CC BY
0
УДК 665.625.3
https://doi.org/10.24412/2310-8266-2024-1-27-34
Метод оптимизации процесса стабилизации газового конденсата в случае «утяжеления» углеводородного сырья
Жагфаров Ф.Г., Григорьева Н.А., Веретин М.С.
Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, 119991, Москва, Россия
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-7344-015X, E-mail: firdaus_jak@mail.ru ORCID: https://orcid.org/0000-0003-2619-2541, E-mail: ngrig2003@list.ru ORCID: https://orcid.org/0009-0008-1771-1585, E-mail: mver0312@bk.ru Резюме: Проанализированы проблемы эксплуатации установки стабилизации газового конденсата Оренбургского газоперерабатывающего завода, связанные с изменением сырья с проектного газового конденсата на более тяжелую смесь газового конденсата и нефти. Проведено моделирование технологического процесса и предложен способ решения проблемы недостатка жидкости в рефлюксной емкости колонны стабилизатора, заключающийся в переводе колонны стабилизации из ректификационного в абсорбционный режим с минимальным внесением изменений в работу действующего оборудования.
Ключевые слова: стабилизация газового конденсата, «утяжеление» сырья, абсорбция, технологическое моделирование.
Для цитирования: Жагфаров Ф.Г., Григорьева Н.А., Веретин М.С. Метод оптимизации процесса стабилизации газового конденсата в случае «утяжеления» углеводородного сырья // НефтеГазоХимия. 2024. № 1. С. 27-34. D0I:10.24412/2310-8266-2024-1-27-34
WAY TO OPTIMIZE GAS CONDENSATE STABILIZATION PROCESS IN CASE OF «HEAVIER» HYDROCARBON FEED
Zhagfarov Firdaves G., Grigoryeva Natalya A., Veretin Mikhail S.
Russian State University of Oil and Gas (National Research University) named after I.M. Gubkina, 119991, Moscow, Russia
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-7344-015X, E-mail: firdaus_jak@mail.ru ORCID: https://orcid.org/0000-0003-2619-2541, E-mail: ngrig2003@list.ru ORCID: https://orcid.org/0009-0008-1771-1585, E-mail: mver0312@bk.ru
Abstract: The analysis of the problems of operation of the gas condensate stabilization unit of the Orenburg Gas Processing Plant related to the change of feed from the design gas condensate to a heavier mixture of gas condensate and oil was carried out. A simulation of the technological process has been carried out and the method has been proposed to solve the problem of a lack of liquid in the reflux tank of the stabilizer column, which consists in transferring the stabilization column from the distillation to the absorption mode with minimal changes to the operation of existing equipment.
Keywords: stabilization of gas condensate, «heavier» hydrocarbon feed, absorption, technological modeling.
For citation: Zhagfarov F.G., Grigoryeva N.A., Veretin M.S. WAY TO OPTIMIZE GAS CONDENSATE STABILIZATION PROCESS IN CASE OF «HEAVIER» HYDROCARBON FEED. Oil & Gas Chemistry. 2024, no. 1, pp. 27-34. DOI:10.24412/2310-8266-2024-1-27-34
Одной из ключевых особенностей нефтегазовой промышленности является постепенное истощение разрабатываемых месторождений. В связи с этим для перерабатывающих предприятий возникает множество экономических проблем, связанных с логистикой сырья, постепенным раз-буриванием разрабатываемых месторождений и другими особенностями. Одной из таких проблем является изме-
нение свойств сырья в процессе разработки. Такое сырье может заметно отличаться по своим физико-химическим параметрам от первоначального, что сказывается на параметрах и качестве его переработки.
Следствием истощения месторождений также может стать уменьшение нагрузки по сырью на перерабатывающие предприятия, что снижает их экономическую эффективность. В таких случаях предприятия предусматривают альтернативные источники сырья для переработки. Например, в случае Оренбургского газоперерабатывающего завода (ОГПЗ) при постепенном истощении основного источника сырья (Оренбургского газоконденсатно-го месторождения) был найден альтернативный источник - Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение. Однако загрузка мощностей данного предприятия по газовому конденсату по-прежнему оставалась неполной, в связи с чем было принято решение направлять на переработку смесь газового конденсата с нефтью восточной оторочки Оренбургского месторождения, что повлекло за собой ряд технологических проблем, так как состав данной нефти отличается по составу от газового конденсата, для переработки которого проектировался ОГПЗ. Плотность нефти Оренбургского месторождения выше, чем плотность газового конденсата, поскольку в нефти в большем количестве присутствуют углеводородные соединения с высокой молекулярной массой и в меньшем - легкие углеводородные газы (состав нефти и газового конденсата приведен в табл. 1). Из-за различий в составе при совместной переработке смеси газового конденсата и нефти возникают некоторые проблемы, в том числе при проведении процесса стабилизации.
Процесс стабилизации газового конденсата - технология, при которой из газового конденсата извлекаются легкие углеводородные газы: метан, этан, пропан, бутан. Целью процесса является извлечение углеводородных компонентов, присутствие которых негативно сказывает-
ся на транспортировке нестабильного конденсата ввиду десорбции легких углеводородных газов, при этом сами по себе легкие компоненты являются ценными продуктами газопереработки [1].
Давление насыщенных паров газового конденсата - важный параметр, определяющий степень стабильности продукта. При высоком давлении насыщенных паров из конденсата выделяются легкие углеводородные газы, которые усложняют процесс его транспортировки и хранения. Этот показатель нормируется государственными стандартами Российской Федерации, согласно которым давление насыщенных паров стабильного газового конденсата не должно превышать значения 66,7 кПа [2].
Существует несколько технологий стабилизации газового конденсата. Наиболее простым способом стабилизации является ступенчатая дегазация. Данный метод применяется в случае высокого конденсатного фактора и заключается в последовательном понижении давления и повышении температуры в сепараторах, где из газового конденсата десорбируются растворенные в нем легкие углеводородные фракции. Такая установка обычно включает несколько ступеней сепарации (от одной до трех) с последовательным снижением давления [3]. Достоинствами технологии являются низкая металлоемкость, а также простота эксплуатации. Основными же недостатками метода являются невысокая четкость разделения фракций, а также низкое давление газа стабилизации, вследствие чего для последующей его переработки требуется энергоемкая ступень компримиро-вания.
Подобных недостатков лишена технология стабилизации газового конденсата в ректификационных колоннах. Сущность метода заключается в том, что при подаче нестабильного газового конденсата в эвапорационное пространство ректификационной колонны путем многократного испарения на контактных устройствах, при градиенте температур и давлений между низом и верхом аппарата происходит разделение конденсата и углеводородных газов. Такой метод позволяет отбирать легкие углеводородные газы с более высоким давлением, позволяющим не применять последующее их компримирование, а также достигать высокой четкости разделения фракций. Вместе с тем данная технология отличается повышенной металлоемкостью и требует развитой инфраструктуры, связанной, в частности, с обеспечением подвода тепла в ребойлеры ректификационных колонн, а также отвода тепла из конденсаторов [4].
Системы охлаждения верха и нагревания низа колонны стабилизации являются довольно громоздкими и потребляют большое количество энергии. Поскольку температурный режим ректификационного процесса стабилизации находится выше температуры окружающей среды, невозможно обойтись без устройств подогрева низа колонны (обеспечивающими температуру примерно 130-150 °С) [5]. В то же время если вместо ректификационной колонны
Таблица 1
Сравнение состава нефти и газового конденсата Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения
Газовый конденсат Нефть
Компонент % масс. Компонент % масс.
Н2Э 0,74 Н2Э 1,54
1\12 0,01 1\2 0,02
С02 0,22 С02 0,14
СН4 1,34 СН4 0,90
С2Н6 0,47 С2Н6 0,66
С3Н8 0,96 С3Н8 1,44
^С4Н10 0,46 ^С4Н10 0,63
П-С4Н10 2,36 П-С4Н10 1,88
^С5Н12 1,81 1,32
П-С5Н12 2,65
Фракция С6 2,40 Фракция С6 1,20
Фракция С7 2,20 Фракция С7 1,10
Фракция С8 2,00 Фракция С8 1,00
Фракция С9 1,80 Фракция С9 0,90
Фракция С10 1,60 Фракция С10 0,80
Фракция С11 1,30 Фракция С11 0,65
Фракция С12 0,80 Фракция С12 0,40
Фракция С13 0,40 Фракция С13 0,20
Фракция С14+ 76,04 Фракция С14+ 84,89
Метилмеркаптаны 0,21 Метилмеркаптаны 0,17
Этилмеркаптаны 0,21 Этилмеркаптаны 0,17
Метанол 0,02 -
стабилизации использовать абсорбционную колонну, то появляется возможность отказаться от систем охлаждения колонны, поскольку отпадает необходимость в конденсации и подаче рефлюкса в верхнюю часть колонны. В качестве абсорбента при такой технологии может выступать часть нестабильного конденсата сырьевого потока колонны. Данная технология позволяет снизить температурный режим стабилизационной колонны на 20-30 °С, а также полностью отказаться от рефлюксной системы. Однако при таком варианте часть легких бензиновых фракций нестабильного конденсата испаряется вместе с углеводородными газами, что ухудшает четкость разделения [5].
Для решения проблемы снижения качества разделения фракций при «утяжелении» сырья предлагается технология с использованием в качестве абсорбента части охлажденного стабильного конденсата, являющегося продуктом установки стабилизации.
Модель установки стабилизации газового конденсата
В качестве объекта исследования рассматривалась установка стабилизации газового конденсата Оренбургского газоперерабатывающего завода. Технологическая схема отделения стабилизации представлена двумя ступенями предварительной дегазации газового конденсата в сепарационных устройствах и одной ступенью колонной стабилизации. Была построена технологическая модель, принципиальная схема которой приведена на рис. 1.
Сырьевой поток нестабильного газового конденсата 1 поступает в емкость дегазации В01, где разделяется на
Модель технологической схемы стабилизации газового конденсата: В01, В02 - емкости дегазации; В05В -газосепаратор; Е08, Е02 - подогреватели конденсата; А02 - АВО; С-01 - колонна стабилизации
Таблица 2
Основные параметры работы аппаратов установки стабилизации
Аппарат Обозначение на схеме Температура, °с Давление, МПа Назначение
Емкость дегазации сырого конденсата B01 20 2,16 Предварительная дегазация
Отстойник сырого конденсата B02 60 1,96 Предварительная дегазация
Газосепаратор B05B 33 1,96 Сепарация унесенной жидкости
Подогреватель загрузки стабилизатора E02 Вход 60 Выход 125 Вход 2,16 Выход 1,96 Нагрев сырья
Подогреватель сырого конденсата E08 Вход 20 Выход 60 Вход 1,96 Выход 1,76 Нагрев сырья
Аппарат воздушного охлаждения A02 Вход 225 Выход 40 Вход 1,2 Выход 1,15 Охлаждение продукта
Дроссель PCV03 Вход 20 Выход 18,7 Вход 2,16 Выход 1,96 Регулирование расхода газа
Дроссель PCV03A 60 1,96 Регулирование расхода газа
Стабилизатор конденсата &01 Верх 85 1,18 Стабилизация конденсата
Низ 220 1,2
Рис. 1
Таблица 3
Основные показатели потоков установки стабилизации газового конденсата
Поток Фаза Температура, °С Давление, МПа Расход т/ч
Сырье (нестабильный газовый конденсат) Смешанная 20 2,16 150
Газ выветривания Газовая 20 2,16 1,7
Нестабильный конденсат Жидкая 20 2,16 148,3
Нестабильный конденсат Смешанная 60 1,96 148,3
Газ выветривания Газовая 60 1,96 0,97
Нестабильный конденсат Жидкая 60 1,96 147,33
Нестабильный конденсат Смешанная 125 1,76 147,33
Газ выветривания Газовая 18,7 1,96 1,7
Газ выветривания Газовая 60 1,96 0,97
Газ выветривания Газовая 33,2 1,96 2,67
Газ выветривания Газовая 33,2 1,96 2,67
Дренаж Жидкая 33,2 1,96 -
Газ выветривания Газовая 33,2 1,96 1,33
Газ выветривания Газовая 33,2 1,96 1,34
Стабильный конденсат Смешанная 225 1,2 138,95
Газ стабилизации Газовая 61,9 1,18 9,72
Стабильный конденсат жидкая 40 1,15 138,95
Таблица 4
Основные параметры потоков при стабилизации газового конденсата в смеси с нефтью
Поток Фаза Температура, °С Давление, МПа Расход т/ч
Сырье (нестабильный газовый конденсат) Смешанная 20 2,16 150
Газ выветривания Газовая 20 2,16 1,42
Нестабильный конденсат Жидкая 20 2,16 148,58
Нестабильный конденсат Смешанная 60 1,96 148,58
Газ выветривания Газовая 60 1,96 1,28
Нестабильный конденсат Жидкая 60 1,96 147,3
Нестабильный конденсат Смешанная 125 1,76 147,3
Газ выветривания Газовая 18,7 1,96 1,42
Газ выветривания Газовая 60 1,96 1,28
Газ выветривания Газовая 37,51 1,96 2,7
Газ выветривания Газовая 37,51 1,96 2,7
Дренаж Жидкая 37,51 1,96 -
Газ выветривания Газовая 37,51 1,96 1,35
Газ выветривания Газовая 37,51 1,96 1,35
Стабильный конденсат Смешанная 225 1,2 140,25
Газ стабилизации Газовая 57,1 1,18 8,4
Стабильный конденсат Жидкая 40 1,15 140,25
газовую и жидкую фазы. Жидкая фаза (нестабильный газовый конденсат) подогревается в аппарате Е08 и направляется на вторую ступень дегазации, после чего снова подогревается в аппарате Е02 и поступает в эвапорационное пространство стабилизатора С-01.
Газ дегазации из аппаратов В01 и В02 проходит регулирующие клапаны Р^03 и Р^03А, объединяется в один поток, после чего поступает в газосепаратор В05В, где происходит сепарация унесенной капельной жидкости, после чего часть газового потока направляется в конденсатор стабилизатора С-01, а часть поступает на комприми-рование и дальнейшую переработку. Основные параметры работы установки приведены в табл. 2 и 3.
Колонна стабилизации С-01 представляет собой тарельчатый аппарат переменного сечения с 21 клапанным контактным устройством; орошение верхней тарелки обеспечивается тремя аппаратами воздушного охлаждения (АВО) и емкостью орошения.
Газовая фаза из рефлюксной емкости колонны направляется на дальнейшую переработку, а жидкая фаза поступает на 21 тарелку стабилизатора конденсата. Паровое орошение обеспечивается путем огневого подогрева части кубового продукта в трубчатой печи топливным газом.
Газ стабилизации из емкости орошения стабилизатора С-01 направляется на компримирование и дальнейшую переработку, а стабильный конденсат с низа колонны стабилизации поступает на охлаждение в АВО А02, после чего отправляется на установку хранения стабильного конденсата.
В настоящее время на Оренбургском газоперерабатывающем заводе на установке стабилизации перерабатывается газовый конденсат в смеси с нефтью (состав потоков см. в табл. 1). Сырьевой поток состоит на 86,96% из нефти восточной оторочки Оренбургского нефтегазоконденсат-ного месторождения и, соответственно, на 13,04% газового конденсата данного месторождения.
В результате такого существенного изменения состава сырья возникли проблемы в работе колонны стабилизации С-01. Снижение содержания легких углеводородных
компонентов в таком «утяжеленном» сырье относительно проектных параметров привело к недостатку жидкости в рефлексной емкости верха колонны, что повлекло нарушение корректной работы стабилизатора. Параметры работы остальных аппаратов установки при изменении сырья остались прежними, несколько изменились лишь параметры потоков (табл. 4).
Соответственно, на новом сырье изменился и состав продукции установки (табл. 5), и, кроме того, изменилась степень извлечения компонентов (табл. 6). Данные табл. 6 показывают, что степень извлечения легкокипящих компонентов в случае стабилизации газового конденсата в смеси с нефтью становится ниже, и одной из причин этому является недостаток орошения. Наиболее явно данную проблему иллюстрирует изменение давления насыщенных паров кубового продукта. Как было сказано выше, давление насыщенных паров стабильного конденсата не должно превышать величину 66,7 кПа. При штатной работе установки в случае стабилизации газового конденсата давление насыщенных паров кубового продукта составляет 50,9 кПа. В случае же стабилизации газового конденсата в смеси с нефтью нарушается расчетный режим работы колонны стабилизации, и давление насыщенных паров стабильного продукта аппарата значительно превышает установленный нормативный уровень, составляя 98,2 кПа.
Как было установлено, главной проблемой процесса стабилизации газового конденсата в случае «утяжеления» сырья является недостаток рефлюксной жидкости в колонне стабилизации, в результате чего кубовый продукт имеет низкую глубину стабилизации (высокое давление насыщенных паров), вследствие чего усложняется процесс транспортировки, хранения и переработки стабильного конденсата. Для решения данной проблемы в процессе ее изучения было предложено проводить стабилизацию методом абсорбции, который должен компенсировать недостаток жидкости в верхней части колонны путем подачи абсорбента. Таким образом, основная цель данного исследования сводится к определению возможности перевода колонны стабилизации газового конденсата методом рек-
Таблица 5
Мольный состав продуктов установки
Таблица 6
Степень извлечения по продуктам
Компонент
Стабилизация конденсата
Стабилизация смеси
газ стабили- стабильный газ стабили- стабильный зации, % конденсат, % зации, % продукт, %
Компонент
Стабилизация конденсата
Стабилизация смеси
газ стабили- стабильный зации, % конденсат, %
газ стабили- стабильный зации, % продукт, %
Н^ 11,69 0 23,76 0,49 Н^ 100 0 96 4
|\|2 0,12 0 0,21 0 1\2 100 0 100 0
со2 2,38 0 1,74 0 С02 100 0 100 0
СН4 32,25 0 25,01 0 СН4 100 0 100 0
С2Н6 7,90 0 11,48 0,01 С2Н6 100 0 100 0
С3Н8 12,26 0,01 15,47 1,82 С3Н8 100 0 81 19
^С4Н10 3,82 0,39 3,75 1,45 i-C4H10 82 18 56 44
П-С4Н10 15,43 4,03 10,60 5,40 П-С4Н10 64 36 49 51
^С5Н12 4,73 4,86 0,67 0,73 i-C5H12 32 68 31 69
П-С5Н12 5,90 7,63 3,75 4,88 П-С5Н12 27 73 27 73
Фракция С6 1,41 7,28 1,49 4,40 Фракция С6 8 92 14 86
Фракция С7 0,03 6,27 0,53 3,80 Фракция С7 0 100 6 94
Фракция С8 0 5,01 0,02 3,23 Фракция С8 0 100 0 100
Фракция С9 0 4,02 0 2,60 Фракция С9 0 100 0 100
Фракция С10 0 3,22 0 2,08 Фракция С10 0 100 0 100
Фракция С11 0 2,38 0 1,54 Фракция С11 0 100 0 100
Фракция С12 0 1,35 0 0,87 Фракция С12 0 100 0 100
Фракция С13 0 0,62 0 0,40 Фракция С13 0 100 0 100
Фракция С14+ 0 51,52 0 64,90 Фракция С14+ 0 100 0 100
CH3SH 1,43 0,55 1,03 0,68 CH3SH 55 45 43 57
C2H5SH 0,54 0,70 0,47 0,70 C2H5SH 27 73 25 75
Метанол
0,11
0,15
0,01
0,02
Метанол
25
75
24
76
Модель модернизированной установки стабилизации газового конденсата
Рис. 2
к
-о1
Таблица 7
Основные параметры различных вариантов подачи абсорбента в колонну стабилизации
Параметр Подача абсорбента вместо флегмы Совместная подача абсорбента с флегмой Подача абсорбента в емкость рефлюкса Норма по регламенту
Расход абсорбента вдбс, кг/ч 37000 36000 32000 -
Давление верха колонны Рв, МПа 1,16 1,16 1,16 < 1,2
Давление низа колонны Рн, МПа 1,18 1,18 1,18 < 1,22
Температура верха колонны Тв, °С 49,6 39,9 50,02 < 90
Температура низа колонны Тн, °С 228 228,2 228 < 230
Давление насыщенных паров конденсата ^ кПа 66,51 66,42 66,4 < 66,7
тификации в абсорбционный режим с минимальным вмешательством в аппаратурное оформление.
Анализ технологий стабилизации газового конденсата [3-5] показал, что наибольшей эффективностью отличается процесс с подачей части стабильного конденсата в верхнюю часть колоны стабилизации. Существует три способа реализации такого решения: отключение штатной системы рефлюкса колонны стабилизации и перевод ее в полностью абсорбционный режим, подача абсорбента на верхнюю тарелку стабилизационной колонны без отключения штатной системы орошения и подача абсорбента непосредственно в рефлюксную емкость системы орошения.
В работе проведено моделирование всех трех технологий подачи абсорбента с целью установления наиболее эффективного варианта для установки стабилизации ОГПЗ. Технологическая схема модифицированной установки приведена на рис. 2. Результаты моделирования процесса (табл. 7) показывают, что наиболее эффективным техническим решением является технология с подачей абсорбента в рефлюксную емкость стабилизационной колонны, так как позволяет получить конденсат с наиболее низким давлением насыщенных паров и меньшим расходом абсорбента.
Выбранный способ модернизации позволяет устранить основную проблему - восполнить недостаток жидкости в рефлюксной емкости. Однако важным аспектом реализации такой технологии является оценка возможности аппарата справляться с дополнительной гидравлической
Таблица 8
Характеристика контактных устройств стабилизатора С-01
Параметр Верхняя секция Нижняя секция
Внешний диаметр, мм 2200 3400
Тип тарелок Клапанные Клапанные
Число клапанов на тарелке 270 420
Число перетоков 2 2
Таблица 9
Расчетные параметры колонны-стабилизатора в абсорбционном режиме
Параметр Значение Норма по регламенту
Давление верха колонны Рв, МПа 1,18 < 1,2
Давление низа колонны Рн, МПа 1,2 < 1,22
Температура верха колонны Тв, °С 42 < 90
Температура низа колонны Тн, °С 228 < 230
Давление насыщенных паров конденсата Рнп, кПа 66,62 <66,7
Расход абсорбента вабс, кг/ч 31000 -
Флегмовое число д 4,998 -
Размеры перетоков верхней секции стабилизатора конденсата
Размеры перетоков нижней секции колонны-стабилизатора
Рис. 3
Рис. 4
Таблица 10
Мольный состав продуктов до и после модернизации
Компонент Стабилизация конденсата Стабилизация смеси
газ стабилизации, % стабильный конденсат, % газ стабилизации, % стабильный продукт, %
Н2Э 23,76 0,49 26,56 0,00
1\12 0,21 0,00 0,23 0,00
С02 1,74 0,00 1,86 0,00
СН4 25,01 0,00 26,84 0,00
С2Н6 11,48 0,01 12,33 0,00
С3Н8 15,47 1,82 20,54 0,01
^С4Н10 3,75 1,45 4,43 1,24
П-С4Н10 10,60 5,40 5,88 7,65
ЬС5Н12 0,67 0,73 0,11 0,97
П-С5Н12 3,75 4,88 0,53 6,27
Фракция С6 1,49 4,40 0,13 4,91
Фракция С7 0,53 3,80 0,03 3,91
Фракция С8 0,02 3,23 0,01 3,13
Фракция Сд 0,00 2,60 0,00 2,51
Фракция С10 0,00 2,08 0,00 2,01
Фракция С11 0,00 1,54 0,00 1,49
Фракция С12 0,00 0,87 0,00 0,84
Фракция С13 0,00 0,40 0,00 0,39
Фракция С14+ 0,00 64,90 0,00 62,81
СН3ЭН 1,03 0,68 0,45 0,95
С2^ЭН 0,47 0,70 0,07 0,87
Метанол 0,01 0,02 0,00 0,03
нагрузкой, в связи с чем было принято решение провести гидравлический анализ колонны-стабилизатора (технические параметры аппарата приведены в табл. 8).
Для гидравлического расчета аппарата необходимо также знать размеры и конструктивные параметры переточных устройств. Данные перетоков верхней секции приведены на рис. 3, нижней секции - на рис. 4.
В работе был проведен гидравлический расчет колонны стабилизации при использовании сырья, на которое была спроектирована установка (газовый конденсат), и гидравлический расчет модернизированного аппарата на смешанном сырье в абсорбционно-ректификационном режиме. Для обеспечения корректной гидравлической нагрузки на контактные и переливные устройства колонны-стабилизатора были изменены термобарические параметры режима работы аппарата. Расчетные данные колонны-стабилизатора в абсорбционном режиме приведены в табл. 9.
В табл. 10 приведены мольные составы потоков при стабилизации смеси нефти и газового конденсата в исходном ректификационном и в модернизированном абсорбционном варианте. В табл. 11 приведены степени извлечения компонентов.
Таблица 11
Степень извлечения компонентов до и после модернизации
Компонент Стабилизация конденсата Стабилизация смеси
газ стабилизации, % стабильный конденсат, % газ стабилизации, % стабильный продукт, %
Н2Э 95,98 4,02 100,00 0,00
|\2 100,00 0,00 100,00 0,00
со2 100,00 0,00 100,00 0,00
СН4 100,00 0,00 100,00 0,00
С2Н6 99,88 0,12 100,00 0,00
С3Н8 80,68 19,32 99,86 0,14
^4Н10 55,93 44,07 56,38 43,62
П-С4Н10 49,07 50,93 21,85 78,15
^С5Н12 30,94 69,06 3,97 96,03
П-С5Н12 27,42 72,58 2,98 97,02
Фракция С6 14,24 85,76 0,94 99,06
Фракция С7 6,46 93,54 0,32 99,68
Фракция С8 0,31 99,69 0,11 99,89
Фракция С9 0,00 100,00 0,04 99,96
Фракция С10 0,00 100,00 0,01 99,99
Фракция С11 0,00 100,00 0,00 100,00
Фракция С12 0,00 100,00 0,00 100,00
Фракция С13 0,00 100,00 0,00 100,00
Фракция С14+ 0,00 100,00 0,00 100,00
СН3ЭН 42,83 57,17 14,68 85,32
С2Н5ЭН 24,76 75,24 2,79 97,21
Метанол 23,82 76,18 1,76 98,24
Таким образом, результаты расчетов показали, что при переводе стабилизационной колонны из ректификационного в абсорбционный режим степень разделения компонентов увеличивается, что позволяет достичь требуемой четкости разделения фракций.
Заключение
Анализ работы установки стабилизации газового конденсата Оренбургского ГПЗ показал, что при переходе работы установки на более «тяжелое» сырье возникают серьезные проблемы с качеством выпускаемой продукции. Исследование показало, что предложенный метод модернизации путем изменения режима работы колонны стабилизации с ректификационного на абсорбционно-ректифи-кационный, где в качестве абсорбента используется часть стабильного конденсата, позволяет полностью устранить указанную проблему.
Важным преимуществом предложенной технологии является простота и относительная дешевизна ее реализации, так как при проведении модернизации не потребуется замена самого аппарата, контактных устройств, систем верхнего и нижнего орошения.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Мельников В.Б. Промысловый сбор и переработка газа и газового конденсата: учеб. М.: РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, 2017. 464 с.
2. ГОСТ Р 54389-2011 Конденсат газовый стабильный.
3. Гребенкина А.В., Сыроватка В.А., Косулина Т.П. Совершенствование технологий стабилизации газового конденсата на основе принципов НДТ // Булатовские чтения. 2020. Т. 5. С. 60-64.
4. Жумабоев А.Г., Содиков У.Х. Усовершенствование переработки газового конденсата и производства импортозамещающей продукции // Central Asian Journal Of Theoretical & Applied Sciences. 2021. Т. 2. №. 12. С. 369373.
5. Мурзабеков Б. Е., Умергалин Т.Г. Стабилизация газового конденсата // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2011. № 4(88). С. 82-85.
REFERENCES
1. Mel'nikov V.B. Promyslovyy sbor ipererabotka gaza i gazovogo kondensata [Field collection and processing of gas and gas condensate]. Moscow, RGU nefti i gaza (NIU) im. I.M. Gubkina Publ., 2017. 464 p.
2. GOSTR 54389-2011. Kondensat gazovyy stabil'nyy [State Standard R 543892011. Stable gas condensate. Specifications].
3. Grebenkina A.V., Syrovatka V.A., Kosulina T.P. Improving gas condensate stabilization technologies based on BAT principles. Bulatovskiye chteniya, 2020, vol. 5, pp. 60-64 (In Russian).
4. Zhumaboyev A.G., Sodikov U.KH. Improvement of gas condensate processing and production of import-substituting products. Central Asian Journal of Theoretical & Applied Sciences, 2021, vol. 2, no. 12, pp. 369-373 (In Russian).
5. Murzabekov B. YE., Umergalin T.G. Stabilization of gas condensate. Izvestiya vysshikh uchebnykh zavedeniy. Neft i gaz, 2011, no. 4(88), pp. 82-85 (In Russian).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРЕ / INFORMATION ABOUT THE AUTHOR
Жагфаров Фирдавес Гаптелфартович, д.т.н., проф., завкафедрой газохимии, РГУ нефти и газа (национальный исследовательский университет) им. И.М. Губкина.
Григорьева Наталья Анатольевна, к.х.н., доцент кафедры газохимии, РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина.
Веретин Михаил Сергеевич, магистрант кафедры газохимии, РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина.
Firdaves G. Zhagfarov, Dr. Sci. (Tech.), Prof., Head of the Department of Gas Chemistry, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University).
Grigoryeva Natalya Anatolyevna, Cand. Sci. (Chem.), Assoc. Prof. of the Department of Gas Chemistry, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University).
Veretin Mikhail Sergeevich, Undergraduate of the Department of Gas Chemistry, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University).
