Анализ и разработка мероприятия для безопасной утилизации нефтяного газа (на примере Управление «Татнефтегазпереработка»)

При добычи нефть содержит в себе попутный газ. К нефтяным газам относят газы, выделяющиеся в процессах термической переработки нефти, состоящие из предельных и непредельных (метана, этилена) углеводородов. Нефтяные газы применяют как топливо и для получения различных химических веществ. Из нефтяных газов путём химической переработки получают пропилен, бутилены, бутадиен и др., которые используют в производстве пластмасс и каучуков. Попутный нефтяной газ (ПНГ) является побочным продуктом нефтедобычи, получаемым в процессе сепарации нефти (К.И. Бойкова, Ф.Р. Гариева)[2].
Газ необходимо отделять для того, чтобы, во-первых, нефть соответствовала необходимым стандартам и, во-вторых, для предотвращения износа и поломок нефтеперерабатывающего и нефтеперекачивающего оборудования (Н.Н. Зиятдинов, Т.В. Лаптева, Н.Ю. Богула, Д.А. Рыжов)[10].
Рациональная утилизация добываемого попутного нефтяного газа (ПНГ) является одной из наиболее актуальных задач в области энерго- и ресурсосбережения. В целях предотвращения загрязнения атмосферного воздуха выбросами вредных веществ и сокращения эмиссии парниковых газов, образующихся при сжигании попутного нефтяного газа, Правительство РФ установило жесткие требования к объемам сжигания ПНГ на факельных установках и увеличило размеры штрафов в случае превышения этих показателей (П.А. Кирюшин, А.Ю. Книжников, К.В. Кочин, Т.А. Пузанова, С.А.Уваров)[12].
ПНГ месторождений ряда регионов России и СНГ характеризуется относительно невысокими объемами его производства при сепарации сернистой нефти (100–1000 нм3/ч), низким избыточным давлением сепарации и высоким (до 6–7 % мас.) содержанием сероводорода. Все эти факторы в совокупности с недостаточно развитой системой газотранспорта и отсутствием мощностей по переработке являются препятствием для использования этого ценнейшего углеводородного ресурса в качестве сырья нефтепереработки и нефтехимии. Из-за отсутствия надежной технологии промысловой сероочистки попутного нефтяного газа целый ряд месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (Республики Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, Коми, а также Самарская, Оренбургская, Пермская и другие области) имеют ограниченную добычу, законсервированы, либо утилизируют газ сжиганием на факелах, нанося значительный экологический ущерб токсичными сернистыми выбросами (В.Г. Корниенко, Р.С. Карабицин) 13.
Многочисленные технологии переработки природного и ПНГ, направленные на производство сжиженных газов и жидких моторных топлив, рентабельны только при наличии достаточных ресурсов газового сырья, нуждаются в предварительном удалении сернистых примесей (А.А. Мегедь, А.Ю. Аджиев)16.
Одним из наиболее перспективных вариантов промысловой утилизации попутного нефтяного газа небольших месторождений сернистой нефти является его использование для выработки электрической и тепловой энергии на газопоршневых или турбинных станциях для локального использования полученной энергии. Однако наличие в составе ПНГ сероводорода не позволяет применять его в качестве топливного газа большинства энергоустановок и значительно сокращает срок службы печей подогрева нефти и паровых котлов на промыслах (А.И. Скобло, Ю.К. Молоканов, А.И. Владимиров, В.А. Щелкунов) [20].
Нефть, извлекаемая из скважин, всегда содержит в себе попутный газ. В состав нефти входят различные газы органического (метан, этан, пропан, бутан) и неорганического (сероводород, углекислый газ и гелий) происхождения. Большая часть этих углеводородов может быть потеряна при хранении и транспортировании нефти. Чтобы ликвидировать потери газов, а вместе с ними и лёгких бензиновых фракций, предотвратить загрязнение атмосферы, необходимо максимально извлечь лёгкие углеводороды. [8] Отделение нефти от газа предусмотрено с целью: 1) получения нефтяного газа (химического сырья или топлива); 2) снижения гидравлических сопротивлений, а также возможности образования стойких нефтяных эмульсий; 3) разрушения структуры образовавшейся пены; 4) уменьшения пульсаций давления при транспортировании нефтегазоводяной смеси по сборным коллекторам, проложенным от дожимных насосных станций до установок подготовки нефти (А.И. Скобло, Ю.К. Молоканов, А.И. Владимиров, В.А. Щелкунов) [20].
Присутствие в нефти газов способствует образованию в трубопроводах газовых пробок, которые затрудняют перекачивание. ПНГ нужно отделять от нефти для того, чтобы она соответствовала требуемым стандартам [8]. Долгое время ПНГ оставался для нефтяных компаний побочным продуктом, поэтому и проблему его утилизации решали достаточно просто - сжигали. В России в результате сжигания газа в факелах ежегодно образуется почти 100 млн. тонн CO2. Опасность представляют также выбросы сажи: по мнению экологов, мельчайшие сажевые частички могут переноситься на большие расстояния и осаждаться на поверхности снега или льда. Основным способом утилизации ПНГ является его разделение на компоненты, из которых большую часть составляет сухой отбензиненный газ, по сути, тот же природный газ, то есть в основном метан, который может содержать некоторое количество этана. Вторая группа компонентов носит название широкой фракции легких углеводородов. Она представляет собой смесь веществ с двумя и более атомами углерода (фракция C2+). Именно эта смесь является сырьем для нефтехимии (П.А. Кирюшин, А.Ю. Книжников, К.В. Кочин, Т.А. Пузанова, С.А.Уваров)[12].
Целью данной выпускной квалификационной работы является разработка мероприятий для безопасной утилизации нефтяного газа с помощью установки отсекающего устройства на ГФУ.
Основными задачами выпускной работы являются:
1.Анализ производственной деятельности предприятия
2. Анализ источников опасных факторов при утилизации нефтяного газа в управлении «Татнефтегазпереработка»
3. Разработка мероприятия безопасной утилизации попутного нефтяного газа на газофракционирующей установке.

Введение 10
Глава 1 Анализ технической характеристики производственной деятельности управления «Татнефтегазпереработка» 14
1.1 Общая характеристика производственной деятельности управления «Татнефтегазпереработка» 14
1.1.1 Краткая характеристика системы сбора нефтяного газа 15
1.1.2 Характеристика технологической структуры переработки нефтяного газа и ШФЛУ 22
1.2. Организационная структура управления «ТНГП» 26
Глава 2 Анализ источников опасных факторов при утилизации нефтяного газа в управлении «Татнефтегазпереработка» 28
2.1 Характеристика оборудования по очистке высокосернистого нефтяного газа от сероводорода 28
2.2. Опасные факторы, возникающие при работе установки сероочистки (УСО-1) и установки утилизации кислых газов (УУКГ) 33
2.3 Компрессорная установка сырого газа (КУСГ) и компрессорная установка отбензиненного газа (КУОГ) 34
2.4 Установки газофракционирования ГФУ- 300 и ГФУ-2 34
2.5 Опасные факторы, возникающие при эксплуатации установки осушки и очистки газа (УООГ) 36
2.6. Опасные факторы при работе установки низкотемпературной конденсации и ректификации (УНТКР) 37
2.7. Турбокомпрессорная каскадная холодильная установка (КХУ) 39
2.8 Криогенная установка по глубокой переработке сухого отбензиненного газа (КУГПСОГ) 40
2.9 Охрана окружающей среды 41
Глава 3 Мероприятия по безопасной утилизации попутного нефтяного газа на газофракционной установке 44
3.1 Расчет объема нефтяного газа, поступающего на свечу 44
3.2 Расчет высоты факельной трубы 47
3.3 Расчет приземной концентрации газа 48
3.4 Оценка взрывоопасности газофракционной установки 50
3.5 Предложение по внедрению мер, направленных на безопасную утилизацию газа на газофракционной установке 53
Заключение 58
Список литературы 60

В 1 главе при проведении анализа характеристик производственной деятельности УТНГ рассмотрены системы сбора нефтяного газа, описана характеристика технологической структуры переработки нефтяного газа и ШФЛУ, организационная структура УТНГП.
Во 2 главе проведен анализ источников опасных факторов, возникающих на различных этапах очистки нефтяного газа от сероводорода. Рассмотрены характеристика оборудования по очистке высокосернистого нефтяного газа от сероводорода, опасные факторы, возникающие при работе установки сероочистки и установки утилизации кислых газов, компрессорная установка сырого газа и компрессорная установка отбензиненного газа, установки газофракционирования ГФУ- 300 и ГФУ-2, опасные факторы, возникающие при эксплуатации установки осушки и очистки газа, опасные факторы при работе установки низкотемпературной конденсации и ректификации, турбокомпрессорная каскадная холодильная установка, криогенная установка по глубокой переработке сухого отбензиненного газа .
В 3 главе произведены расчеты обьемы нефтяного газа, поступающего на свечу, высоты факельной трубы, приземной концентрации газа, оценка взрыввоопасности ГФУ, представлено предложение по внедрению мер, направленных на безопасную утилизацию газа на ГФУ

1. Аджиев А.Ю., Пуртов П.А. Подготовка и переработка попутного нефтяного газа в России. – Ч. 1. – Краснодар: ЭДВИ, 2014. 776 с.
2. Бойкова К. И., Гариева Ф. Р. Повышение эффективности установки АГФУ // Вестник Казанского технологического университета. №9. Т.16. 2013. с. 208 – 209
3. ГОСТ Р 54973-2012 Переработка попутного нефтяного газа. Термины и определения
4. ГОСТ Р 55598-2013 Попутный нефтяной газ. Критерии классификации
5. ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа»,
6. ГОСТ Р 8.647 - 2008 «Метрологическое обеспечение определения количества нефти и нефтяного газа, добытых на участке недр».
7. Декларация промышленной безопасности опасного производственного объекта «Участок комплексной подготовки газа (установка очистки газа от сероводорода с получением элементраной серы) управления «Татнефтегапереработка» ОАО «Татнефть». Альметьевск .2014. 111с.
8. Жулина С.А. О состоянии промышленной безопасности нефтехимических и нефтеперерабатывающих предприятий и мерах по повышению их противоаварийной устойчивости // Химическая Техника. 2009. № 9. С. 15–19.
9. Зиятдинов Н. Н., Лаптева Т. В., Богула Н. Ю., Рыжов Д. А. Оптимальное проектирование газофракционирующей установки// Вестник Казанского технологического университета. №12. Т15. 2012 с. 156 - 158
10. Ильина М.Н. Требования к подготовке попутного нефтяного газа для малой энергетики // Известия Томского политехнического университета. 2007. Т. 310. №2. С. 167 – 171.
11. Кериди Г.П. Проблемы и перспективы развития экспорта и доставки сжиженного углеводородного газа// Российский внешнеэкономический вестник.№5.2010. С. 52 – 57
12. Кирюшин П.А., Книжников А.Ю., Кочи К.В., Пузанова Т.А., Уваров С.А. Попутный нефтяной газ в России: «Сжигать нельзя, перерабатывать!» // Аналитический доклад об экономических и экологических издержках сжигания попутного нефтяного газа в России. – М. Всемирный фонд дикой природы. 2013. 88 с.
13. Корниенко В.Г., Карабицин Р.С. Оптимизация расстановки датчиков контроля воздушной среды, содержащей сероводород, на объектах нефтегазовой промышленности // Научные труды КубГТУ. 2014. №3 с. 50-54.
14. Кутепова Е.А., Книжников А.Ю., Кочи К.В. Проблемы и перспективы использования попутного нефтяного газа в России: Ежегодный обзор. Вып. 3. – М.: WWF России, 2011. 43 с.
15. Мазурин И.М., Королёв А.Ф., Герасимов Р.Л., Мазурин Д.И. Системный кризис при выборе рабочих тел энергетических установок // Электронное научное издание Альманах Пространство и Время №1.Т2. 2013 с. 1-17
16. Мегедь А.А., Аджиев А.Ю. Получение новой продукции из попутного нефтяного газа // НефтеГазоХимия.№3.2015 с. 1-5.
17. Минигулов Р.М., Грицишин Д.Н., Аболенцев И.С. Установка подготовки газа с удаленным управлением и автономным энергоснабжением// Вести газовой науки. №4(15). 2013 с. 113-117.
18. Пособие по применению НПБ 105-03 «Определение категорий по взрывопожарной и пожарной опасности при рассмотрении проектно-сметной документации». М. 1997г
19. Программа (план мероприятий) управления «Татнефтегазпереработка» ПАО «Татанефть» в области промышленной безопасности и охраны труда по недопущению травм, снижению риска, аварийности и внеплановых потерь на 2016 -2018 гг.
20. Скобло А.И., Молоканов Ю.К., Владимиров А.И., Щелкунов В.А./ Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии//:учебник для вузов. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 677 с.
21. Фасхутдинов К. Ф. Возникновение и развитие нефтехимической промышленности в Татарской АССР // Вестник Казанского технологического университета. №24. Т.16. 2013 с. 129-132.
22. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств». Серия 09. Выпуск 37. — 2-е изд., доп. — М.: Закрытое акционерное общество «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности», 2013. — 126 с
23. Хлуденев С. А., Хлуденев А. Г., Рябчиков Н. М. Некоторые аспекты прогнозирования аварийного риска объектов химического профиля // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Химическая технология и биотехнология. №14. 2012. С. 116 – 134.
24. Цветков О.Б., Бараненко А.В., Лаптев Ю.А. Озонобезопасные хладагенты // Научный журнал НИУ ИТМО. Серия «Холодильная техника и кондиционирование». №3.2014.с 98 – 111.
25. Gubinelli G., Cozzani V. Assessment of missile hazards: Evaluation of the fragment number and drag factors // Journal of Hazardous Materials. 2008. Vol. 131. No. 4. P. 12 – 40.
26. Heat removal methods for control of underground abandoned coal mine fires. Dalverny Louis E.//Inf. Circ. Bur. Mines. US Dep. Inter. 1988. № 9184. Р.343 – 347.