CC BY
299
Современные технологии переработки и использования газа
45
УДК 661.91
Д.П. Копша, А.В. Оскирко
Исследования технологического процесса получения фракции С2+ с целью повышения степени извлечения этана
Этановая фракция служит сырьем для производства полимерных химических продуктов. Одним из крупных источников этана являются природные сернистые газы Оренбургского, Астраханского и других месторождений Прикаспийской впадины.
Существующая и перспективная сырьевые базы для развития действующих и создания новых газоперерабатывающих и газохимических производств определяются объемами добычи и составами углеводородного сырья газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений.
Газ большинства новых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, а также Надым-Пур-Тазовского региона характеризуется высоким содержанием этана, который является ценным сырьем для газохимических производств, ориентированных на получение продуктов глубокой переработки с высокой добавленной стоимостью, что обусловливает необходимость развития и внедрения нового технологического процесса глубокого извлечения фракции С2+.
Развитие газоперерабатывающих предприятий является важным фактором и шагом к выходу на нетипичные для Российской Федерации рынки Северо-Восточной Азии, что в свою очередь требует максимальной оперативности в принятии решений (включая и технологические) по развитию данной подотрасли.
Схемы технологических установок разделения углеводородных газов и газоперерабатывающих заводов в целом заметно различаются, хотя используют одни и те же физические процессы абсорбции, ректификации, конденсации и теплообмена.
В настоящее время при извлечении этана предпочтение отдается технологическим схемам с детандерным холодильным циклом [1]. Считается, что детандеры выгодно использовать, когда сырьевой газ имеет высокое давление. Однако дальнейшее совершенствование детандеров и технологических схем показало эффективность их применения и при низком давлении сырьевого газа. В этом случае сырьевой газ дожимается до 4-7 МПа. Часто технологические схемы с детандером для предварительно -го охлаждения газа включают пропановые холодильные циклы, а иногда и циклы на смеси углеводородов. Примером (базовым вариантом) является технологическая схема, предназначенная для извлечения фракции С2+ и высших углеводородов из природного газа (рис. 1) [1].
Максимального извлечения этана можно достичь в колонне с дефлегматором. От способа охлаждения газа в дефлегматоре значительно зависят затраты энергии.
В патенте США [2] приведены варианты схемы орошения деметанизатора:
1) с применением рецикла на «холодном» газе (рис. 2);
2) применением рецикла на «теплом» газе (рис. 3);
3) двумя турбодетандерными агрегатами (рис. 4).
Проведем сравнение этих схем с базовым вариантом схемы (см. рис. 1*).
Ключевые слова:
этан,
этановая фракция, извлечение этана, технологический процесс.
Keywords:
ethane,
ethane fraction, ethane extraction, technological process.
В рис. 1-4 использованы одинаковые условные обозначения, см. экспликацию к рис. 1.
№ 1 (21) / 2015
46
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Рис. 1. Базовая технологическая схема установки газоразделения с выделением С2+: Т1-Т5 - теплообменники; С - сепаратор; ТДА - турбодетандерный агрегат; К1 - компрессор; К - колонна разделения [1]
Вариант 1. Схема газоразделения с применением рецикла на «холодном» компрессоре
Эффективный вариант схемы с холодным компрессором приведен на рис. 2. Здесь часть выходящего из деметанизатора газа подается в компрессор К2, охлаждается в теплообменнике Т6, дросселируется и подается на верхнюю тарелку деметанизато-
Рис. 2. Технологическая схема установки газоразделения с выделением С2+ с рециклом на «холодном» компрессоре [2]
№ 1 (21) / 2015
Современные технологии переработки и использования газа
47
ра. Добавка этого рецикла с холодным компрессором, как отмечают авторы патента [2], позволила повысить коэффициент извлечения этана с 90 до 99,3 % при увеличении затрат энергии всего на 1 %.
Вариант 2. Схема газоразделения с использованием компрессора на «теплом» газе
Орошение осуществляется с таким же рециклом, но с использованием компрессора на теплом газе (рис. 3). В рецикл добавлены рекуперативный теплообменник Т7 и аппарат воздушного охлаждения (АВО). При аналогичном варианту 1 извлечении этана затраты энергии на 4 % выше, чем в базовом (см. рис. 1).
Рис. 3. Технологическая схема установки газоразделения с выделением С2+ с рециклом на «теплом» компрессоре [2]
Вариант 3. Схема газоразделения с двумя турбодетандерными агрегатами
На рис. 4 приведена технологическая схема, в которой отсутствует дополнительный компрессор, но добавлен еще один ТДА. Часть товарного газа охлаждается в рекуперативном теплообменнике Т5, расширяется в дополнительном турбодетандере и подается в качестве верхнего орошения. Затраты энергии в варианте 3 (при коэффициенте извлечения этана 99 %) на 33 % выше, чем в базовом. Следовательно, внесенные в схему изменения экономически не оправданы.
В табл. 1 приведены результаты выполненных в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» расчетов технологических схем, представленных на рис. 1 и 2 (варианты базовый и 1).
При расчете использованы состав и параметры сырьевого газа, аналогичные исходным данным в [2]. Состав газа (% мольн.): метан - 93,24; этан - 4,23; пропан -1,32; С4+ - 1,21. Давление сырьевого газа - 7,2 МПа, температура - 49 °С. Товарный газ дожимается до 7,2 МПа.
№ 1 (21) / 2015
48
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Таблица 1
Результаты расчета технологических схем, представленных на рис. 1 и 2
Показатель Вариант
базовый 1
Количество перерабатываемого газа, кмоль/ч 12450 12450
Коэффициент извлечения этана, % 90,2 96,8
Количество фракции С2+, т/ч/тыс. т/год 30,4/243,4 32,1/256,8
Расход электроэнергии, кВт, в том числе: 10788,4 10982,8
• дожатие товарного газа до 7,2 МПа, кВт 10788,4 10788,4
• на компрессор рецикла, кВт - 194,4
Удельный расход электроэнергии (на 1 т фракции С2+) 0,044 0,043
Как следует из табл. 1, коэффициент извлечения этана по схеме с холодным компрессором рецикла достиг ~ 97 % (ниже, чем в патенте [2]). Затраты энергии на единицу продукции (С2+) чуть меньше, чем по базовой схеме.
Приведенные схемы (см. рис. 2-4) были разработаны с применением моделирующих пакетов прикладных программ Aspen Hysys, GIBBS. Расчет выполнялся на состав газа (% мольн.): метан - 92,71; этан - 4,05; пропан -0,82; С4+ - 0,43. Давление сырьевого газа -6 МПа, температура - 30 °С. Товарный газ дожимается до 6 МПа.
В табл. 2 отражены общие энергетические характеристики рассмотренных установок извлечения фракции С2+
На рис. 5 приведены результаты исследования влияния давления сырьевого газа на входе в установку извлечения этановой фракции на степень извлечения этана и удельные энергетические показатели (расчеты выполнены для базового варианта, см. рис. 1).
Данные рис. 5 показывают, что повышение давления на входе в установку извлечения фракции С2+ благоприятно влияет на энергетические показатели и степень извлечения этана. Данный факт свидетельствует о том, что рекомендуемым давлением на входе в установку является диапазон давлений, превышающий 6 МПа.
На рис. 6 приведены результаты исследования влияния давления в колонне выделения фракции С2+ (деметанизации) на энергетиче-
№ 1 (21) / 2015
Современные технологии переработки и использования газа
49
Таблица 2
Энергетические характеристики рассмотренных установок извлечения фракции С2+
Показатель Вариант технологического оформления процесса глубокого извлечения фракции С2+
базовый 1 2 3
Энергетические затраты, МВт, 59,3 40,8 44,3 25,9
в том числе:
• компрессоры дожатия товарного газа 42,7 21,5 21,3 19,8
• АВО дожатия товарного газа 3,2 1,3 1,2 2,2
• компрессор с пропановым холодильным 10,2 10,2 10,2 3,0
циклом (ПХЦ)
• АВО ПХЦ 3,2 3,2 3,2 0,9
• КС холодного потока - 4,6 - -
• КС на теплом газе - - 7,9 -
• АВО КС на теплом газе - - 0,5 -
Тепловые затраты, МВт 9,7 4,2 5,9 6,1
Степень извлечения этана, % 86,2 90,2 94,7 94,6
89
87
85
83
81
Рис. 5. Зависимость удельных энергетических затрат и степени извлечения этана
от давления сырьевого газа
90
89
88
87
86
85
■р
О4
с
и
Рис. 6. Зависимость энергетических затрат и степени извлечения фракции С2+ от давления в колонне деметанизации
ские показатели и степень извлечения этана при постоянном давлении сырьевого газа на входе 6,0 МПа (расчеты выполнены для базового варианта, см. рис. 1).
Как отражено на рис. 6, степень извлечения фракции С2+ растет со снижением давления в колонне деметанизации, что связано с понижением температуры входяших потоков, при этом
№ 1 (21) / 2015
50
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
энергетические затраты возрастают, что связано с необходимостью последующего дожатия товарного (метанового) газа до требуемого давления. При этом удельные энергозатраты находятся на минимальном уровне при степени извлечения 86-87 % мольн.
Снижение давления в колонне деметаниза-ции может быть применено при отсутствии необходимости:
• последующего дожатия товарного газа до исходного давления (отсутствует необходимость магистрального транспорта);
• последующего выделения гелия и/или удаления азота при требуемом технологическом запасе давления для получения дополнительного холода в блоках деазотации и гелиевого концентрата.
Список литературы
1. Технология переработки природного газа и конденсата: справочник. - Т 1. - М.: Недра, 2002.
2. Пат. 4889445 США, МКИ F 25 j 3/02. Hydrocarbon gas processing / Campbell R.E., Wilkinson J.D., Hudson H.M. - Заявл. 21.11.88; опубл. 26.12.89.
Проведенные исследования показали:
• все рассмотренные варианты схемы газораспределения могут быть применены при выделении этановой фракции из природного газа вплоть до степени извлечения 90 % мольн. этана;
• энергетические затраты при выборе любого варианта будут находиться в диапазоне от 0,1 до 0,3 кВт/т;
• повышение степени извлечения фракции С2+ из природного газа до 95 % мольн. обеспечивают рассмотренные на рис. 2-4 варианты. При этом энергозатраты составляют менее 0,21 кВт/т.
Для определения наиболее оптимальной схемы глубокого извлечения фракции С2+ для планируемого к реализации объекта необходимо выполнить расчет экономической эффективности.
References
1. Technology of natural gas and natural-gas condensate processing: reference book. - V 1. -Мoscow: Nedra, 2002.
2. Pat. 4889445 US, F 25 j 3/02. Hydrocarbon gas processing / Campbell R.E., Wilkinson J.D., Hudson H.M. - App. 21.11.88; pub. 26.12.89.
№ 1 (21) / 2015
