CC BY
43Химия и технология переработки нефти и газа_
УДК 665.276
ВЛИЯНИЕ ДАВЛЕНИЯ НА ЧЕТКОСТЬ РАЗДЕЛЕНИЯ КОЛОНН ДЕЭТАНИЗАЦИИ
INFLUENCE OF PRESSURE ON RECTIFICATION SHARPNESS IN DEETHANIZATION TOWERS
Д. Б. Ермолин, М. С. Рогалев, Р. З. Магарил, Л. В. Трушкова
D. B. Ermolin, M. S. Rogalev, R. Z. Magaril, L. V. Trushkova
ООО «Газпром переработка», ООО «ТюменНИИгипрогаз» Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Ключевые слова: деэтанизация, ректификация, ректификационные колонны, четкость разделения, КПД тарелки Key words: deethanization, rectification, rectification tower, sharpness of rectification, mass transfer, tray efficiency
Переработка попутного нефтяного газа на газоперерабатывающих заводах в большинстве случаев осуществляется с использованием процессов низкотемпературной конденсации и ректификации [1-4].
Существующие комплексы по переработке попутного нефтяного газа имеют одинаковые технологические схемы и сопоставимые технологические режимы работы оборудования [3, 4].
Продукцией переработки попутного нефтяного газа является сухой отбензи-ненный газ и широкая фракция легких углеводородов [4]. Сухой отбензиненный газ представляет собой смесь метана и этана, которая применяется в качестве топливного газа [2, 3]. Широкая фракция легких углеводородов состоит из углеводородов выше пропана и используется при производстве индивидуальных углеводородов (пропан, бутаны, пентаны), в качестве сырья нефтехимии и для производства компонентов моторных топлив [3].
В качестве основного показателя, характеризующего эффективность работы комплекса переработки попутного нефтяного газа, используется степень извлечения с широкой фракцией легких углеводородов компонентов выше пропана от потенциального содержания в сырье (степень извлечения целевых компонентов) [1-4]. В настоящее время считается приемлемой и реально достижимой степень извлечения целевых компонентов не менее 92 % [3, 4]. Основным компонентом широкой фракции легких углеводородов, который теряется при переработке попутного нефтяного газа с сухим отбензиненным газом, является пропан [2, 3]. Потери пропана происходят с газовым потоком в блоках деметанизации и деэтанизации [4].
При технологическом режиме работы блока деметанизации наблюдается незначительная потеря пропана с газовым потоком, которая составляет порядка 0,3 % [2-4]. Работа блока деметанизации осуществляется по принципу однократной конденсации вследствие прохождения потоком попутного нефтяного газа детандера и дальнейшего его поступления в верхнюю часть деметанизатора. Контактные устройства деметанизатора работают как отбойные. По этой причине рассмотрение эффективности работы блока деметанизации с целью повышения степени извлечения пропана с деметанизированной широкой фракцией легких углеводородов не является актуальной задачей.
В большинстве случаев основная потеря пропана происходит в блоке деэтани-зации деметанизированной широкой фракции легких углеводородов. В среднем потери пропана с газом деэтанизации в данном блоке составляют около 5 % от
потенциального содержания в сырье [2, 4]. Следовательно, эффективность работы блока деэтанизации в основном определяет уровень потерь целевых компонентов, в частности пропана, с сухим отбензиненным газом при переработке попутного нефтяного газа.
В настоящее время на газоперерабатывающих заводах эффективность работы блока деэтанизации определяется количеством этана, остающимся в нижнем продукте колонны деэтанизации [1-4]. Это обусловлено нормированием содержания суммы метана и этана в широкой фракции легких углеводородов на уровне не более 3 % масс. [2, 4]. Содержание более тяжелых углеводородов в широкой фракции легких углеводородов всегда соответствует установленным требованиям. Поэтому выбор технологического режима эксплуатации колонны деэтанизации в основном осуществляется с целью достижения оптимального содержания суммы метана и этана в широкой фракции легких углеводородов [1-4].
Рассмотрим вопрос повышения эффективности эксплуатации колонны деэта-низации для обеспечения максимального извлечения пропана с широкой фракцией легких углеводородов. Для решения поставленной задачи проанализируем технологический режим эксплуатации колонн деэтанизации ряда газоперерабатывающих заводов и сформулируем предложения по его изменению.
В табл. 1 представлена информация по конструкции и среднестатистические данные по режиму работы колонн деэтанизации ряда газоперерабатывающих заводов.
Таблица 1
Данные по конструкции и среднестатистический технологический режим работы колонн деэтанизации ряда газоперерабатывающих заводов
Наименование показателя Губкинский ГПЗ Южно-Балыкский ГПЗ Нижневартовский ГПЗ Белозерный ГПЗ Сосногорский ГПЗ Няганьский ГПЗ
Тип контактных устройств и их количество
Тип контактных устройств ситчатые клапанные клапанные клапанные клапанные ситчатые
Количество контактных устройств, шт. 38 42 40 40 40 38
Производительность, % от номинального значения 65 75 70 70 30 50
Давление, МПа
Рабочее 2,3 2,4 2,6 2,5 2,6 2,2
Разрешенное 3,0 4,0 4,0 4,0 3,6 3,0
Температу ра,0С
Верха рабочая -15 -14 -12 -14 -18 -15
Верха разрешенная -20 .„+20 -15 .+20 -20 ... +40 -20 ...+40 -20 .+20 -18 .+10
Низа рабочая 89 88 88 87 88 88
Низа разрешенная 75-110 80-100 80-120 80-120 80-100 80-110
Ввода сырья рабочая 20 22 22 19 -3 12
Ввода сырья разрешенная > 30 > 30 > 40 > 40 > 10 > 15
Данные аналитического контроля
Содержание СН+СгН в деэтанизированном ШФЛУ, % масс. 1,47 1,69 0,72 1,17 0,03 0,82
Содержание С3Н8 в газе деэтанизации, % об. 1,76 2,88 1,85 2,37 0,12 0,42
Данные таблицы 1 показывают, что все колонны деэтанизации обеспечивают выработку кондиционной широкой фракции легких углеводородов. В каждом случае наблюдается запас качества относительно требований по содержанию суммы метана и этана в широкой фракции легких углеводородов. Содержание пропана в верхнем продукте колонн находится в диапазоне 0,12-2,88 % об. Рассматриваемые колонны деэтанизации имеют сопоставимый технологический режим эксплуатации. Значения температурного режима и кратности орошения соответствуют оптимальным значениям, разрешенным технологическим регламентом. В каждом конкретном случае имеется существенный запас по возможности повышения рабочего давления в аппарате относительно разрешенного технологическим регламентом. Почти все аппараты имеют одинаковый тип контактных устройств (клапанные тарелки) за исключением двух колонн, в которых используются ситчатые тарелки. Количество контактных устройств в рассматриваемых колоннах находится в диапазоне 38-42 тарелки. Различие в показателях технологического режима, типе контактных устройств и их количестве не отражается на представленной в таблице 1 четкости разделения колонны деэтанизации. Разброс по содержанию пропана в газе деэтанизации может быть объяснен различием в фактической производительности колонн и, следовательно, в эффективности работы контактных устройств укрепляющей части колонны деэтанизации.
В соответствии с информацией, приведенной в основной научно-технической литературе по переработке попутного нефтяного газа [1-4], эффективность эксплуатации колонны деэтанизации рекомендуется корректировать изменением ее температурного режима и кратности орошения. При этом в сжатом варианте приводится информация по влиянию давления на четкость разделения ректификационных колонн, и не рассматриваются варианты ее улучшения изменением данного технологического параметра аппарата.
Анализ теоретических аспектов процесса ректификации, изложенный в работах [5, 6], показывает, что четкость разделения эксплуатируемых ректификационных колонн может быть существенно улучшена повышением их рабочего давления.
Сырьевой поток, поступающий в ректификационную колонну, имеет определенную долю отгона, которая обеспечивает получение паровой фазы в эвапараци-онном пространстве, содержащей помимо компонентов верхнего продукта дополнительно 20-30 % компонентов нижнего продукта. В потоке жидкой фазы, поступающей с эвапарационного пространства в отгонную часть ректификационной колонны и далее в ее кубовую часть, содержится помимо компонентов нижнего продукта остаточное количество компонентов верхнего продукта, которое попадает в данную фазу вследствие однократного испарения сырьевого потока. Обычно количества контактных устройств отгонной части ректификационной колонны и возможности нагревательного оборудования, поддерживающего требуемую температуру кубовой части аппарата, достаточно для обеспечения четкого разделения компонентов нижнего продукта от компонентов верхнего продукта. Основной проблемой, которая не может быть решена в полной мере изменением температурного режима и кратности орошения, в настоящее время является достижение четкого разделения компонентов верхнего продукта и компонентов нижнего продукта в укрепляющей части ректификационной колонны. В работах [5, 6] показано, что четкость разделения компонентов на контактных устройствах укрепляющей части ректификационной колонны определяется эффективностью конденсации граничных компонентов в жидкую фазу из пузырьков паровой фазы, проходящих слой флегмы. Данный процесс может быть значительно ускорен повышением рабочего давления в аппарате. При этом происходит повышение степени дисперсности пузырьков паровой фазы в слое флегмы на контактном устройстве и времени контакта между фазами. Перечисленное ранее приводит к ускорению процесса массопередачи компонентов из паровой фазы в жидкую на контактном
устройстве укрепляющей части ректификационной колонны. На основании I закона Фика влияние давления на эффективность массопередачи компонентов из паровой фазы в жидкую на контактных устройствах укрепляющей части ректификационной колонны в соответствии с выводом, приведенным в работе [5, 6], может быть описано выражением следующего вида:
М = к-ж'12 ■ у], (1)
где М — количество 1-ого компонента, переходящего из паровой фазы в жидкую; к — коэффициент пропорциональности; ж — давление в ректификационной колонне; у' — мольная доля 1-ого компонента в паровой фазе.
Сделано предложение для оценки К П Д тарелки укрепляющей части ректификационной колонны через отношение массопередачи компонентов из паровой фазы в жидкую к произведению объемного расхода паровой фазы и мольной доли компонентов нижнего продукта, содержащихся в паровой фазе. На основании вывода, приведенного в работе [5, 6], выражение для оценки К П Д тарелки укрепляющей части ректификационной колонны может быть представлено в следующем виде:
М 3/
--Г = К V2, (2)
УП_Ф ■ У г
где УП Ф — объем паровой фазы; К — коэффициент пропорциональности.
Далее будет проверена применимость описанного выше для повышения эффективности отделения пропана от верхнего продукта колонны деэтанизации.
В таблице 2 приведены данные по эксплуатации колонн деэтанизации ряда газоперерабатывающих заводов при изменении рабочего давления.
Таблица 2
Данные по эксплуатации колонн деэтанизации ряда газоперерабатывающих заводов при изменении рабочего давления
Наименование показателя Губкинский ГПЗ Южно-Балыкский ГПЗ Нижневартовский ГПЗ Белозерный ГПЗ Сосногорский ГПЗ Няганьский ГПЗ
Деэтанизатор Сосногорского ГПЗ
Давление, МПа
Рабочее 2,4 | 2,6 | 2,8 | 3,0 | 3,2 | 3,4
Разрешенное 3,6
Температура, "С
Верха -16 -15 -15 -14 -16 -16
Низа 88 88 87 88 89 88
Ввода сырья -3 -4 -3 -5 -4 -4
Данные аналитического контроля
Содержание СН|+С2Н6 в деэтанизированном ШФЛУ, % масс. 0,03 0,06 0,08 0,13 0,18 0,25
Содержание С3Н8 в газе деэтанизации, % об. 0,12 0,07 0,05 0,02 0,01 0,005
Деэтанизатор Нижневартовского ГПЗ
Давление, МПа
Рабочее 2,6 | 2,8 | 3,0 | 3,2 | 3,4 | 3,6
Разрешенное 4,0
З ЗП Г З ПГ
Наименование показателя Губкинский ГПЗ й и к с и ла мз о н нж 2 й и к с в 8 ра в е н ж и я Белозерный ГПЗ Сосногорский ГПЗ Няганьский ГПЗ
Температура, 0 С
Верха -12 -14 -13 -14 -12 -13
Низа 88 87 88 89 88 88
Ввода сырья 22 22 21 22 22 21
Данные аналитического контроля
Содержание СН|+С2Н6 в деэтанизированном ШФЛУ, % масс. 0,72 0,95 1,28 1,51 1,72 1,97
Содержание С3Н8 в газе деэтанизации, % об. 1,85 1,21 0,73 0,37 0,19 0,04
Деэтанизатор Няганьского ГПЗ
Давление, МПа
Рабочее 2,2 2,4 2,6 2,8 2,95 -
Разрешенное 3,0
Температура, 0 С
Верха -15 -15 -15 -15 -15 -
Низа 88 88 88 88 88 -
Ввода сырья 12 12 12 12 12 -
Данные аналитического контроля
Содержание СН4+С2Н6 в деэтанизированном ШФЛУ, % масс. 0,82 0,93 1,12 1,29 1,48 -
Содержание С3Н8 в газе деэтанизации, % об. 0,42 0,28 0,14 0,08 0,05 -
Данные таблицы 2 подтверждают приведенные в работах [5, 6] заключения о влиянии давления на эффективность работы контактных устройств укрепляющей части ректификационной колонны. В каждом из представленных примеров эксплуатации колонн деэтанизации видно, что повышением давления может быть обеспечено четкое выделение пропана с широкой фракцией легких углеводородов.
Однако повышение давления приводит к увеличению содержания этана в нижнем продукте колонны деэтанизации. Это может объясняться тем, что температура кубовой части колонны деэтанизации выше значения, которое является критическим для этана (критическая температура этана 32,35 0С [7]). Следовательно, при описании фазовых переходов этана неприменимы законы Дальтона и Рауля. Его переход в жидкую фазу происходит вследствие растворения. На основании [8] математически растворение этана в кубовой части колонны деэтанизации может описываться следующим выражением:
Q
XC2H6 ~ К 'e ' pc2н6
(3)
где x — молярная доля этана в жидкой фазе; Q — теплота растворения этана
С2 H6
в жидкой фазе; R — универсальная газовая постоянная; T — абсолютная температура системы; рС Иб — парциальное давление этана; \ — коэффициент пропорциональности.
Теплота растворения этана в жидкости численно может быть определена как разница энтальпий жидкой и газовой фаз при значениях технологических параметров работы колонны деэтанизации. На основе данных по энтальпиям жидкой и газовой фаз для этана, приведенных в [7], теплота его растворения при рабочей температуре кубовой части колонны деэтанизации может быть принята равной нулю. С учетом описанного выше в представленной зависимости (3) множитель
0ш
вят равен единице. Следовательно, растворение этана в жидкости кубовой части колонны деэтанизации не зависит от температуры и может описываться линейной функцией от его парциального давления:
- к2 ' Рс21
(4)
где к2 — коэффициент пропорциональности.
В соответствии с данными таблицы 2 на рисунке представлена зависимость содержания этана в кубовой части колонны деэтанизации от значения рабочего давления в аппарате.
Рисунок. Зависимость растворения этана в нижнем продукте колонны деэтанизации от рабочего давления аппарата
Каждый из трех примеров, приведенных на рисунке, качественно подтверждает возможность описания перехода этана в широкую фракцию легких углеводородов в кубовой части колонны деэтанизации вследствие растворения.
Таким образом, повышением давления в колонне деэтанизации может быть обеспечено четкое отделение пропана от газа деэтанизации. Это подтверждает корректность выводов, приведенных в работах [5, 6], о влиянии давления на эффективность работы контактных устройств укрепляющей части ректификационной колонны.
При повышении давления в колонне деэтанизации наблюдается увеличение содержания этана в широкой фракции легких углеводородов вследствие его растворения. Зависимость изменения от давления содержания этана в кубовом продукте колонны деэтанизации может быть оценена на основании выражения (4).
Список литературы
1. Бекиров Т. М. Первичная переработка природных газов. - М.: Химия, 1987.
2. Берлин М. А., Гореченков В. Г., Волков Н. П. Переработка нефтяных и природных газов. - М.: Химия, 1981.
3. Берлин М. А., Гореченков В. Г., Капралов В. П. Квалифицированная первичная переработка нефтяных и природных углеводородных газов. - Краснодар: Советская Кубань, 2012.
4. Чуракаев А. М. Газоперерабатывающие заводы. - М.: Химия, 1971.
5. Рогалев М. С., Магарил Р. З. Повышение и оценка эффективности работы контактных устройств ректификационной колонны // Известия вузов. Нефть и газ. - 2011. -№ 6. - С. 90-95.
6. Rogalev M. S., Magarril R. Z. The influence of rectification sharpness on the quality of motor fuels // Energy Production and Management in the 21st Century. The Quest for Sustainable Energy. Eds. C. A. Breb-bia, E. R. Magaril & M. Y. Khodorovsky. V. 2. - WIT Press: Southampton, 2014. 833 - 843 P.
7. Варгавтик Н. Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. - М.: Наука, 1972.-720 с.
8. Аксенова Э. И., Калинина И. Г., Магарил Р. З. Теоретические основы химико-технологических процессов. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2005.
Сведения об авторах
Ермолин Денис Борисович, дежурный диспетчер производственного отдела Сосногорского ГПЗ, ООО «Газпром переработка», аспирант, Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)256925, e-mail: ErmolinDB@sgpz.gpp.gazprom.ru.
Рогалев Максим Сергеевич, к. т. н., заместитель директора Тюменского регионального научно-исследовательского центра по изучению керна и пластовых флюидов, ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень, тел. 8(3452)286032, e-mail: rogalevms@tngg.ru.
Магарил Ромен Зеликович, д. т. н., профессор, главный научный сотрудник, Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)256925, e-mail: magaril67@mail.ru.
Трушкова Любовь Васильевна, к. т. н., доцент кафедры «Переработки нефти и газа», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень, тел. 8(3452)256925.
Ermolin D. B., postgraduate student of the chair «Oil and gas processing», Tyumen State Oil and Gas University, LLC «Gazprom Pererabotka», phone: 8(3452)256925, e-mail: ErmolinDB@sgpz.gpp.gazprom.ru
Rogalev M. S., Candidate of Science in Engineering, Deputy Director of Tyumen Regional Research Center for Core and Reservoir Fluids Study, LLC «TyumenNIIgiprogas», phone: 8(3452)286032, e-mail: roga-levms@tngg. ru
Magaril R. Z., Doctor ofEngineering, professor, chief scientific worker at Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)256942, e-mail: magaril67@mail.ru
Trushkova L. V., Candidate of Science in Engineering, associate professor of the chair «Oil and gas processing», Tyumen State Oil and Gas University, phone: 8(3452)256925
