Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Лекция 14
Стабилизация газовых конденсатов
Краткая характеристика газовых конденсатов
Пластовая продукция ряда месторождений наряду с газообразными компонентами содержит также пентан и более тяжелые углеводороды (С5+). По форме статической отчетности 34 ТП углеводороды С5+ принято называть газовым конденсатом. На практике пользуются также термином стабильный конденсат. Этот продукт наряду с углеводородом С5+ содержит также пропан, бутан и другие соединения. Стабильные конденсаты отвечают требованиям ГОСТ 51.60—80.
Одни конденсаты обладают ярко выраженным метановым характером (Марковское), в других преобладают нафтеновые углеводороды (Устье-Чесальское, Бованенковское). В некоторых конденсатах содержатся в значительном количестве ароматические углеводороды. К примеру, в конденсатах Митрофановского, Некрасовского, Кульбешкакского, Усть-Лабинского месторождений их количество составляет 46—63%.
Стабильный конденсат одного и того же месторождения может иметь различные показатели. Это зависит, с одной стороны, от снижения пластового давления месторождения, с другой — от режима эксплуатации установок, где производится выделение тяжелых углеводородов из газа. Так, снижение изотермы на установках НТС повышает степень конденсации углеводородов gs, С6, что в свою очередь приводит к увеличению содержания легких фракций в конденсате. Особенно существенно влияние температуры сепарации на фракционный состав конденсата при его незначительном содержании в пластовом газе и высоком содержании высококипящих фракций.
Физико-химические характеристики конденсатов определяют их товарные свойства.
Для оценки возможности получения из конденсатов отдельных марок моторных топлив установлена их единая технологическая классификация по отраслевому стандарту ОСТ 51.56—79 . Согласно этой классификации конденсаты анализируются по следующим показателям: давление насыщенных паров, содержание серы, фракционный состав, содержание ароматических углеводородов и парафинов, температура застывания.
По содержанию общей серы конденсаты подразделяют на три класса:
I - бессернистые и малосернистые с массовой долей общей серы не более 0,05%. Эти конденсаты не нуждаютса в очистке от сернистых соединений;
II - сернистые с содержанием общей серы от 0,05 до 0,8%. Необходимость очистки конденсатов этого класса и его дистиллятных фракций в каждом конкретном случае решается в зависимости от исходных требований;
III - высокосернистые с содержанием общей серы выше 0,80%. Включение узла очистки от сернистых соединений в схемы переработки этих конденсатов обязательно.
По массовой доле ароматических углеводородов в газовых конденсатах они разделяются на три типа: А1, А2 и А3. К типам А1, А2 и А3 относятся конденсаты, содержащие более 20, 15-20 и менее 15% ароматических углеводородов соответственно.
По содержанию алкановых углеводородов нормального ряда во фракции с началом кипения выше 200 °С и возможности получения топлива для реактивных двигателей, зимних дизельных видов топлива и жидких парафинов газовые конденсаты разделяются на четыре вида – Н1,Н2, Н3 и Н4:
H1 - высокопарафинистые, во фракции которых с температурой кипения 200-320°С содержание комплексообразующих составляет не менее 25% (масс.). Из этих конденсатов можно получить жидкие, н-алканы и реактивное и дизельное топливо с использованием процесса депарафинизации;
Н2 - парафинистые, во фракции 200-320°С содержится 18-25% (масс.) комплексообразующих;
Н3- малопарафинистые, содержание комплексообразующих во фракции 200-320 °С - 12-18% (масс.);
Н4 - беcпарафинистые, содержание в дизельной фракции комплексообразующих - менее 12% (масс.).
По фракционному составу конденсаты подразделены на три группы - Ф1 Ф2 и Ф3:
Ф1 - конденсаты облегченного фракционного состава, содержащие бензиновые фракции не менее 80% (масс.), выкипающие не выше 250 °С;
Ф2 - конденсаты промежуточного фракционного состава, выкипающие в пределах температур 250-320 °С;
Ф3 - конденсаты выкипающие выше 320°С.
Таким образом, для газового конденсата устанавливается шифр технологической характеристики, по которому определяется целесообразное направление его переработки. К примеру, конденсат Шатлыкского месторождения обозначается шифром IА3Н1Ф3. Входящие в него символы расшифровываются следующим образом:
I - класс: содержание общей серы в конденсате составляет не более 0,05% (масс.); А3 -тип конденсата: содержание ароматических углеводородов менее 15% (масс.);Н1-вид: высокопарафинистый конденсат, во фракции 200-320 °С содержание комплексообразующих выше 25% (масс.); Ф3 - температура конца кипения выше 320 °С.
Содержание отдельных компонентов и фракций в составе сернистых конденсатов определяется экспериментальным или расчетным путем (при проектировании). Для оценки товарных свойств конденсатов и их отдельных фракций большое значение имеет как концентрация отдельных сернистых соединений, так и содержание общей серы в них.
Содержание общей серы в конденсатах определяется по формуле
где ,gi - массовое содержание сернистых соединений в стабильном конденсате, %; Mi -молярная масса сернистых соединений; т - число атомов серы в веществе.
Стабилизация конденсата с применением ректификационных процессов
Как было указано выше, процесс стабилизации конденсата многоступенчатой дегазацией имеет серьезные недостатки, такие как потеря легких фракций конденсата и невозможность производства сжиженных газов, отвечающих требованиям ГОСТ. Кроме того, сбор и утилизация газов сепарации связаны с большими энергетическими затратами. Указанные факторы, а также увеличение объема добычи конденсата обусловили разработку и внедрение новых технологических процессов стабилизации конденсата — с использованием ректификационных колонн. Эти процессы имеют следующие преимущества по сравнению со стабилизацией многоступенчатой дегазацией:
-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.
Первая УСК, где для получения товарного конденсата использован ректификационный процесс, введена в эксплуатацию на Сосногорском ГПЗ (рис.20 ).
Сырьем для установки служит частично дегазированный нестабильный конденсат, получаемый на установках НТС Вутыльского газоконденсатного месторождения.
Рис. 20 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; / — нестабильный конденсат; II, V, X — газ дегазации; ///, VI — воднометанольная смесь; IV — дегазированный нестабильный конденсат; VII — деэтанизированный конденсат; VIII — стабильный конденсат; IX – ШФЛУ
Нестабильный конденсат с промысла поступает во входной сепаратор С-1 (рис. 8.4), где частично дегазируется при 1,6—1,7 МПа и 0—10°С. Одновременно производится отстой воднометанольной смеси, которая и выводится из системы.
В деэтанизатор сырье подается двумя потоками: ~60% (масс.) подогревается в теплообменнике Т-1 до 10—30 °С и вводится в колонну через 14-ю тарелку, а вторая часть в качестве орошения подается на 22-ю тарелку.
Температура низа деэтанизатора поддерживается принудительной циркуляцией части кубовой' жидкости через печь беспламенного горения П-1.
Нижний продукт колонны К-1 подается в стабилизатор К-2, где происходит его дебутанизация. Выводимая сверху колонны К-2 парогазовая смесь охлаждается в воздушных конденсаторах-холодильниках до 40—60 °С и поступает в емкость С-1. Этот продукт по составу соответствует широкой фракции углеводородов (ШФУ) и служит для получения сжиженных газов различных марок. Кубовый продукт колонны К-2 соответствует стабильному конденсату с давлением насыщенных паров не более 66,65 кПа.
Для охлаждения стабильного конденсата и верхнего продукта стабилизации в 1980 г. на первой и второй УСК были смонтированы аппараты воздушного охлаждения (АВО) типа АВЗ-14, 6-25-Б1-ВЗТ/8-4-6 [163]. Каждый АВО состоит из шести секций, площадь наружной и внутренней поверхности теплообмена каждой секции равна соответственно 1250 и 65 м2. Габаритные размеры аппаратов: длина 6650 мм, ширина 6230 мм, высота 5864 мм. Масса аппарата 3965 кг. Двигатель АВО имеет частоту вращения 250 оборотов в минуту. Коэффициент теплопередачи аппаратов воздушного охлаждения составляет 110—160 Вт/(м2-град). Температура стабильного конденсата за счет охлаждения в АВО снижается летом до 30—40, зимой до 12—20°С.
Анализ опыта эксплуатации установок стабилизации сернистых конденсатов
Стабилизацию сернистых конденсатов производят по схемам, аналогичным схемам установок стабилизации бессернистых конденсатов. Отличие схем УСК бессернистых и серосодержащих конденсатов заключается в их аппаратурном оформлении и параметрах режима. Кроме того, при стабилизации сернистых конденсатов для борьбы с коррозией следует производить ингибирование отдельных узлов установки.
Блоки стабилизации УСК включают в себя предварительную дегазацию сырья с последующей его стабилизацией в ректификационной колонне. Основные отличия УСК различных очередей ГПЗ касаются переработки выделенных из нестабильного конденсата газовых потоков.
Анализ работы УСК-1. Предварительную деметанизацию конденсата производят в аппарате В01 (рис. 21,а). Газы сепарации объединяются с газами дегазации аминовых растворов с установок сероочистки и одним потоком поступают в абсорбер С02 для очистки от кислых компонентов. Очищенный газ используется в топливной сети.
Дебутанизация конденсата производится в колонне С01, которая имеет 19 двухпоточных клапанных тарелок. Газ стабилизации конденсата с верха емкости орошения В02 отводится на очистку от кислых компонентов.
На установках наблюдаются значительные колебания количества перерабатываемого нестабильного конденсата и выхода газов дегазации, о чем свидетельствует также изменение удельного выхода газов стабилизации в пересчете на 1 м3 стабильного, конденсата.
Для обеспечения полной отпарки сероводорода из конденсата по проекту предусматривалось поддержание температуры низа стабилизатора 165—170 °С. При таком режиме содержание пентана в газах стабилизации допускалось около 9%. В период обследования температура низа колонны С01 поддерживалась около 140 °С. Такой режим обеспечивает практически полную очистку конденсата от сероводорода. Однако, содержание бутанов в конденсате было несколько больше проектного, кроме того, товарный конденсат содержал до 0,2% пропана. Несмотря на это давление насыщенных паров стабильного конденсата не превышает проектного уровня — 66,7 кПа.
Повышение температуры низа колонны С01 на 10—15 градусов обеспечило бы полное выделение пропана и более глубокое извлечение бутанов из конденсата.
Опыт эксплуатации УСК показал, что при плохом разделении фаз на промысловых УКПГ с нестабильным конденсатом на установку поступает минерализованная вода. Минеральные соли частично осаждаются на поверхности аппаратов, в том числе теплообменника Е01. Это снижает коэффициент теплопередачи и тем самым не обеспечивается подогрев смеси перед дегазатором В01 до проектной температуры —20 °С.
Вторым основным блоком УСК-1 является блок очистки газов дегазации и стабилизации конденсата (рис.21, б ).
Давление в абсорберах и десорберах блоков очистки поддерживается соответственно 0,55 и 0,17 МПа. В качестве поглотителя кислых компонентов используется 12-18% (масс.) (по проекту 25%) водный раствор диэтаноламина (ДЭА). При работе установки в таком режиме содержание сероводорода в очищенном газе не превышает 5,7 мг/м3. Очистка газов дегазации производится раствором ДЭА концентрации 12-14% (масс.) при отношении раствор: газ равном 2,9-3,5 л/м3.
Концентрация H2S и СО2 в газах стабилизации была примерно в 2 раза больше, чем в газах дегазации, и составляла соответственно 8,9-11,2 и 0,6-1,5% (об.). Очистка газов стабилизации в количестве 13-15 тыс. м3/ч производится раствором ДЭА концентрации 18% (масс.) при соотношении раствор : газ 5,3-6,1 л/м3.
Регенерацию насыщенных растворов ДЭА проводили в десорберах при давлении 0,18 МПа. Расход пара (0,51 МПа) на регенерацию составлял 120-130 кг/м3 раствора. В этих условиях содержание H2S в регенерированном растворе ДЭА не превышало 0,01 моль/моль, что обеспечивало тонкую очистку газа от сероводорода.
В настоящее время в колонну С02 и СОЗ раствор ДЭА подается из установок сероочистки I очереди завода. На базе оборудования блоков регенерации аминового раствора организовано производство смеси тиолов.
Кислые газы после десорберов в количестве около 4 тыс. м3/ч с содержанием H2S и СО2 соответственно до 80 и 5-11% (об.) направляются на установки Клауса для производства элементной серы.
В большинстве замеров степень насыщения раствора ДЭА составляла 0,5-0,6 моль/моль, что несколько выше допустимого уровня. Снизить степень насыщения раствора ДЭА можно за счет повышения концентрации ДЭА или увеличения количества циркулирующего раствора. Расчеты, проведенные нами, показали, что для абсорбера очистки газов дегазации оптимальная концентрация раствора должна составлять около 20%. При этом соотношение раствор: газ должно составить около 3 л/м3. Для процесса очистки газов стабилизации целесообразно увеличить количество циркулирующего абсорбента до 100-110 м3/ч и абсорбцию проводить при удельном расходе поглотителя 6 л/м3.
Осуществление указанных рекомендаций позволит снизить опасность коррозии на установке, сохраняя одновременно высокую степень насыщения раствора кислыми газами (0,4 моль/моль).
Рис. 21 Принципиальная схема УСК-1:
а) блок стабилизации:
С01 — дебутанизатор; В01—трехфазный разделитель; В02 — емкость орошения; Е01—холодильник; Е02 — рекуперативный теплообменник; ЕОЗ, Е05 — водяные холодильники; А01 — воздушный холодильник; Е04 — испаритель; Р01 — насос; / — нестабильный конденсат; // — газ дегазации; /// — кислая вода; IV — дегазированный конденсат; V — стабильный конденсат; VI — газ стабилизации
б) блок очистки газов стабилизации:
С02, СОЗ — абсорберы; С04, С05 — десорберы; ВОЗ, В04 — сепараторы; В05, В09 — емкости орошения; А02, АОЗ, А04, А05 — аппараты воздушного охлаждения; Е07, ЕЮ —водяные холодильники; Е08, Е09 — рекуперативный теплообменник; Е08, Е11—испарители; Т101 — сборная емкость; Р02, РОЗ, Р08 — насосы.; / — газ дегазации на В01 (рис. 8.6, а); II — газ расширения насыщенного раствора амина; /// — топливный газ; IV — кислые газы на установку получения газовой серы; V — регенерированный раствор амина; VI — газ стабилизации на очистку из В02 (см. рис. 8.6, а); VII — очищенный газ стабилизации на переработку