CC BY
292
УДК 665.725
Подготовка газа к сжижению в зависимости
от его свойств на заводах сжиженного природного газа стран ближнего востока
п
|роизводство природного газа — это первый шаг в цепи между нефтегазоносным пластом и потребителем. Наиболее же важным звеном этой цепи является, так называемый, мидстрим (midstream): операции по сбору, подготовке, хранению и транспортировке. Развитие этого сектора производства на Ближнем Востоке началось еще в конце 1970-х годов с проектов по сбору и подготовке попутного газа [1].
Ближний Восток занимает значительную долю на газовом рынке сегодня, на Ближнем Востоке сконцентрированы огромные запасы газа (40,5% от мировых запасов), на Ближнем Востоке расположена треть всех существующих ныне заводов сжиженного природного газа (СПГ). Десять заводов СПГ действуют в настоящее время в ОАЭ, Катаре, Йемене и Омане. Еще три завода в Иране находятся на стадии строительства и планирования.
Для сравнительного анализа были выбраны заводы четырех стран с наибольшими запасами газа на Ближнем Востоке, а именно ОАЭ, Оман, Катар и Иран. Все рассматриваемые заводы СПГ расположены (или будут расположены) в сравнительно одинаковых географических, климатических и даже экономических и политических условиях, технологические процессы этих заводов включают в себя подготовку газа.
Подготовка газа для сжижения — одна из главных целей мид-стрима при производстве сжиженного природного газа. Прежде чем природный газ может быть охлажден и преобразован в жидкое состояние, все лишние компоненты должны быть удалены. Состав газа разнится от месторождения к месторождению, но основные сопутствующие элементы в сыром газе хорошо известны. Это вода, CO2, H2S, меркаптаны (RSH), карбонил сульфиды, Hg, Не, N2, NOx. Наличие этих веществ может привести к тому, что производимый СПГ не будет удовлетворять техническим требованиям (спецификациям по содержанию воды, теплотворной способности, серы и т.д.), а эксплуатация оборудования и процесс сжижения могут быть осложнены из-за нежелательных свойств имеющихся примесей. Именно поэтому используемые технологии в процессе подготовки газа напрямую зависят от состава сырого газа и товарных спецификаций. Состав сырого газа всех четырех заводов представлен в таблице [2-7].
Подготовка газа на заводе СПГ в ОАЭ
На заводе СПГ в ОАЭ на подпорный компрессор подается газ при атмосферном давлении с месторождений Умм Шаиф, Закум и Эль-Бундук, где сжимается до 2,1 бар. Газ с подпорного насоса является частью газа, поступающего на первую ступень трехступенчатого компрессора сырьевого газа. Остальной сырьевой газ поступает на первую ступень с сепаратора низкого давления с заводов тех же самых месторождений [8,9].
Газ после первой ступени сжатия вместе с газом с сепаратора высокого давления с месторождения Закум поступает на вторую
В.Ю. ДОРОЖКИН, аспирант, Р.К. ТЕРЕГУЛОВ, к.т. н., доцент, Б.Н. МАСТОБАЕВ, профессор
Уфимский государственный нефтяной технический университет
E-mail: pipeline@rusoil.net
В статье представлен опыт подготовки газа к сжижению в зависимости от его свойств на заводах сжиженного природного газа четырех стран Ближнего Востока (ОАЭ, Омана, Катара и Ирана).
Ключевые слова: сжиженный природный газ, завод СПГ, Ближний Восток, очистка газа, отделение кислых газов, подготовка газа к сжижению, состав газа, спецификация газа, свойства газа.
In this article for the comparative analysis four LNG plants were chosen from four Middle East countries (UAE, Oman, Qatar and Iran) with be biggest proven gas reserves. All these LNG plants are located or will be located in the comparatively similar geographical, climate and even economical and political conditions. Technological processes of all of these plants include gas treatment stage. Description of the gas conditioning process on each of these plants is given. Gas treatment stage is important on these plants and for any other plant as all the undesirable elements should be removed before the gas liquefaction. Some of the problems solutions in gas treatment are also described and analyzed.
Keywords: liquefied natural gas, LNG, Middle East, gas purification, separation of acid gases, the preparation of the gas to liquid, gas composition, the specification of the gas properties of the gas.
Состав сырых газов, используемых на рассматриваемых заводах стран Ближнего Востока, % мол.
Компонент Завод СПГ
в ОАЭ в Омане* в Катаре в Иране
до ремонта после ремонта в 1983 г.
н2э 3,0 2,9 0,0 0,5 1,2
со2 4,9 6,1 1,0 1,8 2,5
Всего кислых газов 7,9 9,1 1,0 2,3 3,7
^ 0,2 0,1 0,1 3,3 4,6
С1 64,9 68,7 87,0 82,8 83,3
С2 11,5 12,0 7,1 5,2 С2-С6+в, сумме 8,4
С3 7,9 6,5 2,2 2,0
С4 3,6 2,6 1,3 1,1
С5 3,5 0,7 0,8 0,6
С6+ 0,5 0,3 0,5 2,6
Все остальные 92,1 90,9 99,0 97,7 96,3
Всего 100 100 100 100 100
* Среднее значение углеводородов с 3-х коллекторов.
Рис. 1. Схема сжижения газа с колонной для отгона лёгких фракций (завод СПГ в ОАЭ)
ступень под давлением 5,2 бара. После второй ступени газ, сжатый уже до 15,9 бар, сходится в одном потоке с газом высокого давления с месторождений Умм Шаиф и Эль-Бундук. Этот поток газа направляется на третью ступень компримирования и выходит под давлением 54 бара после третьей стадии, где и идет далее по процессу на очистку от кислого газа.
Жидкие углеводороды с компрессора сырого газа поступают в колонну отгонки легких фракций (рис. 1). Эта вертикальная тарельчатая колонна служит для обработки жидких углеводородов с промежуточных сепараторов 3-й и 4-й ступени компрессора сырьевого газа. К этому основному потоку присоединяются потоки жидких углеводородов с вла-
гоотделителей жидкой фазы, с сепаратора сушилки третьей технологической линии.
При нормальных условиях отгонная колонна работает при давлении в 15,6 бар вместе с паровым ребойлером, обеспечивающим тепло в отгонной колонне для дегазации. Продукт верха колонны температурой 50°С охлаждается/конденсируется на шлемовом конденсаторе. Сконденсировавшаяся при этом жидкость полностью возвращается в колонну в качестве оросительной жидкости, а газовые фракции подаются на 4-ю ступень компрессора сырого газа. Специальная система на сборнике орошающей фракции контролирует давление и на сборнике и в колонне.
Рис. 2. Схема процесса очистки газа от серы (завод СПГ в ОАЭ)
По проекту легкие углеводороды и кислые газы (СО2 и Н^) в отгонной колонне должны отделяться и подаваться обратно на компрессор сырого газа. Из-за содержания в газе сероводорода в сырьевые потоки добавляется ингибитор коррозии, защищающий линию отвода легких составляющих. Согласно конструкции донная жидкость (при температуре 125°С), насыщенная углеводородами С4 и С5, охлаждается лопастным вентилятором и попадает сразу в дебутанизатор (фракционная колонна) на этап фракционирования, где отделяются бутано-вая и пентановая фракции вместе с более тяжелыми углеводородами.
В сыром газе, поступающем на завод, находится ряд компонентов, количество которых должно быть сокращено до минимума (в особенности СО2, Н^ и воды) для того, чтобы газ соответствовал техническим условиям, что необходимо как для процесса сжижения, так и в связи с требованиями со стороны заказчика [8]. Любое неправильное удаление кислых газов из сырого газа напрямую воздействует на качество СПГ и вызывает сложности в эксплуатации криогенной колонны, где и производится СПГ [10].
В случае наличия в газе СО2, в количестве, превышающем норму, углекислый газ замерзает и может заблокировать криогенные секции, когда газ охлаждается до минус 190°С.
Сероводород Н^ является основным загрязнителем. Его присутствие в газе должно быть сведено к минимуму. Выделенный из сырого газа сероводород перерабатывается с образованием жидкой серы, которая затем гранулируется и экспортируется.
Состав газа, поступающего с различных источни-
ков, очень сильно варьируется. Например, содержание кислого газа (CO2+H2S) в каждом из потоков может меняться с 3,3 до 34% [4].
Часть завода по очистке газа от соединений серы является ключевой установкой в производстве СПГ. Схема карбонатной системы показана на рис. 2.
На первом уровне очистки газ обрабатывается раствором карбонатом калия. Абсорбционная карбонатная система состоит из разделяющего поток абсорбера и одноступенчатого регенератора. И карбонатный абсорбер, и регенератор представляют собой высокие вертикальные колонны с уплотненными слоями. После поглощения Ш2 и Н^ в абсорбере раствор карбоната калия становится насыщенным и требует регенерации, чтобы сбросить кислые газы, и направиться обратно в абсорбер. Регенерация карбонатного раствора достигается в карбонатном регенераторе. Газ, выходящий из карбонатного абсорбера, содержит 700-800 млн долей Н^ и 1500-1700 промилле Ш2.
На следующем уровне очистки газ проходит через второй абсорбер с диэтаноламином (ДЭА), где и обрабатывается раствором ДЭА, что уменьшает содержание H2S и СО2 до 3 и 30 промилле соответственно. Аминовая система состоит из однофазового абсорбера и однофазового регенератора. ДЭА-абсорбер и ДЭА-регенератор также представляют собой высокие вертикальные колонны с уплотненными слоями [8,10].
Отделенные кислые газы из карбонатного и ДЭА-регенераторов смешиваются и отправляются на установку по восстановлению серы, где кислые газы сжигаются и реагируют с образованием расплавленной жидкой серы.
Рис. 3. Типовая схема «Концепта Лурджи» по контролю количества серы
Абсорберы работают при давлении 50 бар, а регенераторы при давлении 0,8 бар. Необходимое тепло для регенерации обеспечивается ребойлерами.
Инженеры-технологи Халед В.Асман и Манника Васагам считают, что процесс обработки газа очень чувствителен к изменениям свойств сырого газа. Привычной проблемой является пенообразование в уплотненных слоях абсорберов, что вызывает плохой газожидкостный контакт, повышенное содержание Ш2 и Н^ на выходе, падение давление в ДЭА-абсорбере, вынос жидкости с выходящим газом. Это может повлиять на уменьшение подачи сырого газа к абсорберам, что однозначно приводит к сокращению производства СПГ. Для уменьшения проблем пенообразования делаются небольшие про-тивопенные инжекции на обоих абсорберах [10].
Подготовка газа на заводе СПГ в Омане
Природный газ для производства СПГ в Омане (см. таблицу) добывается на месторождениях Барик, Саих Нихайда и Саих Роул.
На завод СПГ газ поступает с газосборного завода в Саих Роул в центральном Омане. На этом заводе отделяются тяжелые фракции и вода до такой степени, чтобы сделать возможным транспортировку газа по однофазному трубопроводу длиной в 360 км и диаметром 1200 мм, рассчитанному на объёмы до 12 млрд м3 в год.
Сырой газ, добываемый в Омане, содержит Ш2, воду, некоторое количество ртути и тяжелые углеводороды. Эти составляющие отделяются на стадии подготовки газа. После чего, на второй стадии, газоконденсаты (в основном, гексан и пентан) сепарируются при фракционной дистилляции. На главном криогенном теплообменнике газ сжижается.
Ртуть присутствует в газе в очень малых количествах (в пределах нанограммов на м3), но вызывает повреждения алюминиевых элементов. Оборудование по удалению ртути расположено до установки сжижения, чтобы защитить всё последующее оборудование. На случай проникновения ртути в главный теплооб-
менник, предусмотрена специальная конструкция, предполагающая уплотнение щелей с лицевой стороны, свободный дренаж всех контуров, минимизирование низких точек, где могла бы скапливаться жидкость, а также применение материалов в меньшей степени подвергнутых воздействию ртути.
Поток СПГ, выходя из основного криогенного теплообменника (рис. 3), подается на колонну отделения азота внутри системы конечной вспышки через многоканальный контурный теплообменник (МКТ). Это обеспечивает подачу тепла ребойлера на колонну. Газ, содержащий азот и метан, из колонны отделения азота используется для охлаждения потока легкого смешанного хладагента (LMR) в МКТ.
В связи с высоким содержанием азота в сыром газе применяется система удаления N2, состоящая из гидравлической турбины, МКТ и колонны для отгонки азота вместо привычной испарительной емкости. Использование такой системы дает лучшее отделение азотосодержащих компонентов от СПГ для достижения показателя по содержанию в газе азота менее 1,0%, а также заметное увеличение производства СПГ по сравнению с конструкцией, где использован простой клапан и испарительный барабан [11-13].
Подготовка газа на заводе СПГ в Катаре
Состав сырого газа, используемого на заводе СПГ Катаргаз-2, приведен в таблице.
Катаргаз-2 — первый проект в мире, где была снижена стоимость производства СПГ на 25% и реализованы одни из самых низких показателей, связанных с окружающей средой, по эмиссии NOx, SO2, CO2 в мире. Это было достигнуто за счет применения полностью интегрированной цепочки производства СПГ и целого ряда новых технологических решений, в том числе и в подготовке газа:
• процесс Flexsorb-SE Plus с восстановлением серы до 99,2%;
• установка отделения кислых газов BASF aMDEA [14].
Первым этапом обработки газа на проекте Катаргаз-2 является отделение конденсата от газа. Отделенный конденсат стабилизируется с помощью многоступенчатой фракционной колонны и парового компрессора. Отделяющийся на этой стадии газ компримируется и подается обратно в линию газа после сепаратора. Конденсат отправляется на хранение для последующего экспорта.
Далее удаляются компоненты, содержащие серу, Ш2 и H2O. Для этого используется технологический процесс aMDEA BASF с активированным метилдиэ-таноламином. Такой процесс позволяет адсорбировать гораздо меньше метана из кислого газа, чем при привычном процессе Sulfinol. Как результат, меньшие выбросы СО2 при сжигании мгновенно выделяющегося газа (до 70 кг СО2 на тонну СПГ).
Работа установок по регенерации серы на каждой технологической линии основана на двухступенчатом процессе Клауса с обработкой остаточного газа и насыщением кислого газа с помощью процесса Flexsorb-SE. Совокупность всех этих процессов позволяет достичь эффективности восстановления серы в 99,2%. Десульфурированный концевой газ вместе с десорбированным воздухом с процесса дегазирования расплавленной серы сжигаются в печи дожига газов. Топочный газ из инсинератора удовлетворяет экологическим стандартам Катара, регламентирующим содержание СО — не более 5000 мг/Нм3, COS+CS2+H2S — не более 50 мг/Нм3, и при сжигании более 99,9% углеводородов С6+.
Газ, насыщенный серой, после установок улавливания серы с каждой линии собирается на специальной установке. Оттуда сжиженная сера подается на терминал хранения и экспорта.
Также удаляется ртуть, как чрезвычайно опасный коррозионный компонент газа для алюминиевых составляющих оборудования.
Вода удаляется при дегидратации газа на молекулярных ситах. Для уменьшения нагрузки на молекулярные сита газ охлаждается при первой низкотемпературной конденсации. При этом конденсируется и удаляется большая часть водяных паров.
Потом тяжёлые углеводороды отделяются и фракционируются на сжиженный нефтяной газ и заводской конденсат. Отделение бутанов и других более тяжёлых фракций необходимо для предотвращения замерзания на низкотемпературных участках технологического процесса [14,15].
Подготовка газа на заводе СПГ в Иране
Для сравнения был выбран завод СПГ Ирана (12 фаза разработки месторождения Южный Парс) — один из пяти заводов СПГ в этой стране, которые находятся в плане по строительству. Строительство их заморожено в Иране по совокуп ности политических и экономических проблем в регионе. Тем не
менее, расчёты и дизайн уже сейчас позволяют сделать вывод о тех технологиях и процессах подготовки газа, которые будут там использоваться.
Газ с месторождения Южный Парс также содержит Н^, N2, CO2 (см. таблицу). Кроме того сырой газ месторождения Южный Парс содержит ^S (карбонил сульфиды) и RSH (меркаптаны).
Компания Lurgi продала право на использование технологии «Концепта Лурджи по контролю количества серы» проекту СПГ Ирана (12 фаза) для обработки сырого газа (см. рис. 3). Н^ и СО2 полностью отделяются по технологии «Концепт Лурджи по контролю количества серы» на установке отделения кислых газов с водяной смесью активатора и метил-диэтаноламина (aMDEA) компании BASF. Кроме того достигается 99% удаления COS при применении aMDEA, что сводит коррозию к минимуму.
После установки отделения кислых составляющих газ остывает в холодильной установке для того, чтобы удалить основной объем влаги в модуле с микрофильтром перед процессом сжижения.
На микрофильтре Zeochem удаляются меркаптаны и вода до необходимой количеств, нормируемых требованиями спецификаций. Микрофильтры используются в применении там, где необходимо получать малые концентрации на выходе. Микрофильтры с размерами пор 3 и 4 ангстрем используются для удаления влаги.
Удаление серосодержащих компонентов и СО2 происходит на микрофильтрах с порами 5А и 13Х большего размера (рис. 4).
Молекулярное сито 5А не справляется с удалением всех меркаптанов, поскольку не адсорбирует меркаптаны больше, чем этилмеркаптаны. Именно поэтому на заводах подготовки газа в Персидском заливе используется микрофильтр 13Х. Регенерационная фаза происходит посредством нагревания адсорбента молекулярного сита в потоке сухого газа.
После микрофильтра регенерированный газ, насыщенный меркаптанами, обрабатывается на установке отделения меркаптанов Purisol. Регенерированный газ очищается до такого уровня содержания серы, что может быть использован в ка-
Струюура цеолита Структура цеолита
Тип ЗА с размером пор ЗА Тип 13Х с размером пор 10А Тип 4А с размером пор 4А Тип 5 А с размером пор 5 А
Рис. 4. Молекулярная структура цеолитов А и Х
честве топливного газа на заводе или в каких-то других целях. Отдельный поток газа, насыщенный на 50-70% меркаптанами, подается на агрегат восстановления серы, состоящий из модернизированной установки Клауса, модуля обработки остаточного газа и системы дегазирования серы (AQUISULF). Новизна такого подхода заключается в комбинации блока Purisol по восстановлению меркаптанов и процесса производства серы в модифицированном аппарате Клауса вместе с системой сжигания Lurgi KombiBurner. Описанная схема позволяет достичь 99%-го отделения серы, имеющейся в сыром газе в начале обработки.
При необходимости схему можно менять по требованию заказчика, например, оставить подготовку топливного газа и обратное закачивание в пласт кислого газа [5,16].
Выводы
Подготовка газа является важнейшей частью в цепи поставки газа потребителю. Зачастую оборудование подготовки газа гораздо сложнее, чем установки добычи газа, а конструкция оборудования для подготовки газа зависима от состава газа, объемов сырья, температуры и давления.
Критичным фактором являются требования заказчика по спецификациям на газ. Минимальное изменение в них может привести к масштабным реконструкциям технологических линий обработки газа и усложнению технологий, а значит и значительному удорожанию всего проекта СПГ. Поэтому важно, чтобы все вопросы по составу продаваемого СПГ обсуждались задолго до начала строительства завода СПГ, а все торговые соглашения такого рода принимались с участием компетентных технических специалистов в вопросах подготовки газа.
Задачей индустрии подготовки газа в ближайшем будущем будет удешевление процесса, обеспечение максимальной безопасности для окружающей среды и минимизирование выбросов в атмосферу. Эффективное удаление примесей и продолжение совершенствования существующих технологий обработки газа будут наиболее значимыми для проектов, связанных с производством сжиженного природного газа.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Robert Hubbard. The Role of Gas Processing in the Natural-Gas Value Chain. JPT, August 2009. SPE 118535, Distinguished Author Series.
2. World's LNG Liquefaction Plants and Regasification Terminals // www.globallnginfo.com
3. C. de Fraissinette, El Komy O.F., Piquet F.
Debottlenecking of Acid Gas Removal Units // Middle East Oil Technical Conference and Exhibition held in Bahrain, March 11-14, 1985. SPE 1372811.
4. Hedayat Omidvar. Prospect of Iran Natural Gas Export Projects // India Oil & Gas Review Summit (IORS), 2011.
5. Wagner U. Sulfur Management in Natural Gas Treating Plants: The state-of-the-art approach for LNG Plants // 12th International Oil, Gas and Petrochemical Congress, Iran. February, 2004.
6. Nengkoda A. and others. The effectiveness of geochemical technique for evaluation of commingled reservoir: Case study // SPE Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition, Jakarta, Indonesia, 30 October - 1 November, 2007, SPE 109169.
7. Whitson C.H., Kuntadi A. Khuff Gas Condensate Development // International Petroleum Technology Conference held in Doha, Qatar, 21-23 November 2005. Paper IPTC 10692.
8. Abu Dhabi Gas liquefaction Company Ltd. // http://www.adgas.com/
9. Egab A. Mohamed, Vasagam Manicka, Pandav Prafull. Change in Liquid Splitter Operation - Averted Environmental Flaring // Abu Dhabi Petroleum International Exhibition and Conference, Abu-Dhabi, 5-8 November 2006. SPE 100845.
10. Khaled W. Asman, Manicka Vasagam. Gas sweetening process - Problems and remedial measures // 10th Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, Abu Dhabi, 13-16 October 2002, SPE 78569.
11. Oman LNG // http://www.omanlng.com/
12. Greg McLachlan, etc. Efficient production of LNG from the Oman LNG project // Gastech, 2002. http://www.ivt.ntnu.no/ept/fag/tep4215/innhold/ LNG%20Conferences/2002/Papers/McLachlan-Vink_paper.pdf.
13. A new generation of Liquid Expanders in Operation at Oman LNG // http://www.google.ru/ url?sa=t&rct=j&q=oman%20lng&source=web&cd=6 9&ved=0CGkQFjAIODw&url=http%3A%2F%2Fww w.kgu.or.kr%2Fdownload.php%3Ftb%3Dbbs_017% 26fn%3Dv.d.Handel.pdf%26rn%3Dv.d.Handel.pdf &ei=9nzkTpPfIoyWswawmJmgCQ&usg=AFQjCNGO O3TjCMPozpXOCFCeMibnNThZRA.
14. Pratt M.D. and Onder A. Qatargas 2 - Leading the way in Clean LNG Train Technology // International Petroleum Technology Conference held in Doha, Qatar, 7-9 December 2009. IPTC 13707/
15. Choi Michael S. LNG for Petroleum Engineers // SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Florence, Italy, 19-22 September 2010. SPE 133722.
16. Design of a Typical LNG Plant for South-Pars Gas Field//http://www.ripi.ir/congress12.
