CC BY
454
УДК 621.565:621.59:665.632:621.564
Е. А. Атабегова, Л. Б. Волокитин, С. А. Г а р а н о в, С. Д. Г л у х о в
ОБЗОР МЕТОДОВ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ ПОПУТНЫХ НЕФТЯНЫХ ГАЗОВ
Рассмотрены основные низкотемпературные процессы переработки природного газа, такие как абсорбция, сепарация, конденсация и ректификация. Выделены достоинства и недостатки применяемых схем. Сформулированы предложения по улучшению наиболее эффективных детандерных схем.
E-mail: leovol@mail.ru
Ключевые слова: природный газ, попутный нефтяной газ, степень извлечения, этан, пропан-бутан, абсорбция, сепарация, ректификация, де-
тандерный цикл.
В настоящее время все большую долю сырья в нефтехимической промышленности занимают природный и попутный нефтяной газы. В связи с этим разработка схем подготовки и переработки газа приобретает все большее значение и является важной и актуальной задачей развития всей отрасли. Решение данной задачи позволит приблизиться к качественно новому решению одной из актуальных проблем в нефтегазовом комплексе — утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ).
Помимо решения вопросов в экологическом аспекте, ПНГ представляют значительный интерес и в промышленном производстве. По своему химическому составу многие из ПНГ отличаются повышенным содержанием ценных углеводородов С3 и высокой теплотворной способностью, которая колеблется в пределах от 9 000 до 15 000ккал/м3). В химической промышленности содержащийся в ПНГ этан используется для производства пластических масс и каучука, а более тяжелые компоненты служат сырьем при производстве химической продукции, высокооктановых топливных присадок и сжиженных углеводородных газов, в частности сжиженного технического пропан-бутана (СПБТ). Бутаны в большом количестве требуются в качестве сырья для синтеза бутадиена.
Утилизация ПНГ позволяет получать экономическую выгоду вследствие увеличения объема реализации дополнительной продукции: "чистых" компонентов либо в виде смеси жидких компонентов. Стоимость возрастающих объемов продаж жидких продуктов может быть значительно выше потерь дохода от продаж, обусловленных уменьшением теплоты сгорания газа.
В настоящей статье рассмотрен ряд основных низкотемпературных процессов переработки газа, такие как абсорбция, сепарация, конденсация и ректификация. Подробному рассмотрению этих процессов и
методам их расчета посвящено значительное число работ [1-5]. На основе имеющегося российского и мирового опыта применяются следующие технологии для разделения газа и выделения из него ценных компонентов.
Метод низкотемпературной абсорбции. В последние годы в целях повышения степени извлечения тяжелых углеводородов из газа, абсорбцию проводят при пониженных температурах. Снижение температуры и повышение давления в абсорбционных аппаратах установок низкотемпературной абсорбции (НТА) позволяют использовать низкомолекулярные абсорбенты (молекулярной массой 80-120) и обеспечить реализацию процесса при более низком удельном расходе абсорбента.
Технологические схемы НТА состоят из блока предварительного отбензинивания исходного газа, представляющего собой блок низкотемпературной конденсации (НТК), блока НТА, где происходит доиз-влечение углеводородов из газа, прошедшего блок НТК.
Принципиальное отличие установок НТА от установок масляной абсорбции состоит в аппаратурном оформлении процесса: до абсорбера необходим сепаратор, в котором конденсируется и отделяется большее количество сжиженных углеводородов. Это позволяет снизить нагрузку абсорбера и углубить извлечение остающихся в газе углеводородов С2... С5 в самом абсорбере. Характерный режим работы таких установок НТА следующий: температура в абсорбере составляет -20 ... — 60 °С, давление 4... 6 МПа в абсорбере; 2... 3,5 МПа в адсорбционно-отпарной колонне; 1... 2 МПа в десорбере. Степень извлечения компонентов: С2 - 20... 50%, С3 - 80... 99%, С4+ - 100%. Таким образом, в процессе НТА сочетаются два процесса — низкотемпературной сепарации (НТС) и НТА.
Метод низкотемпературной сепарации. В этом методе газ охлаждается холодом, вырабатываемым внешней холодильной станцией (рис. 1). В нефтяной, газовой и химической промышленности в качестве хладагента применяют пропан, этан, аммиак, хладоны и многокомпонентные хладагенты.
Типичная степень извлечения жидких углеводородов составляет: для С3 — 85%, для С4 — 94%, для С5+ — 98%. Эти значения выше, чем на установках, работающих на отбензиненном — тощем абсорбционном масле. Однако на подобных установках низкотемпературной сепарации (НТС) можно извлечь только небольшое процентное содержание этана. Извлечение этана ограничивается неспособностью обычных хладагентов охладить входящий поток ниже, чем до —40 °С. Получение более низких температур в подобных схемах (до —60 ...—70 °С) связано с серьезным повышением сложности оборудования и энергозатрат на получение холода.
Рис. 1. Упрощенная технологическая схема установки с искуственным охлаждением
Из преимуществ данного способа следует отметить возможность сепарации и разделения без понижения давления ПНГ, что исключает необходимость последующего сжатия отбензиненного газа.
Метод низкотемпературной конденсации и ректификации. При использовании этого метода (рис.2) газ охлаждается до температур —75 ... —1200С в результате расширения [6-9] в турбодетандере или дроссельном вентиле. Дополнительно применяют внешнее охлаждение с использованием каскадного холодильного пропан-этиленового цикла [10] или цикла на многокомпонентном хладагенте [11].
Различие между методами НТК и ректификацией заключается в последней ступени: в методе НТК на разделение направляется только конденсат, а в методе низкотемпературной ректификации — конденсат и парожидкостная смесь. На рис. 2 конденсат из низкотемпературного сепаратора впрыскивается в среднюю часть ректификационной колонны. Газ из низкотемпературного сепаратора расширяется в дроссельном вентиле или детандере, и полученная парожидкостная смесь поступает в верхнюю секцию деметанизатора.
Процесс НТК по сравнению с низкотемпературной ректификацией требует меньших расходов теплоты, холода и затрат на строительство установок, осуществляется в аппаратах меньшего размера. Однако метод низкотемпературной ректификации позволяет извлекать компоненты из газа в чистом виде с высокой степенью извлечения.
Рис. 2. Упрощенная технологическая схема криогенной установки
Из всех применимых технологий наибольший интерес представляют установки с использованием расширения газа в турбодетанде-ре, так как возможно эффективное получение низких температур при относительно небольших перепадах давления. В связи с этим такие установки по сравнению с другими имеют самые высокие уровни извлечения углеводородных жидкостей: С2 > 60 %, С3 > 90 %, С4+ — 100%.
Из проведенного анализа существующих низкотемпературных технологий разделения газа нет универсального решения: до какой температуры нужно охлаждать сырьевой поток. В процессах разделения углеводородных газов необходимо задаться конечной температурой охлаждения, позволяющей получать заданную степень конденсации.
Одной и той же степени конденсации исходного газа можно достичь различными комбинациями значений температуры и давления. С повышением давления в системе степень конденсации при постоянной температуре увеличивается, а избирательность процесса снижается. Интенсивность изменения степени конденсации не прямо пропорциональна изменению давления и температуры. В области низких давлений степень конденсации быстро меняется с изменением давления. При дальнейшем увеличении давления интенсивность конденсации снижается. Аналогичное влияние оказывает изменение температуры: наиболее интенсивно степень конденсации увеличивается с
понижением температуры до определенного значения (в зависимости от состава газа), ниже которого скорость конденсации замедляется.
Основной недостаток традиционных схем, применяемых в методах НТС и НТК, заключается в том, что при проведении НТС при давлениях 0,7... 0,9 от критического давления смеси углеводородов, происходит ухудшение четкости разделения углеводородов, так как в жидкую фазу вместе с тяжелыми компонентами переходит значительное количество легких компонентов. Следовательно, сначала затрачивается излишнее количество холода на конденсацию легких компонентов, затем затрачивается тепловая энергия в кубе ректификационной колонны на их выпаривание. Чем выше требуемый коэффициент извлечения целевых компонентов, тем ниже необходимая температура НТС, тем больше затраты холода на нежелательную конденсацию легких компонентов и затраты тепловой энергии на их последующее выпаривание.
Для традиционных схем с применением детандера следует отметить и следующий недостаток — работа детандера в парожидкостном режиме, что не лучшим способом сказывается на работе турбомашин.
Кроме того, дополнительные преимущества могла бы принести обработка паровой фазы из низкотемпературного сепаратора при высоком давлении до его расширения в дросселе или детандере при самых низких температурах, достигаемых в цикле.
Предполагается разработать новые схемы и подобрать оптимальные условия проведения процессов конденсации и ректификации при безопасном режиме работы турбодетандера для более полного извлечения целевых компонентов этана, пропана и бутана.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
¡.Александров И. А. Массопередача при ректификации и абсорбции многокомпонентных смесей. - Л.: Химия, 1972. - 320 с.
2. Технология переработки природного газа и конденсата: Справочник: В 2 ч.- М.: ООО "Недра Бизнесцентр" 2002. - Ч. 1. - 517 с.
3. Николаев В. В., Бусыгина Н. В. Основные процессы физической и физико-химической переработки газа. - М.: Недра, 1998. - 184 с.
4. БекировТ. М., ЛанчаковГ.А. Технология обработки газа и конденсата -М.: Недра, 1999.- 595 с.
5. Арнольд К., Стюарт М. Справочник по оборудованию для комплексной подготовки газа. Промысловая подготовка углеводородов / Пер. с англ. - М.: ООО "Премиум Инжиниринг", 2009. - 630 с.
6. П а т е н т US № 4854955, MKU F25J 3/02. Hydrocarbon gas processing / Roy E. Campbell, John D. Wilkinson. Заявл. 17.08.88 № 194878. Опубл. 08.08.89 UA.
7. Патент US № 4251249, MKU F25J 3/02. Low temperature process for separating propane and heaving hydrocarbons from a natural gas steam / Jerry G. Gulsby. Заявл. 15.12.78 № 969990. Опубл. 14.10.86 UA.
8. Патент US № 4617039, MKU F25J 3/02. Separating hydrocarbon gases / LorenL. Buck. Заявл. 19.11.84 № 673039. Опубл. 17.02.81 UA.
9. П а т е н т РФ № 2047061: F25J 3/02. Способ разделения газа и устройство для его осуществления / Рой Е. Кэмпбелл [US]; Джон Д. Вилкинсон [US]; Хенк М. Хадсон [US]. Заявл. 16.05.89 № 4614265/06. Опубл. 27.02.95 РФ.
10. П а т е н т GB № 2146751 А, MKU F25J 3/02. Separation of hydrocarbon mixtures / T.R. Tomlinson, D.R. Cummings. Заявл. 31.09.83 № 8325069 GB.
11. M a c K e n i e D. H., Donnelly S. T. Mixed refrigerant proven efficient in natural-gas-liquids recovery process. Reprinted from the March 4, 1985 edition of Oil and Gas Journal.
Статья поступила в редакцию 1.07.2010
