Технология мягкого парового риформинга нефтяного газа на месторождении ПАО «Газпром нефть»

А.И. Власов, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»), Д.В. Самофалов (ПАО «Газпром нефть»), Ю.В. Гуйо, П.Л. Козырев (ООО «Газпромнефть-Восток»), В.А. Кириллов (Институт катализа им. Борескова СО РАН), Ю.В. Аристович, М.А. Грицай (ООО «Би Ай Технолоджи»)

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

Переработка добываемого нефтяного газа с получением сухого отбензиненного газа (СОГ), сжиженных углеводородных газов, широкой фракции легких углеводородов требует наличия соответствующих объектов по сбору, подготовке и транспорту газа на газоперерабатывающие заводы. Эти объекты являются весьма дорогостоящими по капитальным вложениям и затратам на эксплуатацию, а их строительство для малоресурсных и удаленных нефтяных месторождений, тем более для районов Дальнего Востока и Крайнего Севера, экономически неоправданно. В связи с указанным утилизация нефтяного газа, добываемого на малодебитных и удаленных от газотранспортной инфраструктуры месторождениях нефти, представляет собой большую проблему для большинства нефтяных компаний России. До недавнего времени она решалась практически единственным путем: сжиганием нефтяного газа на факелах.

Ужесточение государственных требований к экологии и возросшие штрафы за сжигание газа на факелах привели нефтяные компании к необходимости поиска других способов рационального использования нефтяного газа месторождений, не имеющих доступа к газотранспортным сетям. Такой способ был найден и заключается в использовании собственного газа в качестве топлива для выработки электроэнергии непосредственно на нефтепромыслах. В качестве генерирующих агрегатов для этой цели применяются машины (электростанции), в которых в качестве привода электрогенератора используется газовая турбина (ГТЭС) или газопоршневой двигатель (ГПЭС). Создание и эксплуатация собственных ГТЭС и ППЭС на промыслах обеспечивают выработку необходимых объемов электрической и тепловой энергии для собственных нужд. Это, во-первых, позволяет утилизировать нефтяной газ, во-вторых, дает значительную экономию за счет сокращения или полного исключения потребления энергии от внешних сетей.

Однако в отличие от природного газа, основным компонентом которого является метан, нефтяной газ без соответствующей подготовки не может применяться в качестве топливного газа на ГТЭС и ГПЭС, так как из нефтяного газа необходимо не только отделить механические примеси и капельную воду, но и удалить высшие гомологи метана. Наличие углеводородов C2+в в топливном газе обусловливает проблемы при работе энергоагрегатов и их малоэффективную эксплуатацию. Для ГТЭС проблема в основном заключается в снижении эффективности вследствие значительных различий расчетного и реального составов топливного газа [1].

Применение нефтяного газа в качестве топлива на ГПЭС имеет два основных недостатка.

1. Перегрев двигателя, рассчитанного для работы на природном газе с низкой теплотворной способностью (не более 31–36 МДж/м3 по сравнению с теплотворной способностью нефтяного газа 42–60 МДж/м3). Во избежание перегрева приходится снижать рабочую мощность энергоустановок на 25–50% относительно номинальной.

2. Низкое метановое число топливного газа приводит к детонационным явлениям, неравномерному сгоранию топливной смеси, повышенному образованию сажи, сквозному прогару клапанов, возникновению нагара в цилиндрах двигателя.

В итоге использование нефтяного газа на ГПЭС можетпривести к выходу машины из строя или потребует более раннего капитального ремонта, стоимость которого достигает 60–80 % первоначальной стоимости оборудования [2].

Изменение теплотворной способности топливного газа в зависимости от его состава влияет на содержание вредных веществ, производительность и стабильность горения в газотурбинной установке. Появление тяжелых фракций в составе газа может привести к образованию наростов продуктов горения на горелках, что изменяет направление и обусловливает неравномерность теплового потока в камере сгорания, возникновению вибрационного режима горения. Указанные факторы приводят к нерасчетным режимам работы газотурбинного привода и последующим разрушениям [3].

Для экономически оправданного способа обеспечения электроэнергией и теплом предприятий нефтедобычи и объектов в их непосредственной близости потребовалась относительно простая и надежная технология подготовки нефтяного газа. Главная цель — конвертировать тяжелые гомологи метана (C2+в) в топливный газ с нормализоваными характеристиками, который наиболее предпочтителен в качестве топлива для газопоршневых и газотурбинных энергоагрегатов, и/или в продукт, аналогичный СОГ [4]. Такая технология, названная «мягкий паровой риформинг» (МПР), на территории России была разработана в Институте катализа СО РАН, доработана для коммерциализации и промышленного внедрения дочерней инжиниринговой структурой института ООО «БИ АЙ Технолоджи» и испытана на объекте ООО «Газпромнефть-Восток» при участии специалистов и экспертов ПАО «Газпром нефть» и ООО «Газпромнефть-Восток» [5–7]. В данной статье представлены основные результаты проведенных работ и сведения о процессе МПР.

Общие сведения о процессе МПР

Процесс МПР основан на следующих реакциях:

На реакции (1)—(4) главным образом влияют три фактора: температура, давление и количество подаваемого водяного пара. В соответствии с принципом Ле Шателье и термодинамикой реакций для получения максимального выхода метана при минимальном содержании водорода и углекислого газа в продуктах конверсии необходимо чтобы процесс осуществлялся при возможно более низкой температуре, в то время как температура технологического режима должна обеспечивать достаточную скорость протекающих реакций при приемлемом расходе сырьевой смеси через реактор. Исходя из этого и результатов экспериментов оптимальная температура процесса определена в диапазоне 250–350 °С (конкретное значение оптимальной температуры зависит от состава сырья) [5].

Существует также определенное противоречие между теоретическими и фактическими значениями оптимального количества подаваемого водяного пара. Избыток воды подавляет протекание реакций (3) и (4), т.е. снижает выход метана, поэтому ее подачу в реактор необходимо осуществлять на минимальном стехиометрическом уровне. В то же время чрезмерное снижение подачи водяного пара связано с опасностью карбонизации (коксования) поверхности катализатора. Оптимальное значение мольного соотношения H2O/С2+в равно 0,4–0,6.

Что касается давления сырьевого газа, то в производственных условиях оно зависит от условий сепарации на данном объекте добычи и подготовки нефти, поэтому практически не входит в перечень регулируемых параметров.

Таким образом, варьируя температуру и количество водяного пара, можно эффективно управлять как скоростью протекания процесса МПР, так и содержанием водорода, углекислого газа и метана в продуктах реакции.

При разработке катализатора процесса МПР принимались во внимание технологическое обеспечение и условия реализации процесса на отдаленных нефтепромыслах. Главными требованиями являлись:

— селективность относительно образования метана из всех жирных компонентов нефтяного газа;

— высокая активность при сравнительно низких температурах;

— повышенная стойкость к карбонизации;

— термическая стабильность без существенного снижения активности;

— обеспечение промышленного производства катализатора.

Этим требованиям соответствовал выпускаемый в промышленном масштабе никельсодержащий катализатор на основе оксида алюминия, модифицированный промотирующими добавками.

Опытно-промышленные испытания технологии

Технология МПР прошла полный цикл отработки: лабораторные исследования на модельных смесях, стендово-пилотную апробацию на реальном нефтяном газе и опытно-промышленные испытания.

Опытно-промышленные испытания установки номинальной производительностью 300 м3/ч (рис. 1) проводились в сентябре-декабре 2015 г. на юго-западном участке Крапивинского месторождения ООО «Газпромнефть-Восток».

Рис. 1. Внешний вид установки МПР-300

Установка состояла из следующих технологических аппаратов и устройств (рис. 2):

Рис. 2. Принципиальная технологическая схема установки МПР-300 (ризб избыточное давление)

— подготовки и подачи нефтяного газа;

— получения деминерализованной и питательной воды;

— производства насыщенного и перегретого пара;

— получения и подачи на установку сжатого азота;

— получения нормализованного природного газа.

Нефтяной газ при ризб = 0,3–0,5 МПа, содержащий 71,70 % метана, 7,81 % этана, 7,46 % пропана, 1,43 % изо-бутана, 2,50 % н-бутана, 0,63 % изо-пентана, 0,65 % н-пентана, 0,50 % изо-гексана, 0,18 % н-генксана, 4,32 % диоксида углерода, 2,51 % азота, поступает в трубное пространство теплообменника HX-1000, где догревается до рабочей температуры 250–280 °С. В смесителе MIX-1100 он соединяется с перегретым водяным паром перед подачей в риформер HX-2000, где парогазовая смесь вступает в химическую реакцию с образованием нормализованного газа. Последовательно охлаждаясь в теплообменнике HX-1000 и аппарате воздушного охлаждения HX-4000, нормализованный газ поступает в сепаратор V-5000, в котором отделяется от избыточной сконденсировавшейся воды и подается на выход установки. Вода из сепаратора V-5000 поступает на рецикл в деаэратор V-6000 для подготовки и подачи в процесс МПР. Для предотвращения гидратообразования в линии топливного газа предусмотрен впрыск изо-пропанола.

Техническая вода, поступая на установку, проходит химическую водоподготовку в блоке ХВО (в опытнопромышленной установке была применена установка очистки воды методом обратного осмоса). Из накопительной емкости E-7000 насосами P-6100 и Р-6200 очищенная вода подается для удаления остаточного кислорода в деаэратор V-6000, где под действием перегретого пара нагревается до температуры 90–95 °С. при этом из нее удаляется избыточный кислород. Далее подготовленная вода насосами P-3100 и Р-3200 подается в электрический испаритель HX-3000/1 и далее в электрический пароперегреватель HX-3000/2, где пары воды нагреваются до рабочей температуры 280-300 °С и поступают для смешивания с газом в смеситель MIX-1100.

В опытно-промышленной установке были применены электрообогрев для проведения первичного нагрева реактора и поддержания рабочей температуры в межтрубном пространстве риформера, а также электронагрев для генерации и перегрева водяного пара. В промышленных установках для этих целей будет использоваться специальный агрегат, работающий на топливном газе.

Испытания проводились в режиме работы установки, соответствующем на основании проведенных стендовых испытаний оптимальным условиям реализации процесса. Изменение температуры реактора достигалось соответствующей установкой температуры теплоносителя за счет регулирования мощности трубчатых электронагревателей. В экспериментах регистрировались следующие показатели: температура в реакторе; давление на входе в реактор и выходе из него; объемный расход нефтяного газа; состав продуктов конверсии. Содержание водорода и углекислого газа в нормализованном газе на выходе из сепаратора измерялось непрерывно газоанализатором ТЕСТ-1 ООО «БОНЭР» (г. Новосибирск). С периодичностью не реже 360 мин на переносном хроматографе ФХГ- 1М-2 проводились отбор проб и анализ состава исходного и нормализованного нефтяного газа с целью определения содержания каждой из гомологических групп углеводородов С2+.

Результаты испытаний

Полученные на объекте ООО «Газпромнефть — Восток» результаты испытаний позволяют сделать вывод о высокой эффективности технологического процесса МПР, которую подтверждают достигнутые показатели (см. таблицу).

Показатели План Факт
Средневзвешенная степень конверсии при объемной скорости подачи сырья 1200 ч -1 и температуре 320 °С, % 90 94
Работоспособность процесса при содержании гомологов метана, г/м3 320 2000
(периодически)
Нижний предел температуры протекания риформинга, °С 300 280
Мольное отношение пар/гомологи метана для оптимального протекания процесса 0,7 0,3-0,4
Температурный предел отсутствия зауглероживания катализатора при дефиците пара, °С 260 305
Максимальная объемная скорость подачи сырья при приемлемом уровне конверсии (75 %), ч-1 1400 2600

Проведенные лабораторные, стендовые, пилотные исследования и опытно-промышленные испытания показывают перспективность применения технологии МПР для переработки нефтяного газа в нормализованное газомоторное топливо. Важным преимущес твом этой технологии является возможность перерабатывать газ с высоким содержанием жирных углеводородов. В зависимости от содержания углеводородов С2+в можно значительно увеличить объем смеси, т.е. выход метана. Отмеченное является важным конкурентным преимуществом технологии МПР перед другими технологиями переработки нефтяного газа, поскольку в настоящее время нет других коммерчески оправданных технологических решений, ориентированных на малоресурсные и удаленные нефтяные месторождения, для получения нормализованного газового топлива с целью локального автономного энергопроизводства.

Технология МПР имеет следующие дополнительные преимущества:

— проведение утилизации нефтяного газа для получения электроэнергии и метана непосредственно на нефтепромысле, что значительно сокращает затраты, связанные с транспортом нормализованного энергоносителя;

— возможность перерабатывать нефтяной газ с различным компонентным составом в метановодородную смесь;

— переработка любых объемов газа;

— получение метановодородных смесей различного состава в качестве топлива для генерации энергии, в том числе для собственных нужд нефтяных компаний;

— возможность компримирования полученного природного газа;

— использование блочно-модульной компоновки оборудования, позволяющей проводить ремонтные работы, замену блоков, наращивание мощности, в том числе и в полевых условиях;

— снижение эмиссии СО2 в объеме замещения сжигаемых топлив.

Сравнение МПР с другими технологиями (сепарации, GTL, синтеза метанола и др.) позволило сделать следующие выводы:

1. При небольших объемах нефтяного газа (менее 0,05 млрд м3/год), добываемого на множестве мелких месторождений, наиболее эффективным является его использование для генерирования электроэнергии на станциях малой мощности.

2. При более значительных объемах добычи нефтяного газа (0,05–0,5 млрд м3/год) экономически предпочтительны удаление жидких компонентов путем сепарации на крупном (производительностью около 6 млрд м3/год) газоперерабатывающем заводе и продажа сухого газа.

3. Для крупных месторождений (добыча более 0,5 млрд м3/год) рациональным вариантом является генерирование электроэнергии на станциях с газотурбинными установками и поставка электроэнергии в энергосистему.

Полученные в результате опытно-промышленных испытаний показатели (температура, объемная скорость, условия коксования катализатора, содержание Н2 и СО2, максимальное содержание С2+в в сырьевом газе) оказались лучше заявленных разработчиком процесса до начала испытаний и значительно лучше ограничительных параметров, рассчитанных специалистами ПАО «Газпром нефть» для успешной коммерциализации технологического процесса. Исходя из достигнутых показателей профильными экспертами и службами ПАО «Газпром нефть» процесс МПР рекомендован к применению на добывающих предприятиях ПАО «Газпром нефть».

Список литературы

1. Технологические и экономические преимущества переработки попутных нефтяных газов на нефтепромыслах в метаново-водородную газовую смесь для питания энергоустановок М.В. Верниковская, П.В. Снытников, В.А. Кириллов, В.А. Собянин//Нефтепереработка и нефтехимия. Научно-технические достижения и передовой опыт. — 2012. — № 11. — С. 7–12.

2. Аджиев А.Ю., Пуртов П.А. Подготовка и переработка попутного нефтяного газа в России. — Краснодар: ЭДВИ, 2014. — 349 с.

3. Особенности сжигания попутного нефтяного газа в газотурбинных установках. "Турбины и Дизели«/Б.А. Рыбаков, В.Д. Буров, Д.Б. Рыбаков, К.С. Трушин//Специализированный информационно-технический журнал. — 2008. — № 3 (май-июнь). — С. 2–8.

4. Kalla R., Jansson P. Converting low quality gas into a valuable power source//Wartsila technical Journal. — 2013. — Р. 61–65.

5. Пат. № 2442819 РФ. Способ работы устройства переработки попу ных нефтяных газов/П.В. Снытников, В.А. Кириллов, В.А. Собянин, В.Д. Беляев, Н.А. Кузин, В.В. Киреенков, Ю.И. Амосов, Т.В. Полянская, М.М. Попова, Д.И. Потемкин; заявитель и патентообладатель Институт катализа СО РАН и Новосибирский государственный университет. — № 2010127225/05; заявл. 05.07.10; опубл. 20.02.12.

6. Пат. № 2443764 РФ. Способ работы устройства подготовки попутных нефтяных газов для использования в энергоустановках/П.В. Снытников, В.А. Кириллов, В.А. Собянин, В.Д. Беляев, Н.А. Кузин, В.В. Киреенков, Ю.И. Амосов, Т.В. Полянская, М.М. Попова, Д.И. Потемкин; заявитель и патентообладатель Учреждение Российской академии наук Институт катализа им. Г.К. Борескова Сибирского Отделения РАН и ФГБОУ ВПО «Новосибирский национальный исследовательский государственный университет». — № 2010127226/05; заявл. 05.07; опубл. 27.02.12.

7. Пат. № 160799 РФ. Устройство для получения водородсодержащей газовой смеси/А.Н. Кузнецов, А.В. Дягтярев, Л.Н. Ким, В.А. Кириллов, В.Н. Мисник, М.А. Мишарин, А.В. Сазонов, Д.М. Сулимский, Е.В. Фролов, заявитель и патентообладатель ООО «Газпромнефть-Восток». — № 2015113066; заявл. 10.04.15; опубл. 10.03.16.

Возврат к списку