Совершенствование технологии извлечения тяжелых углеводородов C5+ из газа регенерации адсорбционной установки подготовки углеводородного газа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.17.07, кандидат наук Сыроватка, Владимир Антонович

• Сыроватка, Владимир Антонович
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Сыроватка, Владимир Антонович

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Существующие адсорбционные установки подготовки углеводородного газа. Эффективность работы адсорбционных установок

1.2 Способы сокращения потерь углеводородов С5+ на установках подготовки углеводородного газа

1.3 Эффективность процессов низкотемпературной сепарации (НТС) и низкотемпературной ректификации (НТР) при извлечении

тяжелых углеводородов С5+ и стабилизации углеводородного конденсата. Технологические схемы НТС и НТР. Применение ингибиторов гидратообразования

1.4 Основное оборудование при низкотемпературных способах извлечения тяжелых углеводородов С5+ и процессах стабилизации углеводородного конденсата на установках подготовки углеводородного газа

1.5 Выводы из литературного обзора. Цель работы и задачи исследования

ГЛАВА 2. РАСЧЕТНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СПОСОБА ИЗВЛЕЧЕНИЯ ТЯЖЕЛЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ С5+ ИЗ ГАЗА РЕГЕНЕРАЦИИ И ПРОЦЕССА СТАБИЛИЗАЦИИ УГЛЕВОДОРОДНОГО КОНДЕНСАТА МЕТОДОМ СТУПЕНЧАТОЙ СЕПАРАЦИИ НА АДСОРБЦИОННОЙ УСТАНОВКЕ

2.1 Общие сведения о принципиальной технологической схеме модуля осушки и отбензинивания газа адсорбционной установки. Описание работы принципиальной технологической схемы. Анализ материального баланса модуля осушки и отбензинивания газа

2.2 Общие сведения о принципиальной технологической схеме узла извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации и стабилизации углеводородного конденсата на адсорбционной установке. Описание работы принципиальной технологической схемы

2.3 Расчетные исследования по определению эффективности способа извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации

и процесса стабилизации углеводородного конденсата с применением метода ступенчатой сепарации на адсорбционной установке

2.4 Анализ материального баланса, оценка потерь углеводородов

и недостатки при извлечении тяжелых углеводородов С5+ из газа

регенерации и стабилизации углеводородного конденсата

методом ступенчатой сепарации на адсорбционной установке

ГЛАВА 3. РАСЧЕТНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОГО СПОСОБА ИЗВЛЕЧЕНИЯ ТЯЖЕЛЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ С5+ ИЗ ГАЗА РЕГЕНЕРАЦИИ И ПРОЦЕССА СТАБИЛИЗАЦИИ УГЛЕВОДОРОДНОГО КОНДЕНСАТА НА

АДСОРБЦИОННОЙ УСТАНОВКЕ

3.1 Характеристика и особенности метода НТС и НТР

с изоэнтальпийным расширением углеводородного газа

3.2 Расчетные исследования изоэнтальпийного расширения и последующей сепарации газа регенерации, с целью увеличения степени извлечения тяжелых углеводородов С5+ и снижения потерь целевых компонентов

3.3 Расчетное исследование возможности рекуперации тепла потока подготовленного газа, для дополнительного охлаждения газа регенерации

в летний период

3.4 Расчетные исследования по определению эффективности способа извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации и процесса стабилизации углеводородного конденсата с применением

метода низкотемпературной ректификации с изоэнтальпийным расширением на адсорбционной установке

3.5 Определение границ параметров образования гидратов,

применение ингибитора гидратообразования

ГЛАВА 4. РАЗРАБОТАННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ И СХЕМА ИЗВЛЕЧЕНИЯ ТЯЖЕЛЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ С5+ ИЗ ГАЗА РЕГЕНЕРАЦИИ И ПОЛУЧЕНИЯ СТАБИЛЬНОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО

КОНДЕНСАТА НА АДСОРБЦИОННОЙ УСТАНОВКЕ

4.1 Описание разработанной технологии и технологической схемы узла извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации и получения стабильного конденсата на адсорбционной установке

4.2 Результаты расчетных исследований принципиальной технологической схемы узла извлечения тяжелых углеводородов С5+ выше из газа регенерации и стабилизации углеводородного конденсата

по усовершенствованной технологии

4.3 Расчет и подбор технологического оборудования

4.4 Оценка экономической эффективности разработанной технологии извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации

и стабилизации углеводородного конденсата

Выводы

Список использованных источников

Приложение А

Приложение В

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование технологии извлечения тяжелых углеводородов C5+ из газа регенерации адсорбционной установки подготовки углеводородного газа»

ВВЕДЕНИЕ

Общим для установок подготовки углеводородного газа методом адсорбции в газовой отрасли является многокомпонентность углеводородного газа и при этом содержание метана составляет до 97 % мас. Поэтому основным товарным продуктом на данных установках газовой отрасли ранее было принято считать подготовленный углеводородный газ с высоким давлением, транспортируемый к местам потребления по магистральным газопроводам в качестве топлива, а основной задачей - подготовку газа в соответствии с установленными показателями и нормами качества для надежной поставки на дальние расстояния по магистральным газопроводам, в рамках договорных обязательств между поставщиком и потребителем.

В настоящее время, обеспечение в системе магистральных газопроводов требований к качеству природного углеводородного газа после осушки и отбензинивания на адсорбционных установках для осуществления поставок газового топлива потребителям и выполнения договорных обязательств, коррелируется с задачей рационального использования природного газа и ресурсосбережения.

Направление «рациональное природопользование» входит в перечень восьми приоритетных направлений развития науки, технологий и техники в Российской Федерации и является прямым обеспечением государственного стандарта ресурсосбережения. Рациональное природопользование - система природопользования, при которой в значительной степени по назначению расходуются природные сырьевые ресурсы и соответственно снижается потребление добываемых ресурсов. Рациональное природопользование характерно производству, которое развивается на основе научно-технического прогресса для максимально возможного извлечение пользы из природного ресурса и улучшения благосостояния общества.

Одновременная адсорбционная осушка и отбензинивание природного газа на адсорбционных установках не обеспечивают полного извлечения

углеводородов В газовой отрасли адсорбционные установки подготовки газа обеспечивают надежную поставку качественного топлива потребителю при дальнем транспорте природного газа, но не характеризуются высокой степенью извлечения углеводородов в присутствии влаги. Избирательная способность адсорбента по углеводородов в условиях одновременной адсорбционной осушки и отбензинивания природного газа не высокая, что объясняет остаточное содержание углеводородов в природном газе после подготовки. Метод ступенчатой сепарации не позволяет качественно разделить углеводородные компоненты при извлечении углеводородов из газа регенерации, что увеличивает содержание (потери) углеводородов в газе регенерации после предварительной сепарации (в отработанном газе регенерации) и газе стабилизации при получении стабильного углеводородного конденсата на адсорбционных установках.

Поэтому задача увеличения степени извлечения углеводородов из газа регенерации и снижение потерь этих углеводородов на адсорбционной установке является актуальной и практически значимой для газовой отрасли. Рациональность процесса подготовки углеводородного газа существенно зависит от количества извлеченных целевых компонентов из исходного газа. В настоящее время в газовой отрасли эксплуатируется большое количество адсорбционных отбензинивающих установок. И, в процессах подготовки природного газа, где применяются методы ступенчатой сепарации при обработке газа на адсорбционных установках, одной из проблем является низкое извлечение углеводородов С5+ из газа регенерации. Как правило, газ регенерации (отработанный газ регенерации) после охлаждения в воздушных холодильниках до 20 °С и отделения влаги и конденсата в приемном сепараторе высокого давления вновь вводят в основной поток газа, подаваемого на установку осушки и отбензинивания газа. Основная проблема заключается в повышенном содержании несконденсированных целевых тяжелых углеводородов С5+ в составе отработанного газа регенерации, который подается после предварительной

сепарации в поток исходного газа перед адсорбцией. Циркуляционная подача

6

отработанного газа регенерации в поток исходного газа образует балласт углеводородов С5+, который снижает эффективность работы установки. Данный балласт снижает поглощение углеводородов адсорбентом, с не высокой избирательной способностью в условиях влаги, из сырьевого потока и тем самым увеличивает остаточное содержание целевых компонентов С5+ в составе подготовленного углеводородного газа на адсорбционной установке.

Поэтому не высокая степень извлечения углеводородов С5+ из газа регенерации на адсорбционных установках существенно снижает выработку и эффективную реализацию углеводородного конденсата как товарного продукта. Эффективность от возрастающих объемов реализации жидких углеводородов С5+ в качестве товарного продукта может быть значительно выше потерь при реализации, возникающих снижением теплоты сгорания углеводородного газа, используемого как топливо после адсорбционной подготовки. Остаточное содержание углеводородов С5+ в составе подготовленного углеводородного газа на адсорбционной установке создает условия недостаточно рационального использования жидких углеводородов С5+ и не в полном объеме обеспечивает стандарт энергосбережения. Природные ресурсы - углеводороды С5+ используются не достаточно рационально.

Поэтому актуальной задачей является более полное отделение от легких углеводородов высших компонентов метанового ряда на основе применения высокотехнологичного оборудования, с использованием современных и эффективных технологических процессов, которые повысят степень извлечение целевых компонентов.

Таким образом, для решения этих задач необходимо улучшение существующих проводимых процессов на адсорбционных установках подготовки углеводородного газа путем разработки усовершенствованных технологий и эффективных схем извлечения углеводородов С5+ из газа регенерации.

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Существующие адсорбционные установки подготовки углеводородного газа. Эффективность работы адсорбционных установок

Требования основного нормативного документа газовой отрасли, регламентирующего качество транспортируемых углеводородных горючих газов направлены на повышение качества продукции, поставляемой потребителям и обеспечение эффективности и безопасности функционирования газотранспортных систем [1]. Обеспечение физико-химических свойств углеводородного горючего газа гарантирует качество топлива и не вызывает образование жидкой фазы при поставках подготовленного газа по магистральным газопроводов потребителям.

Для уменьшения содержания углеводородов С5+ в углеводородном горючем газе и исключения образования жидкой фазы в системе магистральных газопроводов газовой отрасли в большей части применяют адсорбционные установки, где проводят одновременное извлечение тяжелых углеводородов С5+ и паров воды из углеводородного газа, с целью обеспечения качества и надежности по поставкам топлива потребителям в рамках договорных обязательств. Одновременная осушка и отбензинивание природных газов (углеводородных

-5

газов с содержанием углеводородов С5+ ниже 50 г/м ) с использованием адсорбционного метода, получила наибольшее распространение на комплексах подготовки газа в системе магистральных газопроводов в газовой промышленности из-за экономической составляющей [2].

В газовой отрасли адсорбционные установки подготовки газа гарантируют надежную поставку качественного топлива потребителю при дальнем транспорте

природного газа, но не характеризуются высокой степенью извлечения углеводородов С5+ в присутствии влаги. Как показала практика, избирательная способность адсорбента по углеводородов С5+ в условиях одновременной адсорбционной осушки и отбензинивания природного газа не высокая, что в целом объясняет остаточное содержание углеводородов С5+ в природном газе после подготовки [3]. Остаточное содержание углеводородов С5+ в составе подготовленного газа после совместной адсорбционной осушки и отбензинивания гарантирует надежную поставку газового топлива в рамках договорных обязательств, но создает условия недостаточно рационального использования жидких углеводородов С5+ и не в полном объеме обеспечивает стандарт энергосбережения [4, 10, 11].

Первые промышленные установки адсорбционной осушки и отбензинивания газа в России были построены в 1972 г. на месторождении Медвежье (ООО «Газпром добыча Надым»). Каждая установка комплексной подготовки газа месторождения Медвежье состоит из четырех технологических линий по два адсорбера в каждой. Номинальная производительность одной

3 3

установки составляет 8 млрд м /год или 24 млн м /сут. Рабочее давление составляет 7,7 МПа, температура 13-18 °С [3]. Технологическая схема [5] приведена на рисунке 1.1.

В 2002 г. построена и выведена в работу адсорбционная установка КС Краснодарская, принадлежащая ООО «Газпром трансгаз Краснодар», входящая в газотранспортную систему магистрального газопровода «Голубой поток» (Россия -Турция). Общая производительность установки составляет 47,2 млн м3/сут. (12 адсорбентов (Линия «А» и «В») по 41,5 т. адсорбента). [5]

Технологическая схема линии «А» [5] приведена на рисунке 1.2. В 2011 г. Построена адсорбционная установка КС Портовая, входящая в систему подготовки газа на газопроводе «Северный поток». Производительность

-5

установки - 169,55 млн м /сут. [6]. В ближайшие годы планируется ввести в эксплуатацию «Турецкий поток» (адсорбционная установка КС «Казачья») и

Рисунок 1.1 - Технологическая схема адсорбционной установки месторождения Медвежье: 1 - сырьевой сепаратор; 2 - адсорберы; 3 - компрессор; 4 - трубчатая печь; 5 - АВО - воздушный холодильник; 6 - приемный сепаратор высокого давления

Рисунок 1.2 - Принципиальная технологическая схема адсорбционной установки линии «А» -КС Краснодарская: 1 - сырьевой сепаратор; 2 - входной фильтр; 3 сепаратор; 4 - компрессор; 5 - трубчатая печь; 6 - АВО - воздушный холодильник; 7 - приемный сепаратор высокого давления; 8 - выходной фильтр; 9 - ГПА - газоперекачивающий агрегат

«Северный поток-2» (КС «Портовая») [6, 7]. В рамках проекта «Турецкий поток» предусматривает строительство двух ниток мощностью более 15 млрд м3 газа в год каждая [6, 7]. Проект «Северный поток-2» будет составлять 55 млрд м газа в год [6, 7].

Технологические адсорбционные установки, применяемые на данных комплексах подготовки газа в системе магистральных газопроводов газовой отрасли, являются однотипными [3, 4, 5]. Для наглядности связей потоков между основными блоками, данные адсорбционные установки представим в виде блок-схемы. Блок-схема приведена на рисунке 1.3.

Рисунок 1.3 - Блок-схема существующих адсорбционных установок подготовки углеводородного газа в газовой отрасли

Блок-схема (рисунок 1.3) адсорбционной установки подготовки природного газа включает регулятор давления, модуль 1 - сепарация газа, модуль 2 - адсорбционная осушка и отбензинивание газа, модуль 3 - стабилизации конденсата. Модуль 1 включает сепараторы и оборудован отводом I отсепарированного газа в модуль 2 адсорбционной осушки и отбензинивания газа, отводом потока II углеводородного конденсата в модуль 3 стабилизации

конденсата и отводом потока III техводы на утилизацию. Модуль 2 адсорбционной осушки и отбензинивания газа включает адсорберы, загруженные силикагелем, и оборудован отводом потока IV подготовленного газа потребителю, отводом потока V отработанного газа регенерации после проведения регенерации адсорбента и охлаждения в поток исходного углеводородного газа после регулятора давления, отводом потока VI углеводородного конденсата в модуле 3 стабилизации углеводородов, отводом потока VII техводы на утилизацию. В качестве газа регенерации в модуле 2 используют поток X, часть от общего потока исходного газа. Углеводородные конденсаты из отводов II и VI соединяют и подают в модуль 3 стабилизации, оборудованный отводом VIII газов стабилизации, отводом IX стабильного конденсата и отводом потока XI техводы на утилизацию. Газы стабилизации подаются на собственные нужды. Модуль 1 сепарации газа состоит из сепараторов очистки и отделения жидкой фазы газа. Модуль 2 адсорбционной осушки и отбензинивания газа состоит из адсорберов (количество адсорберов принимают в зависимости от расхода газа), каждый из которых заполнен силикагелем, имеющий избирательную способность по тяжелым углеводородам С5+ и по воде. Адсорберы эксплуатируются в режиме коротких циклов адсорбция - регенерация - охлаждение периодически. Модуль 3 включает в себя сепараторы ступенчатой дегазации для получения стабильного конденсата.

На комплексы подготовки природного газа методом адсорбции (рисунок 1.3) в основном подается исходный углеводородный газ с давлением от 6,0 МПа до 10,0 МПа, при котором проводят одновременные процессы осушки и отбензинивания для возможности дальнейшей надежной транспортировки подготовленного газа потребителю. На данных адсорбционных комплексах после окончания цикла адсорбции адсорберы переключают в цикл регенерации. Поток газа регенерации предварительно нагревают в печи до температуры регенерации 260-350 °С (температурный режим печи зависит от вида адсорбента и избыточного давления режима регенерации) и направляют в адсорберы, переключенные в цикл

регенерации. При осуществлении регенерации из адсорбента извлекают адсорбированные тяжелые углеводороды и техводу. После осуществления регенерации поток газа, содержащего тяжелые углеводороды и техводу охлаждают до температуры 20 °С в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) [3, 4, 8]. Выделившиеся при охлаждении газа конденсат и техвода отделяются в приемном сепараторе высокого давления, а отработанный газ регенерации направляется в газопровод с исходным газом перед адсорбцией [3, 4, 8].

Сепарация, которой подвергается газ регенерации при температуре (20 °С) не дает значительного эффекта, так как высококипящие углеводороды находящиеся в условиях испарения, в парообразном состоянии выпадают в конденсат незначительно, вследствие повышенной температуры и давления [8]. Извлечение тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации при температуре (20 °С) в приемных сепараторах высокого давления на данных установках приводит к потерям (уносу) тяжелых углеводородов С5+ [8]. Далее выпавший конденсат направляется на установку ступенчатой дегазации для получения стабильного конденсата. Для отбора тяжелых углеводородов С5+ проводят многоступенчатое снижение давления одновременно с подогревом жидкой фазы. При этом происходит потеря (унос) тяжелых углеводородов С5+ в газовую фазу, которая вследствие низкого давления, сбрасывается на факел. Но основные потери (унос) целевых тяжелых углеводородов С5+ обусловлены возвратом отработанного газа регенерации после высокотемпературной сепарации в поток исходного газа перед адсорбцией, как указано выше (рисунок 1.3).

Возврат отработанного газа (рисунок 1.3) регенерации на адсорбцию с исходным потоком газа приводит к потерям (уносу) тяжелых углеводородов С5+ в составе подготовленного газа, поскольку не извлечённые в приемном сепараторе из отработанного газа регенерации тяжелые углеводороды являются нарастающим балластом при адсорбции, так как динамическая емкость адсорбента по индивидуальным углеводородам С5+ при адсорбции ограничена присутствием влаги [3, 9]. За счет подачи тяжелых углеводородов С5+ в составе

отработанного газа регенерации в поток исходного газа происходит значительное увеличение нагрузки на адсорберы по углеводородам, что ведет к износу адсорбента и увеличению потерь (уносу) тяжелых углеводородов С5+ в составе подготовленного газа [9]. Данные условия не обеспечивают полного поглощения тяжелых углеводородов С5+ адсорбентом. И тяжелые углеводороды теряются (уносятся) безвозвратно в составе подготовленного газа, который отводится из блока осушки и отбензинивания и подается потребителю в качестве топлива. Поэтому на адсорбционных установках коэффициент извлечения тяжелых углеводородов С5+ относительно невысок [3, 8].

Низкий коэффициент извлечения тяжелых углеводородов С5+ существенно снижает эффективную реализацию углеводородного конденсата. Создание условий для надежной эксплуатации магистральных газопроводов, взаимосвязано с задачей увеличения степени извлечения углеводородов С5+ из газа регенерации на адсорбционных установках подготовки газа. Экономическая эффективность напрямую соотносится с возрастающими объемами реализации жидких углеводородов и является значительно выше потерь при реализации, обусловленных уменьшением теплоты сгорания подготовленного газа.

Таким образом, для повышения степени извлечения С5+ из газа регенерации на адсорбционных установках требуется новый подход при разработке технологий извлечения С5+. При выборе технологии основными критериями являются рациональное использование природного газа [4], ресурсосбережение [10] и экономическая эффективность, которые, в свою очередь, зависят от снижения потерь и повышения степени извлечения тяжелых углеводородов С5+. Задача повышения степени извлечения тяжелых углеводородов С5+ может решаться с применением эффективных способов извлечения и стабилизации углеводородного конденсата и использованием современного технологического оборудования на адсорбционных установок подготовки природного газа. Согласно приоритетному направлению «рациональное природопользование» и стандарта ресурсосбережения [4, 10] нефтяным и газовым организациям

предлагается создать подробные инвестиционные программы по совершенствованию технологий для рационального использования нефтяного и природного газа с целью реального сокращения потерь целевых углеводородов. Экспертами установлено, что фактически для любой системы подготовки газа есть возможность подбора инвестиционно-привлекательных вариантов усовершенствованных технологических схем выделения целевых углеводородов из углеводородного газа.

Снижение потерь углеводородов С5+ и увеличение выработки углеводородного конденсата на адсорбционных комплексах подготовки углеводородного газа представляют практический и экономический интерес для газовой отрасли ввиду рационального использования природного газа и эффективной реализации стабильного конденсата в качестве товарного продукта [10, 11]. Данные аргументы определяют задачи для исследования, направленного на разработку усовершенствованной технологии извлечения углеводородов С5+ из газа регенерации и стабилизации углеводородного конденсата, с целью повышения извлечения углеводородов С5+, снижение потерь углеводородов С5+ и дополнительного выработки углеводородного конденсата на адсорбционной установки подготовки природного газа к транспорту.

Сокращение потерь тяжелых углеводородов С5+ и вовлечения газа регенерации после приемного сепаратора в переработку для дополнительной выработки стабильного конденсата на данных адсорбционных комплексах, решается с использованием эффективных технических решений и с помощью современного технологического оборудования.

1.2 Способы сокращения потерь углеводородов С5+ на установках подготовки углеводородного газа

В работе [12] согласно рисунку 1.4 предлагается, для дополнительного извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации после

предварительной сепарации, узел обработки газа регенерации, включающий блок мембранного разделения отработанного газа регенерации на ретентат и пермиат. Мембранная технология разделения газов широко применяется в процессах получения азота, выделения водорода из водородсодержащих газовых смесей, выделения гелия и С02 из природного газа, но не получила распространения при разделении газообразных и жидких углеводородов в нефтяной и газовой промышленности в силу малого срока службы мембран и низкой производительности [13], что делает эксплуатацию мембранных установок экономически невыгодной.

•»Са.в»пи(

Рисунок 1.4 - Установка подготови углеводородного газа с мембранным блоком разделения газа

регенерации после предварительной сепарации

Установка, где подготавливается углеводородный газ, согласно рисунку 1.4 содержит установленный на потоке подачи исходного газа 1 технологический

компрессор 2 и двухфазный сепаратор 3 для отделения жидкой фазы, размещенные перед адсорберами. Блок адсорбционной осушки включает соединенные параллельно адсорберы 4, загруженные сорбентом - природным цеолитом. Адсорберы 4 оснащены трубопроводной обвязкой с запорно-регулирующими клапанами, соединяющие их с потоками подачи скомпримированного исходного газа 5 и потоком отвода осушенного газа 6, потоком подвода газа охлаждения 7 и потоком отвода газа охлаждения 8, а также потока подвода газа регенерации 9 и потоком отвода газа регенерации 10. Установка также содержит узел регенерации, в который входят фильтр для газа регенерации 11, связанный с трубным пространством рекуперативного теплообменника 12, теплообменник 13, а также двухфазный сепаратор 14 с выходами для отвода конденсата 15 в нижней части и отвода газа регенерации (отработанного) 16 в верхней части. На вход сепаратора 14 подается поток отвода газа регенерации 10 через фильтр насыщенного газа регенерации 17, связанный с межтрубным пространством рекуперативного теплообменника 12, и теплообменным аппаратом 18 для охлаждения. Установка включает в себя узел обработки газа регенерации, в который входит узел очистки отработанного газа регенерации 19, содержащий фильтр-сепаратор 20, который связан с выходом 16 отвода отработанного газа регенерации сепаратора 14, и теплообменник 21, который используется в случаях, когда мелкодисперсные частицы жидкости не отбиваются фильтром. Узел подготовки отработанного газа регенерации 19 находится перед блоком мембранного разделения 22. В блоке мембранного разделения 22 поток выхода ретентата 23 подключен к потоку подачи газа 24 на технологический компрессор 25, находящийся на потоке 26 выхода осушенного газа с установки, а поток выхода пермеата 27 - к потоку 1 подачи исходного газа на технологический компрессор 2, установленный на входе установки. На потоке выхода осушенного газа 6 установлен фильтр 28. Вход блока низкотемпературной подготовки газа 29 соединен с потоком 6 отвода осушенного газа адсорберов, а выход - с дожимным компрессором 25 потоком 24, а также потоком 30 с потоком 7 подвода газа охлаждения к адсорберам 4.

Большое число научных работ в иностранной и российской технической литературе предназначено установкам и способам извлечения целевых компонентов С5+ и возврата их в состав углеводородного сырья [14]. Суть этих процессов состоит в компримировании низконапорного газа, отделяемого из сепараторов и емкостей, с целью его рационального использования в газообразном или сжиженном состоянии.

Сократить потери ценных компонентов при подготовке газов возможно с применением процесса рециркуляции газа сепарации, абсорбции парогазовой смеси в колонных абсорберах и использованием других технологий [15-19].

Используются компактные каталитические установки для переработки углеводородного газа непосредственно на производственных площадках объектов подготовки газа [20]. Перечисленные способы сокращения потерь углеводородов на объектах подготовки газа требуют вложения значительных капитальных ресурсов.

На базе существующего российского и мирового опыта для разделения газа и выделения (извлечения) из него ценных компонентов обширно и результативно используются технологии низкотемпературных процессов переработки газа. Наиболее распространены низкотемпературные процессы, такие как сепарация, конденсация, ректификация и абсорбция. Детальному анализу этих процессов и методам их расчета посвящено немалое число работ [21-25].

Метод низкотемпературной абсорбции. За последнее время в целях повышения степени извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа, абсорбцию осуществляют при низких температурах. Снижение температуры и повышение давления в абсорберах установок низкотемпературной абсорбции (НТА) дают возможность применять абсорбенты, состоящие из легких углеводородов (молекулярной массой 81-121) и реализовать процесс извличения при небольшом расходе абсорбента.

Установки НТА содержат модуль первичного отбензинивания исходного газа, представляющего собой узел низкотемпературной конденсации (НТК), модуль НТА, где осуществляется окончательный отбор тяжелых углеводородов

С5+ из газа, прошедшего узел НТК. Процесс НТА требует значительных затрат при охлаждении, регенерации и циркуляции абсорбента.

Метод низкотемпературной конденсации и ректификации. При использовании этого метода газ может охлаждатся до глубокой отрицательной температуры в результате расширения [26-29] в дроссельном вентиле или турбодетандере. Добавочно используют внешнее охлаждение с использованием каскадного холодильного пропанового цикла [30] или цикла на многокомпонентном хладагенте [31].

Отличие между процессами НТК и ректификацией содержится в последней ступени: в процессе НТК разделению подвергается только конденсат, а в процессе низкотемпературной ректификации - конденсат и парожидкостная смесь. При процессе НТК сравнительно с низкотемпературной ректификацией затрачивается меньше теплоты, холода и затрат на строительство установок, осуществляется в малогабаритных аппаратах. Между тем метод низкотемпературной ректификации (НТР) предоставляет возможность извлекать компоненты из газа в чистом виде с высокой степенью извлечения, без проведения дополнительной сепарации и конденсации углеводородов.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Сыроватка, Владимир Антонович, 2018 год

Список использованных источников

1. СТО Газпром 089-2010. Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия. -Введ. 2010-25-10 - М. : Стандарт организации: 2010. - 20 с.

2. Кондауров, С.Ю. Перспективы использования адсорбционных технологий для подготовки газа к транспорту / С.Ю. Кондауров // Газовая промышленность. - 2010. - № 10. - С. 52-55.

3. Вяхирев, Р.И. Теория и опыт добычи газа / Р.И. Вяхирев, Ю.П. Коротаев, Н.И. Кабанов - М. : ОАО «Недра», 1998. - 479 с. - ISBN 5-247-03801-0.

4. Об утверждении приоритетных направлений развития науки, технологий и техники в Российской Федерации и перечня критических технологий Российской Федерации: Указ Президента РФ от 7 июля 2011 № 899.

5. Писарев, М.О. Оптимизация процесса разделения углеводородов в аппаратах установки низкотемпературной сепарации газа в динамических условиях : дис. ... канд. техн. наук: 05.17.08 / Писарев М.О. - Томск, 2016. - 182 с.

6. Переверзева, Н. Морские пути / Н. Переверзева // Пламя. - 2016. - № 5. -

С. 1.

7. Лактионова, К. Заключено соглашение о «Турецком потоке» / К. Лактионова // Пламя. - 2016. - № 15. - С. 1.

8. Чуракаев, А.М. Газоперерабатывающие заводы и установки / А.М. Чуракаев. - М. : Недра, 1994. - 221 с.

9. Пат. 2367505 Российская Федерация, МПК B01D53/02, B01D53/26. Установка подготовки газа / Аджиев А.Ю.; заявитель и патентообладатель , ОАО «НИПИгазпереработка». - № 2007146495/15; заявл. 12.12.07; опубл. 20.09.09, Бюл. № 26 - 9 с. : ил.

10. ГОСТ 30166-2014 Ресурсосбережение. Основные положения. - Введ. 2016-01-01. - М. : Межгосударственный стандарт : Стандартинформ, 2016. -16 с. : ил.

11. О комплексном предотвращении и контроле загрязнений (кодифицированная версия): Директива Европейского Парламента и Совета Европейского Союза 2008/1/EC от 15 января 2008. - 33 с. : ил.

12. Пат. 2381822 Российская Федерация, МПК B01D53/04. Установка подготовки углеводородного газа / Аджиев А.Ю.; заявитель и патентообладатель , ОАО «НИПИгазпереработка». - № 2008139752/15; заявл. 06.10.08; опубл. 20.02.10, Бюл. № 5 - 9 с.

13. CyberPedia [Электронный ресурс]. URL : https://cyberpedia.su/img/Jpg CyberPedia; (14.03.18).

14. Коршак, А.А. Ресурсосберегающие методы и технологии при транспортировке и хранении нефти и нефтепродуктов / А.А. Коршак. - Уфа : ДизайнПолиграфСервис, 2006. - 138 с.

15. Состояние и совершенствование технологических схем утилизации низконапорного газа / В.П. Тронов, А.Н. Шаталов, Р.З. Сахабутдинов [и др.] // Нефть Татарстана. - 1999.- № 3.- С. 36-39.

16. Аппарат каплеуловитель для нефтяного газа / Н.С. Маринин, Ю.Н. Саватеев [и др.] // Тр. Сиб НИИНП. - Тюмень, 1980. - Вып. 17. - С. 77-82.

17. Бекиров, Т.М. Первичная переработка природных газов / Т.М. Бекиров. -М. : Недра, 1987. - 256 с.

18. Сбор, подготовка и переработка нефтяного газа за рубежом / М.А. Берлин, Н.П. Волков [и др.] // Нефтепромысловое дело : ОИ. - М., 1986. -Вып. 10 9117. - С. 48.

19. Тронов, В.П. Технология промысловой подготовки нефтяного газа к транспорту / В.П. Тронов // Нефтепромысловое дело: Экспресс-информация. -1987. - Вып. 8. - С. 18-20.

20. Проблемы и перспективы переработки нефтяных газов / Р.Г. Ризванов, И.С. Гусейнов, В.Е. Шейнин [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 1994. - № 11. -С. 80-81.

21. Александров, И.А. Массопередача при ректификации и абсорбции многокомпонентных смесей / И.А. Александров. - Л. : Химия, 1972. - 320 с.

22. Афанасьев, А.И. Технология переработки природного газа и конденсата: Справочник: В 2 ч. / А.И. Афанасьев, Т.М. Бекиров, С.Д. Барсук. - М. : ООО «Недра Бизнесцентр», 2002. - Ч. 1. - 517 с.

23. Николаев, В.В. Основные процессы физической и физико-химической переработки газа / В.В. Николаев, Н.В. Бусыгина. - М. : Недра, 1998. - 184 с.

24. Бекиров, Т.М. Технология обработки газа и конденсата / Т.М. Бекиров, Г.А. Ланчаков. - М. : Недра, 1999. - 595 с.

25. Арнольд, К. Справочник по оборудованию для комплексной подготовки газа. Промысловая подготовка углеводородов / К. Арнольд, М. Стюарт. Пер. с англ. - М. : ООО «Премиум Инжиниринг», 2009. - 630 с.

26. Патент US № 4854955, MKU F25J 3/02. Hydrocarbon gas processing / Roy E. Campbell, John D. Wilkinson. Заявл. 17.08.88 № 194878. Опубл. 08.08.89 UA.

27. Патент US № 4251249, MKU F25J 3/02. Low temperature process for separating propane and heaving hydrocarbons from a natural gas steam / Jerry G. Gulsby. Заявл. 15.12.78 № 969990. Опубл. 14.10.86 UA.

28. Патент US № 4617039, MKU F25J 3/02. Separating hydrocarbon gases / LorenL. Buck. Заявл. 19.11.84 № 673039. Опубл. 17.02.81 UA.

29. Патент РФ № 2047061: F25J 3/02. Способ разделения газа и устройство для его осуществления / Рой Е. Кэмпбелл [US]; Джон Д. Вилкинсон [US]; Хенк М. Хадсон [US]. Заявл. 16.05.89 № 4614265/06. Опубл. 27.02.95 РФ.

30. Патент GB № 2146751 А, MKU F25J 3/02. Separation of hydrocarbon mixtures / T.R. Tomlinson, D.R. Cummings. Заявл. 31.09.83 № 8325069 GB.

31. MacKenieD. H., Donnelly S. T. Mixed refrigerant proven efficient in natural-gas-liquids recovery process. Reprinted from the March 4, 1985 edition of Oil and Gas Journal.

32. Истомин, В.А. Низкотемпературные процессы промысловой обработки природных газов / В.А. Истомин. - М. : ИРЦ Газпром, 1999. - 76 с.

33. Современное состояние технологий промысловой подготовки газа газоконденсатных месторождений / А.В. Прокопов, А.Н. Кубанов, В.А. Истомин [и др.] // Вести газовой науки. - 2015. - № 11. - С. 60-61.

34. Бекиров, Т.М. Сбор и подготовка к транспорту природных газов / Т.М. Бекиров, А.Т. Шаталов. - М. : Недра, 1986. - 261 с.

35. Касперович А.Г. Балансовые расчеты при проектировании и планировании переработки углеводородного сырья газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений : учебн. пособ. / А.Г. Касперович, Р.З. Магарил. - М. : КДУ, 2008. - 412 с.

36. Кубанов, А.Н. Технологические аспекты нормирования потерь конденсата на УКПГ / А.Н. Кубанов, Н.Н. Клюсова // Газовая промышленность. -2014. - № 9. - С. 89-92.

37. Пути решения задачи подготовки газа месторождений полуострова Ямал с получением стабильного конденсата / А.Н. Кубанов, А.В. Козлов, Т.С. Цацулина, А.В. Прокопов // Наука и техника в газовой промышленности. -2010. - № 4. - С. 54-60.

38. Обеспечение эффективной эксплуатации валанжинских УКПГ после ввода ДКС и насосной станции подачи конденсата Уренгойского НГКМ / О.А. Николаев, О.П. Кабанов, Н.А. Цветков [и др.] // Газовая промышленность. -2013. - № 4. - С. 31-34.

39. Ланчаков, Г.А. Влияние режима эксплуатации УКПГ ЕН-Яхинского месторождения на подготовку конденсата / Г.А. Ланчаков, О.П. Кабанов, В.А. Ставицкий // Газовая промышленность. - 2007. - № 3. - С. 71-73.

40. Гуляев, В.А. Переработка нефтяного газа - одно из ключевых направлений деятельности ОАО «Сургутнефтегаз» / В.А. Гуляев, В.В. Сосновский // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 9. - С. 66.

41. Особенности технологических процессов промысловой подготовки природного газа с низким конденсатным фактором / А.В. Дунаев, Д.М. Федулов, А.Н. Кубанов, В.А. Истомин // Газовая промышленность. - 2015. - № 11. - С. 80-83.

42. Гриценко, А.И. Сбор и промысловая переработка газов на северных месторождениях России / А.И. Гриценко, В.А. Истомин. - М. : Недра, 1999. -473 с.

43. Берлин, М.А. Квалифицированная первичная переработка нефтяных и природных углеводородных газов / М.А. Берлин, В.Г. Гореченков, В.П. Капралов. - Краснодар : Советская Кубань, 2012. - 520 с. ISBN 978-5-7221-0909-5.

44. Пат. 2500453 Российская Федерация, B01D19/00, C10G75/00. Способ промысловой подготовки продукции газоконденсатных залежей с большим содержанием тяжелых углеводородов С5+ и установка для его осуществления / Шевкунов С.Н., Шилкин А.А.; заявитель и патентообладатель ОАО «НОВАТЭК»; заявл.16.05.2012; опубл. 10.12.2013.

45. Рассохин, С.Г. Оператор по добыче нефти и газа : учебн. пособие для нач. проф. образования / Рассохин С.Г. - М. : Академия, 2002. - 544 с. -ISBN 5-94231-167-6.

46. Берлин, М.А. Переработка нефтяных и природных газов / М.А. Берлин, В.Г. Гореченков, Н.П. Волков. - М. : Химия, 1981. - 472 с.

47. Пат. 2286377 Российская Федерация, C10G5/04, F25J3/02. Способ низкотемпературного разделения углеводородного газа / Иванов С.И., Столыпин В.И.; заявитель и патентообладатель ООО «Оренбурггазпром»; заявл. 30.05.2005; опубл. 27.10.2006.

48. Столыпин, В.И. Модернизация установки по переработке ШФЛУ на Оренбургском гелиевом заводе / В.И. Столыпин, А.Д. Шахов, И.А. Мнушкин // Газовая промышленность. - 2006. - № 3. - С. 59-62.

49. Гухман, Л.М. Подготовка газа северных газовых месторождений к дальнему транспорту / Гухман Л.М. - Л. : Недра, 1980. - 161 с.

50. Грунвальд, А.В. Использование метанола в газовой промышленности в качестве ингибитора гидратообразования и прогноз его потребления в период до 2030 г. / А.В. Грунвальд [Электронный ресурс] // Нефтегазовое дело: электронный научный журнал. - 2007. - № 2. - URL : http://ogbus.ru/years/22007/ (14.03.18).

51. Макогон, Ю.Ф. Гидраты природных газов / Ю.Ф. Макагон. - М. : Недра, 1974. - 208 с.

52. Светов А.А. Анализ энергоэффективности и возможных путей снижения потребления энергоресурсов на действующих ГПЗ // Материалы XXIV Всероссийского межотраслевого совещания в г. Сочи, 6-7 октября 2010 г. -Краснодар, 2011. - С. 100-104.

53. Аджиев, А.Ю. Оценка возможности применения современных теплообменных аппаратов в нефтегазовой отрасли (на примере Оренбургского ГПЗ) / А.Ю Аджиев, С.В. Килинник, Н.К. Касапов [и др.] // Материалы XXII Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 8-12 сентября 2003 г. - Краснодар, 2004. - С. 216-223.

54. Абашеев, А.Г. Современное теплообменное оборудование / А.Г. Абашеев // Материалы XXI Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 3-7 сентября 2001 г. - Краснодар, 2002. - С. 141-146.

55. Подображных, Д.А. Перспективы использования теплообменного оборудования Альфа Лаваль для нефтяной и газовой промышленности / Д.А. Подображных, Н.В. Баранов // Материалы XXII Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 8-12 сентября 2003 г. - Краснодар, 2004. - С. 208-216.

56. Арнольд, К. Справочник по оборудованию для комплексной подготовки газа. Промысловая подготовка углеводородов: Перевод с английского / К. Арнольд, М. Стюарт. - М. : ООО «Премиум Инжиниринг», 2009. - 630 с.

57. Григорьев, В.А. Тепло- и массообменные аппараты криогенной техники / В.А. Григорьев, Ю.И. Крохин. - М. : Энергоиздат, 1982. - 312 с.

58. Моска, Дж. Увеличение производительности установок с использованием высокоэффективных тарельчатых устройств / Дж. Моска, Л. Тонон, Д. Ефремов [и др.] // Химическое и нефтегазовое машиностроение. -2009. - № 1. - С.12-16.

59. Фарахов, М.И. Насадочные контактные устройства для массообменных колонн / М.И. Фарахов, А.Г. Лаптев, Н.Г. Минеев // Химическая техника. - 2009. -№ 2. - С. 4-5.

60. Арнаутов, Ю.А. Высокоэффективные контактные устройства, используемые при модернизации колонных аппаратов для повышения их производительности и эффективности / Ю.А. Арнаутов, А.Ю. Аджиев, Т.В. Андреевская [и др.] // Материалы XXII Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 8-12 сентября 2003 г. - Краснодар, 2004. - С. 246-252.

61. Сковпень М.С. Внедрение эффективных контактных устройств при модернизации колонных аппаратов / М.С. Сковпень, С.И. Бойко, Т.В. Андреевская [и др.] // Материалы XXIII Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 12-16 сентября 2005 г. - Краснодар, 2006. -С. 209-217.

62. Методика расчета скорости захлебывания трехслойных тарелок провального типа / А.Ю. Аджиев, А.В. Литвиненко, С.И. Бойко [и др.] // Нефтепромысловое дело. - 2009. - № 5. - С. 58-62.

63. Пат. 31515 Российская Федерация Контактное устройство для массообменных аппаратов / Ю.А. Арнаутов, М.А. Сковпень, А.Ю. Аджиев, С.И. Бойко; заявитель и патентообладатель, ОАО «НИПИгазпереработка». опубл. 20.08.2003, бюл. № 23.- 6 с.: ил.

64. Пат. 10591 Российская Федерация Ситчато-клапанная тарелка / Ю.А. Арнаутов, Т.В. Андреевская, В.Г. Гореченков, С.И. Бойко; заявитель и патентообладатель , ОАО «НИПИгазпереработка». опубл. 16.08.1999, бюл. № 8.

65. Клюйко, В.В. Новые массообменные регулярные насадки для технологий газовой промышленности / В.В. Клюйко, Г.К. Зиберт, Е.П. Запорожец // Материалы XXII Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 8-12 сентября 2003 г. - Краснодар, 2004. - С. 252-254.

66. Иванов, А.Б. Корпусные каплеуловители - средство повышения качества сепарации / А.Б. Иванов // Материалы XXI Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 3-7 сентября 2001 г. - Краснодар, 2002. - С. 158-161.

67. Бойко, С.И. Тонкая очистка углеводородных газов от твердых и жидких аэрозолей / С.И. Бойко, А.В. Литвиненко, Т.Н. Шульга [и др.] // Материалы XXII

Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 8-12 сентября 2003 г. - Краснодар, 2004. - С. 255-259.

68. Бойко, С.И. Сепарационная техника для систем сбора, подготовки и переработки нефтяного газа / С.И. Бойко, А.В. Литвиненко, А.Ю. Аджиев // Газовая промышленность. - 2009. - № 10. - С. 85-87.

69. Зиберт, А.Г. Совершенствование оборудования с прямоточными центробежными элементами / А.Г. Зиберт, Г.К. Зиберт, И.М. Валиуллин // Газовая промышленность. - 2008. - № 9. - С. 72-74.

70. Зиберт, А.Г. Совершенствование сепарационного оборудования на основе учета фазового состояния газожидкостной смеси / А.Г. Зиберт, Г.К. Зиберт, Р.М. Минигулов // Газовая промышленность. - 2010. - № 4. - С. 49-52.

71. Пат. 2470865 Российская Федерация, (51) МПК C01G5/00, B01D53/00, F25J3/00. Способ подготовки углеводородного газа и установка для его осуществлении / Аджиев А.Ю.; заявитель и патентообладатель , ОАО «НИПИгазпереработка». - № 2011112212/05; заявл. 30.03.11; опубл. 27.12.12.

72. Ясьян, Ю.П. Эффективность работы установки стабилизации конденсата с промежуточным нагревом на компрессорной станции кс «краснодарская» / Ю.П. Ясьян, В.А. Сыроватка // Наука. Техника. Технологии (политехнический вестник). - 2015. - № 1. - С. 89-94.

73. Романов, И. КС «Краснодарская»: Мощнее и технологичнее / И. Романов [Электронный ресурс] // Строительство Технологии Организация: электронный научный журнал. - 2004. - № 1. - URL : http://st0press.ru/archive/html/ST0_0126_fevral_2014/KS_KRASN0DARSKAYA__ M0SHNEE_I_TEHN0L0GICHNEE (14.03.18).

74. Сыроватка, В.А. Эффективность работы установки стабилизации конденсата при подготовке газа к транспорту / В.А. Сыроватка, Ю.П. Ясьян, В.В. Сапрыкин // Глобальный научный потенциал. - 2015. - № 10(55). - С. 48-52.

75. Сыроватка, В.А. Оптимизация технологического режима на установке стабилизации конденсата / В.А. Сыроватка, Ю.П. Ясьян, В.В. Сапрыкин // Перспективы науки. - 2015. - № 11(74). - С. 213-216.

76. Газпром начал строительство компрессорной станции «Портовая» [Электронный ресурс] / Нефть и капитал: электронный научный журнал. - 2010. -№ 1. - URL : http://www.oilcapital.ru/industry/16384.html (14.03.18).

77. Атабегова, Е.А. Обзор методов низкотемпературной переработки попутных нефтяных газов / Е.А. Атабегова, Л.Б. Волокитин и др. // Вестник Московского государственного технического университета им. Н.Э. Баумана. Серия «Машиностроение». - 2010. - № 8. - С. 60-61.

78. Николаев, В.В. Основные процессы физической и физико-химической переработки газа / В.В. Николаев, Н.В. Бусыгина, И.Г. Бусыгин. - М. : Недра, 1998. - 184 с. - ISBN5-247-03813-4.

79. Чуракаев, А.М. Низко-температурная-ректификация нефтяного газа / Чуракаев А.М. - М. : Недра, 1989. - 150 с.

80. Снижение потерь тяжелых углеводородов С5+ на установке подготовки природного газа к транспорту в системе магистральных газопроводов в летнее время / А.А. Шатохин, В.В. Сыпрыкин, В.А. Сыроватка [и др.] // Технологии нефти и газа. - 2017. - № 5(112). - С. 42-46.

81. Чуракаев А.М. Газоперерабатывающие заводы / А.М. Чуракаев. - М. : Химия, 1971. - 240 с.

82. Яицких, Г. Оптимизация системы рекуперации тепла повышает энергоэффективность НПЗ / Г. Яицких, П. Вахрушин, В. Исхаков [и др.] // Oil&Gas Journal Russia. - 2013. - № 5. - С. 94-98.

83. Макаренко, П.П. Комплексное решение проблем развития газодобывающего региона / П.П. Макаренко. - М. : Недра, 1996. - 320 с. -ISBN 5-247-03620-4.

84. Мозжухин, А.Б. Расчет теплообменника : метод. указания / А.Б. Мозжухин, Е.А. Сергеева. - Тамбов : Изд-во Тамб. гос. техн. ун-та, 2007. -32 с.

85. Кэмпбелл, Д.П. Динамика процессов химической технологии / Д.П. Кэмпбелл. - М. : Госхимиздат, 1962. - 356 с.

86. Стандартные кожухотрубчатые теплообменные аппараты общего назначения: каталог. 3-е изд. испр. и доп. - М. : Курганхиммаш, 1982. - 33с.

87. Сыроватка, В.А. Усовершенствование установки стабилизации конденсата с целью увеличения выработки стабильного конденсата в системе магистральных газопроводов / В.А. Сыроватка, Ю.П. Ясьян // Актуальные проблемы науки и техники: сборник статей международной научно-практической конференции: в 5 частях (Уфа, 19 апреля - 14 мая 2017 г.). - Уфа : Нефтегазовое дело, 2017. - С. 161-163.

88. Сыроватка, В.А. Новая структурная схема установки подготовки углеводородного газа к транспорту / В.А. Сыроватка, Ю.П. Ясьян // Современный взгляд на будущее науки: сборник статей международной научно-практической конференции: в 3 частях (Казань, 20 марта 2017 г.). - Уфа : Аэтерна, 2017. -С. 79-82.

89. Пат. № 2645105 Российская Федерация МПК51 F25J 3/00. Способ подготовки углеводородного газа и установка для его осуществления / Ю.П. Ясьян, В.А. Сыроватка; заявитель и патентообладатель ФГБОУ ВО «КубГТУ». - № 2016151570; заявл. 26.12.2016; опубл. 15.02.2018, Бюл. № 5. -21 с.: ил.

90. Сыроватка, В.А. Охлаждение отработанного газа регенерации в интервале отрицательных температур на установке подготовки углеводородного газа к транспорту / В.А. Сыроватка, Ю.П. Ясьян, В.В. Холод // Инновационные технологии научного развития: сборник статей международной научно-практической конференции: в 5 частях (Казань, 20 мая 2017 г.). - Уфа : Аэтерна, 2017. - С. 185-188.

91. Коротаев, Ю.П. Борьба с гидратами при транспорте природных газов / Ю.П. Коротаев, А.М. Кулиев, Р.М. Мусаев. - М. : Недра, 1973. - 136 с.

92. Сулагаев, А.В. HYSYS. Гидраты природного газа: руков. пользователя / А.В. Сулагаев. - Тюмень : Изд-во ОАО «Гипротюменьнефтегаз», 2004. - 31 с.

93. Сыроватка, В.А. Усовершенствованная адсорбционная установка подготовки глеводородного газа к транспорту / В.А. Сыроватка, Ю.П. Ясьян, В.В. Холод // Технологии нефти и газа, ООО «Стринг». - 2018. - № 1. - С. 42-46.

94. ГОСТ 5542-2014 Газы горючие природные промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия. - Введ. 2015-01-01. -М. : Межгосударственный стандарт : Стандартинформ, 2015. - 11 с.: ил.

95. ГОСТ 28775-90 Агрегаты газоперекачивающие с газотурбинным приводом. Общие технические условия. - Введ. 1992-07-01. - М. : Межгосударственный стандарт : Стандартинформ, 2005. - 12 с.: ил.

96. Леонтьев, А.П. Расчет аппаратов воздушного охлаждения : учебное пособие / А.П. Леонтьев, Э.А. Беев. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2000. - 74 с.

97. Бутырнова, Т.С. Экономика : учебное пособие / Т.С. Бутырнова. - М. : Экономика, 2004. - 364 с.

98. Вахитов, К.И. Экономика. Учебное пособие / К.И. Вахитов. - М., 2004. -

364 с.

99. Клочков, В.В. Экономика : учебное пособие для вузов / В.В. Клочков. -М. : ИНФРА-М, 2012. - 684 с.

100. Табачникаса, Б.И. Основы экономики. Учебное пособие ГУ-ВШЭ. / Б.И. Табачникаса [и др.]. - М. : Вита-Пресс, 2003. - 464 с.

101. Пястолов С.М. Экономика : учебник / С.М. Пястолов. - М. : Академия. 2012. - 288 с.

102. Петрусенко, М.С Методические указания к дипломному проектированию / М.С. Петрусенко. - Краснодар : КубГТУ, 2017. - 79 с.

103. Слагода, В.Г. Экономика / В.Г. Слагода. - М. : Форум, 2013. - 224 с.

104. Карпов, Э.А. Менеджмент в промышленности : учеб. пособие / Э.А. Карпов, В.Г. Козырев [и др.]. - Старый Оскол : ООО «ТНТ», 2008. - 524 с.

Приложение А. Справка об использовании результатов

I ^шжжшш

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром трансгаз Краснодар»

(ООО «Газпром трансгаз Краснодар»)

Анапское ЛПУМГ

г-к Анапа, 1,3 км ото. Гай-Кодзср, 2,1 км огх. Ьужор, Анапский р-н, Краснодарский край, Российская Федерация, 353433 тел.: [phone]-S8, факс: [phone] e-mail: [e-mail], wwvu.krasnodar-tr.gazprom.ru ОКПО 26392919, ОГРН 1072308С03063, ИНН 2308128946, КПП 230801001

на Не_от_

СПРАВКА

об использовании результатов диссертационной работы «Совершенствование технологии извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации адсорбционной установки подготовки углеводородного газа»

Сыроватка Владимира Антоновича

Данная работа направлена на совершенствование технологии извлечения углеводородов, с целью дополнительной выработки стабильного конденсата и уменьшения потерь углеводородов С5+ на адсорбционной установке подготовки газа. Работа имеет практическую значимость, так как в ней приведены расчетные исследования проектного технологического режима работы оборудования адсорбционной установки «Турецкий поток» в зимних и летних условиях, с прогнозируемым составом исходного сырого углеводородного газа.

На основе расчетных исследований предложена технологическая схема и подобран режим работы низкотемпературного способа реализации усовершенствованной технологии извлечения углеводородов С5+ из газа регенерации и стабилизации углеводородного конденсата, путем новой обвязки технологического оборудования, изменением технологических потоков на основе использования современного технологического оборудования. Это дает увеличение выработки стабильного углеводородного конденсата на 19-27%, позволяет сократить содержание (потери) целевых компонентов С5+ в составе отработанного газа регенерации и газа стабилизации на 42-63% и достичь полной утилизации газов стабилизации на собственные нужды.

Результаты диссертационной работы рекомендуется использовать при проектировании адсорбционных установок подготовки углеводородного газа, как на нашем предприятии, так и на других аналогичных объектах.

Главный инженер Анапского ЛПУМГ ООО «Газпром трансгаз Краснодар»

Приложение В. Патентные документы

Форма № 01 ИЗ-20Ы

ФЕДЕРАЛЬН АЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ

(РОСПАТЕНТ)

Бережковская наб., 30. корп. 1, Москва, 1 -59,1011-3, 125993. 1'елефон (8-499) 240- 60-15. Факс [phone]

На № - от -

Наш № 2017133884/05(059823)

При переписке просим ссылаться на номер заявки и сообщить дату получения настоящей корреспонденции

от 28.03.2018

ФГБОУ ВО" КубГТУ", отдел интеллекту альной и

промышленной собственности, начальнику ОИПС

Тихомировой Н А

ул. Московская. 2

т. Краснодар

350072

1_

РЕШЕНИЕ о выдаче патента на изобретение

(21) Заявка № 2017133884/05(059823)

(22) Дата подачи заявки 28.09.2017

В результате экспертизы заявки на изобретение по существу установлено, что заявленное изобретение

относится к объектам патентных прав, соответствует условиям патентоспособности, сущность заявленного изобретения (изобретений) в документах заявки раскрыта с полнотой, достаточной для осуществления изобретения (изобретений)*, в связи с чем принято решение о выдаче патента на изобретение.

Заключение по результатам экспертизы прилагается.

Приложение: на 4 л. в 1 экз.

Заместитель начальника управления организации предоставления государственных услуг -начальник отдела патентного права

Документ подписан электронной подписью

Сведения о сертификате ЭП

Сертификат

040С104ЕЕ49490Е580Е711С8СШ208Р80С Владелец Галковская

Виктория Геннадьевна Срок действия с 01.12.2017 по 01.12.2018

В.Г. Галковская

*П[юверка достаточности раскрытия сущности заявленного изобретения проводится по заявкам на изобретения, поданным после 01.10.2014.

Форма № Ola

(21)2017133884/05

(51) МПК

В01D 53/00 (2006.01)

(57)

1. Установка подготовки газа, включающая регулирующий клапан, входной сепаратор, адсорберы, верх которых соединен с линией подачи исходного газа, линией подачи газа охлаждения и линией отвода насыщенного газа регенерации, а низ соединен с линией отвода подготовленного газа, линией отвода газа охлаждения и линией подачи газа регенерации, фильтрующее устройство, печь, сепаратор высокого давления, который последовательно соединен с сепараторами среднего и низкого давления, при этом линия подачи исходного газа проходит через регулирующий клапан и соединена с входным сепаратором, выход газа из входного сепаратора соединен с первым рекуперативным теплообменником, выход газа из которого соединен с верхом адсорберов, линия отвода подготовленного газа соединена с фильтрующим устройством, при этом линия подачи газа охлаждения соединена с линией подачи исходного газа перед регулирующем клапаном и соединена с фильтром-сепаратором, выход газа из которого соединен с верхом адсорберов, а линия отвода газа охлаждения последовательно соединена с фильтрующим устройством, вторым рекуперативным теплообменником и печью, линия подачи газа регенерации соединена с низом адсорберов, а линия отвода насыщенного газа регенерации последовательно соединена с фильтрующим устройством, вторым рекуперативным теплообменником, первым рекуперативным теплообменником, пропановым холодильником и сепаратором высокого давления, при этом линия отвода газового

конденсата из сепаратора высокого давления через дроссель соединена с сепаратором среднего давления, в котором линия отвода газового конденсата через дроссель соединена с сепаратором низкого давления, а линия отвода отработанного газа регенерации из сепаратора высокого давления соединена с линией подачи исходного газа после регулирующего клапана перед входным сепаратором, отличающаяся тем, что установка подготовки газа дополнительно содержит подпиточную емкость, выход которой соединен через линию подачи метанола с линией насыщенного газа регенерации между первым рекуперативным теплообменником и пропановым холодильником, и блок регенерации метанола, вход которого соединен с линией отвода технической воды из сепаратора высокого давления, а выход соединен через линию подачи регенерированного метанола с линией насыщенного газа регенерации между первым рекуперативным теплообменником и пропановым холодильником и содержит сообщенные между собой входной рекуперативный теплообменник, выход из которого соединен со средней частью ректификационной колонны, верхняя часть колонны сообщена с аппаратом воздушного охлаждения, рефлюксной емкостью и насосом, сообщенным с ректификационной колонной и линией отвода регенерированного метанола, а нижняя часть ректификационной колонны через линию отвода технической воды последовательно сообщена с ребойлером, насосом и входным рекуперативным теплообменником.

(56) Яи 2367505 С1, 20.09.2009;

Ки 2120587 С1, 20.10.1998;

ЯИ 2289608 С2, 20.12.2006;

Яи 2381822 С1, 20.02.2010;

Яи 21357 Ш, 20.01.2002;

У/О 2006/024030 А2, 02.03.2006;

БЯ 0002841330 А1,26.12.2003.

При публикации сведений о выдаче патента будет использовано описание и чертежи в первоначальной редакции заявителя.

Приложение: 1 Извещение о порядке уплаты патентных пошлин, взимаемых за регистрацию изобретения, полезной модели, промышленного образца и выдачу патента, а также за поддержание патента в силе, на 1 л. в 1 экз.

2. Реферат, откорректированный экспертизой, на 1 л. в 1 экз.

Заместитель заведующего отделом неорганических и полимерных соединений ФИПС

Документ подписан электронной подписью

Сведения о сертификате ЭП

Сертификат

60АЗА73 Е00020000151В Владелец Фокин

Евгений Васильевич Срок действия с 04.07.2017 по 01.04.2030

Е. В. Фокин 8(499)243-76-78

Бамбура М.В.