ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Схемы низкотемпературной конденсации с комбинированными из "Переработка нефтяных и природных газов" Особенность этой схемы — при циркуляции газов из деэтанизатора, состоящих из легких углеводородов (в основном из этана), исходный газ и, следовательно, выпадающий в сепараторе конденсат обогащаются этаном. При этом увеличивается количество холода, получаемого в результате дросселирования конденсата и обеспечивается более низкая температура сдросселиро-ванного потока. По сравнению с аналогичной схемой, но без дросселирования конденсата, описанная схема экономически более выгодна на производство 1 кмоль широкой фракции по этой схеме потребуется 5,65 м условного топлива вместо 6,23 м по обычной схеме. [c.184] 5 МПа и вместе с оставшейся частью конденсата из сепаратора I ступени 6 подаются в деэтанизатор 14. [c.186] В табл. П1.6 приведены основные технологические показатели переработки газа по указанной схеме, полученные в результате расчетных исследований для газов различных составов. Из табл. П1.6 видно, что количество холода, необходимое для охлаждения газа I ступени сепарации от —30 до —64 °С, практически одинаково для газов всех рассмотренных составов. Это объясняется тем, что состав газа, уходящего из первого сепаратора, мало зависит от состава исходного газа. В то же время доля конденсата I ступени сепарации, идущая на дросселирование для покрытия недостающего в системе холода, сильно зависит от состава исходного газа. Чем беднее газ, т. е. чем меньше конденсата выпадает в сепараторе I ступени, тем больше доля этого конденсата, идущего на дросселирование. Так, для газов с содержанием Сз+высшие. равным 460, 254, 156 г/м , эта доля составляет соответственно 0,023 0,75 и 1. [c.186] В последнее время в США наблюдается тенденция применения детандерных установок в схемах переработки нефтяного газа по методу НТК и при извлечении только Сз+высшие- Ниже приводится технологическая схема для переработки нефтяного газа с содержанием Сз+высшие 300 г/м с извлечением 90% Сз (рис. П1.41) [811. [c.187] Из сепаратора 10 газ после охлаждения сухим газом, выходящим из деэтанизатора 16, до —51 °С поступает в низкотемпературный сепаратор 11, где отделяется от образовавшегося конденсата и с температурой —51 °С и давлением 3,7 МПа проходит в турбодетандер 13. Конденсат из низкотемпературного сепаратора 11 проходит дроссель 15, где давление его понижается до 1,8 МПа, и поступает в деэтанизатор 16. В турбодетандере 13 давление газа понижается до 1,8 МПа при этом, частично конденсируясь, он охлаждается до —78 °С. Газ с конденсатом из турбодетандера 13 направляется в верхнюю часть деэтанизатора 16. Деэтанизированная ШФУ с низа деэтанизатора 16 с температурой 69 °С идет на дальнейшую переработку. Сухой газ из деэтанизатора 16 после рекуперации холода дожимается в компрессоре 12 до 2,0 МПа за счет энергии, вырабатываемой турбодетандером 13, далее в дожимном компрессоре 7 — до 4,0 МПа. [c.188] Таким образом, в рассмотренной схеме детандерный цикл применяется вместо этанового (этиленового) холодильного цикла. [c.188] Рассмотрим схему завода в Силигсоне (штат Техас, США), работающего с узлом детандирования и предназначенного для извлечения от 50 до 70% этана от потенциала. Производительность завода соответственно от 9050 до 6370 тыс. м /сут (рис. 111.42) [82]. Пропана в обоих случаях извлекается около 95%. Сырой газ содержит в 1 м 140 см этана, 103 см пропана + высшие и около 0,12 мол. % СОа и Ng. Характерная особенность завода — полное отсутствие водяного охлаждения. Площадь застройки завода вдвое меньше аналогичного завода, работающего по схеме НТА. Сырьевой поток газа с давлением 5,9 МПа и температурой 36,7 °С поступает в фильтр-сепаратор 1, где от него отделяются капельная вода и жидкие углеводороды отфильтрованный газ направляется в адсорбер 2 с твердым осушителем, где газ осушается по воде до точки росы ниже —101,1 °С при данном давлении газа на входе. [c.188] Низ деметанизатора И нагревается за счет тепла сырого газа питание поступает из сепаратора 4 и низкотемпературного выветривателя 8. Газы из деметанизатора 11, сепаратора низкого давления 10 и выветривателя 8 смешиваются, образуя один поток остаточного газа, который после нагрева в рекуперативных теплообменниках и 5 до —17,8 °С с давлением 1,8 МПа компримируется до давления товарного газа двумя центробежными компрессорами с приводом от турбодетандера (компрессор 13) и от газовой турбины (компрессор 14). [c.189] Согласно работе [83 ], турбодетандеры целесообразно применять в схемах переработки газа в области низких температур от —45 до —75 °С. При этом, если содержание Сд+высшие в сыром газе превышает 70—75 г/м то для обеспечения их глубокого извлечения детандерного холода обычно нехватает и требуется дополнительное охлаждение. В нефтяных газах СССР содержание Сз+вьюш е. как правило, превышает 150 г/м . Это значит, что для обеспечения извлечения 80—90% С ,+1,ьюш е от потенциала при их переработке по схеме НТК с турбодетандером, как правило, требуется предварительное пропанрвое охлаждение. Именно такие схемы были подвергнуты расчетному анализу. [c.190] В качестве сырья были приняты нефтяные газы трех составов с содержанием Сз+д -сшие 156, 295 и 460 г/м . Все расчеты проводили для установок производительностью по сырому газу 1,0 млрд. м /год. [c.190] Схемы НТК с турбодетандером сравнивали при одинаковом извлечении пропана, равном 86% 1,5. Давление газа перед детандером принимали 3,43 5,4 и 7,1 МПа. Первое значение давления выбрано, исходя из того, что на строящихся и проектируемых отечественных ГПЗ с целью уменьшения металлоемкости аппаратов принято давление процесса переработки газа 3,4—3,6 МПа. На многих зарубежных ГПЗ давление перед детандером принимают равным 5,4 и 7,1 МПа, что в значительной степени объясняется переработкой на этих заводах смеси природного и нефтяного газа из магистральных трубопроводов, в которых поддерживается указанное давление. [c.190] Варианты анализируемых схем приведены на рис. II 1.43, III.44, и III.45, рабочие параметры и некоторые характеристики процесса — в табл. III.7. Во всех рассматриваемых вариантах КПД детандера принимали равным 0,75. Как видно из табл. III.7, целевыми продуктами переработки газа являются Сз+высшие-Анализ рассматриваемых вариантов показал, что для всех принятых составов газа с увеличением давления в узле сепарации (конденсации) перед детандером извлечение пропана увеличивается мало при значительном росте извлечения метана. При увеличенном содержании метана в конденсате требуется дополнительное проведение процесса деметанизации, что усложняет технологическую схему [86]. Кроме того, с увеличением давления в схеме НТК с турбодетандером при переработке газа всех принятых составов увеличивается степень сжижения газа в детандере (см. табл. III.7). В настоящее время максимальная степень сжижения газа в детандерах не превышает 20%. Поэтому варианты, показанные в табл. III.7 в графах 4 и 7, практически осуществить нельзя. Чем выше давление в схеме, тем больше расходуется энергии на компримирование сырого газа и тем меньше энергозатраты на дожатие сухого отбензиненного газа и получение пропанового холода, и наоборот. В результате общие энергозатраты по схемам с давлением 3,4 5,4 и 7,1 МПа при переработке каждого из принятых составов газа практически находятся на одном уровне. [c.191] Проведенный расчетный анализ позволяет сделать вывод, что при переработке нефтяных газов по схеме НТК с узлом детандирования в случае получения в качестве товарной продукции Сз+высшие давление перед детандером более 3,5 МПа не диктуется техникоэкономической необходимостью, и вопрос о выборе давления следует решать на основе детального технико-экономического сравнения [87 ]. Расчетные исследования подтвердили также, что с уменьшением содержания в нефтяном газе Сз+ ы шие степень извлечения пропана по схеме остается практически на одном уровне за счет понижения температуры газового потока в процессе детандирования (при постоянстве других параметров). [c.191] Другие схемы переработки газа не дают возможности регулировать, поддерживать на одном уровне глубину извлечения целевых компонентов при изменении состава газа. Действительно, любая схема, основанная на процессе конденсации, рассчитана на определенные параметры. Если газ, поступающий на переработку стал беднее, то при тех же параметрах (при тех же температуре и давлении процесса) степень извлечения целевых компонентов уменьшается. Наоборот, если перерабатываемый газ стал более жирным, то степень извлечения целевых компонентов возрастает. [c.194] Как будет показано в следующей главе, при переработке газа по схемам низкотемпературной абсорбции поддержание одного и того же уровня извлечения целевых компонентов при обеднении газа требует увеличенного расхода абсорбента, дополнительной энергии, дополнительного подвода тепла, на что аппаратура и оборудование не рассчитаны. [c.194] Применение детандерного узла делает всю технологическую схему легко управляемой, так как параметры процесса как бы саморегулируются и поддерживаются на нужном уровне, обеспечивая заданную степень отбора целевых компонентов. В этом большое преимущество схем НТК с узлом детандирования. [c.194] В настоящем разделе рассмотрены термодинамические характеристики процесса НТК и различные схемы технологического процесса, в том числе самые современные. Приведены технико-экономические характеристики многих из них и сравнение их по технико-экономическим показателям, указаны преимущества и недостатки, области применения различных схем. [c.194] Несмотря на все многообразие технологического оформления процесса переработки нефтяных и природных газов методом низкотемпературной конденсации, все эти процессы состоят практически из одних и тех же основных узлов. Общими, обязательными для любой схемы НТК являются узлы сепарации газа на входе в технологическую схему от капельной жидкости и механических частиц компримирование газа осушка газа каскад регенеративных теплообменников для использования в схеме холода и тепла технологических потоков холодильный цикл сепаратор-разделитель узел деметанизации и этановой колонны (для схем, в которых товарным продуктом является этан и высшие) или узел деэтанизации конденсата (для схем, в которых товарным продуктом является пропан и высшие). [c.194] В разделе IV даны математические модели основных узлов (модулей) технологических схем переработки газа, в частности схем НТК и алгоритмы их расчета. [c.194] Вернуться к основной статье