Ключевые слова: установка подготовки природного газа к транспорту, сжиженные углеводородные газы, эффективная технология извлечения сжиженных углеводородных газов, низкотемпературная конденсация, газофракционирующая установка.
Для обеспечения бесперебойной доставки высококачественного топлива потребителю при транспортировке природного газа по магистралям технологические установки в газовой отрасли, предназначенные для подготовки сырья, играют ключевую роль. Однако при этом одной из существенных трудностей остается утилизация низконапорного газа, образующегося при дегазации углеводородного конденсата. В стандартных процессах подготовки газа к транспортировке этот низконапорный газ, полученный в ходе стабилизации конденсата, зачастую направляется на сжигание. Такой подход ведет к безвозвратной потере ценных углеводородов фракций С3-С4, содержащихся в этих газах.
Пропан и бутан, благодаря своим уникальным химическим и физическим характеристикам, имеют широкое применение в различных промышленных секторах. В связи с этим задача извлечения углеводородов C3-C4 из низконапорного углеводородного газа и минимизация потерь СУГ на установках подготовки газа приобретает особую актуальность и практическую значимость для всей газовой индустрии.
Современные технические решения, направленные на сокращение потерь углеводородных компонентов на установках подготовки природного газа, включают усовершенствованные установки (согласно патенту РФ 2769867) [1].
Предлагаемый метод подготовки природного газа демонстрирует повышенную эффективность, обеспечивая улучшение качества подготавливаемого углеводородного сырья, увеличение объемов производства, снижение потерь жидких углеводородов и сокращение операционных расходов. Тем не менее даже на усовершенствованных установках при стабилизации углеводородного конденсата сохраняется проблема потери углеводородов C3-C4, входящих в состав низконапорного углеводородного газа. Это происходит из-за прямого отвода широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) потребителю без последующей переработки, что ограничивает спектр получаемой продукции.
После выделения ШФЛУ на стадии стабилизации углеводородного конденсата этот газ направляется потребителю без дополнительного разделения на ГФУ. Следствием этого является практически стопроцентная потеря ценных углеводородов C3-C4 в рамках системы подготовки углеводородного газа к транспортировке. Современные принципы рационального природопользования требуют рассматривать установки по подготовке природного газа не только как источники топливного газа, углеводородного конденсата и ШФЛУ, но и как потенциальный источник сжиженного углеводородного газа, который может выступать в качестве самостоятельного товарного продукта.
Предлагаемое решение
При оптимизации производственных процессов в газовой отрасли критически важным фактором становится внедрение передовых технологий. Это особенно актуально для стратегий, направленных на уменьшение потерь СУГ, максимизацию использования углеводородного сырья в комплексных системах, а также повышение эффективности подготовки природного газа к дальнейшей транспортировке. В данном контексте применение наилучших доступных технологий (НДТ) является определяющим [2].
Одной из перспективных разработок в этой области является эффективная технология извлечения СУГ при подготовке природного газа, соответствующая стандартам НДТ. На сегодняшний день газовая промышленность нуждается в эффективных методах выделения СУГ как товарного продукта, что, в свою очередь, способствует улучшению экономических показателей, повышению технологичности производства и укреплению экологической безопасности [2].
Эффективное использование извлекаемых ценных компонентов является одним из ключевых способов реализации стратегической задачи развития минерально-сырьевой базы, направленной на обеспечение устойчивого социально-экономического развития и поддержание энергетической безопасности страны. Преодоление импортозависимости требует проведения инвентаризации неиспользуемых недр, оценки запасов дефицитного сырья, обновления геолого-разведочной информации, а также разработки новых технологий обогащения и глубокой переработки минерального сырья [3].
Современный подход к переработке низконапорного углеводородного газа, включающий извлечение СУГ, направлен на повышение эффективности установок подготовки природного газа к транспортировке. Это позволяет сократить потери сжиженных углеводородных компонентов C3-C4 до 90 % при утилизации низконапорного углеводородного газа.
Предлагаемое решение для эффективной работы установок по сокращению потерь сжиженных углеводородных компонентов C3-C4 заключается в дополнительном охлаждении низконапорного углеводородного газа до минус 35-40 °C [4]. Это способствует более полной низкотемпературной конденсации С3-C4 и одновременному удалению основной массы компонентов C1-C2. Полученный конденсат, представляющий собой широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), направляется на ГФУ для производства пропано-бутановой фракции (ПБФ), пропановой и бутановой фракций, а также газообразного метан-этанового концентрата (см. рисунок 1).
Эффективность процесса разделения ШФЛУ на компоненты C1-C2 и C3-C4 подтверждается теоретическими закономерностями. Охлаждение низконапорного газа вызывает последовательную конденсацию компонентов C3+ при заданном давлении. Последующее разделение образовавшейся газожидкостной смеси в ректификационных колоннах (тарельчатых или насадочных) ГФУ без предварительной сепарации позволяет получить СУГ.
Разделение легких углеводородов на установке подготовки природного газа с блоком ГФУ обеспечивает получение следующих продуктов:
-
Пропано-бутановая фракция (ПБФ);
-
Пропановая фракция;
-
Бутановая фракция;
-
Метан-этановая фракция.
Принцип работы ГФУ основан на различной температуре кипения компонентов, входящих в состав ШФЛУ.
РИСУНОК 1. Установка для подготовки углеводородного газа к транспорту с блоком ГФУ
Согласно рисунку 1, установка для подготовки углеводородного газа к транспорту с блоком ГФУ функционирует следующим образом.
Процесс работы установки начинается с поступления исходного газового сырья I, характеризующегося давлением в диапазоне 6,4–10,0 МПа, температурой 20–40 °С и плотностью 0,600–0,700 кг/м³. Это сырье направляется на обработку с целью подготовки к транспортировке. Часть основного потока, составляющая 10–20 %, отводится перед регулирующим клапаном 1 по линии подачи газа охлаждения II. Этот отбор необходим для обеспечения процессов регенерации и последующего охлаждения. Основная часть газа, пройдя через регулирующий клапан 1, испытывает снижение давления до 6,0–9,6 МПа. Затем этот поток смешивается с отработанным регенерационным газом, поступающим из сепаратора высокого давления 15 по линии отвода VII. Объединенный поток направляется во входной сепаратор 2, где происходит первичное удаление жидких примесей. Далее обработанный газ проходит через первый рекуперативный теплообменник 7 и поступает в систему адсорбционной осушки. Осушка осуществляется по четырехадсорберной схеме, задействующей адсорберы 3–6. В процессе работы два адсорбера (3 и 4) работают параллельно, осуществляя адсорбцию. Адсорбер 6 находится в стадии регенерации, а адсорбер 5 – в стадии охлаждения. Газ, проходящий сверху вниз через адсорберы 3 и 4, осушается до требуемых показателей: температура точки росы по воде снижается до -5…-60 °С, а по углеводородам – до 0…-50 °С. По завершении адсорбции адсорберы 3 и 4 переключаются на стадии регенерации и последующего охлаждения. Для процессов регенерации и охлаждения используется часть исходного газа, отобранная перед клапаном 1. Газ охлаждения, пройдя через фильтр-сепаратор 8, поступает в адсорбер 5.
Подготовленный осушенный газ из адсорберов 3 и 4 перенаправляется по линии IV через фильтрующее устройство 9, где удаляется пыль адсорбента, и далее поступает в магистральный газопровод. После адсорбера 5 газовый поток проходит через фильтрующее устройство 10 и второй рекуперативный теплообменник 11. Здесь происходит его нагрев за счет теплообмена с насыщенным газом регенерации, движущимся по линии III. Затем нагретый до 260–300 °С газ по линии VI поступает в адсорбер 6 для регенерации адсорбента, проходя снизу вверх. Насыщенный регенерационный газ по линии III последовательно проходит через фильтр 13, теплообменники 11 и 7. Перед охлаждением в пропановом холодильнике 14 проводится анализ содержания воды для определения температуры гидратообразования. После охлаждения до 10 °С в холодильнике 14 газ поступает в сепаратор высокого давления 15. Здесь происходит отделение технической воды (50–80 % метанола) и углеводородного конденсата. Отработанный регенерационный газ выводится по линии VII из сепаратора 15 и смешивается с основным потоком газа после регулирующего клапана 1. Техническая вода направляется на утилизацию. Углеводородный конденсат, пройдя через дроссель 16, охлаждается до 3–5 °С и поступает в сепаратор среднего давления 17 (0,7–0,8 МПа). В нем происходит частичная дегазация. Выделившийся газ направляется в топливную сеть (линия XVII), а конденсат через дроссель 18 объединяется с потоком из сепаратора топливного газа19 (линия X) и поступает в сепаратор низкого давления 20 (0,1–0,3 МПа), где происходит окончательная дегазация. Стабильный газовый конденсат направляется в резервуарный парк (линия XI). Выделившийся низконапорный углеводородный газ дегазации (линия XII) проходит через теплообменник 22 и холодильник 23, охлаждаясь до минус 35…40 °С, и поступает в факельный сепаратор 24. Здесь газообразные углеводороды отводятся в топливную сеть или на факел. Конденсированные углеводороды (ШФЛУ) подаются насосом 27 в блок газофракционирования 28, с отведением по линиям отвода метан-этановой фракции (C1, C2), линией отвода пропан-бутановой фракции (ПБФ), линией отвода пропановой фракции (C3) и линией отвода бутановой фракции (C4) [4].
Заключение
Совершенствование технологий, нацеленных на повышение полноты извлечения полезных ископаемых и минимизацию их утраты в процессе переработки, представляет собой актуальную задачу научно-технического прогресса. Такая работа призвана обеспечить ведущие позиции российских инноваций на мировой арене.
В связи с этим применение эффективных методов рекуперации СУГ посредством низкотемпературной конденсации и глубокого фракционного разделения на ГФУ при подготовки природного газа даст возможность извлечь до 90 % столь ценных компонентов, как С3..С4, из низконапорного углеводородного газа с низким давлением. Эти компоненты критически важны для энергетики и промышленности, особенно в контексте реализации новейшей стратегии развития минерально-сырьевой базы, ориентированной на более рациональное использование ресурсов и экологическую безопасность.
Литература
1. Патент РФ № 2769867 С1, МПК B01D 53/02, С07С 7/12. Установка для подготовки природного газа к транспорту. / Васюков Д.А., Шабля С.Г., Торянников А.А., Сапрыкин В.В., Сыроватка В.А.; опубл. 07.04.2022, бюл. № 10. – 10 с.
3. Стратегия развития минерально-сырьевой базы Российской Федерации до 2050 года, распоряжение правительства 1838-р от 11 июля 2024 г.
4. Патент РФ 2858844 С1, МПК B01D 53/02, F25J 3/00. Установка для подготовки углеводородного газа к транспорту с блоком ГФУ / Ясьян Ю.П., Сыроватка В.А, Берестенко Е.Н., Фролов С.А. / опубл.: 24.03.2026, бюл. 9. – 12 с.
