close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Технология низкотемпературной сепарации с дефлегмацией для первичной переработки природного газа

код для вставкиСкачать
На правах рукописи
МУХАМЕТОВА НАИЛЯ ДАМИРОВНА
ТЕХНОЛОГИЯ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ С
ДЕФЛЕГМАЦИЕЙ ДЛЯ ПЕРВИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ ПРИРОДНОГО
ГАЗА
Специальность 05.17.07
Химическая технология топлива и высокоэнергетических веществ
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Астрахань – 2018
Работа выполнена в АО «Институт нефтехимпереработки»
Научный руководитель:
Исмагилов Фоат Ришатович
доктор технических наук, профессор кафедры
«Химическая технология переработки нефти и
газ» ФГБОУ ВО «Астраханский
государственный технический университет»
Официальные оппоненты:
Голубева Ирина Александровна
доктор химических наук, профессор,
профессор кафедры «Газохимия» ФГАОУ ВО
«Российский государственный университет
нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина»
Колокольцев Сергей Николаевич
кандидат технических наук, заместитель
генерального директора по производству
ООО «ЛУКОЙЛ-Приморьенефтегаз»
Ведущая организация:
ФГБОУ ВО «Уфимский государственный
нефтяной технический университет», г. Уфа
Защита диссертации состоится «21» декабря 2018 г. в __:__ на заседании
диссертационного совета Д 307.001.04 при ФГБОУ ВО «Астраханский
государственный технический университет» по адресу: 414025, г. Астрахань,
ул. Татищева, 16, учебный корпус №2, ауд. 201.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВО «АГТУ»
(414056, г. Астрахань, ул. Татищева, 16, главный учебный корпус АГТУ) и на
сайте http://www.astu.org/pages/show/
Автореферат разослан «__» ___________ 2018 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета,
доктор химических наук, доцент
Шинкарь Е.В.
2
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы исследования
Технология низкотемпературной сепарации газа (НТС) широко
применяется как для подготовки природного газа к транспорту, так и для его
первичной переработки с целью извлечения из него этансодержащих и пропанбутановой фракций, ШФЛУ, газового конденсата. Сущность процесса
заключается в охлаждении сырьевого газа и последующей сепарации
полученной газожидкостной смеси с выделением конденсата. Требуемая
температура процесса, как правило, достигается при редуцировании газа за счет
эффекта Джоуля-Томсона.
Однако в ходе эксплуатации газоконденсатного месторождения
происходит снижение избыточного давления природного газа, что приводит к
снижению перепада давления на редуцирующем устройстве, недостаточной
выработке холода и, как следствие, невозможности получения товарной
продукции нормативного качества. Для дальнейшего поддержания проектного
технологического режима, как правило, прибегают к повышению давления газа
перед установкой НТС с помощью дожимной компрессорной станции или же
используют дополнительное охлаждение газа за счет внешних источников.
Реализация данных мероприятий требует значительных капитальных затрат и
приводит к росту эксплуатационных расходов, поэтому разработка
альтернативных технических решений, позволяющих осуществлять первичную
переработку природного газа при низком перепаде давлений является
актуальной задачей отрасли.
Степень разработанности проблемы
Технологии НТС посвящено большое количество российских и
зарубежных работ. Изучением процессов первичной переработки природного
газа, и в частности, по технологии НТС, занимались Бекиров Т.М., Ланчаков
Г.А., Зиберт Г.К., Истомин В.А., Донских Б.Д и др. В их публикациях
предложено множество различных путей совершенствования традиционной
технологии НТС, однако изменение условий добычи природного газа,
экологических норм, требований рынка и мировой политической обстановки
выдвигает новые задачи по повышению эффективности первичной переработки
природного газа.
Соответствие паспорту заявленной специальности
Тема и содержание диссертационной работы соответствует формуле
специальности 05.17.07 – «фундаментальные и прикладные исследования в
3
области химии и технологий переработки жидких, газообразных и твердых
топлив, в том числе нефти, нефтепродуктов, газовых конденсатов, газа…», а
также области исследования, соответствующей пункту 2 паспорта
специальности – «Технологии и схемы процессов переработки нефтяного сырья
на компоненты. Конструктивное оформление технологий и основные
показатели аппаратуры установок для переработки сырья. Технология
подготовки нефти к переработке. Энергосберегающие технологии. Технология
приготовления товарных нефтепродуктов».
Цель работы
Разработка технологии первичной переработки природного газа,
направленной на глубокое извлечение углеводородов С3+ и С5+, снижение
требуемого перепада давления на редуцирующем устройстве и снижение
энергетических затрат. При этом технология должна быть достаточно проста и
реализуема как при модернизации существующих промышленных
предприятий, так и при новом строительстве.
Для достижения поставленной цели были поставлены и решены
следующие задачи:
- анализ эффективности существующих методов первичной переработки
природного газа на основе отечественных и зарубежных источников;
- разработка расчетной модели процесса первичной переработки газа по
традиционной технологии НТС на примере действующей установки
комплексной подготовки газа Западно-Ярояхинского лицензионного участка
Восточно-Уренгойского газоконденсатного месторождения и проверка еѐ
адекватности;
- выявление недостатков традиционной технологии НТС;
- исследование влияния схемы рекуперации холода технологических
потоков на эффективность традиционной технологии НТС;
- разработка усовершенствованной технологии низкотемпературной
сепарации с дефлегмацией (НТСД) для первичной переработки природного газа
на основании анализа результатов предыдущих исследований;
- рассмотрение возможности повышения эффективности предложенной
технологии за счет оптимизации термобарических параметров процесса,
аппаратурного оформления стадии дефлегмации и процесса стабилизации
газового конденсата;
- разработка комплекса технических мероприятий для реконструкции
существующих газодобывающих и газоперерабатывающих предприятий на
4
базе технологии НТСД с целью повышения эффективности процесса первичной
переработки газа;
- сравнительный анализ экономической эффективности предложенного и
традиционного вариантов реконструкции производства на этапе снижения
входного давления сырья.
Научная новизна работы
Впервые предложена схема рекуперации холода технологических
потоков, предполагающая дополнительное использование редуцированной
смеси газовых конденсатов в качестве хладагента, что позволяет повысить
глубину извлечения углеводородов С3+ и С5+, а также снизить энергетические
затраты на стабилизацию газового конденсата.
Впервые в технологии первичной переработки природного газа
предложено применение дефлегмации на промежуточной ступени сепарации,
что обеспечивает повышение глубины извлечения углеводородов С3+ и С5+, а
также снижение требуемого перепада давления на редуцирующем устройстве.
Предложена новая схема стабилизации газового конденсата и
конструкция аппарата колонного типа для ее осуществления, обеспечивающая
максимальный выход стабильного газового конденсата при малых
энергозатратах.
Впервые исследованы конструкции дефлегматоров с целью выявления
наиболее эффективной с точки зрения четкости разделения углеводородной
смеси, показана равнозначность конструкций, отличающихся комбинациями
тепломассообменных и массообменных блоков.
Положения, выносимые на защиту
Технологическая схема рекуперации холода с использованием
редуцированного конденсата в качестве хладагента для повышения глубины
извлечения углеводородов С3+ и С5+ и снижения энергозатрат на стабилизацию
газового конденсата.
Технологическая схема промежуточной сепарации газа с применением
дефлегмации за счет холода газа низкотемпературной сепарации для
повышения глубины извлечения углеводородов С3+ и С5+.
Технологическая схема стабилизации газового конденсата в аппарате
колонного типа с использованием редуцированного конденсата в укрепляющей
секции в качестве хладагента для снижения энергозатрат.
Комплекс мероприятий для реконструкции действующих производств с
целью повышения эффективности первичной переработки природного газа.
5
Практическая значимость работы
Разработана эффективная технология первичной переработки природного
газа НТСД, которая может быть реализована как при новом строительстве, так
и на действующих производствах. Технология позволяет увеличить степень
извлечения углеводородов С3+ на 2,7 % масс., С5+ – на 0,3 % масс., снизить
перепад давления на редуцирующем устройстве в 2 раза (до 1,6 МПа) и
уменьшить энергозатраты на стабилизацию конденсата в 2,5 раза (до 29 кДж/т)
по сравнению с традиционной технологией НТС. При этом срок окупаемости
реконструкции действующего предприятия составляет менее 1 года.
По результатам исследований выполнен Технологический регламент на
проектирование реконструкции УКПГ Западно-Ярояхинского лицензионного
участка Восточно-Уренгойского ГКМ производительностью 1,5 млрд. нм3/год
по углеводородному сырью.
Апробация работы
Результаты научных исследований докладывались на Abu Dhabi
International Petroleum Exhibition & Conference (UAE, Abu Dhabi, 7-10November,
2016), VI Международной научно-практической конференции «Инновации и
наукоемкие технологии в образовании и экономике» (г. Уфа, 27 апреля 2017 г.),
Международной научно-практической конференции «Нефтегазопереработка –
2017» (г. Уфа, 23 мая 2017 г.), Международной научно-практической
конференции «Инновации в газовой промышленности» (г. Уфа, 23 мая 2018 г.),
XIII
Международной
учебно-научно-практической
конференции
«Трубопроводный транспорт – 2018» (г. Уфа, 23-24 мая 2018 г.).
Публикации
По результатам проведенных исследований опубликовано 11 работ, в том
числе 4 статьи в журналах из списка ВАК, 6 тезисов конференций и 1 патент на
изобретение.
Структура и объем работы
Диссертация изложена на 100 страницах, содержит 39 рисунков и 19
таблиц. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов и списка
цитируемой литературы, включающего 73 наименования.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность темы диссертации, определена цель
и поставлены задачи исследования, сформулирована научная новизна и
практическая значимость работы.
6
В главе 1 изложена краткая характеристика отрасли газовой
промышленности России. Рассмотрены основные технологии первичной
переработки
природного
газа
(компрессионный,
абсорбционный,
адсорбционный, НТС) и стабилизации газового конденсата (многоступенчатая
дегазация, стабилизация с применением колонного оборудования),
проанализирована их эффективность.
В главе 2 рассмотрена и проанализирована традиционная схема
технологии НТС (рисунок 1) с промежуточной сепарацией, применяемая на
одном из действующих предприятий и выбранная в качестве базовой для
проведения настоящего исследования.
Рисунок 1 – Базовая блочно-поточная схема установки первичной переработки
природного газа (аппараты показаны условно): ВС – узел входной сепарации;
РТО – узел рекуперативного теплообмена; ПС – узел промежуточной
сепарации; НТС – узел низкотемпературной сепарации; СК – узел стабилизации
конденсата
При первичной переработке природного газа (таблица 1) по базовой
схеме получают газ горючий природный по СТО Газпром 089-2010 и конденсат
газовый стабильный по ГОСТ Р 54389-2011.
Таблица 1 – Состав природного газа на входе установки
Компоненты
СН4
С2Н6
С3Н8 ∑С4Н10
Содержание, мол.доли
0,854
0,069
0,033
0,014
∑С5+
0,031
CO2
0,001
Расчетная модель процесса первичной переработки природного газа,
разработанная в программном комплексе Aspen HYSYS на основании
7
Технологического регламента установки и режимных листов, представлена на
рисунке 2.
Рисунок 2 – Расчетная схема процесса первичной переработки природного газа
Соответствие расчетных данных режимным листам и материальным
балансам действующей установки указывает на адекватность разработанной
модели. Отклонения расчетных температур составило не более 1,5 °С, выхода
товарного газа – не более 3 % об., конденсата – не более 6 % масс.
Традиционная технология НТС основана на сепарации газожидкостной
смеси, образовавшейся при низких температурах, причем охлаждение потоков
происходит последовательно в рекуперативных теплообменниках и на
редуцирующих устройствах стадии низкотемпературной сепарации. Более
глубокое охлаждение потока на стадии рекуперативного теплообмена
позволяет уменьшить требуемый перепад температур и, следовательно, перепад
давлений на редуцирующих устройствах.
Для рекуперативного охлаждения в базовой схеме предусмотрено четыре
аппарата, из которых только два используются в процессе (Схема 1, рисунок 2).
В связи с этим рассмотрена возможность повышения эффективности
рекуперативного теплообмена за счет изменения количества и схемы
подключения используемых теплообменных аппаратов, а также за счет
применения в качестве хладагента не только газа после низкотемпературной
сепарации, но и редуцированной смеси конденсатов со всех ступеней
сепарации,
характеризующейся
значительным
потенциалом
холода.
Рассмотренные схемы подключения аппаратов представлены на рисунке 3.
8
Схема 1
Схема 2
Схема 3
Схема 4
Схема 5
Схема 6
Схема 7
Схема 8
Схема 9
Схема 10
Рисунок 3 – Схемы рекуперативного теплообмена: 1 – теплый сырой газ;
2 – нагретый сухой газ; 3 – холодный сухой газ; 4 – охлажденный сырой газ;
5 – редуцированный конденсат
Анализ полученных результатов показывает, что изменение схемы
подключения аппаратов с последовательной на параллельную при равной
теплообменной поверхности обеспечивает повышение температуры в
низкотемпературном сепараторе на 5,8 °С, что приводит к перераспределению
легких углеводородных соединений из конденсата в газ, а часть компонентов,
теряемых ранее с газами стабилизации, остается в товарном газе.
9
При
параллельном
включении
аппаратов
тепловая
нагрузка
распределяется равномерно, причем с увеличение поверхности теплообмена
ведет к увеличению суммарной тепловой нагрузки в то время, как для каждого
отдельно взятого аппарата она снижается. Наибольший выход товарного газа
(80,1% об.) и стабильного газового конденсата (11,3 % масс.) наблюдается в
случае эксплуатации двух параллельно соединенных теплообменников (схема
2). При этом количество факельных газов (2,9% об.), с которыми теряется до 28
% масс. углеводородов С3+ и до 21 % масс. углеводородов С5+, минимально.
Использование в качестве хладагента редуцированного конденсата
позволяет рекуперировать до 350 кВт дополнительного холода, снизить
температуру стадий рекуперативного теплообмена, промежуточной и
низкотемпературной сепарации, что приводит к увеличению степени
извлечения углеводородов С3+ и С5+. При этом выход товарного газа может
быть увеличен на 2 % об., а стабильного газового конденсата – на 18 % масс.,
что для рассматриваемой установки составляет около 17,3 млн нм 3/год и 19,8
тыс т/год соответственно.
Увеличение общей теплообменной поверхности при использовании
холода редуцированного конденсата позволяет увеличить глубину извлечения
углеводородов С3+ и С5+ при повышении температур точки росы на несколько
градусов в пределах нормативных требований.
Схема 8 обеспечивает наиболее глубокую степень извлечения
углеводородов С3+ – до 79,5, С5+ – до 99,1 % масс. и позволяет дополнительно
снизить перепад давления на редуцирующем устройстве.
Исследование традиционной технологии по базовой схеме позволило
выявить такие недостатки, как неполное использование потенциального холода
системы, а также – низкая эффективность промежуточной сепарации.
Решением первой проблемы является рекуперация холода редуцированного
конденсата, а второй – увеличение числа ступеней сепарации, а также
использование холода газа низкотемпературной сепарации не только для
охлаждения, но и для предварительного фракционирования углеводородной
смеси.
В главе 3 представлена усовершенствованная технология первичной
переработки природного газа НТСД (рисунок 4), предусматривающая
рекуперацию холода редуцированного конденсата и использование
дефлегмации на стадии промежуточной сепарации. Приведены результаты
расчетных
исследований
конструкции
дефлегматора,
оптимизации
10
термобарических параметров, а также стадии стабилизации газового
конденсата, направленных на повышение эффективности технологии.
Рисунок 4 – Блочно-поточная схема установки первичной переработки
природного газа по технологии НТСД (аппараты показаны условно): ВС – узел
входной сепарации; РТО – узел рекуперативного теплообмена; Д – узел
дефлегмация; НТС – узел низкотемпературной сепарации; СК – узел
стабилизации конденсата
В отличие от традиционной схемы в технологии НТСД природный газ
после входной сепарации охлаждается газом с низкотемпературной сепарации
и редуцированным конденсатом, что обеспечивает в системе более полную
рекуперацию холода. Затем газ подвергается дефлегмации за счет охлаждения
газом после низкотемпературной сепарации. Это позволяет снизить нагрузку на
стадию низкотемпературной сепарации по массообменну, а, следовательно, и
снизить требуемый перепад давлений. Газ дефлегмации далее подвергается
низкотемпературной сепарации, нагревается последовательно на стадиях
дефлегмации и рекуперативного теплообмена и в качестве газа горючего
природного выводится с установки. При этом конденсаты со всех стадий
сепарации объединяются, полученная смесь частично дегазируется
(выветривается), редуцируется, нагревается на стадии рекуперативного
теплообмена и подвергается стабилизации с получением товарного конденсата.
11
Дополнение традиционной технологии НТС стадией дефлегмации в
качестве промежуточной сепарации.
Очевидно, что суммарное значение холода, затрачиваемого на
конденсацию углеводородов будет неизменным при любом его распределении.
Фракционирование углеводородной смеси за счет увеличения количества
ступеней сепарации позволит расходовать холод преимущественно на
конденсацию более тяжелых компонентов, имеющих низкую теплоту
конденсации, что приведет к увеличению выхода жидкой фазы.
Фракционирование углеводородной смеси может обеспечивается при
помощи дефлегматора, который представляет собой вертикальный
цилиндрический аппарат с тепломассообменным блоком и может
дополнительно включать массообменный блок. Общий вид такого варианта
аппарата представлен на рисунке 5.
Обозначение
штуцера
А
Б
В
Г
Д
Е
Ж
И
К
Л
Н
Назначение
Вход сырья
Выход газа дефлегмации
Подача метанола
Выход конденсата
Вход хладагента
Выход хладагента
Уровнемеры
Смотровой люк
Дренаж
Загрузка насадки
Датчик температуры
Рисунок 5 – Общий вид дефлегматора
Сырой газ подается в низ аппарата, который по высоте противоточно
охлаждается газом низкотемпературной сепарации. За счет конденсации
компонентов С3+ на вертикальной поверхности дефлегматора образуется
стекающая пленка флегмы. В ходе контакта поднимающегося газа с пленкой
происходит его обогащение более легкими компонентами, а флегмы – более
тяжелыми.
Высота дефлегматора определяется, во-первых, требуемой четкостью
разделения, т.е. количеством контактных ступеней (числом теоретических
12
тарелок), а во-вторых, высотой, эквивалентной теоретической тарелке (ВЭТТ).
На рисунке 6 наглядно продемонстрировано, что для эффективного разделения
углеводородной смеси достаточно трех-четырех теоретических тарелок. В
связи с этим дальнейшие расчетные исследования проведены при
использовании четырехступенчатого дефлегматора.
Для выявления оптимальной комбинации тепломассообменных (Т) и
массообменных (М) контактных ступеней по высоте дефлегматора было
смоделировано несколько вариантов их взаимного расположения. Однако в
результате исследования установлено, что влияние конструкции дефлегматора
несущественно, так как значения наблюдаемых параметров близки и часто
находятся в пределах вычислительной погрешности. Таким образом,
конструкцию дефлегматора следует подбирать, исходя из удобства
обслуживания, технологичности
изготовления
и
минимизации
стоимости.
Преимущества использования дефлегмации явно прослеживаются при сравнении областей
рабочих параметров процесса
первичной переработки природного газа по традиционной (рисунок
6) и предложенной (рисунок 7)
технологиям. В качестве параметров сравнения приняты: темпераРисунок 6 – Область рабочих
тура точки росы по углеводородам
параметров технологии НТС
(ТТРув), температура низкотемпературной сепарации как косвенный показатель температуры точки росы по воде
(ТТРв), и давление на входе дожимной компрессорной станции.
Совокупность черных точек отмечает область обеспечения требований к
ТТРув (не выше минус 20 °С для холодного макроклиматического района в
зимний период), ромбов – к Тнтс (не выше минус 10 °С), а окружностей – к
давлению на входе дожимной компрессорной станции (не ниже 1,8 МПа).
Область совпадения отметок указанных параметров составляет область рабочих
параметров процесса, которые обеспечивают соблюдение требований к товарному газу. Для наглядности данные приведены в узлах координатной сетки.
13
Из рисунка 7 можно увидеть,
что соответствующие нормативным значениям ТТРув и Тнтс
лежат в области высоких перепадов давлений (обеспечиваемых
при высоком входном давлении
сырья) и низких расходов.
Рисунок 8 наглядно демонстрирует расширение области
рабочих параметров по сравнению
с традиционной технологией НТС:
минимальный требуемый перепад
Рисунок 7 – Область рабочих
давлений снижается с 2,5 до
параметров технологии НТСД
1,5 МПа, а расход сырьевого газа
может быть увеличен с 0,75 до 1,00 млрд нм3/год и выше при существующей
системе трубопроводов. Это объясняется повышением эффективности низкотемпературной сепарации газа при использовании дефлегмации на стадии
промежуточной сепарации.
При необходимости снижения массогабаритных характеристик
дефлегматора его конструкция может быть упрощена за счет отказа от массообменной секции. При этом остается только две тепломассообменные ступени
контакта (рисунок 8).
Из рисунка 8 видно, что применение дефлегматора даже упрощенной
конструкции по сравнению с
традиционной технологией НТС
обеспечивает заметное расширение области рабочих параметров:
минимальный требуемый перепад
давлений снижается с 2,5 до
2,0 МПа, а расход сырьевого газа
может быть увеличен с 0,75 до
1,00 млрд нм3/год и выше при существующей системе трубопроводов и высоком входном давлении.
Оптимизация
термобариРисунок 8 – Область рабочих
ческих параметров процесса
параметров процесса при
Исследовано влияние расдвухступенчатой дефлегмации
14
пределения перепадов давлений на различных стадиях процесса (схема с
точками редуцирования представлена на рисунке 9) в интервале от проектного
входного давления сырья на установку (6,0 МПа), до минимального давления,
которое достаточного для обеспечения нормативного качества товарного газа.
Анализ процесса проведен по следующим основным показателям: выход
товарного газа, его ТТРв и ТТРув, степень извлечения углеводородов С3+ и С5+
от потенциала, а также выход нестабильного конденсата. Для сравнения
приведены данные по традиционной технологии.
Рисунок 9 – Точки редуцирования газа
На рисунках 10-12 представлены зависимости основных показателей
процесса первичной переработки газа от давления входной сепарации для
технологии НТСД (сплошные линии) и НТС (пунктирные линии). На рисунке
14 приведена зависимость количества рекуперируемого холода (суммарная
тепловая нагрузка узлов рекуперативного теплообмена и дефлегмации) от
изменения давления входной сепарации.
Р, МПа
-32
Рисунок 10 – Зависимость выхода
целевых продуктов от давления входной
сепарации
ТТРв при
НТС, °С
-42
4,25
-52
4,50
4,25
4,50
4,75
5,00
5,25
5,50
90
Выход
товарного газа
при НТСД, %
масс.
Выход
товарного газа
при НТС, %
масс.
ТТРув при
НТСД, °С
-22
4,75
91
-12
5,00
92
Выход
конденсата при
НТС, % масс.
ТТРв при
НТСД, °С
5,25
93
-2
5,50
94
ТТР, °С
5,75
95
Выход
конденсата при
НТСД, % масс.
6,00
F, % об.
5,75
6,00
G, %
масс.
26
25
24
23
22
21
20
19
18
17
ТТРув при
НТС, °С
Р, МПа
Рисунок 11 – Зависимость
температур точек росы газа от
давления входной сепарации
Из приведенных графиков видно, что при снижении давления входной
сепарации происходит некоторое увеличение выхода газа (F) и уменьшение
выхода конденсата (G, рисунок 10). В то же время повышаются температуры
15
точки росы (рисунок 11) и снижаются степени извлечения (W) углеводородов
С3+ и С5+ (рисунок 12). Эта динамика объясняется перераспределением
термобарических условий в системе. Так, снижение давления входной
сепарации приводит к повышению температуры в низкотемпературном
сепараторе за счет снижения перепада давления, так как давление в
низкотемпературном сепараторе принято неизменным и равным 2,0 МПа
(среднее давление на входе дожимной компрессорной станции).
92
63
P, МПа
Рекуперируе
мый холод
при НТС,
МДж
2
1
WC3+ при
НТС, %
масс.
Рисунок 12 – Зависимость степени
извлечения (W) углеводородов от
давления входной сепарации
Р, МПа
4,25
68
3
WC3+ при
НТСД, %
масс.
4,50
94
4,75
73
4
5
5,00
78
96
WC5+ при
НТС, %
масс.
Рекуперируе
мый холод
при НТСД,
МДж
5,25
83
98
6
5,50
100
Q, МДж
WC5+ при
НТСД, %
масс.
5,75
WC3+, %
масс.
6,00
WС5+, %
масс.
Рисунок 13 – Зависимость количества
рекуперируемого холода в системе от
давления входной сепарации
Представленные зависимости наглядно демонстрируют высокую
эффективность первичной переработки газа по технологии НТСД по сравнению
с традиционной НТС. Так, благодаря применению дефлегмации обеспечивается
более четкое разделение углеводородной смеси и повышается качество газа:
ТТРв в предложенном варианте в среднем ниже на 29 °С, ТТРув – на 22 °С,
степень извлечения углеводородов С3+ больше на 13,5 % масс, углеводородов
С5+ – на 4,5 % масс. При этом выход товарного газа в среднем уменьшается на
2 % об, а выход конденсата, который является более дорогостоящим
продуктом, увеличивается на 16 % масс. Особенно следует отметить, что
применение дефлегмации позволяет обеспечивать нормативное качество газа во
всем рассмотренном интервале входных давлений вплоть до 3,5 МПа. При этом
технология НТСД более энергоэффективна, так как позволяет рекуперировать
на 2,5 МВт холода больше по сравнению с НТС (рисунок 13).
При снижении давления газа на стадиях рекуперативного теплообмена
или дефлегмации наблюдаются аналогичные эффекты. Объясняются они тем,
что несмотря на повышение четкости разделения углеводородной смеси при
дефлегмации происходит снижение перепада давления и, соответственно,
значительное (на 19 °С) повышение температуры в низкотемпературном
16
сепараторе. Ухудшается эффективность не только последней стадии, но и всего
процесса в целом.
Таким образом, в рассмотренном интервале значений снижение давления
на стадии рекуперативного теплообмена или дефлегмации не рекомендуется,
так как в целом приводит к снижению степени извлечения углеводородов С3+ и
С5+, а также уменьшению выхода конденсата.
Однако, данное технологическое решение может быть использовано в
случае необходимости увеличения выхода товарного газа, для снижения
металлоемкости оборудования при новом строительстве или для повышения
коэффициентов теплопередачи существующего оборудования за счет
увеличения объемных скоростей потоков при реконструкции установки
первичной переработки газа.
Снижение перепада давления на стадии низкотемпературной сепарации
приводит к уменьшению выхода (G) нестабильного конденсата (рисунок 14) и
увеличению выхода (F) товарного газа при некотором снижении его качества (рисунки 15 и
16). Причиной такой динамики
является существенное повышение температуры (на 24 °С) в
низкотемпературном сепаратоРисунок 14 – Зависимость выхода целевых ре вследствие уменьшения
продуктов от перепада давления на стадии
рекуперации потенциального
низкотемпературной сепарацией
холода.
ТТР, °С.
-25
-30
-35
-40
-45
-50
-55
4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5
ΔР, МПа
ТТРв,
°С
ТТРув,
°С
WС5+, %
масс.
100,0
WС3+, %
масс.
86
84
99,5
82
80
99,0
78
76
98,5
74
72
98,0
70
4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5
ΔР, МПа
Рисунок 15 – Зависимость ТТР газа
от перепада давления на стадии
низкотемпературной сепарацией
WC3+,
% масс.
WC5+,
% масс.
Рисунок 16 – Зависимость степени
извлечения (W) углеводородов от
перепада давления на стадии
низкотемпературной сепарацией
17
Таким образом, было установлено значительное влияние распределения
перепадов давления на различных стадиях процесса первичной переработки
природного газа по технологии НТСД на температурный режим процесса и
основные показатели его эффективности. При этом оптимальные
технологические параметры для каждой установки определяются в зависимости
от конъюнктурных требований, складывающихся на рынке углеводородов,
когда в одном случае предприятию при первичной переработке газа выгодно
увеличение выхода товарного газа или конденсата, в другом – получение
ассортимента продуктов заданного качества.
Повышение
эффективности
процесса
стабилизации
газового
конденсата.
В настоящем разделе рассмотрена эффективность различных схем
стабилизации газового конденсата для технологий НТС и НТСД.
Наиболее простой схемой стабилизации является двухступенчатая
дегазация (схема 1), осуществляемая при ступенчатом понижении давления.
Другие известные варианты схем стабилизации – трехступенчатая дегазация
(схема 2) и стабилизация при постоянном давлении с применением процесса
ректификации (схема 3). Кроме известных предложена схема стабилизация конденсата с использованием колонного оборудования с укрепляющей тепломассообменной секцией (схема 4, рисунок 17).
Ступенчатая дегазация проста, но имеет такие недостатки, как потеря
легких компонентов газового конденсата, невозможность производства
сжиженных углеводородных газов, значительные затраты на сбор и
утилизацию газов стабилизации. Колонная же стабилизация осуществляется
при более высоком давлении, характеризуется высокой четкостью разделения
углеводородной смеси и позволяет решить указанные проблемы: облегчает
утилизацию газов стабилизации, позволяет без использования внешних
источников холода получать товарные
сжиженные газы и стабильный конденсат
с низким давлением насыщенных паров.
Результаты моделирования рассмотренных схем стабилизации в составе
традиционной технологии НТС и предложенной НТСД приведены в таблице 2.
Как видно из таблицы 2, увеличение
Рисунок 17 – Схема 4 стабилизации количества ступеней разделения приводит
к повышению выхода стабильного конгазового конденсата
18
денсата и снижению выхода газов стабилизации, в связи с чем наилучший
результат наблюдается в случае колонной стабилизации конденсата. Кроме
того, происходит значительное снижение энергетических затрат на нагрев
конденсата, а применение технологии НТСД за счет предварительного нагрева
смеси нестабильных конденсатов на стадии рекуперативного теплообмена
позволяет дополнительно снизить энергетические затраты на стабилизацию.
Повышенный выход газов стабилизации по технологии НТСД объясняется тем,
что нестабильный конденсат, выделяемый из природного газа, содержит
больше метана и этана, так как предложенная технология обеспечивает более
низкую температуру процесса.
Таблица 2 – Сравнение схем стабилизации газового конденсата
Технология НТС для схем Технология НТС для схем
Параметр сравнения
1
2
3
4
1
2
3
4
Выход стабильного
конденсата в расчете на 12,6 13,1 15,7 15,3 12,5 14,5 15,4 15,5
сырье, % масс.
Выход газов
стабилизации в расчете 2,8
2,7
2,0
2,1
3,7
3,2
2,9
2,9
на сырье, % об.
Энергозатраты, кДж/т
73
60
38
42
75
40
29
33
Высокая эффективность стабилизации с применением колонного
оборудования обуславливает ее экономическую привлекательность, однако
монтаж и эксплуатация колонн в промысловых условиях сопровождается
определенными сложностями, и потому зачастую более предпочтительно
применение ступенчатой дегазации. Усовершенствование традиционной
конструкции колонн стабилизации путем изменения схемы охлаждения верха
аппарата и снижения числа теоретических тарелок позволит избежать
вышеперечисленных
проблем
за счет
снижения
массогабаритных
характеристик.
Таким образом, наиболее эффективной является стабилизация газового
конденсата с применением колонного оборудования, которая обеспечивает
более четкое разделение углеводородной смеси, позволяет при необходимости
расширить номенклатуру получаемой продукции, а также снизить
энергетические затраты процесса первичной переработки природного газа.
В главе 4 представлены результаты оценки экономического эффекта от
применения
технологии
НТСД,
приведен
комплекс
мероприятий,
разработанный для реконструкции действующей установки комплексной
19
подготовки газа Западно-Ярояхинского лицензионного участка ВосточноУренгойского
газоконденсатного
месторождения
с
использованием
предложенной технологии, а также представлена сравнительная оценка
экономической эффективности двух вариантов поддержания проектного
режима процесса при снижении входного давления на установку,
происходящему по мере эксплуатации месторождения.
Материальные балансы установок первичной переработки природного
газа в сопоставимых условиях по технологиям НТС и НТСД без учета воды и
метанола, приведенные к производительности 1,5 млрд нм3/год по
углеводородному сырью, представлены в таблицах 5 и 6.
Таблица 5 – Материальный баланс технологии НТС
Количество
Доля в
Наименование
общем
кг/час
тыс. т/год
3
объеме, %
(нм /ч)
(млрд нм3/год)
ПРИХОД
Природный газ
168254
1401
100,0
(180115)
(1,500)
ИТОГО
100,0
168254
1401
РАСХОД
Газ горючий природный
132115
1100
78,5
(171854)
(1,431)
Конденсат газовый стабильный
12,6
21138
176
Газы стабилизации
8,9
15001
125
ИТОГО
100,0
168254
1401
Таблица 6 – Материальный баланс технологии НТСД
Количество
Доля в
Наименование
общем
кг/час
тыс. т/год
3
объеме, %
(нм /ч)
(млрд нм3/год)
ПРИХОД
Природный газ
168254
1401
100,0
(180115)
(1,500)
ИТОГО
100,0
168254
1401
РАСХОД
Газ горючий природный
130216
1084
77,4
(172169)
(1,434)
Конденсат газовый стабильный
15,4
25995
216
Газы стабилизации
7,2
12043
100
ИТОГО
100,0
168254
1401
20
Технико-экономические показатели технологии НТСД в сравнении с
технологией НТС представлены в таблице 7.
Таблица 7 – Технико-экономические показатели НТСД
Показатель
Капитальные затраты на строительство установки, млн руб.
Производство газа горючего природного, млн нм3/год
Производство стабильного газового конденсата, тыс.т/год
Цена газа горючего природного, руб/нм3
Цена стабильного газового конденсата, тыс.руб/т
Эксплуатационные затраты, млн руб
Годовой доход, млн руб
Экономический эффект, млн руб
Чистая прибыль, млн руб
Срок окупаемости, мес.
Значение
+ 172,8
+ 2,6
+ 40
2,3
13,7
+ 286,0
+ 274,2
+ 263,8
+ 215,5
- 9,6
Таким образом, несмотря на более высокие капитальные и
эксплуатационные затраты на первичную переработку природного газа
технология НТСД обеспечивает дополнительный прирост чистой прибыли
0,22 млрд руб. в год за счет увеличения выхода более дорогостоящего продукта
(стабильного газового конденсата) на 40 тыс.т/год, а также снижение срока
окупаемости на 9,6 месяцев. Ожидаемый экономический эффект от реализации
технологии НТСД по сравнению с технологией НТС при этом составил
0,26 млрд руб.
Высокая экономическая эффективность технологии НТСД проявляется не
только при новом строительстве установки первичной переработки природного
газа, но и при модернизации действующего производства.
В связи с невозможностью обеспечения нормативного качества товарной
продукции по базовой схеме в условиях падения входного давления ниже
5,5 МПа предложен ряд технологических мероприятий по реконструкции
действующего предприятия:
1. Снижение давления входной сепарации до давления депрессивных
скважин.
2. Изменение схемы рекуперации холода на установке.
3. Установка дефлегматора на стадии промежуточной сепарации.
4. Использование колонной стабилизации.
Кроме того, с целью повышения эффективности производства было
предложено (не является предметом настоящего исследования):
5. Организация рецикла газов выветривания.
21
6. Снижение расхода ингибитора гидратообразования (метанола).
7. Снижение гидравлического сопротивления основных технологических
трубопроводов.
При сравнительной оценке экономической эффективности реконструкции
в качестве варианта, альтернативного предложенному (вариант 1), рассмотрено
компримирование газа после входной сепарации (вариант 2).
Показано, что вариант 1 реконструкции является экономически более
привлекательным для инвестиций. А снижение расхода метанола, отсутствие
дополнительного
динамического
оборудования
и
дополнительного
обслуживающего персонала не только сокращают эксплуатационные затраты,
но и повышают общую надежность производства.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
1. В программном комплексе Aspen HYSYS разработана расчетная
модель процесса первичной переработки газа по технологии НТС на примере
установки комплексной подготовки газа Западно-Ярояхинского лицензионного
участка
Восточно-Уренгойского
газоконденсатного
месторождения.
Соответствие расчетных данных режимным листам и материальным балансам
действующей установки указывает на адекватность разработанной модели.
2. Установлено существенное влияние схемы рекуперации холода
технологических потоков на эффективность традиционной технологии НТС.
Так, в рамках рассмотренной установки температура основных
технологических потоков может быть снижена на 5-10 °С.
3. Разработана технология НТСД обеспечивающая повышение глубины
извлечения углеводородов С3+ и С5+, снижение энергозатрат и требуемого
перепада давления на редуцирующем устройстве по сравнению с традиционной
технологией НТС.
4. Установлено, что применение дефлегмации и рациональное
использование холода технологических потоков в процессе первичной
переработки природного газа позволяет расширить область рабочих
параметров: минимальный требуемый перепад давлений снижается с 2,5 до
1,5 МПа, а расход сырьевого газа при существующей системе трубопроводов
может быть увеличен с 0,75 до 1,00 млрд нм3/год и выше.
5. Установлено, что распределение перепада давлений на установке
играет важную роль при оптимизации производства. Так, для рассмотренного
сырья на стадии входной сепарации снижение давления до 4,75-5,00 МПа
является благоприятным, т.к. это способствует максимальному извлечению
22
пропана; сохранение давления стадий рекуперативного теплообмена и
дефлегмации без изменения способствует увеличению выхода газового
конденсата; а для снижения количества газов стабилизации перепад давления
перед низкотемпературной сепарацией должен лежать в интервале 0,5-2,0 МПа.
6. Установлено, что для технологии НТСД наиболее эффективной
является колонная стабилизация газового конденсата по предложенной схеме,
которая обеспечивает несколько больший выход стабильного конденсата при
близких энергозатратах в сравнении с традиционной технологией колонной
стабилизации.
7. При оценке экономической эффективности показано, что применение
технологии НТСД по сравнению с НТС обеспечивает дополнительный прирост
чистой прибыли 0,22 млрд руб. и снижение срока окупаемости на 9,6 месяцев.
Ожидаемый экономический эффект при этом составил 0,26 млрд руб. Кроме
того, анализ экономической эффективности предложенного и традиционного
вариантов реконструкции установки первичной переработки природного газа
пониженного давления показал большую инвестиционную привлекательность
комплекса разработанных мероприятий, что выражается в двукратном
снижении срока окупаемости и увеличении ЧДД на 4 млн руб за расчетный
период. Технология НТСД рекомендована к внедрению при строительстве
новых объектов и реконструкции действующих предприятий.
Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:
Публикации в журналах перечня ВАК
1. Мухаметова, Н.Д. Применение элементов фракционирования в
процессе комплексной подготовки газа / Н.Д. Мухаметова, А.В. Колчин,
А.В. Курочкин, Ф.Р. Исмагилов // Технология нефти и газа. – 2018. – № 2. –
С. 3-7.
2. Мухаметова, Н.Д. Повышение эффективности рекуперативного
теплообмена в процессе комплексной подготовки газа / Н.Д. Мухаметова,
А.В. Колчин, А.В. Курочкин, Ф.Р. Исмагилов // Нефтепереработка и
нефтехимия. Научно-технические достижения и передовой опыт. – 2018. –
№2. – С. 27-32.
3. Мухаметова, Н.Д. Оптимизация термобарических условий подготовки
газа методом низкотемпературной сепарации / Н.Д. Мухаметова, А.В. Колчин,
А.В. Курочкин, Ф.Р. Исмагилов // Нефтегазовое дело. – 2018. – № 4. – С. 79-88.
4. Мухаметова, Н.Д. Стабилизация газового конденсата при подготовке
газа по технологии низкотемпературной сепарации с дефлегмацией /
23
Н.Д. Мухаметова, А.В. Колчин, А.В. Курочкин, Ф.Р. Исмагилов,
Д.М. Мухаметов // Газовая промышленность. – 2018. – № 11.
Материалы конференций
5. Mukhametova, N. Gas Condensate Field Reengineering on the Declining
Production Stage to Increase Profitability of Exploitation / N. Mukhametova,
A. Kolchin, N. Elizarieva, A. Akhtyamov, A. Ovechnikov, A. Kurochkin // Abu Dhabi
International Petroleum Exhibition & Conference. UAE, Abu Dhabi, 2016.
doi:10.2118/183262-MS
6. Мухаметова, Н.Д. Комплексная подготовка природного газа на этапе
падения входного давления / Н.Д. Мухаметова, А.В. Колчин, Н.Л. Елизарьева,
А.В. Курочкин // Инновации и наукоемкие технологии в образовании и
экономике: материалы VI Международной научно-практической конференции /
отв. редактор К.Ш. Ямалетдинова. – Уфа: РИЦ БашГУ, 2017. – С. 152-153.
7. Мухаметова, Н.Д. Оптимизация технологической схемы и параметров
процесса комплексной подготовки газа / Н.Д. Мухаметова, А.В. Колчин,
Н.Л. Елизарьева // Материалы Международной научно-практической
конференции «Нефтегазопереработка – 2017». – Уфа: Издательство ГУП ИНХП
РБ, 2017. – С.51-52.
8. Мухаметова, Н.Д. Использование элементов фракционирования в
процессе комплексной подготовки газа / Н.Д. Мухаметова, А.В. Колчин,
Н.Л. Елизарьева // Материалы Международной научно-практической
конференции «Нефтегазопереработка – 2017». – Уфа: Издательство ГУП ИНХП
РБ, 2017. – С.53-54.
9. Мухаметова, Н.Д. Эффективная технология подготовки газа на этапе
падающей добычи / Н.Д. Мухаметова, А.В. Колчин, А.В. Курочкин,
Ф.Р. Исмагилов, Э.М. Мухаметова // Материалы Международной научнопрактической конференции «Инновации в газовой промышленности». – Уфа,
2018.
10. Мухаметова, Н.Д. Технология эффективной подготовки природного
газа к транспорту / Н.Д. Мухаметова, А.В. Колчин, А.В. Курочкин, Ф.Р.
Исмагилов // Тезисы докладов XIII Международной учебно-научнопрактической конференции «Трубопроводный транспорт – 2018». – Уфа: Издво УГНТУ, 2018. – С.96-98.
Патенты
11. Пат. № 2637517 Российской Федерации Способ комплексной
подготовки газа / А.В. Курочкин, Н.Д. Мухаметова; заявитель и
патентообладатель АИТНГ «Интегрированные технологии». – №2017104620;
заявл.13.02.2017; опубл. 05.12.2017, 2017. Бюл. №34.
24
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
18
Размер файла
1 271 Кб
Теги
природного, низкотемпературной, сепарации, технология, переработки, дефлегмацией, первичной, газа
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа