Пластовый газ под давлением до 69 кгс/см и с температурой +30 ч +35⁰С подается с промыслов ГПУ на установки сепарации газа высокого давления У-171, У-271, где при температуре не выше 36⁰С и давлении 66ч69 кгс/см² разделяется на 3 потока:

* отсепарированный газ в количестве 10,5 млрд. м³/год;

* нестабильный конденсат в количестве 3670 тыс. тонн/год;

* пластовую воду в количестве 115 тыс. тонн/год.

Отсепарированный газ с У-171, У-271 с температурой до 35°С и давлением до 65 кгс/см² подается на установки очистки газа от кислых компонентов У-172, У-272. Кроме отсепарированного газа на установки сероочистки поступают:

* рекомпримированный газ с У-141, У-241 с температурой до 50°С и давлением до 65 кгс/см²;

* газ регенерации цеолитов с У-174, У-274 с температурой до 60°С и давлением до 65 кгс/см².

На установках У-172, У-272 при температуре 64ч92°С и давлении 61ч64,5 кгс/см² производится очистка сырого отсепарированного газа от Н₂S, СО₂ и части сероорганических соединений (сероокиси углерода, меркаптанов) - водным раствором диэтаноламина (ДЭА) и метилдиэтаноламина (МДЭА) концентрации при общей концентрации аминов 34-43%.

Очищенный (обессеренный газ) с У-172, У-272 направляется на установки осушки и отбензинивания газа У-174, У-274; Кислые газы направляются на установки получения серы У-151, У-251;

Экспанзерные газы направляются на установки промывки и компримирования газа среднего давления У-141, У-241.

Очищенный (обессеренный газ) с У-172, У-272 при температуре 45-55°С и давлении 61ч63,5 кгс/см подается на осушку, отбензинивание и тонкую очистку от сероорганики и меркаптанов на установки У-174, У-274. Целевым продуктом установки является товарный газ по ГОСТ 5542-87.

Осушка газа осуществляется в адсорберах на молекулярных ситах (цеолитах) при температуре 25⁰С и давлении не более 63 кгс/см².

Отбензинивание газа осуществляется за счет процесса низкотемпературной сепарации на турбодетандере при температуре минус 45 ч минус 103°С и давлении 61,5 ч 18 кгс/см².

Товарный газ с У-174, У-274 разделяется на три потока:

§ через замерный узел подается в магистральный газопровод;

§ подается на промысел и ПХ;

§ используется на собственные нужды через У-160, У-260. Выделенная на У-174, У-274 широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) в смеси с сероорганическими соединениями направляется на блок АТ, далее на блок ГФУ установки очистки и переработки ШФЛУ У-1.731 производства по переработке конденсата, либо на склад сжиженных газов У-500.

Газ регенерации цеолитов направляется на установки сероочистки У-172, У-272.

Углеводородный конденсат направляется на установку стабилизации конденсата У-121, У-221.

Нестабильный углеводородный конденсат с установок У-171, У-271 поступает на установку У-120, У-220 в отделение стабилизации У-121, У-221. Сюда же поступают углеводородные конденсаты, выделенные в процессе переработки газа на установках У-172, У-272, У-174, У-274, У-141, У-241; из системы рекуперации всех установок завода, факельного хозяйства. На У-121, У-221 производится:

- двухступенчатая дегазация конденсата с одновременным отделением от воды при температуре 20-65°С и давлении 23.8-26.8 кгс/см²

- электрообессоливание конденсата при температуре 30-50°С и давлении 20 кгс/см²

- стабилизация конденсата при температуре верха колонны 40-60°С, куба до 255⁰Си давлении 15.0 кгс/см²

Стабильный конденсат с У-121, У-221 направляется на переработку на блоки ЭлОУ и АТ У-1.731 или резервуарные парки У-510, У-515, при нарушении режима в буллиты некондиции Е-28, 29, 30 У-500;

Газ стабилизации с У-121, У-221 поступает на очистку на У-141, У-241;

Пластовая вода подается на У-165, У-265.

Пластовая вода с У-171, У-271, У-121, У-221 подается на У-165, У-265 на фильтрацию и дегазацию при давлении до 1,3 кгс/см².

Вода после У-165, У-265 подается на дальнейшую переработку на У-122, У-222.

Аминовый шлам с узлов фильтрации У-172, У-272, У-141, У-241, У-165, У-265 поступает в яму хранения Т-01 У-165, У-265 и далее насосом подается в печь У-165, У-265, где сжигается при температуре 850-1-1100°С.

Отфильтрованная и дегазированная вода с У-165, У-265 подается на У-122, У-222, где при температуре 40-44°С и давлении 15-17 кгс/см² производится извлечение растворенных Н28, жидких и газообразных углеводородов за счет обработки раствором соляной кислоты, отдувки от сероводорода стриппинг газом, защелачивания раствором едкого натра и отделения жидких углеводородов.

Нейтрализованная и очищенная от углеводородов вода, очищенная от Н₂S, углекислого газа и углеводородов откачивается на полигон по закачке промстоков в пласт.

Стриппинг газ с Н₂S подается на У-141, У-241. Кислый газ подается на У-151, У-251.

Газ стабилизации конденсата с У-121, У-221 в смеси с газом расширения насыщенного амина У-172, У-272;

- газом стриппинга вод с У-122, У-222;

- газом продувки скважин от У-171 В-06

- подается на установку повторного компримирования газов У-141, У-241, где производится очистка газов при температуре 65-92°С и давлении 14-15кгс/см² 30-43% раствором амина и компримирование до 67 кгс/см². Компримированный газ с У-141, У-241 поступает на У-172, У-212. Отсепарированный газовый конденсат поступает на установку стабилизации У-121, У-221. Кислый газ с У-141, У-241 поступает на У-151, У-251. Аминовый шлам У-141, У-241 подается на сжигание на У-165, У-265.

Кислые газы с установок У-172, У-272, У-141, У-241, У-165, У-265, У-122, У-222 и установок производства № 3 с температурой до 60°С и давлением 0,6-0,85 кгс/см² поступают на установки 1ч4 У-151, 1ч-3 У-251 производства получения серы.

Получение серы основано на реакции Клауса, которая осуществляется в 2 этапа:

- 1 этап - окисление сероводорода до 8С>2 в печах при температуре 900-1350°С и давлении до 0,7 кгс/см²

- 2 этап - на катализаторе активированный глинозем при температуре 260-365°С сероводород реагирует с SО₂ с образованием серы.

Отходящие газы процесса «Клауса» при температуре 150°С на катализаторе активированный глинозем подвергаются доочистке на блоке «Сульфрин» для более полного извлечения серы и сокращения вредных выбросов в атмосферу с дымовыми газами.

Дымовые газы после печей дожига сбрасываются в атмосферу;

Дегазированная элементарная сера откачивается на склад жидкой серы У-154,У-254;

Из ям хранения жидкая сера подается на установку грануляции, ручного налива в железнодорожные цистерны и на карты для застывания, где после застывания сера разрабатывается с получением комовой серы и отгружается в железнодорожные полувагоны.

Стабильный конденсат с У-121, У-221 или У-510, У-515, ШФЛУ с У-174, У-274 или со склада сжиженных газов У500 поступают на блок ЭлОУ, затем на блок АТ комбинированной установки У-1.731 производства переработки газового конденсата.

В состав комбинированной установки У-1.731 входят:

- блок атмосферной перегонки стабильного конденсата (АТ);

- блок вторичной перегонки (ВП);

- блок производства сжиженных газов (ГФУ). На блоке АТ У-1.731 при температуре верха колонны 100-113°С, низа до 330°С и давлении 2,0 - 2,6 кгс/см² в тарельчатой колонне производится ректификация стабильного конденсата с получением фракций НК-120, 120-230, 230-350, >350 (мазут).

Фракция >350 с блока АТ подается в парк У-510 как товарная продукция (мазут).

Нестабильная фракция НК-120 смешивается с ШФЛУ, поступающей с У-174, У-274 и при температуре 64-170 С и давлении 12-12.7 кгс/см² стабилизируется в ректификационной колонне с получением:

- головки стабилизации (С₂-С₄);

- стабильной фракции НК-120.

Головка стабилизации с блока АТ и нестабильная головка с установки каталитического риформинга У-1.734 подаются на блок ГФУ, где:

- вначале при температуре 40-55⁰С и давлении 21-22 кгс/см² в экстракторе очищается 25% водным раствором ДЭА от сероводорода и сероокиси углерода;

- затем при температуре 40°С и давлении 20-21 кгс/см² в экстракторе доочищается 7.5% водным раствором щелочи;

- очищенное от кислых компонентов сырье проходит демеркаптанизацию в экстракторе катализаторным комплексом (КТК) при температуре не более 40°С и давлении 19-20 кгс/см²;

- очищенное и осушенное сырье направляется на ректификацию при температуре 60-125⁰С и давлении 20-21 кгс/см² с получением СПБТЛ (СПБТЗ) Данные годового отчета АГПЗ. - Астрахань, АГПЗ, 1998-2001.

Фракция СПБТЛ (СПБТЗ) направляется на У-500 для последующей отгрузки потребителям.

Фракция НК-350 (смесь фракций НК-120, 120-230, 230-350) с блока АТ У-1.731 направляется на установку гидроочистки У-1.732.

На установке гидроочистки У-1.732 производится очистка фракции НК-350 от серы и ее соединений путем гидрирования в среде водородсодержащего газа (ВСГ) на алюмокобальтмолибденовом катализаторе при температуре до 395⁰С и давлении 34-40кгс/см².

Очищенный стабильный гидрогенизат фр. НК-350 с У-1.732 направляется на блок ВП установки У-1.731.

Сероводород из ВСГ извлекается методом абсорбции 25% раствором ДЭА при температуре 45-50°С, давлении 34-37 кгс/см² и направляется на производство серы (установки У-151,У-251).

На блоке ВП У-1.731 при температуре 90-290°С и давлении 2-2.8 кгс/см² в тарельчатой колонне производится ректификация фракции НК-350, поступающей после очистки с установки гидроочистки У-1.732 с получением фракций НК-62, 62-180, 180-350.

Фракция НК-62 после очистки раствором ДЭА от кислых компонентов направляется в парк БПТН У-1.734 или У-510 для приготовления бензина А-76.

Фракция 180-350 направляется в парк У-510 как товарная продукция - дизельное топливо.

Фракция 62-180 направляется в качестве сырья на установку каталитического риформинга У-1.734.

На установке каталитического риформинга У-1.734 в реакторах на катализаторе при температуре 460-530°С и давлении 28ч38 кгс/см² в среде водородсодержащего газа происходит гидрооблагораживание фракции 62-180 с получением:

- водородсодержащего газа (ВСГ), избыток которого подается на установку гидроочистки У-1.732;

- нестабильной головки стабилизации, которая направляется на блок АТ и ГФУ У-1.731 для получения сжиженных газов;

- стабильного катализата с октановым числом 76-85р (м.м.), который подается на БПТП У-1.742 и на установку У-510 на компаундирование с НК-62 для получения неэтилированного бензина А-76, А-92 и АИ-93, АИ-95 Проект АГПЗ - разработанный ЮНГТ г. Донецк..

Газ после сепаратора С-3 УПСВБ поступает в сепаратор ГС-3,где происходит улавливание капельной жидкости и конденсата. Газосепаратор оборудован приборами контроля давления, уровня жидкости. Давление в газосепараторе ГС-3 контролируется техническим манометром. Верхний и нижний уровень жидкости контролируется приборами СУС-1, сигнал от которых выведен на щит в котельную. Срабатывает предупредительная сигнализация по уровню жидкости при Н_min=0,5 и Н_max=1,0 м. Уловленный в газосепараторе конденсат и жидкость дренируется в подземную емкость ЕП-13, откуда при помощи насосного агрегата ЦА-320 откачивается в автоцистерну.

Газ из газосепаратора ГС-3 поступает в газосепаратор ГС-4 где происходит дополнительное отделение влаги от газа. Газосепаратор оборудован приборами контроля и измерения давления, уровня жидкости. Уровень жидкости в газосепараторе контролируется прибором УБ-ПВ. Показания прибора выводятся на вторичный прибор ПВ 10.1Э, установленный на щите операторной. Пределы измерения уровня Н=0,5-1,0 м. Давление в газосепараторе контролируется техническим и электроконтактным манометром ВЭ16РБ, а также прибором 13ДИ30. Показания прибора выводятся на вторичный прибор ПКР , установленный на щите операторной. Пределы поддержания давления в газосепараторе Р=0,15-0,3 МПа.

Из газосепаратора ГС-4 газ по отдельным трубопроводам поступает на печи ПТБ-10 № 1-2 и ПТБ-10 № 3-4. На трубопроводах установлены диафрагмы, для измерения количества газа подаваемого на печи. Показания диафрагм через преобразователи давления 13ДД11, выведены на вторичные приборы РПВ.4, установленные на щите операторной. Уловленные в газосепараторе конденсат и жидкость дренируются в подземную емкость ЕП-8.

Газ из сепараторов С 1-6 поступает на газокомпрессорную станцию. При поподании газового конденсата и капельной жидкости в газопровод (повышении давления в газопроводе и сепараторах и падении давления в газопроводе на приеме газокомпрессорной) предусмотрен дренаж жидкости из газопровода в подземные емкости ЕП-4,12. При остановке газокомпрессорной станции газ из сепараторов С1-С6, операторами компрессорной станции, переводится на факел низкого давления (ФНД-II), где сжигается. На газопроводе перед факелом,для улавливания капельной жидкости и газового конденсата, из трубы диаметром 720 мм и длиной L=8,0 м, смонтирован “сепаратор-расширитель” С-8. Уловленная в сепараторе-расширителе С-8 жидкость дренируется в ЕП-7.

Природный газ, добываемый на Астраханском газоперерабатывающем заводе ценится содержанием этана - ценного сырья для производства этилена, являющийся основным сырьем для получения полиэтилена Инвестиционный проект по производству полиэтилена. - Астрахань, АГПЗ, 2001.

Предполагаемое место для строительства комплекса производства полиэтилена на Астраханском газоперерабатывающем заводе - площадка, расположенная западнее действующего ГПЗ на расстоянии 2 км.

В состав комплекса производства полиэтилена входят:

1. установки выделения этана и ШФЛУ мощностью 414,4 тыс.тн./год по этановой фракции (реконструкция существующих установок выделения ШФЛУ);

2. производство этилена мощностью 300 тыс.тн./год;

3. производство полиэтилена мощностью 300 тыс.тн./год;

4. склады:

- реконструкция и расширение существующего склада СУГ;

- склад сернисто-щелочных стоков

5. объекты энергохозяйства и водоснабжения, в т.ч.:

- ГПП;

- азотная станция;

- воздушная станция;

- комплекс объектов оборотного водоснабжения;

- канализационная насосная химзагрязненных стоков;

- канализационная насосная хозфекальных стоков;

канализационная насосная дождевых стоков.

Строительство комплекса делится на 2 части:

1. реконструкция существующих установок получения ШФЛУ (У-174/274);

2. новое строительство.

Реконструкция установок У174/274:

Установка выделения этана состоит из реконструируемых четырех установок У174/У274 мощностью по 2,07 млрд.нм.куб./год (258949 нм.куб/час). Всего 8,28 млрд.нм.куб./год.

Количество вырабатываемой этановой фракции 414,4 тыс.тн./год.

Дополнительно к холоду, полученному за счет расширения природного газа в турбодетандере используется внешний пропановый (пропиленпропановый) холод из производства этилена. Для этого пропан (пропанпропиленовая фракция) при давлении 2 кгс/см.кв. подается из производства этилена. Пропан (пропанпропиленовая фракция) испаряется, отдавая холод на установках выделения этана. Затем пары пропана (пропанпропиленовой фракции) возвращаются в производство этилена Инвестиционный проект по производству полиэтилена. - Астрахань, АГПЗ, 2001.

За счет изменения режима колонны С01 в ней вместо ШФЛУ выделяется фракция С2+.

Добавляются новые ректификационные колонны С04, в которых этанпропановая фракция отделяется от ШФЛУ. Таких колонн на 4 установки добавляется 2, по одной на каждые две установки.

Рассмотрим методы производства этилена.

Основным промышленным методом производства этилена в мире является пиролиз (термическое разложение) различных углеводородов и их смесей (от этана до газойля) в трубчатых печах в среде водяного пара. Пиролиз проводят в печах высокой теплонапряженности с вертикальным расположением труб. Газы пиролиза охлаждаются в закалочно-спарительных аппаратах (ЗИА) с одновременной генерацией водяного пара высокого давления. Затем газ промывается, компремируется в многоступенчатых центробежных компрессорах и после очистки и осушки разделяется на отдельные фракции и последовательно расположенных ректификационных агрегатах (колоннах) с использованием каскадной системы охлаждения замкнутыми циклами этиленового и пропиленового холодильного цикла.

Существующие процессы производства этилена отличаются:

- видом применяемого сырья,

- производительностью,

- аппаратурным оформлением (существуют методы, которые предусматривают осушку, очистку и частичное разделение на фракции между отдельными ступенями компрессора),

- температурой пиролиза,

- временем пребывания сырья в зоне высокой температуры в змеевике печи пиролиза.

Указанные отличия определяют расходные коэффициенты на сырье, энергетику и, следовательно, основные экономические показатели.

Ведущие фирмы-лицензиары процессов производства этилена непосредственно их совершенствуют, добиваясь снижения расхода сырья, топлива, энергосредств, а также капитальных затрат на строительство таких установок.

Ведущими фирмами лицензиарами по производству этилена являются:

- «TPL» (Италия), которая в настоящее время поглощена фирмой «Тесhnip» (Франция),

- «Linde» (Германия),

- «Кеllog» (США),

- «Ortloff» (США),

- «АВВ lummus Gljuba»,

- «Lurgi» (Германия).

Для решения вопроса о выборе лучшего процесса производства и инженерной фирмы необходимо провести тендер с участием ведущих инженерных фирм, которые должны представить предложения с использованием материалов перечисленных фирм-лицензиаров Инвестиционный проект по производству полиэтилена. - Астрахань, АГПЗ, 2001.

1.5 Организация вспомогательного производства на предприятии