книги / Переработка нефтяных и природных газов

ш

месторождении:

сепараторы; 3, 8, 10, 19, 2/ — теплообменники; 4 — дроссель-вентиль; 6 — блок осушки и 13 — конденсатор; 14 — насосы; 7$ — рибойлеры; /7 — адсорбер; 18 — АОК; 20— десорбер. метанола; /1/ — товарный газ; К — газы выветривания; VI —теплоноситель; V I I — стабнльсыщенный раствор амина; X I — газы дезтанизацин; X I I — широкая фракция углеводородов.

Опыт эксплуатации газоконденсатных месторождений пока­ зывает, что метод НТК вполне может обеспечить качественную подготовку газа к его транспортированию. Поэтому установка (узел) НТК с применением (в зависимости от давления газа) процессов детандирования (дросселирования) или внешнего холо­ дильного цикла является обязательной частью технологического комплекса по первичной переработке конденсатсодержащего газа

иконденсата. Дальнейшие технологические решения могут быть различными. Для более полного извлечения целевых компонентов

иполучения ШФУ и стабильного бензина возможно применение схем низкотемпературной абсорбции; может быть применена также схема деэтанизации (деметанизации) и дальнейшего фракциониро­ вания конденсата на сжиженный газ и стабильный бензин, или на этановую фракцию, сжиженный газ и стабильный бензин, или на индивидуальные углеводороды и стабильный бензин в ректи­ фикационных колоннах.

Сооружение установок стабилизации конденсата за пределами

установок НТК осложняет транспортирование конденсата: обра­ зование газовых пробок нарушает нормальный режим эксплуата­ ции конденсатопроводов. Дегазация конденсата в конденсатопроводе, особенно на конечных участках, приводит к резким колебаниям (иногда в 2 раза) давления и количества сырья, посту­ пающего на установку стабилизации конденсата, что ухудшает ее работу. Сооружение установок деэтанизации конденсата в еди­ ном комплексе с установками НТК позволило бы не только обес-

261

печить нормальную работу конденсатопроводов и качественную утилизацию газов деэтаиизации, но и лучшую рекуперацию тепла и холода технологических потоков.

Так же как при переработке нефтяного газа с целью уменьше­ ния капитальных вложений целесообразно перерабатывать кон­ денсатсодержащий газ непосредственно на месторождении с полу­ чением транспортабельного сухого газа и ШФУ. В этом случае ШФУ можно перерабатывать на газо- и нефтедобывающих заво­ дах, имеющих газофракционирующие и центральные газофрак­ ционирующие установки (ГФУ и ЦГФУ); конденсат можно не­ посредственно на промысле не стабилизировать.

Из изложенного следует, что существующее в отечественной практике некоторое деление между технологией переработки нефтяного газа и конденсатсодержащего газа в значительной мере условно. И для переработки нефтяного, и для переработки при­ родного газа следует применять рассмотренные выше процессы низкотемпературной конденсации и абсорбции. Вследствие срав­ нительной «бедности» природных газов низкотемпературную рек­ тификацию для их переработки применять не рекомендуется. И для нефтяных, и для природных газов, с точки зрения термо­ динамической и экономической целесообразности наиболее вы­ годна переработка по полной схеме, т. е. с получением индиви­ дуальных углеводородов и стабильного бензина (а в случае кон­ денсатсодержащего газа иногда и более тяжелых фракций). При этом обязательными для технологической схемы ГПЗ будут сле­ дующие узлы:

предварительная сепарация; компримирование (для природного газа на ранних стадиях

разработки месторождения отсутствует); осушка от влаги; регенеративный теплообмен;

холодильный цикл — для природного газа на ранних стадиях разработки месторождения он заменяется в схемах переработки узлом дросселирования или турбодетандерной установкой;

сепарация газоконденсатной смеси; деэтанизация (деметанизация) или абсорбция — АОК —

десорбция (деметанизатор устанавливается в схемах с получением этановой фракции);

пропановая (этановая) колонна (этановая колонна устанавли­ вается в схемах с получением этановой фракции);

бутановая колонна; изобутановая колонна (в случае получения изобутана).

Если требуется получать пентановую фракцию, устанавливают пентановую колонну — депентанизатор и, как правило, изопен­ тановую колонну для получения изопентана.

При переработке природного газа в качестве абсорбента часто

262

узел десорбции, как правило, отсутствует. Вместо АОК в таких схемах обычно применяют деэтанизатор.

Используя опыт отечественного и зарубежного обустройства газоконденсатных месторождений, ВНИИгаз совместно с ЦКБН и проектными институтами разработал типовые схемы переработки конденсатсодержащего газа на промыслах по низкотемпературной конденсации и низкотемпературной абсорбции [116].

Низкотемпературную конденсацию (сепарацию) конденсатсо­ держащего газа с впрыском 70—85%-ного гликоля для осушки и стабилизацию конденсата в ректификационной колонне рекомен­ дуется применять на газоконденсатных месторождениях любой климатической зоны с содержанием конденсата в газе до 100 г/м3.

По схеме, изображенной на рис. II 1.90, охлажденный конден­ сат, выделенный в сепараторе 1, вводят через емкость 7 в поток газа перед низкотемпературным сепаратором 5. Схема исключает технологические потери конденсата, обеспечивает глубокую ре­ куперацию холода и тепла технологических потоков и возврат газов выветривания и стабилизации конденсата в основной поток обрабатываемого газа. Когда избыточная энергия пласта исчер-

Рис. I I I .90.

тельное устройство; 5 — низкотемпературный сепаратор; 7, 8 — емкости; 9 — колонна; 10 — печь.

1 — газ из скважин; I I —• газ отсепаркрованный; I I I — ингибитор гидратообразования; I V — насыщенный раствор ингибитора гидратообразования; V — стабилизированный

конденсат.

Рис. I I I .91.

Принципиальная схема низкотемпературной абсорбции природного газа:

1 — сепаратор; 2, 6, 12 — теплообменники; 3 — испаритель; 4 — расширительное устрой­

263

пывается, для получения низких температур газа применяют1 искусственный холод, а для возврата отсепарированного газа стабилизации устанавливают компрессор (на рисунке не по­ казан).

Стабилизационная колонна 9 в зависимости от требуемой степени стабилизации конденсата может работать в режиме деэтанизации или дебутанизации.

Для переработки газа при содержании в нем конденсата от 100 до 500 г/м3 можно использовать схему низкотемпературной аб­ сорбции с конденсатом в качестве абсорбента. Она обеспечивает точку росы газа по воде —25 °С и извлечение до 80% пропана от

навливается абсорбер. Кроме того, часть стабилизированного конденсата после колонны 9 подается в поток сырого газа перед сепаратором 1. Для схемы (см. рис. III.91) характерно отсутствие сепаратора перед абсорбером и специальной системы десорбции газа. Сепаратором служит как бы сам абсорбер. В качестве тощего абсорбента применяют нестабильный конденсат из емкости 7, охлаждаемый в теплообменнике 6\ возможно применение стаби­ лизированного конденсата, получаемого в колонне 9. Так же как

всхеме НТС, необходимый для процесса НТА холод производится

вначальный период за счет дроссель-эффекта, а затем по мере падения давления в схему включается внешний холодильный цикл.

Газовые конденсаты являются ценнейшим сырьем для нефте­ химической промышленности. Поэтому на основе газоперераба­ тывающих заводов, особенно крупных, целесообразно создавать газохимические комплексы. При разработке предложений по использованию газовых конденсатов необходимо учитывать их углеводородный, фракционный и химический состав, особенности размещения районов добычи газовых конденсатов, потребления продуктов их химической переработки, а также специфику и пер­ спективы развития соответствующих' смежных отраслей про­ мышленности.

ЛИ ТЕРАТУРА

1. Михайлов Я. Я. — Газ. дело, 1962, № 7, с. 29—32.

2.Кемпбел Д. М. Очистка и переработка природных газов. М., Недра. 1977. 349 с

р.590—591.

5.Катц Д. Л. и др. Руководство по добыче, транспорту и переработке при­ родного газа. М., Недра, 1965. 676 с.

9. Лакеев В. Я. — В кн.: Адсорбенты, их получение, свойства и применение.

264

Труды IV Всесоюзного совещания по адсорбентам. Л., Наука, 1978, с. 197—

201.

10.Гликоли и опыт их применения в нефтяной и газовой промышленности. Обзор. М., ВНИИОЭНГ, 1970. 150 с.

14.Worley M. S. — Canad. Petrol., 1967, vol. 8, p. 34—38.

15.Hydrocarb. Proc., 1972, vol. 51, № 12, p. 79—81.

16.Кельцев H. В. Основы адсорбционной техники. M., Химия, 1976. 511 с.

17.Гвоздев Б. П. Осушка природного газа твердыми сорбентами. М., ВНИИЭ* Газпром, 1975. 52 с.

18.Коуль А. Д., Ризенфельд Ф. С. Очистка газа. М., Недра, 1967. 392 с.

19.Лакеев В. П. — В ки.: Опыт проектирования и эксплуатации адсорбцион­ ных установок. Научный совет по адсорбентам АН СССР, Научный совет

по теоретическим основам химической технологии АН СССР, Труды Дзер­ жинской сессии. М., ВИНИТИ, 1971, с. 148—159.

20. Mittelstrass М. е. а. — Chemische Technik, 1969, Bd. 21, № 2, S. 90—96. 21. Гудков С. Ф., Бекиров Т. М. Усовершенствование установок осушки и

очистки нефтяного газа. М., ВНИИЭгазпром, 1976. 56 с.

22.Ильина Е. Н. Извлечение сероводорода и углекислоты из природного газа

ипроизводство элементарной серы. Обзор. М., ВНИИЭгазпром, 1969. 86 с.

23.Малысов И. А. — Газ. пром., 1979, № 5, с. 39—41.

24.Оруджев С. А. — Газ. пром., 1977, № 11, с. 4—14.

25.Жабрее И. П. и др. Месторождения сероводородсодержащих газов СССР.

Науч.-темат. обзор. Сер.: Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. М., ВНИИЭгазпром, 1977. 64 с.

26.TennysonR. N., Schaaf R. Р. — Oil a. GasJ., 1977, vol. 75, № 2, p. 78—80, 85—86.

27. Лейбуш А. Г., Шорина E. Д. — ЖПХ, 1947, т. 20, № 1—2, с. 73—77.

28.Очистка технологических газов/Семенова Т. А., Лейтес И. А., Аксель­ род Ю. В. и др. М., Химия, 1977. 489 с.

29.Гриценко А. И. и др. Опыт эксплуатации установок очистки газа от кислых компонентов на Оренбургском и Мубарекском ГПЗ. М., НТО ВНИИЭгаз­ пром, 1979. 59 с.

30.Стрючков В. М., Анисонян А. А., БашхиянД. Ц. и др. — В кн.: Перера­ ботка газа и газового конденсата. М., ВНИИЭгазпром, 1977, № 8, с. 16—20.

31.Стрючков В. М. и др. — В ки.: Переработка газа и газового конденсата. М., ВНИИЭгазпром, 1977, № 1, с. 8—13.

32.Способы очистки высокосернистого природного газа. Зарубежн. техн.-экон. информ. по газ. пром. М., ВНИИЭгазпром, 1977, с. 13—18.

33.Oil a. Gas J., 1966, vol. 64, № 8, р. 83—86.

34.Hydrocarb. Proc., 1968, vol. 47, № 7, p. 138—140.

35.Chem. Week, 1968, vol. 103, № 11, p. 63.

36. Mason J. R., Griffith T. E. — Oil a. Gas J., 1969, vol. 67, № 23, p. 67—71.

37.Gas, 1969, vol. 45, № 6, p. 52—58.

38.Hydrocarb. Proc., 1970, vol. 49, № 3, p. 137.

39.Hydrocarb. Proc., 1971, vol. 50, № 4, p. 94, 96, 101.

40.Oil a. Gas J., 1971, vol. 69, № 28, p. 75.

41.Пехота Ф. H. и др. Направления интенсификации процессов подготовки нефтяного и природного газов к переработке. М., НТО ВНИИЭгазпром, 1971. 48 с.

42.Инженер-нефтяник, 1973, № 4, с. 87—132.

43.Oihveek, 1974, vol. 24, № 46—47, р. 24.

44.Пат. 1201942, 1959 г. (ФРГ); пат. 2926751, 1958 г.; 3252269, 1962 г. (США); пат. 891551, 1959 г. (Англия).

45.Petrol. Refiner, 1960, vol. 39, № 5, р. 193—197.

46.Buckingham Р. А. — Hydrocarb. Proc., 1964, vol. 43, № 4, p. 113—116.

47.Lewis J. L. e. a. — Oil a. Gas J., 1974, vol. 72, № 24, p. 120—122.

265

48.Пехота Ф. Н. и др. — В кн.: Переработка газа и газового конденсата. М.. ВНИИЭгазпром. 1971. 48 с.

49.Пат. 1204559, 1966 г. (ФРГ).

50.Пат. 32148^2, 1965 г.; 3266219, 1966 г.; 3594985, 1971 г. (США).

51. KutscherG. е. a. — Oil a. Gas J., 1967, vol. 65, № 12, р. 116—118.

52.Hegwer А. М., Harris R. А. — Hydrocarb. Ргос., 1970, vol. 49, № 4, р. Ю З- 104.

p. 138-140.

62.Рябова T. С., Чомадуров П. A. — В кн.: Переработка газа и газового кон­ денсата. М., ВНИИЭгазпоом, 1975, 38 с.

63.Пат. 316146, 1964 г. (США).

70.Переработка газа за рубежом. Сер.: Газовое дело. М., ВНИИЭгазпром, 1972, с. 79.

71.Селицкий А. П. и др. — В кн.: Отраслевое совещание по проблеме «Абсорб­

ция газов», Тезисы докл., Ташкент, 1979, с. 31.

72.Саркисьянц Г. А. и др. — В кн.: Переработка и использование газа. М., Гостоптехиздат, 1962. с. 20—21.

73.Берлин М. А., Константинов Е. Я., Алатырев Л. Е. и др. — Нефтепромысл. дело, 1978, № 5, с. 17—20.

74.Берлин М. А., Касапов Н. К., Константинов Е. Я. — Труды ВНИПИгазпереработки, 1977, вып. 2, с. 111—115.

75.Клименко А. П. Разделение природных углеводородных газов. Киев, Тех­ ника, 1964, 379 с.

76.Берго Б. Г., Хованская В. В., Гадоюиев Я. Г. Б. — Труды ВНИИгаз, 1974, вып. 2, с. 217—226.

77.Oil a. Gas J., 1969, vol. 67, № 47, р. 81.

78.Herrin J. Р. — Hydrocarb. Ргос., 1966, vol. 45, № 6, р. 144—148.

79. Дзик А. В. — Экон. газ. пром., 1976, № 5, с. 7—14.

80.А. с. 472968, 1975 г. (СССР).

81.Gas Warme Intern., 1973, Bd 22, № 6, S. 205—208.

84.Morgan P. I. A. — Energy Processing Canada, 1976, vol. 68, № 5, p. 32—40.

85.WulfH. W. L. — In: 4th Intern. Cripg. Eng. Conf. Findhoven, 1972, p. 70—77.

86.Берлин M. А., Панасян Г. А., Кудинова О. M. — В кн.: Подготовка и пе­

реработка газа и газового конденсата, 1978, № 10, с. 28—34.

87. Берлин М. А., Панасян Г. А., Новик Т. И. и др. — Нефтепромысл. дело, 1978, № 7, с. 38-40.

88. Эмирджанов Р. Т. Основы расчета нефтезаводских процессов и аппаратов. Баку, Азнефтеиздат, 1956. 423 с.

89.Horton G., Franklin W. В. — Industг. Eng. Chem., 1940, vol. 32, p. 1384.

90.Kremser A. — Natl. Petrol. News, 1930, May 21, p. 43.

266

Раздел IV

Расчет основных процессов а технологических схем переработки газа

Ус л о в н ы е о б о з н а ч е н и я

А— фактор абсорбции

L — количество абсорбента Ф— коэффициент извлечения К — константа равновесия

V — количество газа

w — влагосодержание газа М — молекулярная масса Q — количество тепла

Т — температура Р — общее давление

г — коэффициент сжимаемости с — состав смеси

I — энтальпия

у' — мольная доля компонента в паровой фазе х' — мольная доля компонента в жидкой фазе

5— энтропия

р— плотность

Вразделе III были рассмотрены все основные способы и про­ цессы переработки газа, различные варианты технологического оформления этих способов (т. е. различные технологические

схемы). Однако, несмотря на их различие, большинство узлов и простых процессов являются общими для всех схем и способов переработки газа. Так, общими являются процессы очистки от

компримирования; нагнетания жидкости; теплообмена; холодиль­ ные циклы; низкотемпературная конденсация и сепарация двух­ фазных потоков; смешение и разделение потоков. Дополнитель­ ными узлами в схемах НТК являются деэтанизация ШФУ, деметанизация и в самых современных схемах дросселирование жидких потоков и детандирование. Для схем НТА такими допол­

любую современную схему переработки газа, необходимо уметь рассчитывать следующие процессы:

сепарацию газового потока от механических примесей и ка­ пельной жидкости;

осушку газа от воды;

268

очистку газов от С02 и H2S; компримирование газа; разделение потоков; смешение потоков;

однократную равновесную конденсацию (испарение); дросселирование жидких потоков; детандироваиие газа; нагнетание жидкости; абсорбцию; ректификацию; теплообмен.

В настоящем разделе описаны в доступной форме алгоритмы расчета всех основных узлов и процессов, из которых склады­ ваются технологические схемы переработки газа. Указанными алгоритмами можно пользоваться и при ручных, и при машинных расчетах. По некоторым процессам приведены алгоритмы упро­ щенных, приближенных расчетов, а также алгоритмы точных расчетов, которые могут быть осуществлены только на ЭВМ. Более простые методы расчетов используют обычно для предвари­ тельной оценки процесса.

Изложенные ниже методы расчетов могут использоваться и проектировщиками при проектных расчетах и эксплуатацион­ никами при поверочных расчетах.

После рассмотрения алгоритмов расчета процессов газопере­ рабатывающих схем в разделе в качестве примера приведены алгоритмы расчета технологических схем всех основных способов переработки газа: НТК, НТА и НТР.

Глава 1

РАСЧЕТЫ ОСНОВНЫХ ПРОЦЕССОВ ПЕРЕРАБОТКИ ГАЗА

ОСУШКА

Абсорбционный метод осушки

Процесс осушки газа абсорбционным способом рассчитывают на основе уравнения Кремсера [1 ] для расчета коэффициента извле­ чения воды

где Уп+У\> У$ — соответственно (в моль/моль): содержание воды в осушаемом

газе; в осушенном газе; в газе, равновесном с регенерированным абсорбентом;

269

п — число теоретических тарелок в абсорбере; <pr — коэффициент извлечения влаги при температуре Т; А — фактор абсорбции, равный

осушаемого газа, кмоль/ч; К — константа равновесия для воды в системе «при­

родный газ—осушитель», определяемая из уравнения [1]

ш2[(1 — сс)М0 -\- 18а]

(IV.3)

А 748,4Ш0(1 — а)

где а — массовая доля чистого осушителя в его регенерированном растворе; w2— влагосодержагше осушенного газа, г/м3; М0 — молекулярная масса чистого

осушителя.

Второй член правой части уравнения (IV. 1) учитывает влияние остаточной воды в регенерируемом абсорбенте.

В результате расчета определяется: необходимое количество регенерированного абсорбента и число теоретических тарелок.

спечивающую получение задан­ ной точки росы газа. Поскольку эти графики отражают равно­ весные значения, которые в пра­ ктических условиях не дости­ гаются, для определения концен­ трации гликоля по указанному графику точка росы осушенного газа принимается на 5—11 °С ниже заданной.

Рис. IV .1.

Блок-схема расчета процесса абсорбцнон ной осушки.

270