Газохимия Лекция 7.5 Стабилизация конденсата Лектор – к.т.н., доцент кафедры ХТТ Юрьев Е.М. - презентация

1 Газохимия Лекция 7.5 Стабилизация конденсата Лектор – к.т.н., доцент кафедры ХТТ Юрьев Е.М.

2 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»).

3 Стабилизация газового бензина Газовый бензин (после НТК, НТС, НТР, НТА и т.д.) содержит УВ С 2-7. У нестасильного газового бензина нет квалифицированного применения, у индивидуальных УВ и стасильного газового бензина есть. Выделение индивидуальных углеводородов и получение стасильного 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.

4 Стабилизация газового бензина

5 ГФУ: -одноколонные (стасилизационные) – как правило, предназначены для стасилизации газового бензина и получения топливного сжиженного газа (смесь пропана и бутана); -Многоколонные - многоколонные ГФУ, позволяющие получать, кроме стасильного газового бензина, индивидуальные углеводороды, сырьем для ГФУ служит, как правило, деэтанизированный нестасильный газовый бензин.

6 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: -стасилизации; -обезвоживания и обессоливания; -очистки от серосодержащих примесей; -перегонки и выделения фракций моторных топлив (с последующим их облагораживанием). Иногда стасильный конденсат смешивают со стасильной 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.

7 Стабилизация сырого газового конденсата Сырой газовый конденсат: -парафиновый; -нафтеновый; -ароматический; Стабильный конденсат одного и того же месторождения может иметь различные показатели: - из-за снижения пластового давления месторождения; - из-за 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.

8 Стабилизация сырого газового конденсата По мере выработки газового месторождения количество выносимого из пласта конденсата уменьшается, а по составу он становится более легким. Газовые конденсаты стасилизируют и перерабатывают двумя методами: -ступенчатой дегазацией: – это простейший метод стасилизации - вследствие 2-3-ступенчатого сброса давления происходит однократное испарение наиболее легких компонентов, которые в виде газа отделяются от конденсата; схема характерна для промыслов, где стасильный 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 стасилизационных колоннах: -получила большее распространение, так как позволяет исключить потери ценных углеводородов и предотвратить загрязнение ими атмосферы; современные стасилизационные установки газового конденсата ректификацией включают две колонны – абсорбционно- отпарную (АОК) и стасилизационную.

9 Стабилизация ступенчатой дегазацией Критерий эффективности – степень отпарки – степень распределения тяжелых УВ С 5+ между газами сепарации и стас.конденсатом.

10 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;

11 Стабилизация в ректификационных колоннах Процесс стасилизации 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-стасилизации: -проведение предварительной сепарации и деэтанизации нестасильного 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.

12 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 нестасильный конденсат; II, V, X газ дегазации; III, VI водно метанольная смесь; IV дегазированный нестасильный конденсат; VII деэтанизированный конденсат; VIII стасильный конденсат; IX– ШФЛУ 1,7 МПа 0-10°С 60 %, 10-30°С 40-60°С 2,1 МПа °С 1,65 МПа °С

13 Стабилизация в ректификационных колоннах 3-хфазный сепаратор :

14 Стабилизация в ректификационных колоннах Технологическая схема УСК Сосногорского ГПЗ: ПоказателиК-1К-2 Производительность по сырью, м 3/ч Диаметр верхней секции, м 1,8 Диаметр нижней секции, м 2,8 Высота колонны, м 36 Число тарелок в верхней секции 14 Число тарелок в нижней секции 26 Тип тарелок 2-хступенчатые клапанные Тарелка питания (считая снизу)14 Давление, МПа 2,11,65 Температура, °С верха 5075 питания низа

15 Стабилизация в ректификационных колоннах Технологическая схема УСК Сосногорского ГПЗ: Переход к ректификационному варианту стасилизации снизил потери конденсата с газами в 3 раза; Тепловая нагрузка на печь П-1 снизилась на 22 %; Низкая металлов- и энергоемкость; Недостатки: -Низкая степень извлечения пропана в ШФЛУ (большие потери с газами); -Жесткая зависимость от состава и температуры нестас.конденсата (т.е. от УКПГ); -Возможно пенообразование в РК при высоком газо содержании;

16 Стабилизация в ректификационных колоннах Мероприятия при снижении расхода нестас.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 стас.конденсата; -Переход на абсорбционную технологию (К-1 становится АОК, ХО – газы дегазации); -Переход на ступенчатую дегазацию; 1,7 МПа 0-10°С 60 %, 10-30°С 40-60°С 2,1 МПа °С 1,65 МПа °С

17 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); -2 х, 3 х-ступенчатая сепарация; -Компрессия газа; -Совместная подготовка Н и Г: обезвоживание, обессоливание, стасилизация нефти + отбензинивание газа; -Разделение газового бензина на ГФУ; -Переработка нефти на НПЗ.

18 Стабилизация нефтегазовых смесей

19

20

21 Отличия от схем стасилизации 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;