Насыщенный газ низкого давления можно получить из нескольких источников, включая попутный газ (получаемый при добыче нефти), и различных потоков сбросных газов, получаемых при нефтепереработке и нефтехимических процессах. Обычно данный газ низкого давления сжигают в факеле или просто используют как топливный газ. Однако этот обогащенный газ содержит полезные извлекаемые углеводороды, включая сжиженный нефтяной газ (пропан и бутан). Большая часть лицензированных и открытых современных технологических схем извлечения сжиженного нефтяного газа были разработаны для управления потоками газа высокого давления (обычно 40 бар или выше). При использовании данных технологических схем высокого давления требуется значительное сжатие сырьевого газа для получения газа низкого давления, а газ низкого давления часто считается экономически неэффективным. Новая технология (называемая PRO-MAX) была специально разработана, чтобы разрешить проблемы, возникающие при переработке обогащенных потоков газа низкого давления. Суммарная требуемая мощность сжатия обычно на 15-30 % меньше, чем в традиционных схемах высокого давления, позволяющих получать фактически 100 % общего извлечения пропана. Технология PRO-MAX и сопутствующие экономические выкладки представлены вместе с анализом преобразований с целью выделения этана. 
Трудноизвлекаемый газ низкого давления
Источники газа низкого давления с высоким содержанием углеводородов включают в себя попутный газ (получаемый при добыче нефти) и различные потоки сбросных газов, получаемых при нефтепереработке и нефтехимических процессах. Данные потоки газа обычно характеризуются высоким содержанием пропана и более тяжелых (СЗ+) углеводородов. Однако их источник низкого давления часто делает поток газа невыгодным для переработки. В результате газ часто отводится в систему топливного газа, сжигается или полностью не извлекается и не перерабатывается (оставаясь в резервуаре).
В последние годы стала реальностью повсеместная тенденция введения налога на выбросы углерода (на выбросы СО2). Обогащенный газ, содержащий более тяжелые углеводороды, всегда будет источником выбросов с высоким содержанием СО2 при фиксированных значениях теплопроизводительности. Сжигание таких потоков обогащенного газа низкого давления приводит к высокому налогу на выбросы углерода и наихудшим образом сказывается на экономической прибыли. При сжигании этих потоков обогащенного газа низкого давления в системе топливного газа образуется даже больше СО2, чем при сжигании потока топливного газа из метана (или даже этана). Наличие налога на выбросы углерода может создать дополнительный экономический стимул для извлечения сжиженного нефтяного газа из этих потоков обогащенного газа низкого давления.
Однако реальный экономический стимул для извлечения сжиженного нефтяного газа заключается в относительной цене, включающей стоимость собственной теплотворной способности в газообразном состоянии и теплотворной способности извлеченного сжиженного нефтяного газа в жидком состоянии. За последние 15 лет стоимость сжиженного нефтяного газа была на 30 - 70% выше, чем природного газа (согласно стоимости в долларах США за британскую тепловую единицу). Поэтому привлекательность любого процесса извлечения сжиженного нефтяного газа заключается в сопоставимости капитальных затрат данного предприятия (САРЕХ) и эксплуатационных расходов (ОРЕХ) со стоимостью извлеченного сжиженного нефтяного газа после модернизации.
Определение обогащенного газа
Одной общей мерой, применяемой в газоперерабатывающей промышленности для быстрой оценки состава газа, является использование термина "GPM". Он означает галлоны на тысячу стандартных кубических футов газа. При извлечении сжиженного нефтяного газа интерес представляет, прежде всего, содержание пропана и тяжелых углеводородов (СЗ+ GPM) в газе. Чем беднее газ, тем ниже GPM, чем богаче газ, тем выше GPM.
Большая часть свободного природного газа варьируется по GPM от 0 до 2 в отношении пропана и тяжелых углеводородов.
Давление подачи обычно высокое и может составлять от 20 до 70 бар.
Попутный газ (при добыче нефти) или другие аналогичные потоки обычно поступают при более низком давлении. Эти газы низкого давления также характеризуются высокой долей содержания пропана и тяжелых углеводородов. В Таблице 1 мы обозначили данные потоки как "очень" богатые. Содержание пропана и более тяжелых углеводородов может составлять до 20 GPM.
Технология извлечения сжиженного нефтяного газа
Наиболее традиционные технологии извлечения сжиженного нефтяного газа были разработаны с целью переработки свободного природного газа высокого давления. В таких случаях типовое давление подачи составляет от 50 до 70 бар. При работе с потоками более низкого давления подачи рационально просто сжать поток до уровня давления 50-70 бар и затем использовать обычные технологии извлечения сжиженного нефтяного газа. Наиболее часто это производится с использованием турбодетандера с целью получения требуемого охлаждения для конденсации компонентов сжиженного нефтяного газа. Для обогащенного газа также требуется машинное охлаждение в дополнение к охлаждению сырьевого газа. Общая мощность сжатия является значительной, насколько это технически осуществимо. Соответствующая стоимость этой мощности (в первую очередь САРЕХ, но также ОРЕХ) является важным фактором экономической эффективности извлечения сжиженного нефтяного газа. В результате извлечение сжиженного нефтяного газа из обогащенного газа низкого давления часто считается экономически невыгодным. При попытке отделения этана от пропана важно отметить воздействие давления на облегчение разделения этих двух компонентов. Относительная летучесть - это мера равновесных значений (значения "К") для пары компонентов. Чем выше относительная летучесть, тем легче происходит отделение.
На рисунке 1 показана относительная летучесть этана (С2) и пропана (СЗ) в рассматриваемом диапазоне давления. В одной крайней точке отделение может происходить при очень низком давлении (даже в вакууме), которое обеспечивает относительно легкое отделение. Однако сепарационное оборудование при низких давлениях становится достаточно крупногабаритным в связи с увеличивающимся объемным потоком паров. В другой крайней точке смесь компонентов достигает критической точки, в которой отделение становится, в конце концов, невозможно (т.е. относительная летучесть 1,0). Между данными крайними значениями существует четкая тенденция - чем выше давление, тем труднее происходит отделение.  Новая технология (называемая PRO-MAX) была разработана специально для переработки потоков обогащенного газа низкого давления. Технология использует преимущества наиболее благоприятной относительной летучести при низком давлении. Вместо сжатия сырьевого газа низкого давления до 50-70 бар газ перерабатывается при относительно низком давлении. Хотя, по-прежнему, может требоваться номинальная величина сжатия на подаче, она существенно ниже величины сжатия при обычных технологиях извлечения сжиженного нефтяного газа. В отличие от традиционных схем сжатия-расширения, которые применяются в большинстве технологий извлечения сжиженного нефтяного газа технология PRO-MAX расширяет использование машинного охлаждения (обычно применяемое для охлаждения пропана) на охлаждение всего процесса. Машинное охлаждение является более эффективным, чем сжатие на подаче, когда речь идет об обогащенных газах низкого давления. При фиксированном уровне извлечения сжиженного нефтяного газа результат применения технологии PRO-MAX для обогащенных газов низкого давления заключается в значительно более низкой суммарной мощности сжатия (сжатие подачи, сжатие остаточного газа, и охлаждение).
Большинство традиционных технологий извлечения газа используют двухбашенную систему для извлечения пропана. Одна башня работает в качестве поглотителя пропана, а другая башня (этаноотгонная колонна) отделяет любые легкие соединения (преимущественно метан и этан), которые поглощаются вместе. Разница между технологиями извлечения сжиженного нефтяного газа заключается в следующем: (1) как используется внутренний теплообмен для получения низкой температуры, требуемой для конденсации сжиженного нефтяного газа, и (2) как поток орошения поглотителя обеспечивается наряду с качеством орошения.
Общепризнанная технология извлечения сжиженного нефтяного газа (называемая Технология "А") показана на Рисунке 2. Холодный остаточный газ и охладитель используются для охлаждения сырьевого газа. Турбодетандер производит дополнительное необходимое низкотемпературное охлаждение в зависимости от давления подачи и величины используемого сжатия подачи. В данном процессе используется схема внутреннего теплообмена для частичной конденсации в верхней части этаноотгонной колонны. Конденсационная жидкость затем используется для орошения и поглотителя, и этаноотгонной колонны. По данной технологии получают уровни извлечения пропана, достигающие 100 %. 
PRO-MAX
На рисунке 3 показана технология PRO-MAX. Обогащенный газ низкого давления охлаждается и частично конденсируется посредством перекрестного теплообмена вместе с охладителем. Оставшиеся пары попадают в поглотитель. Это очень похоже на общепризнанную технологию поглощения охлажденного отбензиненного абсорбционного масла 1950-х годов. Однако используемое рециркулирующее отбензиненное абсорбционное масло представляет собой поток с высоким содержанием этана и низким содержанием пропана.Он является идеальным обратным потоком отбензиненного абсорбционного масла для достижения высокой степени общего извлечения пропана. Этаноотгонная колонна представляет собой обычную перегонную установку, использующую охладитель пропана для верхнего испарителя и определенный тип подводимой теплоты (обычно пар или горячее масло) для повторного кипячения башни. Небольшая струя потока орошения башни отводится, охлаждается посредством перекрестного обмена и возвращается в поглотитель.Холодные верхние пары из поглотителя и этаноотгонной колонны подогреваются посредством перекрестного обмена. Этот комбинированный поток остаточного газа (включающий в себя этан и более легкие компоненты) может затем быть направлен в топливную систему завода. Удаление компонентов сжиженного нефтяного газа из топливной системы завода также может улучшить работу факельного оборудования на всем предприятии.
В зависимости от давления подачи при использовании PRO-MAX может потребоваться некоторая ограниченная величина сжатия подачи. В зависимости от необходимого давления подачи остаточного газа может потребоваться некоторая ограниченная величина сжатия остаточного газа. Очень часто выгодно применять турбодетандер для поддержания баланса общей потребности в охлаждении на предприятии.
При использовании PRO-MAX уровни пропана, достигающие 100 %, являются типовыми. Единственным практическим ограничением технологии является состав верхней части этаноотгонной колонны, ограниченный использованием охладителя пропана (или аналога). Для бедных газов и при увеличивающемся давлении подачи, относительное количество легких компонентов (в особенности метана), которые конденсируются и поступают в этаноотгонную колонну, также увеличиваются. Для поддержания низкого уровня пропана в верхней части этаноотгонной колонны требуются все более низкие температуры испарителей этаноотгонной колонны. Для охлаждения пропана -40 °С является самым низким практическим пределом во избежание работы в вакууме. Рабочее давление в этаноотгонной колонне может быть увеличено, чтобы снизить данную температуру наверху колонны, но практический предел давления составляет около 35 бар сучетом критического давления.
Пример 1
Пример 1 включает в себя типовой относительно богатый свободный поток газа (1,8 GPM C3+). Абсолютное давление подачи достаточно низкое - 19 бар с подачей остаточного газа при том же уровне давления. Технология "А" использует сжатие сырьевого газа, в то время как PRO-MAX использует сжатие остаточного газа. Краткий обзор параметров основных процессов дан в Таблице 2. В данном случае общая мощность сжатия четко показывает преимущество Технологии "А". 
Пример 2
Пример 2 касается потока "очень" богатого газа (5,0 GPM C3+) из нефтеперегонного коксовика. Также данный поток содержит восстанавливаемые олефиновые углеводороды (преимущественно пропилен). Абсолютное давление подачи очень низкое - 7,9 бар с подачей остаточного газа при 6,2 бар. Краткий обзор параметров ключевых процессов показан в Таблице 3. В данном случае понятно, что традиционные технологии извлечения сжиженного нефтяного газа больше не являются оптимальным решением. PRO-MAX предлагает 27 %-е снижение общей мощности сжатия, наряду с 37 %-м снижением тепловой нагрузки ребойлера. PRO-MAX также может достичь около 100 % извлечения пропана, в то время как Технология "А" ограничена величиной около 99 % в данном конкретном случае.
Извлечение этана
Извлечение этана часто является важным исходным условием при проектировании завода для извлечения сжиженного нефтяного газа. PRO-MAX может с легкостью быть перенастроена на режим извлечения этана с дополнительной стадией сжатия подачи. Обычно гарантируются минимальные предварительные вложения с целью получения более высокого расчетного давления в технологическом оборудовании, находящемся перед детандером. На данный процесс извлечения этана в настоящее время оформляется заявка на патент.
Выводы
Не существует ни одной технологии извлечения сжиженного нефтяного газа, которая является оптимальным процессом для всех случаев переработки газа. Традиционные технологии извлечения сжиженного нефтяного газа могут применяться для свободного газа высокого давления. Однако для обогащенного и "очень" богатого потоков низкого давления из нетрадиционных источников PRO-MAX предлагает существенную экономию по САРЕХ и ОРЕХ. Потоки, которые ранее направлялись в факельную установку или использовались только в качестве топливного газа, теперь могут быть выгодно переработаны, одновременно позволяя снизить выбросы углекислого газа и улучшить качество топливного потока завода.
Биография лектора:
Господин Роберт А. Мортко в настоящее время является вице-президентом и менеджером по Технологиям переработки газа в компании Black & Veatch, ведущей всемирной инжиниринговой, консалтинговой и строительной компании, специализирующейся на развитии инфраструктуры в области энергетики, добычи воды, телекоммуникаций, консалтинга по менеджменту, федеральном и экологическом рынке. Господин Мортко разрабатывал различные технологии производства для B&V с 1985 года. Он обладает 30-летним опытом в области переработки газа. Господин Мортко обладает степенью бакалавра наук в химическом машиностроении Университета Канзаса, США и является дипломированным профессиональным инженером в штате Техас, США.
Контактные данные:
Robert A. Mortko
Black & Veatch
11401 Lamar
Overland Park, Kansas 66211
USA
(913) 458-6058
mortkora@bv.com
По материалам 6-й Конференции и выставки по технологиям нефтехимии и газа России и стран СНГ.
Доклад «Экономически выгодное получение сжиженного нефтяного газа из трудноизвлекаемого газа низкого давления»
Кевин Л. Карренс (Kevin L. Currence) и Роберт А. Мортко
(Robert A. Mortko)Блэк энд Витч (Black & Veatch),
Оверлэнд Парк, Канзас, США
|
