Нефтегазохимический кластер

Изобретение относится к нефтегазохимическим кластерам и может быть использовано, преимущественно, при разработке удаленных нефтяных месторождений в экстремальных климатических условиях. Технический результат – обеспечение полной утилизации попутных нефтяных газов и, в том числе, этана для его использования в качестве сырья газохимии и ценного экспортного продукта. Нефтегазохимический кластер включает, по крайней мере, одно мощное газоконденсатное и, по крайней мере, одно нефтяное небольшой или высокой мощности месторождения, газоперерабатывающие и газохимические заводы. Предусмотрен субконтинентальный магистральный газопровод с дожимными перекачивающими станциями. Природный газ мощных газоконденсатных месторождений закачивают в субконтинентальный магистральный газопровод. Он соединяет газоконденсатные месторождения с первым газоперерабатывающим заводом. Попутные нефтяные газы нефтяных месторождений используют в качестве энергоносителей для промышленных и коммунальных потребителей при обустройстве инфраструктуры месторождений. Избыток этих газов закачивают в субконтинентальный магистральный газопровод. Избыток газа в нагрузке субконтинентального магистрального газопровода отводят по байпасному газопроводу, минуя первый газоперерабатывающий завод. Он разделен на две части. Первую часть после объединения с товарной метановой фракцией первого газоперерабатывающего завода направляют в экспортный топливный материковый трубопровод. Вторую часть, выработанную на первом газоперерабатывающем заводе, обогащают этаном и транспортируют на второй газоперерабатывающий завод, сообщающийся с транспортным терминалом и вырабатывающий продукцию, транспортируемую судами-танкерами и/или контейнеровозами в сжиженном состоянии. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазохимическим кластерам и может быть использовано, преимущественно, при разработке удаленных нефтяных месторождений в Азиатском регионе страны в экстремальных климатических условиях.

Переработка нефтяного этаносодержащего попутного газа в нефтехимическом направлении, в том числе совместно с этаносодержащим природным газом, остается одной из важнейших и до конца не решенных проблем нефтедобывающей и газоперерабатывающей отраслей промышленности. В таком же положении находится проблема утилизации нефтяного попутного газа. Основными направлениями полезного использования нефтяного попутного газа в настоящее время являются следующие:

- закачка в добывающие скважины для реализации технологии «газлифт»;

- закачка в пласт для поддержания пластового давления;

- генерация электроэнергии для промысловых нужд;

- транспортировка по Единой системе газоснабжения России;

- переработка на газоперерабатывающих предприятиях;

- получение сжиженных углеводородных газов (Выбор технологий полезного использования попутного нефтяного газа на основе экономических оценок / Оздоева А.Х. // Автореферат дисс. к.э.н. – М. – 2016. – 26 с.).

В связи с удаленностью нефтяных залежей от газо- и нефтеперерабатывающих предприятий уровень использования нефтяных попутных газов в качестве топлива при эксплуатации залежей, как правило, ограничивается уровнем потребности инфраструктуры обустроенного месторождения в энергоносителях для приводов систем перекачки, тепло - и энергоснабжения и коммунальных потребностей, а остальная (обычно преобладающая) часть попутного нефтяного газа нерационально сжигается на факелах. И хотя попутный нефтяной газ содержит значительное количество ценных для газохимии веществ (этан, пропан и более тяжелые углеводороды), его, в основном, полезно, с извлечением ценных компонентов, не утилизируют, наоборот, Россия вышла на первое место в мире по объемам сжигания нефтяного попутного газа на нефтепромысловых факелах (Проблемы и перспективы использования нефтяного попутного газа в России / Васильева Ю.П., Клестова А.В. // Нефтегазовое дело. – 2016. – № 2. – С. 265-278. URL: http://ogbus.ru/issues/2_2016/ogbus_2_2016_p265-278_VasilevaJP_ru.pdf).

Известен способ утилизации попутного сероводородсодержащего нефтяного газа, включающий сжигание газа, при этом часть попутного сероводородсодержащего газа направляют на установку подготовки нефти и используют вместо топливного газа, а часть попутного сероводородсодержащего газа сжигают в агрегате для выработки электроэнергии, работающем на попутном сероводородсодержащем газе (патент на изобретение RU 2425972 C1 МПК E21B 43/34, заявлен 24.09.2010, опубл. 10.08.2011). Недостатками изобретения являются:

1) частичная утилизация попутного сероводородсодержащего нефтяного газа, поскольку его потребность для использования в качестве топливного газа на установке подготовки нефти и в агрегате для выработки электроэнергии значительно меньше добываемого ресурса, а избыток попутного сероводородсодержащего нефтяного газа будет также сжигаться, но уже неэффективно на факелах;

2) сжигание, в конечном итоге, на энергетических установках и факелах всего добытого попутного сероводородсодержащего нефтяного газа, приводящее к образованию оксидов серы с выпадением кислотных дождей, что представляет собой экологическую опасность для обширного региона.

Известен способ утилизации попутного нефтяного газа на нефтяных месторождениях сжиганием, при этом сначала попутный нефтяной газ и хлор нагревают до 300-400°С раздельно, затем смешивают и турбулизируют, а сжигание проводят при температуре выше 1430°С в изолированном от внешней среды пространстве (патент на изобретение RU 2239644 C2, МПК С09С 1/50, С01В 31/00, Е21B 43/00, заявлен 08.10.2002, опубл. 10.11.2004). Недостатками изобретения являются:

1) необходимость доставки на месторождение огромных количеств хлора (по данным авторов объемный расход хлора вдвое больше, чем утилизируемого попутного нефтяного газа) при неразвитой инфраструктуре региона Крайнего Севера, где располагается приведенное в примере месторождение;

2) получение на базе небольшого выработанного месторождения более 5000 т/год сажи, создающее сложные проблемы транспортировки и реализации этого продукта в связи с отсутствием его потребности в регионе в вырабатываемых количествах.

Известен также способ утилизации попутного нефтяного газа путем перевода его в газогидрат в водонефтяной эмульсии, включающий процесс взаимодействия эмульсии с газом, образование газогидратной фазы в дисперсной водной фазе эмульсии, при этом водонефтяную эмульсию с объемным содержанием воды 75 % выдерживают при температуре минус 4°С для предотвращения разделения эмульсии, подают в предварительно охлажденный до минус 5°С реактор совместно с попутным нефтяным газом, нагревают в реакторе до температуры в диапазоне от 1 до 3°С с последующим быстрым снижением (в течение 30 минут) температуры в реакторе до минус 10°С при давлении 4,3 атмосферы, при котором происходит рост газогидрата в эмульсии, сопровождающийся эффектом вытеснения образовавшегося газогидрата на поверхность обезвоженной нефти, объемное содержание воды в эмульсии снижается с 75 % до менее 5 % (патент на изобретение RU 2488625 C2, МПК С10G7/04, С10G33/00, С10L 3/00, B01F3/00, заявлен 03.11.2011, опубл. 27.07.2013). Недостатками изобретения являются:

1) необходимость создания отрицательных температур (до минус 10°С), что требует формирования холодильных циклов за счет значительных энергозатрат;

2) отсутствие решения задач отделения образовавшегося газогидрата от обезвоженной нефти и транспортировки газогидратов от места их образования до потребителя;

3) транспортировка большого количества твердого газогидрата от промысла до места его переработки, представляющая собой самостоятельную сложную задачу для регионов с неразвитой инфраструктурой, например, Северного и Азиатского регионов страны;

4) необходимость в энергозатратной реализации обратного процесса перевода газогидратов в углеводородные газы.

Известен также способ утилизация попутного нефтяного газа, сжигаемого на факелах на нефтяных месторождениях в присутствии катализатора окисления, в качестве которого используют молибденкобальтовый катализатор, нанесенный на силикагель в количестве 0,15-1 % от массы носителя, а окисление ведут при 600-650°С при содержании метана в метановоздушной смеси 26-35 об. %. (заявка на изобретение RU 94017147 А1, МПК С07С 47/048, заявлена 10.05.1994, опубликована 10.01.1996). Главным недостатком изобретения является потеря сжигаемого попутного нефтяного газа и как топлива, и как сырья газохимии.

Известен также способ утилизации, сбора, переработки и использования попутного нефтяного газа, включающий утилизацию попутного нефтяного газа в местах сепарации нефти путем многоступенчатой низкотемпературной сепарации с разделением на сухой отбензиненный газ – метан и сухой газовый конденсат, раздельную их доставку трубопроводным транспортом к промежуточным пунктам их аккумулирования, переработки и использования, которые размещают на расстояниях, не превышающих нескольких десятков километров от нефтепромыслов, в промежуточных пунктах производят ожижение отбензиненного сухого газа и выработку из него сжиженного природного газа метана для поставки местным потребителям, а газовый конденсат подвергают более глубокой осушке и очистке от серы и других вредных примесей, получаемые на промежуточных пунктах сжиженный природный газ и сухой газовый конденсат аккумулируют в раздельных резервуарных парках-хранилищах, откуда их автономными средствами транспорта, преимущественно воздушными судами региональной авиации с помощью контейнеров-цистерн или самолетов-танкеров, доставляют на региональный газоперерабатывающий завод, где из газового конденсата попутного нефтяного газа вырабатывают автомобильное или авиационное пропанобутановое сконденсированное топливо – АСКТ для потребителей регионального уровня, а также сырье для потребителей нефтехимии других регионов в виде широкой фракции легких углеводородов, которую доставляют в другие регионы средствами межрегионального транспорта, например, в виде среднемагистральных самолетов-контейнеровозов и самолетов-танкеров (патент на изобретение RU 2547855 C2, МПК E21B 43/00, E21B 43/34, заявлен 19.03.2012, опубл. 10.04.2015). Недостатками изобретения являются:

1) транспортировка сжиженного природного газа метана, аккумулированного в раздельных резервуарных парках-хранилищах, автономными средствами транспорта, преимущественно воздушными судами региональной авиации с помощью контейнеров-цистерн или самолетов-танкеров, с доставкой его на региональный газоперерабатывающий завод, являющаяся экономически не целесообразной, так, например, для перевозки 5 т груза (4 т сжиженного природного газа метана и 1 т контейнера) от места добычи до места переработки на расстояние около 1400 км самолетом АН-26 (грузоподъемность 5,5 т) необходимо затратить около 3 т авиационного топлива, то есть условная эффективность перевозки углеводородов авиатранспортом для промышленных нужд составляет 25 %;

2) экономическая нецелесообразность доставки широкой фракции легких углеводородов в другие регионы средствами межрегионального транспорта, например, в виде среднемагистральных самолетов-контейнеровозов и самолетов-танкеров также по причине низкой условной эффективности перевозки;

3) стоимость доставки 4 т углеводородов контейнерами массой 1 т, например, от места добычи до места переработки на расстояние около 1400 км региональным авиатранспортом 51500 руб., т.е. около 12700 руб./т, приводящая к почти двукратному удорожанию вырабатываемой из углеводородов продукции, что делает ее неконкурентноспособной (например, мировая цена этана согласно источнику The impact of Saudi ethane price increases on competitiveness [Электронный ресурс]/ Ben Gonzalez// The Barrel: the essential perspective on global commodities. – 19.01.2016. – URL: http://blogs.platts.com/2016/01/19/saudi-ethane-price-competitiveness/ (дата обращения 18.07.2017) на 12.01.2016 составляет 112,26 долл. США/т, что в пересчете по курсу валют Центрального банка Российской Федерации на дату подготовки материалов заявляемого изобретения составляет около 6736 руб./т).

Известен также кластер по переработке природного газа с извлечением гелия, включающий месторождение природного газа, содержащего гелий, с продуктивными скважинами, газоперерабатывающий завод с извлечением гелия из природного газа и магистральный газопровод между месторождением и заводом с рядом дожимных компрессорных станций и отводящих трубопроводов для подачи природного газа от магистрального трубопровода к турбинам дожимных компрессорных станций и промышленным и коммунальным потребителям природного газа в качестве топлива, при этом газоперерабатывающий завод соединен с хранилищами гелиевого концентрата дополнительным трубопроводом для возврата в хранилища избыточного количества гелиевого концентрата (патент на изобретение RU 2574243 C9, МПК B01D53/00, заявлен 17.12.2014, опубл. 10.02.2016). Недостатком изобретения является отсутствие извлечения ценного сырья газохимии – этана – из природного газа.

Общим недостатком рассмотренных аналогов является паллиативность предложенных технических решений, не учитывающих особенности регионов, где эти решения должны реализовываться. Проблема утилизации попутных нефтяных газов может быть решена только в комплексе с деятельностью многочисленных предприятий различных отраслей промышленности. В частности, подобная ситуация в перспективе складывается в Азиатском регионе страны. На пространстве региона площадью 3 млн. км2 находятся мощные газоконденсатные Ковыктинское и Чаяндинское месторождения, которые соединяются системой субконтинентальных магистральных нефте- и газопроводов с удаленными газоперерабатывающим и газохимическим заводами, обеспечивающими последовательно первый передел около 40 млрд м3/год природного углеводородного газа этих месторождений с извлечением из него топливного газа в виде товарной метановой фракции, а также этана, пропана, узкой пропан-бутановой фракции, широкой фракции легких углеводородов и т.д., которые, в свою очередь, являются сырьем второго передела в непредельные углеводороды, далее обеспечивающие производство разнообразной продукции газохимии. Кроме того, в регионе находится большое число нефтяных месторождений, из скважин которых одновременно в больших количествах выделяется попутный нефтяной газ, который в силу высокого содержания углеводородов С2 и выше относится к жирным углеводородным газам и также является ценным сырьем газохимии, при этом потребность обустройства месторождений в топливе и электроэнергии для промышленных и коммунальных потребителей региона в попутном нефтяном газе как энергоносителе на 10-16 млрд м3/год меньше производства попутного нефтяного газа.

Чтобы избежать сжигания излишков попутного нефтяного газа, при создании изобретения ставилась задача формирования такой связи между объектами добычи, транспортировки и переработки углеводородов, при которой обеспечивается полная утилизация попутного нефтяного газа в сочетании с оптимальным использованием его компонентов как сырья последующих переделов.

Решение поставленной задачи достигается за счет формирования нефтегазохимического кластера, включающего, по крайней мере, одно мощное газоконденсатное и, по крайней мере, одно нефтяное небольшой или высокой мощности месторождения, газоперерабатывающие и газохимические заводы, субконтинентальный магистральный газопровод с дожимными перекачивающими станциями, при этом природный газ мощных газоконденсатных месторождений закачивают в субконтинентальный магистральный газопровод, соединяющий мощные газоконденсатные месторождения с первым газоперерабатывающим заводом, товарную метановую фракцию которого далее в качестве топливного газа используют в регионе и/или направляют на экспорт при помощи первой компрессорной станции и экспортного топливного материкового трубопровода, а углеводороды С2 и выше в виде этана, пропана, бутана, узкой пропан-бутановой фракции и/или широкой фракции легких углеводородов направляют на газохимический завод или сторонним потребителям, попутные нефтяные газы многочисленных различных по мощности нефтяных месторождений частично используют в качестве энергоносителей для промышленных и коммунальных потребителей при обустройстве инфраструктуры этих месторождений, а избыток попутных нефтяных газов дополнительными перекачивающими компрессорными станциями по дополнительным трубопроводам закачивают в субконтинентальный магистральный газопровод, образовавшийся за счет этого избыток газа в нагрузке субконтинентального магистрального газопровода отводят по байпасному газопроводу, минуя первый газоперерабатывающий завод, и разделяют на две части: при этом первую часть газа после объединения с товарной метановой фракцией первого газоперерабатывающего завода направляют на первую компрессорную станцию для подачи в экспортный топливный материковый трубопровод, а вторую часть газа обогащают вырабатываемым на первом газоперерабатывающем заводе этаном до или после второй компрессорной станции и транспортируют на второй газоперерабатывающий завод, сообщающийся с транспортным терминалом и вырабатывающий как региональную, так и экспортную продукцию, в частности, этан и сопутствующие ему углеводородные газы, транспортируемую до места назначения судами-танкерами и/или контейнеровозами в сжиженном состоянии.

Предложенная структура нефтегазохимического кластера позволяет не просто доставить на протяженное расстояние большое количество избыточного попутного нефтяного газа, но и рационально использовать его компонентный состав, поскольку в попутном нефтяном газе содержание ценного сырья газохимии – этана – составляет 6-14 % об., а в транспортируемом природном газе – 4,5-5 % об. В настоящее время и в отдаленной перспективе этан является одним из основных источников сырья для пиролиза с использованием полученных олефинов в последующем переделе на предприятиях газохимии. Потребность мировой экономики в этане составляет миллионы т/год, например, только Индия планирует импортировать до 2,8 млн. т/год этана (Ethane supplier to the world [Электронный ресурс]/ Alexander H. Tullo // Chemical & Engineering news. – Volume 94 – Issue 44 – pp. 28-29 – URL: http://cen.acs.org/articles/94/i44/Ethane-world.html (дата обращения 18.07.2017).

Транспортирование по субконтинентальному магистральному газопроводу смеси природного и попутного нефтяного газов приводит к увеличению концентрации этана в потоке газа, поступающем на первый газоперерабатывающий завод, что позволяет улучшить работу фракционирующего оборудования завода и увеличить отбор этана из поступающего на переработку газа по сравнению с проектными показателями. Однако, в силу ограниченной мощности установок на первом газоперерабатывающем заводе, рассчитанном на переработку природного газа с низким содержанием этана, невозможно переработать всю поступающую смесь природного и попутного нефтяного газов, поэтому избыток поступающего на переработку газа в нагрузке субконтинентального магистрального газопровода отводят по байпасному газопроводу, минуя первый газоперерабатывающий завод, и разделяют на две части для дальнейшего рационального использования содержащегося этана.

Расчетное количество первой части газа байпасного газопровода после объединения с товарной метановой фракцией первого газоперерабатывающего завода поступает на первую компрессорную станцию для подачи в экспортный топливный материковый трубопровод и дальнейшей транспортировки в качестве топливного газа в страны Азиатского региона, в частности в Китай. Смешение товарной метановой фракции с расчетным количеством первой части газа байпасного газопровода позволяет за счет обогащения топлива этаном, содержащимся в первой части газа байпасного газопровода, повысить теплотворную способность и цену экспортного топлива и регулировать теплотворную способность в соответствии с требованиями импортера. На фиг. 1 приведены расчетные данные по увеличению теплотворной способности топливного газа в виде товарной метановой фракции при добавлении этана. Поскольку высшая объемная теплота сгорания метана и этана составляет соответственно 37,11 и 65,43 МДж/м3, то уже введение 10 % об. этана в метановое топливо повышает его теплотворную способность до 39,92 МДж/м3.

Вторая часть газа байпасного газопровода обогащается избыточным этаном, вырабатываемым на первом газоперерабатывающем заводе. Избыток этана на первом газоперерабатывающем заводе возникает в силу того, что на фракционирующие установки этого завода по субконтинентальному магистральному газопроводу поступает сырье с концентрацией этана выше проектной из-за смешения природного и попутного нефтяного газов, а вырабатываемый этан не может быть полностью переработан на газохимическом заводе при ограниченной мощности установок пиролиза. Вторая часть избытка газа байпасного газопровода, обогащенная избыточным этаном, вырабатываемым на первом газоперерабатывающем заводе, представляет собой «жирный» газ и поступает на вторую компрессорную станцию для транспортировки на второй газоперерабатывающий завод. Этот завод располагается на морском побережье и вырабатывает как региональную, так и экспортную продукцию, в частности этан, при этом завод сообщается с транспортным терминалом. Газовая продукция второго газоперерабатывающего завода (топливный газ, этан, пропан, пропан-бутановая фракция и др.) подвергается сжижению и транспортируется по назначению экспортерам специализированными судами-танкерами и/или контейнеровозами.

Целесообразно на второй газоперерабатывающий завод дополнительно подавать углеводородный газ газоконденсатных и нефтяных месторождений другого региона с высоким содержанием этана через аналогичный субконтинентальный магистральный газопровод с дожимными перекачивающими станциями.

Целесообразно после второго газоперерабатывающего завода осуществлять передел этана и/или сопутствующих ему углеводородных газов с выработкой этилена, пропилена и их производных, которые транспортируют до места назначения судами-танкерами и/или контейнеровозами в сжиженном или ином состоянии.

На фиг. 2 приведена принципиальная схема заявляемого нефтегазохимического кластера с использованием следующих обозначений:

1 – мощное газоконденсатное месторождение;

2 – нефтяное месторождение средней мощности;

3 – субконтинентальный магистральный газопровод;

4 – дожимная перекачивающая станция;

5 – первый газоперерабатывающий завод;

6 – дополнительная перекачивающая компрессорная станция;

7 – дополнительный трубопровод;

8 – газохимический завод;

9 – байпасный газопровод;

10 – первая компрессорная станция;

11 – экспортный топливный материковый трубопровод;

12 – этановый трубопровод;

13 – вторая компрессорная станция;

14 – второй газоперерабатывающий завод;

15 – транспортный терминал;

16 – судно-танкер;

17 – трубопровод углеводородов С2 и выше;

18 – трубопровод первой части газа байпасного газопровода;

19 – трубопровод второй части газа байпасного газопровода;

20 – трубопровод вывода товарной метановой фракции;

21 – трубопровод обогащенного этаном газа;

22 – трубопровод продукции в сжиженном состоянии;

23 – трубопровод закачки продукции в сжиженном состоянии;

24 – трубопровод обогащенного этаном газа байпасного трубопровода.

Заявляемый нефтегазохимический кластер согласно приведенной на фиг. 2 принципиальной схеме функционирует следующим образом.

Природный газ, добываемый из продуктивных скважин мощных газоконденсатных месторождений 1, непосредственно на месторождениях подвергают предварительной переработке (на схеме не показано) и по субконтинентальному магистральному газопроводу 3 с дожимными перекачивающими станциями 4 подают на первый газоперерабатывающий завод 5. На нефтяных месторождениях средней мощности 2, расположенных в зоне прохождения субконтинентального магистрального газопровода 3, попутные нефтяные газы отделяют от добытой нефти (на схеме не показано) и частично используют в качестве энергоносителей для промышленных и коммунальных потребителей (на схеме не показаны) при обустройстве инфраструктуры этих месторождений, а избыток попутных нефтяных газов дополнительными перекачивающими компрессорными станциями 6 по дополнительным трубопроводам 7 закачивают в субконтинентальный магистральный газопровод 3, смешивая при этом с природным газом мощных газоконденсатных месторождений 1 и обогащая его при этом углеводородами С2 и выше.

На первом газоперерабатывающем заводе 5 из смеси природного и попутного нефтяного газов вырабатывают товарную метановую фракцию, которая далее используется в качестве топливного газа, для чего по трубопроводу вывода товарной метановой фракции 20 поступает на первую компрессорную станцию 10 для подачи в экспортный топливный материковый трубопровод 11, а также широкий ассортимент углеводородов С2 и выше в различной форме. Этан, пропан, бутан, узкая пропан-бутановая фракция и/или широкая фракция легких углеводородов по трубопроводу углеводородов С2 и выше 17 поступают на газохимический завод 8 для последующего передела. Возникающий за счет дополнительно транспортируемого попутного нефтяного газа избыток газа в нагрузке субконтинентального магистрального газопровода 3 отводят по байпасному газопроводу 9, минуя первый газоперерабатывающий завод 5, и разделяют на две части. При этом первую часть газа по трубопроводу первой части газа байпасного газопровода 18 объединяют с потоком трубопровода вывода товарной метановой фракции 20 перед первой компрессорной станцией 10 для последующей подачи в экспортный топливный материковый трубопровод 11. Вторая часть газа по трубопроводу второй части газа байпасного газопровода 19 обогащается этаном, вырабатываемым на первом газоперерабатывающем заводе 5 и поступающим на смешение по этановому трубопроводу 12, и по трубопроводу обогащенного этаном газа байпасного трубопровода 24 подается на вторую компрессорную станцию 13 для транспортировки по трубопроводу обогащенного этаном газа 21 на второй газоперерабатывающий завод 14, сообщающийся с транспортным терминалом 15 трубопроводом продукции в сжиженном состоянии 22 и вырабатывающий как региональную, так и экспортную продукцию, в частности, этан, транспортируемую по назначению в сжиженном состоянии судами-танкерами 16, куда поступает по трубопроводу закачки продукции в сжиженном состоянии 23 от транспортного терминала 15.

Таким образом, заявляемое изобретение позволяет полностью утилизировать попутные нефтяные газы, прекратить их сжигание на факелах, обеспечивая при этом полное извлечение этана из природного и попутных нефтяных газов, используя его в качестве сырья газохимии и ценного экспортного продукта.

1. Нефтегазохимический кластер, включающий, по крайней мере, одно мощное газоконденсатное и, по крайней мере, одно нефтяное небольшой или высокой мощности месторождения, газоперерабатывающие и газохимические заводы, субконтинентальный магистральный газопровод с дожимными перекачивающими станциями, при этом природный газ мощных газоконденсатных месторождений закачивают в субконтинентальный магистральный газопровод, соединяющий мощные газоконденсатные месторождения с первым газоперерабатывающим заводом, товарную метановую фракцию которого далее в качестве топливного газа используют в регионе и/или направляют на экспорт при помощи первой компрессорной станции и экспортного топливного материкового трубопровода, а углеводороды С2 и выше в виде этана, пропана, бутана, узкой пропан-бутановой фракции и/или широкой фракции легких углеводородов направляют на газохимический завод или сторонним потребителям, попутные нефтяные газы многочисленных различных по мощности нефтяных месторождений частично используют в качестве энергоносителей для промышленных и коммунальных потребителей при обустройстве инфраструктуры этих месторождений, а избыток попутных нефтяных газов дополнительными перекачивающими компрессорными станциями по дополнительным трубопроводам закачивают в субконтинентальный магистральный газопровод, образовавшийся за счет этого избыток газа в нагрузке субконтинентального магистрального газопровода отводят по байпасному газопроводу, минуя первый газоперерабатывающий завод, и разделяют на две части: при этом первую часть газа после объединения с товарной метановой фракцией первого газоперерабатывающего завода направляют на первую компрессорную станцию для подачи в экспортный топливный материковый трубопровод, а вторую часть газа обогащают вырабатываемым на первом газоперерабатывающем заводе этаном до или после второй компрессорной станции и транспортируют на второй газоперерабатывающий завод, сообщающийся с транспортным терминалом и вырабатывающий как региональную, так и экспортную продукцию, в частности этан и сопутствующие ему углеводородные газы, транспортируемую до места назначения судами-танкерами и/или контейнеровозами в сжиженном состоянии.

2. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что на второй газоперерабатывающий завод дополнительно подают углеводородный газ газоконденсатных и нефтяных месторождений другого региона с высоким содержанием этана через аналогичный субконтинентальный магистральный газопровод с дожимными перекачивающими станциями.

3. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что после второго газоперерабатывающего завода осуществляют передел этана и/или сопутствующих ему углеводородных газов с выработкой этилена, пропилена и их производных, которые транспортируют до места назначения судами-танкерами и/или контейнеровозами в сжиженном или ином состоянии.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области газовой промышленности, в частности к компрессорным станциям магистрального газопровода, и может быть использовано для выработки природного газа из прилегающего к компрессорной станции участка магистрального газопровода перед выводом его в капитальный ремонт.

Изобретение относится к области магистрального транспорта газа и может быть использовано для отбора газа пускового, топливного, импульсного и для собственных нужд с технологических коммуникаций компрессорных цехов компрессорной станции в качестве топливного при выводе смежного цеха в ремонт.

Изобретение раскрывает энергоцентр, включающий источник топлива, оснащенный линией подачи топлива в блок получения электроэнергии с линией вывода дымового газа, блок получения теплоносителя, при этом в качестве источника топлива используется объект подготовки, транспорта или хранения нефти или газа, на линии подачи топлива размещен блок метанирования с линией подачи воды, соединенный линией подачи прямого теплоносителя/возврата обратного с блоком получения теплоносителя, установленным на линии вывода дымовых газов.

Изобретение относится к области машиностроения, а именно к технологии производства стальных труб с полимерным покрытием, используемых для строительства и эксплуатации нефте- и газопроводов, систем теплоснабжения и водоснабжения, в том числе труб большого диаметра.

Изобретение раскрывает установку паровой конверсии сернистого углеводородного газа, которая оснащена линией ввода сырьевого газа и линией вывода конвертированного газа с рекуперационным устройством, включает также нагреватель и конвертор, при этом установка оборудована узлом адсорбционного обессеривания, состоящим, по меньшей мере, из двух переключаемых адсорберов, по меньшей мере один из которых, находящийся в режиме регенерации адсорбента, соединен с линией вывода конвертированного газа в дефлегматор, установленный в качестве рекуперационного устройства и оснащенный линией вывода подготовленного газа, а остальные адсорберы, находящиеся в режиме адсорбции, установлены на линии ввода сырьевого газа, кроме того, установка оснащена блоком подготовки воды, соединенным линией подачи подготовленной воды с линией подачи сырьевого газа после адсорбера и оснащенным линиями ввода воды, подачи дегазированного водного конденсата из дефлегматора и вывода солевого концентрата, при этом нагреватель установлен на линии подачи парогазовой смеси из дефлегматора в конвертор.

Изобретение относится к области магистрального транспорта газа, в частности к компрессорным станциям подземных хранилищ газа. Технический результат изобретения - повышение надежности и эффективности работы устройства на протяжении полного периода закачки в подземное хранилище газа в широком диапазоне изменения технологических параметров, а также сокращение оборудования.
Изобретение относится к топливно-энергетическому комплексу, в частности к способу транспортировки сжиженных природных газов на значительные расстояния от источника к потребителю.

Изобретение относится к газовой промышленности. Установка содержит газопровод, газоход (2), продувочные свечи, состоящие из запорного устройства, выводящей трубы и оголовка (5), и решетчатую опорную мачту (3) для крепления и поддерживания газохода.

Способ предназначен для откачки газа из отключенного участка газопровода для проведения ремонтных работ. Способ включает подачу газа в сопло газового эжектора и перекачку этим газовым эжектором газа из отключенного участка газопровода в параллельную нитку или в участок, следующий за отключенным участком, при этом к отключенному участку газопровода дополнительно подключают жидкостно-газовый эжектор, сопло которого сообщено с гидронасосом, а выход из жидкостно-газового эжектора через сепаратор сообщают с параллельной ниткой газопровода или с участком газопровода, следующим за отключенным участком, при этом вход в гидронасос сообщают с емкостью с жидкостью, размещенной под сепаратором, после чего по мере уменьшения интенсивности откачки отключают газовый эжектор и производят откачку газа из отключенного участка газопровода жидкостно-газовым эжектором, включив подачу жидкости на его сопло.

Использование: очистка топливного газа от конденсата тяжелых углеводородов (C5-C15) и примесей с выделением легких фракций (C1-C4) для применения в когенерирующих установках.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к обработке углеводородного газа с использованием низкотемпературного процесса, и может быть использовано в процессах промысловой подготовки конденсатсодержащего газа.

Изобретение относится к подводной обработке флюида, добываемого из скважины. Подводное устройство содержит трубопровод, выполненный с возможностью вмещения потока указанного флюида, содержащего жидкость и газ, отвод, проходящий через стенку трубопровода, компрессор, выполненный с возможностью сжатия отделенного газа.

Группа изобретений относится к добыче углеводородов из пласта. Технический результат - более быстрое достижение окончательного фазового разделения.

Предложенная группа изобретений относится к способам отделения твердой фазы от текучей среды, может быть использована для отделения твердой фазы из бурового раствора.

Изобретение относится к способам измерения обводненности скважинной нефти. Технический результат заключается в обеспечении более качественного расслоения скважинной продукции на нефть и воду без долговременной остановки работы глубинного насоса.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для определения коэффициентов сепарации установок очистки флюидов, а также сепараторов, предназначенных для контроля содержания примесей в потоке флюида.

Группа изобретений предназначена для удаления твердых примесей из нижней части аппаратов, работающих под избыточным давлением газа, в частности из скважинных приустьевых отбойников, и может применяться в нефтяной, газовой, химической и других отраслях промышленности.

Изобретение относится к разделению и нагреву водонефтяных эмульсий и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. Установка для разделения и нагрева водонефтяной эмульсии содержит емкость 1 с патрубками 2, 3, 4, 5 ввода нефтяной эмульсии, вывода нефти, вывода воды, нефтяного газа, расположенный снаружи емкости 1 цилиндрический кожух 6 с патрубками 7, 8 ввода и вывода теплоносителя и с размещенной в нем жаровой трубой 9, циркуляционный насос 10 и нагреватель 11.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к устройствам сбора смеси водяных паров и углеводородного сырья со скважин при термошахтном способе извлечения нефти.

Изобретение относится к области измерений массы сырой нефти сепарационными измерительными установками при определении поправочного коэффициента, учитывающего наличие остаточного свободного и растворенного газа в сырой нефти после сепарации, и может найти применение в нефтяной промышленности.

Изобретение относится к нефтегазохимическим кластерам и может быть использовано, преимущественно, при разработке удаленных нефтяных месторождений в экстремальных климатических условиях. Технический результат – обеспечение полной утилизации попутных нефтяных газов и, в том числе, этана для его использования в качестве сырья газохимии и ценного экспортного продукта. Нефтегазохимический кластер включает, по крайней мере, одно мощное газоконденсатное и, по крайней мере, одно нефтяное небольшой или высокой мощности месторождения, газоперерабатывающие и газохимические заводы. Предусмотрен субконтинентальный магистральный газопровод с дожимными перекачивающими станциями. Природный газ мощных газоконденсатных месторождений закачивают в субконтинентальный магистральный газопровод. Он соединяет газоконденсатные месторождения с первым газоперерабатывающим заводом. Попутные нефтяные газы нефтяных месторождений используют в качестве энергоносителей для промышленных и коммунальных потребителей при обустройстве инфраструктуры месторождений. Избыток этих газов закачивают в субконтинентальный магистральный газопровод. Избыток газа в нагрузке субконтинентального магистрального газопровода отводят по байпасному газопроводу, минуя первый газоперерабатывающий завод. Он разделен на две части. Первую часть после объединения с товарной метановой фракцией первого газоперерабатывающего завода направляют в экспортный топливный материковый трубопровод. Вторую часть, выработанную на первом газоперерабатывающем заводе, обогащают этаном и транспортируют на второй газоперерабатывающий завод, сообщающийся с транспортным терминалом и вырабатывающий продукцию, транспортируемую судами-танкерами иили контейнеровозами в сжиженном состоянии. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Наверх