Содержание к диссертации
Введение
1. Современное состояние сырьевой базы и технологии переработки нефтегазоконденсатных смесей 5
1.1 Сырьевая база газового конденсата и ее связь с технологией разработки газоконденсатних месторождений 5
1.2. Технология и аппаратурное оформление процесса фракционирования нефтегазоконденсатных смесей 15
1.3. Методы оптимизации переработки нефтегазоконденсатных смесей 44
2. Исследование физико-химических свойств и направлений переработки газового конденсата ачимовской залежи 54
3. Исследование процесса атмосферной перегонки нефтегазоконденсатных смесей 72
3.1. Метод формирования потоков нефтегазоконденсатных смесей 72
3.2. Разработка метода оптимизации технологического режима атмосферной перегонки нефтегазоконденсатных смесей 84
4. Рекомендации по использованию закономерностей, выявленных при исследовании процесса перегонки нефтегазоконденсатных смесей 93
4.1. Интенсификация процесса фракционирования нефтегазоконденсатной смеси путем формирования потока сырья 93
4.2. Зависимость качества и выхода целевых фракций от определяющих параметров процесса перегонки нефтегазоконденсатных смесей 102
5. Практическая реализация установленных закономерностей 114
5.1. Решения при модернизации установки ЫПУ-100 114
5.2. Технико-экономическое обоснование проекта модернизации 131
Общие выводы 135 Литература 137
- Технология и аппаратурное оформление процесса фракционирования нефтегазоконденсатных смесей
- Исследование физико-химических свойств и направлений переработки газового конденсата ачимовской залежи
- Разработка метода оптимизации технологического режима атмосферной перегонки нефтегазоконденсатных смесей
- Зависимость качества и выхода целевых фракций от определяющих параметров процесса перегонки нефтегазоконденсатных смесей
Введение к работе
В настоящее время в России ежегодно добывается около 28 млн. т газового конденсата. Технология разделения на ректификационных установках практически не учитывает специфичность фракционного состава и физико-химических свойств конденсата и построена на принципах фракционирования нефтей, что не позволяет полностью использовать потенциал этого сырья. Прирост добычи газового конденсата в перспективе будет опережать прирост добычи нефти, но может быть получен в основном за счет разработки ачимовских залежей газоконденсатных месторождений Западной Сибири. Это делает актуальной проблему комплексного изучения состава и свойств ачимовского конденсата с целью определения рациональных способов его использования и переработки.
Современная тенденция расширения совместной переработки нефтей и газовых конденсатов определяет важность изучения вопроса о влиянии состава сырья и параметров технологического режима на результаты процесса фракционирования. Известно, что выход светлых фракций при изменении соотношения компонентов сырья меняется неаддитивно, а перегонка оптимально компаундированного сырья позволяет заметно увеличить выход и регулировать качественные показатели целевых нефтепродуктов. Экспериментальное определение оптимального соотношения компонентов сырья трудоемко и требует времени, поэтому в условиях производства нефть и газовый конденсат чаще всего смешивают произвольно. Назрела необходимость разработать простые методы, позволяющие связать оптимальный состав нефтегазоконденсатного сырья с легко определяемыми физико-химическими характеристиками его компонентов, а также оперативно регулировать режимы в ректификационных колоннах.
Таким образом, исследование физико-химических свойств и особенностей фракционирования нефтегазоконденсатного сырья, разработка оптимальных режимов и технологических схем этого процесса является важной и весьма актуальной научно-прикладной задачей.
Технология и аппаратурное оформление процесса фракционирования нефтегазоконденсатных смесей
При разработке ГКМ газовый конденсат выносится из скважины в капельном виде и отделяется от газа механически на первой ступени сепарации. Перед отправкой газа в магистральные трубопроводы из него извлекают широкую фракцию легких углеводородов Сг-Се (ШФЛУ) с некоторой примесью углеводородов С7-С8, которую обычно перерабатывают на газо фракционирующих установках (ГФУ) с получением индивидуальных углеводородов и узких фракций как сырья для нефтехимии [28,29].
Сырой отсепарированный газовый конденсат содержит углеводороды от этана до додекана и выше. Технология переработки газового конденсата включает процессы аналогичные нефтепереработке.
В настоящее время часть газового конденсата (-20%) перерабатывается на малогабаритных установках мощностью КК100 тыс. т/год с целью получения моторных и котельных топлив как для собственных нужд нефте- и газодобывающих предприятий, так и для удовлетворения потребностей регионов. Переработка газового конденсата ведётся по одно- или двухколонной схеме в зависимости от физико-химических свойств сырья и ассортимента вырабатываемой продукции [30-39]. Вместе с тем ассортимент и качество товарной продукции, получаемой на этих установках, зависит от состава газового конденсата, поступающего на переработку. Как уже отмечалось, по мере выработки газового месторождения количество выносимого из пласта конденсата уменьшается, а его состав облегчается, и это стоит учитывать при проектировании технологических установок для переработки газового конденсата [29], что весьма проблематично при существующей практике разработки ГКМ способом на истощение.
В настоящее время в России полностью отсутствует регламентация технологии переработки газового конденсата в зависимости от условий разработки ГКМ, тогда как в США и Канаде она обязательна [14].
В связи с этим наиболее оптимальным направлением использования газового конденсата является его совместная переработка с нефтью. При этом необходимо формировать потоки нефтегазокоиденсатной смеси для переработки с учётом совокупности нормируемых свойств целевых нефтепродуктов по ГОСТ или ТУ и физико-химических свойств компонентов нефтегазокоиденсатной смеси, а также варианта технологического режима установки и ассортимента вырабатываемой продукции.
В настоящее время более 80% газового конденсата перерабатывается совместно с нефтью на высокопроизводительных комбинированных установках типа ЭЛОУ-АТ-б/8 и ЭЛОУ-АВТ-6. Первые установки этого типа были освоены и введены в эксплуатацию на Новополоцком, Рязанском, Киришском и других НПЗ более 40 лет назад [40-42].
Все эти установки имеют в своём составе двухступенчатый блок обезвоживания и обессоливания нефти (ЭЛОУ), двухступенчатый блок атмосферной перегонки, блок стабилизации и вторичной перегонки бензина, оборудованный тремя ректификационными колоннами для получения узких фракций в качестве сырья для каталитического риформинга, блок защелачиваиия бензиновой и керосиновой фракции и блок очистки керосина в электрическом поле, а ЭЛОУ-АВТ-6 ещё и вакуумный блок для перегонки мазута, предназначенный для получения гудрона и вакуумного газойля, выкипающего в пределах 350-500С.
Опыт эксплуатации высокопроизводительных установок при совместной перегонке нефтегазоконденсатной смеси показывает, что двухколонная схема в атмосферной ступени перегонки отличается большей гибкостью. Наличие первой колонны, в которой отбираются растворенный в нефтегазоконденсатной смеси газ и часть легкого бензина, позволяет компенсировать возможные колебания в составе нефтегазоконденсатной смеси и обеспечивает более стабильную работу атмосферной колонны, где осуществляется основное выделение светлых нефтепродуктов. Такая технологическая схема позволяет перерабатывать легкие нефтяные и нефтегазоконденсатные смеси [43, 44].
Блоки атмосферной перегонки ЭЛОУ-АТ-6/8 и ЭЛОУ-АВТ-6, состоящие из отбензинивающей колонны, трубчатой печи, атмосферной колонны и отпарных колонн, несколько отличаются между собой по технологической схеме и аппаратурному оформлению [40-43,45, 46].
На установках ЭЛОУ-АТ-6/8 в отбензинивающей колонне с диаметром 3,8 м в концентрационной части установлено 22 двухпоточные тарелки с S-образными элементами. Расстояние между тарелками 600 мм. Контакт горячей струи с нефтью в нижней части колонны осуществляется на пяти каскадных тарелках [41, 43]. Атмосферная колонна этих установок имеет диаметр 7 м. В концентрационной части колонны расположены 34 двухпоточные тарелки с S-образными элементами, в отгонной части, ниже ввода нефти - 4 тарелки. Расстояние между тарелками в концентрационной части колонны - 800 мм, с верха колонны в паровой фазе отбирается бензин, а в виде боковых жидкостных потоков отбираются керосин и дизельное топливо, которые направляются в стриппинг-секции, имеющие по 10 двухпоточных S-образных тарелок.
Исследование физико-химических свойств и направлений переработки газового конденсата ачимовской залежи
Физико-химические характеристики газовых конденсатов определяют их товарные свойства. Для того чтобы провести технико-экономическую оценку потенциала газоконденсатной залежи, необходимо располагать экспериментальными данными о фракционном и групповом химическом составе сырья и качественными показателями, определяющими свойства конденсата и его целевых фракций. Вместе с тем, для определения количества и состава газового конденсата и его фракций существенное значение имеют способ и, в первую очередь, место отбора проб (таблица 14). Для отбора проб конденсата необходимо создавать такие дебиты, которые гарантируют его полный вынос из скважины. Если пробы газа отбирают на устье при закрытой скважине, а не из пласта при полном дебите, то конденсат имеет более лёгкий фракционный состав и выход его меньше. Разница в количестве и составе конденсата будет тем заметнее, чем больше разница устьевого и пластового давления. Следовательно, анализ конденсата, отобранного не из пласта, а на устье, приводит к большим погрешностям, так как не будет полностью учтена высококипящая фракция. Количество и состав извлечённого конденсата также зависят от температуры и давления, при которых происходит сепарация. Особенно большая погрешность в определении состава конденсата будет при анализе выветренной пробы из открытого резервуара.
Для оценки возможности получения отдельных марок моторных топлив были подробно исследованы физико-химические характеристики газового конденсата ачимовской залежи Уренгойского ГКМ и его узких фракций (таблицы 15-21). Атмосферно-вакуумная разгонка конденсата проведена на аппарате АРН-2 по ГОСТ 11011-85. Образец разгоняли до температуры 380С. Физико-химические характеристики целевых фракций и остатка исследовали в соответствии со стандартным перечнем методов оценки их качества [115-125].
Поскольку конденсат ачимовской залежи Уренгойского ГКМ весьма близок по составу к легким нефтям, для выбора направления переработки в таблице 22 приведена его технологическая индексация по ОСТ 38.01197-80.
Результаты исследований свидетельствуют о том, что уренгойский конденсат ачимовской залежи малосернистый, парафинистый, содержит 79,46% масс, фракций до 350С, имеет технологический индекс 1.1.3,3.2 по ОСТ 38.01197-80. Из него могут быть получены следующие товарные нефтепродукты: реактивное топливо ТС-1 (фракция 130-230С, выход 27,2%); осветительный керосин КО-20 (фракция 140-250 или 150-280С, максимальный выход 31,8%); малосернистое зимнее топливо марки 3-0,2 минус 45 (фракция 130-300С, выход 44,0%); малосернистое зимнее дизельное топливо марки 3-0,2 минус 35 (фракция 130-350 или 180-290С, выход соответственно 51,9 и 26,2%);
Прямогонная бензиновая фракция конденсата н.к.-180С (выход 41,9%) имеет октановое число 58 пунктов. Для повышения октанового числа и получения товарных автомобильных бензинов необходимо применение процесса каталитического риформинга. Узкие фракции 62-180 или 85-180С являются благоприятным сырьем этого процесса. Фракция н.к.-130С может быть использована для производства автобензина А-76 с применением высокооктановых присадок. Фракция н.к.-180С может направляться на нефтехимические предприятия в качестве сырья процесса пиролиза.
По результатам исследований соискателем с соавторами предложен новый способ разработки ГКМ с последующей переработкой газового конденсата ачимовской залежи на месте добычи. На данный способ оформлена заявка и получен Евразийский патент № 006087 [1.26].
Решение поставленной задачи и технический результат изобретения достигаются тем, что с начала разработки ГКМ на чередующихся режимах с применением полного сайклинг-процесса проводят разделение состава конденсата на тяжелую фракцию котельного топлива и широкую легкую товарную фракцию непосредственно на месте добычи.
Выделенную тяжелую фракцию - мазут сжигают, а полученную энергию используют для работы компрессоров высокого давления. С их помощью весь добытый газ сразу же закачивают в пласт и осуществляют полный сайклинг-процесс, при котором количество закачиваемого в пласт газа равно дебиту, причем давление закачки поддерживают выше давления начала конденсации пластовой смеси до момента полного извлечения конденсата. После завершения полного сайклинг-процесса переходят на режим добычи газа (рисунок 7).
При разделении конденсата на тяжелые и легкие фракции последние используют для переработки на месте добычи с целью обеспечения собственных нужд в моторных топливах, или перерабатывают на НПЗ в смеси с нефтями в качестве интенсификатора процесса фракционирования нефтегазоконденсатной смеси.
Разработка метода оптимизации технологического режима атмосферной перегонки нефтегазоконденсатных смесей
Оптимальный расчет процесса ректификации нефтей и конденсатов выполняется обычно на стадии проектирования на основе анализа приведенных затрат. Вместе с тем в реальных условиях в связи с конъюнктурой производства, изменением поставок сырья и ассортимента вырабатываемой продукции, а также в связи с модернизацией оборудования или реконструкцией технологической схемы практически все установки перегонки смесей нефтяного происхождения обычно работают на режиме, значительно отличающемся от проектного и оптимального. Это ухудшает конечные результаты переработки, поэтому разработка метода оптимизации технологического режима для условий производства является весьма актуальной задачей.
Перспективность её постановки заключается еще и в том, что экономическим критерием является максимум прибыли и рентабельности производства, т.е. конечные фактические результаты производства, в то время как при проектировании анализируются приведенные затраты, минимум которых обосновывает выбор оптимального проектного решения.
Разработанный метод позволяет решать на практике задачу нахождения определяющих параметров процесса фракционирования: минимальных и оптимальных флегмовых чисел RMI1„ и RonT и чисел теоретических тарелок NMH,i, NT и Notir с использованием температурной границы деления смеси tE.
Для определения оптимальных параметров фракционирования нефтегазоконденсатной смеси в рабочем режиме эта задача решается путем совокупного использования i-тых, ключевых k-тых и j-тых компонентов на границе разделения парового питания секции атмосферной колонны на ректификат и флегму.
Для расчета числа теоретических тарелок необходимо иметь кривые ИТК ректификата, флегмы и парового питания секций в мольных долях. На практике отбор ректификата не представляет трудности, но для отбора флегмы необходимо дополнительное устройство на перетоке флегмы из колонны в стриппинг-секцию.
Паровое питание бензиновой секции у;)Р и yJ;F- в интервалах температур 32-136С и 180—230С полностью переходит в ректификат xijD и флегму Xj)W, образуя области практически нераспределяемых компонентов. В интервале температур 136-180С паровое питание y F распределяется между ректификатом xk D и флегмой xk_w, образуя область распределяемых (ключевых) k-тых компонентов.
Мольный состав парового питания секции для области распределяемых k-тых компонентов рассчитывается на основании материального баланса секции по уравниванию рабочей линии.
Для области нераспределяемых i-тых и j-тых компонентов мольный состав парового питания секции рассчитывается соответственно по уравнению рабочей линии 3.6 для этих компонентов, где R - флегмовое число в нижней части секции, XjD, XtD и Xuv, XjW концентрации і-того и k того, k-того и j-того компонентов соответственно в ректификате и флегме секции.
Зависимость качества и выхода целевых фракций от определяющих параметров процесса перегонки нефтегазоконденсатных смесей
На основании рассчитанных материальных и тепловых потоков верхнего и нижнего циркулирующих орошений атмосферной колонны перераспределяются материальные и тепловые потоки в материальном и тепловом балансе режима 2 и корректируется технологический режим работы атмосферной колонны.
Более рациональная схема отвода тепла в атмосферной колонне обусловливает в режиме 2 и более высокие флегмовые числа по всей высоте атмосферной колонны и, как следствие, более высокую чёткость погоноразделения целевых фракций и глубину отбора светлых нефтепродуктов от их потенциала в сырье по сравнению с режимом 1.
Это различие объясняется главным образом за счёт увеличения доли тепла, отводимого в верхней части ректификационной колонны ГТЦО-1 с 37,0 до 55,3%, т.е. в 1,65 раза. При этом паровая нагрузка в верхней части ректификационной колонны увеличивается с 64,6 до 86,7%, т. е. в 1,34 раза по сравнения с режимом 1.
Низкотемпературные свойства керосиновой фракции и фракции дизельного топлива в режиме 1 не отвечают требованиям ГОСТ. Температура начала кристаллизации керосиновой фракции составила минус 54С против минус 60С по ГОСТ 10227-86, а температура застывания дизельного топлива составляет минус 6С против минус 10С по ГОСТ 305— 82. В связи с этим целевые фракции атмосферной колонны использовали при режиме 1 как компоненты товарной продукции. Керосиновую фракцию атмосферной колонны компаундировали с хвостовой бензиновой фракцией 140-180С блока вторичной перегонки бензина и направляли потребителю в качестве реактивного топлива, марки ТС-1.
Фракцию дизельного топлива компаундировали в товарном парке с более лёгкой фракцией дизельного топлива и направляли потребителю в качестве дизельного топлива марки «Л».
Оптимизация технологического режима путём рационального распределения потоков циркулирующих орошений атмосферной колонны показала, что при скорости паров в колонне, составляющей 86,7% от допустимой, и развитии орошения наверху колоны верхним ПЦО-1 можно регенерировать 55,3%, а нижним 44,1% всего тепла, отводимого из колонны. Это позволяет улучшить чёткость погоноразделения и добиться в режиме 2 полного соответствия фракционного состава и других нормируемых свойств целевых фракций требованиям ГОСТ. Таким способом значительно легче привести в соответствие с ГОСТ фракционный состав, плотность, вязкость, температуру начала кристаллизации, застывания и вспышки, чем при компаундировании целевых фракций при работе в режиме 1.
В нижней части колонны четкость погоноразделения при режиме 2 также лучше, о чем свидетельствует хорошее фракционирование фракции дизельного топлива, которая имеет высокий конец кипения 360С, достаточно полный выход (96% масс.) и небольшой наклон концевой части кривой перегонки по ГОСТ 2177-99 (разность температур конца кипения и 90%-ного отгона составляет 20С).
При режиме 1 эти показатели значительно хуже. Конец кипения газойлевой фракции 354С, выход составляет 94%о масс, что свидетельствует о провале части газойлевых фракций в мазут. В связи с этим, в мазуте остаётся до 8,6% масс, фракции дизельного топлива с началом кипения 230С. Эти различия в четкости разделения объясняются более рациональной схемой отвода тепла, более высокими флегмовыми числами и эффективным массообменном на тарелках между паровой и жидкой фазами при режиме 2, Средний рассчитанный к.п.д. тарелок изменяется по всей высоте колонны сверху вниз равномерно и составляет 42,7-25%.
В результате промышленного эксперимента получена закономерность для переработки нефтегазоконденсатных смесей, обуславливающая зависимость качества и выхода конечных продуктов от определяющих параметров процесса. Доказано, что при согласовании рабочих параметров процесса с оптимальными выход и качество конечных продуктов улучшается. Метод разработан для оптимизации основных параметров фракционирования нефтегазоконденсатных смесей с приближенным составом, когда физико-химические свойства сырья не отличаются значительно от нормируемых свойств нефтепродуктов. Рациональное формирование потоков сырья с целью обеспечения соответствия этих свойств повышает корректность метода в процессе первичной перегонки нефтегазоконденсатных смесей. При помощи найденных корреляционных зависимостей разработанный метод позволяет находить решение без ЭВМ.
Таким образом, разработанные, совокупные по назначению способы формирования потоков и фракционирования нефтегазоконденсатных смесей являются составной частью метода рационального использования сырьевых ресурсов нефти и газового конденсата.
