Деятельность предприятия ООО "Газпром добыча"

Размещено на http://www.allbest.ru

Отчет

О прохождении учебно-ознакомительной практики на предприятии

ООО «Газпром добыча»

2012

I. Введение

На протяжении последнего ряда лет Газпром стабильно демонстрирует рост всех основных показателей деятельности: производства, продаж, прибыли, инвестиций, капитализации. Эффективное развитие ресурсной базы Газпрома - один из важнейших факторов дальнейшего роста капитализации компании. Так, за счет геологоразведочных работ прирост запасов газа в 2007 г. составил 592,1 млрд кубометров, что более чем на 7% превышает объем добычи. Таким образом, Газпром уже третий год подряд обеспечивает расширенное воспроизводство минерально-сырьевой базы. Это выгодно отличает его от многих других мировых нефтегазовых компаний, у которых средний показатель выполнения запасов в последние годы не достигает даже 90%. газ химический добыча газоконденсат

В настоящее время наш быт и экономику нельзя представить себе без природного газа и электроэнергии. Природный газ является самым экологически безвредным ископаемым энергоносителем, так как при его сгорании выделяется значительно меньше углекислого газа, чем при сгорании угля и нефти. Природный газ ввиду его теплотворной способности является эффективным энергоносителем с многообразными возможностями применения. Российский природный газ отличается высокой теплотворной способностью. Ввиду высокого содержания метана он является самым высококачественным природным газом в мире. Особенно эффективно и с наименьшим выделением вредных выбросов природный газ можно использовать для выработки электроэнергии и тепла для отопления. Кроме того, использование природного газа в качестве моторного топлива дает возможность значительно уменьшить загрязнение окружающей среды выхлопными газами, в особенности в городских и густонаселенных районах.

Мы проходили учебно-ознакомительную практику на производствах № 1, № 2, № 3, № 5 и № 6. Задачей практики является ознакомиться с деятельностью предприятия ООО «Газпром добыча», а также с химическими процессами, протекающими на данном заводе.

II. Добыча газоконденсата и его транспортировка на ГПЗ

ГПЗ предназначен для переработки пластового газа ГКМ с последующими получением из него товарных продуктов: товарного горючего газа, технической газовой серы, сжиженных газов, бензина класса Нормаль 80, Регуляр 92, Премиум 95, дизельного и котельного топлива. Исходя из назначения завода его производства обеспечивают прием и подготовку газа и конденсата, поступающего от …… газопромыслового управления перед подачей их на очистку и дальнейшую переработку.

Производительность 1-й очереди завода по сырому отсепарированному газу (на выходе от установки сепарации пластового газа) составляет 6 млрд. кубометров в год номинально.

Сырьем для завода служат:

- пластовый газ, подаваемый с промысла четырьмя потоками суммарно в объеме 7.2 млрд. н.кубометров в год;

- газ продувок скважин или газ дыхания ПХ - в объеме до 25 тыс. н.кубометров в час;

- раньше также использовался привозной стабильный конденсат и нефть.

Расчетный состав пластового газа (% мольные):

Вещество	Содержание, % мольные	Вещество	Содержание, % мольные
Метан	49,98	n - бутан	0,37
Этан	1,61	С5	0,8
Пропан	0,97	С6-8	5,12
I-бутан	0,15	С02	14,22
Н2S	24,65

Кроме того пластовый газ содержит: органические серные соединения, элементарную серу, пластовую воду. Возможно периодическое присутствие случайных примесей: разбавленный раствор соляной кислоты 30% вес., глинистый раствор, метанол, мех. примеси, ингибиторы и продукты коррозии.

ГКМ расположено в юго-западной прибортовой зоне Прикаспийской впадины. Состав пластовой смеси: сернистое соединение (сероводород Н2S) - 24%; сероокись углерода (С0S) - 1000 мг/м.куб.; меркаптаны - 2000 мг/м.куб.; сероуглерод - 10 мг/м.куб.; углекислоты - 12-16%. Содержание углеводородов С5 и выше - 260 г/м.куб.; содержание азота - 1%.

Пластовая смесь находится в однофазовом состоянии. Давление начала конденсации 42 МПа. Опытно-промышленная эксплуатация газоконденсатного месторождения (ГКМ) начата с вводом установок предварительной подготовки газа (УППГ). УППГ предназначена для сбора газа и со скважин и выравнивания его параметров, подогрева и отправки на завод. Одна УППГ соединена с 30-60 скважинами. Каждая скважина оборудована фонтанной аппаратурой, на которой установление несколько регулирующих и отсекающих клапанов- они нужны для того, чтобы в случае аварии срабатывала автоматическая заглушка которая находится на глубине 50 метров. Она прикрывает поступление газоконденсата на поверхность. Кроме того, есть дублирующие ее заглушки на случай непредвиденных обстоятельств. Количество газоконденсата регулируется с помощью клапанов. Фонтанная арматура выполнена из импортной стали, стойкой от коррозии. Газоконденсатная смесь из недр земли вырывается на поверхность под давлением 700 МПа. Двигаясь по фонтанной арматуре в специальных устройства, давление смеси понижается в несколько раз. От скважины газожидкостная смесь (ГЖС) с давлением 235 кгс/см.кв. направляется в подогреватель где давление понижается до 90 - 130 кгс/см.кв, и вновь подогревается до 70 С, после чего по шлейфам диаметром 4 или 6 дюймов транспортируется на УППГ. На этой установке газоконденсатную смесь сепарируют, затем смешивают с ингибиторами коррозии, после чего смесь попадает в котлы П - 087, где она подогревается и по трубопроводам подается на ГПЗ. В газоконденсатную смесь идущую на завод добавляют метанол, с растворенным в нем ингибитором коррозии. Метанол предназначен для разрушения образующихся в трубопроводах гидратов.

Глубина скважин 3800 -- 4100 метров. Скважина представляет собой следующую конструкцию: скважины строят сверху вниз, верхний трубопровод, называемый шахтовым направлением, представляет собой трубу диаметром 16 дюймов длинной 10 метров, далее устанавливается 14 дюймовая труба длиной 20 - 40 метров, служащая переходником к эксплуатационной колонне, диаметром 7-12 дюймов. Эксплуатационная колонна заканчивается призабойной зоной. Промежуток между землей и эксплуатационной колонной заливается цементом, в призабойной части которого делаются отверстия для прохода газоконденсата. В эксплуатационную колонну устанавливают насосно-компресорные трубки (НКТ). На них одеваются пакеты, предназначенные для несмешивания ингибитора коррозии с газоконденсатом. Для контроля количества ингибитора выше на НКТ устанавливают ингибиторные клапана. Над ингибиторными клапанами находятся циркуляционные клапана, предназначенные для движения жидкости в одном направлении. А еще выше, 50 метров от устья, стоит автоматический клапан-отсекатель, перекрывающий устье при чрезвычайной ситуации.

Физические параметры газоконденсата:

	Давление, кг/см.кв	Температура, °С
В пласте	625	110
В устье	410	65

	Давление, кг/см.кв.	Температура, °С
На установку	130	30
На завод	60-70	40

III. Переработка газа

Завод состоит из 2-х очередей. Будут описаны производства первой очереди, т.к. 2-ая очередь аналогична первой.

Производство №1

1. Установка очистки газа 1У-172, 2У-172, ЗУ-172;

2. Установка сепарации газа У-171 (У-271);

3. Установка факельного хозяйства У-180;

Производство №2

1. Установки получения серы 1,2,3,4 У-151 (1,2,3,4 У-251);

2. Подсобные средства У-160 (У-260);

3. Конденсатная станция №2;

4. Центральная операторная У-181 (У-281).

Производство №3

1. Гидроочистка У-1.732;

2. Установка для реформинга У-1.734;

3. Комбинированная установка У-1.731;

4. Установка механической очистки стоков (УМОС-1);

5. Конденсатная станция;

6. База оборудования МТС;

7. НППТ №1.

Производство №5

1. Установка осушки газа У-174;

2. Установка стабилизации конденсата У-121;

3. Установка промывки газа У-141 (У-241);

4. Осушка газа У-274;

5. Установка стабилизации конденсата У-221;

6. Установка сжигания производственных отходов У-165 (У-265);

7. Полигон промстоков.

Производство №6

1. Склад нефтепродуктов У-510;

2. Наливные эстакады У-501, У-511;

3. Склад нефтепродуктов У-515;

4. Склад нефтепродуктов У-500;

5. Склад комовой серы У-250;

6. Установка гранулированной серы "DEVKO";

7. Установка мокрой гранулированной серы "GAVAI".

Опишем установки, относящиеся к переработке газа.

Производство №1.

Установка 171. Установка сепарации высокого давления.

Установка предназначена для приема с промысла пластового газа, гашения жидкостных пробок, замера и подготовки отсепарированного газа к дальнейшей переработке, заключающейся в тонкой сепарации газа от капельной жидкости, и грубой водородной фазы, пластовой воды, механических примесей ингибиторов коррозии. Установка, кроме того, может подготавливать нестабильный конденсат к закачке в подземные емкости, что осуществляется подачей ингибитора гидратообразования (метанола) в конденсат. На установке также подается газ продувки скважин и газ дыхания из подземных емкостей промысла и завода: эти газы также подготавливаются для дальнейшей переработки.

В результате подготовки этих потоков на установке производится отсепарированный сырой газ, нестабильный углеводородный конденсат, пластовая вода.

Минимальная мощность установки по сепарированной газовой фазе пластового газа составляет 6 млрд. н.м.куб./год определяется из условий 0⁰ С и 760. мм.рт.ст. при условии сепарации 7,2 млрд.н.м.куб по пластовому газу, из которого выделяется 3660 т.т. нестабильного конденсата.

Установка состоит из:

- 4-х линий сепарации газ-жидкость, работающих параллельно;

- общей для 4-х линий системы рекуперации газов очистки скважин и газов стабилизации с подземного хранилища.

На установку поступает:

- сырой газ с промысловых установок по четырем газопроводам О 16'';

- периодически газ очистки скважин или газ стабилизации с подземного хранилища.

Описание технологической схемы.

Сырой газ с давлением 69 кгс/см.кв. и температурой 31⁰ С по трубопроводу 0 16" направляется в буферную емкость 171В01. Отсепарированный газ направляется под регулируемым давлением в отстойник 171В02, а жидкость после регулятора уровня отводится в отстойник.

Во избежание резкого увеличения уровня жидкости в емкости, вызванной поступлением жидкостной пробки, предусмотрен регулятор расхода на поступление газа, связанный с регулятором уровня.

Таким образом, поступление газа автоматически регулируется в соответствии с максимально допустимой производительностью установки предстабилизации 121.

В отстойнике 171В02 происходит разделение газа на три потока:

- вода, содержащая механические примеси, шлак через фильтр 171Р01, предохраняющий дроссель, направляется на установку обработки воды У-122, после сепарации твердых частиц на установку 165;

- углеводородный конденсат после регулятора направляется на установку предварительной стабилизации 121, можно направить и в подземное хранилище;

- газ отстойника 171В02 проходит колонну 171С01, оснащенную колпачковыми тарелками и обеспечивающую удаление микрокапель жидкости, увлеченных газовой фазой. На линии сброса газов на факел установлен подогреватель 171В02, подогревающий газ до 60⁰ С для предупреждения гидратообразования.

После колонны 171С01 неочищенный газ с давлением 66 кгс./см.кв. и температурой 30⁰ С проходит через замерный пункт и подается на установку 172. Каждая линия может работать с независимым регулированием от ручных линий. Газ продувки скважин, содержащий малое количество конденсата и газ сепарации, с подземного хранилища, собирается в емкости 171В06, из которой конденсат насосом 171РОЗ А/В откачивается на линию конденсата из емкости 171В02. А газ подается на установку промывки и компрессии газов расширения установки 141.

Установка 172.Очистка газа от кислых компонентов диэтиламином.

Очистка ведется на 4-х идентичных установках, работающих параллельно от Н2S, С02 , и большей частью СО.

Сырьем для установки является:

- отсепарированный газ с У-171;

- рекомпремированный газ с У-141;

- газ регенерации молекулярных сит с У-174.

Описание технологической схемы.

Отсепарированный сырой газ с давлением 65 кгс/см.кв. и температурой 30⁰С с установки У-171 и рекомпремированный газ с установки 141 подается после конденсатоотборника 172В01 в абсорбер 172С01. Туда же в среднюю часть подается газ регенерации молекулярных сит с установки 174.

В верхнюю часть абсорбера подается полностью регенерированный ДЭА при температуре 47⁰С. Полурегенерированный амин вводится в среднюю часть адсорбера при температуре 62⁰ С.

Подача аминов с разной температурой обеспечивает создание зон, способствующих гидролизу СО. Очищенный газ от серы из верхней части абсорбера направляется на установку 174 с давлением 64 кгс./см.кв. и температурой 49⁰ С. Насыщенный амин из нижней части абсорбера 172С01 расширяется до Р=17 кгс/см.кв. Энергия расширения используется турбиной 172ТР01, которая подключена к насосу 172Р02 полурегенерированного ДЭА. Сбросы от турбины поступают в емкость 172В02. При расширении происходит десорбция наибольшей части углеводородов, растворенных в богатом амине. Газ расширения амина, низ 172В02, подается на установку 141. Амин из В02 вместе с водоконденсатом с установки 174 поступает в емкость 172ВОЗ, где снижается давление до 1,1 кгс/см.кв. Газы из 172ВОЗ, состоящие в основном из Н2S и С02 , подаются в верхнюю часть десорбера 172С02. Насыщенный амин из емкости 172ВОЗ забирается насосом 172Р04 и после предварительного нагрева в теплообменниках 172Е01 и 172Е02 амин подается в десорбер 172С02, состоящий из 3-х секций, поддержание температуры регенерации амина осуществляется ребойлером 172ЕОЗ, питаемого паром низкого давления из охладителя 17201.

Кислые газы из верхней секции 172С02 подаются на установку 151 с температурой 50⁰ С. Поддержание температуры охлаждения кислых газов осуществляется подачей орошения-рефлюксной воды. Рефлюксная вода, с низа верхней секции 172С02 собирается в емкости 172В04, забирается насосом 172Р06, охлаждается в АВО 172А04. В емкость 172В04 также поступает подпитка вод от сетей пароконденсата Н.Д., сюда же подается водоконденсат, образующийся в линиях подачи кислого газа на установке 151.

Балансовое количество рефлюксной воды подается на орошение II секции.

Полурегенерированный амин из П секции десорбера 172С02 после охлаждения в теплообменнике амин/амин 172Е02, забирается промежуточным насосом 172Р05 прокачивается через АВО 172А02, где охлаждается до 62 С и насосом 172Р02 подается в среднюю часть десорбера 172С02.

В нижней часты десорбера 172С02 полностью регенерированный: амин после охлаждения в теплообменнике амин/амин 172Е02 и в 172АОЗ поступает с температурой 62 С на хранение в резервуар Т01. До 47 С регенерированный амин охлаждается в АВО 172А01, расположенном на нагнетании промежуточного насоса 172РОЗ. Подача в абсорбер регенерированного амина осуществляется насосом 172Р01. Предусмотрена подача антивспенивателя в регенерированный амин на выходе из резервуара хранения.

Фильтрация амина.

Для снижения пенообразования часть амина постоянно прокачивается насосом 172Р07 через фильтр 172Р01, содержащий активированный уголь, поглощающий тяжелые углеводороды и пенообразующие вещества.

Фильтр 172РОЗ задерживает частицы активированного угля, на установке имеется яма 172Т02 хранения аминовых шламов. Яма оснащена насосом 172Р10 для откачки шламов на установку 165 (печь дожига). Аминовые сбросы собираются в емкостях 172В06 и 172В 10 и возвращаются в систему насосом 172РОЗ. Углеводородные сливы поступают в емкость 172В и перекачиваются насосом 172РОЗ на установку 121.

Химизм процесса.

2R₂NH + H2S - (2R2NH2)2S + Q

(2R2NH2)2S + H2S - 2R2NH2HS + Q

2R2NH + H2O + CO2 - (2R2NH2)2CO3 + Q

(2R2NH2)2CO3 + H2O + CO2 - 2R2NH2HCO3 + Q

Факельное хозяйство У-180

Факельное хозяйство включает в себя две факельные системы высокого давления, куда поступают сбросы газа от оборудования с расчетным давлением, выше 16 кгс/см.кв., и низкого давления - для сброса газа от оборудования с расчетным давлением ниже 161 кгс/см.кв. Каждая система состоит из двух идентичных, взаимозаменяемых факелов и коллекторов кислого и некислого газов. Каждый факел имеет в нижней части баллон-сепаратор для сброса конденсата, который может содержаться в поступающем газе. Отделенная жидкость поступает на У-121 насосами, срабатывающими автоматически по сигналу датчиков высокого и низкого уровня в сборниках. В нижнюю часть факелов подводится топливный газ (с небольшим расходом) для того, чтобы исключить попадание воздуха в факельные системы. Факела высокого давления Д01, ДП рассчитаны на одновременный сброс газа с двух ниток У-171 или на сброс всего товарного газа с У-174.

Коллектор кислого газа высокого давления НF служит для приема газа от У-171, У-172, У-141, У-121, У-122 и рассчитан на одновременный сброс газа с 2-х установок У-172 и У-174.

Коллектор некислого газа высокого давления SН для приема сбросов с У-174 рассчитан на полный сброс газа с установки.

Факела низкого давления Д02, Д12 рассчитаны на сброс кислого газа с двух установок У-151 или на сброс некислого газа, поступающего по коллектору SВ с установки переработки конденсата - гидроочистки, риформинга, комбинированной насосной смещения. Один коллектор низкого давления кислого газа LF служит для приема кислого газа от установки переработки конденсата , рассчитан на сброс всего газа (10 т/ч). Коллектор некислого газа низкого давления SВ служит для приема сбросов газа с установок переработки конденсата.

Производство №2

Установка 151.Установка Клауса.

У-151 предназначена для получения элементарной газовой серы. В состав первой очереди завода входят 4 идентичные установки, включающие в себя отделения «Клаус» и «Сульфрин». В отделении «Клаус» осуществляется преобразование основного качества, содержащегося в кислом газе сероводорода в элементарную серу в две стадии. Технологический процесс «Сульфрин» предназначен для преобразования в элементарную серу сероводорода и сернистого ангидрида, остающихся в остаточных газах установки «Клаус».

Описание технологической схемы отделения «Клаус».

Кислый газ с У-172 и У-141 с температурой 50⁰ С и давлением 0,7 кгс/см.кв. Поступает во входной сепаратор 151В01. Жидкость из сепаратора В01 откачивается насосом Р01Д/В на блок регенерации амина У-172. Кислый газ из входного сепаратора В01 направляется к двум параллельно работающим печам реакции F01 и F11. Часть потока поступает во вспомогательную подогревателя газа F02 и маслоотделитель 151В06.

Температура в камере сгорания печи Т=1025⁰ С. Дымовые газы реакции из печи F01(11) проходят по трубному пучку котла Н01(11), где охлаждаются до Т=300⁰ С котельной водой и поступают в первый конденсатор Е01. Газы реакции из печи F01 (11) по двум трубопроводам попадают в трубное пространство конденсатора 151Е01, где охлаждаются до 194⁰ С котельной водой. При этом сера, полученная в печи F01 (11) конденсируется и через гидрозатвор самотеком направляется в приемную яму 151Т01. Газы с конденсатора Е01 направляются во вспомогательную печь 151F02, где подогреваются до температуры реакции первого конвертора. Газы с Е01 с температурой 194⁰ С смешиваются с горячими газами, выходящими из печи F02 и поступают на первую ступень каталитической конверсии в реактор 151Р01, где проходят сверху вниз через слой катализатора. Под действием катализатора происходит преобразование смеси Н2S и S02 и гидролиз С0S и СS2. Газы реакции с конвертора 151Р01 охлаждаются в теплообменнике 151Е02 и конденсаторе 151EОЗ. Выделившаяся в конденсаторе элементарная сера стекает в приемную яму 151Т01.

Газы с конденсатора Е0З проходят межтрубное пространство теплообменника Е02, где подогреваются прямым потоком горячих газов с Р01 и поступают во второй конвертор 151Е02, где сверху вниз проходят слой катализатора. В конденсаторе Е04 газы из второго конвертора Р02 охлаждаются, часть газообразной серы конденсируется. Из Е04 газо- жидкостная смесь поступает в коагулятор 151В04, где происходит разделение газ-жидкость. Сера самотеком стекает в приемную яму Т01. Газы с верхней части 151В04 поступают на отделение "Сульфрин".

Для удаления адсорбированной на поверхности катализатора серы периодически проводится регенерация конверторов R01 и R02. Газ регенерации (состоящий в основном из азота ) подогревается в пучке утилизатора Е05 и поступает в первый конвертор R01. При прохождении газов через конвертор происходит интенсивное испарение серы, содержащейся в катализаторе. Газы регенерации с Е01 поступают в теплообменник-конденсатор Е02/Р0З, где сера конденсируется и стекает в яму Е01, а газ и далее поступает во второй конвертор. С конвертора R02 газы регенерации поступают в конечный конденсатор 151Е04, где отделяется десорбированная сера из второго конвертора.

Сконденсированная в Е04 сера выделяется в коагуляторе В04, откуда стекает в приемную яму Т04. Сконденсированная в Е06 сера отделяется в коагуляторе В05 и стекает в Т01. Газовая регенерация с В05 и В04 вновь поступают на всос воздуходувки, которая обеспечивает необходимые для циркуляции в системе регенерации.

Описание технологической схемы отделения «Сульфрин».

Газы, выходящие, с коагулятора 151В04 отделения «Клаус» поступают в конверторы 151РОЗ, Р04, Р05 и проходят сверху вниз через слой катализатора, на котором продолжается реакция Клауса. Затем остаточные газы отправляются в печь дожига 151Р0З. Дымовые газы с камеры сгорания печи дожига 151Р0З проходят подогреватели 151Е05, Е07 отдают тепло для подогрева газа регенерации и пара среднего давления и направляются в дымовую трубу 151Д01.

При нормальной работе отделения газы «Клаус» обрабатываются в 2-х конверторах, 3-й реактор работает в режиме регенерации. В связи с проведением процесса «Сульфрин» при температуре ниже 150⁰ С, сера образуется в жидком виде и адсорбируется в порах катализатора. Десорбция серы осуществляется путем продувки слоя катализатора газом регенерации, циркулирующим в системе регенерации при помощи газодувки 151К0З, на выходе 151К0З смонтирован определитель жидкой серы. С подогревателя 151Е05 газ регенерации поступает в конвертор, проходит слой катализатора. Начинается интенсивное испарение серы и воды. Газ регенерации с конвертора охлаждается в 151В06, направляется в коагулятор 151В05, где сконденсировавшаяся сера выводится и стекает в приемную яму Т01. Обезжиренный газ регенерации снова поступает на всос воздуходувки. После удаления серы, катализатор обрабатывается сероводородом для восстановления эффективности за счет образования пленки сульфитов на поверхности катализатора. Кислый газ поступает на всос турбогазодувки 151К0З после входного сепаратора 151В01, проходя предварительно слой активированного угля маслоотделителя 151В06. По окончании процесса активации избыток газа из схемы циркуляции отводится во входной коллектор.

Химизм процесса

2H2S + SO2 > 3nS + 2H2O + X ккал/моль

n - количество атомов S, зависит от температуры

СO2 + H2S > COS + H2O

CH4 + 2S2 > 2H2S + CS2

CS2 + 2H2O - 2H2S + СO2

COS + H2O - СO2 + H2S

TiO2 - основной катализатор Клауса

IV. Переработка газоконденсата

Производство №3

Комбинированная установка У-1.731.Блок атмосферной перегонки.

Сырьем БАП является углеводородный стабильный конденсат и сернистая ШФЛУ.

Стабильный конденсат поступает на установку в емкость Е51, затем насосами Н51/1-2 прокачивается двумя параллельными потоками через теплообменники Т51-54. На прием сырьевых насосов из емкости Е168/2 насосами Н90/1-2 подается 2% раствор щелочи. Нагретый до 180⁰ С стабильный конденсат подается в печь П1, где нагретый до 320⁰ С подается в колонну К51. С верха колонны отбираются фракции НК-120 С конденсируется и охлаждается постепенно в холодильниках ХВ51/1-3, Х51, сепарируется от воды в Е52 и насосами Н59/1-2 подается в емкость сырья Е53 колонны К52.

Из колонны К52 выводятся два боковых потока:

- фракции 120-230 - забирается насосом Н55/1-2 прокачивается через

теплообменник Т56, воздушный холодильник ХВ53 и направляется на

смешение для получения фр. НК-350⁰ С.

- фр. 230-350 насосами Нбб/1,2 направляются в теплообменник Т101/1,2 блока вторичной перегонки для нагрева сырья, после чего часть фр.230-350 охлаждается в ХВ54 и направляется на смешение с фр. 120-230 С. Смесь после Х53 направляется на смешение для получения НК-350 - сырья гидроочистки.

Часть фр. 230-350 после ХВ54 поступает в блок вторичной перегонки на смешение с фр. 180-350 для получения дизельного топлива.

Избыток тепла К51 отводится двумя циркуляционными орошениями. Из емкости Е53 фр. НК120 и ШФЛУ нагреваясь в теплообменниках Т55Л,2,56,57 подается на вход колонны дебутанизации К52. С верха К52 отбирается головка стабилизации С2-С4, направляется, в холодильники ХВ52/1-6, Х52/1-2 и поступают в рефлюксную емкость стабилизатора Е54.

Нижний продукт колонны - стабильная фракция НК120 С после охлаждения в теплообменнике Т57, воздушном холодильнике ХВ58/1,2 и водяном холодильнике Х54 делится на два потока: один направленный в блок очистки и получения сжиженных газов, второй после Х54 смешивается с фр. 120-350 С. После смешения фракций: стабильный НК-120, 120-230, 230-350.

Блок ЭЛОУ

Назначение: электрообессоливание и электрообезвоживание стабильного конденсата.

Состав:Узел электрообессоливания и электрообезвоживания

Сырье: стабильный конденсат установки стабилизации конденсата газового производства.

Продукт: обессоленный и обезвоженный конденсат, направляемый в теплообменники блока АТ

Блок очистки и получения сжиженных газов.

Схема блока очистки и получения сжиженных газов предусматривает совместную переработку:

-головки стабилизации блока АТ;

-нестабильной головки установки каталитического риформинга.

Сырье после предварительного смешения поступает в емкость Е151, откуда насосом Н151/1,2 направляется в экстрактор К151, где очищается 25% раствором ДЭА от Н28, С08, С02.

Для более тонкой очистки сырья регенерированный раствор ДЭА подастся в К151 двумя потоками: в середину и верх колонны. Очищенное сырье из К151 после охлаждения в X153 направляется в отстойник Е153 для отделения у/в от раствора ДЭА. У/в, очищенные от основного количества кислых компонентов в К151 направляются на доочистку в экстрактор К152. Доочистка ведется 7,5% раствором щелочи.

Сернисто-щелочные стоки из К152 выводятся с установки. Окончательно очищенный от кислых компонентов продукт направляется на демеркаптанизацию в экстрактор К 153, в верхнюю часть которого насосами Н156/1,2 подается циркулирующий в системе катализаторный комплекс, который предварительно охлажден в Х154.

В К153 происходит экстракция меркаптанов. С верха колонны меркаптанизированный продукт поступает в водную отмывку для удаления унесенного каталитического комплекса в емкость Е155. После отстоя в емкости Е154 у/в направляются на осушку в адсорберы А 151/1,2,3 и затем на ректификацию в К 155 с предварительным подогревом в Т 153.

С верха К 155 выводится пропан-бутановая фракция. Часть фракции после холодильников ХВ 152/1,2 подается на орошение колонны, а основное количество выводится с установки в парк хранения сжиженных газов. Нижний продукт колонны - бутан технический, проходя через холодильники ХВ153 и. Х157 выводится с установки в парк хранения сжиженных газов.

Установка каталитического риформинга У-1.734.

Химизм процесса

В результате реакции происходит изменение углеводородного состава фракции преимущественно с образованием ароматических углеводородов. Реакции, протекающие в реакторах риформинга:

1) Дегидроциклизация парафиновых углеводородов

C₇H16 / CH3-(CH2)5-CH3 + 4H2 >

2) Дегидрирование циклогексана

3) Изомеризация парафина

4) Гидрирование сернистых соединений

5) Гидрокрекинг

6) Гидрогенолиз

Сырье - предварительно гидроочищенная фракция 62-180⁰ С из резервуаров промпарка насосом Н1 (Н2) подается на смешение с избыточным водородсодержащим газом (ВСГ) риформинга, поступающих в блок гидроочистки с нагнетания центробежного компрессора ЦК1.

Смесь сырья ВСГ -- далее газосырьевая смесь поступает в продуктовый теплообменник предварительной гидроочистки Е1/1,2,3,4, в котором нагревается обратным потоком из реактора Р1 газопродуктовой смесью, затем для окончательного нагрева в печь П1 и далее в реактор Р1 на гидрирование сернистых соединений.

После теплообмена газопродуктовая смесь охлаждается в холодильниках Х1/1,2; Х2 сепарируется в продуктовом сепараторе С1 на нестабильный гидрогенизат и ВСГ.

Отсепарированный ВСГ дожимным компрессором ПК1 (ПК2) направляется на установку гидроочистки фр. НК-350⁰ С. Нестабильный гидрогенизат из сепаратора С1 направляется в теплообменник Т3 и далее в отпарную колонну К1 для удаления из нее влаги, растворенных углеводородных газов и сероводорода, образовавшегося в процессе гидроочистки.

Отпаренные газ и влага отводятся с верха К1, охлаждаются в ХК1,2 и сепарируются в емкости орошения Е1 на углеводородный газ, газовый конденсат и воду.

Углеводородный газ сбрасывается в топливную сеть комплекса после очистки от сероводорода.

Вода направляется на установку гидроочистки для разбавления раствора ДЭА. Газовый конденсат в качестве острого орошения возвращается в колонну К1, балансовое количество отводится в блок АТ. Стабильный гидрогенизат, выводимый с низа К1, прокачивается через П1 и струёй возвращается в низ колонны. Балансовое количество гидрогенизата после охлаждения в Т3 подастся в систему каталитического риформинга.

Стабильный гидрогенизат с нагнетания насоса Н8 (Н9) поступает двумя потоками в узлы смешения с циркулирующим ВСГ риформинга перед Т4/Т4; Т5/Т5. Газосырьевая смесь, нагретая в этих теплообменниках газопродуктовой смесью реактора Р4, поступает для окончательного нагрева в 1 ступень трубчатой печи П3.

Нагретая в печи до 480⁰ С в начале и до 530⁰ С в конце цикла реакции газосырьевая смесь с риформинга проходит последовательно - фракция НК-350 направляется в промпарк или на установку гидроочистки.

Блок вторичной перегонки гидрогенизата.

Сырье блока - стабильная гидроочищенная фракция НК-350⁰ С - по напорному трубопроводу поступает в приемную (камеру) емкость Е101, откуда насосом Н101/1,2 двумя параллельными потоками подается в теплообменники Т101/1,2, где происходит нагрев сырья. Для выравнивания температуры оба потока объединяются и направляются на вторую ступень нагрева в теплообменники Т102/1,2; Т103.

После 2-й ступени оба потока снова объединяются и поступают в печь П1-1, откуда парожидкостный поток поступает в колонну К101 на фракционирование.

С верха колонны отбирается фр. НК-62 С, боковым погоном фр. НК-62-180, нижним продуктом фр. 180-350⁰ С. Предусмотрена подача горячей воды вниз колонны и холодного орошения - вверх.

Пары дистиллята и острого орошения, выходящие с верха Х101, конденсируются в ХВ101/1-7, охлаждаются в Х101 и собираются в рефлюксной емкости Е102, откуда острое орошение насосом Н105/1,2 направляется в БАТ для отдачи тепла сырью стабилизатора К52. После охлаждения в холодильниках ВХ103, Х102 направляется в промпарк установки каталитического риформинга.

Нижний продукт фр. 180-350 насосом Н102/1,2 прокачивается через Т103, ХВ102, смешивается с частью фр. 230-350 и в качестве дизтоплива выводится на склад нефтепродуктов.

Экстракционная колонна К 102 предназначена для очистки фр. НК-62 от сероводорода 25% раствором ДЭА.

Очищенное сырье подается в нижнюю часть колонны, раствор ДЭА подается насосом Н10б/1,2 в верх колонны.

Очищенная фр. НК-62⁰ С с верха К102 поступает в отстойник Е102, в котором происходит отделение от капель ДЭА и под собственным давлением отправляется в парк сжиженных газов 1.742.

Насыщенный раствор ДЭА с низа К102 и Е 103 под собственным давлением направляется в блок очистки и получения сжиженных газов на регенерацию. Сброс от предохранительных клапанов производится в факельную емкость Е56, дренаж светлых нефтепродуктов в емкость Е57 БАТ.

На 3-й ступени реакции в реакторах Р2, РЗ, Р4 с промежуточным подогревом во 2-й и 3-й ступенях печи П3. Газопродуктовая смесь из реактора Р3 охлаждается в теплообменниках Т4/1-4, Т/5/1-4, холодильниках Х3/1-6, Х4 и сепарируется в продуктовом сепараторе С2 на нестабильный катализат и ВСГ.

Отсепарированный ВСГ из сепаратора С2 направляется на осушку в адсорберы - сушители К3, работающие параллельно, а затем на прием циркуляционного компрессора ЦК1. С нагнетателя компрессора ЦК1 ВСГ направляется в узлы смешения со стабильным гидрогенизатом теплообменниками Т4/1 -4, Т5/1 -4.

Избыточное количество ВСГ, образовавшегося в реакциях ароматизации, направляется в узел смешения с сырьем блока предварительной гидроочистки. Нестабильный катализат с сепаратора С2 направляется в стабилизационную колонну К2 через Т6.

С верха К2 выводятся газы стабилизации и пары нестабильной головки и орошения, конденсируясь и охлаждаясь в ХК3/1,2 и ХК4, они направляются в емкость орошения Е2 для сепарации. Газ стабилизации из Е2 сбрасывается в топливную сеть комплекса, жидкая фаза - нестабильная головка - возвращается в колонну К2 в качестве орошения насосом Н10, а балансовое количество с нагнетания насоса Н10 направляется в блок очистки и получения сжиженных газов.

Установка гидроочистки У-1.732.

Химизм процесса

В зависимости от строения сернистых соединений, меркаптаны, сульфиды, ациклического строения, дисульфиды, простые тиофены при гидроочистке превращаются в парафиновые или ароматические углеводороды с выделением сероводорода.

1) Меркаптаны

RSH + H₂ = RH + H2S

2) Сульфиды ациклические

2RSH + H2 = RH + RH + H2S

Моноциклические

Бициклические

3) Дисульфиды

RSSR + 3H₂O = 2RH + 2H2S

4) Тиофены

Сырье - фр. НК-350 С - забирается из промпарка насосами Н201/1-3 и подается на смешение с циркуляционным ВСГ, нагнетаемым центробежным компрессором. Газосырьевая смесь нагревается в теплообменниках Т202/1,2, т201/1,2, Т209, затем в печи П201 и направляется в реактор Р201.

В реакторе происходит гидрирование сернистых соединений, содержащихся в сырье, с образованием сероводорода, а также частичный гидрокрекинг с образованием углеводородного газа и легких бензиновых фракций. Газопродуктовая смесь после реактора отдает часть тепла в теплообменниках Т201/1,2 , Т209 и направляется в горячий сепаратор С201.

Парогазовая смесь, охлаждаясь в теплообменнике и холодильниках, поступает в холодный сепаратор С202. Из С202 циркуляционный газ направляется в абсорбер К202 на очистку от сероводорода 25% раствором ДЭА.

После очистки от сероводорода циркуляционный газ поступает в верхнюю часть абсорбера, где подвергается промывке конденсатом водяного пара. Очищенный и циркуляционный газ через сепаратор С203 и фильтр Ф206 направляется в циркуляционному компрессору ЦК201. Для поддержания нужной концентрации водорода в циркуляционном газе на прием компрессора УК201 перед сепаратором С203 подается свежий ВСГ, а часть циркуляционного газа отдувается в линию топливного газа. Горячий гидрогенизат из сепаратора С202, нагретым в теплообменнике Т205 парогазовой смесью и поступает в стабилизационную колонну К201.

Стабильный гидрогенизат, охлаждаясь, выводится с установки с верха К201 выводится углеводородный газ и пары охлаждения. Охлаждаясь и конденсируясь, они поступают на разделение в сепаратор С205. Отстоявшаяся от водяного конденсата часть жидкой фазы подается на орошение в колонну К201, другая часть насосом Н203/1,2 возвращается сырье колонны К201.

Водяной конденсат из С205 поступает в деаэратор Е215 для отдува сероводорода водяным паром. Конденсат из деаэратора сбрасывается в канализацию, а сероводород -- на сероводородный факел. Газ из сепаратора С205 направляется в адсорбер К203 от сероводорода 25% раствором ДЭА, подаваемого в колонну сверху.

Насыщенный раствор ДЭА подается в сепаратор С207, где происходит выделение из него углеводородного газа и бензина, который подается на прием сырьевых насосов. Насыщенный раствор ДЭА из сепаратора С207 направляется в отгонную колонну К205 на регенерацию. Регенерированный амин из К205 поступает в емкость Е201 и далее - на прием насосов Н205/1,2 и Н204/1,2.

Производство №5

У-165 Установка фильтрации вод и сжигания производственных отходов.

Установка фильтрации вод и сжигания производственных отходов, состоящая из 2-х секций: секции фильтрации вод и секции сжигания заводских отходов.

Сырьем секции фильтрования является: пластовая вода, рекуперированная с У-171, отсепарированная вода углеводородного конденсата и технологическая вода с - 121.

Сырьем секции сжигания является: аминовый шлам от У-141, У- 172 и 3-го производства АГПЗ, шлам от промывок секции фильтрования, отработанный активированный уголь от фильтров У-141, У-151, У-172, а также от фильтров очистки воздуха в помещениях.

Установка 174. Осушка и отбензинивание товарного газа.

Установка состоит из 2-х идентичных линий, каждая из которых может работать самостоятельно.

На установке происходит доведение показателей товарного газа до требований ГОСТа 5542-78 и ОСТа 5140-74 путем:

- удаления воды при осушке на молекулярных ситах;

- извлечение Сз+СО и меркаптанов при понижении температуры до -100⁰ С в трубопроводе и дальнейшей абсорбционной очистке.

Описание технологической схемы.

Обессеренный газ с установок аминовой очистки 172 с давлением 63 кгс/см² и температурой 49⁰ С подается в сепаратор 174С02 с насадкой. В сепараторе газ промывается противотоком воды, в результате удаляется увлеченный амин.

Из куба 174С02 вода промывки насосом 174Р07 подается на верх сепаратора. С целью поддержания низкой концентрации аминов производится непрерывная подпитка чистой воды насосом 174Р08. Одновременно ведется непрерывный отвод из куба сепаратора 174С02 воды обогащенной аминами на установку 172. Промытый газ охлаждается до температуры 25⁰ С в 2-х параллельно работающих теплообменниках:

-в теплообменнике 174Е01 товарным газом, который нагревается перед рекомбинированием;

-в ребойлере 174ЕОЗ промытый газ подогревает жидкий поток колонны 174С01.

Температура газа на выходе из теплообменника регулируется подачей товарного газа.

Сепарация 3-х фаз газ - жидкие углеводороды - вода производится в емкости 174В01.

Углеводороды после клапана связанного с регулятором уровня сводятся на установку 121. Вода после клапана связанного с регулятором уровня направляется на установку 172. Газ, содержащий влагу, из емкости 174В01 поступает сверху в один из адсорберов 174В05 А/В, где осушается цеолитами до содержания воды не менее 1 р.р.м. объемных и выводится снизу.

Цикл адсорбции длится 8 часов. Програмирующее устройство с помощью автоматических задвижек переключает поток влажного газа на другой адсорбер с регенерированными цеолитами. Продолжительность цикла регенерации (десорбции) - 8 часов из них: 4 часа десорбции, 4 часа охлаждение.

Десорбция ведется сухим газом, отобранным из адсорбера, работающего на адсорбции, и нагретым в печи 174Р02 до температуры 290⁰ С. Газ отводится с верха аппарата, охлаждается до 50⁰ С в АВО 174АОЗ и поступает в емкость 174В06. В емкости 174В06 отбивается сконденсированная вода, которая выводится после клапана связанного с регулятором уровня на установку 172.

Газ регенерации (десорбции) из емкости 174В06 направляется к компрессору 174КОЗ, а затем на установку 172. После десорбции горячие цеолиты охлаждаются.

Газ, используемый для охлаждения также отбирается из адсорбера, работающего на адсорбции, он проходит по той же схеме, за исключением печи, которая «байпасируется». Газ, отходящий из охлаждающего адсорбера, компремируется и направляется на установку 172.

Сухой газ после адсорбера проходит через фильтр 174FL01 А/В (один резервный), где задерживается пыль цеолитов, затем охлаждается в двух параллельно работающих теплообменниках 174Е02 и 174Е04 до температуры -50⁰ С.

В теплообменнике 174Е02 охлаждается товарным газом поступающим из конденсата 274Е06 и рефлюксной емкости 174В04; в теплообменнике 174Е04 охлаждается, испарением жидкой смеси поступающей из емкости 174В02 и колонны 174СОЗ.

Температура газа на выходе из этих теплообменников регулируется изменением расхода поступающего газа. Охлаждение газа вызывает конденсацию углеводородов, отделение которых происходит в емкости 174В02. Жидкость после клапана связанного с регулятором уровня направляется в теплообменник 174Е04.

Газ из верха емкости 174В02 поступает в турбодетандер 174КТО1, где расширяется до 18кгс/см.кв., за счет чего снижается температура до -100⁰ С и направляется в адсорбер 174СОЗ, где отделяется жидкость от газа.

Жидкость из куба адсорбера отбирается насосом 174Р01 и после клапана связанного с регулятором уровня направляется в теплообменник 174Е04.

В адсорбер для лучшего отделения СО подается жидкий этан. Газ выходящий с верха 174СОЗ (состоит на 1 об. из товарного газа) направляется в конденсатор 174Е05, в котором нагревается за счет этана поступающего из верхней части диэтанизатора 174С01. Жидкостная смесь, поступающая из емкости 174В02 и абсорбер 174СОЗ, а вода из теплообменника 174Е01 выходит частично испаренной при температуре -20⁰ С. Температура регулируется подачей сухого газа через теплообменник 174Е04. Из теплообменника 174Е04 смесь поступает в колонну 174С02, в которой:

-фракции С1, С2, С02 - отбирается с верха колонны;

-Сз+СО, меркаптаны - отбирается с низа.

Легкие фракции частично конденсируются в теплообменнике 174Е05 и разделяются в рефлюксной емкости 174В04 на:

-жидкий дистилят, подаваемый после регулятора уровня насосом 174Р02 в абсорбер 174СОЗ и в диэтанизатор 174С01 под регулируемым расходом;

-паровой дистилят смешивается с газом, выходящим из конденсатора 174Е05. Смесь этих газов и составляет товарный газ. Уровень жидкой фракции в 174В04 регулируется байпасной задвижкой на линии парового дистилята. Из куба диэтанизатора фракции Сз с температурой 75⁰ С откачивается насосом 174РОЗ на производство переработки конденсата в переработку, может после охлаждения до 40⁰ С направляться на хранение.

...