Зарождение и становление газопереработки в Башкортостане тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.13 ВАК РФ

од

/ В 1093

На правах рукописи

Теплов Николай Сергеевич

ЗАРОЖДЕНИЕ И СТАНОВЛЕНИЕ ГАЗОПЕРЕРАБОТКИ В БАШКОРТОСТАНЕ

Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

02.00.13 - Нефтехимия 07.00.10 - История науки и техники

Уфа - 1998

Работа выполнена на кафедре общей и аналитической химии Уфимского государственного нефтяного технического университета (УГНТУ).

Научный руководитель: кандидат химических наук,

профессор А.М.Сыркин

Научный консультант: доктор химических наук,

профессор Э.М.Мовсумзаде

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

профессор Р.Р.Хабибуллин

доктор технических наук, профессор Грудников И.Б.

Ведущее предприятие: Институт проблем нефтепереработки и нефтехимии АН РБ

у у/*ос

Защита состоится " 1998г. в " ® " часов на заседании

диссертационного Совета Д 063.09.01 при Уфимском Государственном

нефтяном техническом университете.

Адрес: 450062, г.Уфа, ул. Космонавтов, 1

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке УГНТУ.

Автореферат разослан "

Учёный секретарь диссертационного Совета, профессор ({(гг

А.М.Сыркин

Актуальность темы.

В настоящее время в составе добываемого газа возрастает доля газов, содержащих тяжёлые углеводороды. Это объективно ведёт к расширению номенклатуры выпускаемой нефтехимической продукции и качественных моторных топлив за счёт углубления переработки газа на газоперерабатывающих предприятиях.

Выполнение задач по развитию газоперерабатывающей отрасли требует совершенствование существующих и создание новых высокоэффективных технологических процессов, повышение надёжности технологического оборудования.

Для оценки настоящих и будущих возможностей предприятий с целью решения современных требований необходимо детально проследить их развитие, изучить опыт работы аналогичных предприятий. В этой связи изучение опыта становления, развития предприятий газопереработки Башкортостана - одних из первых в России является актуальной задачей.

Работа выполнена в соответствии с научно-технической программой Госкомитета РФ по науке и высшему образованию "Комплексное решение проблем разведки, транспортировки, глубокой переработки нефти и газа", утвержденной приказом № 968 от 20.03.96 г.

Цель работы. Целью работы являлось изучение исторического процесса становления предприятий газопереработки Башкортостана.: развитие их технических средств и технологий: анализ результатов реконструкций и модернизации их производств, установление основных факторов, способствующих изменению ассортимента продукции, повышению качества и количества получаемых продуктов.

Научная новизна. Впервые рассмотрено в историко-техническом аспекте развитие техники и технологии переработки попутных нефтяных газов и конденсатов на ГПЗ Башкирии с целью использования результатов работы как в инженерной деятельности, так и в исторической науке. Впервые прослежено изменение качества используемого сырья, качества и номенклату-

ры получаемых продуктов, изменение технико-экономических показателей в результате модернизации, замены оборудования и реконструкции производств на основе обобщения и анализа историко-технического материала.

Практическая значимость. Материалы работы могут быть использованы при реконструкции и модернизации Туймазинского и Шкаповского ГПЗ, а также при создании оборудования и новых технологий на других предприятиях газопереработки в свете поставленных перед ними задач.

Результаты работы послужат информационным источником при создании обобщающих историко-технических трудов, посвященных развитию газоперерабатывающей промышленности, при написании учебных пособий для высших и средних специальных учебных заведений.

Апробация работы. Результаты работы были представлены на IX и X Всероссийских конференциях по химическим реактивам и продуктам малотоннажной химии ( Краснодар, 1996 г.; Москва, 1997 г.), 48-ой и 49-ой научно-технических конференций студентов, аспирантов и молодых учёных УГНТУ (Уфа, 1997 г., 1998 г), 2-ой Всероссийской конференции " Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" (Москва, 1997 г.), Международной научно-технической конференции "Проблемы нефтегазового комплекса России (Уфа, 1998 г.)

Публикации. По теме диссертации опубликованы 2 статьи, 6 тезисов докладов и тематический обзор.

Объём и структура работы. Диссертация изложена на 133 страницах машинописного текста, включая 25 рисунков, 23 таблицы и состоит из введения, 5 глав, выводов и списка литературы.

Первая глава содержит исторические материалы, посвященные возникновению газового дела в Башкортостане; вторая глава включает рассмотрение состава газов различных месторождений Башкирии; третья, четвертая и пятая главы посвящены историко- техническому развитию Ишимбай-ского, Туймазинского и Шкаповского ГПЗ. Главы включают анализ основ ных технологических процессов и реконструкций, проведенных на техноло-

гических установках, определившие прогресс заводов. В главах представлены технико-экономические показатели работы за период их существования.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ 1. Начало газопереработки в Башкортостане В 1932 г. уд. Ишимбаево была получена первая промышленная нефть в Башкирии. К 1937 году здесь уже было добыто 1 млн. тонн нефти. Всего за 1932- 1991 гг. на территории Башкирии было открыто 246 нефтяных и газовых месторождений, добыто 1380 млн. тонн нефти и 57 млрд. м3 газа.

На территории Башкортостана газовые и газоконденсатные месторождения распространены к югу от г. Мелеуза, в более северных районах расположены нефтяные месторождения с небольшими газовыми шапками. Основная доля газа, добываемого в Башкортостане - попутный газ нефтепромыслов.

Для решения целого комплекса возникших проблем в 1935 г. в Уфе был создан научный коллектив ЦНИЛ Башнефтехимкомбината. Этим коллективом в 1935 г. впервые было проведено исследование попутных нефтяных газов Ишимбайского месторождения.

Нефтяные газы Башкортостана отличаются высоким содержанием тяжёлых углеводородов ( табл. 1.).

История развития переработки нефтяного газа в Башкирии начинается с 1940 г., когда был спроектирован Ишимбайский ГПЗ. Завод был пущен в эксплуатацию в 1943 г. В 1953 г. была "введена в эксплуатацию компрессорная станция на Туймазинском ГПЗ

Богатейшие ресурсы газа использовались крайне неудовлетворительно. Нефтяные месторождения вводились в разработку при отсутствии компрессорных станций, нефтестабилизационных установок, при неподготовленности потребителей к приёму попутного газа. В результате развитие газоперерабатывающей промышленности значительно отставало от добычи попутного газа. Шкаповский ГПЗ был построен лишь через семь лет после введения месторождения в эксплуатацию,Туймазинский - через десять.

Таблица1

Состав попутных газов месторождений Башкортостана.

Состав Туймазин ское Александ ровское Шкапов-ское д-1 Шкапов-ское д-3 Серафи-мовское Арланс-кое Ново-Ха зинекое

1 2 3 4 5 6 7 8

сероводород - 0.5 - - - - -

азот 11.6 23.3 17.4 25.4 - 39.0 32.15

углекислый газ - 0.5 - - 0.6 2.3 -

метан 21.6 13.4 21.9 31.6 29.6 7.2 11.55

этан 19.3 13.4 10.6 13.0 17.6 8.2 6.09

пропан 27.3 25.1 27.5 20.5 31.7 21.9 17.85

¡-бутан 3.7 5.0 3.4 1.8 4.0 4.0 5.74

п-бутан 9.1 9.7 10.4 4.8 5.5 9.0 9.47

¡-пентан 2.4 2.0 3.1 1.1 3.1 2.4 5.70

п-пентан 2.6 3.5 3.4 0.9 3.4 3.4

гексан и выше 2.4 3.6 2.3 0.7 2.6 3.6

газовый фактор, м3/т 52.5 18.2 40.8 124.5 53.0 21.9 20.6

Потери газа в эти годы доходили до 90 %. К 1962 г. перерабатывалось лишь 40 % добываемого газа, остальной газ сжигался в котлах вместе с пропан-бутановой фракцией либо направлялся на факела.

Особенно бурно газовая промышленность республики, как и всей страны, начала развиваться после выхода в августе 1958 г. Постановления ЦК КПСС и СМ СССР " О дальнейшем развитии газопереработки и газоснабжения предприятий и городов СССР ".

В результате в 1961 г. был введён в строй Шкаповский ГПЗ. К 1964 г. сжиженный газ стали получать также на ГФУ Новоуфимского НПЗ, УНПЗ, НПЗ им. XXII партсъезда. Сооружение этих объектов позволило резко повысить объём газопереработки в республике.

Строительство объектов газопереработки привело к необходимости транспорта газа. Первый газопровод в Республике Башкортостан Туймазы

-7- Уфа протяжённостью 174 км был пущен в 1953 г. Затем построены газопроводы Магнитогорск-Ишимбай (1958 г.),Шкапово-Тубан-куль(1958 г.), Кумертау- Ишимбай ( 1960 г.), Магнитогорск - Стерлитамак ( 1966 г.), Ишимбай - Уфа (1967 г.). Если протяженность газопроводов в Башкирии в 1978 году составляла 1380 км, а количество перекаченного газа — 6,3 млрд. м3/год, то в 1995 году протяженность газопроводов увеличилась до 4430 км, а мощность перекачки возросла до 106,1 млрд. м3/год.

1.1. Газоперерабатывающая установка Ишимбайского НПЗ

Газонефтеперерабатывающая установка цеха № 1 Ишимбайского НПЗ (бывший газолиновый завод) была спроектирована в 1939-1940 гг. "Нефтезаводпроектом Центра и Востока".В 1943 г. было начато строительство завода для переработки промыслового газа и получения из него бен-зина.В 1943 г. завод был запущен в эксплуатацию. Он имел в своем составе компрессорную станцию (построенную в 1938 г. для газлифтной добычи нефти), абсорбционный блок и блок стабилизации бензина. В 1944 г. была построена установка по очистке газа от сероводорода.

Технология переработки газа постоянно совершенствовалась с целью расширения ассортимента и улучшения качества выпускаемых продуктов. В 1946 г. завод был перенацелен на выпуск изобутана. Были установлены две колонны: депропанизатор и изобутановая. В 1954 г. проведена реконструкция абсорбционно-газофракционирующей установки на давление в 0,8 МПа, и закончена реконструкция установки газоочистки. В 1962-1964 гг. введены в эксплуатацию станция нейтрализации на газоочистке, компрессорная станция, установлена новая изобутановая колонна на 80 тарелок, а в 1965 г. установлен фракционирующий абсорбер. С 1972 г. установка работа ла по схеме ГФУ с предварительной диэтанизацией компрессионного бен-зина.Сырьём для ГФУ служил газ из газосепаратора нефтестабилизацион-ной установки. Основной продукцией установки являлись сжиженные топливные газы, бутановая и изобутановая фракции, а также стабильный газовый бензин. В 1989 г. установка прекратила свою работу в связи с перепрофилированием Ишимбайского перерабатывающего завода.

2. Туймазннскнй газоперерабатывающий завод

2.1. Становление Туймазинского ГПЗ

В 1953 г. в г.Туймазы по проекту института "Укргипрогаз" трестом "Туймазанефтестрой" было закончено строительство небольшой технологической установки на импортном оборудовании газоперерабатывающего завода первой очереди, предназначенного для переработки попутного нефтяного газа двух башкирских НГДУ "Туймазанефть" ,"Октябрьскнефть" и "Бавлынефть" из Татарии. Одновременно за короткий срок был построен газопровод Туймазы - Уфа. 3 ноября 1953 г. считается днём рождения заво-да-в этот день началась подача туймазинского газа на промышленные и бы товые нувды столицы Башкирии. В 1953 г. маслоабсорбционная и стабилизационная установки первой очереди завода вышли на стабильный режим.

Продолжалось строительство завода второй очереди. В его составе было два технологических блока, каждый из которых включал одну масло-абсорбционную (МАУ) и одну газофракционирующую (ГФУ) установку. В 1957 г. начался пуск МАУ и ГФУ первого блока второй очереди. Полностью первый технологический блок завода II очереди был сдан в эксплуатацию в декабре 1956 г., второй блок— в конце 1958 г.

Параллельно с освоением мощностей коллективом завода велась работа и по совершенствованию технологического процесса. В 1957 г. начала работать система проточной воды, в 1959 г. была пущена система пропано-вого охлаждения, что позволило значительно увеличить выходы сжиженных продуктов и улучшить качество продукции.

Туймазинский ГПЗ становится одним из крупнейших в Урало-Поволжском регионе. В 1960 г. на нём производилось 28 % всего выработанного в стране сжиженного газа. В 1961 г. завод достиг проектной мощности по приёму и переработке газа, была введена в строй воздушная компрессорная станция, на нефтепромыслах погасли газовые факелы

В 1962 г. в связи с пуском установок комплексной подготовки нефти (УКПН) встала проблема переработки получаемой на них нестабильной головки нефтегазового конденсата - нестабильного бензина. Для её реше-

[ия в короткий срок была осуществлена реконструкция ГФУ первого блока [ обеспечен бесперебойный приём на переработку всей нестабильной готовки нефти, получаемой на УКПН Октябрьского и Туймазинского месго-юждений, что позволило увеличить производство жидких продуктов. Это говлекло за собой введение в эксплуатацию нового товарного парка заво-1а, общий объём ёмкостей готовой продукции вырос на 60 %.

С самого начала своей работы завод испытывал недостаток в сырье, вследствие этого основные технологические мероприятия на заводе были [аправлены на углубление отбора и улучшение чистоты получаемых про-[уктов. С марта 1967 г. завод начал экспортировать пропан и бутан с чис-отой более 95 %. В этом же году был достигнут максимум по переработке аза, не превзойдённый и по сей день—807 млн. м3 в год.

Переработка нестабильной головки нефтегазового конденсата вызва-[а необходимость очистки стабильного бензина от сероводорода, для чего 1967 г. была смонтирована и пущена установка защелачивания. -

В 1968 г. был пущен в эксплуатацию продуктопровод ТГПЗ - Уфим-кий завод синтетического спирта.

В связи с резким уменьшением добычи нефти на промыслах республики переработка газа в 1969 г. составила лишь 48% от проектной мощ-!Ости. Поэтому с 1970 г. началась переработка привозного сырья - Ухтин-кой широкой фракции лёгких углеводородов (ШФЛУ), затем сырья из За-адной Сибири, а с 1973 г. и с газопромьтслов НГДУ "Азнакаевскнефть".

После реконструкции в 1976 г. была пущена в эксплуатацию установ-а очистки нефтяного газа от сероводорода.

В 1977 г. был освоен выпуск новой продукции - изопентана. Для теп-оснабжения технологических установок использовали простаивающие рубчатые печи; в 1979 г. второй блок, а в 1982 г. первый блок были переедены на теплоснабжение от трубчатых печей с помощью нового тепло-осителя-керосина. В 1989 г. начался экспорт гексана в Финляндию.

- 10В 1992 г. Туймазинский ГПЗ приступил к реконструкции предприятия. В первую очередь входило строительство газофракционирующей установки на 600 тысю тонн перерабатываемого сырья (ГФУ-600 ), что на 37% выше мощности ныне действующего завода. В настоящее время планируется строительство установки по производству энергоносителей - пропеллен-тов мощностью 10 тыс. тонн в год. Во вторую очередь войдёт строительство установки по переработке нефтяного газа, которая комплексно заменит все существующие установки старого завода. Сегодня ведутся работы по монтажу установки утилизации кислых газов.

Успехи, достигнутые коллективом завода за более чем сорокалетнюю его историю, связаны прежде всего с именами людей, плодотворно трудившихся в разные годы. Первым директором завода и начальником Управления строительства в 1953-1954 г.г. был Горелик М.А. После отделения ГПЗ от Управления в 1954 г. его директором был назначен Амоль Д.И., главным инженером - Чуракаев A.M. С 1957 г. по 1961 г. завод возглавлял Пя-тов Д.З. Очень крупные успехи, творческий подъем был достигнут под руководством Чуракаева A.M. ( 1961-1968 гг.). Долгие годы директором завода была Гайсина Ф.Ш. (1968-1986 гг.). В настоящее время коллективом завода успешно руководит Чанышев Д.С. Со времени основания завода по сей день продолжает трудиться Закиров Г.Ш., ныне главный технолог завода, начавший свой трудовой путь оператором установки. Большой вклад в совершенствование технологии производства внесли Осеркий И.П., Ха-бибуллин А.Х., Теплов Н.С., Волков В.В., Ахроменко Д.Н.

2.2. Характеристики перерабатываемого сырья и получаемых продуктов В качестве сырья используется попутный нефтяной газ и широкая фракция лёгких углеводородов. После переработки на заводе получают : газы углеводородные сжиженные (используются в качестве топлива для коммунально-бытового потребления и промышленных целей); газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения ; фракцию изопентановую( служит сырьём для производства изопренового каучу-

-И -

ка, компонентом высокооктановых бензинов); бензин газовый (применяется в качестве сырья пиролиза для нефтехимических производств, заводов органического синтеза и для компаундирования автомобильного бензина); фракцию гексановую.

Исходным сырьём для маслоабсорбционной установки является попутный нефтяной газ со средним компонентным составом ( % масс): 02-1,8; N2 -18,0; Ci - 25,0; С2 - 17,0; Сз - 2,1; ÍC4- 3,0; нС5- 7,5; С5+б-6,3;. сероводород-0,8; СОг- 0,4; потенциал Сз+6 г/м3- 410 * 480. , .. ,

Сырьём установок газофракционирования является широкая фракция лёгких углеводородов следующего состава ( % масс.): сумма углеводородов Ci и Ci 0,5-г 0,4; углеводороды Сз — 35-40, С4 — 25-30, Cs —23-35, сернистые соединения 0, 025 %,( в том числе сероводорода 0,003 % вес). ШФЛУ собственной выработки направляется на ГФУ в качестве сырья.

2.3. Технологические схемы процессов на Туймазинском ГПЗ

2.3.1. Установка сероочистки

Установка сероочистки предназначена для очистки раствором моно-этаноламина попутного нефтяного газа от сероводорода и частично углекислого газа("кислых" газов). Технологическая схема установки сероочистки разработана институтом ВНИПИгазпереработка с использованием простаивающего оборудования МАУ-1.

Установка мощностью 100 млн. м3 /год сернистого попутного нефтяного газа введена в эксплуатацию во II квартале 1987 года. Её технологическая схема представлена на Рис. 1.

Попутный нефтяной газ с содержанием H2S и СО2 до 0,8% (объем), давлением 0,1-0,25 МПа и температурой 10-30 °С поступает в сепараторы С-1,2 для отделения воды и углеводородного конденсата, далее газ с верха сепараторов направляется в нижнюю часть адсорбера.

2.3.2. Маслоабсорбционная установка (МАУ).

Маслоабсорбционная установка (Рис.2.) предназначена для отбензи-нивания нефтяного газа, поступающего с местных месторождений, и извле-

чения из него жидких углеводородов Сз и выше. МАУ-1 второй очереди завода введена в эксплуатацию в 1957 г., МАУ-2 второй очереди пущена в эксплуатацию в 1959 г. Мощность установок 365 млн. м3/год. Отбензинива-ние нефтяного газа производится абсорбционным методом. В качестве абсорбента используется керосин осветительный, полученный при прямой перегонке нефти. На установке нефтяной газ разделяется на нестабильный бензин, представляющий собой широкую фракцию углеводородов (ШФУ-пропан +выше), газ нефтяной, переработанный для коммунально-бытового потребления, газ отдувочный.

2.3.3. Газофракционирующие установки

Газофракционирующие установки предназначены для разделения газов: На заводе имеются две такие установки (Рис. 3.).

ГФУ-1 (мощность - 282 тыс.тонн жидких углеводородов в год) введена в эксплуатацию в декабре 1957 г.,ГФУ-2 (мощность-156 тыс.тонн) введена в 1959 г. ГФУ в настоящее время разделяют ШФУ собственной выработки, ШФЛУ Оренбурга и Западной Сибири.

На установках вырабатывают бензин газовый стабильный, газы углеводородные сжиженные,бутан технический,изопентан, гексановая фракция.

2.4. Основные работы по модернизации производства и

совершенствованию технологического процесса

В процессе эксплуатации ТГПЗ прослеживались сезонная неравномерность глубины отбора жидких углеводородов. В зимние месяцы вырабатывалось жидкой продукции на 20 %, а сжиженных газов - на 33 % больше, чем летом. Основная причина - повышение температуры абсорбции в летний период. Для обеспечения более глубокого снижения температуры абсорбции необходима была реконструкция ГПЗ. Другая причина -летний спад потребления топливного газа, а значит, и снижение летом приёма в переработку попутного газа (в июле - на 17 % меньше.чем в декабре). Была очевидна необходимость строительства хранилищ сырого и сухого топливного газа.

ОчмюомЯ гит ПрнСм I ступени сжатия поомотосомфвесора»

Г

х-п О

Л

Газ т сюпмме ю .Т-1« ——£-104—^. факеле кли и*

устмомсу упокмшш кислых г»эо»

ГтйоЛ

Е-Н —НЦ-104

Ц-НЦ-101 Е-10-4-Х-27» —+-Т-2» -^МОЗ-5

Рис. 1. Установка сероочистки газа раствором МЭА ТГПЗ

Параметры: п- предельно допуст. р- рабочие

Рис. 2. Технологическая схема МАУ ТГПЗ после реконструкции

Импсктш! глрооОры

Пршвя пяроо&ажыЯ

Тегсюиосшеяь

ВК-За

Ст гоояий Ооож, ■ |Ш|М|А пар« П рогах >1* схлы бупяы ия (Чи Иэопеит«« К1 стипл

Рис. 3. Технологическая схема ГФУ-1

Одним из недостатков проекта, с которым коллектив завода столкнулся с первых же месяцев эксплуатации, являлась неполнота конденсации бензиновых паров, отходящих с верха десорбера в летнее время. В лешие дни температура воды после охлаждения в градирне держится на уровне 28-32 °С.Нестабильный бензин,вырабатываемый на МАУ, содержал до 40% пропана, несконденсированные бензиновые пары вновь поступали на приём компрессоров, затем вместе с сырым газом направлялись в абсорбер. Недостаточное охлаждение пропана, изобутана и нестабильного бензина вызывало значительные потери этих компонентов в виде сбросных газов.

Для обеспечения полноты конденсации бензиновых паров конденсаторы были разделены на две группы с последовательной обвязкой. В первой группе пары охлаждались и частично конденсировались оборотной водой, во второй(концевой)группе для их охлаждения стали подавать подрус-ловую воду р.Ик(её температура летом была 6-11°С).Было пробурено 18 артезианских скважин.Кроме того,одну из групп теплообменников абкюрбен-

та, состоящую из двух спаренных аппаратов общей поверхностью 520 м2, переобвязали как концевые холодильники абсорбента и в эти холодильники подали холодную подрусловую воду.Таким образом,тощий абсор бент подвергался двукратному охлаждению-оборотной и артезианской водой.

Основными из внедрённых мероприятий, позволивших увеличить глубину отбора сжиженных газов, были включение в технологическую схе му пропанового охлаждения тощего абсорбента и промежуточного охлаждения в абсорберах. В цикле пропанового охлаждения для дальнейшего понижения температуры тощего абсорбента применили три газомотоком-прессора 8ГК, освободившиеся после замены их на газокомпрессоры 10 ГК, высвободившихся в результате изменения структуры потребления продукции завода Испарение пропана осуществлялось в трубном пучке, а по межтрубному пространству противотоком двигался абсорбент.После трёх циклов охлаждения (оборотной водой, артезианской проточной водой и испаряющимся пропаном) температура тощего абсорбента составляла в зимнее время 13-18°С,летом 20-25°С при проектной температуре абсорбции 30°С.

На одной из маслоабсорбционных установок было внедрено промежуточное охлаждение абсорбента, для чего в абсорберах с тридцатью тарелками были смонтированы глухие тарелки, что позволило обеспечить в них подпор жидкости высотой 1,8 м. В 1963 г. были смонтированы две секции промежуточных холодильников, не предусмотренные в рабочем проекте. Проходя через холодильники под гидростатическим напором, абсорбент охлаждался на 3-4 °С в каждой ступени.

В 1966 г. на ГФУ стали использовать дополнительные концевые конденсаторы поверхностью 920 м2, в которые подавалась подрусловая вода.

В результате проведённых мероприятий по модернизации систем охлаждения на заводе стали извлекать пропана - 58, бутана - 85%, пентана +ВЫСШИХ углеводородов - до 93% от их потенциального содержания в газе.

В процессе эксплуатации системы охлаждения во всех холодильниках и конденсаторах постоянно образовывались значительные отложения на-

кипи, дня удаления которой приходилось просверливать трубки пучков специальными приспособлениями через каждые десять дней, отключая часть холодильников. Для уменьшения отложения накипи подпиточную воду стали обрабатывать суперфосфатом. Затем ввели в эксплуатацию под-кислительную установку, предусмотренную проектом, но не укомплектованную при пуске завода. Обработка кислотой подпиточной воды оборотного цикла улучшила работу холодильно-конденсационных систем, но для хорошей конденсации жидких продуктов более полного отбора жидких компонентов из газа этого было недостаточно. Поскольку охлаждение воды в заводских градирнях было недостаточным, часть холодильников и конденсаторов была переключена на проточное водоснабжение Ильчимбе-товского водозабора, имевшего большой резерв мощности. Для питания проточной водой были подключены холодильники, включая дополнительно установленные холодильники доохлаждения пропана и изобутана, на обоих блоках ГФУ и холодильники для промежуточного охлаждения абсорбента из абсорбера МАУ-1, холодильники-конденсаторы нестабильного бензина маслоабсорбционных установок.

Показатели работы Туймазинского ГПЗ за период 1954-1996 г.г. приведены в табл. 2.

3. Шкаповский газоперерабатывающий завод

Шкаповский ГПЗ был введён в строй в 1961 году.

В составе завода : две абсорбционные и одна газофракционирующая установки. Попутный газ поступает с НПУ " Аксаковнефть ". Производительность блока абсорбции 463 млн. м3/ год.

При проектировании ШГПЗ был учтён опыт работы Туймазинского завода. Так, диаметры основной аппаратуры взяты намного больше, чем на других ГПЗ^ Давление абсорбции вместо 13-14 ат принято 30 ат, что даёт возможность обеспечить отбор не менее 80 % пропана и 95% изо и н-бу тана. Тем не менее, глубина отбора, например, в 1963 г. составила всего 48,4% -для пропана, 51, 1%-для изо-бутана, 75,5%-для н-бутана.

Таблица 2.

Показатели работы Туймазинского ГПЗ

Годы Прием сырья Перекачка Выработано продукции, т.тн

Попутн.газ ШФЛУ сухого газа Сжиженный Изопентан Гексан Всего

млн. м3 т.тн млн. м3 газ, т.тн

1954 48,5 0 47,9 0 0 0,6 0,6

1955 147,9 0 118 5,5 0 6,8 12,3

i960 714,5 0 547,1 184,6 0 59,8 244,4

1965 778,3 168,8 575,6 303,4 0 173,4 476,8

1970 455,2 176 290,3 232,2 0 190,8 423

1975 434,2 275,4 256,9 269,2 0 198,5 467,7

1980 311,5 295,8 179,9 252,7 19,7 166,1 438,5

1985 169,4 264,4 84,6 202,5 13,5 105,1 321,1

1990 142,5 246,5 52,5 218,9 9,6 66,4 294,9

1993 106,3 274,3 36,3 225,2 12,4 72,9 310,5

1994 89,2 247,5 9,2 209,1 10,8 57,2 279,4

1995 85,9 253,2 8,7 193,6 9,4 73,9 276,9

1996 80,5 183,3 11,1 147,3 6,7 50,9 205,2

1того: 1604568 9016,1 10322,2 9388,9 285,4 5162,8 14839,7

Это объясняется высокой температурой абсорбции, а также значительным отличием фактического состава сырого газа от принятого проек-ом. Несмотря на то, что проектом было предусмотрено дополнительное »борудование по системе десорбции, регенерация проводилась неудовлет-орительно.

Второй блок ШГПЗ был построен необоснованно, без подтверждающих сырьевых ресурсов. Для погашения недогрузки завода сырьём [редлагалось изыскать пути подачи попутного газа из близлежащих нефте-;обывающих районов ( например, Ромашкинского месторождения Тата-ии, где был остро ощутим недостаток мощностей по переработке газа). В езультате недостатка сырья ( 57% к проектной мощности), рентабельность роизводства ШГПЗ была более чем в три раза ниже, чем на ТГПЗ, рабо-ающем по аналогичной технологической схеме.

Итоговые показатели работы шкаповского ГПЗ за период с 1959 по 1985 г.г. приведены в табл. 3.

Таблица 3.

Показатели работы шкаповского ГПЗ

Год Прием Перекач- Выработано, тыс. тн

сырья, млн. м3 ка сухого

попутн. ШФУ газа, газовый пентан-изо гексановая пропан-пен

газ млн. м3 бензин1 пент.фр.2 фракция3 тан.фракц4

1959 117,5 98,3

1960 400,2 333,1 7,7

1965 567,7 79,7 372,2 78,3

1970 269,8 224,2 138,9 117,9

1975 199,4 259,5 72,6 103,9

1980 192,4 238,2 40,6 95,6

.1985 177,2 241,6 61,3 77,7

1990 90,8 364,5 0 110,4 50,7 59,7 - 276,3

1993 68,7 236,6 0 65,6 35,3 30,3 180,3

'1994 55,4 270,8 0 30,0 28,6 180,0

1995 38,4 156,6 0 27,0 27,9 124,2

Всего за 1959-1985 г.: 1- 2453971; 2-502219; 3-1951752; 4-5434183; 3.1. Технологическая схема завода

Попутный нефтяной газ с давлением 0,7 ат по шести трубопроводам с площадей Шкаповского нефтяного месторождения поступает на установку очистки газа ( производительность 2 млн. 400 м3 в сутки) от взвешенных частиц влаги и капель нефти в две ёмкости и затем в восемь сепараторов.

После сепараторов газ направляется через замерные устройства в компрессорные станции I и II блоков. Сжатие нефтяного газа от давления 0,7 ати до 32 ати производится в три ступени: I и II ступени в газомотоком-прессорах модификации 10 ГК 2 -1,5 / 17,4 и III ступень в компрессорах модификации 10 ГК 1-17/35.

Первоначально обе компрессорные станции запроектированы идентично: по 10 компрессоров модификации 10ГК2 и по 3 компрессора 10ГК1. Однако, в процессе строительства I очереди завода из-за необходимости поддержания давления в магистральном газопроводе Шкапово-Магнитогорск выше 30 ати технологическая схема компрессорной станции

- 1911 блока была изменена, а именно: оставлено 7 компрессоров 10ГК2, 3 компрессора 10ГК1- 17/35 и установлены 5 газомотокомпрессоров модификации 1 ОГК 1 -35/55, из них - два дополнительно.

В процессе эксплуатации были внесены следующие основные изменения в технологическую схему завода: из-за сокращения объема поступающего попутного нефтяного газа в 1981 г. закрыта компрессорная станция II блока; газомотокомпрессор 10ГК2 № 10 переобвязан под газомото-компрессор III ступени сжатия; В 1966 г. смонтирована схема утилизации факельных газов, для чего газ с факельной системы завода был направлен совместно с попутным газом на приём I ступени сжатия газомотокомпрессоров; с целью снижения расхода оборотной воды и улучшения экологии по две пары холодильников Х-1 и Х-2 заменены на аппараты воздушного охлаждения; вследствие снижения количества поступаемого газа фактическое давление газа после III ступени сжатия в последние годы поддерживается в пределах 20-25 кгс/см2.

3.1.1. Установка маслоабсорбции

Попутный нефтяной газ после III ступени сжатия газомотокомпрес-:оров направляется на установку маслоабсорбции МАУ. МАУ-1 пущена в эксплуатацию в IV кв. 1960 г., МАУ-2 — в II кв. 1963 г.

Изменения схемы в процессе эксплуатации:

- Вследствие того, что имеются потери адсорбента и он постоянно обновляется, схемы восстановления абсорбента от полимеров и отпарки конденсата от масла в работе не были задействованы.

- Вследствие снижения производительности не было необходимости в заботе двух десорберов, поэтому один из них был исключён из работы, а :го холодильники включены в систему другого десорбера.

Циркуляция "тощего" абсорбента в системе МАУ и системе ГФУ как теплоносителя показала неустойчивую работу насосов Н-11 ( сбросы при гаеличении подачи теплоносителя) на ГФУ и, как следствие, наблюдалась тохая работа печей. В 1966 г. была смонтирована автономная схема теп-юносителя с использованием свободной ёмкости десорбера.

-20- Из-за нехватки поверхности охлаждения 6 пар холодильников Х-9 было дополнительно установлено 3 пары по 260 м2.

- Вследствие снижения поставки газа в 1972 г. были остановлены АОК и десорбер И блока, абсорбер К-1 и холодильники Х-9 были обвязаны с системой АОК и десорбером I блока, с 1973 г. абсорбер К-1 II блока был исключён из системы МАУ.

- После проведения проверочного расчёта гидравлических сопротивлений промежуточное охлаждение абсорбера К-1 с 1966 г. стало осуществляться без насосов Н-22; в настоящее время из-за малых объёмов перерабатываемого газа промежуточное охлаждение абсорбента в абсорбере исключено из схемы. По той же причине в настоящее время не работает промежуточное охлаждение верхней части АОК.

3.1.2. Установка газофракционирования

Проектом на установке ГФ предусматривалось 4 колонны: деэтаниза-тор для деэтанизации при давлении 25 кгс/см2 жидких продуктов стабилизации для получения товарного пропана с содержанием этана 2%, пропано-вая, стабилизатор и бутановая.

В процессе эксплуатации были произведены следующие изменения:

- В начальный период эксплуатации при 40-45% от проектной (54 тн/час) загрузке пропановых и бутановой колонн чистота пропана, бутанов составляло 50-60% по основному компоненту. Тщательная регулировка ректификационных тарелок положительных результатов не дала.

В 1964 г. доцентом УНИ Марушкиным Б.К. был произведен гидравлический расчёт линий между колоннами и испарителями, который показал недостаточный диаметр трубопроводов, приводящий к поднятию уровня жидкости на нижних тарелках. После увеличения диаметра трубопроводов проблема была решена.

- Бутановая колонна с 76 желобчатыми тарелками не обеспечивала требуемую чистоту 1- и н-бутанов. В 1965 г. было увеличено количество тарелок до 110 за счёт использования в качестве нижней секции колонны простаивающего десорбера МАУ-1. В результате чистота изобутана повы-

силась до 98-99,5%. В 1973 г. из-за отсутствия сбыта разделение бутацов было прекращено.

В 1970 г. из-за коррозийности стабильного бензина была смонтирована схема его защелачивания методом эжекции.

В 1975 г. с использованием простаивающего оборудования МАУ-2 и АОК-2 и др., а также бутановой колонны I блока была смонтирована технологическая схема разделения стабильного газового бензина на изопента-новую, гексановую фракции и фракцию нормального пентана. Чистота полученного изопентана была в пределах 99-99,5%.

В конце 1984 г. в связи с получением по продуктопроводу ШФЛУ с Оренбургского газового комплекса с содержанием сероводорода и меркап-тановой серы до 0,025% по массе изопентановая фракция по этим показателям не стала отвечать требованиям технических условий, кроме того разделение пентанов в то время из-за низких цен было экономически не выгодно. Поэтому разделение пентанов было прекращено, бутановые колонны остановлены, и завод перешел на выпуск пентан-изопентановой фракции и гек-сановой фракции.

Из-за несоответствия качества пропановой фракции по содержанию метан-этана, дебутанизатор был переобвязан под вторую пропановую колонну. В конце 80-х годов ректификационные тарелки с круглыми колпачками в пропановых колоннах были заменены на клапанные эжекционного типа ( разработка ОИЦ НУНПЗ), которые показали хорошие эксплуатационные характеристики в широких диапазонах загрузок.

В процессе эксплуатации все насосы, включая горячие, как на МАУ, так и на ГФУ, были переделаны с мягкого сальникового уплотнения на односторонние торцовые разработки завода.

Совершенствовалась также система контроля, автоматизации, сигнализации и блокировок. Проектная система АУС была заменена на систему старт и далее на современную. На потоках готовой продукции для определения её качества были установлены поточные хроматографы.

-223.1.3. Установка сероочистки газа

Проектом из-за отсутствия сероводорода в попутном нефтяном газе установка сероочистки не предусматривалась.

С конца 1979 года в связи с разработкой близлежащих нефтяных площадей угленосных горизонтов и уменьшением ресурсов бессернистого газа Девонских горизонтов , в нефтяном газе появился сероводород, содержание которого возросло до 1000-1800 г/100 м3. Было принято решение о строительстве установки сероочистки раствором МЭА на базе простаивающего оборудования установки МАУ-2,( абсорбера, десорбера и др. оборудования). В конце 1982 года установка была введена в эксплуатацию. Через 8 лет работы вышел из строя десорбер, изготовленный из стали 3. Де-сорбер был заменён на другой из нержавеющей стали.

Большой вклад в становлении завода, проводимых реконструкциях внесли Садриев Н.Б., Гафиатуллин P.P., Талипов Х.Т.,Тучин B.C. и другие работники завода.

ВЫВОДЫ

1. На основании анализа архивных и литературных материалов по проектирования, строительству и работе добывающих, транспортных и перерабатывающих объектов газовой промышленности впервые установлены условия зарождения, становления и развития газоперерабатывающих предприятий в Башкортостане.

2. Анализ технико-экономических показателей газоперерабатывающих заводов в историко-техническом плане выявил основные этапы становления газопереработки в зависимости от состава и количества получаемого сырья и необходимого ассортимента продукции.

3. На основании историко- технического анализа работы заводов по переработке попутного нефтепромыслового газа установлены основные технико- технологические новшества, внедренные на заводах и позволившие осуществлять очистку газа от вредных и загрязняющих соединений, увеличить глубину отбора жидких углеводородов, улучшить качество вы-

пускаемой продукции, повысить эффективность и безопасность работы установленного оборудования.

4. Анализ историко-технического материала по эксплуатации газо-фракционирующих установок позволил выявить основные технические рекомендации, направленные на разделение индивидуальных углеводородов -продуктов, необходимых для нефтехимии Башкортостана.

5. Анализ результатов работы установок после проводенных реконструкции показал, что разделение конденсаторов на две группы с последую щей обвязкой, и включение в технологическую схему пропанового охлаждения на туймазинском ГПЗ "тощего" абсорбента и промежуточного охлаж дения в десорберах, позволяет увеличить глубину отбора сжиженных газов.

6. Исследование работы маслоабсорбционной установки Шкаповско-го ГПЗ показало, что с целью повышения чистоты изобутана до 99,5%, по-ребовалось увеличить количество желобчатых тарелок бутановой колонны за счёт использования в качестве нижней секции колонны простаивающего десорбера МАУ.

7. Опыт работы Шкаповского ГПЗ на сырье различного состава,показал необходимость создания технологической схемы, 1 позволившей разделять стабильный газовый бензин на изопентановую, гексановую фракции, а также фракцию нормального пентана.

8. Замена ректификационных тарелок с круглыми колпачками на колпачки эжекционного типа на установках Шкаповского и Туймазинско-го ГПЗ повысили эксплуатационные характеристики колонн в широких диапазонах загрузок, что позволило увеличило их производительность.

Основное содержание диссертационной работы изложено в следующих публикациях:

1. Осерский И.П., Теплов Н.С., Хабнбуллина 3.111. Эксплуатация де-этанизатора и депропанизатора по схеме пропановой колонны. // Переработка газа и газового конденсата. ВНИИЭгазпром, М., -1969,- №1,-с. 13-15.

-242. Теплов Н.С., Сыркин A.M. Первая установка газопереработки в Башкирии- начальный этап развития нефтехимии в республике. // Тез. докладов IX Всероссийской конф. по хим. реактивам.-Краснодар,1996)- с.140.

3. Чанышев Д.С., Чанышева А.Т., Теплов Н.С. К истории становления и развития Туймазинского ГПЗ. // Тез. докл. X Всероссийской конф. по хим. реактивам. М„ 1997. - с.219.

4. Теплов Н.С., Михайлова С.А. Газовое дело Урало-Поволжья на заре своего становления. II Там же. - с.221.

5. Телицкая К.Р., Дюмаева И.В., Теплов Н.С. Начальные этапы становления переработки попутного нефтяного газа. // Там же. -с.239.

6. Галимов P.P., Теплов Н.С.,Сыркин A.M. Из истории изучения состава нефтяных газов Ишимбайского месторождения. // тез. докл. 48-й на-учно-технич. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. УГНТУ.-Уфа, 1997.-c.70.

7. Теплов Н.С., Сыркин A.M., Мовсумзаде Э.М. Газопереработка -сырьевой источник нефтехимии Башкортостана. // Тез. докл.2-ой Всероссийская конференция " Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России". М., 1997.-C.55-56.

8. Мовсумзаде Э.М., Теплов Н.С., Сыркин A.M. Истоки и становление газового дела Урало-Поволжья. II Горный вестник.-1997.-№2.-с.81-84.

9. Мовсумзаде Э.М., Теплов Н.С., Сыркин A.M. Становление газопереработки в Башкортостане.-М.: ЦНИИТЭНефтехим, 1998,- 109 с.

/ /

Соискатель Н.С.Теплов

Подписано к печати 28.05.98. Формат бумаги 60x84,1/16.

Бумага типографская №1. Печать методом ризографии.

1 Усл. печ. л. 1,0. Тираж 100 экз. Заказ №. %.

; , V

Отпечатано в Государственном издательстве научно-технической литературы «Реактив», г.Уфа, ул.Ульяновых,75.