CC BY
25
НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.NEFTEGAZOHIMIYA.RU ХИМИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ПРОДУКТЫ
£
УДК 665.625.3
https://doi.org/10.24412/2310-8266-2023-1-45-48
Модернизация установки стабилизации широкой фракции легких углеводородов с помощью мембранной технологии
Хакимов А.Р., Крючков М.В.
Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, 119991, Москва, Россия
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-8071-8984, E-mail: hackimow.airat2010@yandex.ru ORCID: https://orcid.org/0000-0003-1312-2886, E-mail: mail-mk@mail.ru
Резюме: Предложен вариант модернизации установки стабилизации широкой фракции легких углеводородов. Данное улучшение основывается на внедрении мембранного блока для разделения дистиллята колонны стабилизации. Модернизация позволяет улучшить экономические показатели установки за счет увеличения расхода стабильной широкой фракции легких углеводородов, а также улучшает качество топливного газа. Для оценки эффективности было проведено сравнение со схемой-аналогом, отличительной чертой которой является наличие конденсатора в верхней части колонны стабилизации.
Ключевые слова: стабилизация, мембранное газоразделение, деэтанизация, широкая фракция легких углеводородов.
Для цитирования: Хакимов А.Р., Крючков М.В. Модернизация установки стабилизации широкой фракции легких углеводородов с помощью мембранной технологии // Не-фтеГазоХимия. 2023. № 1. С. 45-48. D0I:10.24412/2310-8266-2023-1-45-48
MODERNIZATION OF THE UNIT FOR STABILIZATION OF NATURAL GAS LIQUIDS USING MEMBRANE TECHNOLOGY Khakimov Ayrat R., Kryuchkov Maxim V.
Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 119991, Moscow, Russia
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-8071-8984, E-mail: hackimow.airat2010@yandex.ru
ORCID: https://orcid.org/0000-0003-1312-2886, E-mail:mail-mk@mail.ru
Abstract: The modernization variant of stabilization installation of stabilization of broad fraction of light hydrocarbons is offered. Modernization is based on introduction of membrane unit for separation of distillate of stabilization column. Modernization allows improving economic indicators of the unit at the expense of increased consumption of stabilized broad fraction of light hydrocarbons, as well as improves the quality of fuel gas. The comparison with the scheme with the condenser in the upper part of the stabilization column was carried out to evaluate the efficiency.
Keywords: stabilization, membrane gas separation, deethanization, natural gas liquids. For citation: Khakimov A.R., Kryuchkov M.V. MODERNIZATION OF THE UNIT FOR STABILIZATION OF NATURAL GAS LIQUIDS USING MEMBRANE TECHNOLOGY. Oil & Gas Chemistry. 2023, no. 1, pp. 45-48. DOI:10.24412/2310-8266-2023-1-45-48
Введение
Стабилизация смеси тяжелых углеводородов - один из самых распространенных процессов первичной подготовки. Стабилизация может быть представлена как в виде небольших установок на промысле, так и в виде крупного предприятия, например Сургутский завод по стабилизации конденсата им. В.С. Черномырдина.
Модернизация данного процесса может снизить эксплуатационные затраты, улучшить качество и/или увеличить
количество получаемых продуктов. Одним из вариантов улучшения установки стабилизации является внедрение мембранных технологий.
Сырьем установок стабилизации может быть нестабильный газовый конденсат или нестабильная широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ). ШФЛУ - смесь сжиженных углеводородных газов (пропан, бутан) и более тяжелых (С5+) с небольшим содержанием легких углеводородов (метан, этан), неуглеводородных газов, воды и метанола. Зачастую нестабильную ШФЛУ получают на установках низкотемпературной сепарации (НТС) попутного нефтяного газа (ПНГ).
ШФЛУ является сырьем более глубокой переработки, а именно для получения полимеров, высокооктановых добавок, каучуков и т.д. Сжиженные углеводородные газы (СУГ), получаемые из ШФЛУ, применяются в качестве технических газов и газомоторного топлива [1].
Для транспортировки ШФЛУ с промысла до перерабатывающего предприятия необходимо его стабилизировать. Это позволяет снизить давление на стенки трубопровода или сосуда в случае транспортировки газовозами. Стабильную ШФЛУ получают путем удаления легких УВ и неуглеводородных газов из нестабильной ШФЛУ в ректификационной колонне [2]. Эффективность стабилизации ШФЛУ может определяться содержанием легких компонентов или давлением насыщенных паров (ДНП) при конкретной температуре. Для расчета было принято, что содержание метан-этановой фракции в стабильной ШФЛУ не должно превышать 3% по массе, что соответствует марке А по ТУ 38.101524-2015.
С помощью внедрения мембранных технологий на установке стабилизации можно улучшить ее экономические показатели. В данном случае мембрана предназначена для извлечения ценных тяжелых углеводородов из газа стабилизации, который чаще всего применяется в качестве топливного газа. Пермеатный поток (поток низкого давления), насыщенный тяжелыми углеводородами, далее
1 • 2023
НефтеГазоХимия 45
отправляется на смешение с ПНГ для дальнейшей переработки на установке НТС. В ретентатном потоке (потоке высокого давления), оставшемся после мембранного газоразделения, снижается температура точки росы по углеводородам и воде, увеличивается метановое число [3].
Для реализации данной технологии необходима мембрана на основе по-лисульфона, селективная по тяжелым углеводородам [4]. Расчет производился на базе картриджей PX компании Air Liquide с подачей снаружи волокна. В табл. 1 представлены примерные значения селективности (отношения скоростей) по ключевым компонентам при 21,1 °С.
Таблица 1
Примерные значения селективности (отношения скоростей проницания через мембрану) по ключевым компонентам при 21,1 С
Моделирование технологической установки в программно-компьютерном комплексе
Оценка эффективности модернизации производилась на основе ПНГ, свойства и компонентные составы которых представлены в табл. 2.
На рис. 1 представлена схема установки НТС со стабилизацией ШФЛУ. Пунктиром выделены элементы установки, внедряемые в ходе модернизации.
Для корректного расчета давление пермеата мембранного газоразделительного блока (МГБ) должно быть немного больше давления всасывания дожимного компрессора и принималось равным 0,06 МПа (изб.). Максимальный расход пермеата лимитируется максимальной мощностью элементов установки, в первую очередь дожимной компрессорной станцией, проектная мощность которой намного
Н2О/СН4 С6/СН4 С5/СН4 С4/СН4 СО2/СН4 С3/СН4 С2/СН4
>40 17,0 11,5 8,8 7,4 4,1 2,6
Свойства и компонентный состав ПНГ
ПНГ с сепаратора высокого ПНГ с сепаратора низкого давления давления
Давление, МПа (изб.) 0,5 0,05
Температура, °С 30 30
Расход, м3/ч (при н.у.) 1076 703
Состав, % моль
СО2 0,40 0,59
n2 0,93 0,05
CH4 81,42 41,94
c2h6 5,59 14,70
c3h8 6,61 24,52
SC4 3,14 11,60
SC5 0,82 2,83
SC6+ 0,38 1,00
H2O 0,71 2,77
меньше остальных элементов установки. С учетом запаса мощности каждого аппарата не менее 10% проблем с увеличением нагрузки возникнуть не должно. Подогреватель газа необходим для предотвращения выпадения конденсата на поверхности полимерных волокон, что ухудшает эффективность газоразделения и снижает производительность мембраны. Разница рабочей температуры и темпе-
Рис. 1
Смоделированная в программно-компьютерном комплексе установка НТС со стабилизацией ШФЛУ: 1 - ПНГ с сепаратора высокого давления, 2 - ПНГ с сепаратора низкого давления, 3, 8 - водный конденсат, 4 - водный раствор метанола, 5 - водно-метанольная смесь, 6 - топливный газ высокого давления, 7 - ШФЛУ на стабилизацию, 9 - стабильная ШФЛУ, 10 - газ стабилизации, 11 - топливный газ (ретентат), 12 - пермеат; К-100 - компрессор, АС-100 - аппарат воздушного охлаждения (АВО), V-100 - сепаратор, Е-100- теплообменник, ор-102 - эжектор, VLV-100 - дроссель, К0-100 - колонна стабилизации, Е-101 - подогреватель газа, АСМОР-101 - мембранный газоразделительный блок (МГБ)
НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.NEFTEGAZOHIMIYA.RU
(ИМИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ПРОДУКТЫ
*о-
Таблица 3
Показатели установки до модернизации и при различных отборах на мембранном блоке
Показатель
Базовый вариант
При модернизации мембранным блоком
Отбор на МГБ, % - 15 25 35 45 55 65
Нагрузка на дожимной компрессор, кВт 43,60 45,06 45,88 46,76 47,75 48,85 50,05
Нагрузка на основной компрессор, кВт 250,00 252,85 254,74 256,80 259,10 261,69 264,55
Нагрузка на подогреватель, кВт - 0,88 0,91 0,97 1,01 1,08 1,15
Нагрузка на куб колонны, кВт 18,05 18,83 19,14 19,72 20,19 20,76 21,32
Расход газа высокого давления, м3/ч (н.у.) 1398,0 1397,2 1401,4 1402,3 1406,9 1410,6 1417,3
ТТР по УВ газа стабилизации, °С 31 26 22 17 11 4 -6
ТТР по Н2О газа стабилизации, °С 22 0 -10 <-20 <-30 <-40 <-50
Расход газа стабилизации, м3/ч (н.у.) 112,8 103,7 94,4 86,6 76,4 66,0 53,9
Массовый расход стабильной ШФЛУ, кг/ч 572,2 594,0 604,8 619,6 631,7 645,4 657,0
Количество картриджей - 0,13 0,24 0,36 0,51 0,73 1,03
Сумма нагрузки (энергопотребление), кВт 311,7 317,6 320,7 324,3 328,1 332,4 337,1
Смоделированная в программно-компьютерном комплексе установка НТС со стабилизацией ШФЛУ (колонна стабилизации с конденсатором): 1 - ПНГ с сепаратора высокого давления, 2 - ПНГ с сепаратора низкого давления, 3, 8, 12 - водный конденсат, 4 - водный раствор метанола, 5 - водно-метанольная смесь, 6 - топливный газ высокого давления, 7 - ШФЛУ на стабилизацию, 9 - стабильная ШФЛУ, 10 - газ стабилизации, 11 -топливный газ, К-100 - компрессор, АС-100 - аппарат воздушного охлаждения (АВО), V-100 - сепаратор, Е-100 -теплообменник, ор-102 - эжектор, VLV-100 - дроссель, К0-100 - колонна стабилизации, Е-101 - конденсатор
Таблица 4
Показатели схемы-аналога, отличительной чертой которого является наличие конденсатора в верхней части колонны стабилизации
Показатель Схема с конденсатором Базовый вариант
Температура конденсатора, °С -20 -10 0 10 20 -
Нагрузка на куб колонны, кВт 33,57 28,20 24,52 21,72 19,56 18,05
Нагрузка на конденсатор, кВт 22,24 16,08 11,45 7,36 3,53 -
Энергопотребление конденсатора, кВт 11,12 8,04 5,72 3,68 1,77 -
Расход газа стабилизации, нм3/ч 74,3 78,8 85,1 93,3 103,0 112,8
ТТР по УВ газа стабилизации, °С -20 -10 0 10 20 31
ТТР по Н2О газа стабилизации, °С -20 -10 0 10 20 22
Массовый расход стабильной ШФЛУ, кг/ч 653,0 644,0 631,4 614,6 594,1 572,2
Нагрузка на дожимной компрессор, кВт 43,6
Нагрузка на основной компрессор, кВт 250,0
Расход газа высокого давления, нм3/ч 1398
Сумма энергопотребления, кВт 338,3 329,8 323,8 319,0 314,9 311,7
Рис. 2
1 • 2023
НефтеГазоХимия 47
ратуры точки росы (ТТР) не должна быть ниже 14-20 °С, поэтому температура на входе в МГБ была принята равной 45 °С.
Основные показатели установки после модернизации представлены в табл. 3. Как следует из представленных данных, при увеличении отбора повышается расход стабильной ШФЛУ, улучшается качество газа стабилизации, а также увеличивается расход топливного газа высокого давления. Также преимуществом мембранной технологии является глубокая осушка газа стабилизации.
На рис. 2 представлена схема установки НТС со стабилизацией ШФЛУ (колонна стабилизации с конденсатором).
В табл. 4 представлены показатели схемы-аналога, отличительной чертой которого является наличие конденсатора в верхней части колонны стабилизации. Как следует из представленных данных, при уменьшении температуры в конденсаторе увеличивается расход стабильной ШФЛУ, улучшается качество газа стабилизации, вместе с тем увеличивается нагрузка на куб колонны и конденсатор.
Сравнительный анализ схем с мембранным блоком и конденсатором
Для сравнительного анализа различных схем на рис. 3 представлена зависимость расхода стабильной ШФЛУ от суммарного энергопотребления основного оборудования.
Как видно на рис. 3, графики имеют точку пересечения, правее которой перспектива модернизации на основе мембранной технологии увеличивается.
Также у каждой технологии есть свои преимущества и недостатки.
Преимущества схемы с конденсатором по сравнению со схемой с мембранным газоразделительным блоком (МГБ):
изменение режима работы установки стабилизации не влияет на установку НТС;
- нет необходимости увеличивать нагрузку на компрессоры;
- газ стабилизации обладает меньшей ТТР по УВ (при одинаковых нагрузках на установку).
Зависимость расхода стабильной ШФЛУ от энергопотребления (1 - схема с конденсатором, 2 - схема с мембраной, 3 - базовая точка)
660 1 650 g 640 ¡630 « 620 Й ею
н
1 600 S
ч 590 %
£ 580 №
570
\
2
- 3
310
315
320
325
330
335
340
Сумма нагрузки, кВт
Преимущества схемы с МГБ по сравнению со схемой с конденсатором:
- газ стабилизации обладает меньшей ТТР по воде (при одинаковых нагрузках на установку);
- нет необходимости при модернизации затрагивать колонну стабилизации;
- мембранный блок прост в эксплуатации;
- меньшие капитальные затраты;
- на установках стабилизации нет необходимости работы с холодильными циклами.
Таким образом, мембранная технология для извлечения тяжелых углеводородов из топливного газа крайне перспективна. С учетом развития мембранного газоразделения интерес к данной технологии будет с каждым годом увеличиваться. Она имеет ряд весомых преимуществ: простота пуско-наладки и эксплуатации, низкие капитальные и эксплуатационные затраты, простота внедрения в существующие установки.
Рис. 3
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Голубева И.А., Крючков М.В. Нефтегазохимия в России: состояние, про- 3. Мулдер М. Введение в мембранную технологию. М.: Мир, 1999. 513 с. блемы, перспективы развития // Химия и технология топлив и масел, 2021. 4. Хванг С.-Т., Каммермейер К. Мембранные процессы разделения: пер. с № 1. С. 49-56. англ. М.: Химия, 1981. 464 с.
2. Лапидус А.Л., Голубева И.А., Жагфаров Ф.Г. Газохимия: учеб. пособие. М: ЦентрЛит-НефтеГаз, 2008. 450 с
REFERENCES
1. Golubeva I.A., Kryuchkov M.V. Petroleum and gas chemistry in Russia: state, 3. Mulder M. Vvedeniye vmembrannuyu tekhnologiyu [Introduction to membrane problems, development prospects. Khimiya i tekhnologiya toplivimasel, 2021, technology]. Moscow, Mir Publ., 1999. 513 p.
no. 1, pp. 49-56 (In Russian). 4. Khvang S.-T., Kammermeyyer K. Membrannyyeprotsessyrazdeleniya
2. Lapidus A.L., Golubeva I.A., Zhagfarov F.G. Gazokhimiya [Gas chemistry]. [Membrane separation processes]. Moscow, Khimiya Publ., 1981. 464 p. Moscow, TsentrLit-NefteGaz Publ., 2008. 450 p.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРЕ / INFORMATION ABOUT THE AUTHOR
Хакимов Айрат Радикович, магистрант кафедры газохимии, Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина. Крючков Максим Викторович, к.х.н., доцент кафедры газохимии, Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина.
Ayrat R. Khakimov, Undergraduate of the Department of Gaschemistry, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University). Maxim V. Krychkov, Cand. Sci. (Chem.), Assoc. Prof. of the Department of Gashemistry, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University).
