Содержание к диссертации
Введение
1. Литературный обзор 8
1.1. Общая характеристика и современное состояние отрасли газовой промышленности 8
1.2. Процессы первичной переработки газа 13
1.2.1. Компрессионный метод 13
1.2.2. Абсорбционная очистка 13
1.2.3. Адсорбционная очистка 14
1.2.4. Низкотемпературная сепарация 15
1.3. Новые технические решения в технологии НТС. 20
1.4. Стабилизация конденсата 27
2. Характеристика и анализ базовой схемы технологии низкотемпературной сепарации 30
2.1. Моделирование базовой схемы процесса первичной переработки природного газа по технологии низкотемпературной сепарации природного газа 30
2.2. Повышение эффективности рекуперативного теплообмена в процессе первичной переработки природного газа 35
3. Исследование и оптимизация действующего производства 50
3.1. Дополнение традиционной технологии НТС стадией дефлегмации в качестве промежуточной сепарации . 51
3.2. Оптимизация термобарических параметров процесса 60
3.2.1. Снижение давления на стадии входной сепарации 60
3.2.2. Снижение давления на стадиях рекуперативного теплообмена и дефлегмации 65
3.2.3. Снижение давления на стадии низкотемпературной сепарации 67
3.3. Повышение эффективности процесса стабилизации газового конденсата 69
4. Экономическая оценка предложенной технологии 76
4.1. Оценка экономической эффективности технологии НТСД по сравнению с НТС 76
4.2. Реконструкция установки комплексной подготовки газа Западно-Ярояхинского лицензионного участка Восточно-Уренгойского газоконденсатного месторождения 80
4.3. Реконструкция установки комплексной подготовки газа Западно-Ярояхинского лицензионного участка Восточно-Уренгойского газоконденсатного месторождения 82
Выводы 90
Список использованных источников 92
Приложение А. Патент на изобретение № 2637517 100
- Низкотемпературная сепарация
- Дополнение традиционной технологии НТС стадией дефлегмации в качестве промежуточной сепарации
- Повышение эффективности процесса стабилизации газового конденсата
- Реконструкция установки комплексной подготовки газа Западно-Ярояхинского лицензионного участка Восточно-Уренгойского газоконденсатного месторождения
Введение к работе
Актуальность темы исследования
Технология низкотемпературной сепарации газа (НТС) широко применяется как для подготовки природного газа к транспорту, так и для его первичной переработки с целью извлечения из него этансодержащих и пропан-бутановой фракций, ШФЛУ, газового конденсата. Сущность процесса заключается в охлаждении сырьевого газа и последующей сепарации полученной газожидкостной смеси с выделением конденсата. Требуемая температура процесса, как правило, достигается при редуцировании газа за счет эффекта Джоуля-Томсона.
Однако в ходе эксплуатации газоконденсатного месторождения происходит снижение избыточного давления природного газа, что приводит к снижению перепада давления на редуцирующем устройстве, недостаточной выработке холода и, как следствие, невозможности получения товарной продукции нормативного качества. Для дальнейшего поддержания проектного технологического режима, как правило, прибегают к повышению давления газа перед установкой НТС с помощью дожимной компрессорной станции или же используют дополнительное охлаждение газа за счет внешних источников. Реализация данных мероприятий требует значительных капитальных затрат и приводит к росту эксплуатационных расходов, поэтому разработка альтернативных технических решений, позволяющих осуществлять первичную переработку природного газа при низком перепаде давлений является актуальной задачей отрасли.
Степень разработанности проблемы
Технологии НТС посвящено большое количество российских и зарубежных работ. Изучением процессов первичной переработки природного газа, и в частности, по технологии НТС, занимались Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А., Зиберт Г.К., Истомин В.А., Донских Б.Д и др. В их публикациях предложено множество различных путей совершенствования традиционной технологии НТС, однако изменение условий добычи природного газа, экологических норм, требований рынка и мировой политической обстановки выдвигает новые задачи по повышению эффективности первичной переработки природного газа.
Соответствие паспорту заявленной специальности
Тема и содержание диссертационной работы соответствует формуле специальности 05.17.07 – «фундаментальные и прикладные исследования в
области химии и технологий переработки жидких, газообразных и твердых
топлив, в том числе нефти, нефтепродуктов, газовых конденсатов, газа…», а
также области исследования, соответствующей пункту 2 паспорта
специальности – «Технологии и схемы процессов переработки нефтяного сырья на компоненты. Конструктивное оформление технологий и основные показатели аппаратуры установок для переработки сырья. Технология подготовки нефти к переработке. Энергосберегающие технологии. Технология приготовления товарных нефтепродуктов».
Цель работы
Разработка технологии первичной переработки природного газа,
направленной на глубокое извлечение углеводородов С3+ и С5+, снижение
требуемого перепада давления на редуцирующем устройстве и снижение
энергетических затрат. При этом технология должна быть достаточно проста и
реализуема как при модернизации существующих промышленных
предприятий, так и при новом строительстве.
Для достижения поставленной цели были поставлены и решены следующие задачи:
анализ эффективности существующих методов первичной переработки природного газа на основе отечественных и зарубежных источников;
разработка расчетной модели процесса первичной переработки газа по традиционной технологии НТС на примере действующей установки комплексной подготовки газа Западно-Ярояхинского лицензионного участка Восточно-Уренгойского газоконденсатного месторождения и проверка е адекватности;
выявление недостатков традиционной технологии НТС;
исследование влияния схемы рекуперации холода технологических потоков на эффективность традиционной технологии НТС;
разработка усовершенствованной технологии низкотемпературной сепарации с дефлегмацией (НТСД) для первичной переработки природного газа на основании анализа результатов предыдущих исследований;
рассмотрение возможности повышения эффективности предложенной технологии за счет оптимизации термобарических параметров процесса, аппаратурного оформления стадии дефлегмации и процесса стабилизации газового конденсата;
разработка комплекса технических мероприятий для реконструкции существующих газодобывающих и газоперерабатывающих предприятий на
базе технологии НТСД с целью повышения эффективности процесса первичной переработки газа;
- сравнительный анализ экономической эффективности предложенного и традиционного вариантов реконструкции производства на этапе снижения входного давления сырья.
Научная новизна работы
Впервые предложена схема рекуперации холода технологических потоков, предполагающая дополнительное использование редуцированной смеси газовых конденсатов в качестве хладагента, что позволяет повысить глубину извлечения углеводородов С3+ и С5+, а также снизить энергетические затраты на стабилизацию газового конденсата.
Впервые в технологии первичной переработки природного газа предложено применение дефлегмации на промежуточной ступени сепарации, что обеспечивает повышение глубины извлечения углеводородов С3+ и С5+, а также снижение требуемого перепада давления на редуцирующем устройстве.
Предложена новая схема стабилизации газового конденсата и
конструкция аппарата колонного типа для ее осуществления, обеспечивающая
максимальный выход стабильного газового конденсата при малых
энергозатратах.
Впервые исследованы конструкции дефлегматоров с целью выявления наиболее эффективной с точки зрения четкости разделения углеводородной смеси, показана равнозначность конструкций, отличающихся комбинациями тепломассообменных и массообменных блоков.
Положения, выносимые на защиту
Технологическая схема рекуперации холода с использованием
редуцированного конденсата в качестве хладагента для повышения глубины извлечения углеводородов С3+ и С5+ и снижения энергозатрат на стабилизацию газового конденсата.
Технологическая схема промежуточной сепарации газа с применением дефлегмации за счет холода газа низкотемпературной сепарации для повышения глубины извлечения углеводородов С3+ и С5+.
Технологическая схема стабилизации газового конденсата в аппарате колонного типа с использованием редуцированного конденсата в укрепляющей секции в качестве хладагента для снижения энергозатрат.
Комплекс мероприятий для реконструкции действующих производств с целью повышения эффективности первичной переработки природного газа.
Практическая значимость работы
Разработана эффективная технология первичной переработки природного газа НТСД, которая может быть реализована как при новом строительстве, так и на действующих производствах. Технология позволяет увеличить степень извлечения углеводородов С3+ на 2,7 % масс., С5+ – на 0,3 % масс., снизить перепад давления на редуцирующем устройстве в 2 раза (до 1,6 МПа) и уменьшить энергозатраты на стабилизацию конденсата в 2,5 раза (до 29 кДж/т) по сравнению с традиционной технологией НТС. При этом срок окупаемости реконструкции действующего предприятия составляет менее 1 года.
По результатам исследований выполнен Технологический регламент на проектирование реконструкции УКПГ Западно-Ярояхинского лицензионного участка Восточно-Уренгойского ГКМ производительностью 1,5 млрд. нм3/год по углеводородному сырью.
Апробация работы
Результаты научных исследований докладывались на Abu Dhabi
International Petroleum Exhibition & Conference (UAE, Abu Dhabi, 7-10November,
2016), VI Международной научно-практической конференции «Инновации и
наукоемкие технологии в образовании и экономике» (г. Уфа, 27 апреля 2017 г.),
Международной научно-практической конференции «Нефтегазопереработка –
2017» (г. Уфа, 23 мая 2017 г.), Международной научно-практической
конференции «Инновации в газовой промышленности» (г. Уфа, 23 мая 2018 г.),
XIII Международной учебно-научно-практической конференции
«Трубопроводный транспорт – 2018» (г. Уфа, 23-24 мая 2018 г.).
Публикации
По результатам проведенных исследований опубликовано 11 работ, в том числе 4 статьи в журналах из списка ВАК, 6 тезисов конференций и 1 патент на изобретение.
Структура и объем работы
Низкотемпературная сепарация
Данный метод наиболее широко применяется для первичной переработки конденсатсодержащих газов в промысловых условиях на начальном этапе эксплуатации месторождений. НТС используется также в схемах с НТА в качестве предварительной стадии. Процесс традиционно осуществляется за счет избыточного входного давления: при изоэнтальпийном или изоэнтропийном расширении газа происходит снижение температуры потока, конденсация тяжелых компонентов и сепарация образовавшейся газожидкостной смеси. Упрощенная технологическая схема НТС представлена на рисунке 1.1 [6, 12].
В случаях, когда избыточного давления природного газа на входе установки недостаточно, используется внешний холодильный цикл, либо предварительное дожатие и последующее расширение газа с применением турбодетандерного агрегата (ТДА). Недостатки метода НТС – высокие потери углеводородов С3+ вследствие капельного уноса [22, 23] и снижение разделительной способности оборудования при снижении входного давления газа [12, 24] – объясняются низкой эффективностью процесса однократного разделения. К достоинствам же данного метода можно отнести простоту в эксплуатации и техническом обслуживании, низкие капитальные и эксплуатационные затраты, гибкость и приспособляемость к изменениям параметров сырья, осушка одновременно с извлечением тяжелых углеводородов, возможность постепенного дополнения и модернизации для сохранения качества товарного газа при снижении входного давления, а также повышенное извлечение этана и пропана при почти полном извлечении бензинов [4, 25].
Эффективность работы установки НТС зависит от различных параметров [12, 24].
Выбор температуры обусловлен требуемым качеством и ассортиментом целевых продуктов. Чем легче компонент, тем ниже температура, соответствующая максимальной степени его извлечения. Однако, снижение температуры приводит к снижению избирательности процесса за счет того, что степень конденсации легких опережает степень конденсации более тяжелых углеводородов [26].
Давление существенно влияет на распределение компонентов по фазам. Обычно давление входной сепарации устанавливается исходя из входных параметров газа и имеющегося оборудования, а на последних стадиях – из давления магистрального трубопровода (7,5 МПа). При этом следует отметить, что оптимальное значение для максимального извлечения углеводородов С3+ ниже. С повышением давления сепарации возрастает количество конденсата, однако при этом в него попадает больше углеводородов С1-С2, что впоследствии приводит к увеличению количества газов стабилизации и повышению эксплуатационных расходов [12].
Таким образом, снижение температуры и повышение давления приводят к увеличению выхода конденсата. Однако в первом случае относительная летучесть компонентов растет, а во втором – падает, в связи с чем следует предпочесть снижение температуры, т.к. это обеспечивает более четкое разделение [12].
Другой важный параметр – число ступеней сепарации. Подготовка газа к транспорту обычно осуществляется в 2-3 ступени, а для глубокого извлечения С2+ применяют многоступенчатые схемы сепарации. В работе [12] представлена сравнительная оценка одно-, двух- и трехступенчатой схем НТС, которые обеспечивают одинаковую ТТРув товарного газа. При этом наибольший выход конденсата наблюдался в случае одноступенчатой, а наименьший – в случае многоступенчатой сепарации. Однако в последнем случае обеспечивается более четкое разделение углеводородной смеси.
Кроме того, одноступенчатая сепарация редко применяется в промысловых условиях в связи с высоким содержанием в сырье минеральных солей, механических примесей и т.п., вызывающих эрозию последующего технологического оборудования. Преимущества одноступенчатой сепарации могут быть обеспечены за счет следующих технологических решений:
- обеспечение на первой ступени сепарации режима с минимальным выделением конденсата;
- подача нестабильного конденсата первой ступени сепарации или его тяжелой фракции в поток газа перед второй ступенью [27].
Оптимальный подбор оборудования обеспечивает высокую эффективность любого процесса. Первичная переработка природного газа осуществляется с использованием различного рода сепараторов, фильтров, теплообменного, динамического оборудования и т.п. [12].
В сепараторах происходит унос капельной жидкости, что повышает температуру точку росы по сравнению с температурой разделения. Решением этой проблемы является снижение скорости газа, а также установка фильтров на линии газа после сепаратора [12].
Наиболее простой способ получения низких температур при первичной переработке природного газа – его изоэнтальпийное расширение с использованием дроссельного оборудования. Преимуществами данного метода является малая металлоемкость и стоимость, а также высокая надежность. Дроссель-эффект, или эффект Джоуля-Томсона, – это снижение температуры при снижении давления на 0,1 МПа [12, 28]. Коэффициент Джоуля-Томсона для идеально сухого газа равен примерно 0,3 С. Для реальных газов, содержащих как влагу, так и тяжелые углеводороды, данный коэффициент равен 0,15–0,25 С. Это связано с конденсацией тяжелых компонентов при охлаждении [29].
Другой способ выработки холода – с использованием ТДА – получил не только широкое распространение на Крайнем Севере России (на Шебелинском месторождении, УКПГ-1В Ямбургского месторождения, Бованенковском нефтегазоконденсатном месторождении), но и был предложен к внедрению на месторождениях Восточной Сибири (Чаяндинское), п-ова Ямал (Харасавейское, Крузенштерн-ское, Тасийское и др.) и на шельфовых месторождениях. В работе [30] представлена методика анализа работы УКПГ способом НТС с ТДА, рекомендованная к использованию при разработке различного рода документации для новых УКПГ.
Из рисунка 1.2 видно, что при снижении входного давления природного газа его изоэнтропийное расширение для выработки холода имеет более высокую эффективность, чем изоэнтальпий-ное. Следовательно, применение ТДА предпочтительнее с технологической точки зрения. Однако высокая стоимость и сложность ТДА по сравнению с дроссель-клапаном, как правило, обуславливает выбор в пользу последнего.
Ещё одной альтернативой ТДА, характеризующейся меньшей стоимостью и большей надежностью является волновой детандер. В ряде работ [31-34] представлены перспективы применения, а также анализ испытаний волнового детандерного агрегата для охлаждения газа.
Дополнение традиционной технологии НТС стадией дефлегмации в качестве промежуточной сепарации
Очевидно, что суммарное значение холода, затрачиваемого в процессе низкотемпературной сепарации на конденсацию углеводородов будет неизменным при любом его распределении. Однако при использовании малоэффективных способов разделения газожидкостных смесей, например, одноступенчатой сепарации, получаемый конденсат содержит большое количество легких компонентов, характеризующихся высокой теплотой конденсации, и его конечный выход невелик. Фракционирование углеводородной смеси за счет увеличения количества ступеней сепарации позволяет расходовать холод преимущественно на конденсацию тяжелых компонентов, имеющих низкую теплоту конденсации. В связи с этим конечный выход жидкой фазы будет больше, чем в случае одноступенчатой сепарации.
Применение элементов фракционирования на стадии промежуточной сепарации может быть обеспечено установкой дефлегматора, представляющего собой вертикальный цилиндрический аппарат с тепломассообменным блоком. Аппарат может дополнительно включать массообменный блок. Такой вариант конструкции аппарата представлен на рисунке 3.2.
Сырой газ подается в нижнюю часть аппарата, а по высоте дефлегматор противоточно охлаждается газом низкотемпературной сепарации для конденсации тяжелых компонентов и образования стекающей пленки флегмы. При контакте поднимающегося газа с пленкой происходит его обогащение легкими компонентами, а флегмы – тяжелыми. Газ дефлегмации затем направляется на низкотемпературную сепарацию, а флегма – на смешение с конденсатами входной и низкотемпературной стадий сепарации.
Высота дефлегматора определяется, во-первых, требуемой четкостью разделения, т.е. количеством ступеней контакта (числом теоретических тарелок), а во-вторых, высотой, эквивалентной теоретической тарелке (ВЭТТ). Из рисунка 3.3 видно, что достаточно трех-четырех теоретических масс.
Число теоретических тарелок в дефлегматоре тарелок для эффективного разделения газа. В связи с этим дальнейшие расчетные исследования проведены при использовании четырехступенчатого дефлегматора.
Для выявления оптимальной комбинации тепломассообменных (Т) и массообменных (М) ступеней контакта по высоте дефлегматора было смоделировано несколько вариантов их взаимного расположения (таблица 3.1).
В качестве ключевых параметров процесса, определяющих его эффективность, для данного этапа исследований были приняты:
- выход товарного газа;
- выход нестабильного конденсата;
- температура точки росы товарного газа по воде (ТТРв);
- температура точки росы товарного газа по углеводородам (ТТРув);
- степень извлечения углеводородов С3+ и С5+.
В таблице 3.2 представлены результаты исследования конструкции (комбинации массообменных (М) и тепломассообменных (Т) ступеней контакта по высоте) дефлегматора.
Из представленных данных видно, что влияние конструкции (комбинации тепломассообменных и массообменных блоков) дефлегматора несущественно, так как значения наблюдаемых параметров близки и часто находятся в пределах вычислительной погрешности.
Таким образом, на практике конструкцию аппарата целесообразно подбирать, исходя из технологичности изготовления, удобства обслуживания, а также минимизации стоимости. Так, тепломассообменный блок имеет бльшую ВЭТТ и более высокую стоимость, поэтому количество тепломассообменных ступеней следует определять из условий полноты теплообмена, то есть по требуемой поверхности теплообмена. Полнота массообмена при этом обеспечивается за счет насадки. Подбор диаметра аппарата должен осуществляться с учетом обеспечения стабильного пленочного режима. Чередование тепломассообменных и массообменных ступеней не рекомендуется, так как при отсутствии технологического преимущества приводит к увеличению общей массы и высоты дефлегматора в связи с увеличением количества внутренних устройств (распределительные устройства, решетки). В рамках рассмотренного производства высота тепломассообменного блока соответствует двум теоретическим тарелкам.
Также следует отметить, что при осуществлении дефлегмации в тепломассообменных блоках одновременно происходят процессы и тепло- и массообмена, а скорость этих процессов по-разному зависит от состава разделяемой смеси, термобарических условий, диффузионных процессов и пр., что является предметом дальнейших исследований и создает основу для усовершенствования сепарационных процессов и аппаратов с элементами фракционирования для разделения газоконденсатных смесей.
Для сравнения эффективности традиционной и предложенной технологий первичной переработки природного газа были определены области рабочих параметров процесса, при которых ТТРв и ТТРув соответствуют требованиям СТО Газпром 089-2010 для холодного климата (ТТРв не выше минус 20 С и ТТРув не выше минус 10 С), а давление на входе дожимной компрессорной станции (ДКС) – техническим требованиям к оборудованию действующей установки (не ниже 1,8 МПа). В связи с необходимостью контроля давления на входе ДКС базовая схема была дополнена гидравлической составляющей путем моделирования участков основных технологических трубопроводов с учетом их реальных размеров и конфигурации. При этом для упрощения расчетов не было учтено влияние неуглеводородных (воды и метанола) компонентов, которое было отдельно рассмотрено в работах [66, 67], а оценка ТТРв в данном случае осуществлялась по температуре в низкотемпературном сепараторе, которая в условиях применения ингибитора гидратообразования всего на несколько градусов выше, чем температура точки росы газа [12]. Преимущества применения дефлегмации особенно явно прослеживаются при сравнении областей рабочих параметров процесса первичной переработки природного газа по традиционной (рисунок 3.4) и предложенной (рисунок 3.5) технологиям.
Совокупность черных точек отмечает область обеспечения требований к ТТРув, ромбов – к температуре в низкотемпературном сепараторе, а окружностей – к давлению на входе ДКС. Область совпадения отметок всех трех параметров и составляет область рабочих параметров, обеспечивающих соблюдение требований к товарному газу. Для наглядность данные приведены в узлах координатной сетки.
Повышение эффективности процесса стабилизации газового конденсата
Стабилизация газового конденсата – неотъемлемая стадия комплексной переработки продукции газоконденсатного месторождения. В настоящем разделе представлен сравнительный анализ эффективности различных схем стабилизации газового конденсата для технологий НТС и НТСД.
Наиболее простой схемой стабилизации является двухступенчатая дегазация (схема 1, рисунок 3.20, водные потоки условно не показаны), осуществляемая при ступенчатом понижении давления. Другими известными вариантами схем стабилизации являются: трехступенчатая дегазация (схема 2, рисунок 3.20) и стабилизация при постоянном давлении с применением процесса ректификации (схема 3, рисунок 3.20). Кроме известных предложена стабилизация газового конденсата с использованием колонного оборудования с укрепляющей тепломассообменной секцией (схема 4, рисунок 3.20).
Ступенчатая дегазация проста, но имеет ряд недостатков: потеря компонентов конденсата с газами стабилизации, невозможность производства сжиженных газов, значительные затраты на сбор и утилизацию газов стабилизации. Колонная же стабилизация характеризуется высокой четкостью разделения углеводородной смеси и позволяет решить вышеперечисленные проблемы: проведение стабилизации при высоких давлениях облегчает утилизацию газов стабилизации, позволяет без использования дополнительного внешнего холода получать товарные сжиженные газы, а также стабильный конденсат с низким ДНП. Однако сложность монтажа, эксплуатации и ремонта не позволяют применять колонное оборудование в промысловых условиях.
Модель процесса первичной переработки природного газа по технологии НТСД разработана без учета гидравлического сопротивления трубопроводов и подачи метанола. В схеме стабилизации 3 [Бекиров, 1999] принято 37 практических тарелок, что с учетом реального КПД ситовых тарелок примерно составляет 20 теоретических тарелок. В связи с этим модель колонны в схеме 4 также содержала 20 теоретических тарелок. В качестве параметров сравнения приняты: выход стабильного конденсата по ГОСТ Р 54389-2011 [68] и выход газов стабилизации без учета воды и метанола, а также величина удельных энергозатрат на нагрев конденсата.
Очевидно, что изменение схемы стабилизации влияет, главным образом, на соотношение выхода газов стабилизации и стабильного газового конденсата, а также на перераспределение компонентов нестабильного конденсата между газовой и жидкой фазой и никак не отражается на выходе и качестве товарного газа. Результаты моделирования указанных схем стабилизации в составе технологий НТС и НТСД представлены соответственно в таблицах 3.3 и 3.4.
Как видно из таблиц 3.3 и 3.4, увеличение количества ступеней дегазации повышает выход стабильного конденсата при снижении выхода газов стабилизации, а наилучший результат демонстрирует колонная стабилизация конденсата, так как увеличение числа ступеней ведет к повышению четкости разделения. Кроме того, при переходе от ступенчатой дегазации к колонной стабилизации происходит значительное снижение энергозатрат на нагрев конденсата. Применение технологии НТСД позволяет дополнительно снизить энергозатраты на стабилизацию за счет предварительного нагрева выветренной и редуцированной смеси конденсатов на стадии рекуперативного теплообмена. В связи с тем, что технология НТСД обеспечивает более низкую температуру процесса, выделяемый нестабильный конденсат содержит больше метана и этана. Это обуславливает повышенный выход газов стабилизации. Анализ составов газов стабилизации (рисунок 3.21) позволил предположить, что для снижения уноса тяжелых углеводородов с газами стабилизации необходимо дополнительное охлаждение верха колонн стабилизации. Данная проблема может быть решена при перераспределении холода технологических потоков, повышении давления редуцированного конденсата или использовании внешних источников холода и является предметом дальнейших исследований.
Высокая эффективность колонной стабилизации обуславливает ее экономическую привлекательность, однако в промысловых условиях в связи с климатическими и/или ландшафтными особенностями площадки, а также в связи с плохо развитой инфраструктурой монтаж и эксплуатация вертикального оборудования большой высоты (более 12 м) сопровождается определенными сложностями, и потому применение колонн менее предпочтительно по сравнению со ступенчатой сепарацией. При этом значительные потери ценных компонентов природного газа происходят именно в местах добычи. Усовершенствование традиционной конструкции колонн стабилизации позволит снизить массогабаритные характеристики аппарата и избежать вышеперечисленных проблем.
В связи с этим была рассмотрена возможность снижения числа теоретических тарелок в колонне и изменение схемы охлаждения верха аппарата. Оптимизация количества теоретических тарелок была проведена на примере схемы стабилизации 4 в составе технологии НТСД. Результаты расчета, представленные на рисунке 3.22, показывают, что оптимальное количество теоретических тарелок в колонне стабилизации равно 6. А при использовании контактных элементов с высоким КПД, например, регулярной сетчатой насадки [42], происходит не только снижение высоты аппарата, но и упрощение его эксплуатации, что, в свою очередь, позволяет осуществлять стабилизацию газового конденсата в промысловых условиях с использованием колонного оборудования.
Таким образом, наиболее эффективной является стабилизация газового конденсата с применением колонного оборудования, которая обеспечивает более четкое разделение углеводородной смеси, позволяет при необходимости расширить номенклатуру получаемой продукции, а также снизить энергозатраты процесса первичной переработки природного газа.
Реконструкция установки комплексной подготовки газа Западно-Ярояхинского лицензионного участка Восточно-Уренгойского газоконденсатного месторождения
В настоящем разделе представлена сравнительная оценка экономической эффективности двух вариантов поддержания проектного режима процесса при снижении входного давления на установку, происходящему по мере эксплуатации месторождения. При этом в качестве традиционного варианта, альтернативного предложенному в предыдущем разделе (вариант 1), рассмотрено компримирование газа после входной сепарации (вариант 2, рисунок 4.1).
Цены на продукцию и материалы, а также данные для построения экономической модели, использованные при расчетах, приведены в таблице 4.5. Принято, что реконструкция осуществляется за счет инвестиции собственных средств предприятия, а пуск производства будет осуществлен в 4 квартале 2017 года. Расчетный период инвестиционного проекта (далее – расчетный период) принят равным 18 годам – продолжительности действия соглашения эксплуатирующей компании с лицензиаром. В таблице 4.6 представлены данные по добыче углеводородов в течение расчетного периода.
На рисунках 4.2 и 4.3 показана динамика производства товарного газа и стабильного газового конденсата в течение расчетного периода проекта, а рисунок 4.4 отображает потребление ингибитора гидратообразования (метанола) при первичной переработке природного газа для рассматриваемых вариантов реконструкции.
Как видно из графиков, вариант 1 комплексной реконструкции характеризуется более высоким выходом стабильного газового конденсата (на 6,0 % масс. суммарно за расчетный период) и сокращением потребления метанола (на 67,8 % суммарно за расчетный период). Однако, необходимо отметить, что при реконструкции установки по варианту 1 увеличивается количество газов стабилизации и наблюдается некоторое сокращение выхода товарного газа (на 18,4 % масс. суммарно за расчетный период).
Капитальные затраты по варианту 2 почти в 11 раз превышают капитальные затраты по варианту №1 (1,1 млрд. руб. и 102,0 млн. руб. соответственно). Значительная разница в ценах обусловлена большей сложностью оборудования (компрессорная станция), закупаемого по варианту 2.
Удельные эксплуатационные затраты (в расчете на тонну углеводородного сырья) по варианту 1 также значительно ниже затрат по варианту 2, так как при эксплуатации ДКС требуется дополнительный персонал для обслуживания, увеличивается расход топливного газа, а также расходы на ремонт, обслуживание и амортизацию оборудования. Выручка по продуктам и вариантам реконструкции за расчетный период приведена на рисунке 4.5. Как видно из графика, вариант 1 характеризуется меньшей выручкой по товарному газу в сравнении с вариантом 2 (на 1,3 % суммарно за расчетный период). Однако общая выручка по продуктам для варианта 1 выше (на 1,6 % суммарно за расчетный период), что связано с увеличением выхода конденсата.
Также для обоих вариантов был рассчитан чистый дисконтированный доход (ЧДД).
Из графика, приведенного на рисунке 4.6, видно, что ЧДД для варианта 1 за рассматриваемый горизонт планирования на 38 % выше чем для варианта 2. Кроме того, срок окупаемости варианта 2 реконструкции вдвое превышает данный показатель для варианта 1.
Таким образом, расчетные показатели экономической эффективности показывают, что проект реконструкции УКПГ по варианту 1 является экономически более привлекательным для инвестиций. Низкий объем капитальных затрат позволяет не привлекать заемные средства для реконструкции установки. А снижение расхода метанола, отсутствие дополнительного динамического оборудования и дополнительного обслуживающего персонала сокращают эксплуатационные затраты, а также повышают общую надежность производства.
При проектировании по решению заказчика комплекс мероприятий был сокращен. На данный момент проектирование реконструкции продолжается, а запуск производства ожидается в 2018 году.