Инновационные полигоны газоперерабатывающей отрасли НГХК (Нефтегазохимический

и газоконденсатных месторождений












*Газ содержит также (в мг/м3): COS, CS2, меркаптаны.

— природный газ, искусственно сжиженный, путем охлаждения до −160 °C,

для облегчения хранения и транспортировки.

Преимущества СПГ:
Экологическая чистота;
Удобство хранения, а также транспортировки и потребления энергоносителя;
Возможность газификации объектов, удаленных от магистральных трубопроводов на большие расстояния;
Возможность межконтинентальных перевозок СПГ специальными танкерами, а также перевозка железнодорожным и автомобильным видами транспорта в цистернах.

превращается в жидкость, называемую сжиженным природным газом (СПГ). Объем газа при сжижении уменьшается

в 600 раз, что является одним из основных преимуществ этой технологии.

Компонентный состав сжиженного природного газа

газопромысловых установках (ГПУ), условно подразделяется на пять групп:
Газовые смеси, используемые

в качестве топлива. Основной компонент – метан, также смеси содержат другие углеводороды, диоксид углерода, азот, сернистые соединения, суммарное содержание которых достигает нескольких процентов.
Газообразные технические чистые углеводороды (этан, пропан, бутаны) и гелий.
Углеводороды, относящиеся ко второй группе, но в сжиженном виде.
Газовый конденсат и продукты его переработки.
Твердые продукты переработки природного газа – технический углерод и газовая сера.

компоненты, входящие в состав газа:
Диоксид углерода;
Сернистые соединения (сероводород, меркаптаны, серооксид

углерода, сероуглерод и сульфиды)

Классификация процессов очистки газов от кислых компонентов

абсорбционными и адсорбционными способами, а также комбинированием этих способов в

одной установке.

Основные преимущества абсорбционных и адсорбционных процессов осушки газа

Давление до 10–14 Мпа;
Кратность циркуляции абсорбента 10 –100 л

на 1000 м3 газа (от 10 до 35 л на 1 кг извлекаемой влаги);
Концентрация регенерированного абсорбента 98,0–99,9 %;
Процесс десорбции протекает при повышенной температуре (до 160–200 ° С) и практически под атмосферным давлением.

Эффективность осушки газа зависит от:
природы абсорбента;
концентрации абсорбента на входе в абсорбер;
кратности циркуляции абсорбента;
термодинамических параметров абсорбции;
наличия примесей и жидких углеводородов в осушаемом газе.

Мпа;
Температура в печи – 300-400 С;
Скорость подачи газа – 0,15-0,30

м/с

Применяемые адсорбенты:
Силикагель. Адсорбционная активность зависит от размера пор: чем меньше размер пор, тем выше адсорбционная активность. Но мелкопористые силикагели дороже и быстрее разрушаются в присутствии капельной влаги.
Цеолиты. Цеолиты обладают высокой адсорбционной активностью и избирательностью. Адсорбционная активность цеолита в отличие от оксида алюминия и силикагеля не зависит от влажности газа.
Оксид алюминия. Самый дешевый из перечисленных адсорбентов, устойчив по отношению к капельной влаге. Основной недостаток адсорбента – невысокая адсорбционная емкость

бутана и компонентов газового бензина (С5H12 + высш). 

Продуктами установок отбензинивания могут быть:

отбензиненный или сухой газ (метан или метан + этан);
топливный газ (метан + этан + пропан) и газовый бензин (фракция углеводородов С3+);
деметанизированный нестабильный газовый конденсат (фракция углеводородов С2+).

Классификация методов отбензинивания газов:
низкотемпературная сепарация тяжелых углеводородных компонентов (НТС);
низкотемпературная конденсация тяжелых углеводородных компонентов (НТК);
абсорбционное отбензинивание газов, включая низкотемпературную абсорбцию (НТА);
адсорбционное отбензинивание газов.

следующие процессы:
Производство низших олефинов;
Производство ацетилена;
Производство технического углерода (сажи);
Производство синтез-газа и

продуктов на его основе (альдегиды, спирты, синтетические жидкие топлива).

являются:
жидкие нефтепродукты;
природные и нефтяные газы;
газовые конденсаты.

Химизм процесса:
Процесс получения технического углерода (термическое разложение углеводородов с образованием углерода, находящегося в виде твердой фазы) описывается следующим уравнением:
СnHm → nC + 0,5mH2

включает в себя технологии сепарации, сероочистки, осушки, отбензинивания и др.
Конверсия

природного газа в синтез-газ.
Методом паровой конверсии:
СН4 + Н2О → СО + 3Н2.
Проводится в трубчатых реакторах, заполненных катализатором, с подводом тепла от горелок. Давление 1,0 МПа, температура – 750–850 °С. катализатор ГИАП-18 и ГИАП-3-6Н.
Методом парциального окисления:
СН4 + 0,5О2 → СО + 2Н2.
Парциальное окисление (ПО) основано на неполном окислении метана с использованием кислорода при отсутствии или очень малом количестве водяного пара. Процесс некаталитический, не требует специального подвода тепла.

углерода. Технология этого процесса аналогична технологии очистки от кислых компонентов

природного газа.
Синтез Фишера-Тропша представляет собой совокупность превращений, протекающих на поверхности гетерогенного катализатора. Основными являются реакции гидрополимеризации СО с образованием парафинов и олефинов:
nCO + 2nH2 → CnH2n + H2O,
nCO + (2n + 1)H2 → CnH2n+2 + H2O.
Фракционирование жидких продуктов Фишера-Тропша, восстановление олефинов и кислородсодержащих соединений из фракции С3–С18, гидрооблагораживание фракции С18+. Широкую углеводородную фракцию, выходящую со стадии синтеза по Фишеру- Тропшу, разделяют ректификацией на более узкие фракции С3–С18 и С18+. Фракцию С3–С18 подвергают гидрооблагораживанию, а фракцию С18+ – восстановлению олефинов и кислородсодержащих соединений.
Фракционирование продуктов с получением товарных моторных топлив. Фракции С3–С18 и С18+ после гидрогенизационного облагораживания объединяют и подвергают ректификационному разделению с получением пропан-бутановой, бензиновой и дизельной фракций.

превышает 5%, так как на данный момент в России только

2 действующих СПГ-завода – «Сахалин-2» и «Ямал СПГ» К концу 2020 года запланирован запуск еще 4 проектов по сжижению. Благодаря этому, объем производства СПГ должен достигнуть уровня в более чем 50 миллионов тонн ежегодно, а доля России на мировом рынке увеличится до 10%. 

производству СПГ в 2009 г. был построен на Дальнем Востоке

— на юге о. Сахалин. Завод включает две технологические линии производительностью по 4,8 млн т в год и причал для отгрузки СПГ на морские суда.
Ресурсная база проекта:
Пильтун-Астохского (главным образом нефтяного месторождения с попутным газом);
Лунского (преимущественно газового месторождения с попутным газовым конденсатом). Общие запасы составляют 182,4 млн т нефти и 633,6 млрд м³ газа.
Оператор проекта : компания «Сахалин Энерджи».
Акционеры проекта: Газпром, Shell, Mitsui, Mitsubishi, Компании Японии, США и Республики Корея уже раскупили
большую часть газа проекта на 25 лет вперед. 

Проект «Сахалин-2»

Платформа «Лунская-А». Первая в России морская газодобывающая платформа. На платформе ЛУН-А добываются основные объемы газа проекта.

завода по производству СПГ мощностью 16,5 млн т в год

, включающего три технологические линии. Кроме самого завода планируется строительство морского порта и аэропорта.
Ресурсная база проекта - Южно-Тамбейское газоконденсатного месторождение, расположенного на северо-востоке полуострова Ямал. Это месторождение содержит 522 млрд куб. м доказанных запасов природного газа и 15 млн т доказанных запасов жидких углеводородов.
Оператор проекта: ОАО «Ямал СПГ»
Акционеры проекта: НОВАТЭК, Total,  Китайская национальная нефтегазовая корпорация (CNCP), Фонд Шелкового пути.  Начало производства СПГ на Ямале запланировано с 2017 г.

Проект «Ямал СПГ»

построен в Ленинградской области в районе морского порта Усть-Луга. Мощность СПГ-завода с

двумя технологическими линиями составит 10 млн тонн в год с возможностью расширения до 15 млн тонн в год. Этот проект нацелен на европейские рынки, а также страны Латинской Америки. Кроме того, планируется использование продукции завода для газоснабжения Калининградской области.
Ресурсная база проекта —месторождения Ямала и Надым-Пур-Тазовского региона.

Проект реализуют дочерние компании Газпрома и Shell –"Газпром СПГ Санкт-Петербург" и Shell Gas & Power Developments B.V. 

 Срок планируемого запуска многократно менялся, по последним планам завод заработает в 2020 году.

полуострове Ломоносова) завода по производству СПГ, состоящего из 3-х технологических

линий мощностью 5 млн т/год СПГ каждая. Первая линия будет введена в 2018 г. Потенциальный рынок сбыта — страны Азиатско-Тихоокеанского региона.
Ресурсной базой для завода станет газ Сахалинского, Якутского и Иркутского центров газодобычи - месторождения Киринское (162 млрд кубометров)
и Южно-Киринское (711 млрд кубометров).
Оператор проекта - ООО «Газпром
СПГ Владивосток» —
дочернее общество ОАО «Газпром».

по производству сжиженного природного газа (СПГ) в Ненецком автономном округе.

 Предполагаемый объем производства предприятия - 2,6-8 млн тонн СПГ в год. Проект также предполагает создание газотранспортной инфраструктуры, строительство установки комплексной подготовки газа (УКПГ) и отгрузочного морского терминала. 
В состав УКПГ входят: -блок предварительной очистки (сепарации); - технологические установки очистки, осушки и охлаждения газа; - дожимные компрессорные станции;
- вспомогательные системы производственного назначения
Ресурсная база проекта - два месторождения Ненецкого автономного округа (НАО): Кумжинское и Коровинское, совокупные запасы которых составляют 145 млрд куб. м газа и 3,9 млн тонн конденсата. 
Проект реализуют : ПАО «НК «Роснефть» и группа «АЛЛТЕК».