Совершенствование технологий переработки нефтяного газа: на примере Южно-Балыкского ГПК тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.17.07, кандидат наук Пуртов, Павел Анатольевич

• Пуртов, Павел Анатольевич
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Пуртов, Павел Анатольевич

СОДЕРЖАНИЕ

Стр.

Введение

1 Литературный обзор

1.1 Состояние сбора, транспорта, подготовки и переработки нефтяного

газа

1.2 Существующие процессы переработки нефтяного газа

1.3 Основное оборудование подготовки и переработки ПНГ

2 Состояние Южно-Балыкского газоперерабатывающего комплекса до модернизации

2.1 Общие сведения о производстве

2.2 Действующие и существующие установки ЮБ ГПК

2.3 Сырье, готовая продукция и эффективность работы действующего производства

3 Задачи модернизации Южно-Балыкского ГПК. Варианты

развития комплекса

3.1 По степени извлечения углеводородов Сз+ВЫше

3.2 По приему дополнительного сырья

3.3 Основные технические решения для вариантов развития ЮБ ГПК

при приеме и переработке 3,0 и 3,2 млрд м3/год нефтяного газа

4 Экспериментальные исследования

4.1 Расчетные исследования по увеличению производительности УПГ действующего производства

4.2 Расчетные исследования по увеличению производительности блока

НТК с турбодетандером незавершенного производства

5 Модернизация Южно-Балыкского ГПК

5.1 Модернизация УПГ действующего производства

5.1.1 Технологическая схема

5.1.2 Основное технологическое оборудование

5.1.3 Основные ТЭП и оценка экономической эффективности от внедрения предварительного насыщения абсорбента

5.2 Модернизация блока НТК с турбодетандером

5.2.1 Технологическая схема

5.2.2 Основное технологическое оборудование

5.2.3 Основные технико-экономические показатели

5.3 Переработка нефтяного газа на ЮБ ГПК после его модернизации

6 Перспектива по получению сконденсированного авиационного топлива (АСКТ) на ЮБ ГПК

6.1 Краткая характеристика и область использования АСКТ

6.2 Технологическая схема блока получения АСКТ

6.3 Основное технологическое оборудование

6.4 Основные ТЭП и оценка экономической эффективности от

внедрения производства АСКТ

Выводы

Список использованных источников

Приложение А Акт от 10.08.2007 г. по проведению работ по пуску установки HTA и выводу ее на устойчивый режим

работы

Приложение Б Письмо № 05/1553 от 06.09.2007 г. с ОАО "Южно-

Балыкский ГПК"

Приложение В Письмо с Южно-Балыкского ГПК (исх. № 2943 от

10.10.2012 г.)

Приложение Г Письмо из ООО "СИБУР" о возможности производства АСКТ (исх. № 846/2/1/СР от

18.04.2011 г.)

Приложение Д Акт о внедрении результатов диссертационной

работы Пуртова П.А

Приложение Г Акт о внедрении результатов диссертационной

работы Пуртова П.А. в учебный процесс

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование технологий переработки нефтяного газа: на примере Южно-Балыкского ГПК»

ВВЕДЕНИЕ

Ввиду мирового лидерства по объему неутилизированного газа в России проблема сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ), присущая всем нефтедобывающим странам, является наиболее актуальной: ежегодно на факелах сжигаются десятки миллиардов кубометров ПНГ. Это приводит к безвозвратной потере ценнейших углеводородов - сырья для газо- и нефтехимии, а также пагубно влияет на экологию добывающих регионов, поскольку при сжигании ПНГ в атмосферу выбрасываются сотни тысяч тонн вредных веществ (оксидов углерода, азота, сажи). В последние годы проблема сжигания ПНГ стоит особенно остро: Постановлением Правительства РФ № 7 от 8 января 2009 г. установлен целевой показатель сжигания на факельных установках (на 2012 г. и последующие годы) - не более 5 % от объема добытого ПНГ, и введен новый порядок расчета платы за выбросы, образующиеся при сжигании сверх лимита.

Задача увеличения степени использования ПНГ и доведения его до целевого ориентира (95 %) может решаться: созданием систем сбора и транспортировки ПНГ в необходимых объемах, строительством промысловых установок подготовки и переработки газа или новых ГПЗ, а также модернизацией и техническим перевооружением существующих заводов, имеющих необходимую инфраструктуру и квалифицированный персонал.

Например, ОАО "СИБУР Холдинг" для увеличения степени использования ПНГ выполняет модернизацию и реконструкцию существующих газоперерабатывающих комплексов Западной Сибири, которые до 2014 года позволят увеличить прием и переработку ПНГ с 17 до 22,5 млрд м3/год.

Одним из предприятий по переработке ПНГ, принадлежащих ОАО "СибурТю-меньГаз", является Южно-Балыкский газоперерабатывающий комплекс (ЮБ ГПК), вокруг которого располагается много нефтегазовых месторождений, недостаточно эффективно эксплуатируемых в направлении использования ПНГ.

Прием и переработка прогнозируемого значительного увеличения поставок нефтяного газа на ЮБ ГПК за счет подачи ПНГ с близлежащих месторождений и газа с Приобской КС (ОАО "НК "Роснефть"), а также со строящейся Южно-Приобской КС (ОАО "Газпром нефть") решается путем совершенствования технологий переработки ПНГ и технического перевооружения данного газоперерабатывающего комплекса.

Цель работы заключается в обеспечении максимально возможной производительности Южно-Бапыкского ГПК по приему нефтяного газа и его переработке с высокой степенью извлечения целевых углеводородов Сз+ВыШе за счет совершенствования технологий и использования современного оборудования, а также разра-

ботки технологии и технических средств для возможности производства на ЮБ ГПК нового вида высокорентабельной продукции - авиационного сконденсированного топлива (АСКТ).

Для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи:

- проведение расчетных исследований по возможности увеличения производительности и степени извлечения действующей установки переработки газа (УПГ) Южно-Балыкского ГПК;

- проведение расчетных исследований по увеличению производительности блока низкотемпературной конденсации (НТК) с турбодетандером;

- при максимальном использовании существующего оборудования действующей УПГ без длительной остановки производства (только в период плановых ремонтов) изучить возможность приема и переработки дополнительного количества газа на ЮБ ГПК;

- исключить рецикловые потоки (газовые сдувки) с действующей УПГ на сырьевую КС, приводящие к увеличению загрузки компрессорной и снижению общей энергоэффективности производства, с направлением их на предварительное насыщение абсорбента, которое повышает степень извлечения Сз+ВЫше;

- обеспечить высокое качество выпускаемой продукции - сухого отбензиненного газа (СОГ), широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) и пропана-хладагента;

- разработать технологию и технику производства нового вида продукции -топлива для вертолетной техники АСКТ - применительно к Южно-Балыкскому ГПК;

- выполнить технико-экономическую оценку производства АСКТ на ЮБ ГПК.

При выборе технологических схем и оборудования при модернизации ЮБ ГПК для переработки повышенного количества нефтяного газа главным критерием было максимальное использование существующих производственных мощностей: УПГ действующего производства, изначально запроектированной институтом "Гипрово-стокнефть" по схеме HTA, и незавершенного производства - частично построенной к 2006 году установки переработки газа по схеме НТК с турбодетандером (типовая схема переработки ПНГ для заводов Западной Сибири, разработанная институтом "ВНИПИгазпереработка" в начале 80-х годов прошлого века, с глубиной извлечения углеводородов Сз+выше на уровне 95 %, которая и в настоящее время остается одной из высокоэффективных технологий газопереработки). При прежнем ассортименте готовой продукции (СОГ, ШФЛУ и пропановая фракция) в результате сравнительно небольших капитальных вложений в существующие установки в короткие сроки (без остановки производства) при повышенной производительности должна обеспечиваться максимально-возможная выработка ШФЛУ, а качество выпускаемой продукции соответствовать требованиям нормативной документации.

1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Состояние сбора, транспорта, подготовки и переработки нефтяного газа

Проблема сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ), присущая всем нефтедобывающим странам, в России является особо актуальной ввиду мирового лидерства по объему сжигания газа: по различным оценкам, от 20 до 50 млрд м3/год [1, 2].

Рациональное использование ПНГ является комплексной проблемой: технической, экономической, экологической. Парафиновые углеводороды Сг-Сб, составляющие значительную часть нефтяного газа, при эксплуатации месторождений зачастую не используются, а сжигаются на факелах. Такой подход влечет за собой неэффективное расходование невосполнимого природного ресурса и разрушительное воздействие на экологию добывающих регионов; в атмосферу выбрасываются сотни тысяч тонн вредных веществ (оксидов углерода, азота, сажи). Следует отметить и тот факт, что исходные продукты менее вредны для окружающей среды, чем продукты их сгорания [3, 4].

Попутные нефтяные газы характеризуются различными углеводородными составами, в том числе и вредными примесями (сероводород, диоксид углерода, меркаптаны и др.), низким давлением. При этом существенные различия в расходе и составе ПНГ характерны не только для различных месторождений, но также и в различные периоды разработки одного месторождения.

Газовый фактор нефти в основном составляет 50...500 м3/т, редко имеет низкие значения (менее 20), иногда достигает значения 1000 м3/т и выше [1, 4]. При этом общий расход ПНГ, получаемый на установках подготовки нефти (УПН), обычно составляет по массе 10. ..40 % от товарной нефти [1].

На рисунке 1.1 схематично показана типичная связь принципиальных материальных потоков и в укрупненном виде технологических процессов при подготовке нефти и ПНГ (на схеме обозначение ГСН означает "газ на собственные нужды").

Специфичной особенностью ПНГ является невозможность его транспортировки на большие расстояния без предварительной подготовки.

Как правило, нефть сепарируется при давлении первой ступени 0,5...0,6 МПа, тогда как природный газ поступает из скважины с давлением до 10 МПа [5]. Кроме того, если природный газ в основном состоит из метана, то нефтяной газ в своем составе имеет пропан и более тяжелые углеводороды, а также воду, которые начинают "выпадать" из газа на первых же километрах газопровода, что приводит к двухфазному транспорту и затруднениям при его транспортировке (гидратообразование, пробковый режим). Поэтому помимо осушки и компримирования требуется еще и от-

бензинивание ПНГ, т. е. извлечение из него углеводородов С3+ВыШе, что приводит к большим удельным затратам на сбор и подготовку нефтяного газа и к невысокой доходности инвестиций.

Рисунок 1.1 - Типичная схема связи основных потоков и процессов

при подготовке нефти и ПНГ

Массовая доля углеводородов Сз+Выше в сырьевом ПНГ, полученном объединением газа всех ступеней сепарации и стабилизации нефти, в основном составляет 20...70 % [1].

В большинстве случаев невозможно разделить ПНГ только на два потока: сухой отбензиненный газ (СОГ), отвечающий требованиям для магистрального транспорта или местного использования, и стабильную фракцию Сб+выше- Из сырьевого ПНГ должны образоваться нестабильные углеводородные потоки, состоящие из значительной ДОЛИ уГЛеВОДОрОДОВ Сз+ВЫше.

Основной способ обеспечения полноценной полезной утилизации - разделение ПНГ на товарный газ (СОГ) и товарные жидкие углеводороды, которое сопровождается очисткой и осушкой промежуточных технологических или продуктовых потоков, а также утилизацией отходов переработки.

Во многих случаях в качестве жидкой продукции переработки ПНГ получают только широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) - углеводороды Сз+ВЫше -для поставки ее на нефтехимические производства. Такой вариант часто выбирают как наиболее простой по составу и стоимости оборудования установки подготовки (переработки) газа (УПГ).

С каждым годом все актуальнее вопрос получения сжиженного природного газа (СПГ) как продукции переработки ПНГ. Весь СОГ (или его часть), полученный в ре-

зультате переработки (подготовки) ПНГ, можно переработать в так называемый СПГ - криогенную жидкость (сжиженная метановая фракция) для хранения при незначительном избыточном давлении. Получение СПГ из частично переработанного ПНГ все чаще рассматривают как в целях газоснабжения удаленных населенных или промышленных пунктов, так и в тех случаях, когда транспортировка товарного газа в виде СПГ и сжиженной этановой фракции выгоднее по сравнению с прокладкой трубопровода для магистрального транспорта газа или существуют ограничения по подаче газа в монопольную газотранспортную систему. Производство СПГ и этана является перспективным направлением, однако количество реализованных проектов с полным или почти полным сжижением ПНГ в ближайшем будущем будет занимать незначительную часть от общего числа объектов. Основным направлением остается получение только наиболее востребованных жидких углеводородных продуктов -ШФЛУ, пропан-бутанов и стабильного газового бензина (СГБ), а большая часть остальной массы ПНГ (условно С1-С2) предназначена для подачи в виде СОГ в систему магистральных газопроводов или местным потребителям (электростанциям, населенным пунктам и др.).

Для того, чтобы приблизительно показать порядок величин объема товарной продукции утилизации ПНГ, авторы [1] приводят пример расчета отходов и дополнительной продукции в случае применения типичного варианта переработки ПНГ с получением товарных СОГ, пропан-бутана автомобильного (ПБА) и СГБ.

■ товарная нефть - 500 тыс. т/год, что характерно для среднего (по объему добычи) нефтяного промысла;

■ ПНГ - 100 млн м3/ год (130,6 тыс. т/год), что соответствует газовому фактору нефти на уровне 200 м3 на 1 т товарной нефти.

Выбран по составу средний ПНГ, т. е. не "тощий" и не слишком "жирный", с распространенным средним уровнем содержания азота и кислых компонентов.

Состав общего потока ПНГ всех ступеней сепарации и дегазации нефти (на безводной основе) приведен ниже (мольная доля, %):

НгЭ СОг N2 С1 Сг Сз Сд С5 Сб С7 Сэ Сд+

0,8727 3,9845 4,5836 46,9653 15,2506 13,4152 8,7359 3,7382 1,6241 0,5774 0,2122 0,0404

ПНГ по массе составляет 26 % относительно товарной нефти. Переработка ПНГ на УПГ включает сжатие, очистку и осушку газа, низкотемпературную конденсацию (при температуре минус 30 °С), фракционирование жидких углеводородов (в двух последовательных колоннах) на ПБА (как отдельный продукт, с дополнительной очисткой) и СГБ (фракцию С5+ВЫШе для добавления в товарную нефть). Выходные

потоки УПГ: СОГ-69,6 млн м3/год (62,1 тыс. т/год), часть используется как ГСН; ПБА - 43,3 тыс. т/год; СГБ - 20,8 тыс. т/год, кислый газ - 2,5 млн м3/год (4,4 тыс. т/год) с мольной долей НгЭ, равной 34 %.

В данном примере выход СОГ (весь объем, включая затраты в виде ГСН для УПГ и УПН) по объему составляет около 70 % от сырьевого ПНГ, а выделение фракции Сб+выше (с показателями СГБ) с добавлением ее в нефть обеспечивает повышение массы товарной нефти на 4,2 %.

Вместо размещения отдельных УПН и УПГ во многих случаях, видимо, целесообразно увязывать подготовку нефти и переработку ПНГ в едином технологическом комплексе аналогично тому, как осуществляют совместную подготовку газа и газового конденсата на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) газоконденсатных месторождений. При этом возможно эффективно сопрягать технологические процессы не только различных блоков в части переработки ПНГ, но и взаимоувязывать утилизацию ПНГ с технологическими процессами подготовки нефти. Например, российскими компаниями внедряется такой эффективный процесс промысловой подготовки нефти, как отдувка сероводорода из нефти с одновременной стабилизацией нефти с использованием подготовленного ПНГ. За рубежом этот способ широко не применяется, и отечественные разработки по некоторым аспектам этой технологии являются новаторскими (рисунок 1.2) [1].

Рисунок 1.2 - Блочная схема совместной работы установок подготовки нефти

и переработки ПНГ

Проблеме сжигания ПНГ и повышению эффективности его использования в научно-технических журналах посвящено множество статей (особенно - в последние годы), авторы которых предлагают разные пути решения проблемы с применением

Эпизодические сбросы на факел (пуск, останов, аварийные ситуации) -за год суммарно менее 5 % от объема ПНГ

Другие углеводородные продукты (СПГ, этан)

г~

ГСН

Плас

как традиционных промышленных технологий, так и создания локальных производственных комплексов утилизации газа прямо на месторождениях [5-20].

Следует заметить, что проблема повышения степени утилизации ПНГ при добыче нефти не нова [21]. Ее пытались решать и в СССР. Суть ее заключается в том, что сырой ПНГ сложно передавать на большие расстояния и его нужно перерабатывать недалеко от места добычи. Поэтому в районе нефтяного месторождения необходимо было строить газоперерабатывающий завод, создавать газосборную сеть и т. д. Как правило, стройка с учетом труднодоступное™ ее расположения и сложных климатических условий затягивалась на 5-15 лет и значительная часть добываемого ПНГ сгорала в факелах. К этому времени дебит нефти и попутного газа уменьшался, и работа ГПЗ могла даже стать нерентабельной. Поэтому было невыгодно строить ГПЗ около небольших месторождений, и попутный газ горел все время, пока там добывалась нефть. Попытки же перерабатывать газ непосредственно на месторождениях, что можно было бы организовать в более короткие сроки с помощью, например, малогабаритных блочных установок (МГБУ), столкнулись с проблемой вывоза готового продукта. В ряде случаев транспортировка товарного газа и получаемых продуктов переработки до потребителя поглощала всю прибыль и делала нерентабельной его переработку. Решение этой проблемы, очевидно, можно обеспечить, применяя подход, заключающейся не только в организации переработки ПНГ в регионах его добычи, но и в создании в этих регионах крупных его потребителей. В этом случае стоимость сырья и, главное, транспортные расходы будут минимальны, а наличие такого потребителя предопределит появление новых высокоэффективных региональных рынков сжиженного газа [21].

Достаточно плотное расположение нефтяных месторождений, высокие значения газосодержания нефтей по отдельным месторождениям и значительные ресурсы нефтяного газа оказывают положительное влияние на создание инфраструктуры по сбору и подготовке ПНГ к дальнейшему использованию [22].

Одним из возможных вариантов уменьшения объема сжигания ПНГ на факельной установке является генерация электрической и тепловой энергии непосредственно на нефтепромысле. Принимая во внимание высокую энергоемкость нефтедобычи и высокую калорийность ПНГ, использование нефтяного газа с целью выработки электроэнергии для собственных нужд промысла получило широкое распространение во всем мире.

Подача ПНГ в близлежащий магистральный газопровод возможна только при осуществлении предварительной подготовки газа. Это связано, прежде всего, с

несоответствием качественных характеристик ПНГ требованиям газотранспортной системы. Подача ПНГ в магистральный газопровод требует привлечения значительных инвестиций в строительство необходимой инфраструктуры по подготовке и транспортировке газа, а проект газоснабжения населенных пунктов может рассматриваться нефтедобывающими компаниями в качестве основного варианта утилизации газа только при наличии соответствующего количества потребителей газообразного топлива.

ПНГ также может собираться с близлежащих месторождений и по отдельному газопроводу направляться на ГПЗ для дальнейшей переработки. Применимость данного способа утилизации ограничена, и, в первую очередь, это связано с отсутствием свободных мощностей на газоперерабатывающих предприятиях и их значительной удаленностью от большинства нефтяных месторождений.

Еще одним вариантом утилизации ПНГ является закачка его обратно в пласт с целью поддержания пластового давления или временного хранения. Реализация проектов подобного рода требует значительного количества дополнительной электроэнергии для компримирования газа и наличия соответствующего дорогостоящего оборудования, способного выдержать большое давление. При незначительных объемах добычи попутного газа данный вариант неприемлем. Также возможны закачка газа в водоносный пласт в пределах лицензионного участка с целью хранения, краевая закачка газа в один из нефтеносных коллекторов, закачка газа в соседние близлежащие месторождения и другие варианты [22].

Существуют альтернативные направления использования ПНГ, например авиационное сконденсированное топливо (АСКТ), представляющее собой смесь углеводородов Сз+Выше определенного состава. Этот вид топлива не используется на постоянной основе, но имеются основания для его широкого применения [1, 21, 22, 23, 24].

АСКТ изначально разрабатывалось как качественное авиационное топливо для местной авиации в районах добычи нефти, отдаленных от НПЗ. На практике АСКТ было испытано в 80-х годах прошлого столетия, тогда и подтвердился высокий технико-экономический эффект от его применения.

По данным МПР России, в нашей стране ежегодно добывается 55 млрд м3 ПНГ и только 26 % от всего объема добычи направляется на переработку [25]. При этом 47 % идет на нужды промыслов либо списывается на технологические потери, а 27 % сжигается в факельных установках. Таким образом, в 2009 году общий объем утили-

зации ПНГ составлял 73 %, и большая его часть использовалась на нужды нефтепромыслов. За прошедшие годы ситуация если и улучшилась, то незначительно.

В соответствии с Постановлением Правительства РФ № 7 от 8 января 2009 г. "О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках" на 2012 г. и последующие годы установлен целевой показатель сжигания на факельных установках не более 5 % от объема добытого ПНГ, и вводится новый порядок расчета платы за выбросы, образующиеся при сжигании сверх лимита. Эта мера разработана с целью стимулировать более полное использование ПНГ в нашей стране. Ориентируясь на эти сроки и контрольные цифры, разработаны и реализуются соответствующие программы. Количество сжигаемого в факелах газа сокращается, но отнюдь не за счет увеличения доли продукции с высокой добавленной стоимостью, производимой из ПНГ.

Однако достижение 95 %-ного уровня использования ПНГ в 2012 году весьма проблематично [26, 27, 28]. Так например, нефтяные компании, работающие на территории ХМАО-Югры, за последние годы существенно продвинулись в вопросе утилизации попутного нефтяного газа, но реальность такова, что на 95 %-ный уровень округ сможет выйти не ранее 2014 года (прогнозируемый уровень использования ПНГ в округе ХМАО к началу 2012 года - 89,1 %, к началу 2013 года - 93,1 %) [26].

Интересные технико-экономические исследования по выбору и внедрению методов использования нефтяного газа на месторождениях с различными условиями добычи углеводородов проведены Государственным унитарным предприятием "Институт проблем транспорта энергоресурсов" (ГУП "ИПТЭР") [27, 28]. Технико-экономические исследования затрат на внедрение мероприятий по утилизации нефтяного газа на нефтедобывающих месторождениях различных регионов показали, что даже при высоких ожидаемых штрафах за сжигание газа в факелах мероприятия по использованию нефтяного газа на удаленных и малых месторождениях экономически малоэффективны или убыточны.

На рисунке 1.3 представлены графические зависимости удельных капитальных вложений от объема газа, полученные в результате этого анализа.

Полученные результаты показывают, что удельные затраты на утилизацию газа в количестве более 100... 150 млн м3/ год остаются постоянными в рамках одного мероприятия. С уменьшением объемов газа со 100 до 25 млн м3/год эти затраты начинают плавно расти. При объемах газа менее 25 млн м3/год значения функций резко увеличиваются, и любые мероприятия по утилизации газа в этой области становятся малорентабельными или нерентабельными. С целью сохранения и эффективного использования нефтяного газа на таких месторождениях нужна действенная государственная поддержка.

Удельные капвложения, тыс. рубЛООО м3

225

400

425

450

1. Внедрение установок переработки газа (спецу становок)

2. Внедрение энергоагрегатов

3. Внедрение компрессора (компрессорной станции) для закачки газа в нефтепровод

4. Строительство газопровода

250 275 300 325 350 375

5. Строительство установок сероочистки

6. Внедрение установок подготовки газа

7. Внедрение системы водогазового воздействия для закачки газа в пласт

8. Внедрение многофазных насосов для перекачки газожидкостной смеси

475

Объем газа, млн м год

Рисунок 1.3 - Зависимость удельных капитальных вложений в реализацию мероприятий от объемов утилизируемого газа

Многочисленные исследования показали, что рентабельность мероприятий по утилизации нефтяного газа зависит в основном от четырех факторов [27]:

А - степени развития инфраструктуры в районе расположения месторождения;

Б - стадии разработки месторождения;

В - количественной характеристики нефтяного газа;

Г - качественной характеристики нефтяного газа.

С использованием этих факторов (критериев) ГУП "ИПТЭР" предложена единая, приемлемая для всех нефтяных месторождений система выбора методов утилизации нефтяного газа и оценки месторождений для создания условий, стимулирующих их утилизацию, путем ранжирования нефтяного газа по этим критериям.

Критерии подразделены на уровни и подуровни, учитывающие все возможные фактические значения каждого из них.

Основным критерием, определяющим себестоимость мероприятий по утилизации ПНГ, является критерий А. По степени развития инфраструктуры критерий разделен на три уровня А.1; А.Н; А.Ш соответственно с развитой, недостаточно развитой и неразвитой инфраструктурой. Затраты на утилизацию газа на месторождениях, находящихся в области А.Ш, значительно повышаются, и многие из них становятся нерентабельными. В этом случае единственно приемлемым методом утилизации ПНГ является использование газа на собственные нужды или реализация методов закачки газа в пласт для хранения.

Следующим важным критерием является критерий Б - стадия разработки месторождения с тремя уровнями: начальная (Б.1), средняя (Б.Н) и поздняя (Б.Ш). Исследования показали, что любой метод, рентабельный на стадиях Б.1 и Б.Н, становится убыточным при внедрении его на стадии Б.Ш. Выбор рентабельного метода утилизации газа в период поздней стадии разработки месторождения значительно ограничен, и для полной утилизации газа в этот период нужна финансовая поддержка со стороны государства.

Качественная и количественная характеристики ПНГ, оцениваемые критериями В и Г, также существенно влияют на выбор метода его утилизации. Затраты на реализацию мероприятий по утилизации газа в несколько раз повышаются при несоответствии исходных показателей его качества требованиям стандартов на его транспорт и использование. Окупаемость мероприятий напрямую зависит от объемов ПНГ. Любое мероприятие по утилизации газа становится убыточным при объемах добычи газа менее 5 млн м3/год и при несоответствии газа по качеству требованиям стандартов.

Для практического применения метода критериального подхода к выбору мероприятий по утилизации нефтяного газа приводится оценочная таблица [27], которая позволяет по взаимодействию критериев нефтяного газа определить эффективность того или иного мероприятия по утилизации газа на каждом конкретном месторождении и обоснованно отбраковать заведомо неэффективные из них без выполнения сложных экономических расчетов.

Эффективность внедрения мероприятий на месторождениях с объемами газа менее 5 млн м3/год резко снижается. А на месторождениях с объемами газа менее 1 млн м3/год практически все мероприятия по утилизации газа являются убыточными. В этом случае никакие мероприятия по утилизации газа на данном месторождении не окупятся, кроме использования газа на собственные нужды. Практика же показала, что, как правило, утилизировать весь добытый газ путем использования только на собственные нужды невозможно. Поэтому для реализации мероприятий, позволяющих утилизировать весь газ на таких месторождениях, нужна финансовая поддержка со стороны государства: предоставление налоговых льгот и другие действия стимулирующего характера.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Пуртов, Павел Анатольевич, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Широкова Г.С., Епистратов М.В. Аспекты получения жидкой углеводородной продукции в ракурсе обязательной утилизации попутного нефтяного газа // Газовая промышленность. - М.: Газоил пресс, 2010. - № 4. - С. 57-62.

2 Кутепова Е.А., Книжников А.Ю. Проблема сжигания нефтяного попутного газа не теряет актуальности // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. -М.: ОАО "ВНИИОЭНП, 2011.-№ 1.-С.18-23.

3 Чайка С.Е., Шкода A.M., Арутюнов B.C. Газохимические технологии в системах утилизации природных газов // Современные тенденции в развитии газохимии: Тр. Моск. семинара по газохимиии 2006-2007 гг. ; Под редакцией А.И. Владимирова и А.Л. Лапидуса. - М.: Изд-во "НЕФТЬ и ГАЗ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008. -С. 151-165.

4 Широков С.Н., Елистратов М.В. Обязательная утилизация попутного газа в России: тема знакомая, но не полностью понятная // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2010. - № 1. - С. 36-40.

5 Пипа Т.С., Алексеев С.Б., Пчелинцева В.И., Ткаченко Л.Г. Анализ состояния использования ресурсов нефтяного попутного газа и пути решения этой проблемы // Материалы XXIII Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 12-16 сентября 2005 г. - Краснодар, 2006. - С. 19-27.

6 Ваганов А.Б., Пипа Т.С., Алексеев С.Б. и др. О возможности и целесообразности достижения 95 % уровня использования нефтяного попутного газа (на примере месторождений ЗАО "ЛУКойл-Пермь" // Материалы XXII Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 8-12 сентября 2003 г. - Краснодар, 2004. - С. 21-34.

7 Поздеев А.Н., Дорофеев A.A., Шалинов A.B. и др. Пути увеличения уровня использования попутного нефтяного газа в ООО "ЛУКОЙЛ-ПЕРМНЕФТЬ" // Материалы XXII Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 8-12 сентября 2003 г. - Краснодар, 2004. - С. 35-41.

8 Рыбаков Б.А. Использование попутного нефтяного газа для производства электроэнергии // Материалы XXII Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 8-12 сентября 2003 г. - Краснодар, 2004. - С. 223-227.

9 Сахабутдинов Р.З., Шаталов А.Н., Гревцов В.М., Ибрагимов Н.Г. Выбор направлений и методов утилизации нефтяного газа с учетом особенностей нефтепромысловых объектов // Нефтяное хозяйство. - М.: ЗАО "Издательство "Нефтяное хозяйство", 2009. - № 7. - С. 70-73.

10 Пипа Т.С., Ткаченко Л.Г., Алексеев С.Б., Пчелинцева В.И. Пути повышения эффективности использования нефтяного газа малых удаленных месторождений // Материалы XXIII Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 12-16 сентября 2005 г. - Краснодар, 2006. - С. 35-41.

11 Скороходов A.A. Электростанции собственных нужд на нефтяном попутном газе // Материалы XXIII Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 12-16 сентября 2005 г. - Краснодар, 2006. - С. 46-50.

12 Андреева H.H., Миргородский В.Н., Мухаметшин В.Г. Пути повышения уровня использования нефтяного попутного газа // Материалы XXIII Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 12-16 сентября 2005 г. - Краснодар, 2006. - С. 66-79.

13 Сахабутдинов Р.З., Шаталов А.Н., Гревцов В.М. и др. Сбор и использование сероводородсодержащего газа в ОАО "Татнефть" // Материалы XXIII Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 12-16 сентября 2005 г. - Краснодар, 2006.-С. 89-91.

14 Аджиев А.Ю., Килинник A.B., Морева Н.П. и др. Подготовка к транспорту газа на Анастасиевско-Троицком месторождении ОАО "Роснефть - Краснодарнефтегаз" // Материалы XXIII Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 1216 сентября 2005 г. - Краснодар, 2006. - С. 97-105.

15 Крячков А., Зиберт Г. Новые технологии переработки природного и попутного газа II НефтьГазПромышленность. - М: - март-апрель 2007. - С.12-13.

16 Юнусов P.P., Истомин В.А., Грицишин Д.Н., Касперович А.Г. Совершенствование технологий промысловой подготовки газа на газоконденсатных месторождениях ОАО "НОВАТЭК" // Территория НЕФТЕГАЗ. - М: - 2008. - № 9 - С.20-26.

17 Юнусов P.P., Кудрин A.A., Грицишин Д.Н., Шевкунов С.Н., Истомин В.А. Совершенствование технологии промысловой подготовки газа на Юрхаровском ГКМ // Газовая промышленность. - М: Газоил пресс, 2008. - № 3 - С.29-33.

18 Калинкин A.B., Емельянов П.Е., Кисленко H.H., Касперович А.Г. Перспективы использования технологии НТСР на вновь вводимых месторождениях // Газовая промышленность. - М.: Газоил пресс, 2007. - № 3. - С. 58-62.

19 Аджиев А.Ю., Килинник A.B., Мельчин В.В., Дмитриев A.C., Хуснудинова A.A., Черноскутов А.П., Белошапка А.Н., Булавинов С.Л. Оценка возможности использования мембранной и адсорбционной технологии для подготовки к транспорту попутного нефтяного газа // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. -М.: ОАО "ВНИИОЭНП, 2009. - № 3. - С. 39-42.

20 Карпов С.А. Очистка и рациональное использование попутных газов нефтяных и газоконденсатных месторождений // Нефтепереработка и нефтехимия. - М.: ОАО "ЦНИИТЭНЕФТЕХИМ", 2011. - № 2. - С. 20-24.

21 Аджиев А.Ю., Зайцев В.П., Маврицкий В.И., Постоев С.К., Фаворский О.Н., Шмаль Г.И. Дополнительные возможности рационального использования попутного нефтяного газа // Газохимия. - М.: ЗАО "Метапроцесс", 2010. - Октябрь-ноябрь. -С. 40-43.

22 Воеводкин Д.А., Губайдуллин М.Г. Проблема утилизации попутного нефтяного газа на месторождениях Ненецкого автономного округа // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - М.: ОАО "ВНИИОЭНГ, 2010. - № 8. - С. 18-21.

23 Самохин А. Газолет: приоритет, который мы упускаем // Нефтегазовая Вертикаль. - Отпечатано в типографии "Немецкая фабрика печати", 2011. - № 2. -С. 39-42.

24 Бащенко Н.С., Пуртов П.А., Аджиев А.Ю. Перспективы использования ПНГ для производства нового авиационного топлива АСКТ // Материалы XXIV Всероссийского межотраслевого совещания в г. Сочи, 6-7 октября 2010 г. - Краснодар, 2011.-С. 36-40.

25 Аналитическая служба "Нефтегазовой Вертикали". ПНГ: закон о $70 млрд // Нефтегазовая Вертикаль. - Отпечатано в типографии "Немецкая фабрика печати", 2011.-№ 2.-С. 16-20.

26 Нобатова М. ПНГ: в Югре 95 % не ранее 2014 года // Нефтегазовая Вертикаль. - Отпечатано в типографии "Немецкая фабрика печати", 2011. - № 2. - С. 22-25.

27 Бажайкин С.Г., Ильясова Е.З., Авдеева Л.А. Экспресс-оценка эффективности мероприятий по утилизации нефтяного газа по его критериям // Материалы XXIV Всероссийского межотраслевого совещания в г. Сочи, 6-7 октября 2010 г. - Краснодар, 2011.-С. 9-15.

28 Гумеров А.Г., Бажайкин С.Г, Ильясова Е.З., Авдеева Л.А. О возможности достижения уровня утилизации нефтяного газа, равного 95 %, к 2012 г. // Нефтяное хозяйство. - М.: ЗАО "Издательство "Нефтяное хозяйство", 2009. - № 10. - С. 122-124.

29 Карасевич А.М., Зотов Г.А., Сторонский Н.М. Комплексное освоение малых месторождений углеводородного сырья России // Газовая промышленность. - М.: Газоил пресс, 2009. - № 10. - С. 29-34.

30 Широкова Г.С., Елистратов M.В. Попутные нефтяные газы: решение проблем, использование // Химическая техника. - М.: ООО "Информационно-издательский центр "КХТ", 2009. - № 2. - С. 23-27.

31 Аджиев А.Ю., Шеин О.Г., Потапова М.С., Калачева Л.И., Мартыненко Л.А. Выбор схемы подготовки газа на УПГ-50 Нефтекумского Управления подготовки нефти и газа // Материалы XXII Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 8-12 сентября 2003 г. - Краснодар, 2004. - С. 159-165.

32 Аджиев А.Ю., Тлехурай Г.Н., Цинман А.И. и др. Блочная автоматизированная установка сероочистки нефтяного газа Бавлинского газового цеха // Материалы XXII Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 8-12 сентября 2003 г. -Краснодар, 2004. - С. 65-73.

33 Аджиев А.Ю., Тлехурай Г.Н., Цинман А.И. и др. Использование процесса ГАЗАМИН на промысловых блочно-комплектных установках сероочистки газа // Материалы XXIII Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 12-16 сентября 2005 г. - Краснодар, 2006. - С. 80-88.

34 Смолка Р.В., Аджиев А.Ю., Цинман А.И. Промышленное внедрение энергосберегающего процесса ГАЗАМИН // Материалы XXIV Всероссийского межотраслевого совещания в г. Сочи, 6-7 октября 2010 г. - Краснодар, 2011. - С. 85-91.

35 Шеин О.Г., Аджиев А.Ю;, Бойко С.И. и др. Пути технического перевооружения Гнединцевского ГПЗ // Материалы XXII Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 8-12 сентября 2003 г. - Краснодар, 2004. - С. 113-120.

36 Аджиев А.Ю., Бойко С.И., Шеин О.Г. и др. Предложения по реконструкции Нефтегорского ГПЗ // Материалы XXII Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 8-12 сентября 2003 г. - Краснодар, 2004. - С. 121-131.

37 Шеин О.Г., Калачева Л.И., Бойко С.И. и др. Технические решения по реконструкции Белорусского ГПЗ // Материалы XXIII Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 12-16 сентября 2005 г. - Краснодар, 2006. - С. 124-133.

38 Шеин О.Г., Аджиев А.Ю., Бойко С.И., Калачева Л.И. и др. Оптимальная схема переработки газа на Миннибаевском ГПЗ // Материалы XXIII Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 12-16 сентября 2005 г. - Краснодар, 2006. - С. 149-157.

39 Пуртов П.А., Бащенко Н.С., Аджиев А.Ю., Ясьян Ю.П. Модернизация Южно-Балыкского ГПК // Материалы XXIV Всероссийского межотраслевого совещания в г. Сочи, 6-7 октября 2010 г. - Краснодар, 2011. - С. 70-78.

40 Пуртов П.А., Аджиев А.Ю., Калачева J1.И., Бащенко Н.С. Модернизация Юж-но-Балыкского ГПК для дополнительного приема и переработки нефтяного газа // Нефть, Газ и Бизнес. - М.: ОАО "Нефть и бизнес", 2011. - № 5. - С. 53-57.

41 Пуртов П.А., Аджиев А.Ю., Калачева Л.И., Бащенко Н.С. Модернизация схемы НТК с турбодетандером на Южно-Балыкском ГПК // Нефть, Газ и Бизнес. - М.: ОАО "Нефть и бизнес", 2011. - № 6. - С. 53-56.

42 Чуракаев A.M. Переработка нефтяных газов. - М.: Недра, 1983. - 279 с.

43 Лапидус А.Л., Голубева И.А., Жагфаров Ф.Г. Газохимия: Учебное пособие. -М.: ЦентрЛитНефтеГаз. - 2008. - 450 с.

44 Чуракаев A.M. Газоперерабатывающие заводы и установки. - М.: Недра, 1994.-334 с.

45 Аджиев А.Ю., Килинник A.B., Мельчин В.В., Дмитриев A.C., Хуснудинова A.A., Черноскутов А.П., Белошапка А.Н., Булавинов С.Л. Оценка возможности использования мембранной и адсорбционной технологии для подготовки к транспорту попутного нефтяного газа // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. -М.: ОАО "ВНИИОЭНП, 2009. - № 3. - С. 39-42.

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

47 Булкатов А.Н. Технологии низкотемпературной конденсации при глубокой переработке попутного нефтяного газа // Химическое и нефтегазовое машиностроение. - М.: МГУИЭ, 2008. - № 2. - С.12-15.

48 Бородин A.B. Добыча углеводородного сырья и перспективы интенсификации переработки попутного нефтяного газа // Нефтепереработка и нефтехимия. - М.: ОАО "ЦНИИТЭНЕФТЕХИМ", 2011. - № 4. - С. 56-59.

49 Технология переработки природного газа и конденсата: Т38 Справочник: В 2 ч,- М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2002. - Ч. 1. - 517 с.

50 Шеин О.Г., Бойко С.И., Аджиев А.Ю. и др. Рекомендации для выполнения рабочего проекта ремонтно-восстановительных работ блока МАУ-3 на Нижневартовском ГПК // Материалы XXIII Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 12-16 сентября 2005 г. - Краснодар, 2006. - С. 134-138.

51 Чуракаев A.M. Низкотемпературная ректификация нефтяного газа. - М.: Недра, 1989. - 150 с.

52 Шеин О.Г., Аджиев А.Ю., Бойко С.И., Калачева Л.И. и др. Получение ШФЛУ утяжеленного состава на Муравленковском ГПЗ // Материалы XXIII Всероссийского

межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 12-16 сентября 2005 г. - Краснодар, 2006.-С. 170-178.

53 Шеин О.Г., Аджиев А.Ю., Зозуля В.В. и др. Опыт проектирования и пуска установки переработки газа на Губкинском ГПК // Материалы XXIII Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре 12-16 сентября 2005 г. - Краснодар, 2006.-С. 157-163.

54 Справочник процессов переработки газов // Нефтегазовые технологии. - М.: Изд-во "Топливо и энергетика", 2004. - № 4, июль-август 2004.

55 Справочник процессов переработки газов // Нефтегазовые технологии. - М.: Изд-во "Топливо и энергетика", 2006. - № 8, август 2006.

56 Процессы переработки газов // Нефтегазовые технологии. - М.: Изд-во "Топливо и энергетика", 2009. - № 12. - С. 82.

57 Патент РФ № RU 2382301. Установка низкотемпературного разделения углеводородного газа / О.Г. Шеин, J1.И. Калачева, А.О. Шеин, A.B. Литвиненко, Н.С. Бащенко. - Заявлено 20.10.2008; Опубл. 20.02.2010.

58 Патент РФ № RU 2382302. Способ низкотемпературного разделения углеводородного газа / О.Г. Шеин, Л.И. Калачева, А.О. Шеин, A.B. Литвиненко, Н.С. Бащенко. - Заявлено 20.10.2008; Опубл. 20.02.2010.

59 Литвиненко A.B., Прусаченко С.Н., Шеин А.О. Увеличение степени извлечения углеводородов Сз+В на новых и действующих ГПК до 99 % и выше // Материалы XXIV Всероссийского межотраслевого совещания в г. Сочи, 6-7 октября 2010 г. -Краснодар, 2011. - С. 65-70.

60 Светов A.A. 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.

61 Аджиев А.Ю., Килинник С.В., Касапов Н.К., Шеин О.Г., Грицай М.А. Оценка возможности применения современных теплообменных аппаратов в нефтегазовой отрасли (на примере Оренбургского ГПЗ) // Материалы XXII Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 8-12 сентября 2003 г. - Краснодар, 2004. - С. 216-223.

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

63 Подображных Д.А., Баранов H.B. Перспективы использования теплообмен-ного оборудования Альфа Лаваль для нефтяной и газовой промышленности // Материалы XXII Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 8-12 сентября 2003 г. - Краснодар, 2004. - С. 208-216.

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

65 Григорьев В.А., Крохин Ю.И. Тепло- и массообменные аппараты криогенной техники. - М.: Энергоиздат, 1982.

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

67 Фарахов М.И., Лаптев А.Г., Минеев Н.Г. Насадочные контактные устройства для массообменных колонн // Химическая техника. - Информационно-издательский центр "КХТ", 2009. - № 2. - С. 4-5.

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

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

70 Аджиев А.Ю., Литвиненко A.B., Бойко С.И. и др. Методика расчета скорости захлебывания трехслойных тарелок провального типа // Нефтепромысловое дело. -М.: ОАО "ВНИИОЭНГ1, 2009. - № 5. - С. 58-62.

71 Патент на полезную модель № 31515. Контактное устройство для массообменных аппаратов / Ю.А. Арнаутов, М.А. Сковпень, А.Ю. Аджиев, С.И. Бойко; Опубл. 20.08.2003, Бюл. № 23.

72 Свидетельство на полезную модель № 10591. Ситчато-клапанная тарелка / Ю.А. Арнаутов, Т.В. Андреевская, В.Г. Гореченков, С.И. Бойко; Опубл. 16.08.1999, Бюл. № 8.

73 Клюйко В.В., Зиберт Г.К., Запорожец Е.П. Новые массообменные регулярные насадки для технологий газовой промышленности // Материалы XXII Всероссийского

межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 8-12 сентября 2003 г. - Краснодар, 2004. - С. 252-254.

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

75 Бойко С.И., Литвиненко A.B., Шульга Т.Н., Грицай М.А., Аджиев А.Ю. Тонкая очистка углеводородных газов от твердых и жидких аэрозолей // Материалы XXII Всероссийского межотраслевого совещания в г. Краснодаре, 8-12 сентября 2003 г. -Краснодар, 2004. - С. 255-259.

76 Бойко С.И., Литвиненко A.B., Аджиев А.Ю., Грицай М.А., Морозов Б.М., Прусаченко С.Н. Сепарационная техника для систем сбора, подготовки и переработки нефтяного газа // Газовая промышленность. - М.: Газоил пресс, 2009. - № 10. - С. 85-87.

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

78 Зиберт А.Г., Зиберт Г.К., Минигулов P.M. Совершенствование сепарационно-го оборудования на основе учета фазового состояния газожидкостной смеси // Газовая промышленность. - М.: Газоил пресс, 2010. - № 4. - С. 49-52.

79 Дубина Н.И., Ефимов Ю.Н. Очистка абсорбента на УКПГ Уренгойского ГНКМ. // Обз. инф. - сер.: Подготовка и переработка газа и газового конденсата. - М: ИРЦ Газпром, 2003. -40 с.

80 Бекиров Т.М. Первичная переработка природных газов. - М: Химия, 1987. -253 с.

81 Гильмутдинов Б.Р., Антипин Ю.В., Шакрисламов А.Г. Применение вспененных ингибирующих композиций при борьбе с осложнениями в скважинах Арланского месторождения // Нефтяное хозяйство. - М.: ЗАО "Издательство "Нефтяное хозяйство", 2009. - № 1. - С. 66-68.

82 Болотов A.A., Лазарев Г.А., Студнев В.П. Импульсно-волновая технология предупреждения солеотложений в теплообменных аппаратах // Газовая промышленность. - М.: Газоил пресс, 2006. - № 12. - С. 83-85.

83 Патент № 2236891. Способ очистки углеводородного газа / А.Ю. Аджиев, С.И. Бойко, А.О. Шеин; 27.09.2004.

84 Патент № 2140317. Центробежный сепарационный элемент / С.И. Бойко, В.В. Гугучкин, C.B. Килинник; Опубл. 27.10.1999, Бюл. № 30.

85 Свидетельство на полезную модель № 2198. Блок тонкослойного отстаивания / С.И. Бойко, Л.М. Мильштейн, Д.А. Ушаков, A.B. Федорцев; Опубл. 16.06.1996, Бюл. № 6.

86 Патент РФ на изобретение № 2384359. Способ подготовки и переработки нефтяного газа / А.Ю. Аджиев, A.B. Килинник, Н.П. Морева, A.A. Хуснудинова, В.В. Мельчин; Опубл. 20.03.2010, Бюл. № 8.

87 Патент РФ на изобретение № 2385181. Установка подготовки и переработки нефтяного газа / А.Ю. Аджиев, A.B. Килинник, Н.П. Морева, A.A. Хуснудинова, В.В. Мельчин; Опубл. 27.03.2010, Бюл. № 9.

88 АТК 26-02-1-89 Тарелки клапанные прямоточные для аппаратов колонного типа. Параметры, конструкция и основные размеры. Москва, 1990 г. Утвержден ВНИИнефтемаш.

89 АТК 26-02-2-89 Тарелки клапанные прямоточные четырехпоточные для аппаратов колонного типа. Параметры, конструкция и основные размеры. Москва, 1990 г. Утвержден ВНИИнефтемаш.

90 АТК 26-02-3-89. Тарелки ситчатые с отбойными элементами для аппаратов колонного типа. Параметры, конструкция и основные размеры. Москва, 1990 г. Утвержден ВНИИнефтемаш.

91 Бащенко Н.С., Пуртов П.А., Аджиев А.Ю., Ковалев И.Е., Маврицкий В.И., Зайцев В.П. Возможности производства нового авиационного топлива АСКТ // Транспорт на альтернативном топливе. - М. - № 3 (27), 2012 г. - С. 43-46.

92 Аджиев А.Ю., Пуртов П.А., Бащенко Н.С. Получение нового авиационного топлива АСКТ на ГПЗ и в промысловых условиях // Материалы XXV Всероссийского межотраслевого совещания в г. Геленджик, 27 сентября-1 октября 2011 г. - Краснодар, 2012.-С. 56-62.

93 Бащенко Н.С., Пуртов П.А., Аджиев А.Ю., Зайцев В.П. Получение нового авиационного топлива АСКТ на газоперерабатывающих заводах // Недропользование XXI век. - М. - № 6, декабрь 2011 г. - С. 34-38.

94 Зайцев В.П. Почему "Газолеты" не летают? // Авиаглобус. - М. - Сентябрь-2010.-С. 46-53.

95 Патент № 2044032. Авиационное сконденсированное топливо / Брещенко Е.М., Панасян Г.А., Мартыненко Л.А., Кудинова О.М., Топлов С.М., Зайцев В.П., Ду-бовкин Н.Ф., Васильева М.Г., Леонов Г.Н. Заявка № 93003845/04 от 26.01.1993. Опубл. 20.09.1995.

96 Аджиев А.Ю., Брещенко Е.М. Технология получения нового авиационного топлива - АС KT // Авиаглобус. - М. - Март-2009. - С. 10-11.

97 Патент РФ на изобретение № 2458101. Способ получения авиационного сконденсированного топлива (варианты) / Аджиев А.Ю. Пуртов П.А., Бащенко Н.С., Карелина Л.Н. Приоритет 09.06.2011. Опубл. 10.08.2012, Бюл. № 22.

98 Патент РФ на полезную модель № 116146. Установка переработки газов с получением моторных топлив / Аджиев А.Ю., Пуртов П.А., Бащенко Н.С., Карепина Л.Н. Приоритет 11.01.2012. Опубл. 20.05.2012, Бюл. № 14.

99 Патент РФ на полезную модель № 116980. Установка переработки углеводородного газа / Аджиев А.Ю., Пуртов П.А., Бащенко Н.С., Карепина Л.Н. Приоритет 11.01.2012. Опубл. 10.06.2012, Бюл. № 16.

100 Заявка № 2012119537 от 11.05.2012. Компрессорная станция углеводородного газа с получением моторного топлива / Аджиев А.Ю., Пуртов П.А., Бащенко Н.С., Карепина Л.Н. Положительное решение о выдаче патента на полезную модель от 26.06.2012.

101 Заявка № 2012133827. Установка подготовки и переработки газовых углеводородных смесей (варианты) / Аджиев А.Ю., Пуртов П.А., Бащенко Н.С., Карепина Л.Н. Приоритет от 07.08.2022.

102 Аджиев А.Ю., Бащенко Н.С., Пуртов П.А. Получение нового авиационного топлива из попутного нефтяного газа // Нефтегазовый форум и XX Юбилейная международная специализированная выставка "Газ. Нефть. Технологии - 2012". Материалы научно-практической конференции 23 мая 2012 г. - Уфа, 2012. - С. 475-477.

л. 1

1Ш\ «КЛЖНО-МЛЫИИИИ Ig'I t , -

I ä\ газоперерабатывающий /г. I« //' »

YfA КОМПЛМС»

УТВЕРЖДАЮ:

Главный инженер

ОАО «^^ШтЙалыкский ГПК»

f в п. Локтионов 2007 г.

по проведению работ по пуску установки HTA и выводу на устойчивый режим работы

г. Пыть-Ях

10.08.2007 г.

В период с 07 по 10 августа 2007 г. при участии представителей ОАО «НИПИгазпереработка» проведен пуск установки HTA и вывод ее на устойчивый технологический режим после реконструкции аппаратов: К-301, К-302, С-350 и С-301. При этом во время остановок производительность колонны К-301 и сепаратора С-350 за счет дополнительной реконструкции внутренних устройств была повышена до 130 тыс. м3/ч по расходу газа на установку HTA.

Загрузка установки HTA по нефтяному газу в период устойчивого режима составила 123-125 тыс. м3/ч по попутному нефтяному газу.

После вывода установки на устойчивый режим были достигнуты следующие технологические параметры:

123...125 60...66 30...34 2...5

минус 15...минус 10 минус 1 ...6 минус 12...минус 7 10...25 30...40 105...110 185...195

подача газа на HTA, тыс. м3/ч: -

подача конденсата в К-301, м3/ч -

расход абсорбента в К-301, м3/ч -

расход орошения в К-302, м3/ч -

температура, °С:

газа после Т-353 -

газа после Х-303 -

абсорбента после Х-302 -

низа К-301 верха К-302 низа К-302 в печи П-301

При этом колонна К-301 работала стабильно.

Вынос гликоля из сепаратора С-350 при достигнутой по факту производительности установки HTA после проведенной реконструкции полностью прекратился.

В период вывода установки на устойчивый режим работы содержание углеводородов Сз+выше в попутном нефтяном газе колебалось от 323 до 333.. г/ст. м3, в среднем - 328 г/ст. м3, в отбензиненном газе на входе ДКС - 88... 104 г/ст. м3, в среднем - 96 г/ст. м3.

Расчетное по составам сырого и отбензиненного газов извлечение целевых углеводородов Сз+ВыШе составило от 75 до 82 %, в среднем -79 %. При этом выработка ШФЛУ составила в среднем 31,5...33 т/ч при максимальной загрузке установки HTA с 13:30 08.08.2007 г. по 17:00 10.08.2008 г., в пересчете на сутки 756...792 т/сут.