CC BY
283
УДК 622.276+622.279:338.45
https://doi.org/10.24411/2310-8266-2018-10101
Опыт проектирования газоперерабатывающей установки в составе комплекса переработки попутного нефтяного газа месторождений Северного Каспия на базе ООО «Ставролен» с применением российских технологий
В.Ю. АЛЕКПЕРОВ, д.э.н., президент, председатель правления Р.У. МАГАНОВ, первый исполнительный вице-президент В.И. НЕКРАСОВ, к.т.н., советник президента
Р.Р. ГИМАЛЕТДИНОВ, вице-президент по нефтепереработке, нефтехимии, газопереработке
ПАО «ЛУКОЙЛ» (Россия, 101000, Москва, Сретенский б-р, д. 11). E-mail: Natalya.Starovojtova@lukoil.com, Anna.Yadrovskaya@lukoil.com М.Р. УСМАНОВ, к.т.н., генеральный директор
А.В. ОЖЕГИН, заведующий группой №1 отдела технологического проектирования объектов подготовки и переработки газа, химии и нефтехимии управления по производству
А.Н. ЧЕРНЫШОВ, заместитель главного инженера проекта ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегородниинефтепроект» (Россия, 603006, Нижний Новгород, ул. Максима Горького, д. 147а). E-mail: alex_chemical@mail.ru
В статье рассмотрен опыт проектирования введенной в эксплуатацию установки мощностью 2,2 млрд нм3/год по низкотемпературной переработке попутного нефтяного газа (ПНГ) с уникальным диапазоном производительности (30-110%) с применением российских технологий, материалов и оборудования, отвечающих современным требованиям к надежности и безопасности эксплуатации. Реализация ПАО «ЛУКОЙЛ» системного подхода по переработке углеводородов месторождений Северного Каспия позволила достигнуть степени утилизации ПНГ в 95%, а также повысить эффективность нефтехимического производства ООО «Ставролен» путем замещения привозного сырья на широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) собственного производства, а также обеспечить сухим от-бензиненным газом независимый источник электрической и тепловой энергии.
Ключевые слова: ПАО «ЛУКОЙЛ», комплексное освоение месторождений Северного Каспия, попутный нефтяной газ, степень утилизации, ООО «Ставролен», повышение экономической эффективности, адсорбционная осушка, низкотемпературное разделение, широкая фракция легких углеводородов, сухой отбензиненный газ, выработка электрической энергии.
Одной из острых проблем в нефтяной отрасли, повлекших за собой экономические и экологические потери и риски, стало сжигание на факелах попутного нефтяного газа (ПНГ). В статье рассмотрен опыт проектирования комплекса переработки ПНГ.
ПАО «ЛУКОЙЛ» первым среди крупных российских нефтедобывающих компаний приступило к комплексным действиям по сокращению факельного сжигания ПНГ задолго до введения обязательных законодательных требований в РФ.
Согласно разработанной в компании концепции освоения месторождений российского сектора Каспийского
моря, для рационального использования природных ресурсов были применены новые эффективные технико-технологические решения с обязательным выполнением требований промышленной безопасности и охраны окружающей среды. Это послужило дополнительным импульсом развития некогда малоперспективного района Северного Каспия в новую нефтяную провинцию.
Объективной предпосылкой для строительства комплекса переработки попутного нефтяного газа Северного Каспия (комплекс) в товарный газ с последующей выработкой электрической энергии и высокомаржинальной нефтехимической продукции стало успешное промышленное освоение углеводородного потенциала континентального шельфа в Каспийском регионе - зоне устойчивых экономических интересов ПАО «ЛУКОЙЛ».
В настоящий момент компания владеет лицензиями на следующие нефтяные и газоконденсатные месторождения: им. Ю. Корчагина, им. В. Филановского, Сарматское, 170-й км и Ракушечное (рис. 1), расположенные на шельфе северной части Каспийского моря на расстоянии 93 -216 км от берега [1].
Освоение шельфа Северного Каспия предполагается посредством последовательного ввода в эксплуатацию месторождений с различными запасами и составом пластового сырья.
Добываемый ПНГ со скважин месторождений подвергается предварительной промысловой подготовке и направляется по газопроводу на газоперерабатывающую установку (ГПУ-1) ООО «Ставролен» (Ставропольский край, г. Буденновск) для переработки.
Подготовка ПНГ на платформах в море предусматривается по следующей типовой технологии: многоступенчатая сепарация нефти (конденсата), осушка, ступенчатое компримирование газа сепарации до давления внешнего транспорта с промежуточным охлаждением и сепараци-
Расположение месторождений
Рис. 1
ей. Транспортировка газа на берег осуществляется в за-критических условиях (давление более 12 МПа). Данные условия позволяют исключить наличие двух разных фаз внутри магистрального трубопровода.
Протяженность газопровода от морских месторождений до площадки ООО «Ставролен» составляет около 400 км, в том числе 130 км по морскому дну, остальная часть газопровода проходит по суше ниже глубины промерзания грунта.
Другими предпосылками для строительства комплекса явились:
- наличие в составе Группы ЛУКОЙЛ инжинирингового центра: ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегородниинефтепроект», осуществляющего весь спектр прикладных научных и проектных работ с применением комплексной инженерно-технической поддержки перерабатывающих предприятий;
- наличие в составе Группы ЛУКОЙЛ нефтехимического комплекса ООО «Ставролен», обладающего высоким интеллектуальным и производственным потенциалом, занимающего лидирующее положение в отрасли;
- удобное географическое положение и близость источников сырья для размещения новых производств минеральных удобрений и полимеров;
- наличие производственно-транспортной инфраструктуры общего назначения;
- растущий спрос на продукцию органического синтеза;
- близость к внутреннему рынку сбыта продукции;
- хорошие экспортные возможности;
- выполнение Постановления правительства РФ от 08.01.2009 № 7 о мерах по стимулированию сокращения загрязнений атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках [2].
Генеральным проектировщиком ГПУ-1 в составе комплекса переработки попутного нефтяного газа выступило ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегородниинефтепроект», перед которым была поставлена задача по проектированию технологического объекта на основе российских технологий, отвечающего современным требованиям к надежности и безопасности, высокой степени автоматизации и удобства эксплуатации.
Ввод ГПУ-1 в промышленную эксплуатацию позволил осуществить замещение части привозного прямогонного бензина и сжиженного углеводородного газа, поступающих в ООО «Ставролен» в железнодорожных цистернах, на ШФЛУ собственного производства. Степень утилизации ПНГ составила 95%.
Спроектированная ГПУ-1 является уникальным объектом на территории РФ, так как выбранная технология утилизации ПНГ одновременно обеспечивает:
- прием и переработку транспортируемого газа под высоким давлением (давление на входе ГПУ-1 более 12,0 МПа);
- повышенные показатели энергоэффективности установки путем применения оптимальной схемы получения и рекуперации холода;
- низкотемпературный режим разделения (ниже -100 °С), обеспечивающий высокую долю извлекаемого этана, являющегося, в свою очередь, ценным сырьем пиролиза, с получением чистейшего этилена и в последующем полиэтилена высокого качества;
- непрерывность процесса переработки ПНГ Северного Каспия за счет работы по байпасной схеме во время плановых ремонтов.
Расчетная модель узла низкотемпературного разделения на производительность и состав газа (2017 год)
Осушка
Э23
3 поток
11,89 МПа 82044 кг/ч
Вода 5 поток
825 4 поток 4,6 "С 11,89 МПа 82042 кг/ч
2к
84
6 поток -20,1 "С 4,72 МПа 82042 кг/ч
87
16 поток
1,66 МПа 116808 кг/ч
I
у ,
I Т-204 )
812
18 поток 310,0 "С 4,00 МПа 6180 кг/ч
(см)
813
19 поток 251,0 "С 00 МПа 6180 кг/ч
811
17 поток 71,2 "С 1,66 МПа 116808 кг/ч
I
815 2 поток 4,7 "С 11,90 МПа 82044 кг/ч
814 1 поток 5,0 "С 12,10 МПа
^82044 кг/ч
1РУ2298
О*
Обогрев
4,4 "С 12,10 МПа 82044 кг/ч
5,0 "С 12,50 МПа
12,50 МПа М 82044 кг/ч
I
81
7 поток -20,1 "С 4,71 МПа 40996 кг/ч
89
9 поток
1,63 МПа 40996 кг/ч
86
8 поток -20,1 "С 4,71 МПа 41046 кг/ч
ИУ4133
ТО08"
810
10 поток
-38,8 "С
1,65 МПа
41046 кг/ч
Нагрузка ребойлера 2,7751 мккал/ч
85
11 поток -31,0 "С 1,64 МПа 58211 кг/ч
ш.
1,66 МПа 116808 кг/ч
Условные обозначения С-101 - сепаратор сырого нефтяного газа С-201 - сепаратор сырьевого газа К-201 - колонна получения сухого газа
Т-204 - теплообменник охлаждения ШФЛУ метан-этановой фракцией КЦ-301 - дожимная компрессорная установка сухого отбензиненного газа
Т-20
Коксовый газ 13 поток 55,0 "С 5,59 МПа 58211 кг/ч
ШФЛУ 14 поток 62,4 "С 1,66 МПа 23831 кг/ч
83
12 поток -18,7 "С 1,61 МПа 58211 кг/ч
82
15 поток 40,0 "С 1,63 МПа 23831 кг/ч
Расчетная модель узла байпасирования на производительность и состав газа (2017 год)
Т8
) ^--*
Наименование сепаратора Описание сепаратора
Температура, "С Давление, МПа Точка росы, МПа Нагрузка, м^ккал/ч
Давление точки кипения на потоке Т МПа
Температура точки кипения на потоке Р "С 23,2480
Давление точки росы на потоке Т МПа 0,1769
Температура точки росы на потоке Р "С 1,5104
Истинное давление пара на 50 градусов, МПа 1,5104
Выходная температура, "С Выходное давление, МПа Общий перепад давления, МПа
Нагрузка, м.ккал/ч 1,184 1 0,2905 2,427 8 2,7 0 51
Рис. 2
829
822
РСР
1Р1/213'
88
Рис. 3
Наименование трубы Р1
Описание трубы до границы завода
Отметка, м
н/д
Абс. шероховатость линий, мм 0,2' Коэф. сопротивления фитингов н/д
Внутренний диаметр, мм Длина, м
Скорость, м/сек 2,2324
Средняя скорость входа, м/сек 2,2299
Наименование Нх Т-401 Т-402 Т-403 Т Описание Нх
У
Расчетная модель узла низкотемпературного разделения на проектный состав газа
УСЛОВН!
Рис. 4
Рис. 5
Расчетная модель узла байпасирования на проектный состав газа
£ ■о-
Таблица 1
Результаты моделирования
Варианты работы установки ГПУ-1 при производительности 30% от номинальной (2017 г.)
Варианты работы установки ГПУ-1 при производительности 110% от номинальной (по проекту)
Параметр При работе по байпасу При работе по узлу низкотемпературного разделения При работе по байпасу При работе по узлу низкотемпературного разделения
1. Загрузка по сырью, кг/ч 82 044 90 000 от 82 044 266310 266310
2. Состав сырья, % масс. гелий 0,0010 гелий 0,0017
водород 0,0000 водород 0,0003
углекислый газ 1,3840 вода 0,0047
азот 1,1770 углекислый газ 0,7713
сероводород 0,0000 азот 2,7263
метан 41,1160 сероводород 0
этан 18,9390 метан 57,8244
пропан 18,2330 этан 12,9012
изобутан 4,8120 пропан 10,7182
н-бутан 9,4120 изобутан 2,9073
изопентан 2,4160 н-бутан 6,1128
н-пентан 2,1860 изопентан 1,9956
н-гексан 0,3170 н-пентан 2,2471
н-гептан 0,0040 н-гексан 1,4623
вода 0,0030 н-гептан 0,3268
3. Получаемые продукты, кг/ч:
3.1. Сухой отбензиненный газ 49 170 53 937 от 62 011 220 464 198543
3.2. ШФЛУ:
- марки А - от 20 031 - 67 766
- марки Б 7 583 8 315 - 28 006 -
Количество газа в топливную сеть, кг/ч 25 291 27 748 - 17 840 -
Принципиальная схема ГПУ-1
?!
г
щ
с
со 1 со ч
е
о ^
о о
С месторождения им. Ю. Корчагина
£
ПСП
С месторождения им. В. Филановского
Очистка газа
Условные обозначения
основное производство вспомогательные установки
ПСП - пункт сдачи продукции
ГИС - газоизмерительная станция
НТКР - установка низкотемпературной ректификации
ДКС - дожимная компрессорная станция
ШФЛУ - широкая фракция легких углеводородов
СОГ - сухой отбензиненный газ
опция
Рис. 6
Цеолит NaA отечественного производства
Таблица 2
Показатели узла адсорбционной осушки ПНГ
Показатель Значение
Производительность по сырью, млрд м3/год 2,2
Давление осушаемого ПНГ, МПа 12
Температура осушаемого ПНГ, °С до 60
Температура точки росы осушенного ПНГ, °С до -100
Количество адсорберов в составе блока осушки, т 4х10
Срок службы адсорбента, годы 4
Срок службы установки, годы 30
График объема транспортируемого газа в ООО «Ставролен»
10000 9000 8000 7000 „ 6000 | 5000 Е 4000 3000 2000 1000 0
7 8 9 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0
000000000000000000000000 222222222222222222222222
Год
График содержания этана в транспортируемом газе в ООО «Ставролен»
20 18 16 14 12 | 10 8 6 4 2 0
г— со сл
01 01 01 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 22222222222222222222
Годы Годы
Рис. 7
Рис. 8
Выбранная технология переработки ПНГ отвечает установленным требованиям:
- по степени извлечения, определяемой исходя из экономических факторов;
- по объемам перерабатываемого газа;
- по составу перерабатываемого газа;
- по параметрам входных и выходных потоков (давления);
- по номенклатуре выпускаемой продукции.
Для разработки оптимальной технологической схемы ГПУ-1 ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегородниинефтепроект» рассматривало следующие модели:
- работа на тяжелом сырье при производительности 30% от номинальной (при работе по байпасу или при работе по узлу низкотемпературного разделения) (рис. 2-3);
- работа на проектном сырье при производительности 110% от номинальной (при работе по байпасу или при работе по узлу низкотемпературного разделения) (рис. 4-5).
Результаты моделирования работы ГПУ-1 приведены в табл. 1.
С учетом результатов комплексного моделирования была разработана оптимальная принципиальная схема ГПУ-1, обеспечивающая гибкость ГПУ-1 по мощности и составу сырья (рис. 6).
В состав ГПУ-1 входят следующие основные узлы [3].
1. Узел адсорбционной осушки, предназначенный для удаления влаги из сырьевого попутного нефтяного газа.
Осушка газа предусматривается в адсорберах на цеолите ЫаА отечественного производства (фото).
Цеолит ЫаА относится к микропористым, размер входного окна составляет 0,4 нм, что обуславливает его высокую селективность по отношению к парам воды. Высшие углеводороды не проникают в мелкую структуру пор цеолита ЫаА, тем самым исключается дезактивация, которая наблюдается на цеолите ЫаХ. Таким образом, срок службы цеолита ЫаА значительно выше. Применение цеолита ЫаХ не рекомендуется, так как при высоком давлении он будет избыточно сорбировать тяжелые углеводороды, то есть при осушке газа цеолитами ЫаХ с входным окном более крупных размеров отмечается уменьшение поглотительной способности и скорости сорбции паров воды вследствие предадсорбции высокомолекулярных углеводородов.
Основные показатели узла адсорбционной осушки отражены в табл. 2.
Особенности процесса адсорбционной осушки ПНГ в составе ГПУ-1:
- по глубине осушки не уступает процессам западных фирм;
- узел осушки ПНГ выполнен в блочно-модульном исполнении;
- комплектуется отечественными адсорбентами и оборудованием;
График содержания СО2 в транспортируемом газе в ООО «Ставролен»
5
4,5
4
3,5
3
о та 2,5
2
с? 1,5
1 0,5
0
^ V V V V V V V Ф V V #
Годы
График содержания целевых компонентов в транспортируемом газе в ООО «Ставролен»
С2
с„-с.
-Р-Р-Р -Р -Р •£> -Р -Р -Р -р & & ■$> -р -Р -Р -Р
Годы
Рис. 9
Рис. 10
С
С
С
7+
- газ регенерации используется в качестве топлива для собственных нужд;
- обеспечивает стабильную работу узла низкотемпературной ректификации без образования гидратных пробок в трубопроводах и повышения сопротивления контактных устройств ректификационной колонны.
2. Узел низкотемпературного разделения
Технологическая схема разделения газов принята с
применением дросселя, сепарации и ректификации в тарельчатой колонне (см. рис. 4). Охлаждение осушенного газа осуществляется с использованием холода метан-эта-новой фракции, выходящей с верха колонны. Перед поступлением в колонну получения сухого отбензиненного газа охлажденный в рекуперативном многопоточном теплообменнике поток осушенного попутного нефтяного газа подвергается дросселированию и двухступенчатой сепарации. В результате в ректификационную колонну поступают три охлажденных сырьевых потока на разные тарелки.
Итогом реализации данной схемы стала возможность получения из попутного нефтяного газа следующих продуктов:
1) сухого отбензиненного газа (С1, С2), который используется в качестве топлива на введенном в эксплуатацию энергоблоке, излишки направляются в ГТС ПАО «Газпром».
В настоящий момент рассматривается целесообразность строительства газохимического комплекса по переработке сухого отбензиненного газа в аммиак, который, в свою очередь, может быть переработан в карбамид;
2) ШФЛУ (С3+).
Широкая фракция легких углеводородов используется в качестве сырья для установки пиролиза, а также может отгружаться на рынок в ж/д цистернах.
3. Дожимная компрессорная станция (ДКС)
ДКС предназначена для компримирования сухого отбензиненного газа и подачи его в газопровод ПАО «Газпром».
Запасы, предполагаемые объемы добычи и компонентный состав попутного нефтяного газа принимались на основании исследований состава пластового газа, проведенных филиалом ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» - «Волго-градНИПИморнефть», и многократно корректировались.
График объема транспортируемого газа в ООО «Ставролен» по годам приведен на рис. 7.
Как видно из графика, планируемые объемы газа, поступающего на ГПУ-1 в 2018-2025 годы, находятся в диапазоне 775,1 - 975 млн м3/год, в 2026 году объем подаваемого газа увеличивается до 1459,3 млн м3/год, а в 2027 году - до 3799,7 млн м3/год.
В период с 2018 по 2025 год содержание целевого компонента в газе - этана - неизменно и составляет 18,955% масс.
Изменение содержания этана в газе приведено на рис. 8. С 2026 года содержание этана в газе начинает уменьшаться.
Одновременно с уменьшением содержания этана в газе начинает расти содержание углекислого газа и компонентов С5+ (рис. 9).
На рис. 10 представлено содержание целевых компонентов в динамике по годам с учетом объемов транспортируемого газа и его состава.
В отношении спроектированной ГПУ-1 можно сделать вывод о том, что в целом проектом ООО «ЛУКОЙЛ-Ниже-городниинефтепроект» были предусмотрены выверенные инженерные решения, позволяющие перерабатывать ПНГ в широком диапазоне колебания его расхода и состава. Тем не менее был выполнен пересчет ГПУ-1 на уточненные данные, отображенные на рис. 7-10; результаты показали необходимость установки дополнительных блоков, затраты на которые уже заложены в инвестиционной программе ООО «Ставролен».
Принципиальная блок-схема работы ГПУ-1 с учетом предлагаемых изменений приведена на рис. 11. Следует отметить, что при изменении прогнозов в отношении расхода или состава ПНГ блок-схема может быть оптимизирована.
Ключевыми положительными эффектами от ввода в эксплуатацию комплекса переработки ПНГ месторождений Северного Каспия стали:
- реализация системного подхода к переработке углеводородов месторождений Северного Каспия в продукты с высокой добавленной стоимостью за счет повышения эффективности нефтехимического производства и увеличения объемов переработки газообразного углеводородного сырья, выпуска конкурентоспособной продукции;
- производство и переработка ШФЛУ за счет использования ресурсов ПНГ Северного Каспия;
- повышение гибкости, безопасности и улучшение экологических параметров производства;
- сокращение загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках;
- повышение конкурентоспособности Группы ЛУКОЙЛ на газовом рынке и рынке нефтехимии благодаря выпуску новых современных высокомаржинальных марок полимеров;
- повышение экономической эффективности ООО «Ставролен», в том числе за счет увеличения количества
сухого газа до объема, при котором экономически оправдана его монетизация путем переработки в аммиак и карбамид;
- исполнение обязательств Группы ЛУКОЙЛ по договору о предоставлении мощности на оптовый рынок в размере 135 МВт, а также дополнительный независимый источник электрической и тепловой энергии для ООО «Ставролен».
Итоговые результаты проектирования ГПУ-1:
- ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднии-нефтепроект» выполнило комплексное моделирование и разработало оптимальную технологическую схему на основании тщательного изучения отечественного и мирового опыта;
- реализованные проектные решения предусматривают использование 90% единиц отечественного оборудования и материалов, что позволило существенно снизить капитальные затраты и повысить экономическую эффективность инвестиционного проекта;
- достигнут уникальный диапазон производительности комплекса (30110 %);
- апробирован новый для ООО «ЛУ-КОЙЛ-Нижегородниинефтепроект» подход к ресурсному планированию и контролю хода проектирования.
Наличие высококвалифицированного кадрового состава в совокупности с постоянным развитием профильных (технологических) компетенций в дальнейшем позволят ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегородниинефтепроект» успешно выполнять аналогичные проекты, укреплять репутацию одного из ключевых инженерно-технических центров в решении проектных задач по переработке ПНГ и конденсата.
Принципиальная блок-схема работы ГПУ-1 с учетом предлагаемых изменений
ПНГ
Входные сооружения
Е
Блок предварительного удаления СО,
Узел осушки конденсата
Азот н.д. на ГПУ-1
Атмосфера
| Азот в.д.
I____
Блок холодильной установки
Воздух Пар на Г^У-1 на ГПУ-1
С-203 Узел
КЦ-302 Св-101 <— осушки
Осушенный ПНГ
Узел разделения газов
С-401 Св-403
Узел байпасирования
ГПУ-1
Блок Блок аминовой
деэтанизации очистки
Этановая фракция печи пиролиз
СОГ в топливную сеть ШФЛУ
КУ-301
УПТГ
КЦ-301
гт
КП-501
СОГ в сеть
в цех № 6
Газпрома
С-,04
Узел подачи метанола
Узел водо-подготовки
Узел очистки конденсата
L.
Дренаж Е-202 Е-203
На факел
Метанол из парка
Условные бозначения
~I - границы существующего ГПУ
- существующие блоки
Рис. 11
ХОВ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Алекперов В.Ю., Маганов Р.У., Сапаев О.Л. и др. Комплексное освоение месторождений нефти и газа в Каспийском море. К новым рубежам // Нефтяное хозяйство. 2017. № 11. С. 78-81.
2. Алекперов В.Ю., Маганов Р.У., Сапаев О.Л. и др. Реализация проектов на Северном Каспии и социально-экономические эффекты развития региона //
Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. 2017. № 11. С. 7-13.
3. Александрова А.Ю., Бородин A.B., Колчина Г.Ю. Нефтяной промысловый газ и пути его превращения // НефтеГазоХимия. 2013. № 2. С. 3-7.
EXPERIENCE IN DESIGNING OF THE GAS PROCESSING PLANT AS A PART OF THE PROCESSING COMPLEX OF ASSOCIATED PETROLEUM GAS FROM NORTH CASPIAN FIELDS BASED ON "STAVROLEN" LLC WITH APPLICATION OF RUSSIAN TECHNOLOGIES
ALEKPEROV V.YU., Dr. Sci. (Econ.), President, Chairman of the board MAGANOV R.U., Senior Executive Vice President NEKRASOV V.I., Cand. Sci. (Tech.), Presidential Adviser
GIMALETDINOV R.R., Vice President for Oil Refining, Petrochemistry, Gas Processing PJSC "LUKOIL" (11, Sretensky Boulevard, Moscow, 101000, Russia). E-mail: Natalya.Starovojtova@lukoil.com, Anna.Yadrovskaya@lukoil.com
USMANOV M.R., Cand. Sci. (Tech.), General Director
OZHEGIN A.V., Head of Group 1 of the Production Control Processing Department CHERNYSHOV A.N., Project Deputy Chief Engineer
"LUKOIL-Nizhegorodniinefteproyect" LLC (147 A, Maxim Gorky St., Nizhny Novgorod, 603006, Russia). E-mail: alex_chemical@mail.ru
ABSTRACT
This article describes design experience of the unit put into operation with capacity of 2.2 bln. nm3/year for low temperature processing of associated petroleum gas with unique capacity range (30-110%) with application of Russian technologies, materials and equipment corresponding to modern operation reliability and safety requirements. System approach implemented by PJSC "LUKOIL" for processing of hydrocarbons of the North Caspian fields allowed to achieve 95% associated petroleum gas recovery and to increase efficiency of the Petrochemical Plant of "Stavrolen" LLC by means of replacement of imported feedstock to own natural gas liquids and to provide independent electric and thermal power source with dry stripped gas.
Keywords: PJSC "LUKOIL", full-field development of the North Caspian, associated petroleum gas, recovery rate, "Stavrolen" LLC, economic efficiency increase, gas processing plant, adsorption dehydration, low temperature separation, natural gas liquids, dry stripped gas, electric power generation, "LUKOIL-Nizhegorodniinefteproyect" LLC.
REFERENCES
1. Alekperov V.YU., Maganov R.U., Sapayev O.L.-A., Zaikin I.A. Integrated development of oil and gas fields in the Caspian Sea. Towards new boundaries. Neftyanoye khozyaystvo, 2017, no. 11, pp. 78-81 (In Russian).
2. Alekperov V.YU., Maganov R.U., Sapayev O.L.-A., Lyashko N.N. Implementation of projects in the Northern Caspian and socio-economic effects of the region
development. Problemy ekonomiki i upravleniya neftegazovym kompleksom, 2017, no. 11, pp. 7-13 (In Russian). 3. Aleksandrova A.YU., Borodin A.V., Kolchina G.YU. Petroleum field gas and the ways of its transformation. NefteGazoKhimiya, 2013, no. 2, pp. 3-7 (In Russian).
