Технологии никотемпературного разделения ПНГ для получения сухого отбензиненного газа и сжиженных углеводородных газов
Попутный нефтяной газ, получаемый на установках подготовки нефти на разных месторождениях, заметно отличается соотношением содержания конденсируемых и неконденсируемых компонентов: азота, углекислого газа, метана, этана, с одной стороны, и углеводородов С3+В, с другой, в зависимости от типа и газонасыщенности нефти. При этом существенно меняется парциальное давление тяжелых компонентов газа, что требует различных подходов при его разделении путем низкотемпературной переработки. В одних случаях эффективнее предварительное охлаждение ПНГ после сжатия, в других – охлаждение на стадии фракционирования ПНГ. Обе разновидности технологий низкотемпературного разделения ПНГ описаны ниже.
Технология низкотемпературной конденсации ПНГ
Для подготовки ПНГ, содержащего не более 40 % об. неконденсируемых компонентов, особенно в случаях, когда не требуется достижение степени извлечения углеводородов С3+ выше 90 %, рекомендуется применение технологии низкотемпературной конденсации. Технология основана на охлаждении предварительно сжатого ПНГ с помощью рекуперативного охлаждения технологическими потоками и холодильной машины, с последующей сепарацией и фракционированием полученных газа и конденсата с дополнительным использованием холода, генерируемого при редуцировании сухого отбензиненного газа (СОГ) до давления потребления. Применение указанных технических решений повышает глубину извлечения тяжелых компонентов ПНГ (за счет снижения предельной температуры охлаждения газа) и уменьшает энергозатраты на разделение (за счет полной рекуперации холода получаемых нестабильных углеводородных конденсатов и за счет повышения температуры их деметанизации, что снижает энергозатраты при последующем фракционировании).
При работе установки низкотемпературной конденсации (рисунок 1) попутный нефтяной газ смешивают с этансодержащим газом, поступающим из блока фракционирования, сжимают компрессором К-1 до 1,2-3,6 МПа, охлаждают до 40-45 °С (не показано), очищают от кислых примесей (при необходимости) и осушают в блоке БООС по известным технологиям. При образовании углеводородного конденсата его также очищают от кислых компонентов (при необходимости) и направляют на фракционирование в блок БФ (пунктирная линия). Сжатый очищенный газ разделяют на два потока. Первый поток охлаждают в нагревателе деметанизатора среднего давления ДМ-1, смешивают со вторым потоком, охлажденным в теплообменнике Т-1 обратным потоком СОГ и хладоагентом холодильной машины ХМ, и разделяют в сепараторе С-1. Газ сепарации охлаждают в рекуперативном теплообменнике Т-2, редуцируют в устройстве РУ-2, и, совместно с редуцированным в устройстве РУ-1 остатком сепарации, подают в деметанизатор ДМ-1. В деметанизаторе, за счет нагрева первым потоком сжатого ПНГ, происходит отпаривание неконденсируемых газов из жидкой части редуцированных потоков газа и остатка сепарации. Полученные деметанизированный конденсат и СОГ выводят, соответственно, с низа и верха ДМ-1. Деметанизированный конденсат разделяют в блоке фракционирования БФ на жидкие продукты в заданном ассортименте и этансодержащий газ, который подают на вход компрессора К-1, а СОГ нагревают в теплообменниках Т-2 и Т-1 и выводят с установки.
К-1, К-2 – компрессоры, БООС – блок очистки и осушки ПНГ, Т-1, Т-2 – теплообменники, ХМ – холодильная машина, С-1 – сепаратор, РУ-1, РУ-2 – редуцирующие устройства, Д-1 – детандер, ДМ-1 – деметанизатор, БФ - блок фракционирования.
В случае подачи СОГ в магистральный трубопровод на линии его вывода устанавливают дожимной компрессор К-2 (показан пунктиром). В случае потребления СОГ вблизи от места получения (например, для энергогенерации) его редуцируют до давления потребления перед теплообменником Т-2, получая дополнительный ресурс холода за счет эффекта Джоуля-Томпсона и увеличивая энергоэффективность установки в целом. При этом, в случае установки детандера Д-1 (показан пунктиром) в качестве редуцирующего устройства, степень извлечения углеводородов С3+В может быть увеличена на 5-10 % в зависимости от состава ПНГ и количества СОГ благодаря его изоэнтропийному расширению. Аналогичный эффект дает установка детандера в качестве редуцирующего устройства РУ-2. Минимальное потребление электроэнергии холодильной машиной ХМ достигается в случае установки на позициях Д-1 и РУ-2 детандер-генераторов и использования полученной электроэнергии для снижения энергопотребления холодильной машиной ХМ или для энергообеспечения второй холодильной машины, дополнительно охлаждающей, например, поток сжатого ПНГ или газа сепарации.
Блок фракционирования при получении одного жидкого продукта (ШФЛУ марок «А» или «Б», ПБТ или ПБА) может включать только один сепаратор. При получении нескольких продуктов блок комплектуется одной или двумя колоннами, что заметно снижает циркуляцию этансодержащего газа и разгружает компрессор К-1. Взамен осушки ПНГ в блоке БООС в расчетных точках может быть осуществлена подача ингибитора гидратообразования (например, метанола).
Температурно-барические условия разделения и удельное энергопотребление установки зависят и от состава ПНГ, и от заданной степени извлечения углеводородов С3+В, и от ассортимента продуктов, и от требований, предъявляемых к их качеству. В зависимости от поставленных задач подбирается и аппаратурное оформление процесса. Так, например, при необходимости углубить извлечение тяжелых углеводородов на линии СОГ, как упомянуто выше, устанавливают детандер, при необходимости подачи СОГ в магистральный газопровод устанавливают дожимную КС, при необходимости достижения максимальной энергетической эффективности в качестве редуцирующих устройств устанавливают детандер-генераторы и т.п.
Особенностью разработанной технологии, позволяющей достигать высоких показателей технологической и экономической эффективности, является, во-первых, практически полная рекуперация холода жидких конденсатов в кубе деметанизатора, а во-вторых, глубокая рекуперация холода СОГ, осуществляемая при минимальных потерях его потенциала. Все вариации аппаратурно-технологического оформления, обсужденные выше, осуществляются при безусловном соблюдении указанных принципов.
В целом следует отметить, что всегда существуют экономически обоснованные технические решения и задаваемые характеристики установки (например, степень извлечения углеводородов С3+В), способствующие максимальному извлечению прибыли от эксплуатации установки в условиях существующих линейных ограничений.
Технология низкотемпературного фракционирования
Для подготовки ПНГ, содержащего более 60% об. неконденсируемых компонентов, рекомендуется применение несколько иной технологии, предусматривающей совместное использование и холода, получаемого за счет эффекта Джойля Томпсона, и холода, генерируемого холодильной машиной, на стадии низкотемпературного фракционирования для снижения температуры верха укрепляющей секции разрезной фракционирующей колонны, работающей при высоком давлении, и использовании холода полученной флегмы при ее стабилизации в отгонной секции, работающей при низком давлении за счет тепла потока сжатого ПНГ. Такой подход позволяет достичь практически любой заданной степени извлечения углеводородов С3+В (в очередной раз отметим необходимость экономической обоснованности этого показателя).
При работе установки низкотемпературного фракционирования (рисунок 2) попутный нефтяной газ смешивают с этансодержащим газом, поступающим из отпарной секции КФ-1/2 колонны фракционирования, сжимают компрессором К-1 до 1,2-3,6 МПа, охлаждают до 40-45 °С (не показано), очищают от кислых примесей (при необходимости) и осушают в блоке БООС по известным технологиям. При образовании углеводородного конденсата его также очищают от кислых компонентов (при необходимости), редуцируют с помощью устройства РУ-2 и направляют на фракционирование в отпарную секцию КФ-1/2 (пунктирная линия). Сжатый очищенный газ разделяют на два потока. Первый поток охлаждают в нагревателе отпарной секции КФ-1/2, смешивают со вторым потоком, охлажденным в рекуперативном теплообменнике Т-1 обратным потоком частично нагретого редуцированного СОГ. Охлажденный сжатый ПНГ направляют в нижнюю часть укрепляющей секции КФ-1/1, где подвергают дефлегмации за счет охлаждения хладоагентом холодильной машины ХМ (в средней части секции) и редуцированным с помощью устройства РУ-1 СОГ (в верхней части секции). Флегму редуцируют с помощью устройства РУ-3 и направляют для стабилизации в отпарную секцию КФ-1/2, с верха которой выводят этансодержащий газ, а с низа – жидкий продукт заданного качества. Частично нагретый в верхней части укрепляющей секции КФ-1/1 редуцированный СОГ нагревают в теплообменнике Т-1 и выводят с установки.
К-1, К-2 – компрессоры, БООС – блок очистки и осушки ПНГ, Т-1 – рекуперативный теплообменник, ХМ – холодильная машина, РУ-1 – РУ-3 – редуцирующие устройства, КФ-1,2 – колонна фракционирования (укрепляющая и отгонная секции).
В случае подачи СОГ в магистральный трубопровод на линии его вывода устанавливают дожимной компрессор К-2 (показан пунктиром). При необходимости получения нескольких жидких продуктов установку дополняют фракционирующим оборудованием. При получении ШФЛУ марок «А» или «Б» или ПБТ/ПБА при небольшой заданной степени извлечения углеводородов С3+В отпарная секция КФ-1/2 может быть заменена на сепаратор с узлом нагрева или без него. При этом несколько возрастает нагрузка на компрессор К-1. Целесообразность такого упрощения схемы должна быть подтверждена экономическим расчетом.
Остальные, уже обсужденные выше, возможные вариации аппаратурно-технологического оформления процесса низкотемпературного фракционирования могут быть реализованы аналогично установке низкотемпературной конденсации.
Основной особенностью технологии низкотемпературного фракционирования, является использование разрезной фракционирующей колонны с укрепляющей и отпарной секциями, работающими при разных давлениях. При этом используется также рекуперация холода флегмы в кубе отпарной секции, что минимизирует мощность холодильной машины, а также применяется рекуперация холода СОГ, что позволяет минимизировать температуру верха укрепляющей секции и снизить потери углеводородов С3+В с сухим отбензиненным газом. В целом технология обеспечивает достижение любой заданной глубины извлечения тяжелых углеводородов и характеризуется высокими показателями технологической и экономической эффективности.
Для средней полосы России характерно присутствие в ПНГ сернистых соединений, прежде всего, сероводорода и леких меркаптанов. В обоих представленных технологиях предусмотрена очистка ПНГ от сернистых соединений. Она может быть осуществлена с использованием адсорбционных и/или абсорбционных технологий с утилизацией концентрата сернистых соединений либо путем сжигания на факеле (что зачастую неприемлемо с точки зрения экологии), либо с получением газовой серы, являющейся в этом случае сопутствующим продуктом, либо с превращением выделенных из ПНГ кислых компонентов в нейтральные с точки зрения коррозионной активности сернистые соединения с последующим смешением их с подготовленной нефтью.
Технология получения топливного газа с высоким метановым числом путем низкотемпературного парового каталитического риформинга ПНГ
Использование ПНГ для производства электрической и тепловой энергии в целях энергообеспечения промысловых и муниципальных объектов ограничивается несоответствием его характеристик требованиям ГОСТ 5542-2014 «Газы горючие природные промышленного и коммунально-бытового назначения» из-за содержания тяжелых компонентов. Так, если ПНГ, содержащий 72,9 % об. метана и 17,3 % углеводородов С3+В, с плотностью при нормальных условиях 1,07 кг/м3, имеет низшую теплоту сгорания 43,5 МДж/м3 (норма не менее 31,8), число Воббе 47,4 МДж/м3 (норма от 41,2 до 54,5), а метановое число – 47,1 (требования большинства производителей 80), то для ПНГ, содержащего 43,2 % об. метана и 38,1 % углеводородов С3+В, с плотностью при нормальных условиях 1,44 кг/м3 низшая теплота сгорания составляет 67,4 МДж/м3, число Воббе 63,3 МДж/м3, а метановое число – 35,3. Такое утяжеление состава ПНГ значительно снижает технико-экономические характеристики газотурбинных и особенно газопоршневых энергоустановок (ГПЭУ).
Кривая на рисунке 3 показывает рост стоимости и срока окупаемости ГПЭУ мощностью 1 МВт на базе установки CHP1250P фирмы Perkins (Великобритания) из-за падения мощности газопоршневых приводов и увеличения эксплуатационных расходов по мере утяжеления состава ПНГ, используемого в качестве топливного газа. Начало кривой (срок окупаемости – 3,1 года, объем капиталовложений – 27 млн руб.[1]) соответствует использованию в качестве топлива газа первой ступени сепарации тяжелой нефти (плотность – ниже 0,9 кг/м3, метановое число – около 80). Дальнейший экспоненциальный рост срока окупаемости обусловлен уменьшением мощности единичной установки вплоть до 30 % (по сравнению с номинальными параметрами, достигаемыми при работе на природном газе) из-за снижения метанового числа ПНГ, что выражается в сдвиге кривой вверх и вправо. Верхний отрезок кривой (срок окупаемости до 14 лет, объем капиталовложений до 46 млн. руб.) соответствует использованию газа второй-третьей ступени сепарации средних и легких нефтей (плотность до 1,2-1,3 кг/м3, метановое число ниже 40) и почти двукратному увеличению эксплуатационных расходов.
На рисунке 3 для сравнения в качестве эталонной приведена экономическая характеристика аналогичной ГПЭУ, работающей на природном газе (черный маркер). При этом увеличение срока окупаемости с 1,6 до 3,1 лет при переходе с природного газа на ПНГ происходит вследствие снижения ресурса установки на 30% и увеличения эксплуатационных расходов при использовании даже относительно легкого ПНГ в качестве топлива из-за необходимости более частого ремонта и замены приводов.
Для приведения характеристик ПНГ в соответствие с нормативными треобованиями и требованиями производителей газопоршневых приводов рекомендуем простую и недорогую отечественную технологию низкотемпературной паровой каталитической конверсии, обеспечивающую получение топливного газа, содержащего преимущественно метан с метановым индексом в интервале 80-115 (по заданию) из попутного нефтяного газа.
На рисунке 3 красным маркером показаны экономические показатели ГПЭУ, работающей на конвертированном ПНГ, при этом объем капиталовложений энергоустановки Perkins за счет стоимости установки подготовки топливного газа увеличивается до 31 млн руб., а срок окупаемости – до 2,6 лет. Эта точка на рисунке расположена ниже области, соответствующей режимам эксплуатации энергоустановок, использующих в качестве топлива ПНГ любого состава, не подвергнутый каталитической конверсии, иллюстрируя кратное увеличение рентабельности выработки электрической и тепловой энергии при использовании в качестве топлива конвертированного ПНГ.
При получении топливного газа с высоким метановым индексом (рисунок 5) попутный нефтяной газ с давлением не менее 0,5 МПа смешивают с деионизатом, получаемым в блоке водоподготовки и водным конденсатом из дефлегматора Д-1, предварительно охлажденным в аппарате воздушного охлаждения АВО-1 до 40-45 °С, нагревают до 125-130 °С конвертированным газом в дефлегматоре Д-1, затем до 320 °С частично конвертированным газом в теплообменнике Т-1 и отходящими газами ГПЭУ в теплообменнике Т-2, и направляют в каталитический реактор Р-1, где осуществляют первую ступень конверсии с образованием метан-водородной смеси, которую далее охлаждают в теплообменнике Т-1 до 270-280 °С и направляют в реактор Р-2, где после второй ступени конверсии получают конвертированный газ, который с температурой 280-290 °С подают в дефлегматор Д-1, где осушают за счет охлаждения до 40-45 °С смесью попутного нефтяного газа, деионизата и водного конденсата, нагревают одним из технологических потоков до 60-65 °С для предотвращения выпадения капельной влаги (не показано) и направляют на ГПЭУ.
Р-1, Р-2 – каталитические реакторы, БПВ – блок подготовки воды, Т-1, Т-2 – теплообменники, АВО-1 – аппарат воздушного охлаждения, Д-1 – дефлегматор конвертированного газа.
При наличии сернистых соединений с помощью одного из известных методов осуществляют предварительную сероочистку ПНГ. При небольшом содержании сернистых соединений они могут быть выделены, например путем адсорбции, и в составе газа регенерации направлены в конвертированный газ для последующего сжигания в энергогенерирующем оборудовании.
При низкотемпературной каталитической паровой конверсии ПНГ гомологи метана (этан и более тяжелые углеводороды) в присутствии водяного пара принимают участие в ряде последовательно-параллельных реакций (1) – (3), приводящих преимущественно к образованию дополнительного количества метана (реакция 4). Проведение процесса при температурах ниже 350 °С позволяет избегать заметного протекания реакции паровой конверсии метана, достигая наибольшей его концентрации в конвертированном (топливном) газе при минимальном образовании водорода и практически полном отсутствии СО. В результате химических превращений происходит увеличение объема реакционной смеси (реакция 4), в связи с чем при низкотемпературной каталитической паровой конверсии ПНГ объем топливного газа превышает объем сырьевого ПНГ на 40-60 % и более.
В процессе могут быть использованы как отечественные, так и зарубежные катализаторы, например, ООО "НИАП-КАТАЛИЗАТОР", фирм Haldor Topsoe или KATALCO. Удельный расход катализаторов крайне невелик и находится в интервале 0,01-0,02 г/1000 нм3 топливного газа.
Изменяя технологические условия проведения процесса (температуру, мольное соотношение H2O/С и объемную скорость подачи сырья) можно целенаправленно регулировать не только степень превращения тяжелых углеводородов, изменяя метановое число, низшую теплоту сгорания и число Воббе топливного газа, как показано на рисунке 5, но и при необходимости изменять содержание водорода в интервале от 2 до 30% об. При этом повышение концентрации водорода благоприятно сказывается на экологических характеристиках энергоустановок, снижая суммарные выбросы окислов азота и окиси углерода вплоть до полутора-двух порядков. Отмечается также возможность повышения КПД газопрошневых и газотурбинных энергоустановок на 1,5-2 % при работе на обедненных топливо-воздушных смесях, содержащих водород.
Следует отметить, что основной вклад в повышение прибыльности производства электрической и тепловой энергии при использовании в качестве топлива конвертированного ПНГ вносит не столько уменьшение объема капиталовложений и снижение эксплуатационных расходов, сколько низкая рыночная цена ПНГ, потребляемого вблизи места его производства. В результате появляется возможность в 2-3 раза снизить себестоимость вырабатываемой энергии (по сравнению с выработкой из природного газа), что является основным конкурентным преимуществом энергоустановок на конвертированном ПНГ.
Установки для конвертирования ПНГ для мини-ТЭС мощностью до 25 МВт выполняются в блочно-модульном исполнении, характеризуются минимальными эксплуатационными расходами, быстрой окупаемостью, а также высокой промышленной и экологической безопасностью. Установки для энергоагрегатов более 100 МВт тепловой мощности создаются в станционарном варианте.
Группа компаний “ПЕГАЗ” совместно с партнерами предлагает полный комплекс инжиниринговых услуг, в том числе на условиях «под ключ», при модернизации существующих и строительстве новых объектов энергообеспечения, оборудованных установками конверсии ПНГ, а также иных видов установок подготовки и переработки попутного нефтяного газа. Кроме описанных в данном сообщении установок предлагаем строительство установок осушки, сероочистки, компримирования ПНГ, полного ожижения ПНГ с получением моторных топлив (ПБА, СПГ), установок промыслового производства метанола и ароматических углеводородов из ПНГ.
1. М.В. Верниковская, П.В.Снытников, В.А. Кириллов, В.А. Собянин. Экономические преимущества оснащения энергоустановок каталитическим реформером попутных нефтяных газов. Нефть, Газ и Бизнес. – 2012, № 6, с. 68-71.
Авторы:
Чиркова Алена Геннадиевна
Доктор технических наук, генеральный директор ООО НИПИ «ПЕГАЗ», ООО «ПЕГАЗ Инжиниринг», Президент Ассоциации Инженеров-Технологов Нефти и Газа Республики Башкортостан «Интегрированные Технологии» (АИТ НГ РБ "Интех")
Курочкин Андрей Владиславович
Кандидат химических наук, главный технолог ООО НИПИ «ПЕГАЗ», заместитель генерального директора по научной работе ООО «ПЕГАЗ ИНЖИНИРИНГ», Исполнительный директор Ассоциация Инженеров-Технологов Нефти и Газа Республики Башкортостан «Интегрированные Технологии» (АИТ НГ РБ "Интех")
Акулов Сергей Васильевич
Первый заместитель генерального директора ООО НИПИ «ПЕГАЗ»
Снытников Павел Валерьевич
Кандидат химических наук
Потемкин Дмитрий Игоревич
Кандидат химических наук
Собянин Владимир Александрович
Доктор химических наук
Автор: Чиркова Алена Геннадиевна
