Комплекс по производству товарной продукции из углеводородов с низким углеродным следом
COMPLEX FOR PRODUCTION OF COMMERCIAL PRODUCTS OF HYDROCARBONS WITH LOW CARBON FOOTPRINT

Изобретение относится к снижению выбросов углекислого газа в атмосферу предприятиями по производству товарной продукции из углеводородов и может быть использовано в нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслях промышленности.
Климатические условия нашей планеты разнообразны и зависят от многих факторов, одним из которых является парниковый эффект - свойство атмосферы нагреваться при прохождении через нее световой энергии Солнца. Основные компоненты воздуха, такие как азот и кислород, свободно пропускают тепловой поток (инфракрасную составляющую световой энергии), тогда как вода и углекислый газ поглощают инфракрасное излучение. Пары воды конденсируются и возвращаются на поверхность земли в виде осадков, формируя круговорот воды, а углекислый газ сохраняется в атмосфере и при постепенном накоплении интенсифицирует парниковый эффект, вызывающий потепление климата.
В настоящее время концентрация углекислого газа в атмосфере находится на уровне 400 ppm и увеличивается за счет природных и техногенных факторов. К последним, в частности, относится образование углекислого газа при сгорании топлива. Содержание углекислого газа в образующихся при этом дымовых газах составляет 12000-16000 ppm, а годовая техногенная нагрузка - 30 млрд т углекислого газа при его общем содержании в атмосфере 1100 млрд т.
Углеродный след представляет собой совокупность всех выбросов парниковых газов на протяжении жизненного цикла продукта, где углекислый газ играет главенствующую роль. В настоящее время экономики всех стран направлены на снижение углеродного следа, что вполне реально при использовании современных комплексных решений. Одним из них является постепенное снижение уровня вырабатываемых углеродных выбросов за счет энергосберегающих технологий и аппаратурного оформления процессов, положительно влияющих на экологическое состояние окружающей среды. Реализация этих мероприятий требует существенных финансовых затрат, поэтому наряду с разработкой технологических предложений необходим также поиск экономически оптимальных решений.
Одними из основных локальных источников выбросов углекислого газа в атмосферу являются предприятия нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.
Известна система обустройства месторождения тяжелой нефти и природного битума, включающая добывающие скважины, соединенные через трубопровод продукции скважин с блоком дозирования деэмульгатора, групповой замерной установкой, дожимной насосной станцией и установкой подготовки нефти, которая оснащена системой нагрева продукции скважин через трубопровод топливного газа, оснащена трубопроводом товарной нефти, трубопроводом попутного нефтяного газа и трубопроводом попутно добываемой воды, который сообщен с блоком очистки от сероводорода, соединенным через трубопровод очищенной попутно добываемой воды с блоком водоподготовки, соединенным через трубопровод стоков с кустовой насосной станцией, а через трубопровод глубокоочищенной воды - с парогенератором, соединенным с трубопроводом топливного газа, а через паропровод сообщен с паронагнетательными скважинами, при этом блок водоподготовки снабжен трубопроводом уловленной нефти для ее возврата на установку подготовки нефти, а также соединен через трубопровод пресной воды с источником пресной воды, а блок очистки от сероводорода выполнен с возможностью отдувки попутно добываемой воды отводимыми от парогенератора дымовыми газами, подаваемыми в блок очистки от сероводорода по трубопроводу отвода дымовых газов от парогенератора, соединенный трубопроводом отвода на обезвреживание дымовых газов, содержащих извлеченный из воды сероводород, с блоком окисления сероводорода, оснащенным трубопроводом подачи окислителя (воздуха), трубопроводом топливного газа и трубопроводом отвода очищенных от сероводорода дымовых газов, соединенным со свечой рассеивания, трубопроводом отвода серной кислоты в трубопровод попутно добываемой воды на вход в блок очистки от сероводорода и трубопроводом отвода пара в паропровод на выходе парогенератора, при этом установка подготовки нефти соединена трубопроводом попутного нефтяного газа с трубопроводом отвода на обезвреживание дымовых газов, а добывающие скважины соединены трубопроводом затрубного газа с установкой подготовки нефти и/или через трубопровод попутного нефтяного газа и трубопровод отвода на обезвреживание дымовых газов с блоком окисления сероводорода (патент на изобретение RU 2715109, МПК Е21В 43/16, Е21В 36/00, Е21В 43/24, B01D 19/00, заявл. 25.11.2019 г., опубл. 25.02.2020 г.). Недостатками изобретения являются:
• сброс углекислого газа в атмосферу с дымовыми газами;
•• сложный многоступенчатый процесс очистки пластовой воды от гидросульфидов, сульфидов и карбонатов подкисленной водой с выделением сероводорода, переводимого в диоксид серы и серную кислоту, вызывающие коррозию оборудования.
Известен также способ разработки нефтяного месторождения с использованием закачки углекислого газа, включающий подготовку рабочего агента, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор добываемой продукции через добывающие скважины с последующим отделением нефти и попутного газа, при этом предварительно определяют химический состав пласта, замеряют пластовые температуру, давление, выбирают пласты, состоящие из карбонатных или терригенных пород с карбонатным цементом, с пластовой температурой от 31°С и более и пластовым давлением от 7,38 МПа и более, в процессе подготовки рабочего агента одновременно с подачей топлива в парогенератор направляют воду и атмосферный воздух, полученную смесь углекислого газа и водяного пара направляют в теплообменник, удаляют водяной пар из смеси, далее полученный из теплообменника углекислый газ направляют одновременно с кислородом, топливом и водой в парогенератор при соотношении углекислого газа и кислорода соответственно 4:1 и соотношении топлива к смеси углекислого газа и кислорода соответственно 1:12, по линии возврата продукты горения направляют через теплообменник в объеме, необходимом для поддержания соотношения углекислого газа и кислорода, удаляют водяной пар из продуктов горения, далее продукты горения без водяного пара направляют в парогенератор, а оставшийся объем продуктов горения смешивают с водяным паром в смесителе для получения рабочего агента и закачивают в нагнетательную скважину, в качестве топлива используют смесь углеводородной части попутного газа и газа от поставщика, при этом количество в смеси углеводородной части попутного газа и газа от поставщика изменяют в зависимости от объема попутного газа, поступающего с газосепаратора (патент на изобретение RU 2704660, МПК Е21В 43/24, Е21В 47/06, заявл. 04.12.2018 г., опубл. 30.10.2019 г.). Недостатками изобретения являются:
• использование для закачки в скважины месторождения вместо отходов производства специально вырабатываемого диоксида углерода, полученного сжиганием углеводородного газа;
• экономически затратная двухступенчатая система получения диоксида углерода.
Известен способ выделения диоксида углерода из дымовых газов, включающий стабилизацию их температуры на уровне 250-350°С, очистку от оксидов азота с использованием восстановительного компонента на оксидном вольфрамо-ванадиевом катализаторе, абсорбцию и десорбцию углекислого газа этаноламинной композицией, очистку и регенерацию абсорбента от продуктов коррозии и деградации, компримирование газообразного диоксида углерода с последующим его охлаждением, осушкой и переводом в сжиженное состояние, при этом очистку от оксидов азота осуществляют за счет гетерогенного селективного катализа на оксидном вольфрамо-ванадиевом катализаторе, а в качестве абсорбента диоксида углерода выступает композиция, включающая метилдиэтаноламин, активатор процесса хемосорбции пиперазин и ингибитор коррозии технологического оборудования ИКФ-1, взятые в соотношении 7:(1-3):(0,01-0,03) (патент на изобретение RU 2733774, МПК B01D 53/62, заявл. 13.02.2020 г., опубл. 06.10.2020 г.). Недостатками изобретения являются:
• использование дорогостоящего оксидного вольфрамо-ванадиевого катализатора для очистки дымовых газов от оксидов азота;
• отсутствие решения по утилизации диоксида углерода;
• нерентабельное строительство локальных установок по переработке дымового газа при большом числе источников дымовых газов, например, нескольких десятков трубчатых печей на нефтеперерабатывающем заводе.
Известен также комплекс по переработке магистрального природного газа в товарную продукцию, включающий трубопровод-отвод подачи магистрального природного газа на переработку 100, газоперерабатывающий блок 200, осуществляющий выработку товарного природного газа, полностью подготовленного к сжижению, этановой фракции, продуктов разделения широкой фракции легких углеводородов в виде пропановой фракции, бутановой фракции, пентан-гексановой фракции, трубопровод подачи товарного природного газа в магистральный газопровод 300, блок производства сжиженного природного газа 400, блок хранения товарной продукции 500, блок отгрузки товарной продукции 600, объединенные прямыми и обратными связями в виде трубопроводов, при этом между звеньями блоков предусматривают одну или несколько из дополнительных, связей (патент на изобретение RU 2744415, МПК B01D 53/00, F25J 3/00, заявл. 06.02.2020 г., опубл. 09.03.2021 г.). Недостатками изобретения являются:
• отсутствие в газоперерабатывающем блоке 200 звена для очистки и дальнейшей утилизации и/или использования диоксида углерода, извлекаемого вместе с сероводородом из поступающего на переработку природного газа;
• нерентабельное строительство локальных установок по переработке дымового газа при большом числе источников дымовых газов, например, нескольких десятков трубчатых печей на нефтеперерабатывающем заводе;
• отсутствие дополнительной системы очистки сточных вод, в большом количестве образующихся в газоперерабатывающем блоке 200.
При создании изобретения была поставлена задача разработки высокоэффективного и экологичного комплекса по производству товарной продукции из углеводородов с низким углеродным следом, предотвращающего попадание углекислого газа в атмосферу с производственными дымовыми газами и уменьшающего сброс сточных вод в систему очистки сточных вод для снижения техногенной нагрузки на окружающую среду.
Поставленная задача решается за счет того, что комплекс по производству товарной продукции из углеводородов, преимущественно нефти, с низким углеродным следом включает установки первичной переработки нефти (далее АВТ), установки вторичной переработки нефти, по крайней мере, установки гидроочистки бензина, изомеризации, риформинга, гидроочистки дизельного топлива, каталитического крекинга и/или гидрокрекинга, производства водорода, пиролиза, а также систему оборотной воды, обеспечивающую теплосъем на установках переработки нефти, при этом систему оборотной воды подпитывают свежей не деминерализованной водой, часть потока оборотной воды подают на установку обратного осмоса с получением деминерализованной воды, возвращаемой в систему оборотной воды, и рассола, который после повышения давления на насосах утилизируют путем закачки в поглотительные скважины отдельно или вместе с остальными промстоками комплекса, кислые газы установок переработки нефти с преобладающим содержанием углекислого газа собирают и направляют для повышения давления в блок закачки рассола и промстоков на инжектор, где в качестве рабочего тела используют рассол и/или другие промстоки, после инжектора кислые газы вместе с рассолом и/или другими промстоками направляют в поглотительные скважины для захоронения или на компрессор для повышения давления и перевода в сверхкритическое состояние с последующей закачкой отдельно или вместе с рассолом в поглотительные скважины.
В данном варианте, подходящем для предприятий нефтепереработки и нефтехимии, обеспечивается сбор кислых газов с преобладающим содержанием углекислого газа, которые раньше сбрасывались в атмосферу, и их захоронение. Закачку кислых газов в скважины осуществляют после их компримирования или инжектирования, что придает дополнительную вариативность реализации комплекса. За счет выработки деминерализованной воды на установке обратного осмоса осуществляют подпитку системы оборотной воды, а избыточная энергия вырабатываемого рассола используется для инжектирования кислых газов. Захоронение рассола и/или промстоков также позволяет снизить нагрузку на заводскую систему очистки сточных вод с одновременным повышением качества очистки. Таким образом, захоронение кислых газов, рассола и/или промстоков снижает выбросы предприятия в атмосферу и водный бассейн техногенных загрязнений.
Целесообразно в поглотительные скважины дополнительно закачивать образующиеся на установках первичной и вторичной переработки нефти щелочные стоки, что позволит обеспечивать нейтральность закачиваемых в карстовые пустоты отходов и сохранять геофизическую стабильность карстовой системы. Для химического связывания углекислого газа к закачиваемым щелочным стокам, образующимся на установках первичной и вторичной переработки нефти, следует добавлять свежую щелочь, если смесь кислых газов и щелочных стоков сохраняет кислотную среду, также свежую щелочь полезно добавлять в закачиваемые в карстовые пустоты промстоки, не содержащие щелочных стоков.
Целесообразно на инжектор и/или компрессор периодически направлять кислый газ, образующийся на установках замедленного коксования, гидроочистки, гидрокрекинга и/или пиролиза, что позволяет уменьшить выброс углекислого газа в атмосферу с данных установок.
При наличии ценных компонентов, например, водорода, углеводородов, или, наоборот, нежелательной воды, перед подачей на инжектор и/или компрессор кислые газы очищают от примесей одним или комбинацией известных способов: абсорбцией, короткоцикловой адсорбцией, с помощью мембран и т.д.
Полезно также на инжектор и/или компрессор направлять кислый газ, выделенный на установках улавливания углекислого газа из дымовых газов от печей и/или турбин и/или котельных комплекса, что позволяет в значительной мере снизить выбросы парниковых газов в атмосферу. При этом на установках улавливания углекислого газа из дымовых газов можно использовать очистку аминовыми или поташными абсорбентами. Для снижения затрат печей и/или турбин и/или котельных комплекса целесообразно размещать поблизости друг от друга с общей системой подачи дымовых газов на установку улавливания углекислого газа из дымовых газов, что также упростит объединение и сбор дымовых газов для их последующей очистки на одной большой экономичной установке, хотя и приведет к незначительному возрастанию потерь напора нагреваемых продуктов.
Особенности функционирования одного из возможного вариантов заявляемого комплекса по производству товарной продукции из углеводородов с низким углеродным следом иллюстрируются принципиальными схемами, приведенными на фигурах 1-2 с использованием следующих обозначений:
1-47 - трубопроводы;
100 - установки первичной и вторичной переработки нефти;
101 - установка АВТ;
102 - установка пиролиза;
103 - блок установок гидроочистки бензина, изомеризации, риформинга;
104 - блок установок гидроочистки дизельного топлива, депарафинизации;
105 - установка гидрокрекинга;
106 - установка каталитического крекинга;
107 - установка коксования;
108 - установка производства водорода;
200 - система оборотной воды;
300 - установка обратного осмоса;
400 - блок закачки рассола и промстоков в поглотительные скважины;
500 - блок закачки щелочных стоков в поглотительные скважины;
600 - поглотительные скважины;
700 - установка улавливания углекислого газа из дымовых газов.
Комплекс по производству товарной продукции из углеводородов, преимущественно из нефти, с низким углеродным следом, функционирует следующим образом (фиг. 1): нефть по трубопроводу 1 поступает и последовательно проходит установки первичной и вторичной переработки нефти 100, в частности, установку АВТ 101, установку пиролиза 102, блок установок гидроочистки бензина, изомеризации, риформинга 103, блок установок гидроочистки дизельного топлива, депарафинизации 104, установку гидрокрекинга 105, установку каталитического крекинга 106, установку коксования 107 и иные, не ограничиваясь перечисленными, с получением целого ряда товарных продуктов (фиг. 2). Установка АВТ 101 из поступающей по трубопроводу 1 нефти вырабатывает (фиг. 2): гудрон, поступающий по трубопроводу 35 в качестве сырья на установку коксования 107, вакуумный газойль, поступающий по трубопроводу 36 в качестве сырья на установку каталитического крекинга 106, смесь вакуумного и атмосферного газойля, поступающую по трубопроводу 37 в качестве сырья на установку гидрокрекинга 105, дизельную фракцию, поступающую по трубопроводу 38 в качестве сырья на блок установок гидроочистки дизельного топлива, депарафинизации 104, прямогонные бензиновые и/или керосиновые фракции, поступающие по трубопроводу 39 в качестве сырья в блок установок гидроочистки бензина, изомеризации, риформинга 103, газовую фракцию, поступающую по трубопроводу 40 в качестве сырья на установку пиролиза 102. В свою очередь, установки 101-107 вырабатывают в качестве товарной продукции: этилен и пропилен, изомеризат и риформат, дизельное топливо, бензины и кокс, направляемые по системам трубопроводов 41-45, соответственно, потребителю. На установку производства водорода 108 в качестве сырья по трубопроводу 46 подают природный газ с ближайшей к комплексу газораспределительной станции для парового риформинга с получением водорода, отводимого по трубопроводу 47 для дальнейшего использования. По трубопроводам 33 и 34 с установки каталитического крекинга 106 и установки производства водорода 108, соответственно (фиг. 2), отводятся постоянные потоки кислого газа, которые объединяются и далее подаются по трубопроводу 5 в блок закачки рассола и промстоков в поглотительные скважины 400 и/или по трубопроводу 8 в блок закачки щелочных стоков в поглотительные скважины 500 (фиг. 1). Постоянные щелочные стоки отводятся преимущественно с установки пиролиза 102, с блока установок гидроочистки бензина, изомеризации, риформинга 103 и с установки каталитического крекинга 106 по трубопроводам 22-24, соответственно (фиг. 2), и объединяются в общий поток для подачи по трубопроводу 9 в блок закачки щелочных стоков в поглотительные скважины 500 (фиг. 1). Кроме того, установка пиролиза 102, блок установок гидроочистки бензина, изомеризации, риформинга 103, блок установок гидроочистки дизельного топлива, депарафинизации 104, установка гидрокрекинга 105 и установка коксования 107 являются источниками периодических потоков кислого газа, которые выводятся, соответственно, по трубопроводам 28-32 (фиг. 2) и объединенным потоком по трубопроводу 6 поступают в блок закачки рассола и промстоков в поглотительные скважины 400 и/или по трубопроводу 7 в блок закачки щелочных стоков в поглотительные скважины 500 (фиг. 1). Периодические щелочные стоки, поступающие с блока установок гидроочистки дизельного топлива, депарафинизации 104, с установки гидрокрекинга 105 и с установки коксования 107 по соответствующим трубопроводам 25-27 (фиг. 2), объединяются и направляются по трубопроводу 10 в блок закачки щелочных стоков в поглотительные скважины 500 (фиг. 1).
Комплекс включает в себя систему оборотной воды 200, обеспечивающую теплосъем на установках первичной и вторичной переработки нефти 100 (фиг. 1). Общий отработанный поток оборотной воды по трубопроводу 2 поступает в систему оборотной воды 200 для осуществления очистки и подготовки оборотной воды, подаваемой по трубопроводу 17 на установки первичной и вторичной переработки нефти 100. При этом система оборотной воды 200 подпитывается свежей не деминерализованной водой, поступающей по трубопроводу 18. Часть потока оборотной воды по трубопроводу 3 направляется на установку обратного осмоса 300 для получения деминерализованной воды, которая по трубопроводу 19 поступает в блок оборотной воды 200. Кроме того, на установке обратного осмоса 300 вырабатывается рассол, подаваемый по трубопроводу 12 в блок закачки рассола и промстоков в поглотительные скважины 400 для повышения давления на насосах и последующей утилизации в поглотительных скважинах 600 по трубопроводу 13 отдельно или по трубопроводу 14 вместе с остальными промстоками комплекса, поступающими в блок закачки рассола и промстоков в поглотительные скважины 400 по трубопроводу 4.
Постоянные потоки кислого газа и/или периодические потоки кислого газа с преобладающим содержанием углекислого газа, поступающие с установок первичной и вторичной переработки нефти 100 по трубопроводам 5 и/или 6, соответственно, направляются в блок закачки рассола и промстоков в поглотительные скважины 400 для повышения давления:
• на инжектор, где рабочим телом является поступающий по трубопроводу 12 рассол и/или другие поступающие по трубопроводу 4 промстоки, после чего кислые газы вместе с рассолом и/или другими промстоками направляются по трубопроводу 14 в поглотительные скважины 600 для захоронения;
• на компрессор для поднятия давления и перевода в сверхкритическое состояние с последующей закачкой совместно или отдельно от рассола по трубопроводу 15 в поглотительные скважины 600.
В поглотительные скважины 600 подают также щелочные стоки, образующиеся на установках первичной и вторичной переработки нефти 100 в значительных количествах. Таким образом, постоянные и периодические щелочные стоки по трубопроводам 9 и 10, соответственно, поступают в блок закачки щелочных стоков в поглотительные скважины 500. Кроме того, предусмотрена возможность подачи постоянного и периодического потоков кислых газов по трубопроводам 8 и 7, соответственно, в блок закачки щелочных стоков в поглотительные скважины 500, откуда они подаются общим потоком с щелочными стоками по трубопроводу 16 в поглотительные скважины 600. Для химического связывания углекислого газа предусмотрена подача в блок закачки щелочных стоков в поглотительные скважины 500 дополнительного количества свежей щелочи по трубопроводу 11.
Дымовые газы от печей и/или турбин и/или котельных установок первичной и вторичной переработки нефти 100 единым потоком по трубопроводу 20 направляют на установку улавливания углекислого газа из дымовых газов 700, где используется очистка аминовыми или поташными абсорбентами. В результате кислый газ, состоящий преимущественно из углекислого газа, по трубопроводу 21 поступает в блок закачки рассола и промстоков в поглотительные скважины 400 для повышения давления и закачки в поглотительные скважины 600.
Таким образом, предложенный комплекс по производству товарной продукции из углеводородов с низким углеродным следом позволяет сформировать систему сбора кислых газов с преобладающим содержанием углекислого газа, а также щелочных и иных промстоков и обеспечить их захоронение через поглотительные скважины в карстовых пустотах, снижая выбросы в атмосферу и водный бассейн техногенных загрязнений.