• Текст документа
  • Статус
Оглавление
Поиск в тексте
Документ в силу не вступил


ИТС 50-2017

     
     
ИНФОРМАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЙ СПРАВОЧНИК ПО НАИЛУЧШИМ ДОСТУПНЫМ ТЕХНОЛОГИЯМ


Переработка природного и попутного газа


Processing of natural and accompanying gas


     
Дата введения 2018-05-01

     
     
     Введение


     Настоящий информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям "Переработка природного и попутного газа" (далее - Справочник НДТ) разработан на основе анализа технологических, технических и управленческих решений, применяемых для обеспечения высокой ресурсоэффективности и экологической результативности переработки углеводородного сырья.
     
     С 1 января 2015 г. вступил в действие Федеральный закон от 21 июля 2014 г. N 219-ФЗ "О внесении изменений в Федеральный закон "Об охране окружающей среды" и отдельные законодательные акты Российской Федерации" [1]. Закон был разработан с целью совершенствования правового регулирования экологического нормирования в области охраны окружающей среды и введения мер экономического стимулирования хозяйствующих субъектов для внедрения наилучших доступных технологий.
     
     Термин "наилучшая доступная технология" (НДТ) определен в Федеральном законе [2], согласно статье 1 которого "наилучшая доступная технология - это технология производства продукции (товаров), выполнения работ, оказания услуг, определяемая на основе современных достижений науки и техники и наилучшего сочетания критериев достижения охраны окружающей среды при условии наличия технической возможности ее применения".
     
     В соответствии с положениями Федерального закона объекты, оказывающие воздействие на окружающую среду, относятся к 4 категориям по степени оказываемого негативного воздействия, к каждой из которых будут применены различные меры государственного регулирования.
     
     Деятельность по переработке нефти и газа включена в I категорию, как оказывающая наиболее значительное негативное воздействие на окружающую среду, и отнесена к областям применения наилучших доступных технологий. Объекты I категории обязаны получать комплексные экологические разрешения на осуществление своей деятельности.
     
     В период с 2015 по 2017 гг. согласно распоряжению Правительства Российской Федерации от 31 октября 2014 г. N 2178-р [3] должны быть разработаны информационно-технические справочники по наилучшим доступным технологиям, являющиеся документами национальной системы стандартизации Российской Федерации согласно Федеральному закону [4].
     
     Структура настоящего Справочника НДТ соответствует ГОСТ Р 56828.14-2016 [5], формат описания технологий - ГОСТ Р 56828.13-2016 [6], термины приведены в соответствии с ГОСТ Р 56828.15-2016 [7].
     
     

Предисловие


     Цели, основные принципы и порядок разработки Справочника НДТ установлены постановлением Правительства Российской Федерации от 23 декабря 2014 г. N 1458 "О порядке определения технологии в качестве наилучшей доступной технологии, а также разработки, актуализации и опубликования информационно-технических справочников по наилучшим доступным технологиям" [8].
     
     Статус документа


     Настоящий Справочник НДТ является документом по стандартизации.
     
     Информация о разработчиках


     Справочник НДТ разработан технической рабочей группой "Переработка природного и попутного газа" (ТРГ 50), состав которой утвержден приказом Росстандарта от 09 сентября 2016 г. N 1297 "О создании технической рабочей группы "Переработка природного и попутного газа" [9].
     
     Перечень организаций, оказавших поддержку в разработке Справочника НДТ, приведен в разделе "Заключительные положения и рекомендации".
     
     Справочник НДТ представлен на утверждение Бюро наилучших доступных технологий (Бюро НДТ) (www.burondt.ru).
     
     Краткая характеристика


     В Справочнике НДТ рассматриваются НДТ, предназначенные для выделения из исходного сырья углеводородных фракций, индивидуальных углеводородов, а также неуглеводородных компонентов.
     
     Справочник НДТ содержит описание применяемых при переработке природного и попутного газа технологических процессов, оборудования, технических способов, методов, в том числе позволяющих снизить негативное воздействие на окружающую среду, повысить энергоэффективность, обеспечить ресурсосбережение.
     
     Из описанных технологических процессов, оборудования, технических способов, методов (в том числе управления) определены решения, являющиеся НДТ. Для ряда НДТ установлены соответствующие технологические показатели.
     
     Взаимосвязь с международными и региональными аналогами


     Справочник НДТ разработан с учетом международного аналога - справочника Европейского Союза по наилучшим доступным технологиям "Нефте- и газоперерабатывающие заводы" (Best Available Techniques (BAT) Reference Document for the Refining of Mineral Oil and Gas) [10], опыта создания других справочников Европейского союза по наилучшим доступным технологиям (Reference Book on Best Available Techniques) [11], информационно-технических справочников Российской Федерации [12-26], а также технологических, экологических и экономических особенностей переработки углеводородного сырья в российских нефтегазовых компаниях.
     
     Сбор данных


     Информация о технологических процессах, оборудовании, технических способах, методах, применяемых при переработке природного и попутного газа в Российской Федерации, была собрана в процессе разработки справочника в соответствии с Порядком сбора данных, необходимых для разработки информационно-технического справочника по наилучшим доступным технологиям и анализа приоритетных проблем отрасли, утвержденным приказом Росстандарта от 23 июля 2015 г. N 863 [27].
     
     Взаимосвязь с другими справочниками НДТ


     Взаимосвязь настоящего Справочника НДТ с другими справочниками НДТ, разрабатываемыми в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 31 октября 2014 г. N 2178-р [3], приведена в разделе "Область применения".
     
     Информация об утверждении, опубликовании и введении в действие
     
     Справочник утвержден приказом Росстандарта от 14 ноября 2017 г. N 2423.
     
     Справочник введен в действие с 1 мая 2018 г. официально опубликован в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru).
     
     

Область применения


     Настоящий Справочник НДТ распространяется на следующие объекты стандартизации в соответствии с кодами ОКС [28]:
     

75.020 Добыча и переработка нефти и природного газа;
     

75.200 Оборудование для переработки нефти, нефтяных продуктов и природного газа;
     

13.020 Охрана окружающей среды.
     
     Настоящий Справочник НДТ распространяется на следующие основные виды деятельности:
     
     - производство сжиженных углеводородных газов, широкой фракции легких углеводородов, сухого (отбензиненного) газа, этановой фракции, индивидуальных углеводородов (пропана, бутана, пентана), бензина газового стабильного, моторных топлив, конденсата газового стабильного и других углеводородов из природного и попутного газа;
     
     - производство гелия;
     
     - производство углерода технического, серы газовой технической.
     
     Справочник НДТ распространяется на процессы, связанные с основными видами деятельности, которые могут оказать влияние на ресурсоэффективность, характер и масштаб воздействия на окружающую среду:
     
     - подготовка сырья;
     
     - производственные процессы;
     
     - методы предотвращения и сокращения эмиссий и образования отходов.
     
     Справочник НДТ не распространяется на:
     
     - процессы вспомогательного производства, такие, как работа ремонтных мастерских, объекты охраны/сигнализации, пожарные депо, автотранспортное хозяйство; вентиляция и др.
     
     - вопросы, касающиеся исключительно обеспечения промышленной безопасности или охраны труда.
     
     Отдельные виды деятельности при переработке углеводородного сырья (таблица 1) регулируются соответствующими справочниками НДТ (согласно распоряжению Правительства Российской Федерации) [3].
     
     Области применения Справочника НДТ соответствуют коды видов деятельности согласно ОКВЭД 2 [29] и виды получаемой продукции согласно ОКПД 2 [30].
     

Таблица 1 - Виды деятельности и соответствующие им справочники НДТ

Вид деятельности

Соответствующий справочник НДТ

1

2

Очистка сточных вод

ИТС 8-2015 "Очистка сточных вод при производстве продукции (товаров), выполнении работ и оказании услуг на крупных предприятиях" [19]

ИТС 10-2015 "Очистка сточных вод с использованием централизованных систем водоотведения поселений, городских округов" [21]

Обращение с отходами

ИТС 9-2015 "Обезвреживание отходов термическим способом (сжигание отходов)" [20]

ИТС 15-2016 "Утилизация и обезвреживание отходов (кроме обезвреживания термическим способом (сжигание отходов)" [22]

ИТС 17-2016 "Размещение отходов производства и потребления" [23]

Очистка выбросов загрязняющих веществ

ИТС 22-2016 "Очистка выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух при производстве продукции (товаров), а также при проведении работ и оказании услуг на крупных предприятиях" [24]

Производственный экологический контроль

ИТС 22.1-2016 "Общие принципы производственного экологического контроля и его метрологического обеспечения" [25]

Промышленные системы охлаждения

ИТС 20-2016 "Промышленные системы охлаждения" [26]

Добыча, разделение и извлечение нефтяного (попутного) газа

ИТС 28-2017 "Добыча нефти"

Добыча и подготовка природного газа

ИТС 29-2017 "Добыча природного газа"

Производство нефтепродуктов в процессе переработки нефти и конденсата

ИТС 30-2017 "Переработка нефти"

Производство энергии

ИТС 38-2017 "Сжигание топлива на крупных установках в целях производства энергии"

Хранение и складирование

ИТС 46-2017 "Сокращение выбросов загрязняющих веществ, сбросов загрязняющих веществ при хранении и складировании товаров (грузов)"

Энергоэффективность

ИТС 48-2017 "Повышение энергетической эффективности при осуществлении хозяйственной и (или) иной деятельности"

Термины и определения


     Газовый бензин - жидкая углеводородная смесь, получаемая путем переработки газа (природного или попутного) и газового конденсата, состоящая из предельных углеводородов ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа-ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа с примесями углеводородных и неуглеводородных компонентов [31].


     Гелий - одноатомный инертный газ без цвета, вкуса и запаха. Гелий - второй элемент в периодической системе химических элементов Д.И.Менделеева с атомным номером 2 и обозначением Не. Гелий нетоксичен, негорюч, легок (плотность при нормальных условиях составляет 0,1786 кг/мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа), обладает самой низкой температурой кипения при атмосферном давлении (-268,9°С), очень высокой теплопроводностью. Изотоп гелия - гелий-4 обладает низкой вязкостью и сверхтекучестью. По распространенности гелий занимает второе место в мире вслед за водородом [149].


     Гелиевый концентрат - газовая смесь, содержащая не менее 80% об. гелия и не более 20% об. азота, получаемая из гелийсодержащего природного газа, представляющая собой сырье для производства сжатого газообразного гелия [31].


     Жидкий гелий - сжиженный газ, получаемый из газообразного гелия концентрацией не менее 99,9900% об. [31].


     Конденсат газовый нестабильный - газовый конденсат, содержащий в растворенном виде газообразные углеводороды, направляемый на переработку с целью очистки от примесей и выделения углеводородов ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа-ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа, отвечающий требованиям соответствующего нормативного документа [31].


     Конденсат газовый стабильный - газовый конденсат, получаемый путем очистки нестабильного газового конденсата от примесей и выделения из него углеводородов ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа-ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа, отвечающий требованиям соответствующего нормативного документа [31].


     Нестабильный газовый бензин (газовый бензин нестабильный) - газовый бензин, давление насыщенных паров по Рейду которого выше 66,7 кПа в летний период и выше 93,3 кПа в зимний период [31].


     Природный газ, газ горючий природный (естественный) - это газообразная смесь, состоящая из метана (который является основным компонентом природного газа) и более тяжелых углеводородов, азота, диоксида углерода, водяных паров, серосодержащих соединений, инертных газов (также обычно содержит следовые количества других компонентов) [31].


     Попутный газ, попутный нефтяной газ - это газообразная смесь углеводородных и неуглеводородных компонентов, добываемая совместно с нефтью через нефтяные скважины и выделяющаяся из нефти в процессе ее промысловой подготовки [32].


     Сжатый газообразный гелий - газ, содержащий не менее 99,99% об. гелия, получаемый при переработке гелийсодержащего природного газа, находящийся при избыточном давлении [31].


     Сжиженные углеводородные газы - сжиженные углеводородные смеси пропана, бутанов и с примесями углеводородных и неуглеводородных компонентов, получаемые путем переработки природного газа и ПНГ, применяемые в качестве моторного топлива, сырья для нефтехимии, для коммунально-бытового и промышленного потребления, отвечающие требованиям соответствующего нормативного документа.


     Стабильный газовый бензин (газовый бензин стабильный) - газовый бензин, давление насыщенных паров по Рейду которого ниже 66,7 кПа в летний период и ниже 93,3 кПа в зимний период [31].


     Сухой газ отбензиненный - товарный газ, поставляемый в магистральные газопроводы после установок подготовки и соответствующий требованиям потребителя или определенной нормативной документации, в том числе по регламентированным значениям точки росы по воде и углеводородам [32].


     Техническая газовая сера - сера, получаемая из кислого газа [31].


     Технический углерод - дисперсный углерод, получаемый при неполном сгорании или термическом разложении углеводородов [31].


     Широкая фракция легких углеводородов - углеводородная смесь, состоящая из пропана, бутанов и пентанов с примесями метана, этана, гексана и более тяжелых компонентов, получаемая в процессе переработки ПНГ, природного газа, нестабильного газового конденсата и стабилизации нефти [31].


     Этановая фракция (природного газа) - газообразная углеводородная смесь, содержащая не менее 60% масс. этана, получаемая на установках низкотемпературной конденсации и ректификации [31].
     
     

Обозначения и сокращения


     АВО - аппарат воздушного охлаждения газа;
     
     АОК - абсорбционно-отпарная колонна;
     
     АОП - азеотропная осушка пропана;
     
     АТР - Азиатско-Тихоокеанский регион;
     
     БМК - блочно-модульный комплекс;
     
     БСК - блок стабилизации конденсата;
     
     БТ - бутан технический;
     
     ВНД - внутренняя норма доходности;
     
     ГГП - газ горючий природный;
     
     ГЗ - гелиевый завод;
     
     ГПЗ - газоперерабатывающий завод;
     
     ГПП - газоперерабатывающее предприятие;
     
     ГСМ - горюче-смазочные материалы;
     
     ГФУ - газофракционирующая установка;
     
     ДЭГ - диэтиленгликоль;
     
     ЗВ - загрязняющее вещество;
     
     ЗПК - завод по переработке конденсата;
     
     ЗПКТ - завод по подготовке конденсата к транспорту;
     
     ЗСК - завод стабилизации конденсата;
     
     ИТС НДТ - информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям;
     
     КБА - короткоцикловая безнагревная адсорбция;
     
     КВД - корпус высокого давления;
     
     КГ - кислые газы;
     
     КГН - конденсат газовый нестабильный;
     
     КГС - конденсат газовый стабильный;
     
     КГУ - криогенно-гелиевая установка;
     
     КИПиА - контрольно-измеряющий прибор и автоматика;
     
     КНД - корпус низкого давления;
     
     КЦА - короткоцикловая адсорбция;
     
     ЛОС - летучие органические соединения;
     
     МГБ - мембранные газораспределительные блоки;
     
     МДЭА - монодиэтаноламин;
     
     МТР - материально-технические ресурсы;
     
     НГКМ - нефтегазоконденсатное месторождение;
     
     НДТ - наилучшая доступная технология;
     
     НТА - низкотемпературная абсорбция;
     
     НТК - низкотемпературная конденсация;
     
     НТКР - низкотемпературная конденсация и ректификация;
     
     НТС - низкотемпературная сепарация;
     
     НТР - низкотемпературное разделение;
     
     ОКС - общероссийский классификатор стандартов;
     
     ОС - окружающая среда;
     
     ПА - пропан автомобильный;
     
     ПБА - пропан-бутан автомобильный;
     
     ПБТ - пропан-бутан технический;
     
     ПБФ - пропан-бутановая фракция;
     
     ПВД - полость высокого давления;
     
     ПГ - природный газ;
     
     ПГФ - пентан-гексановая фракция;
     
     ПЗА - показатель загрязнения атмосферы;
     
     ПНГ - попутный нефтяной газ;
     
     ПНД - полость низкого давления;
     
     ПТ - пропан технический;
     
     СПБТ - смесь пропан-бутан техническая;
     
     СВ - сточные воды;
     
     СЖУ - синтетические жидкие углеводороды;
     
     СОГ - сухой газ отбензиненный;
     
     СУ - синтетические углеводороды;
     
     СУГ - сжиженные углеводородные газы;
     
     СТУ - синтетические твердые углеводороды;
     
     СЭМ - система экологического менеджмента;
     
     ТДА - детандер компрессорного агрегата (турбодетандерный агрегат);
     
     ТКА - турбокомпрессорный агрегат;
     
     ТТР - температура точки росы;
     
     ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;
     
     УВ - углеводороды;
     
     УПГ - управление по переработке газа;
     
     УПДТ - установка получения дизельного топлива;
     
     УСК - установка стабилизации конденсата;
     
     ФККО - Федеральный классификационный каталог отходов;
     
     ЧДД - чистый дисконтированный доход;
     
     ШФЛУ - широкая фракция легких углеводородов.
     
     

Раздел 1. Общая информация о состоянии и развитии переработки природного и попутного газа в Российской Федерации


     Под переработкой природного и попутного нефтяного газа понимается совокупность технологических процессов физического, физико-химического и химического преобразования природного газа и всех компонентов попутного нефтяного газа в продукты переработки (целевые продукты) (согласно ГОСТ Р 53521 [31] и ГОСТ Р 54973 [32]).
     
     Основу ПНГ составляют растворенные в нефти в пластовых условиях газовые компоненты.
     
     В состав природного газа газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений входят значительные объемы жидких углеводородов широкого фракционного состава (с температурами кипения до 500-600°С и выше), растворенные в газовой фазе в пластовых условиях и выделяющиеся из нее в виде газового конденсата при промысловой подготовке добываемого сырья. Процессы промысловой подготовки природного газа газоконденсатных месторождений и последующей переработки выделенных потоков газа и газового конденсата составляют совокупность технологических процессов газопереработки (переработки природного газа).
     
     

1.1 Текущее состояние переработки природного и попутного газа в Российской Федерации


     Объем переработки газа (природного и попутного) в 2015 г. составил 71,6 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа (рисунок 1.1) [33], причем доля ПНГ в общем объеме переработки постоянно растет.
     
     

ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа


Рисунок 1.1 - Динамика объемов переработки газа (доля ПНГ приведена в процентах к общему объему)


     Крупнейшими газоперерабатывающими компаниями на текущий момент являются: по переработке природного газа - Группа Газпром (96,3% от переработки природного газа в РФ); по переработке ПНГ - Сибур-Холдинг (56,2% от переработки ПНГ в РФ).
     
     Сведения о количестве действующих газоперерабатывающих предприятий, их географическом расположении, технологических показателях приведены в таблице 1.1.
     

Таблица 1.1 - Действующие предприятия переработки газа и газового конденсата

N

Наименование

Год ввода

Проектная мощность по сырью

Фактическая переработка за 2015 г.

ПГ

ПНГ

газовый конденсат

1

2

3

4

5

6

7

Южный и Северо-Кавказский Федеральный округ

1

Астраханский ГПЗ ПАО "Газпром"

1986

12 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа/год

10,25 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

-

3,5 млн т

2

Коробковский ГПЗ ПАО "Лукойл"

1966

450 млн мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа/год

9,9 млн мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

424,3 млн мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

-

Северо-Западный Федеральный округ

3

Сосногорский ГПЗ ПАО "Газпром"

1964

3 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа/год

2182,1 млн мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

42,0 млн мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

-

4

Усинский ГПЗ ПАО "Лукойл"

1980

504 млн мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа/год

240,4 млн мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

-

-

Дальневосточный Федеральный округ

5

Якутский ГПЗ АО "Сахатранснефтегаз"

1999

0,63 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа/год

782 млн мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

-

-

Сибирский Федеральный округ

7

Востокгазпром Группа Газпром

2003

-

929,2 млн мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

1136,8 млн мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

-

Уральский Федеральный округ

8

Сургутский ЗСК ПАО "Газпром"

1986

12 млн т/год

-

-

8,49 млн т

9

Уренгойский ЗПКТ ПАО "Газпром"

2001

13,6 млн т/год

-

-

10,06 млн т

10

Пуровский ЗПК ОАО "Новатэк"

2005

11 млн т/год

-

-

4,86 млн т

11

Локосовский ГПК ПАО "Лукойл"

1983

2,3 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа/год

-

1,898 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

12

Белозерный ГПЗ ПАО "Сибур Холдинг"

1980

4,63 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа/год

-

4,796 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

-

13

Губкинский ГПЗ ПАО "Сибур Холдинг"

1988

2,628 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа/год

-

1,875 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

-

14

Нижневартовский ГПЗ ПАО "Сибур Холдинг"

1974

6,214 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа/год

-

5,897 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

-

15

Муравленковский ГПЗ ПАО "Сибур Холдинг"

1988

1,314 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа/год

-

1,107 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

-

16

Няганьгазпереработка ПАО "Сибур Холдинг"

1987

2,52 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа/год

-

1,779 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

-

17

Южнобалыкский ГПЗ ПАО "Сибур Холдинг"

1978

2,93 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа/год

-

3,213 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

-

18

Вынгапуровский ГПЗ ПАО "Сибур Холдинг"

1990

2,77 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа/год

-

2,445 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

-

19

Сургутское УПГ ОАО "Сургутнефтегаз"

1980

7,28 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа/год

-

6,235 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

-

20

Южно-Приобский ГПЗ ПАО "Сибур Холдинг" + Группа Газпром

2015

0,9 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа/год

-

609 млн мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

-

Приволжский Федеральный округ

21

Туймазинское ГПП ПАО АНК "Башнефть"

1956

365 млн мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа/год

-

27,6 млн мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

-

22

Шкаповское ГПП ПАО АНК "Башнефть"

1959

250 млн мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа/год

-

80,9 млн мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

-

23

Нефтегорский ГПЗ ПАО "НК "Роснефть"

1967

680 млн мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа/год

-

410,2 млн мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

-

24

Отрадненский ГПЗ ПАО "НК "Роснефть"

1962

360 млн мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа/год

-

257,1 млн мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

-

25

Оренбургский ГПЗ ПАО "Газпром"

1974

40 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа/год и 6,2 млн т/год

25,014 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

-

1,73 млн т

26

Оренбургский ГЗ ПАО "Газпром"

1978

15 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа/год

15 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

-

-

27

ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез ПАО "ЛУКОЙЛ"

1969

1,46 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа/год и 1,693 млн т/год

-

1,06 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

-

28

ПАО "Татнефть"

1956

0,976 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа/год

-

820 млн мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

-

29

Зайкинское ГПП ПАО "НК "Роснефть"

1996

2 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа/год

685,8 млн мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

1773,2 млн мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

-

1.2 Перспективы развития переработки природного и попутного газа в Российской Федерации


     Перспективы развития переработки природного и попутного газа базируются на повышении степени извлечения ценных компонентов, содержащихся в природном газе, что, в свою очередь, будет способствовать развитию действующих и созданию новых газохимических производств.
     
     В результате углубления переработки газа организуется выпуск товарной продукции, востребованной как внутренним, так и внешним рынками; создаются предпосылки для развития в России продукции с высокими потребительскими свойствами; снижается зависимость России от зарубежных поставок полимерной продукции.
     
     Развитие переработки связано с модернизацией действующих мощностей с целью повышения качества и ассортимента выпускаемой продукции, с реализацией новых проектов с использованием освоенных технологий переработки добываемого углеводородного сырья (включая увеличение глубины переработки этансодержащих газов). Ввод дополнительных мощностей по переработке углеводородного сырья направлен на удовлетворение топливных и нефтехимических потребностей РФ и близлежащих рынков.
     
     Перспективное развитие газоперерабатывающих производств связано:
     

1) с увеличением доли добычи этансодержащего газа и жидких углеводородов в традиционных регионах газодобычи;
     

2) с эффективным и рациональным использованием ресурсов этана природного газа и других легких углеводородных фракций (ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа-ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа) с целью производства газохимической продукции с высокой добавленной стоимостью;
     

3) с развитием новых центров газопереработки и газохимии, в том числе на базе месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, включая извлечение, хранение и транспорт гелия;
     

4) с разработкой и внедрением эффективных технологий производства высоколиквидной продукции, востребованной как на внутреннем, так и внешних рынках;
     

5) с разработкой и внедрением эффективных технологий производства синтетических жидких углеводородов (СЖУ), направленных на решение проблем освоения малых, выработанных и удаленных от газотранспортной системы труднодоступных месторождений, и оптимизации логистических схем доставки энергоносителей потребителям;
     

6) с повышением эффективности переработки серосодержащих газов;
     

7) со строительством новых и реконструкцией/модернизацией существующих производств олефинов, полимеров и метанола;
     

8) развитие новых центров газопереработки и газохимии, в том числе на базе месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока требует:
     
     - создания новых технологий переработки природного газа с высоким содержанием гелия и азота, а также систем очистки и сжижения гелия;
     
     - создания новых конкурентоспособных газохимических производств высокой единичной мощности;
     
     - создания систем транспортировки и хранения гелия, продукции газопереработки и газохимии;
     
     - расширения существующих систем сбыта готовой продукции, в том числе экспорта в страны АТР.
     
     Для внедрения эффективных технологий производства СЖУ необходимо:
     
     - разработать технологии производства новых катализаторов для синтеза СЖУ;
     
     - разработать технологические решения для модернизации конструкций реакторных блоков с целью повышения их энергоэффективности и единичной мощности по перерабатываемому сырью и получаемым продуктам;
     
     - отработать технологии выделения водорода в ходе производства продуктов синтеза.
     
     Повышению эффективности переработки серосодержащих газов будут способствовать:
     
     - разработка, освоение и внедрение технологий добычи и переработки сероводородсодержащих газов с производством широкого спектра продукции (водорода, серной кислоты, удобрений, кормовых белков и т.д.);
     
     - освоение и внедрение технологий по использованию серы в производстве дорожно-строительных материалов;
     
     - освоение альтернативных направлений использования серы.
     
     Прогнозируемый рост объемов добычи и переработки углеводородов связан с освоением шельфовых месторождений арктических морей, месторождений полуострова Ямал, месторождений Надым-Пур-Тазовского региона, Восточной Сибири и Дальнего Востока. Ввод новых мощностей на действующих перерабатывающих предприятиях направлен на повышение глубины переработки углеводородного сырья и качества товарной продукции, а также на удовлетворение топливных и нефтехимических потребностей РФ и близлежащих рынков. Ожидаемый ввод мощностей к 2035 году по переработке газа составит 86,5 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа, по переработке жидких углеводородов - 12 млн т.
     
     

1.3 Основные виды продукции


     В настоящее время основными видами продукции ГПЗ Российской Федерации являются природный газ, подаваемый в газотранспортную систему, сжиженные углеводородные газы (СУГ), широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), этановая фракция, стабильный конденсат, продукты его переработки и др. [34].
     
     В 2015 г. на ГПЗ Российской Федерации было произведено 58742,0 млн мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа сухого газа; 710,8 тыс. т этана, 4740,3 тыс. т СУГ, 10868,2 тыс. т ШФЛУ, 996,5 тыс. т стабильного бензина, 5157,9 тыс. т серы [33].
     
     

1.3.1 Сухой газ (сухой газ отбензиненный)


     Сухой газ, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам, должен содержать массовую концентрацию сероводорода не более 0,007 г/мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа, иметь температуру точки росы (ТТР) по воде при давлении в точке отбора пробы ниже температуры газа в соответствии с СТО Газпром 089-2010 [35].
     
     Природные горючие газы для промышленного и коммунально-бытового назначения должны соответствовать по физико-химическим показателям требованиям ГОСТ 5542-2014 [36] (таблицы 1.2-1.3).
     

Таблица 1.2 - Физико-химические показатели газа горючего природного, поставляемого и транспортируемого по магистральным газопроводам

Наименование показателя

Значение для макроклиматических районов

Метод испытания

умеренный

холодный

1 Компонентный состав, молярная доля, %

Определение обязательно

По ГОСТ 31371.1 [150] - ГОСТ 31371.7 [156]

2 Температура точки росы по воде (ТТРв) при абсолютном давлении 3,92 МПа (40,0 кгс/смИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа), °С, не выше:

По 8.2

- зимний период

-10,0

-20,0

- летний период

-10,0

-14,0

3 Температура точки росы по углеводородам (ТТРув) при абсолютном давлении от 2,5 до 7,5 МПа, °С, не выше:

По 8.3

- зимний период

-2,0

-10,0

- летний период

-2,0

-5,0

4 Массовая концентрация сероводорода, г/мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа, не более

0,007

По 8.4

5 Массовая концентрация меркаптановой серы, г/мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа, не более

0,016

По 8.4

6 Массовая концентрация общей серы, г/мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа, не более

0,030

По 8.5

7 Теплота сгорания низшая при стандартных условиях, МДж/мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа (ккал/мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа), не менее

31,80

(7600)

По ГОСТ 31369 [157]

8 Молярная доля кислорода, %, не более

0,020

По ГОСТ 31371.1 - ГОСТ 31371.3 [150-152], ГОСТ 31371.6 [155], ГОСТ 31371.7 [156]

9 Молярная доля диоксида углерода, %, не более

2,5

По ГОСТ 31371.1 - ГОСТ 31371.7 [150-156]

10 Массовая концентрация механических примесей, г/мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа, не более

0,001

По ГОСТ 22387.4 [158]

11 Плотность при стандартных условиях, кг/мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

Не нормируют, определение обязательно

По 8.6

Примечания

1 Макроклиматические районы определяют по ГОСТ 16350 [159].

2 Летний период - с 1 мая по 30 сентября. Зимний период - с 1 октября по 30 апреля. Периоды могут быть изменены по согласованию между поставляющей и принимающей сторонами.

3 Для ПГ, в котором содержание углеводородов С5+высш не превышает 1,0 г/мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа, показатель 3 допускается не нормировать.

4 Если значение любого из показателей 4-6, 10 в течение года не превышает 0,001 г/мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа, то в дальнейшем данный показатель определяют не реже 1 раза в год по согласованию между поставляющей и принимающей сторонами.

5 Стандартные условия для определения показателей 7 и 11 указаны в ГОСТ 31369 (таблица Р.1 [157]). Стандартная температура при приведении объема ПГ к стандартным условиям равна 20,0°С.

6 При расчетах показателя 7 принимают 1 кал равной 4,1868 Дж.

7 Для месторождений и подземных хранилищ, введенных в действие до 2000 г., допускается превышение норм показателей 2, 3, 9 по согласованию с ПАО "Газпром".

8 Для магистральных газопроводов, вводимых с 01.2011 г. рекомендуется устанавливать в специальных технических условиях нормы для показателей ТТРИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа и ТТРИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа при давлении в точке отбора пробы на 5,0°С ниже проектной минимальной температуры газа в газопроводе.



Таблица 1.3 - Физико-химические показатели газа горючего природного промышленного и коммунально-бытового назначения

Наименование показателя

Норма

Метод испытания

1

2

3

1 Компонентный состав, молярная доля, %

Не нормируется. Определение обязательно

По ГОСТ 31371.1 - ГОСТ 31371.7 [150-156]

2 Низшая теплота сгорания при стандартных условиях, МДж/мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа (ккал/мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа), не менее

31,80

(7600)

По 8.2

3 Область значений числа Воббе (высшего) при стандартных условиях, МДж/мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа (ккал/мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа)

От 41,20 до 54,50

(от 9840 до 13020)

По ГОСТ 31369 [157]

4 Отклонение числа Воббе от номинального значения, %

±5

*

5 Массовая концентрация сероводорода, г/мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа, не более

0,020

По 8.3

6 Массовая концентрация меркаптановой серы, г/мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа, не более

0,036

По 8.3

7 Молярная доля кислорода, %, не более

0,050

По ГОСТ 31371.1 - ГОСТ 31371.3 [150-152], ГОСТ 31371.6, ГОСТ 31371.7 [155-156]

8 Молярная доля диоксида углерода, %, не более

2,5

По ГОСТ 31371.1 - ГОСТ 31371.7 [150-156]

9 Температура точки росы по воде при давлении в точке отбора пробы, °С

Ниже температуры ГГП в точке отбора пробы

По 8.4

10 Температура точки росы по углеводородам при давлении в точке отбора пробы, °С

Ниже температуры ГГП в точке отбора пробы

По 8.5

11 Массовая концентрация механических примесей, г/мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа, не более

0,001

По ГОСТ 22387.4 [159]

12 Плотность при стандартных условиях, кг/мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

Не нормируют, определение обязательно

По 8.6

13 Интенсивность запаха ГГП при объемной доле 1% в воздухе, баллы, не менее

3

По ГОСТ 22387.5 [160]

Примечания

1 Стандартные условия для проведения измерений и расчетов показателей 2, 3 и 12 - в соответствии с ГОСТ 31369 (таблица Р.1) [157].

2 При расчетах показателей 2 и 3 принимают 1 кал равной 4,1868 Дж.

3 В Российской Федерации стандартная температура при приведении объема ПГ к стандартным условиям равна 20°С.

4 Показатели 2-4 распространяются только на ПГ, используемый в качестве топлива.

5 Номинальное значение числа Воббе устанавливают в пределах нормы показателя 3 для отдельных газораспределительных систем по согласованию с потребителем.

6 Если значение любого из показателей 5, 6, 11 в течение года не превышает 0,001 г/мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа*, то в дальнейшем данный показатель определяют не реже одного раза в год по согласованию между поставщиком и потребителем.

_______________
     * Текст документа соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.

7 По согласованию с потребителем допускается подача ПГ для энергетических целей с более высокой массовой концентрацией сероводорода и меркаптановой серы по отдельным газопроводам.

8 По согласованию с потребителем допускается подача ПГ с большей молярной долей диоксида углерода по отдельным газопроводам.

9 Для ПГ, в котором содержание углеводородов ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа не превышает 1,0 г/мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа, показатель 10 допускается не нормировать.

10 Показатель 13 распространяется только на ПГ коммунально-бытового назначения.

11 Для ПГ промышленного назначения показатель 13 устанавливают по согласованию с потребителем.

12 Температуру ПГ в точке отбора пробы определяют по ГОСТ 8.586.5 [161]. В Российской Федерации определение температуры ПГ проводят также по стандарту ОАО "Газпром" СТО Газпром 5.2-2005 [162] или правилам по метрологии ПР 50.2.019-2006 [163].

1.3.2 Этан (этановая фракция)


     Этановая фракция представляет собой ценное сырье для нефтехимии. Используется для производства этилена, из которого, в свою очередь, получают этиловый спирт, глицерин, этиленгликоль, дихлорэтан, хлористый этил, полиэтилен и т.д. При дальнейшей переработке перечисленных веществ получают лаки, растворители, красители, моющие вещества и другую химическую продукцию высокой степени передела.
     
     По физико-химическим показателям этановая фракция должна соответствовать требованиям ТУ 0272-022-00151638-99 [37], приведенным в таблице 1.4.
     

Таблица 1.4 - Физико-химические показатели этановой фракции в соответствии с ТУ 0272-022-00151638-99 [37]

Наименование показателя

Норма по маркам

А

Б

1. Массовая доля компонентов, %

метан, не более

2,0

20,0

этан, не менее

95,0

60,0

пропан, не более

3,0

Не нормируется

сумма углеводородов С4 и выше, не более

Отс.

2,0

2. Массовая доля ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа, не более

0,02

Не нормируется

3. Массовая доля сернистых соединений в пересчете на серу, % не более

0,002

0,002

4. Массовая доля сероводорода, %, не более

0,002

0,002

1.3.3 Сжиженные углеводородные газы


     СУГ используют:
     
     - в качестве альтернативного источника газоснабжения и газификации удаленных от магистральных газопроводов населенных пунктов и промышленных объектов, а также регионов с ограниченными или слишком дорогими местными энергоресурсами (доставляются железнодорожным, автомобильным, речным или морским транспортом);
     
     - в качестве газомоторного топлива;
     
     - для потребления в жилищно-коммунальном хозяйстве;
     
     - в нефтехимической промышленности в качестве сырья и др.
     
     Марки сжиженных газов по ГОСТ Р 52087-2003 [38] приведены в таблице 1.5.
     

Таблица 1.5 - Марки сжиженных газов

Марка

Наименование

ПТ

Пропан технический

ПА

Пропан автомобильный

ПБА

Пропан-бутан автомобильный

ПБТ

Пропан-бутан технический

БТ

Бутан технический


     По физико-химическим показателям СУГ должны соответствовать требованиям, указанным в таблице 1.6.
     

Таблица 1.6 - Требования к маркам СУГ

Наименование показателя

Норма для марки

Метод испытания

ПТ

ПА

ПБА

ПБТ

БТ

1 Массовая доля компонентов, %:

По ГОСТ 10679-76 [39]

сумма метана, этана и этилена

Не нормируется

сумма пропана и пропилена, не менее

75

-

-

Не нормируется

в том числе пропана

-

85±10

50±10

-

-

сумма бутанов и бутиленов:

Не нормируется

-

-

не более

-

-

-

60

-

не менее

-

-

-

-

60

сумма непредельных углеводородов, не более

-

6

6

-

-

2 Объемная доля жидкого остатка при 20°С, %, не более

0,7

0,7

1,6

1,6

1,8

3 Давление насыщенных паров избыточное, МПа, при температуре:

По ГОСТ Р 50994-96 [40] или ГОСТ 28656-90 [41]

плюс 45°С, не более

1,6

минус 20°С, не менее

0,16

-

0,07

-

-

минус 30°С, не менее

-

0,07

-

-

-

4 Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более

0,013

0,01

0,01

0,013

0,013

По ГОСТ 22985-90 [42] или ГОСТ Р 50802-95 [43]
     

в том числе сероводорода, не более

0,003

По ГОСТ 22985-90 [42] или ГОСТ Р 50802-95 [43]

5 Содержание свободной воды и щелочи

Отсутствие

6 Интенсивность запаха, баллы, не менее

3

По ГОСТ 22387.5-2014 [44]

Примечания

1 Допускается не определять интенсивность запаха при массовой доле меркаптановой серы в сжиженных газах марок ПТ, ПБТ и БТ 0,002% и более, а марок ПА и ПБА - 0,001% и более. При массовой доле меркаптановой серы менее указанных значений или интенсивности запаха менее 3 баллов сжиженные газы должны быть одорированы в установленном порядке.

2 При температурах минус 20°С и минус 30°С давление насыщенных паров сжиженных газов определяют только в зимний период.

3 При применении сжиженных газов марок ПТ и ПБТ в качестве топлива для автомобильного транспорта массовая доля суммы непредельных углеводородов не должна превышать 6%, а давление насыщенных паров должно быть не менее 0,07 МПа для марок ПТ и ПБТ при температурах минус 30°С и минус 20°С соответственно.


     К сжиженным углеводородным газам, поставляемым на экспорт, предъявляются особые требования, например, в соответствии с ГОСТ Р 51104-97 [45] (таблица 1.7).
     

Таблица 1.7 - Газы углеводородные сжиженные, поставляемые на экспорт

Наименование показателей

Норма по маркам

ПТ

БТ

СПБТ

Теплота сгорания низшая, МДж/кг

45,5

46,5

46,0

Массовая доля компонентов, %:

- метана-этана, не более

2,0

-

-

- пропана:

- не более

-

1,0

-

- не менее

95,0

-

40,0

- суммы бутанов:

- не более

5,0

-

60,0

- не менее

-

98,0

-

в том числе:

- н-бутана, не менее

-

96,0

-

- изобутана, не более

-

2,0

-

- суммы непредельных углеводородов, не более

2,0

0,1

2,0

Объемная доля жидкого остатка при 20°С, не более

Отсутствие

2,0

2,0

Давление насыщенных паров при 45°С, МПа, не более

1,6

0,6

1,6

Массовая доля общей серы (для неодорированного газа), %, не более

0,01

0,005

1,6

Испытание на медную пластинку (для неодорированного газа)

Выдерживает

Массовая доля метанола, %, не более

0,005

0,005

0,005

Содержание свободной воды и щелочи

Отсутствие

1.3.4 Широкая фракция легких углеводородов


     Показатели качества ШФЛУ приведены в таблице 1.8 в соответствии с ТУ 38.101524-2015 [46] (также могут быть использованы ТУ 0272-084-00151638-2011 [47] и др.).
     

Таблица 1.8 - Технические требования к ШФЛУ (по ТУ 38.101524-2015 [46])

Показатели

Марки

А

Б

Углеводородный состав, % мас.:

ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа+ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа, не более

3

5

ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа, не менее

15

-

ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа+ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа, не менее

45

40

ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа + высшие, не более

15

30

Массовая для метанола**ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа, %, не более

0,15

Содержание сероводорода, %, не более

0,003

Содержание свободной воды и щелочи

Отсутствие. Определение обязательно

Внешний вид

Бесцветная прозрачная жидкость

** норма метанола не более 0,15 вступила в силу с 01.06.2017 г.

_______________
     ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа Нумерация сноски соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.
     
     
     Содержание в ШФЛУ легких УВ - метана и этана - ограничено требованиями по значению общего давления насыщенных паров для условий транспортировки и хранения (связано с предупреждением образования газовых пробок и уменьшением потерь от испарения).
     
     

1.3.5 Конденсат газовый стабильный


     По содержанию хлористых солей, сернистых соединений КГС подразделяют на группы (таблица 1.9). В условном обозначении КГС указывают его группу в зависимости от значений концентрации хлористых солей, массовой доли сероводорода и метил- и этилмеркаптанов.
     

Таблица 1.9 - Требования к КГС по ГОСТ Р 54389-2011 [48]

Наименование показателя

Значение для группы

Метод испытания

1

2

1 Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.), не более

66,7 (500)

По ГОСТ 1756-200 [49], ГОСТ Р 52340-2005 [50]

2 Массовая доля воды, %, не более

0,5

По ГОСТ 2477-65 [51]

3 Массовая доля механических примесей, %, не более
     

0,05

По ГОСТ 6370-83 [52]

4 Массовая концентрация хлористых солей, мг/дмИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа, не более

100

300

По ГОСТ 21534-76 [53]

5 Массовая доля серы, %

Не нормируют.
Определение по требованию потребителя

По ГОСТ Р 51947-2002 [54], ГОСТ 19121-73 [55]

6 Массовая доля сероводорода, млнИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа (ррm), не более

20

100

По ГОСТ Р 50802-95 [56]

7 Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млнИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа (ррm), не более

40

100

По ГОСТ Р 50802-95 [56]

8 Плотность при 20°С, кг/мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа;

Не нормируют.
Определение обязательно

По ГОСТ 3900-85 [57]

15°С, кг/мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

Не нормируют.
Определение по требованию потребителя

По ГОСТ Р 51069-97 [58]

9 Выход фракций, % до температуры, °С: 100, 200, 300, 360

Не нормируют.
Определение обязательно

По ГОСТ 2177-99 (метод Б) [59]

10 Массовая доля парафина, %

Не нормируют.
Определение по требованию потребителя

По ГОСТ 11851-85 [60]

11 Массовая доля хлорорганических соединений, млнИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа (ррm)

Не нормируют.
Определение по требованию потребителя

По ГОСТ Р 52247-2004 [61]

Примечания

1 По согласованию с потребителями допускается выпуск КГС давлением насыщенных паров не более 93,3 (700) кПа (мм рт.ст.).

2 Для организаций, перерабатывающих сернистое сырье и введенных в эксплуатацию до 1990 г., допускается по согласованию с потребителями и транспортными компаниями превышение значения по показателю 6 для КГС группы 2 до 300 млнИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа (ррm) и по показателю 7 для КГС группы 2 до 3000 млнИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа (ррm).

3 Если хотя бы по одному из показателей КГС относят к группе 2, а по другим - к группе 1, то КГС признают соответствующим группе 2.

4 Показатели 5-7 определяют по требованию потребителя только для конденсатов с содержанием сернистых соединений (в пересчете на серу) более 0,01% массовых.

1.3.6 Газовый бензин


     Газовый бензин применяется в качестве сырья в нефтехимии, на заводах органического синтеза, а также для компаундирования автомобильного бензина (получения бензина с заданными свойствами путем его смешивания с другими бензинами).
     
     Требования к газовому бензину стабильному представлены в таблице 1.10.
     

Таблица 1.10 - Требования к газовому бензину стабильному в соответствии с ТУ 0272-003-00135817-2000 [62]

Наименование

Норма

Фракционный состав бензина газового стабильного, °С

- начало кипения, °С, не ниже

25

- конец кипения, °С, не выше

150

- объемная доля остатка в колбе, %, не более

1,3

- объемная доля остатка и потерь, %, не более

5,0

Содержание фактических смол, мг/100 мл, не более

5,0

Давление насыщенных паров, гПа, не более

1390

Содержание воды и механических примесей

отсутствует

Массовая доля общей серы в бензине, %, не более

0,1

Цвет бензина

бесцветный, прозрачный

Плотность бензина газового стабильного при температуре 15 градусов не более, г/смИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

0,725


     Определение физико-химических и иных характеристик газового бензина и других нефтепродуктов проводят в соответствии с действующими нормативно-техническими документами [63-104].
     
     

1.3.7 Газовая сера


     Газовую серу выпускают в нескольких видах: жидком, комовом, формованном (чешуированная, гранулированная, молотая сера).
     
     Техническая сера используется для производства серной кислоты, сероуглерода, красителей, в целлюлозно-бумажной, текстильной и других отраслях промышленности.
     
     По физико-химическим показателям техническая сера в зависимости от вида и назначения должна соответствовать нормам и требованиям ГОСТ 127.1-93 [105], СТО Газпром 040-2008 [106], ГОСТ Р 56249-2014 [107].
     
     

1.3.8 Гелий


     Практически весь потребляемый в мире гелий добывают из природного газа. Мировые запасы гелия оцениваются сейчас в 56-60 млрд мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа. Объемное содержание гелия не превышает 3,0%.
     
     Гелийсодержащим природным газом считают природный газ, концентрация гелия в котором превышает 0,05% об.
     
     Гелий используют для создания защитной атмосферы при плавке, резке и сварке активных металлов. Газообразный гелий используется для изготовления дыхательных смесей (при глубоководном погружении водолазов), как инертная среда для технологических процессов, в течеискателях, в наружной неоновой рекламе, для заполнения шаров и дирижаблей и т.д.
     
     Характеристики гелия газообразного (сжатого) приведены в таблице 1.11.
     

Таблица 1.11 - Физико-химические показатели гелия газообразного (сжатого) (по ТУ 0271-135-31323949-2005 [108])

Показатель

Гелий газообразный

марка "А"

марка "Б"

Объемная доля гелия [Не]*, не менее

99,9950%

99,9900%

Объемная доля водорода [ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа], не более

0,0001%

0,0025%

Объемная доля азота [ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа], не более

0,0005%

0,0020%

Объемная доля ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа, не более

0,0001%

-

Объемная доля кислорода [ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа], не более

-

0,0005%**

Объемная доля аргона [Ar], не более

-

0,0001%**

Объемная доля ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа, не более

0,0002%

0,0010%

Объемная доля углеводородов, не более

0,0001%

0,0005%

Объемная доля неона [Ne], не более

0,0040%

0,0090%

Объемная доля водяных паров, не более

0,0005%

0,0020%

* - объемная доля гелия дана в пересчете на сухое вещество;

** - или суммарная объемная доля ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа в гелии марки "Б", не более 0,0006%


     Характеристики гелия газообразного высокой чистоты представлены в таблице 1.12.
     

Таблица 1.12 - Характеристика гелия газообразного высокой чистоты в соответствии с ТУ 0271-001-45905715 [109]

Наименование

марка "50"

марка "55"

марка "60"

марка "70"

Не, % не менее*

99,999

99,9995

99,9999

99,99999

Ne, % не более

0,0005

0,0001

0,000015

0,000001

ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа, % не более

0,0001

0,00005

0,000015

0,000001

ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа, % не более

0,0002

0,0002

0,000045

0,000005

ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа, % не более

0,00005

0,00003

0,000005

0,0000001

ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа и CO, % не более

0,0001

0,00005

0,00001

0,0000001

Метана (ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа), % не более

0,00005

0,00002

0,00001

0,0000001

Водяных паров, % не более

0,0005

0,0003

0,0002

0,0001

1.3.9 Технический углерод


     Технический углерод (старое название - сажа) состоит в основном из углерода (90-99%), водорода (0,3-0,5%) и кислорода (0,1-7,0%). В состав технического углерода могут также входить сера (до 1,5%) и зола (до 0,5%). По структуре технический углерод состоит из частиц размером от 9 до 300 нм и более, образующих разветвленные цепочки, форма каждой из которых близка к сферической. Удельная поверхность характеризует степень дисперсности: чем меньше размер частицы, тем больше ее удельная поверхность. Высокодисперсный технический углерод имеет более черный цвет и обладает большей красящей способностью.
     
     По основным способам производства различают технический углерод - печной, канальный и термический; по применяемому сырью - газовый, из жидких углеводородов либо смешанного сырья (газ с добавкой жидких продуктов или пары жидкости с газами) [128].
     
     Технический углерод используется в резинотехнической и шинной промышленности (80% от общего объема его производства), в электротехнической, лакокрасочной, полиграфической и других отраслях промышленности.
     
     По физико-химическим показателям технический углерод должен соответствовать требованиям и нормам, указанным в таблице 1.13.
     
     

Таблица 1.13 - Физико-химические показатели технического углерода (по ГОСТ 7885-86 [110])

Наименование показателя

Норма для марки

П245

П234

К354

П324

П514

П701

П702

П705

П803

Т900

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1. Удельная геометрическая поверхность, мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

-

-

90-100

75-82

50-57

-

-

-

-

-

2. Удельная условная поверхность, мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

-

-

-

-

-

33-39

35-40

20-26

14-18

12-16

3. Удельная внешняя поверхность, мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

109±4

98±4

-

-

-

-

-

-

-

-

4. Йодное число, г/кг

121±6

105±6

-

84±6

43±4

-

-

-

-

-

5. Удельная адсорбционная поверхность, мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

119±5

109±5

не более 150

84±4

-

-

-

-

-

-

6. Абсорбция дибутилфталата, смИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

103±5

101±4

-

100±5

101±4

65±5

70±5

110±5

83±7

-

7. рН водной суспензии

6-8

(6,5-8,5)

6-8

3,7-4,5

7-9

6-8

9-11

7-9

7,5-9,5

7-9

-

8. Массовая доля потерь при 105°С, %, не более

0,9

0,9 (0,4)

1,5

0,9 (0,5)

0,9

0,35

0,5

0,5

0,5

0,4

9. Зольность, %, не более

0,45

0,45 (0,3)

0,05

0,45 (0,3)

0,45

0,48

0,50

0,30

0,45

0,15

10. Массовая доля остатка, %, не более, после просева через сито с сеткой:

0045

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

05

0,001

0,0010

0,0010

0,0010

0,0010

0,0010

0,0010

0,0010

0,0010

0,0010

014

0,02

0,02

0,004

0,02

0,02

0,01

0,02

0,01

0,01

0,02

11. Массовая доля общей серы, %, не более

1,1

1,1

-

1,1

1,1

-

1,1

-

-

-

12. Массовая доля пыли в гранулированном углероде, %, не более

6

6

-

6

6

5

6

6

6

-

13. Насыпная плотность гранулированного углерода, кг/мИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа в пределах

-

-

-

-

-

-

-

320-400

320-
400

-

не менее

330 (310)

340 (320)

-

340 (330)

340

420

400

-

-

-

14. Светопропускание толуольного экстракта, %, не менее

90

90

-

85

85

-

-

-

-

-

15. Прочность отдельных гранул, Н

-

-

-

-

0,2-0,6

-

-

-

0,2-0,7

-

16. Сопротивление гранул технического углерода разрушению на аппарате ГИТ-1, %

82±7

82±7

-

-

75±6

-

-

-

-

-

17. Массовая прочность гранул технического углерода, кг

5-25

(3-6)

5-25

(3-6)

-

-

5-25

-

-

-

-

-

18. Массовая доля пыли в гранулированном углероде на аппарате ГИТ-1, %, не более

6

6

-

-

6

-

-

-

-

-

Примечания

1 С 01.07.91 норма по показателю 1 для марки П514 не нормируется.

2 Абсорбция дибутилфталата для негранулированного технического углерода марки П705 - (120±5) смИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа/100 г, марки П803 - (93±7) смИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа/100 г, зольность для марок П705 и П803 - не более 0,20%; рН водной суспензии для марки П803 - 7,5-9,5.

3 Норма по показателю 7 для марок П234 и П514, предназначенных для производства резиновых технических изделий, - 7-9, для марки К354, изготовляемой Сосногорским газоперерабатывающим заводом и предназначенной для резино- и электротехнической промышленности, - 3,4-4,2.

4 Для показателей 7-9, 14, 18 в скобках указана норма для технического углерода, гранулированного сухим способом.

5 Показатель 16 для марки П514, предназначенной для шинной промышленности, не определяют.

6 Норма по показателю 8 для марки К354 - не более 2,0%.

1.4 Экологические аспекты переработки природного и попутного газов и воздействие предприятий отрасли на окружающую среду


     Переработка природного и попутного газов, являясь сегментом нефтегазового комплекса, оказывает негативное воздействие на природные среды за счет выбросов ЗВ в атмосферный воздух, забора воды на хозяйственно-питьевые и производственные нужды, сброса сточных вод, образования отходов производства и потребления, шумового и иных воздействий.
     
     Основным значимым экологическим аспектом являются выбросы ЗВ в атмосферный воздух от технологических процессов основного и вспомогательного производств.
     
     Анализ статистических данных показал, что динамика воздействия предприятий по переработке газа на атмосферный воздух определяется преимущественно изменениями объемов переработки исходного сырья (рисунок 1.2).
     
     

ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа


Рисунок 1.2 - Динамика выбросов загрязняющих веществ при переработке природного газа в целом по России


     К основным источникам воздействия на атмосферный воздух при переработке углеводородного сырья относятся:
     
     - дымовые трубы технологических печей, подогревателей (выбросы продуктов сгорания газа);
     
     - факелы утилизации продувочных газов (продукты сгорания продувочных газов);
     
     - дымовые трубы установок сжигания производственных отходов (выбросы продуктов сгорания производственных отходов).
     
     Основными загрязняющими веществами являются оксид углерода, метан, оксиды азота и серы, взвешенные вещества.
     
     Сегмент переработки природного газа относится к наиболее водоемким производствам в газовой отрасли в целом, однако объем водоотведения в поверхностные водные объекты невелик, так как основной объем потребляемой на технологические нужды воды находится в оборотной системе и превышает объем сбрасываемой воды более чем в 30 раз.
     
     К основным источникам образования сточных вод относятся:
     
     - промывка технологического оборудования;
     
     - очистка и осушка газа, регенерация теплоносителя;
     
     - регенерация и промывка фильтров, взрыхление и отмывка катионита;
     
     - система теплоснабжения (продувка котлов), др.
     
     Тенденция развития системы водопользования в переработке газа направлена на создание полностью замкнутой системы водопользования для минимизации негативного воздействия на ОС.
     
     Перечень основных видов образующихся отходов, а также источников и процессов их образования на объектах основного назначения при переработке природного и попутного газа и стабилизации газового конденсата приведен в таблице 1.14 [111].
     

Таблица 1.14 - Основные виды отходов, образующихся на объектах основного назначения при переработке газа и стабилизации газового конденсата

Источники образования отхода

Процесс образования отхода

Наименование отхода/Код по ФККО [112]ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

Класс опасностиИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

1

2

3

4

Установки аминовой сероочистки газа;

установки промывки и компримирования газов стабилизации и выветривания конденсата;

секции фильтрации в составе технологического оборудования

Очистка секций фильтрации рабочих растворов диэтаноламина

Шлам от установок аминовой сероочистки природного газа (аминовый шлам)
/3 12 760 00 00 0

II

Замена фильтра по истечении срока годности в секции фильтрации рабочих растворов диэтаноламина

Уголь активированный отработанный, загрязненный опасными веществами
/4 42 504 00 00 0ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа
     

III

Фильтрация технологических жидкостей и химически загрязненных вод
     

Фильтрующий материал отработанный
/4 43 900 00 00 0

III

Установки получения серы из кислого газа по методу Клауса и установки доочистки отходящих газов по методу "Сульфрен";
     
установки грануляции серы;
     
склад хранения жидкой и комовой серы

Замена катализаторов по истечении срока годности и/или досрочном выходе из строя

Катализаторы алюмооксидные в процессе получения серы отработанные
/4 41 000 00 00 0ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

IV

Ремонт теплообменников в серных ямах, серопроводов

Черный металл, загрязненный элементарной серой
/4 68 100 00 00 0

IV

Установки глубокой осушки обессеренного природного газа

Замена адсорбента по истечении срока службы и/или досрочном выходе из строя

Цеолит отработанный, загрязненный нефтью и нефтепродуктами (содержание нефтепродуктов менее 15%)
/4 42 501 02 29 4

IV

Установки очистки и осушки воздуха и газов

Замена адсорбента по истечении срока службы и/или досрочном выходе из строя

Силикагель отработанный, загрязненный опасными веществами
/4 42 503 00 00 0

IV

Силикагель отработанный при осушке воздуха и газов, не загрязненный опасными веществами
/4 42 103 01 49 5

V

Установки подготовки, очистки и осушки природного газа;

Установки стабилизации конденсата и его первичной переработки;

Резервуарный парк хранения нефтепродуктов;

Продуктопроводы

Зачистка оборудования и продуктопроводов

Шлам очистки емкостей и трубопроводов от нефти и нефтепродуктов
/9 11 200 02 39 3ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

III

ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа В случае, если отход включен в ФККО, то указаны наименование и код отхода по ФККО, в случае если отход в ФККО не включен, то указаны наименование отхода в соответствии с СТО Газпром 12 [113] и код группы отходов в ФККО, в которую отход может быть включен.

ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа В зависимости от специфики технологических процессов, используемых веществ и материалов, в рамках процедуры паспортизации данный вид отхода может быть идентифицирован как: "Уголь активированный отработанный, загрязненный нефтепродуктами (содержание нефтепродуктов менее 15%) / 4 42 504 02 20 4 (IV КО)".

ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа В зависимости от специфики технологических процессов, используемых веществ и материалов, в рамках процедуры паспортизации данный вид отхода может быть идентифицирован как: "Катализатор на основе оксида алюминия, содержащий алюмокобальт (никель)-молибденовую систему, отработанный /4 41 006 02 49 3 (III КО)".

ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа Шламы и нефтесодержащие отходы, образующиеся в результате зачистки емкостей, продуктопроводов и технологического оборудования, могут быть подразделены на отдельные виды отходов (с целью включения в ФККО) в зависимости от источников их происхождения.

ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа Класс опасности отходов в соответствии с Федеральным законом [114].


     Типовая схема образования основных многотоннажных видов отходов на объектах основного назначения при переработке газа и газового конденсата представлена на рисунке 1.3.
     
     Для реализации перехода к малоотходному или безотходному производству при переработке природного и попутного газа требуется проведение комплекса мероприятий, включающих совершенствование действующих технологических процессов с целью существенного сокращения производственных отходов, использования отходов в самом производстве или в других производствах, разработки и внедрения наиболее совершенных методов утилизации и обезвреживания.
     
     

ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа


Рисунок 1.3 - Типовая схема образования основных видов отходов на объектах основного назначения при переработке газа и стабилизации газового конденсата

Раздел 2. Описание технологических процессов, используемых в переработке природного и попутного газа [115-136]

2.1 Схема процессов переработки природного и попутного газа с получением товарной продукции


     Переработка природного и попутного газа, реализуемая на газоперерабатывающих производствах, включает в себя комплекс процессов первичной и химической переработки.
     
     Первичная переработка природного и попутного газов состоит из нескольких стадий: подготовки газов к переработке, разделения углеводородных газов, стабилизации и переработки газового конденсата для получения различных видов топлив, выделения ряда индивидуальных углеводородов, смеси природных меркаптанов и гелия. Химическая переработка представлена производством технического углерода и производством газовой серы.
     
     Потоковые схемы процессов переработки природного и попутного газа с получением товарной продукции приведены на рисунке 2.1.
     
     Извлекаемый природный или отделяемый от нефти попутный газ содержит пары воды, а также мелкие частички горной породы, песка и другие твердые примеси, в состав природного и попутного газа, помимо углеводородных компонентов, входят азот, диоксид углерода, сернистые компоненты, гелий и другие компоненты. Подготовка газов к переработке (предварительная подготовка газов) обеспечивает осушку и очистку газов от механических примесей и "кислых" компонентов.
     
     

ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа


     

ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа


Рисунок 2.1 - Потоковые схемы переработки природного и попутного газа


     Все процессы предварительной подготовки газа: технологии разделения пластовых смесей, технологии очистки от механических примесей, технологии осушки газа и технологии очистки газов от "кислых" компонентов (углекислого газа и сероводорода) описаны в проекте справочника "Добыча природного газа" и поэтому в настоящем справочнике не рассматриваются. Каталитические процессы переработки углеводородного сырья рассматриваются в справочнике "Переработка нефти".
     
     

Доступ к полной версии этого документа ограничен

Ознакомиться с документом вы можете, заказав бесплатную демонстрацию систем «Кодекс» и «Техэксперт».

Что вы получите:

После завершения процесса оплаты вы получите доступ к полному тексту документа, возможность сохранить его в формате .pdf, а также копию документа на свой e-mail. На мобильный телефон придет подтверждение оплаты.

При возникновении проблем свяжитесь с нами по адресу uwt@kodeks.ru

ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

Название документа: ИТС 50-2017 Переработка природного и попутного газа

Номер документа: 50-2017

Вид документа: Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям

Принявший орган: Росстандарт

Статус: Документ в силу не вступил

Опубликован: Официальный сайт Росстандарта www.gost.ru по состоянию на 21.11.2017
Дата принятия: 14 ноября 2017

Дата начала действия: 01 мая 2018
Информация о данном документе содержится в профессиональных справочных системах «Кодекс» и «Техэксперт»
Узнать больше о системах