Химическая технология нефти и газа Лекция 3 Стабилизация конденсата. Стабилизация газового бензина Лектор – к.т.н., доцент кафедры ХТТ Юрьев Е.М.
СТАБИЛИЗАЦИЯ И ПЕРЕРАБОТКА ГАЗОВЫХ КОНДЕНСАТОВ Газовые конденсаты: -смесь тяжелых углеводородов (ШФЛУ), иногда называемая газовым бензином, выделяемая из газа перед его отправкой в магистральные газопроводы; -жидкая смесь тяжелых УВ, выносимая газом из скважин в капельном виде и отделяемая от газа методом низкотемпературной сепарации. В СССР было принято называть ГК - С 5+ (согласно форме статистической отчетности 34 ТП «Отчет по эксплуатации газовых скважин»).
Стабилизация газового бензина Газовый бензин (после НТК, НТС, НТР, НТА и т.д.) содержит УВ С 2-7. У нестабильного газового бензина нет квалифицированного применения, у индивидуальных УВ и стабильного газового бензина есть. Выделение индивидуальных углеводородов и получение стабильного бензина осуществляют на газофракционирующих установках (ГФУ). Варианты переработки на ГФУ: -выделение этановой фракции для производства этилена; -выделение пропан-бутановой фракции (сжиженный бытовой газ или моторное топливо); -или выделение пропана и бутана, направляемых на дегидрирование и производство полимеров; -выделение пентана для производства растворителей -выделение смеси УВ С 6+, направляемой на производство ароматических УВ катриформингом.
Стабилизация газового бензина
ГФУ: -одноколонные (стабилизационные) – как правило, предназначены для стабилизации газового бензина и получения топливного сжиженного газа (смесь пропана и бутана); -Многоколонные - многоколонные ГФУ, позволяющие получать, кроме стабильного газового бензина, индивидуальные углеводороды, сырьем для ГФУ служит, как правило, деэтанизированный нестабильный газовый бензин.
Стабилизация газового бензина 2,5-3,0 МПа -10-(-5)°C 0,7 МПа 1,3 МПа 82-92°С 0,5 МПа °С 0,4 МПа °С
Стабилизация газового бензина Особенности фракционирования в ГФУ: -Необходимость разделения близких по температурам кипения компонентов/фракций (например, для С 4 разница Т кип равна ±6°С); -Необходимость высокой четкости фракционирования; -Для создания жидкостного орошения требуется: -Вести процесс при повышенных давлениях; -Использовать внешние холодильные циклы. Схема (+температура, давление, число тарелок в колонне) ГФУ выбирается исходя из: -состава исходной смеси; -требуемой чистоты продуктов; -заданного ассортимента продуктов. ГФУ рентабельны, как правило, тогда, когда объединены с процессами переработки индивидуальных УВ (пиролиз, производство полимеров, алкилирование, синтез эфиров). В остальных случаях рентабелен, как правило, выпуск широких фракций.
Стабилизация газового бензина Технологическая схема промышленной ГФУ: 1 пропановая колонна; 2 бутановая колонна; 3 изобутановая колонна; 4, 5, 6 конденсаторы-холодильники; 7, 8, 9 емкости орошения; 10, 11, 12, 20 насосы; 13, 14, 15 кипятильники; 16, 17, 18 теплообменники;19 холодильник бензина. Потоки: I нестабильный бензин; II пропан; III стабильный газовый бензин; IV изобутан; V н-бутан.
Схема газофракционирования Промежуточные конденсаторы, теплообменники и кипятильники не указаны Режимы работы колонн (максимально допустимые значения) К-1К-2К-3К-4 Давление верха, атм9166,84,5 Температура верха, °С Температура низа, °С
Газпромнефть-ОНПЗ Продукция установки АГФУ Газ сухой углеводородный 1. Массовая доля углеводородов фракции С 5 и выше, %, не более 5,0 (не является браковочным) Используется в ка честве топливного газа на технологи ческих установках, котлах-утилизаторах и других объектах предприятия 2. Содержание сероводорода, % об., не более 0,01 (до ввода в действие блока очистки сухого газа на установке ) Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально- бытового потребления. * На установке производятся компоненты газов ПТ (ППФ), СПБТ (смесь ППФ и ББФ) 1. Массовая доля компонентов, %:ПТСПБТИспользуется в качестве топлива для коммунально- бытового потребления и промышленных целей -сумма метана, этана и этилена не нормируется не нормируется -сумма пропана и пропилена, не менее 75 не нормируется -сумма бутанов и бутиленов, не более не нормируется Объемная доля жидкого остатка при 20 °С, %, не более 0,7 1,6 3. Давление насыщенных паров, избыточное, МПа, при температуре: плюс 45 °С, не более минус 20 °С, не менее 1,6 0,16 1, Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более в том числе сероводорода, не более 0,013 0,003 0,013 0, Содержание свободной воды и щелочи отсутствие отсутствие 6. Интенсивность запаха, баллы, не менее 3 3
Газпромнефть-ОНПЗ Продукция установки АГФУ Фракция пропан- пропиленовая. * На установке производится компонент фракции пропан- пропиленовой (ППФ) 1. Массовая доля компонентов, %: АБВПрименяется в качестве сырья для производства полимердистиллята и установок концентрирования - сумма углеводородов С 2, не более 2,0 4,0 6,0 - пропанне норм. - пропилен, не менее65,042,025,0 - сумма углеводородов С 4, не более 5,0 6,0 8,0 - сумма углеводородов С 5, и выше, не более отс. отс. 1,0 2. Массовая доля сероводорода, %, не более 0,002 0,002 0,02 3. Содержание свободной воды и щелочи отсутствие отсутствие отсутствие Фракция бутан- бутиленовая установки АГФУ 1. Массовая доля компонентов, %: - сумма углеводородов фракции С 3, не более 5,0 Используется в качестве компонента сырья на установке сернокислотного алкилирования 25/12, а также в качестве компонента для приготовления газа углеводородного сжиженного бытового - сумма бутиленов, не менее25,0 - сумма углеводородов фракции С 5 и выше, не более 6,0 2. Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более 0,02 Газ кислый1. Массовая доля Н 2 S + СО 2, %, не менее 96,0 Используется в качестве сырья для производства серной кислоты методом расщепления, а также на установке по производству элементарной серы 2. Массовая доля углеводородов, %, не более 4,0
Газпромнефть-ОНПЗ Продукция установки АГФУ Фракции бензиновые - компоненты товарных бензинов. Технические условия (бензин газовый) 1. Внешний вид бесцветная прозрачная жидкость, не содержащая воды и механических примесей Используется в качестве компонента при приготовлении товарных автомобильных бензинов 2. Фракционный состав: - температура начала перегонки, °С, не ниже - 90% перегоняется при температуре, °С, не выше не нормируется температура конца кипения, °С, не выше Испытание на медной пластине выдерживает
Продукты газофракционирования Режимы работы устройств подбираются таким образом, чтобы максимально четко разделить УВ-фракции друг от друга и получить товарные продукты заданного качества. Газ сухой углеводородны й (С 1 -С 4 ) Пропан- пропиленовая фракция Сжиженные газы С 3 -С 4 (ПТ, СПБТ, БТ) Автомобильные сжиженные газы С 3 -С 4 (ПА, ПБА) Изобутановая фракция Газовый бензин Используется в качестве топливного газа и сырья установки по производству инертного газа и двуокиси углерода Используется в качестве растворителя на установках деасфальтизации гудрона, в качестве сырья для производства полимердистиллята Используется в качестве топливного газа для коммунально-бытовых нужд Используются в качестве моторного топлива для автомобильного транспорта Используется в качестве компонента сырья на установке алкилирования изобутана бутиленом Используется в качестве компонента при приготовлении товарных автомобильных бензинов Бутан- бутиленовая фракция Применяется для получения бутадиена в производстве синтетического каучука, для пиролиза, на установке алкилирования изобутана бутиленом Изопентанова я фракция Используется в качестве компонента при приготовлении автобензина Кислый газ Используется в качестве сырья для производства серной кислоты, а также на установке по производству элементарной серы
Стабилизация сырого газового конденсата Сырой газовый конденсат, выносимый газом в виде капельной жидкости из скважины ( г/м 3 ), - более тяжелый, УВ С Технология переработки включает процессы: -стабилизации; -обезвоживания и обессоливания; -очистки от серосодержащих примесей; -перегонки и выделения фракций моторных топлив (с последующим их облагораживанием). Иногда стабильный конденсат смешивают со стабильной нефтью, тогда последние три процесса совмещены с технологией первичной переработки нефти. Для оценки возможности получения из конденсатов отдельных марок моторных топлив установлена их единая технологическая классификация по отраслевому стандарту ОСТ : -давление насыщенных паров; -содержание серы; -фракционный состав -содержание ароматических углеводородов и парафинов; -температура застывания.
Стабилизация сырого газового конденсата Сырой газовый конденсат: -парафиновый; -нафтеновый; -ароматическй; Стабильный конденсат одного и того же месторождения может иметь различные показатели: -из-за снижения пластового давления месторождения; - от режима эксплуатации установок, где производится выделение тяжелых углеводородов из газа. Так, снижение температуры сепарации на установках НТС повышает степень конденсации углеводородов С 5-6, что в свою очередь приводит к увеличению содержания легких фракций в конденсате.
Стабилизация сырого газового конденсата По мере выработки газового месторождения количество выносимого из пласта конденсата уменьшается, а по составу он становится более легким. Газовые конденсаты стабилизируют и перерабатывают двумя методами: -ступенчатой дегазацией: – это простейший метод стабилизации - вследствие 2-3-ступенчатого сброса давления происходит однократное испарение наиболее легких компонентов, которые в виде газа отделяются от конденсата; схема характерна для промыслов, где стабильный конденсат хранится в атмосферных резервуарах и подается на переработку на НПЗ; схема ступенчатой дегазации не позволяет обеспечить полное извлечение легколетучих углеводородов (до гексана) и поэтому они в последующем выветриваются из конденсата 2-й ступени в емкостях. -ректификацией в стабилизационных колоннах: -получила большее распространение, так как позволяет исключить потери ценных углеводородов и предотвратить загрязнение ими атмосферы; современные стабилизационные установки газового конденсата ректификацией включают две колонны – абсорбционно- отпарную (АОК) и стабилизационную.
Стабилизация ступенчатой дегазацией Критерий эффективности – степень распределения тяжелых УВ С 5+ между газами сепарации и стаб.конденсатом.
Стабилизация ступенчатой дегазацией 1 ступень с конца – 0,13 МПа, 40 °С; 2 ступень с конца – 1,6 МПа, 0 °С; 3 ступень с конца – 4,0 МПа, -10 °С;
Стабилизация в ректификационных колоннах Процесс стабилизации конденсата дегазацией имеет серьезные недостатки: -потеря легких фракций конденсата; -невозможность производства сжиженных газов, отвечающих требованиям ГОСТ. -сбор и утилизация газов сепарации связаны с большими энергетическими затратами. -необходимость замены оборудования при увеличении объема добычи конденсата; Преимущества РК-стабилизации: -проведение предварительной сепарации и деэтанизации нестабильного конденсата при высоких давлениях облегчает утилизацию газовых потоков; -возможно производство сжиженных газов, отвечающих требованиям ГОСТ, без применения искусственного холода; -рационально используется энергия конденсата; -товарный конденсат отличается низким давлением насыщенных паров, что снижает его потери при транспортировании и хранении.
Стабилизация в ректификационных колоннах Технологическая схема УСК Сосногорского ГПЗ: С-1, С-2, СД сепараторы-разделители; Х-1, Х-2, Х-3, Х-4, Х-5 аппараты воздушного охлаждения; Т-1, Т-2, Т-3, Т-4 рекуперативные теплообменники; П-1, П-2 печи; К-1 деэтанизатор; К-2 дебутанизатор; Н-1, Н-2, Н-3, Н-4 насосы; I нестабильный конденсат; II, V, X газ дегазации; III, VI воднометанольная смесь; IV дегазированный нестабильный конденсат; VII деэтанизированный конденсат; VIII стабильный конденсат; IX– ШФЛУ 1,7 МПа 0-10°С 60 %, 10-30°С 40-60°С 2,1 МПа °С 1,65 МПа °С
Стабилизация в ректификационных колоннах Технологическая схема УСК Сосногорского ГПЗ:
Стабилизация в ректификационных колоннах Технологическая схема УСК Сосногорского ГПЗ:
Стабилизация в ректификационных колоннах Технологическая схема УСК Сосногорского ГПЗ: Переход к ректификационному варианту стабилизации снизил потери конденсата с газами в 3 раза; Тепловая нагрузка на печь П-1 снизилась на 22 %; Низкая металло- и энергоемкость; Недостатки: -Низкая степень извлечения пропана в ШФЛУ (большие потери с газами); -Жесткая зависимость от состава и температуры нестаб.конденсата (т.е. от УКПГ); -Возможно пенообразование в РК при высоком газосодержании;
Стабилизация в ректификационных колоннах Мероприятия при снижении расхода нестаб.конденсата вследствие длительной эксплуатации месторождений: Ректификационный вариант: -Подача сырья одним потоком в К-1 (через Т/О); -В качестве ХО колонны К-1 подача части стаб.конденсата; -Переход на абсорбционную технологию (К-1 становится АОК, ХО – газы дегазации); -Переход на ступенчатую дегазацию;
Стабилизация нефтегазовых смесей Предпосылки: -в СССР до 80-х гг. большинство ГПЗ были загружены нефтяным газом; -Близость промысла и НПЗ (на Кавказе и в европейской части СССР) упрощала совместную переработку газов и нефти – не требовалась подготовка газов и нефти для подачи в разные трубопроводные системы; -Высокие пластовые давления на нефтяных месторождениях; Схемы сбора и подготовки: -Совместный сбор и транспортирование нефти и газа (под собственным давлением); -2х, 3х-ступенчатая сепарация; -Компрессия газа; -Совместная подготовка Н и Г: обезвоживание, обессоливание, стабилизация нефти + отбензинивание газа; -Разделение газового бензина на ГФУ; -Переработка нефти на НПЗ.
Стабилизация нефтегазовых смесей
Отличия от схем стабилизации конденсата: -Высокий выход жидкости/низкий выход газов; -Высокий расход тепла в кубах колонных аппаратов; -Возможность применения бензиновой или более тяжелых фракций в качестве абсорбентов; -Необходимость промежуточного охлаждения абсорбера для увеличения степени абсорбции (нефть-абсорбент имеет относительно высокую t); -Требуется понижение давления для увеличения степени отпарки ПБФ;