после глубокой аминовой очистки от диоксида углерода и сероводорода подвергать предварительной осушке с помощью гликоля с выделением конденсата гликолевой осушки, содержащего меркаптаны, который либо подавать напрямую на получение одоранта, либо в нестабильную нефть и (или) нестабильный газовый конденсат, а газы выветривания гликоля очищать от сероводорода и меркаптанов с помощью триазина или иного вещества, химически связывающие эти компоненты в продукты, которые утилизируются в скважину, либо подмешивать к нестабильной нефти и (или) нестабильному газовому конденсату.

При наличии в высококалорийном и (или) низкокалорийном природном газе гелия в достаточном количестве для его вьщеления, его получают в качестве товарного продукта на установках низкотемпературного фракционирования 56 и (или) 53.

Целесообразно газы регенерации цеолитов с установок 52 и 55, содержащие сероводород и меркаптаны перерабатывать в блоке 57, включающем очистку от сероводорода с помощью амина и с получением кислого газа, очистку от меркаптанов с помощью щелочи, гликолевую осушку с получением топливного газа для собственных нужд производства и (или) в качестве товарного продукта, регенерацию щелочи с выделением меркаптанов.

Кислые газы, выходящие из установок 50 и 54 после регенерации аминовых абсорбентов и блока 57 после очистки газов регенерации цеолитов и раздельно или вместе направляются на блок получения серы методом Клауса 58, содержащий доочистку хвостовых газов для получения в качестве товарного продукта элементарной серы.

Целесообразно диоксид углерода, получаемый на установке глубокой аминовой очистки низкокалорийного природного газа 51 при регенерации аминового абсорбента направлять на блок очистки 59, после которого диоксид углерода направляют либо на утилизацию в атмосферу или в скважину, либо закачивают в топливный газ и иные продукты переработки газа и нестабильного конденсата, либо из него вырабатывают товарные продукты (сухой лед), либо используют в качестве сырья газохимического предприятия для выработки различных продуктов.

Целесообразно также включить в мультитоннажное производство по переработке природных газов различных месторождений дополнительно технологическую линию для получения одорантов, производство которых является важной народнохозяйственной задачей в связи с расширением масштабов производства топливного газа, при этом в качестве сырья для технологической линии для получения одорантов следует использовать нестабильную нефть и (или) нестабильный газовый конденсат с месторождений, на которых получают газы, или иных источников, либо из конденсатов гликолевых осушек после глубокой очистки газов, либо из их смеси в различном соотношении. В нестабильной нефти и (или) нестабильном газовом конденсате в большей степени содержится этилмеркаптан и пропилмеркаптаны, чем в газовом сырье, и в меньшей степени - метилмеркаптан, присутствие, которого в товарных одорантах ограничено не более 4 ррт.

Технологическая линия для получения одорантов включает блок сепарации газов из нестабильной нефти и (или) нестабильного газового конденсата и конденсатов гликолевых осушек 60, электрообессоливающую установку 61, установку стабилизации 62 с получением стабилизата, который подвергают дополнительному фракционированию на установке 63, обеспечивающей выделение углеводородной фракции, содержащей меркаптаны, и получение товарного продукта - стабилизата, часть которого используют в качестве абсорбента на установке абсорбционного извлечения ценных газов и их сжатия 64 из газов выветривания и стабилизации, поступающих из блока сепарации газов 60 и установки стабилизации 62, а углеводородную фракцию, содержащую меркаптаны, направляют в блок выделения меркаптанов 65 с последующим их разделением в блоке 66 на одоранты - этилмеркаптан и пропилмеркаптан; насыщенный на установке извлечения ценных газов 60 абсорбент отправляют на установку стабилизации 62, а продукты сжатия газов стабилизации направляют на дополнительную очистку от сероводорода на установку глубокой аминовой очистки газа 54.

Целесообразно также включить в мультитоннажное производство по переработке природных газов различных месторождений дополнительно технологическую линию для получения диметилсульфида или диметилдисульфида, при этом в качестве сырья для технологической линии для получения диметилсульфида или диметилдисульфида использовать метилмеркаптан, выделяемый из природного газа и нестабильной нефти и (или) нестабильного газового конденсата с месторождений, на которых получают газы, или иных источников.

Технологическая линия для получения диметилсульфида или диметилдисульфида включает блок осушки меркаптанов, их фракционирование с выделением метилмеркаптана 68, который поступает на блок каталитического или термического окисления 69 с получением диметилсульфида или диметилдисульфида, а остаток фракционирования меркаптанов (смесь этил- и пропилмеркаптанов) отправляют на блок фракционирования одорантов 66.

Целесообразно также включить в мультитоннажное производство по переработке природных газов различных месторождений дополнительно технологическую линию для получения смеси дисульфидов, при этом в качестве сырья для технологической линии для получения смеси дисульфидов используют смесь этилмеркаптана и пропилмеркаптана, выделяемых из природного газа и нестабильной нефти и (или) нестабильного газового конденсата с месторождений, на которых получают газы, или иных источников.

Технологическая линия для получения смеси дисульфидов из избытка меркаптанов включает блок каталитического или термического окисления меркаптанов в дисульфиды 67, которые вырабатывают в качестве товарного продукта или смешивают с товарным стабильным конденсатом или нефтью.

ПЕРЕЧЕНЬ ЧЕРТЕЖЕЙ

Изобретение поясняется иллюстративным материалом. На фиг. 1 представлена принципиальная технологическая схема производства по прототипу:

210, 220, 240, 260 - технологические установки; 230, 250 - технологические блоки;

101-118 - трубопроводы. На фиг. 2 представлена принципиальная технологическая схема по переработке природных газов двух различных месторождений, состоящая из следующих позиций: 50-56, 61-64 - технологические установки; 57-60, 65-69 - технологические блоки; 1-47 - трубопроводы. КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Природные газы двух нефтегазоконденсатаых месторождений, отличающих содержанием сероводорода и диоксида углерода, по трубопроводам 101 и 102 поступают на установку, далее смешиваются в соотношении, исключающем превышение критического содержания углекислого газа в кислом газе, после которого процесс Клауса становится неэффективным, и по трубопроводу 103 объединенный газ поступает на установки 210 и 220, где проводится их аминовые очистки, причем на установке 210 предусмотрена глубокая аминовая очистка от диоксида углерода. После очистки природных газов с установок 210 и 220 отводится по трубопроводам 104 и 105 кислый газ, который смешивается и по трубопроводу 106 направляется на блок получения серы 230, после которого по трубопроводу 107 отводится элементарная сера, а очищенный газ с установки 220 по трубопроводу 108 отправляется на установку цеолитной осушки газа и очистки газа от меркаптанов 240, после которой осушенный газ по трубопроводу 109 направляется на гелиевые блоки 250, откуда по трубопроводам 110-113 отводятся соответственно товарные продукты: гелий, метан, этан и углеводороды С ₃ и выше. Газ регенерации цеолитов с установки 240 по трубопроводу 114 направляются на установку аминовой очистки 210, откуда очищенный газ по трубопроводу 115 поступает на установку выделения смеси пропан-бутана технического (СПБТ) 260 за счет низкотемпературной масляной абсорбции (НТМА) - технологии с выделением товарного газа, отводимых с установки по трубопроводам 116 и 117, и углеводородов Сз и выше, которые по трубопроводу 118 соединяются с трубопроводом 113 и выводятся с установки.

Отметим, что недостатком принципиальной технологической схемы по прототипу является поддержание должного присутствия диоксида углерода в кислом газе, обеспечивающую эффективную работу Клаусов, за счет разделения газов после очистки на две части, одна часть газа вместе с газом регенерации цеолитов от другой части газа, который поступает на установку адсорбционной осушки 240, по трубопроводу 115 поступает на блок выделения СПБТ, откуда отводится СПБТ с определенным количеством непоглощенного амином и маслом диоксида углерода. В связи с этим, на схеме производства, представленной на фиг. 1, получают топливный газ низкого качества с температурой точки росы не ниже минус 15 °С, а также недобирают до 70 % этана, и выделяют из газа углеводороды Сз и выше с невысоким отбором от потенциала, не более 65 %, поскольку технология НТМА имеет ограниченные возможности.

Газ I, содержащий диоксида углерода меньше, чем сероводорода, (см. фиг. 2) по трубопроводу 1 поступает на установку глубокой аминовой очистки газа I от диоксида углерода и сероводорода 54, куда также по трубопроводу 2 поступают продукты сжатия газа стабилизации с установки абсорбции газов и их сжатия 64. Кислый газ I, образовавшийся в процессе глубокой аминовой очистки газа I на установке 54, по трубопроводу 3 направляется на блок получения элементарной серы 58. Очищенный газ I по трубопроводу 4 направляется на установку 55, включающую цеолитную осушку газа I и его очистку от меркаптанов. Осушенный газ I по трубопроводу 5 поступает на установку низкотемпературного фракционирования газа I, откуда отводятся гелий, метан, этан и Сз и выше соответственно по трубопроводам 6-9, при этом часть метана подается по трубопроводу 10 на регенерацию цеолитов на установку 55, после которой газ регенерации I, содержащий в своем составе сероводород и меркаптаны, по трубопроводу 11 направляется на блок 57, состоящий из очистки газа регенерации I от сероводорода и меркаптанов.

Газ II, содержащий диоксида углерода больше, чем сероводорода, по трубопроводу 12 поступает на установку глубокой аминовой очистки газа II от сероводорода и селективной очистки от диоксида углерода 50, очищенный от сероводорода газ II по трубопроводу 13 поступает на глубокую аминовую очистку от диоксида углерода (установка 51), откуда выделившийся диоксид углерода направляется по трубопроводу 14 на блок очистки от диоксида углерода 59 и по трубопроводу 15 выводится с установки, а очищенный газ II по трубопроводу 16 направляется на установку 52, включающий цеолитную осушку газа II и его очистку от меркаптанов.

Возможно в производстве применение предосушки глубокоочищенного от кислых компонентов газа с помощью гликоля (на фиг. 2 не показано) с целью разгрузки осушки на цеолитах, а также для выделения конденсата гликолевой осушки углеводородной фракции НК-110 °С, в котором концентрируются этил- и пропилмеркаптаны, являющиеся ценным сырьем для выработки одоранта. Эта фракция может подаваться в качестве сырья напрямую на блок 65 или на смешение с нестабильным жидким сырьем на электрообессоливающую установку 61. Газы выветривания гликолевой осушки нейтрализуют от сероводорода и меркаптанов с помощью серосвязывающего агента, например, триазина, поскольку потребность в нем незначительна из-за малого количества нейтрализуемых примесей, и отправляют в качестве топливного газа на собственные нужды, в том числе в печь дожига дымовых газов на блоке 58.

С установки 51 осушенный газ II по трубопроводу 17 поступает на установку низкотемпературного фракционирования газа II 53, откуда отводятся метан, этан и Сз и выше соответственно по трубопроводам 18-20, при этом часть метана подается по трубопроводу 21 на регенерацию цеолитов на установку 51, после которой газ регенерации II, содержащий в своем составе сероводород и меркаптаны, по трубопроводу 22 направляется на блок 57, состоящий из очистки от сероводорода и меркаптанов. Выделившийся кислый газ I и II на блоке 57 и кислый газ II с установки 50 поступают по трубопроводам 23 и 24, соответственно, на блок получения серы 58, откуда по трубопроводу 25 отводится элементарная сера. Меркаптаны с блока 57 по трубопроводу 26 направляются на блок 68, состоящий из осушки меркаптанов, их фракционирования с выделением метилмеркаптана, который по трубопроводу 27 поступает на блок каталитического или термического окисления 69 с получением диметилсульфида или диметилдисульфида и отводимого с установки по трубопроводу 28. Остаток фракционирования меркаптанов (смесь этил- и пропилмеркаптанов) с блока 68 отправляют по трубопроводу 29 на блок фракционирования одорантов 66.

Очищенный от сероводорода и меркаптанов топливный газ I и II с блока 57 отводится с установки по трубопроводу 30.

Нестабильная нефть и (или) нестабильный газовый конденсат, содержащий сероводород, меркаптаны, поступают по трубопроводу 31 в блок сепарации 60, сверху которого отводятся по трубопроводу 32 образовавшиеся газы выветривания, снизу поток по трубопроводу 33 направляется на электрообессоливающую установку 61, откуда обессоленная и обезвоженная нестабильная нефть и (или) нестабильный газовый конденсат по трубопроводу 34 направляют на установку стабилизацию 62, образовавшийся стабилизат поступает по трубопроводу 35 на установку фракционирования стабилизата 63, где происходит разделение на углеводородную фракцию, содержащую меркаптаны и направляемую на блок вьщеления меркаптанов из углеводородной фракции 65 по трубопроводу 36, и товарный стабилизат, отводимый по трубопроводу 37, часть его отводится с установки по трубопроводу 38, а другая часть используется в качестве абсорбента, поступающего по трубопроводу 39 на установку абсорбции газов выветривания и газа стабилизации 64, выводимый с установки стабилизации 62 по трубопроводу 40, и их сжатия 64, насыщенный абсорбент направляется на установку стабилизации 62 по трубопроводу 41.

Образовавшиеся в блоке выделения меркаптанов 65 углеводородная демеркаптанизированная фракция выводится с блока по трубопроводу 42 и применяется в качестве растворителя для промывки оборудования, а меркаптаны по трубопроводу 43 направляются в блок разделения меркаптанов и выработки одорантов 66, где в качестве товарной продукции выводят одоранты: по трубопроводу 44 - этилмеркаптан, а по трубопроводу 45 - пропилмеркаптан. В том случае, когда получают избыток меркаптанов, меркаптаны, отводимые из блока 65 направляют по трубопроводу 46 в блок каталитического или термического окисления меркаптанов с получением в смеси дисульфидов 67, которые по трубопроводу 47 соединяются с трубопроводом 38 товарным стабильным конденсатом и выводятся с установки. Также можно выводить смесь дисульфидов отдельно как товарный продукт (на фигуре не показано).

ВАРИАНТЫ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предлагаемое мультитоннажное производство по переработке природных газов различных месторождений иллюстрируется следующими примерами.

Пример 1. Рассмотрено мультитоннажное производство по переработке природных газов различных месторождений по прототипу на примере Оренбургского газоперерабатывающего завода, на котором 2,0 млн. нм ³ /час газа Оренбургского месторождения (газ ОНГКМ) предварительно смешивается с 1,0 млн. нм ³ /час газом Карачаганакского месторождения (газ КНГКМ).

На этом предприятии по мере увеличения его производительности сформировано последовательно три очереди производства, на каждой из которых имеются установки очистки смеси природных газов от сероводорода, диоксида углерода, воды, две очереди связанны с очищенным газом с низкотемпературным фракционированием, на отдельно выделенном производстве, с целью получения гелия и углеводородов С ₂ и выше, одна с блоком НТМА для выработки топливного газа на сторону с выделением СПБТ. Все очереди имеют в своем составе блоки элементарной серы и т.д., при этом на каждой очереди производства имелось от одной до трех однотипных установок относительно невысокой производительности. Так, например, получение элементарной серы из кислого газа в процессе Клауса осуществляется на семи аналогичных установках. Все эти установки объединены единым коллектором по кислому газу с целью максимального снижения присутствия двуокиси углерода, тормозящего эффективность выработки серы из сероводорода.

В таблице 1 приведен материальный баланс и ассортимент конечной продукции при переработке смеси газов по технологической схеме, приведенной на фиг. 1 , позволяющей вырабатывать семь видов конечных продуктов, в том числе два варианта топливного газа. Как следует из анализа данных таблицы 1, переработка смеси газов приводит к следующим существенным недостаткам:

• снижение содержания гелия в исходном перерабатываемом газе с 0,05 % в Оренбургском газе до 0,034 % за счет смешения с газом, в котором отсутствует гелий, приводит к существенному ухудшению условий фракционирования на криогенных установках, в результате теряется с топливным газом половина гелия, а также снижается отбор остальных ценных компонентов: этана пропана, бутана, что приводит к потери товарных продуктов.

Так, например, из исходных 1772 т/ч метановой фракции в продуктах разделения содержится 1811 т/ч (разница плюс 39 т/ч), а из исходных 81 т/ч этана в продуктах разделения содержится 142 т/ч (разница минус 39 т/ч); очевидно, что «излишек» метановой фракции образовался в значительной степени за счет недостаточной четкости отделения метана от этана;

· при криогенном фракционировании газа удается выделить лишь 27,6 % исходного этана — ценного сырья нефтехимической промышленности, остальной этан является компонентом топливного газа;

• 8,4 % исходного диоксида углерода остается в топливном газе, снижая его калорийность, по крайней мере, на 1,3 %, а остальные 91,6 % диоксида углерода сбрасываются в атмосферу, хотя этот газ может служить сырьем газохимической промышленности.

Пример 2. Рассмотрено мультитоннажное производство по переработке природных газов различных месторождений по заявляемому изобретению на примере проектных расчетов реконструкции Оренбургского газоперерабатывающего завода с предложением раздельной переработки 2,1 млн. нм ³ /час Оренбургского газа и 1,125 млн. нм ³ /час Карачаганакского газа, дополняемой переработкой 520 т/ч смеси нестабильного газового конденсата и нестабильной нефти ОНГКМ. В таблице 2 приведен материальный баланс и ассортимент конечной продукции при «раздельной» переработке газов по технологической схеме, приведенной на фиг. 2, позволяющей резко расширить ассортимент выпускаемой продукции с семи до 13 единиц, увеличить производительность предприятия на 37,0 % (с 2482,18 т/ч до 3401,18 т/ч) и оптимизировать работу отдельных технологических цепочек, в результате чего:

• обеспечится практически полное извлечение гелия из Оренбургского газа;

• обеспечится более четкое криогенное извлечение метана с получением высококалорийного топливного газа: при наличии в сырье совокупно 2107,4 т/ч метана в топливных газах содержится 2165,5 т/ч метана;

• из исходного сырья извлекается в качестве ценного сырья нефтехимии 152 т/ч сжиженной пропан-бутановой фракции; • из исходного сырья извлекается 32 т/ч пентан-гексановой фракции— дальнейшего сырья процесса изомеризации углеводородов с целью получения высокооктановых компонентов бензина;

• из исходного сырья извлекается 112 т/ч широкая фракция легких углеводородов— дальнейшего сырья процесса пиролиза углеводородов с целью получения непредельных углеводородов для получения полимеров;

• извлекается в качестве сырья газохимии 49,5 % диоксида углерода;

• в результате извлечения и разделения меркаптанов из смеси нестабильного газоконденсата и нефти Оренбургского газоконденсатного месторождения обеспечивается их полное обессеривание с получением стабильного газоконденсата с одновременным производством дефицитных одорантов и сульфидов.

Таким образом, заявляемое изобретение решает задачу разработки высокоэффективного мультитоннажного производства с расширенным ассортиментом выпускаемой товарной продукции при переработке природных газов нескольких месторождений с различным составом, при этом обеспечивается возможность оптимального функционирования схем раздельной переработки природных газов различного состава с использованием, в основном, действующего оборудования, что позволит, в частности, получать 99 % гелия и повысить эффективность процесса получения элементарной серы методом Клауса до 70 % вместо 50 %, обеспечиваемых действующим по прототипу производству.