Технология переработки природного газа и конденсата - Афанасьев А.И.
ISBN 5-8365-0107-6
Скачать (прямая ссылка):
Схема была рассчитана на следующие параметры:
давление сырьевого газа, поступающего с промысла, было 10,8 МПа;
давление товарного газа - 4,2 МПа;
содержание пропана в газе было 1,67 % мольн., бутанов -0,7 % мольн.
Параметры процесса были подобраны таким образом, чтобы исключить необходимость в дожатий выходящих с установки потоков газа. Газ расширялся в детандере с 10,5 МПа до 4,3 МПа. Газ, выходящий сверху деэтанизатора Kl при давлении 2,5 МПа, сжимался компрессором турбодетандерного агрегата до 4,2 МПа.
Коэффициент извлечения пропана при работе установки на данных параметрах составляет 83 %.
Для осушки газа использовались цеолиты NaA.
Коэффициент извлечения пропана 95 % и выше может быть получен при переработке газа по технологической схеме, представленной на рис. 3.23. Данная технологическая схема разрабатывалась с учетом возможности работы установки в двух режимах:
с извлечением углеводородов C3+;
с извлечением углеводородов C2+.
Вариант с извлечением этана показан на схеме пунктирными линиями, далее он будет рассмотрен отдельно.
В установку поступает осушенный природный газ при давлении 5,6 МПа и температуре 30 °С. Газ разделяется на два потока: один охлаждается в теплообменнике Т5 газом, выходящим сверху колонны К2, другой - в теплообменнике Tl метановой фракцией из колонны Kl. Охлажденный в Tl газ делится на два потока: один поступает в теплообменник ТЗ, другой - в Т2. Потоки охлажденного газа из теплообменников Т2, ТЗ и Т5 объединяются в один, который поступает на охлаждение в теплообменник Т4. В сепаратор Cl поступает поток
169
ИзК4
Рис 3 23 Технологическая схема установки газоразделения без выделения этана
I - природный газ, II - пропан автомобильный, III - СПБТ IV - фракция C0, V - метановая фракция в газопровод, VI - метановая фракция в б ток подготовки газа
газа, охлажденный до температуры минус 45 °С. Газ, выходящий из сепаратора Cl, делится на два потока. Основная часть газа расширяется в турбодетандере до 2 МПа, объединяется с дросселированной жидкостью из Cl и общий поток подается в кубовую часть колонны Kl. Другая часть газа охлаждается в теплообменнике Т6, дросселируется до 2 МПа и подается в колонну Kl в качестве орошения.
Колонна Kl рассчитана на 4 теоретические тарелки. Жидкость из куба Kl подается в качестве хладоагента в дефлегматор Т7 и затем в теплообменник Т2, после чего подается в качестве питания под седьмую (теоретическую) тарелку колонны К2. Колонна К2 рассчитана на 18 теоретических тарелок. Из куба колонны К2 отводится фракция C3+, которая подается на фракционирование в колонны КЗ и К5. Продуктом колонны КЗ является пропан автомобильный. Из колонны К5 сверху выводится СПБТ, снизу - фракция C5.
В кипятильники Т8, Т12, Т15 подается углеводородный теплоноситель.
Выходящий из колонны К2 газ рекуперирует свой холод в теплообменнике Т5, подается в блок подготовки газа для регенерации и охлаждения адсорберов и затем направляется на ГРС или местные нужды.
Газ, отводимый сверху колонны Kl, направляется на рекуперацию холода в теплообменники Тб, Т4, ТЗ, Tl, затем поступает на всас компрессора турбодетандерного агрегата и после охлаждения в аппаратах воздушного охлаждения поступает в компрессорный цех, где дожимается до давления магистрального газопровода. Часть этого газа после выхода из Tl может добавляться к газу, поступающему в блок подготовки.
Высокое извлечение пропана достигается за счет промывки газа в колонне Kl сжиженным природным газом и организации орошения в колонне К2 с помощью встроенного дефлегматора Т7, хладоагентом в котором является жидкость из куба колонны Kl.
Данная технологическая схема рассчитывалась для условий Сосногорского ГПЗ.
Давление сырьевого газа было 3,5 МПа, отбензиненный (товарный) газ подается в газопровод под давлением 3,5 МПа. Сырьевой газ сжимался компрессором с 3,5 МПа до 5,8 МПа и проходил в блок осушки (цеолиты марки NaA) и с давлением 5,6 МПа подавался в блок газоразделения. Товарный газ дожимался до 3,5 МПа.
Большое значение имеет выбор оптимального перепада давлений в турбодетандере. Чем ниже давление на выходе из де-
171
р, МПа ¦ ' -
Рис. 3.24. Зависимость степени извлечения пропана от давления на выходе из турбодетандера ' г
тандера, тем более высокого извлечения углеводородов можно достичь, но при этом возрастают затраты энергии на сжатие выходящего с установки газа.
Для данной технологической схемы были проведены расчеты при разных выходных давлениях газа из турбодетандера. Результаты расчета приведены на графиках рис. 3.24 и рис. 3.25. Из графиков следует, что оптимальное давление газа на выхо-
р, МПа •> ;
Рис. 3.2S. Зависимость удельного расхода электроэнергии (на 1 т ііропана) от давления на выходе из турбодетандера Й <
172
де из турбодетандера около 2 МПа. C ростом давления резко увеличиваются затраты энергии на единицу продукции, при более низком давлении резко падает коэффициент извлечения пропана при практически одинаковых удельных затратах энергии.
В таблицах 3.28 и 3.29 приведены материальный баланс и
