Низкотемпературная кристолизация и ректификация

Достигается проектное  извлечение из перерабатываемого газа пропана -92 %, а Сз+ - 96 % от потенциального содержания сырья.

Из всех рассмотренных  выше технологических процессов  мы можем сделать вывод, что для  извлечения 92% целевых компонентов  наиболее экономична схема низкотемпературной конденсации и ректификации, поэтому в данном проекте выбираем для проектирования блок низкотемпературной конденсации и ректификации.

 

1.3 Физико-химические основы проектируемого проекта

 

 

1.3.1 Переработка углеводородных газов

Все углеводородные газы (УГ) можно разделить по их происхождению  на две большие группы - первичные и вторичные.

Первичные УГ - это  газы, добываемые непосредственно из земных недр. По условиям залегания (и соответственно составу) они могут быть разделены на природные и попутные (нефтяные) УГ. К природным УГ относят легкие по составу газы чисто газовых месторождений, а также газы газоконденсатных месторождений, которые выносят на поверхность в сконденсированном виде в небольших количествах (50 - 500 г/нм³ газа) более тяжелые углеводороды (конденсаты), кипящие до 200 - 300 °С.

Попутные УГ - это газы, добываемые вместе с нефтью на нефтяных месторождениях.

Вторичные УГ - это  легкие углеводороды, образовавшиеся при переработке нефти за счет термокаталитических превращений (деструкции) природных углеводородов нефти. Эти газы обычно включают углеводороды от метана до пентана и могут быть насыщенными (предельными) и ненасыщенными (непредельными).

Насыщенные (предельные) - это газы, содержащие только насыщенные углеводороды, образующиеся при первичной дистилляции нефти (как результат десорбции остатков растворенного в нефти попутного газа) и в каталитических процессах, протекающих в атмосфере избытка водорода (гидрокрекинг, гидроочистка, изомеризация, каталитический риформинг).

Ненасыщенные  вторичные УГ - это газы, содержащие олефиновые углеводороды, которые образуются в деструктивных процессах с недостатком водорода, таких как каталитический крекинг, термический крекинг, коксование, пиролиз.

В соответствии с основной темой настоящей книги  ниже рассматриваются вопросы переработки только первичных углеводородных газов.

1.3.2 Характеристика первичных углеводородных газов и конечных продуктов их переработки

Общие мировые  запасы природного газа составляют около 90 трлн м³ (65-70 млрд т), что соразмерно с извлекаемыми запасами нефти (90-95 млрд т). Ежегодное мировое потребление природного газа - около 1800 млрд м³/год, в том числе в нашей стране - около 850 млрд м Дод, и эта цифра будет расти.

Крупнейшие отечественные  месторождения природного газа в  настоящее время находятся в северных районах Западной Сибири (Уренгой, Медвежье) и в Заполярье (полуостров Ямал), а также в Оренбургской области и Прикаспии (Астрахань, Карачаганак). Поскольку основное количество природного газа добывается в труднодоступных отдаленных районах, одновременно с ростом добычи газа наращивается пропускная способность и протяженность газопроводов, достигающая сейчас около 135 тысяч километров при максимальной дальности транспортирования до 5000 км.

Состав природных газов  по основным газовым и газоконденсатным месторождениям характеризуется высоким содержанием метана [85 - 99%(об.)] и соответственно высокой теплотой сгорания. Содержание тяжелых углеводородов (ZCs+) невелико [0,02 - 0,20%(об.)] и лишь в отдельных случаях достигает 1,5 и 4,0%(об.). Большинство газов содержит 1 - 5% (об.) неуглеводородных примесей инертных газов (азот и диоксид углерода) и сероводород. Кроме этих примесей природные газы содержат в небольших количествах сероуглеродные (COS и CS2), а также сероорганические меркаптаны (R-SH) соединения.

Природные газы чаще или не содержат сероводород, или  в нем обнаруживаются лишь его следы. Однако газы трех крупных газоконденсатных месторождений Оренбургского, Карачаганакского и Астраханского содержат повышенное его количество [от 1,7 до 14% (об.)]. Это серьезно осложняет как добычу этих газов, так и их переработку, хотя эти газы являются источником получения ценного и дефицитного продукта серы, производство которой только из астраханского газа достигает около 5% мирового.

Газ многих месторождений  в тех или иных количествах (от 5 до 400 г/м³) выносит газовый конденсат, содержащий углеводороды от CsHn до С_2оН₄₂. Такие месторождения называют газоконденсатными. Газовые конденсаты выкипают в большинстве случаев в пределах 40 - 350°С, хотя в отдельных случаях они более тяжелые температура начала кипения 103 и 210 °С, а в других - более легкие, температура конца кипения 200 - 230 °С.

Конденсаты разных месторождений  сильно различаются по групповому химическому составу и содержанию серы. По содержанию серы резко

выделяются конденсаты Оренбургского (1,18%), Астраханского (1,37%) и Карачаганакского (0,8%) месторождений.

Газовые конденсаты являются существенным ресурсом углеводородного сырья. Их суммарная добыча сейчас достигает 25 -28 млн т/год, что в среднем по стране составляет около 40 г на 1 м³ добываемого газа.

В отличие от природных  состав нефтяных (попутных) газов сложнее: большинство из них содержит углеводороды C₆H₁₄ и выше. Доля метана и этана в этих газах колеблется от 33% (об.) (Гнединцевское месторождение) до 92% (Узеньское), хотя типичное суммарное содержание этих двух углеводородов составляет 60-75%(об.), а суммарное содержание углеводородов от пентанов и выше в них от 1,5 до 3,0%(об.). Углеводороды от пропана и выше (С₃₊) считаются для газов конденсируемыми и обычно при переработке газов удаляются. В нефтяных газах содержание этой группы углеводородов составляет от 300 до 1200 г/м³, в то время как в природных газах в основном от 20 до 100 г/м³.

Так же как и  природные газы, нефтяные содержат инертные компоненты - азот и диоксид углерода [1 - 10%(об.)] и в отдельных случаях сероводород.

Продуктами переработки  природных и нефтяных газов являются: товарный  природный  газ,  направляемый  по  газопроводам   в  качестве газового промышленного и бытового топлива;

широкая фракция  легких углеводородов (ШФЛУ) от С₃ до Q, выделенных из состава газа в процессе его переработки;

сжиженный газ - концентрат углеводородов С₃ и С₄, выделенный из ШФЛУ; стабильный газовый конденсат;

одорант - смесь тиолов (меркаптанов), выделенная из состава сернистых примесей природного газа и используемая для одорирования газа в газовых сетях.

Остаточная фракция  ШФЛУ - газовый бензин, содержащий в  основном углеводороды от пентана и выше. Для него нормами установлены два основных показателя температура начала кипения (не ниже 30 °С) и давление насыщенных паров, характеризующее наличие в нем легких углеводородов (не более 67 кПа летом и не более 93 кПа зимой)

1.3.3 Технологические процессы на газоперерабатывающих заводах

Поступившие на газоперерабатывающий завод нефтяной газ, а также головка стабилизации нефти (нестабильный бензин) или ШФЛУ подвергаются первичной переработке, которая заключается в проведении следующих технологических процессов: сепарации, очистки, компримирования осушки, отбензинивания, фракционирования, производства серы и гелия.

Большинство из этих процессов - физические, основанные на различных свойствах  компонентов,  из  которых  состоит  нефтяной  газ  или  ШФЛУ: температура кипения, растворимость, плотность и т.д.

Только очистка  газа и производство серы основаны на химических процессах с превращением одних веществ и другие.

Сепарация газа. Поступивший на завод газ проходит сепарацию, при которой отделяется от выпавшей влаги, углеводородного конденсата и механических примесей. Вода вместе с механическими примесями - песком, продуктами коррозии из сепарационной установки дренируется в канализацию. Выпавший конденсат направляется в емкость или на установку очистки, или на установку отбензинивания, или на установку фракционирования.

Если отсепарированный газ не содержит кислых компонентов, то он подвергается компримированию.

В том случае, когда газ содержит и диоксид  углерода, он непосредственно после  сепарации подвергается под небольшим  избыточным давлением процессу очистки  от кислых компонентов, а затем компримированию.

Очистка газов от кислых компонентов на ГПЗ производится в основном абсорбционным способом.

Абсорбент - раствор  монодиэтаноламина, контактируя с газом в тарельчатой колонне, растворяет все кислые компоненты, вступает с ними в обратимые химические реакции, а затем при нагревании насыщенного раствора реакции идут в обратном направлении: кислые компоненты восстанавливаются, выпариваются из адсорбента. Отделившийся кислый газ поступает на установку производства элементарной серы.

Компримирование газа. Очищенный газ или нефтяной газ, не содержащий сероводорода, поступает на компрессорные станции (установки) завода, где сжимаются до заданного давления, необходимого для процесса отбензинивания и дальнейшего транспорта товарного газа по трубопроводу.

Компримирование производят в несколько степеней (до трех). После каждой ступени газ подвергается охлаждению в водяных или воздушных холодильниках. Выделившийся при сепарации газа углеводородный конденсат отводится на фракционирование.

Осушка газа. В последние годы отбензивание газа (процесс извлечения из газа фракции Сз и выше) и выработка этана производится на установках низкотемпературной абсорбции или низкотемпературной конденсации. Для предупреждения гидратообразования при низких температурах и высоких давлениях газ должен быть осушен до точки росы от -30 до -100 °С.

Осушка газа производится абсорбционным или адсорбционным способом.

Адсорбентами по извлечению влаги из газа являются моно-, ди- и триэтиленгликоли. Извлечение влаги при десорбции в виде водяного пара выбрасывается в атмосферу или в жидком виде дренируются в канализацию.

В качестве твердого поглотителя влаги в адсорбционных  процессах используют силикагель, активированный оксид алюминия или цеолиты -молекулярные сита.

Абсорбционный процесс  осушки - процесс непрерывный, адсорбционный - периодического действия.

При адсорбционном  процессе с применением цеолитов достигается более глубокая осушка газа (до -80; -100 °С).

Способы отбензинивания газа. На газоперерабатывающих заводах с полным (законченным) технологическим циклом существуют пять основных технологических процессов:

прием,  замер  и  подготовка  нефтяного  газа  к  переработке,  т.е. 
сепарация, очистка, осушка:

компримирование газа до давления, необходимого для переработки и транспортирования по магистральным газопроводам до потребителей;

отбензинивание газа, т. е. извлечение из него нестабильного газового бензина;

разделение   нестабильного   бензина,   вырабатываемого   на   заводе  и поступающего извне, например, с промысловых нефтестабилизационных установок или с других ГПЗ, на газовый бензин и индивидуальные технически   чистые   углеводороды   пропан,   изобутан,   бутан   (а   в некоторых случаях, кроме того, этан, изопентан, н-пентан и м-гексан);

прием, хранение и отгрузка железнодорожным транспортом  или по трубопроводам жидкой продукции завода.

Кроме того, некоторые  заводы по переработке нефтяного  газа в своем составе имеют установки по извлечению гелия и выработке элементарной серы из сероводорода, содержащегося в газе. На газоперерабытывающих заводах объединения Севкавказпереработка есть установки по подготовке нефти, в которых осуществляются процессы обессоливания, обезвоживания и стабилизации.

Основным технологическим  процессом газоперерабатывающего  завода является процесс отбензинивания. В зависимости от объемов перерабатываемого нефтяного газа, содержания в этом газе целевых компонентов, заданной глубины извлечения целевых компонентов, а также от местных промысловых условий и других факторов применяют четыре способа отбензинивания:

компрессионный,

низкотемпературные конденсация и ректификация,

абсорбционный,

адсорбционный.

Компрессионный  способ отбензинивания. Основан на сжатии и последующем охлаждении газа в воздушных и водяных холодильниках; при этом некоторая часть тяжелых углеводородов и паров воды, входящих в состав газа, конденсируется, а затем отделяется в сепараторах.

Компрессионный  способ как самостоятельный применяют  крайне редко и только для отбензинивания очень «жирных» газов с содержанием СвНв+высшие от 1000 г/м³ и выше. Этот способ не обеспечивает достаточной глубины извлечения целевых компонентов из газа и обычно сочетается с другими способами отбензинивания.

В нашей стране компрессионный способ как самостоятельный  применялся на I очереди Усинского ГПЗ, а на других заводах используется как промежуточная ступень в сочетании с другими способами отбензинивания.

Процесс низкотемпературной конденсации (НТК). В этом процессе сжатый газ охлаждается до низких (минусовых) температур специальными хладоагентами (пропаном, аммиаком), в результате чего значительная часть газа конденсируется. Углеводородный конденсат, содержащий все углеводороды, входящие, в состав исходного газа, отделяется в сепараторе и затем подается в ректификационную колонну деэтанизатор. Сверху колонны отводится метан и этан, а снизу — нестабильный газовый бензин.

Применение способа низкотемпературной конденсации целесообразно, когда в сырьевом газе содержание СзНн+высшие превышает 300 г/м³ и из газа извлекают гелий.

Установки НТК  по своему технологическому оформлению и эксплуатации более просты, чем, например, абсорбционные установки.