Электронная библиотека диссертаций и авторефератов России
dslib.net
Библиотека диссертаций
Навигация
Каталог диссертаций России
Англоязычные диссертации
Диссертации бесплатно
Предстоящие защиты
Рецензии на автореферат
Отчисления авторам
Мой кабинет
Заказы: забрать, оплатить
Мой личный счет
Мой профиль
Мой авторский профиль
Подписки на рассылки



расширенный поиск

Совершенствование технологии извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации адсорбционной установки подготовки углеводородного газа Сыроватка Владимир Антонович

Диссертация - 480 руб., доставка 10 минут, круглосуточно, без выходных и праздников

Автореферат - бесплатно, доставка 10 минут, круглосуточно, без выходных и праздников

Сыроватка Владимир Антонович. Совершенствование технологии извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации адсорбционной установки подготовки углеводородного газа: диссертация ... кандидата Технических наук: 05.17.07 / Сыроватка Владимир Антонович;[Место защиты: ФГБОУ ВО «Астраханский государственный технический университет»], 2018.- 139 с.

Содержание к диссертации

Введение

Глава 1. Литературный обзор 8

1.1 Существующие адсорбционные установки подготовки углеводородного газа. Эффективность работы адсорбционных установок 8

1.2 Способы сокращения потерь углеводородов С5+ на установках подготовки углеводородного газа 15

1.3 Эффективность процессов низкотемпературной сепарации (НТС) и низкотемпературной ректификации (НТР) при извлечении тяжелых углеводородов С5+ и стабилизации углеводородного конденсата. Технологические схемы НТС и НТР. Применение ингибиторов гидратообразования 22

1.4 Основное оборудование при низкотемпературных способах извлечения тяжелых углеводородов С5+ и процессах стабилизации углеводородного конденсата на установках подготовки углеводородного газа 28

1.5 Выводы из литературного обзора. Цель работы и задачи исследования 37

Глава 2. Расчетные исследования способа извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации и процесса стабилизации углеводородного конденсата методом ступенчатой сепарации на адсорбционной установке 41

2.1 Общие сведения о принципиальной технологической схеме модуля осушки и отбензинивания газа адсорбционной установки. Описание работы принципиальной технологической схемы. Анализ материального баланса модуля осушки и отбензинивания газа 41

2.2 Общие сведения о принципиальной технологической схеме узла извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации и стабилизации углеводородного конденсата на адсорбционной установке. Описание работы принципиальной технологической схемы 50

2.3 Расчетные исследования по определению эффективности способа извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации и процесса стабилизации углеводородного конденсата с применением метода ступенчатой сепарации на адсорбционной установке 53

2.4 Анализ материального баланса, оценка потерь углеводородов и недостатки при извлечении тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации и стабилизации углеводородного конденсата методом ступенчатой сепарации на адсорбционной установке 67

Глава 3. Расчетное исследование низкотемпературного способа извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации и процесса стабилизации углеводородного конденсата на адсорбционной установке 70

3.1 Характеристика и особенности метода НТС и НТР с изоэнтальпийным расширением углеводородного газа 70

3.2 Расчетные исследования изоэнтальпийного расширения и последующей сепарации газа регенерации, с целью увеличения степени извлечения тяжелых углеводородов С5+ и снижения потерь целевых компонентов 72

3.3 Расчетное исследование возможности рекуперации тепла потока подготовленного газа, для дополнительного охлаждения газа регенерации в летний период 83

3.4 Расчетные исследования по определению эффективности способа извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации и процесса стабилизации углеводородного конденсата с применением метода низкотемпературной ректификации с изоэнтальпийным расширением адсорбционной установке 90

3.5 Определение границ параметров образования гидратов, применение ингибитора гидратообразования 95

Глава 4. Разработанная технология и схема извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации и получения стабильного углеводородного конденсата на адсорбционной установке 98

4.1 Описание разработанной технологии и технологической схемы узла извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации и получения стабильного конденсата на адсорбционной установке 98

4.2 Результаты расчетных исследований принципиальной технологической схемы узла извлечения тяжелых углеводородов С5+ выше из газа регенерации и стабилизации углеводородного конденсата по усовершенствованной технологии 103

4.3 Расчет и подбор технологического оборудования 108

4.4 Оценка экономической эффективности разработанной технологии извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации и стабилизации углеводородного конденсата 114

Выводы 120

Список использованных источников 122

Приложение А 133

Приложение В 134

Введение к работе

Актуальность работы

Обеспечение в системе магистральных газопроводов требований к качеству углеводородного газа после подготовки на адсорбционных установках для осуществления поставок топлива потребителям, коррелируется с задачей технологии рационального использования природных ресурсов. Направление «рациональное природопользование» входит в перечень восьми приоритетных направлений развития науки, технологий и техники в Российской Федерации и требует выполнение государственного стандарта ресурсосбережения.

Анализ работ в области газопереработки показал, что избирательная способность адсорбента по углеводородам C5+ в условиях одновременной адсорбционной осушки и отбензинивания природного газа ограничена, что влияет на остаточное содержание углеводородов C5+ в природном газе после подготовки. Выделение углеводородного конденсата методом ступенчатой сепарации не происходит в полном объеме из газа регенерации, тем самым увеличивает содержание углеводородов C5+ в газе после предварительной сепарации (в отработанном газе регенерации) и создает потери углеводородов с газом стабилизации. Увеличение содержания углеводородов C5+ в отработанном газе регенерации, который подается на адсорбцию с исходным природным газом, создает балласт и повышает нагрузку на адсорбент. Это в целом увеличивает остаточное содержание углеводородов C5+ в подготовленном газе, направляемого потребителю.

Таким образом, решение задачи увеличения степени извлечения углеводородов C5+ из газа регенерации на адсорбционной установке является актуальной и практически значимой для газовой отрасли. Используемый традиционный типовой способ извлечения углеводородов C5+ из газа регенерации и стабилизации углеводородного конденсата методом ступенчатой сепарации на адсорбционной установке является недостаточно рациональным. Для решения этих проблем необходимо улучшение существующих и разработка новых технологий и схем извлечения углеводородов C5+ из газа регенерации на адсорбционных установках подготовки углеводородного газа.

Степень разработанности темы

В мировой практике закономерности низкотемпературной переработки газа регенерации на адсорбционной установке подготовки углеводородного газа изучены недостаточно. До настоящего времени в полной мере не изучено извлечение углеводородов C5+ из газа регенерации методом низкотемпературной переработки для повышения выхода углеводородного конденсата и снижения потерь ценных компонентов C5+ на адсорбционных установках. И соответственно отсутствуют технические и технологические решения низкотемпературной переработки газа регенерации.

Цель работы

Цель работы _ повышение степени извлечения углеводородов С5+ из газа регенерации для дополнительной выработки стабильного углеводородного

конденсата и уменьшения потерь углеводородов С 5+ на адсорбционной установке подготовки углеводородного газа.

Для достижения поставленной цели предстояло решить следующие задачи:

анализ работы существующего технологического узла извлечения углеводородов С5+ из газа регенерации и стабилизации углеводородного конденсата методом ступенчатой сепарации на адсорбционной установке подготовки природного газа;

расчетные исследования содержания углеводородов Сs+ в природном углеводородном газе после осушки и отбензинивания (в подготовленном газе), в газе регенерации после предварительной сепарации (в отработанном газе регенерации) и потери углеводородов с газом стабилизации на факел при стабилизации углеводородного конденсата методом ступенчатой сепарации;

расчетные исследования повышения степени извлечения углеводородов С5+ из газа регенерации путем низкотемпературной сепарации с изоэнталь-пийным расширением;

расчетные исследования повышения степени извлечения углеводородов С5+ из газа регенерации, сокращения содержания углеводородов Сs+ в газе регенерации после предварительной сепарации (в отработанном газе регенерации), снижения потерь углеводородов на факел с газом стабилизации и увеличения выработки стабильного углеводородного конденсата путем низкотемпературной ректификации с изоэнтальпийным расширением, в присутствии ингибитора гидратообразования;

разработка и подбор режима работы технологической схемы низкотемпературного способа реализации усовершенствованной технологии извлечения углеводородов С5+ из газа регенерации и стабилизации углеводородного конденсата, путем рациональной обвязки технологического оборудования, изменением технологических потоков с использованием современного технологического оборудования.

Научная новизна

На основе выявленных зависимостей влияния изменения давления на функциональное снижение температуры газа регенерации и на выход углеводородного конденсата определено, что изоэнтальпийное расширении газа регенерации с температурой 20 С и давлением 6,3 МПа, способствует дополнительной максимальной конденсации углеводородов С5+ при давлении 1,9-2,1 МПа;

на основе расчетных исследований тепломассообмена многокомпонентной смеси газа регенерации после стадии десорбции, установлено, что совместная переработка газа регенерации и углеводородного конденсата методом низкотемпературной ректификации при давлении 1,9-2,1 МПа позволяет увеличить степень извлечения углеводородов С5+ из газа регенерации с 50 % до 78 %;

на основе установленных зависимостей давления и температуры при максимальной конденсации углеводородов Сs+ после стадии десорбции и закономерностях совместной низкотемпературной переработки газа регенерации и выделенного конденсата разработана усовершенствованная низкотемператур-

ная технология извлечения углеводородов С5+ из газа регенерации в летний и зимний период на адсорбционных установках.

Теоретическая значимость работы

Теоретическая значимость работы заключается в получении научных знаний о закономерностях низкотемпературной переработки газа регенерации насыщенного тяжелыми углеводородами и технической водой на адсорбционных установках. Полученные научные данные расширят диапазон теоретической базы низкотемпературного разделения углеводородных компонентов, при извлечении углеводородов C5+ из газа регенерации на адсорбционных установках.

Практическая значимость

Впервые предложена принципиальная технологическая схема узла извлечения углеводородов С5+ из газа регенерации и стабилизации углеводородного конденсата, с низкотемпературной ректификацией газа регенерации и полной утилизацией газа стабилизации, которая позволяет сократить потери целевых компонентов С5+ на 42 % и 63 % в зимний и летний период соответственно (пат. № 2645105);

подобран технологический режим работы для принципиальной схемы узла, обоснованы и представлены рекомендации по установке нового оборудования, определены его технические и габаритно-геометрические характеристики, в результате чего дополнительная выработка стабильного углеводородного конденсата увеличилась на 19 % и 27 % в зимний и летний период, соответственно (пат. № 2645105);

исключена подача отработанного газа регенерации на адсорбцию с исходным потоком газа, что позволяет ликвидировать образование балласта при адсорбции газа и тем самым уменьшить остаточное содержание углеводородов С5+ в подготовленном газе (пат. № 2645105);

результаты исследования диссертационной работы, направленные на обеспечение выполнения стандарта ресурсосбережения, приняты к проектированию и применению на адсорбционной установке подготовки углеводородного газа «Турецкий поток»;

срок окупаемости проекта оценен в 1 год с приростом прибыли 186 млн руб./год и 270 млн руб./год в зимний и летний период, соответственно.

Методология работы

Проведение исследований основывалось на использовании метода математического моделирования процессов тепло- и массообмена на базе пакетов прикладных программ для научных исследований. Моделирование технологических процессов в аппаратах химико-технологической системы опиралось на индивидуальные свойства компонентов и условия парожидкостного равновесия. Моделирование процессов переработки газа регенерации и газового конденсата осуществлялось на основе иерархического подхода с описанием количественных и качественных закономерностей процессов.

Методы расчетного исследования

Моделирование процесса переработки газа регенерации и углеводородного конденсата основывалось на использовании законов Дж. Дальтона и

Ф.М. Рауля. Константы фазового равновесия рассчитывались на основе применения уравнения состояния Пенга-Робинсона для углеводородов. Теплопередача в моделируемых аппаратах рассчитывалась с использованием основного уравнения теплопередачи.

Положения, выносимые на защиту

Зависимость влияния изменения давления на функциональное снижение температуры газа регенерации и на выход углеводородного конденсата при изоэнтальпийном расширении газа регенерации;

повышение степени извлечении C5+ из газа регенерации путем создания условий качественного процесса разделения углеводородов при низкотемпературной ректификации с изоэнтальпийным расширении газа регенерации;

положение о усовершенствованной низкотемпературной технологии извлечения углеводородов С5+ из газа регенерации в летний и зимний период;

увеличение выработки стабильного углеводородного конденсата на 19–27 % и сокращение потерь целевых компонентов С5+ на 42–63 %, путем новой обвязки технологического оборудования и изменения технологических потоков на основе использования современного технологического оборудования на адсорбционной установке.

Степень достоверности результатов

В работе использованы современные методики сбора и обработки исходной информации с использованием пакета прикладных компьютерных программ. Квалифицированное использование современных физико-химических и математических методов анализа обеспечивают высокую достоверность полученных результатов и выводов на их основе.

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались и обсуждались: на международной научно-практической конференции «Инновационные технологии по обезвреживанию и утилизации отходов нефтегазовой отрасли» (г. Краснодар, 16 октября 2015 г.), на IX международной научно-практической конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники» (Уфа, 19 апреля – 14 мая 2016 г.), на IX Международной научно-практической конференции «Современный взгляд на будущее науки» (Казань, 20 марта 2017 г.), на Международной научно-практической конференции «Инновационные технологии научного развития» (Казань, 20 мая 2017 г.). Тезисы докладов опубликованы в материалах соответствующих конференций.

Публикации

Основное содержание диссертации изложено в 11 работах, в том числе в 5 статьях, из них 4 статьи по списку ВАК, материалах и тезисах докладов 4 конференций; 1 патент на изобретение и 1 положительное решение на выдачу патента на изобретение.

Структура и объем работы

Диссертация общим объемом 139 стр., включает введение, четыре главы, выводы, в том числе 38 рисунков, 24 таблицы, 2 приложения и список литературы из 104 наименований.

Эффективность процессов низкотемпературной сепарации (НТС) и низкотемпературной ректификации (НТР) при извлечении тяжелых углеводородов С5+ и стабилизации углеводородного конденсата. Технологические схемы НТС и НТР. Применение ингибиторов гидратообразования

В силу экономичности и простоты при эксплуатации оборудования наиболее распространенной технологией низкотемпературных процессов подготовки углеводородного газа с высоким избыточным давлением (более 6,0 МПа) являются низкотемпературная сепарация (НТС) с изоэнтальпийным расширением газа [8, 40-42].

Низкотемпературной сепарацией (НТС) называют процесс выделения жидких углеводородов из газов методом однократной конденсации при низких температурах от 0 до -25 С с разделением равновесных жидкой и газовой фаз [43].

Процесс низкотемпературной сепарации широко используется в газовой промышленности при подготовке углеводородных газов. Определяющей нормой режима работы промысловых установок НТС, является обеспечение надежной подачи потребителям качественного газового топлива путем глубокого извлечения конденсата (рисунок 1.6) [3, 43].

На рисунке 1.7 показана схема современной реализованной установки НТС[44]. Выделение из газа тяжелых углеводородов С5+ и влаги реализовывается с помощью его охлаждения посредством дросселирования (эффект Джоуля Томсона), в силу чего переходят в жидкую фазу тяжелые углеводороды и вода, а затем полученная жидкая фаза отделяется от газовой фазы при низкотемпературной сепарации. Метод низкотемпературной сепарации основывается в применении свойства газа изменять свою температуру при энергичном снижении давления (дросселировании), сопровождающемся его изоэнтальпийным расширением. Данное свойство называется дроссель-эффектом, или эффектом Джоуля-Томсона. Коэффициентом Джоуля-Томсона называется изменение температуры газа при снижении его давления на 0,1 МПа. Данный коэффициент для идеально сухого газа составляет примерно 0,3 С. В реальных условиях, газы всегда содержат влагу и тяжелые углеводороды, которые конденсируются при снижении температуры и выделяют скрытую теплоту конденсации. Поэтому в условиях действующего производства коэффициент Джоуля-Томсона составляет 0,15–0,25 С [45].

Дроссельной технологии НТС характерны низкие капитальные и эксплуатационные затраты и легкость при ведении технологического режима.

Низкотемпературная сепарация с изоэнтальпийным расширением газа применяется для извлечения из углеводородного газа жидких углеводородов посредством дросселирования многокомпонентных потоков с целью подготовки газа для осуществления надежных поставок газового топлива на дальние расстояния, в следующих случаях, когда:

– не требуется максимального извлечения целевых углеводородов С5+;

– существует потенциальный перепад между давлением исходного газа на установке низкотемпературной сепарации, и регламентированным давлением подготовленного газа в газопроводе;

– производительность установки низкотемпературной сепарации невысокая и строительство мощных установок подготовки и переработки газа экономически невыгодно [8]. Наиболее эффективно разделение компонентов газовых смесей осуществляют комбинированными установками с использованием низкотемпературной ректификации (НТР). Благодаря этому можно получить на выходе широкий ряд продуктов (газ стабилизации, ШФЛУ, стабильный конденсат). При процессе НТР сырье, которое подается на установку после охлаждения (все или частично), поступает в ректификационную колонну, где осуществляется качественное разделение исходного газа на газ стабилизации (отводится с верха колонны) и ШФЛУ или стабильный конденсат (отводится с низа колонны).

В работе [46] представлены колонны низкотемпературной ректификации: ректификационно-отпарные и конденсационно-отпарные.

Ректификационно-отпарной колонной (рисунок 1.8) называется колонна, в среднюю часть которой в качестве сырья подается предварительно охлажденный поток исходного газа. По существу она работает как полная ректификационная колонна. Конденсационно-отпарная колонна различается от ректификационно-отпарной колонны тем, что разделяемый исходный поток подается на верхнюю тарелку. Конденсатор-холодильник орошения внешнего холодильного цикла является верхней укрепляющей частью конденсационно-отпарной колонны. Наиболее распространенный вариант конденсационно-отпарной колонны изображен на рисунке 1.9.

При низкотемпературной ректификации возможен вариант схемы с двумя вводами сырья в колонну (рисунок 1.10) [46].

Данная схема является более выгодной с точки зрения термодинамики [46]. Указанную схему применяют на Белорусском ГПЗ. По результатам расчетов схема с двумя вводами сырья в колонну дает возможность сэкономить энергозатраты, а также работать в режиме ректификации с более высокими температурами.

На производствах в ректификационных колоннах устанавливают 13–17 теоретических тарелок. При использовании пропанового холодильного цикла для извлечения тяжелых углеводородов С5+ параметры процесса примерно следующие: температура верха колонны (–22) – (–29) С, давление в колонне 2,3–3,4 МПа [46].

Метод ректификации применяется на большинстве заводов по стабилизации конденсата: завод по подготовке конденсата к транспорту, г. Новый Уренгой, завод стабилизации конденсата, Сургутский район. Оба предприятия входят в состав ООО «Газпром переработка». Процесс ректификации аналогично используется на всех газоперерабатывающих заводах (Оренбургский ГПЗ, Астраханский ГПЗ, Сургутский ГПЗ и др.) [48].

Следует отметить, одной из проблем использования низкотемпературных процессов при подготовке влажного газа является образование гидратов. Проблема образования гидратов очень актуальна для выполнения задачи о надежной работе магистральных газопроводов и технологического оборудования, так как гидраты способны перекрыть частично или полностью рабочее сечение оборудования и трубопровода, что вызовет трудности при эксплуатации и приведет к авариям на производстве.

Традиционным и основным методом борьбы с гидратообразованием и гидратоотложением в газовой промышленности является использование ингибитора гидратообразования – метанола [49, 50]. Если не закачивать ингибитор гидратообразования, то при определенном давлении глубина охлаждения часто ограничена температурой гидратообразования при низкотемпературных процессах [51]. И наоборот содержание метанола в газе позволяет дополнительно сконденсировать тяжелые углеводороды в интервале отрицательных температур, при этом повысить степень извлечения тяжелых углеводородов С5+, и дополнительно осушить газ регенерации.

Исходя из опыта эксплуатации газотранспортной системы расходные показатели потребления метанола составляют от 30 г/1000 м3 до 2500 г/1000 м3 [50]. Исходя из этого количество метанола на промежуточных установках подготовки природного газа к транспорту может состовлять от 20 до 400 кг/ч. Учитывая эти данные, можно определить условия образования гидратов при подготовке природного газа в зависимости от количества метанола в интервале отрицательных температур и подобрать рациональный режим работы низкотемпературных процессов на установках подготовки углеводородного газа (полож. решение о выдачи патента на изобретение № 2017133884).

Таким образом, для эффективной работы установок подготовки углеводородного газа, в том числе и адсорбционных, по сокращению потерь тяжелых углеводородов С5+ с потоком подготовленного и газа стабилизации предпочтительно использовать современные доступные и качественные технологии низкотемпературных процессов извлечения углеводородного конденсата, такие как НТС и НТР с изоэнтальпийным расширением газа, в условиях дозированной концентрации ингибитора гидратообразования (полож. решение о выдачи патента на изобретение № 2017133884).

НТС и НТР с изоэнтальпийным расширением газа, в присутствии ингибитора гидратообразования, наиболее широко применяются в подготовке газа на промыслах, из-за экономической составляющей, а присутствие метанола в газе позволяет добиться значительного извлечения тяжелых углеводородов С5+ при отрицательных температурах.

Расчетные исследования по определению эффективности способа извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации и процесса стабилизации углеводородного конденсата с применением метода ступенчатой сепарации на адсорбционной установке

Для исследования работы существующей схемы узла извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации и стабилизации углеводородного конденсата методом ступенчатой сепарации на адсорбционной установке был использован проектный материальный баланс блока осушки и отбензинивания углеводородного газа адсорбционной установки с прогнозируемым составом исходного сырого углеводородного газа «Турецкий поток» в зимних и летних условиях.

При проведение расчетных исследований по определению эффективности процесса стабилизации конденсата в качестве критерия эффективности взята степень распределения тяжелых углеводородов С5+ между газом сепарации и углеводородным конденсатом. Для определения отпарки тяжелых углеводородов С5+ с отработанным газом регенерации и сбросным газом нами был выполнен поверочный технологический расчет (на моделирующей программе «HYSYS Process») и проведено по результатам расчета теоретическое исследование (рисунок 2.4) стабилизации углеводородного конденсата с применением схемы ступенчатой сепарации адсорбционной установки по проектному составу газа регенерации согласно таблиц 2.2 и 2.4 в зимний и летний периоды.

На рисунке 2.5 представлен поверочный технологический расчет извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации и стабилизации углеводородного конденсата (на моделирующей программе «HYSYS Process») в зимний период.

Расчетный компонентный состав основных потоков при исследовании узла извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации и стабилизации углеводородного конденсата методом ступенчатой сепарации в зимний период согласно рисунку (2.5) представлен в таблице 2.5.

Согласно расчетных данных таблицы 2.5 на рисунках 2.6 и 2.7 приведены для наглядности содержание углеводородных компонентов в отработанном газе регенерации каждой линии А(В) и суммарного потока линий А и В в зимний период. Расчетные данные подтверждают значительный общий балласт углеводородов С5+ 3247,9 кг/ч в зимний период, который формирует основные потери и снижает эффективность работы адсорбционной установки.

В соответствии с данными таблицы 2.5 проведем вычисления степени отпарки или частичных потерь тяжелых углеводородов С5+ по каждой ступени при стабилизации углеводородного конденсата методом ступенчатой сепарации на адсорбционной установке в зимний период, и результаты представим в таблице 2.6.

Для определения общих частичных потерь углеводородов на факел в зимнее время проведены расчетные исследования, и результаты представлены в таблице 2.7.

На рисунке 2.8 приведены для наглядности содержание углеводородных компонентов в газе стабилизации в зимний период.

Установлено, что для данного узла извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации и стабилизации углеводородного конденсата по ГОСТу Р54389-2011 «Конденсат газовый стабильный. Технические условия» основные потери углеводородов С5+ перешедших в газы выветривания (отработанный газ регенерации) формируются в сепараторе высокого давления и составляют 34,4 % – 3247,9 кг/ч, а частичные потери определяются последующей ступенчатой сепарацией на факел и составляют 2,6 % – 128,88 кг/ч (общее количество углеводородов на факел 585,5 кг/ч). Очевидно, что наиболее существенное влияние на работу узла оказывает технологический режим в сепараторе высокого давления, где формируются основные потери и в дальнейшем зависит процесс стабилизации с частичными потерями.

На рисунке 2.9 представлен поверочный технологический расчет извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации и стабилизации углеводородного конденсата (на моделирующей программе «HYSYS Process») в летний период.

Расчетный компонентный состав основных потоков при исследовании узла извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации и стабилизации углеводородного конденсата методом ступенчатой сепарации в летний период согласно рисунку 2.9 представлен в таблице 2.8.

Согласно расчетных данных таблицы 2.8 на рисунках 2.10 и 2.11 приведены для наглядности содержание углеводородных компонентов в отработанном газе регенерации каждой линии А (В) и суммарного потока линий А и В в летний период. Расчетные данные подтверждают значительный общий балласт углеводородов С5+ 5129,1 кг/ч в летний период, который представляет основные потери и снижает эффективность работы адсорбционной установки.

В соответствии с данными таблицы 2.8 проведено вычисление степени отпарки или частичных потерь тяжелых углеводородов С5+ по каждой ступени при стабилизации углеводородного конденсата методом ступенчатой сепарации на адсорбционной установке в летний период и результаты представлены в таблице 2.9.

Для определения потерь углеводородов на факел в летнее время проведены расчетные исследования и результаты представлены в таблице 2.10

На рисунке 2.12 приведены для наглядности содержание углеводородных компонентов в газе стабилизации в летний период.

Установлено, что для данного узла извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации и стабилизации углеводородного конденсата по ГОСТу Р54389-2011 «Конденсат газовый стабильный. Технические условия» основные потери углеводородов С5+ перешедших в газы выветривания (отработанный газ регенерации) формируются в сепараторе высокого давления и составляют 48,0 % – 5129,1 кг/ч, а частичные потери определяются последующей ступенчатой дегазацией на факел и составляют 2,6 % – 102,58 кг/ч (общее количество углеводородов на факел 445,5 кг/ч). Наиболее существенное влияние на работу узла оказывает технологический режим в сепараторе высокого давления, где формируются основные потери и в дальнейшем зависит процесс стабилизации с частичными потерями.

Эффективность работы узла зависит напрямую от снижения отпарки или основных и частичных потерь тяжелых углеводородов С5+. Снижение потерь целевых компонентов с подготовленным газом и газом стабилизации на факел, сделает работу адсорбционной установки рациональной и стабильной, в условиях развития и наращивания мощностей в газовой отрасли.

Расчетное исследование возможности рекуперации тепла потока подготовленного газа, для дополнительного охлаждения газа регенерации в летний период

На адсорбционных установках после завершения цикла адсорбции адсорберы переводят в цикл регенерации. Поток газа регенерации предварительно нагревают в печи до температуры 260-350 С (температурный режим печи зависит от вида адсорбента и избыточного давления режима регенерации) и направляют в адсорберы, переключенные в цикл регенерации, где адсорбент нагревают до температуры 260 С, согласно проектным значениям технологического режима «Турецкий поток». При проведении регенерации из адсорбента извлекают поглощенные тяжелые углеводороды и техводу. После проведения регенерации адсорбента поток газа с температурой 260 С, содержащего тяжелые углеводороды и техводу охлаждают до температуры 20 С в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) закрытого типа с рециркуляцией воздуха [4, 8]. АВО закрытого типа с рециркуляцией воздуха используются для охлаждения влажных сред в течении года, способных при низких температурах образовывать ледяные или гидратные пробки [79].

Температурный режим круглый год в АВО закрытого типа с рециркуляцией воздуха поддерживается автоматической системой рециркуляции наружного горячего воздуха (для регулирования температуры воздуха в вентиляционных камерах). Когда температура окружающей среды соответствует заданному значению 20 С или выше, впускная и выпускная вентиляционные решетки полностью открыты, практически, установка работает как обычный АВО. Когда температура окружающей среды опускается ниже заданного значения, датчик температуры, установленный в вентиляционной камере, включает систему рециркуляции наружного горячего воздуха. Впускная и выпускная вентиляционные решетки начинают закрываться, и часть выбрасываемого горячего воздуха проходит через канал рециркуляции и смешивается с холодным наружным воздухом, поступающим через впускную вентиляционную решетку. Это обеспечивает постоянную температуру 20 С охлаждения газа регенерации в течении года, кроме летнего периода. Следует отметить, что глубина охлаждения газа регенерации на адсорбционных установках ограничена температурой наружного воздуха, что особенно сказывается в летний период эксплуатации. Естественно, что температура газа после охлаждения в АВО не может быть ниже температуры наружного воздуха [80]. В летнее время выпадение конденсата в сепараторе высокого давления снижается по причине повышения температуры воздуха до 40 С. Выделившиеся при охлаждении газа конденсат и техвода отделяются в сепараторе высокого давления, а отработанный газ регенерации возвращается в газопровод перед первичным сепаратором [4]. Образование конденсата в сепараторе высокого давления происходит при понижении температуры, при этом давление насыщенного пара углеводородного компонента в чистом виде становится равным парциальному давлению этого компонента в газовой смеси [81]. В результате при снижении температуры компоненты газа регенерации С 5+ будут конденсироваться. Но согласно предыдущему разделу данной главы следует, что в условиях повышенных температур сепарации газа при 40 С происходит значительное испарение тяжелых углеводородов С5+ и эффективность дросселяции низкая. Естественного отрицательного запаса температуры в летний период недостаточно для получения низких температур газа регенерации при дросселяции. Обработка газа (дросселяция) при температуре 21,6 С неэффективна. Охлаждение газа регенерации в таких условиях целесообразно проводить в два этапа: воздухом и с помощью дополнительного источника охлаждения, чтобы довести до минимума возможность испарения жидкой фазы.

Использование рекуперации тепла отходящих энергетических потоков позволяет снизить энергозатраты предприятия. Основной потенциал экономии энергоносителей (до 90 %) скрывается в самих технологических процессах, а особенно в схеме рекуперации [82]. Предлагается для эффективной работы узла извлечения тяжелых углеводородов С5+ и стабилизации углеводородного конденсата адсорбционной установки использовать рекуперацию тепла отходящего энергетического потока подготовленного газа для охлаждения газа регенерации, так например, в системе магистральных газопроводов газовой отрасли исходный газ транспортируется при температуре 13-20 С [4,83]. Следовательно, для охлаждения газа регенерации на втором этапе в летнее время, целесообразно, использовать поток подготовленного газа при температуре 13-20 С, т.к. температура подготовленного газа после адсорбции практически одинакова с исходным газом.

Проведем исследование возможности использования потока подготовленного газа с температурой 13 С, для максимально возможной оценки и подтверждения возможности дополнительного охлаждении газа регенерации в рекуперативном теплообменнике в летний период. Следует заметить, что в проектном техническом решении на конкретном действующем объекте выбор температуры подготовленного газа для расчета рекуперативного теплообменника будет зависеть от количественных характеристик и условий транспорта газа по магистральному газопроводу в зависимости от региона.

Целью данного исследования является оценка возможности снижения температуры газа регенерации до 20 С и расчет технических характеристик рекуперативного теплообменника для охлаждения газа регенерации в период максимальных температур (40 С) окружающего воздуха.

На рисунке 3.8 предлагается расчетная (на моделирующей программе «HYSYS Process») технологическая схема подготовки природного газа к транспорту с использованием рекуперации тепла общего потока подготовленного газа. Согласно рисунку 3.8, газ регенерации охлаждается на первом этапе в АВО-1(2) и на втором этапе - в рекуперативных теплообменниках (ТР-1,2), подготовленным газом. Для исследования возможности использования потока подготовленного газа с температурой 13 С, для дополнительного охлаждения газа регенерации до 20 С, проведен расчет охлаждения газа регенерации в рекуперативных теплообменниках (ТР-1,2) от 40 С до 20 С (рисунок 3.8) с определением его площади поверхности теплообмена.

При расчете принимаем что, подготовленный газ подается в межтрубное пространство, а газожидкостная фаза газа регенерации после АВО - в трубное.

Результаты расчета технологических параметров материальных потоков, при охлаждении газа регенерации в два этапа - при помощи АВО и дополнительного теплообменника ТР-1(ТР-2), представлены в таблице 3.3 (3.4).

Согласно расчетным данным из каталога [86] выбираем рекуперативный теплообменник с площадью поверхности теплообмена F = 338 м2 (1000ТНГ-8,0-М1/25-6-2-У-И согласно ГОСТу 15118-79).

Результаты расчета, подтвердили возможность охлаждения газа регенерации до температуры 20 С в два этапа - при помощи АВО и дополнительных теплообменников ТР-1(ТР-2). При этом температура потока сухого газа при рекуперации существенно не изменилась - повысилась на 1,19 С.

Таким образом, в результате исследования выявлено, что указанные расчетные данные подтверждают работоспособность и энергетическую эффективность узла извлечения тяжелых углеводородов С5+ и стабилизации углеводородного конденсата с теплообменниками ТР-1(ТР-2) на адсорбционной установке. Вовлечение в рекуперацию потока подготовленного газа позволит снизить, стабилизировать в течение года температуру газа регенерации до 20 С и при этом уменьшить потери тяжелых углеводородов С5+ в летнее время на (20 %) до уровня зимнего периода (42 %) в период максимальных температур (40 С) окружающего воздуха.

Оценка экономической эффективности разработанной технологии извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации и стабилизации углеводородного конденсата

Технико-экономическое обоснование

Для обеспечения усовершенствованной технологии необходимо изменение аппаратурного оформления.

Поэтому предусматривается дооборудование узла извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации и стабилизации углеводородного конденсата (таблица 4.4), что позволит снизить потери тяжелых углеводородов С5+ и увеличить выработку стабильного конденсата и, тем самым получить экономический эффект.

Ниже приведен расчет текущих и капитальных затрат необходимых на модернизацию узла извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации и стабилизации углеводородного конденсата, связанных с нововведением.

Технико-экономическое обоснование основных решений научной работы представлены в таблице 4.5.

Расчет капитальных затрат

Капитальные затраты включают в себя расходы на проектирование, приобретение, доставку, монтаж и техническую подготовку оборудования (таблица 4.6) [97–102].

В результате дополнительные капитальные затраты на монтаж и проектировании составят 185600 тыс. руб.

При этом эксплуатационные затраты (С) будут следующие:

– годовые затраты электроэнергии при работе модернизированного воздушного холодильника АВО-3 (мощность электропривода) и при исключении из схемы электроподогревателя (мощность трубчатых электронагревателей) и насоса (мощность электропривода) при стоимости 5,2 руб. за 1 кВт/ч электроэнергии в Краснодарском крае для промышленных предприятий: 10 кВт/час х 5,2 х 8400 ч = 0,44 млн руб.; ((–147,8) кВт/час - 6,3 кВт/час) х 5,2 х 8400 ч = (-6,7) млн руб.

В результате получим снижение расхода электроэнергии на 144,1 кВт/час. Годовые затраты снизятся на 6,26 млн руб./год.

- дополнительно потребуется 0,123 тыс. м3/ч топливного газа. Годовая стоимость топливного газа с целью подогрева куба отпарной колонны (при стоимости топливного газа 4634 руб. за 1000 м3 в Краснодарском крае для промышленных предприятий): 0,123 тыс. м3/ч х 8400 ч. х 4634 руб. = 4,8 млн руб.;

- добавится количество рабочего персонала с учетом имеющегося рабочего персонала производства: 1 оператор, 0,5 прибориста, 0,5 электромонтера (две единицы с заработной платой 20 тыс. руб. в месяц). Затраты по заработной плате (с налогом 43 %): 20 тыс. руб./мес. х 2 чел. х 12 мес. х 1,43 = 0,7 млн руб.;

- амортизационные затраты (5 % от капитальных затрат): 185,6 млн руб. х 0,05 = 9,28 млн руб.;

- затраты на текущий ремонт (3 % от капитальных затрат): 185,6 млн руб. х 0,03 = 5,57 млн руб.

Общие эксплуатационные затраты будут следующие: 0,44 + (-6,7) + 4,8 + 0,7 + 9,28 + 5,57 = 14,09 млн руб. = 14090,0 тыс. руб.

Прирост годовой прибыли рассчитываем по формуле [102-104]: П = РП –С, (3) где C - изменения эксплуатационных затрат; РП - изменение реализованной продукции - стабильного конденсата.

Расчет прироста реализованной продукции приведен в таблице 4.7Прибыль (зимний период) от внедрения данного проекта с эксплуатационными затратами и налогом на продукцию (20 %) будет следующая: 232534 тыс. руб. х 0,8 = 186027,2 тыс. руб. Л = 351624,0 - 14090,0 = 337534 тыс. руб. Прибыль (летний период) от внедрения данного проекта с эксплуатационными затратами и налогом на продукцию (20 %) будет следующая: 337534 тыс. руб. х 0,8 = 270027,2 тыс. руб.

Расчет экономического эффекта

Расчет экономического эффекта производим по формуле [102-104]: Э = т- ЕдщхКдрп, (4) где Э - экономический эффект, тыс. руб.; ЕДЕП - депозитная процентная ставка, %; ЕДЕП = 20 %; Я - прирост прибыли, тыс. руб.; Кдоп -дополнительные капиталовложения, тыс. руб., Кдоп = 185600 тыс. руб.

Ожидаемый экономический эффект от модернизации по формуле 2 составит:

Э = 186027,2 - 0,2 х 185600 = 148907,2 тыс. руб. (зимний период)

Э = 270027,2 - 0,2 х 185600 = 232907,2 тыс. руб. (летний период)

Срок окупаемости проекта [102-104]:

Т = КДОП1 П; (5)

Т = 185600/148907,2 = 1,25 года (зимний период) Т = 185600/232907,2 = 0,79 года (летний период) В таблице 4.8. представлены технико-экономические показатели.

С5+ из газа регенерации и стабилизации углеводородного конденсата адсорбционной установки при сравнительно небольших капитальных затратах 185 млн руб. позволит значительно сократить потери тяжелых углеводородов С5+ и увеличить выработку стабильного конденсата. В результатах расчета исследования усовершенствования узла извлечения тяжелых углеводородов С5+ из газа регенерации и стабилизации углеводородного конденсата показана возможность этого, а вышеуказаный расчет изменения затрат (капитальных и текущих) подтвердил экономическую целесообразность проекта: рост объема производства, увеличение реализованной продукции (в зимний 19 % и летний 27 % периоды) и прибыли. Ожидаемый экономический эффект составил 149 и 233 млн руб. в зимний и летний период, соответственно.