Получение серы из нефтепродуктов

                                          Содержание

Введение

1 Общая характеристика  производства

2 Характеристика сырья,  продуктов и вспомогательных  материалов

3 Описание технологической  схемы установки

4 Описание аппарата

5 Аналитический контроль  производства

6 Нормальная эксплуатация технологического процесса

7 Промышленная безопасность  и охрана труда

8 Экономическое  обоснование 
Введение

Миннибаевский газоперерабатывающий завод создан в 1956 году по решению Министерства нефтяной промышленности ССР для переработки попутного газа и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). К концу 1956 года пущены в эксплуатацию технологические установки первой очереди строительства и получена первая продукция.

      Первая очередь завода была  введена в эксплуатацию в декабре 1956 года, последняя – пятая очередь – в декабре 1973 года. История развития и становление завода неразрывно связано с освоением новых технологий переработки нефтяного газа, испытанием и вводом в эксплуатацию нового оборудования и автоматики. На заводе впервые в стране были освоены и доведены до серийного изготовления опытные образцы уникальных центробежных компрессоров К-380, разработанных и изготовленных Невским машиностроительным заводом.

         На пятой очереди строительства  завода была освоена новейшая технология извлечения жидких углеводородов и этановой фракции, основанная на процессах низкотемпературной конденсации ректификации.

       В связи с изменениями горно-геологических  условий добычи нефти и соответствующим  увеличением объемов утилизируемого высокосернистого нефтяного газа завод успешно решает проблему его очистки от сероводорода, обеспечивая экологическую безопасность нефтяного региона Республики Татарстан.

      На базе Миннибаевского ГПЗ  было создано Акционерное открытое  общество «МГПЗ» в порядке преобразования подразделений объединения «Татнефть».

    Общество  зарегистрировано Министерством  Финансов Республики Татарстан  за №799 от 1.04.1994г. в виде акционерного  общества открытого типа (АООТ  «МГПЗ»).

   АООТ  «МГПЗ» перерегистрировано как Открытое акционерное общество «МГПЗ» (ОАО «МГПЗ» 29 декабря 1996 года 799/778.Министерством Финансов РТ.)

   ОАО «Миннибаевский  ГПЗ» с 17.05.02г. преобразовано  в ООО «МГПЗ» на основании  протокола №4 от 6.05.02г собрания  акционеров о реорганизации в форме преобразования общества с ограниченной ответственностью «МГПЗ» и протокола № 1 от 6.05.02г. собрания учредителей.

   Переименованное  управление «Татнефтегаз» в управление  «Татнефтегазпереработка» с 1.06.02г.  заключило договор аренды с  правом выкупа имущества ООО «МГПЗ». (Приказ №156 от 17.05.02г.)

   Управление  «Татнефтегазпереработка» является  структурным подразделением Открытого  Акционерного Общества «ТАТНЕФТЬ».

    Завод  имеет в своем составе 2 основных  цеха по эксплуатации технологических  установок очистки нефтяного газа от сероводорода, компримирования, осушки от влаги и очистки от углекислого газа, низкотемпературной конденсации и ректификации, газофракционирования.

Функционируют 8 вспомогательных цехов :цех КИП  и А, товарный, водоснабжения и  канализации, лаборатория контроля сырья и выпускаемой продукции, ремонтно-строительный, автотранспортный, электроцех, пароснабжения.

Основными видами выпускаемой продукции являются:

• фракция этановая (ТУ 0272-022-00151638-99);
• фракция пропановая (ТУ 0272-023-00151638-99);
• фракция изобутановая (ТУ 0272-025-00151638-99);
• фракция нормального бутана (ТУ 0272-026-00151638-99);

     -     газ углеводородный сжиженный  очищенный (ТУ 38.40116-92);

• газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления (ГОСТ 20448-90);
• газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения (ГОСТ 5542-87);
• бензин газовый стабильный (ТУ 39-1340-89 с изм. №2);
• фракция гексановая ЦГФУ (ТУ 2411-032-05766801-95);
• газы углеводородные сжиженные топливные для автомобильного транспорта (ГОСТ 27578-87);
• кислород газообразный технический и медицинский (ГОСТ 21443-75Э с изм.№5);
• широкая фракция легких углеводородов (ТУ 38.101524-93);
• сера техническая (ГОСТ 127-7, 127.1-93).

  423460, Российская  Федерация, Татарстан, г.Альметьевск-10

  телефоны (8553) 25-82-11, 39-43-63

  факсы (8553) 318-280, 318-192, 394-780

   e-mail tngp @ tatneft. ru

При современных  интенсивных темпах добычи нефти (особенно высокосернистых нефтей), параллельно  возрастает и количество попутно добываемого газа, который в свою очередь является важнейшим нефтехимическим сырьем. Однако, содержащиеся в нем некоторые компоненты неуглеводородного характера, являются нежелательными. Например, сероводород, находящийся в газе приводит к сероводородной коррозии всего оборудования, с которым контактирует. Также он является ядом для каталитических процессов. Ежегодно из-за этого газоперерабатывающие заводы терпят колоссальные убытки, в основном на замену оборудования.

Следовательно, процесс очистки нефтяного газа является одним из важнейших в газопереработке и должен проводится на первоначальном этапе фракционирования газового сырья.

              Удаление серы из попутного  газа – необходимая часть многих  технологических процессов. Это  необходимо как для получения качественных продуктов газопереработки, так и для соответствия производства все возрастающему числу строгих законов и актов, регулирующих контроль за выбросами.  Давление рынка и конкуренция привели к тому, что процессы удаления и восстановления серы стали экономически выгодными.

                Перед управлением «Татнефтегазпереработка»  стоит задача максимального извлечения  серы из попутного газа за  счет усовершенствования технологии, что приведет к существенному  снижению вредных выбросов в  атмосферу.

            Установка очистки нефтяного  газа от сероводорода служит  для подготовки  сероводородсодержащего  нефтяного газа, поступающего с  нефтяных месторождений Татарстана, к дальнейшей его переработке  в системе завода.

 Установка очистки  нефтяного газа от сероводорода предназначена для             очистки нефтяного газа  от сероводорода и углекислого газа методом хемосорбции, водным раствором моноэтаноламина.

Мощность установки  – 1 млрд.м³/ год по нефтяному газу.

Год ввода в  эксплуатацию – декабрь 1979 г.

 В состав  технологической установки входят:

• два параллельных технологических блока производительностью

500 млн.м³/ год каждый;

• факельное хозяйство;
• технологическая насосная.

 Наименование генерального  проектировщика: Институт «ВНИПИ-газпереработка» ВПО «Союзнефтегазпереработка» г.Краснодар.

         Генподрядчик объекта: Строительно-монтажное  управление №38 треста №6 объединения  «Татнефтестрой».

1.Общая характеристика производства

    1.1 В настоящее время на нефтяных месторождениях ОАО «Татнефть» применяются герметизированные системы сбора, транспорта нефти и газа.

    Продукция скважин под устьевым давлением направляется на автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ), где происходит поочередное определение дебита жидкости по каждой подключенной скважине. После АГЗУ нефть поступает на I-ую ступень сепарации при товарных парках или на ДНС при промыслах, где происходит отделение газа от жидкости, отделившийся газ на I-ой ступени сепарации под давлением 0,3-0,4 МПа по газопроводу направляется на прием установки сероочистки газоперерабатывающего завода управления «Татнефтегазпереработка». После I-ой ступени сепарации нефть с остаточным содержанием газа поступает на II-ую ступень сепарации, которые расположены на товарных парках НГДУ. На II-ой ступени сепарации происходит отделение от нефти оставшегося газа под более низким давлением от 0,03 до 0,05 МПа, отделившийся газ по газопроводу направляется на компрессорную станцию. Нефтяной газ поступает в приемный сепаратор компрессорной станции, где происходит отделение влаги, далее газ направляется на прием винтовых компрессоров. Для смазки подшипников, уплотнения зазоров между роторами и корпусом и отвода тепла в компрессор подается масло, которое движется вместе с газом, смешивается с ним и выталкивается на выкидной коллектор компрессора. Компримированная газомасляная смесь давлением 0,35-0,4 МПа поступает в газомаслосепаратор, где происходит отделение газа от масел, далее газ через газохолодильник поступает в конечный сепаратор, где происходит отделение конденсата, далее газ направляется по напорному газопроводу на установку сероочистки завода управления «Татнефтегазпереработка».

    Нефть со II-ой ступени сепарации поступает через вертикальные газоотделители в сырьевые резервуары, где происходит отделение резервуарных газов, которые с помощью установок УЛФ подается на прием компрессоров газокомпрессорной станции.

    На некоторых объектах ОАО «Татнефть» используется технология перекачки газонефтяной смеси с помощью мультифазных насосов. При этом газонефтяная смесь с помощью мультифазных насосов перекачивается  непосредственно на II-ой ступень сепарации.

    В настоящее время на объектах ОАО «Татнефть» системы сбора газа, отделяемого на ДНС и объектах I-ой ступени сепарации, переведены на самотечный режим работы. Осушенный нефтяной газ после сепаратора – осушителя и отсекателя под давлением 0,3-0,4 МПа поступает в напорный газопровод и транспортируется на прием завода.

    1.2 Очистка высокосернистого газа от сероводорода с получением элементарной серы.

     Попутный нефтяной газ с угленосных месторождений с содержанием серы до 7 кг/100 м³ поступает на Миннибаевскую установку сероочистки (Мин УСО), производительностью 60 млн.м³/год и 100 млн.м³/год. Мин. УСО имеет в своем составе блоки сепарации 100 и 100/1, компрессорную станцию с площадкой охлаждения, блоки аминовой очистки 200 и 200/1, блок осушки 300, блок получения элементной серы, блок теплоносителя 700, и вспомогательные блоки: факельную систему – блок 500, обеспечения сжатым воздухом КИП и А – блок 800, обработки воды – блок 900.

     Нефтяной газ подается на блок сепарации, 100 или 100/1. Затем компримируется в компрессорной станции газокомпрессорами типа ГТК-7/5 до давления 0,4 МПа, и, через площадку охлаждения и сепаратор, поступает в абсорбционную колонну блока очистки, 200 или 200/1. В блоке очистки происходит очистка газа от «кислых» компонентов (H₂S и частично от СО₂₎ 34%-ым водным раствором метилдиэтаноламина (МДЭА) и выделение их при регенерации раствора в десорбционной колонне этого же блока. Кислые компоненты – кислотный газ подается на блок 400 получения элементной серы, а очищенный газ на блок осушки 300.

     На блоке 300 происходит осушка газа от влаги с помощью циркулирующего раствора диэтиленгликоля (ДЭГ) и выделение влаги в атмосферу при регенерации раствора. Осушенный газ далее частично отводится для технологических нужд, а основная часть направляется на установку сероочистки, производительностью 1 млрд.м³/год (УСО-1 млрд.). Расход очищенного газа измеряется расходомером.

    На блоке 400 происходит выделение элементной серы по методу «Клауса», на термической и трех каталитических ступенях. Товарная сера отгружается автомобильным транспортом на ОАО «Химический завод им.Л.Я.Карпова» г.Менделеевск. Замеры выработки серы производится при отгрузке.

    Обеспечение теплом осуществляется циркуляцией теплоносителя 50% водного раствора ДЭГ с блока 700.

    1.3 Очистка газа от сероводорода

     Попутный нефтяной газ с девонских месторождений, с содержанием сероводорода до 200 г/100м³ поступает с объектов сбора газа на УСО-1 млрд под давлением . Сюда же поступает очищенный газ с Мин УСО и Бавлинской УСО. Объем газа замеряется расходомером. Очистка газа на установке осуществляется за счет хемосорбции 10÷20% водного раствора моноэтаноламина (МЭА). Кислые газы, выделенные при десорбции раствора, поступают на установку утилизации кислых газов (УУКГ), где путем термокаталитического окисления получают элементную серу. Узел регенерации обеспечивается теплом за счет подачи острого пара.

    1.4 Компримирование газа

    Очищенный от сероводорода до 2 г/100м³ и частично от углекислого газа нефтяной газ далее под давлением поступает на компримирование в компрессорную установку сырого газа 7/8 завода (КУСГ 7/8), производительностью 1100 млн.м³/год и оснащенную турбокомпрессорами типа К-380. Сюда же подается газ с установки утилизации факельных газов (УУФГ), которая представляет собой парк из трех емкостей-сепараторов, предназначенных для сбора газа аварийных выбросов, продувок, стравливания, сбросных газов товарных операций, их сепарации и подачи на повторную переработку. Объем газа замеряется расходомером.

    Скомпримированный газ, пройдя блок охлаждения и сепаратор, где происходит I ступень отбензинивания газа поступает на установку осушки и очистки газа (УООГ), производительностью 975 млн.м³/год. Компрессионный бензин (КБ), отделившийся в сепараторах, поступает на склад готовой продукции.

    1.5 Осушка и очистка газа

     На УООГ газ осушается и очищается водным раствором диэтиленгликоля и моноэтаноламина (ДМ), затем в осушителях, наполненных силикагелем и цеолитом, и с точкой росы по влаге –78 ^оС поступает на установку низкотемпературной конденсации и ректификации (УНТКР), производительностью 975 млн.м³/год. Объем газа на УНТКР замеряется расходомером. Насыщенный влагой раствор ДМ регенерируется в отпарной колонне, выделившаяся влага откачивается в промканализацию а кислые газы направляются на факел.

     1.6 Низкотемпературная конденсация и ректификация

     На УНТКР газ, пройдя через контур охлаждения, охлаждаясь до -60 ^оС за счет холода, выработанного на каскадной холодильной установке (КХУ), поступает в сепаратор С-1, где происходит конденсация газа (II ступень отбензинивания газа). Газообразная фаза проходит контур охлаждения (II ступень конденсации) и поступает в емкость Е-1. Газообразная фаза Е-1– отбензиненный газ проходит контур охлаждения, охлаждая в теплообменных аппаратурах входной поток УНТКР и поступает на прием компрессорной установки отбензиненного газа 7/8 завода (КУОГ-7/8). Жидкая фаза с сепаратора С-1 и емкости Е-1 поступает в деметанизатор, где отделяется метановая фракция – сбросной газ. Деметанизированная жидкая фаза подается в этановую колонну, где выделяется этановая фракция, которая отгружается по трубопроводу в адрес ОАО «Казаньоргсинтез» (КЗОС), а деэтанизированный остаток – жидкие углеводороды (УЖ) подаются на разделение на газофракционирующую установку ГФУ-2, производительностью 252 тыс.тн/год. Расход этана и УЖ замеряется расходомерами.

    Сбросной газ с деметанизатора, пройдя контур охлаждения, охлаждая встречный входной поток УНТКР, поступает в качестве газа регенерации (ГР) и газа охлаждения (ГО) на УООГ для регенерации адсорбентов и далее подается вместе с отбензиненным газом – сухой отбензиненный газ (СОГ) на прием КУОГ -7/8. ГР перед подачей на осушители для регенерации предварительно подогревается в печи ПБ-0,74.

    КХУ предназначена для выработки искусственного холода и обеспечения им УНТКР, на которой за счет теплопередачи и охлаждения происходит конденсация газа. КХУ оснащена площадкой охлаждения, восемью пропановыми и четырьмя этановыми компрессорами «Галя-П» и «Галя-Э», которые обеспечивают циркуляцию пропана-хладагента и этана-хладагента по пропановому и этановому, соответственно, контурам. Производительность установки 20,4 млн.ккал/год. Периодически производиться подпитка контуров пропаном с газофракционирующей установки (ГФУ) и этаном с УНТКР.

    1.7 Компримирование отбензиненного газа

    На КУОГ -7/8 СОГ газ дожимается компрессорами типа ГМК 10 ГКН и через площадку охлаждения и направляется по трубопроводу в магистральные сети ООО «Таттрансгаз». Часть компримированного газа используется в качестве газа поддавливания для товарных операций и для опреесовки оборудования.

    Для поддержания калорийности в магистральной сети с ГФУ в СОГ подбавляется пропан.

    С приемной линии КУОГ -7/8 частично газ отводится на топливные нужды объектов переработки газа и сторонним потребителям. Расходы газа замеряются расходомерами.

   На сырьевой склад №2, состоящих из 40 горизонтальных резервуаров, с установок комплексной переработки нефти (УКПН) поступает широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ). После отстаивания и дренирования подтоварной воды ШФЛУ подается на склад готовой продукции (СГП), где в пропорции 70:30 смешивается с КБ. Со СГП смесь ШФЛУ и КБ направляется на газофракционирующую установку ГФУ-300, производительностью 300 тыс.тн/год.

   1.8 Газофракционирование

    Газофракционирующие мощности состоят из двух блоков ГФУ-300 и ГФУ-2. ГФУ-300 в своем составе содержит отпарную колонну, пропановую колонну, изобутановую колонну, бутановый стабилизатор и изопентановую колонну с испарителями, рефлюксными емкостями. В своем составе ГФУ -300 имеет систему теплоносителя, который включает в себя насосную, две печи и узел утилизации дымовых газов, и систему антифризного хозяйства.

    ГФУ-2 в своем составе содержит пропановую колонну, изобутановую колонну и стабилизационную колонну с испарителями, рефлюксными емкостями. В своем составе ГФУ-2 имеет систему теплоносителя, который включает в себя две насосные, четыре печи и емкости хранения и аварийного слива теплоносителя. В качестве теплоносителя на газофракционирующих установках применяется керосин. Теплом системы теплоносителя ГФУ-2 также обеспечиваются УНТКР и УООГ.

    УЖ на ГФУ-2 разделяется на пропановую, изобутановую, бутановую фракции и фракцию стабильного бензина.

    Смесь ШФЛУ и КБ на ГФУ -300 разделяется на пропановую, изобутановую, бутановую, изопентановую фракции и фракцию стабильного бензина. Предварительно, в отпарной колонне ГФУ-300 выделяется метан-этановая фракция, которая через установку утилизации факельных газов подается на повторную переработку. Объем смеси, подаваемого на ГФУ замеряется расходомером.

    Готовая продукция ГФУ собирается для хранения на складе готовой продукции СГП 5/8 и складах №1и№3. СГП состоит из четырех рядов горизонтальных резервуаров и двух рядов сферических резервуаров. Склады №1 и №3, состоят из горизонтальных резервуаров по 40 емкостей. Объемы выработанной продукции определяются по замерам в емкостях.

    На СГП, кроме хранения, производится смешение углеводородных фракций для получения товарной продукции. Готовая продукция отгружается потребителям через сливо-наливную эстакаду в железнодорожных цистернах и через автогазозаправочный пункт в автогазовозах.

     Сливо-наливная эстакада имеет в своем составе две двухсторонние эстакады 5/6 и 7/8, производительностью по 300 тыс.тн/год каждая.

     Снабжение технологической водой для охлаждения потоков на установках осуществляется двумя циркуляционными системами водоснабжения: 7/8 завода и 9/10 завода. Каждая циркуляционная система водоснабжения в своем составе имеют градирни, циркуляционные насосные, системы водоподготовки и трубопроводные сети.

    Воздух КИП вырабатывается на воздушной компрессорной и хранится в ресиверах воздуха, откуда по трубопроводу поступает на объекты.

    Объекты газопереработки имеют в своем составе установку производства азота и кислорода (УПАК), которые получают путем криогенного разделения атмосферного воздуха. Кислород отгружается потребителям в баллонах, а азот транспортируют по объектам по трубопроводам. Для хранения азота высокого давления в составе УПАК имеется 4 газгольдера.

2 Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов

2.1.Исходным сырьем установки является нефтяной газ с содержанием сероводорода до 200г\100м3.

2.1.1.Нефтяной  газ, поступающий на установку очистки от сероводорода, в

своем составе  содержит метан, этан, пропан, изобутан, нормальный бутан,

пентан и  выше, азот, кислород, углекислый газ, сероводород  и пары воды.

Без цвета, с характерным  запахом тухлых яиц, тяжелее воздуха, На организм

действует      отравляюще, предельно-допустимая концентрация

углеводородных газов 300мг\м3, сероводорода - 10мг\м3 (в смеси с

углеводородами – 3мг\м3), В смеси с воздухом – взрывоопасен: нижний

предел взрываемости 1,3% объемных, верхний – 15% объемных. Пределы 

взрываемости сероводорода: нижний – 4,5%, верхний – 45,5%.

2.2.Готовой продукцией  установки сероочистки является нефтяной газ,

очищенный от сероводорода, с содержанием его не более 2г\100м3, который 

направляется  на дальнейшею переработку в систему  завода.

2.3.Усредненный  компонентный состав исходного сырья в % объемных показан в таблице 2.1

Таблица 2.1 Усредненный компонентный состав исходного сырья в % объемных

Продолжение таблицы 2.1

Таблица 2.2 Усредненный  компонентный состав очищенного газа в % объемных

Продолжение таблицы 2.2

2.4 Реагенты  и вспомогательные материалы

2.4.1 Моноэтаноламин на  установке применяется согласно  ТУ 6-02-915-84. Это бесцветная или   слегка желтоватая жидкость. Плотность  при 20оС составляет 1.05-1.018 г\см3.

         Содержание:

• моноэтаноламина – не менее 98,5%
• диэтаноламина     -  не более 0,7%
• воды                      -  не более 0,8%

2.4.2 Для нейтрализации  сбрасываемой в канализацию кислой  воды и для удаления высокомолекулярных  продуктов, разложения аминов (тиосульфатов  и т.д.) в перегонном кубе применяется 40-42% щелочь. Щелочь – должна соответствовать ГОСТу 2263-79.