Производство пропиллента, изобутана и н-бутана из широкой фракции легких углеводородов Уренгойского конденсата тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.13 ВАК РФ

6! У О

)

Сургутский ?гавод стабилизации конденсата Казанский государственный технологический университет

ПРОИЗВОДСТВО ПРОПЕЛЛЕНТА, ИЗОБУТАНА И Н БУТАНА

ИЗ ШИРОКОЙ ФРАКЦИИ ЛЕГКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ УРЕНГОЙСКОГО КОНДЕНСАТА

Специальность 02.00.13. - Нефтехимия

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

на правах рукописи

Мальковский Петр Александрович

Научный руководитель: Доктор технических наук, профессор Дияров И. Н.

Казань - 1998

СОДЕРЖАНИЕ

стр.

1. Введение 4

2. Литературный обзор процессов промысловой подготовки 8 нефти, газового конденсата и основных направлений пользования широкой фракции легких углеводородов

2. 1. Технология сбора и стабилизации газового кон- 8

денсата

2. 2. Процессы стабилизации нефти на промыслах 23

2. 3. Основные направления использования широкой 29

фракции легких углеводородов

2. 4. Легкие алканы как исходное сырье для произ- 34

водства кислородсодержащих компонентов современных бензинов

3. Исходные данные для исследования процессов разделе- 43 ния углеводородного сырья

3 Л. Состав и свойства газовых конденсатов и нефтей 43

Уренгойского месторождения

3.2. Поточная схема переработки смеси конденсата и 63 нефти на Сургутском заводе стабилизации конденсата

3.3. Метод математического моделирования как ос- 70 новной прием исследования процесса ректификации.

4. Разработка технологий производства пропеллента и то- 101 варных фракций углеводородов на установке разделения ШФЛУ

4Л. Краткая характеристика установки разделения- 101

ния широкой фракции легких углеводородов

4. 2. Оптимизация режима работы ректификацион- 106

ных колонн.

5. Повышение производительности и четкости разделения в 139 колоннах путем замены клапанных тарелок на современную высокоэффективную насадку

6. Выводы 187

7. Список использованных источников 189 Приложение 205

1. ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. По объему потребления для нефтехимического синтеза низкомолекулярные алканы среди углеводородного сырья находятся на первом месте.

Основными источниками низкомолекулярных алканов являются широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), получающаяся при стабилизации нефтей и газовых конденсатов, а также нефтезаводские газы.

В настоящее время значительная часть легких газообразных и жидких алканов используется в качестве сырья пиролйза с целью получения низших олефинов, а также для дегидрирования при получении бутадиена и изопрена.

С целью расширения ресурсов высокооктановых компонентов моторных топлив используют процессы изомеризации н-бутана в изобу-тан и н-алканов Сб-Св в соответствующие изоалканы.

Алканы, используемые для нефтехимического синтеза, должны обладать высокой степенью чистоты. Как правило, содержание основного вещества в них должно быть не менее 95 % масс [1].

В условиях снижения добычи нефти в России весьма актуальной является задача наиболее полного использования ресурсов легких углеводородов, содержащихся в газовых конденсатах, в том числе газовых конденсатах севера Тюменской области.

Как показали предварительные оценки, ресурсы легких углеводородов в газовых конденсатах постоянно возрастают и недостаточно используются как нефтехимическое сырье. Значительная часть ценных компонентов газовых конденсатов используется в качестве энергетического топлива, а также сжигается на факелах.

Разработка научных основ и технологий производства более широкого ассортимента нефтехимических продуктов из газовых конденсатов Тюменской области является весьма актуальной задачей.

Цель работы. Разработка технологии производства из широкой фракции легких углеводородов Уренгойского газового конденсата пропеллента углеводородного для аэрозольной упаковки товаров бытовой химии, с использованием методов математического моделирования процесса ректификации. Проверка возможности разделения бу-тановой фракции на изо- и н-бутаны с использованием существующего оборудования.

Научная новизна. В результате исследования химического и фракционного состава поступающего на завод углеводородного сырья выявлены основные закономерности изменения состава, высказаны причины, приводящие к этим изменениям.

Установлено, что в прямогонной бензиновой фракции концентрация нафтеновых углеводородов составляет 44 % масс., из них приблизительно 94 % масс, представлены углеводородами С6-С9. Обнаружено

экстремально высокое содержание метилциклогексана (12,3 % масс.), его содержание в 2,6 раза выше, чем циклогексана.

Из расшифрованных в бензине 126 углеводородов 67,3 % масс, приходится на 20 углеводородов, в то же время 79 углеводородов имеют концентрации не более сотых долей процента.

На основании изучения фазовых равновесий пар-жидкость и математического моделирования процесса ректификации разработана технология производства из Уренгойского конденсата пропеллента углеводородного для аэрозольнь1х упаковок.

Установлена количественная зависимость возможности разделения ШФЛУ на фракции пропана, изобутана, н-бутана, изопентана и производства пропеллента от глубины стабилизации конденсата. Проведена оптимизация основных параметров процесса разделения широкой фракции легких углеводородов.

Практическая ценность. Использованием методов математического моделирования определены оптимальные режимы работы ректификационных колонн по всей технологической цепочке: стабилизация конденсата с выделением ШФЛУ- разделение ШФЛУ на компоненты. Разработана технология получения из широкой фракции легких углеводородов пропеллента углеводородного. Доказана возможность производства на существующем оборудовании изобутановой и н-бутановой фракций, соответствующих требованиям технических условий, при замене клапанных тарелок на современные высокоэффек-

тивные насадки. Разработаны рекомендации по одновременному производству на газофракционирующей установке пропановой, изо-бутановой, н-бутановой, изопентановой фракций, удовлетворяющих требованиям соответствующих технических условий на эти фракции, а также пропеллента углеводородного для аэрозольных упаковок. Реализация результатов исследования позволит расширить ассортимент выпускаемой заводом продукции, повысить технико-экономические показатели переработки углеводородного сырья.

Работа выполнялась в соответствии с программой "Создание нового поколения прогрессивных технологических процессов нефтехимии и нефтепереработки" (Нефтехим, Приложение 3 к постановлению ГКНТ и Президиума АНСССР от 05.03.1988 № 62/51).

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались на XI Международной научной конференции "Математические методы в химии и технологиях", г. Владимир, 1998 год; на отчетных научно-практических конференциях КГТУ. По материалам диссертации опубликовано 5 статей.

Объем и структура диссертации. Диссертация изложена на 219 страницах машинописного текста, содержит! Збтаблиц 1, 7 рисунков, библиографии в количестве 141 наименования и приложения.

2. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР ПРОЦЕССОВ ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА И ОСНОВНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ФРАКЦИИ

ЛЕГКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ

2.1. Технология сбора и стабилизации газового конденсата.

Газовые конденсаты являются ценнейшим сырьем нефтехимического синтеза и широко применяются для производства моторных топ-лив. Высокая эффективность использования газовых конденсатов в нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности длительное время стимулирует развитие добычи и использования конденсатов в США, Канаде, Франции и других странах.

В нашей стране газовый конденсат перерабатывается в основном совместно с нефтью на нефтеперерабатывающих заводах, что не позволяет полностью использовать его специфические особенности.

Газоконденсатные месторождения России разрабатываются в режиме естественного истощения энергии пласта. В результате этого извлечение конденсата даже из газоконденсатных месторождений с хорошими коллекторными свойствами в среднем не превышает 30-40% от их потенциала [2]. Разработка крупных газоконденсатных месторождений на истощение не способствует комплексному использованию природных ресурсов.

Большая часть газоконденсатных, газонефтяных и нефтегазокон-денсатных месторождений России принадлежит Русской, Западно-

Сибирской и Восточно-Сибирской платформам. Географическое расположение крупнейших газовых и газоконденсатных месторождений создает при их освоении значительные трудности в связи с удаленностью от основных потребителей газа. 75-80% разведанных запасов газа в нашей стране находится в районах с суровыми климатическими условиями [3].

В газоконденсатных залежах находятся углеводороды, выкипающие до 300-400 °С. По содержанию в газе конденсата газоконден-сатные месторождения делятся на следующие группы [4]:

- с содержанием конденсата до 1 г/м3 (сухие газы);

- с содержанием конденсата до 50 г/м3;

- с содержанием конденсата от 50 до 200 г/м3;

- с содержанием конденсата свыше 200 г/м3.

По запасам конденсата газоконденсатные месторождения делятся

на:

- мелкие (с запасами конденсата до 0,1 млн. т);

- небольшие (0,1-1,0 млн. т);

- средние (1,0-10,0 млн. т);

- крупные (10,0-30,0 млн. т);

- крупнейшие (30,0-100,0 млн. т);

- уникальные (свыше 100,0 млн. т).

Уникальным месторождением является, например, Оренбургское, крупнейшими - Вухтыльское, Уренгойское.

Газовый конденсат, как правило, на 100% состоит из светлых продуктов. В табл. 2.1 приведены основные физико-химические характеристики стабильных конденсатов различных месторождений [5]. Как видно из таблицы газовые конденсаты выкипают до 350 °С и имеют низкие температуры застывания.

При промысловой обработке газ, содержащий конденсат, подвергают сепарации посредством редуцирования давления с 30,0 до 7,8 МПа. Сухой газ после сепаратора направляется по магистральному газопроводу потребителям, а нестабильный газовый конденсат- на установку выветривания. Во избежание попадания кристаллогидратов в газ перед низкотемпературной сепарацией добавляется метанол. На установках выветривания нестабильный конденсат подвергается частичной стабилизации в сепараторе при давлении 2,5 МПа и температуре 10 °С.

Выбор системы сбора и подготовки к транспорту газа и конденсата, количество установок предварительной подготовки газа или установок комплексной подготовки газа определяются нормами технологического проектирования и правилами разработки газовых и га-зоконденсатных месторождений [6, 7].

Физико-химические свойства стабильных конденсатов

Показатели Оренбургского Вухтыль-ского Уренгойского Крести-щенского

Плотность, г/см3 0,715 0,743 0,742 0,772

Молекулярная масса, кг/моль 90 128 120 136

Фракционный состав, °С:

начало кипения 41 44 42 44

10 % перегоняется при тем-ре 62 65 83 87

30 % перегоняется при тем-ре 81 98 98 129

60 % перегоняется при тем-ре 114 158 153 226

90 % перегоняется при тем-ре 180 291 287 335

конец кипения 250 315 300 выше 360

отгоняется, % 98 95,5 93,5 95,5

. остаток и потери, % 2,0 4,5 6,5 4,5

Вязкость при 20 °С, сст 0,59 0,96 0,80 1,40

Температура помутнения, °С ниже -50 -11 -29 -

Температура застывания, °С ниже -50 -30 -67 -

Содержание парафина, % - 0,50 0,14 0,46

Содержание серы, % 1,13 0,02 0,02 0,004

Прогресс в технологии сбора й стабилизации газового конденсата осуществляется с применением герметизированных систем, предусматривающих полную герметизацию на пути движения газа и конденсата от скважин до установки товарной подготовки, а также максимальным использованием энергии пласта для транспорта и обработки газа [8,9, 10]. На действующих месторождениях функционируют три системы

сбора и стабилизации конденсата: открытая, полузакрытая и герметизированная. При открытой системе сбора и стабилизации происходят большие потери конденсата, достигающие от 11 до 78% от потенциального содержания конденсата в газе [11,12].

Герметизированная система характеризуется практическим отсутствием технологических потерь конденсата на пути его от устья скважины до установок подготовки [13-16]. Для подготовки газа газокон-денсатных месторождений перед его транспортом и переработкой проводят сепарацию газа предпочтительно при низкой температуре. При низкотемпературной сепарации, в результате снижения температуры газа перед второй ступенью, уменьшается содержание пропана и более тяжелых углеводородов в газе. Так, при снижении температуры от минус 25 до минус 55 °С увеличивается выход пропан-бутановой фракции почти вдвое. В целях более полного выделения из газа углеводородов Сз и выше и снижения энергетических затрат предложены схемы низкотемпературной сепарации с использованием турбодетандера и до-жимного компрессора [17].

На ряде месторождений осуществлен комплекс мероприятий, позволяющих возвращать в трубопровод газы, отделенные от конденсата, за счет установки перед второй ступенью сепарации специальных эжекторов [18]. Использование эжекторов в схеме низкотемпературной сепарации для газов газоконденсатных месторождений привело к

уменьшению технологических потерь газа, увеличило дебет низконапорных скважин, повысило качество подготовки газа и уменьшило загрязнение окружающей среды.

Анализируя принятые на действующих газоконденсатных месторождениях технические решения, можно отметить следующее:

- разработка газоконденсатных месторождений подчинена задаче добычи газа и подготовки его к дальнейшему транспорту;

- основным способом обработки конденсатсодержащего газа является низкотемпературная сепарация, при которой используется холод, получаемый за счет дроссельного эффекта, либо вырабатываемый на специальных холодильных установках; номинальный уровень температуры установок низкотемпературной сепарации определяется требуемой точкой росы товарного газа;

- на действующих месторождениях можно выделить три системы сбора и стабилизации конденсата: открытую, полузакрытую и герметизированную;

- установки стабилизации конденсата вынесены за пределы промысловых установок низкотемпературной сепарации и транспорт нестабильного конденсата с промыслов на установку стабилизации производится по конденсатопроводам в одно- или двухфазном состояниях.

Опыт эксплуатации газоконденсатных месторождений показывает, что метод низкотемпературной сепарации может обеспечить качественную подготовку газа к транспорту. Но в некоторых случаях

конденсат все-таки попадает в магистральные газопроводы, что объясняется отсутствием эффективной сепарационной аппаратуры или нарушением проектных технологических режимов работы установок сепарации [19, 20].

Анализ технологических схем сбора, подготовки и хранения углеводородного сырья показывает, что основными источниками потерь являются сепарационные установки, низконапорные аппараты и резервуары. Технико-экономические расчеты подтверждают, что при комплексном решении проблем сокращения технологических потерь вложенные средства окупаются в течение короткого времени.

За последние 25 лет в мире на факелах сожжено более 300 млрд. м3 газа, что эквивалентно 420 млн. т условного топлива [21]. Кроме того, совместно с газом сожжено более 60 млн. т. жидких легких углеводородов. На протяжении многих лет существует положение, когда объекты для газа и конденсата и их промысловой обработки вводятся в последнюю очередь, когда уже утеряно более половины ресурсов нефтяного газа и газового конденсата.

Многолетний опыт эксплуатации газоконденсатных месторождений привел к разработке различных технологических вариантов стабилизации конденсата. Наиболее современными из них являются процессы стабилизации конденсата многоступенчатой сепарацией, а также стабилизация конденсата с применением ректификационных процессов.

Преимуществом схемы стабилизации конденсата многоступенчатой сепарацией является низкая металлоемкость и энергоемкость, а также простота аппаратурного оформления. Эта схема нашла широкое применение на месторождениях, имеющих низкий конденсатный фактор. По этой схеме газы сепарации первой ступени с помощью компрессора подаются в поток товарного газа. Газы последующих ступеней в зависимости от конкретных условий производства используются в топливной сети. Стабилизация конденсата многоступенчатой сепарацией применяется также как резервный вариант при остановке установки стабилизации конденсата, работающего с использованием ректификации [22, 23, 24, 25].

Как было установлено в процессе эксплуатации, установки многоступенчатой сепарации, наряду с указанными выше преимуществами, имеют и серьезные недостатки, такие, как потеря легких фракций конденсата и невозможность производства сжиженных газов, отвечающих требованиям государственных стандартов. Кроме того, сбор и утилизация газов сепарации связаны с большими энергетическими затратами. Указанные причины, а также увеличени�