Анализ эффективности переработки попутного нефтяного газа

ВЕСТНИК ЮГОРСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО УНИВЕРСИТЕТА

2006 г. Выпуск 3. С. 3-10

УДК 552.578.2.061.3

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПЕРЕРАБОТКИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА

Ю.И. Реутов, А.Р. Грошев, А. А. Новиков, Р.Г. Никитин

Состояние переработки попутного нефтяного газа (ПНГ) на территории Ханты-Мансийского автономного округа характеризуется существенной динамикой. В 2003-2004 гг. средняя степень переработки составила ~83% (1993г - 72,6%) [1].

Переработка ПНГ, по данным [1], осуществляется в основном путем поставок на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ) - 50% утилизируемого ПНГ и выработки

электроэнергии - 33%. В перспективе эти показатели составят соответственно 63 и 23%. К 2008 г. планируется довести степень переработки до 90%.

Основными продуктами газоперерабатывающих заводов Ханты-Мансийского автономного округа являются отбензиненный и сжиженный газы, широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ), стабильный конденсат, т.е. продукты непосредственного, первичного разделения ПНГ. Можно согласиться с автором [2], что магистральное направление развития переработки ПНГ в ХМАО-Югре связано не со строительством крупных нефтегазохимических комплексов, а с совершенствованием технологии существующих ГПЗ, включением химических процессов вторичной переработки ПНГ. Это позволит получать моторные топлива, алкилаты, ароматические углеводороды, этилен и продукты на их основе.

Наиболее серьезной проблемой является переработка ПНГ на месторождениях с неразвитой инфраструктурой сбора и транспорта газа. В период 2003-2004 гг. на подобных месторождениях сжигалось ~5100 млн. м ПНГ в год, что составляло 13% текущих ресурсов ПНГ [1]. Несмотря на то, что в настоящее время предлагаются разнообразные технологии переработки легких углеводородов, их использование на месторождениях с неразвитой инфраструктурой сбора и транспорта газа затруднено. Это связано, в частности, и со сложностью технико-экономического обоснования проектов переработки ПНГ для разных месторождений в условиях меняющейся нагрузки по сырью и его составу.

Эту трудность можно преодолеть при детальной проработке физико-химической и технологической составляющих технико-экономических моделей проектируемых процессов по общей схеме (рис.1).

Рис.1. Формирование технико-экономической модели химического процесса

Наиболее приемлемыми и универсальными способами глубокой переработки ПНГ в условиях промысла являются технологии на основе химических процессов GTL (Gas to Liquids) - получения жидких углеводородов из газообразных. Общая схема включает сепарацию нефти, последовательное выделение легкого бензина, фракции С3-С4 (сжиженный газ) и сухого газа (С1-С2). Из сухого газа, который по своим характеристикам практически не отличается от природного, последовательной конверсией и синтезом Фишера-Тропша получают смесь длинноцепочечных углеводородов - синтетическую нефть, которая транспортируется вместе с нефтью (рис. 2).

Легкий Сжиженный

бензин газ

Рис.2. Переработка ПНГ на основе химических процессов ОТЬ

ОТЬ-технологии наиболее эффективны при утилизации метана, т.е. сухого газа, однако в принципе возможна и переработка исходного ПНГ.

Для выработки проектных, технологических и экономических решений необходима оперативная количественная оценка потенциального выхода продуктов при переработке ПНГ в условиях меняющейся нагрузки по сырью и его составу. Практически речь идет о создании физико-химически обоснованных расчетных алгоритмов и программных продуктов [3], реализующих этапы 1 и 2 (рис.1) создания технико-экономической модели химической переработки ПНГ.

Рассмотрим с этих позиций методики и результаты расчета основных узлов типовой схемы ОТЬ-технологии. В качестве объекта исследования использовалась типовая нефть [4], средний газовый фактор, по данным [1], был принят Г=122 м3/т. В табл. 2 приведен использованный в расчетах состав ПНГ, полученного при двухступенчатой сепарации нефти на промысле.

Сепарация (разгазирование) нефти

Методика анализа сепарации и стабилизации нефти [4, 5] включает последовательный расчет парциальных давлений легких углеводородов и узких фракций нефти, констант равновесия и определение, с использованием итерационной процедуры, равновесных составов газовой и жидкой фаз при заданных составе сырья, температуре и давлении сепарации. При определении парциальных давлений углеводородов при заданной температуре использовался график Максвела [6:164].

Одним из возможных направлений рационального использования ПНГ является его транспортировка к пунктам газопотребления за счет частичного сохранения в нефти в процессе промысловой подготовки [7]. Экспериментально показано, что подбором условий ступенчатой сепарации нефти [7: 9, табл. 2] можно добиться существенного увеличения содержания углеводородов С4-С6 в разгазированной нефти.

Основные результаты расчета двухступенчатой сепарации типовой нефти приведены на рис. 3. Давление на первой ступени сепарации варьировалось в пределах 100-4000 кПа, на второй ступени поддерживалось постоянным - 101,3 кПа. Температура сепарации на обеих ступенях 20оС.

и

<и

а

з

и

и

3 к о а о к о и о

4

и

Давление на первой ступени сепарации, кПа А - суммарное количество выделившегося газа, кг/кг,

—О— - в том числе углеводородов С5 и выше, кг/кг.

Рис.3. Зависимость количества выделившегося газа от давления на первой ступени сепарации

Результаты расчетов показывают, что варьирование условий ступенчатой сепарации нефти действительно меняет степень разгазирования нефти и, следовательно, количество и газонасыщенность нефти, состав ПНГ. Таким образом, типовая задача анализа процесса сепарации сводится к подбору условий (число ступеней, давление, температура) для обеспечения заданной степени разгазирования при известных характеристиках сырой нефти.

Газофракционирование

Содержание легкого бензина (> С5) и фракции С3-С4 (сжиженный газ) в ПНГ может значительно различаться даже для одного месторождения по мере его выработки. Узел выделения этих фракций фактически представляет собой мини-газоперерабатывающий завод, поэтому вопрос целесообразности его включения в общую схему должен детально прорабатываться. Практически это выбор одного их двух вариантов:

1) Конверсия сухого газа с предварительным выделением фракций (> С5) и (С3-С4).

Достоинства: надежная технология конверсии метана, большой срок службы катализаторов. Недостатки: наличие нескольких типов продуктов, требующих транспортировки,

удорожание общей технологической схемы.

2) Конверсия жирного газа без предварительного выделения фракций (> С5) и (С3-С4). Достоинства: перевод всего объема ПНГ в синтетическую нефть, удешевление общей технологической схемы, отсутствие проблемы транспортировки продуктов переработки ПНГ. Недостатки: сложность аппаратурного оформления конверсии жирного газа меняющегося состава, уменьшенный срок службы катализаторов.

Определение потенциального количества легкого бензина (фр> С5), сжиженного газа (фр.С3-С4) в ПНГ является основой для технико-экономического анализа проекта и принятия решения в способе его переработки.

В табл. 1 и 2 приведены результаты расчета потенциального содержания легкого бензина (> С5) и фракции С3-С4 (сжиженный газ) в ПНГ известного состава.

Таблица 1

Выход и характеристика продуктов газофракционирования ПНГ

Характеристика продуктов Попутный газ Легкий бензин Сжиженный газ Сухой газ

Среднее количество атомов Н в молекуле углеводорода 4,97 12,74 8,б2 4,31

Средняя молекулярная масса углеводородов, кг/кмоль 22,8 77,2 48,3 18,1

Средняя молекулярная масса смеси с учетом N2 и С02, кг/кмоль 23,2 77,2 48,3 18,8

Плотность газа, кг/м3 1,037 - - 0,841

жидкости, кг/м3 - б40,1 529,8 -

Выход продукта на единицу попутного нефтяного газа

м3/м3 ПНГ - 0,015 0,120 0,865

кг/м3 ПНГ 1,037 0,050 0,259 0,728

кг/кг ПНГ - 0,048 0,250 0,702

Таблица 2

Состав продуктов газофракционирования ПНГ____________________

Состав Попутный газ, % об. Легкий бензин, % масс. Сжиженный газ, % масс. Сухой газ, % об.

N2 0,79 - - 0,91

СО2 2,02 - - 2,34

С1 70,8б - - 81,9

С2 12,85 - - 14,9

С3 8,33 - б3,1 -

С4 3,70 - 3б,9 -

С5 1,04 б7,2 - -

Сб 0,297 22,9 - -

С7 0,090 8,02 - -

С8 0,0174 1,774 - -

С9 0,00088 0,101 - -

С10 0,0001б 0,020 - -

Технология GTL

Получение синтетической нефти представляет последовательные процессы конверсии легких углеводородов с получением синтез-газа - смеси (СО, СО2, Н2) и синтеза Фишера-Тропша - получения жидких углеводородов из синтез-газа.

Для расчета потенциального выхода продуктов этой технологии используют методы стехиометрических и термодинамических расчетов химических процессов.

б

Конверсия углеводородов в синтез-газ протекает по следующему суммарному уравнению:

СтИ

При к=0 реализуется кислородная конверсия метана, при к=1 - паровая конверсия. Варьированием потоков Н2О и О2 можно добиться требуемого соотношения Н2/СО в синтез-газе.

Термодинамика конверсии углеводородов. Процесс включает следующие основные реакции:

СшН

СО + Н2О = СО2 + Н2,

02 + 2Н2 = 2Н2О.

Равновесный состав реакционной смеси, в которую входит и остаточный метан, зависит от состава исходной смеси, температуры и давления в системе.

В расчете термодинамического равновесия в качестве независимых принимаются реакции конверсии метана (2, т=1) и (3). При добавлении кислорода принимается, что он полностью реагирует с водородом по реакции (4) с образованием водяного пара. Реакции (2) конверсии углеводородов с числом атомов углерода в молекуле т>1 необратимы [8].

При известной зависимости констант равновесия реакций (2, т=1) и (3) от температуры расчет равновесного состава сводится к подбору равновесных долей СН4 и СО, вступивших, соответственно, в реакции (2, т=1) и (3) и удовлетворяющих условию

Кр2 =

Кр3 = (РС02 -Рн2)/(РсО -Рн2о),

где Кр2, Кр3 - константы равновесия реакций (2, т=1) и (3), функции температуры;

Р; - парциальные давления компонентов равновесной смеси, функции равновесных долей СН4 и СО, вступивших в реакции, и давления в системе.

Синтез Фишера-Тропша протекает по следующим стехиометрическим уравнениям: п СО +

или 2п СО +

Более практичен вариант (6), поскольку в этом случае нет потерь углерода при

образовании СО2.

Синтез Фишера-Тропша - сложный комплекс необратимых реакций, в результате которых образуется широкий спектр углеводородов от СН4 до твердых парафинов. Его основная особенность - малая селективность по индивидуальным углеводородам и сильная параметрическая чувствительность к условиям проведения реакции. Глубина превращений и состав продукта зависят только от применяемого катализатора, аппаратурного оформления и условий синтеза.

На этапе оценки потенциального выхода продуктов можно задать среднее число атомов углерода в молекуле углеводорода синтетической нефти и определить требуемое соотношение Н2/СО в синтез-газе. Например, при проведении синтеза по уравнению (1) и при п=10 Н2/СО должно иметь значение

Н2/СО =

По этому критерию подбираются условия конверсии легких углеводородов.

Совместное решение балансовых, стехиометрических и термодинамических уравнений, описывающих конверсию попутного газа и синтез Фишера-Тропша, позволяет рассчитать потенциальный выход продуктов переработки 1 кг (или 1 м3) ПНГ известного состава.

Основные результаты расчета приведены на рис. 4.

- 0,27;

Соотношение Н20/ПНГ:

-О- - 0,4; -й- - 0,6; —Ж— - 0,!

и

т

-е

е

н

«

о

и

о

е

(г

и

т

е

т

н

и

о

ч

о

X

3

М

Соотношение О2/ПНГ

Рис.4. Зависимость выхода синтетической нефти от соотношений основных потоков конверсии сухого газа

Максимальный расчетный выход синтетической нефти составляет 0,408 кг/м3 ПНГ при соотношении основных потоков стадии конверсии: О2/ПНГ = 0,6; Н2О/ПНГ = 0,6.

Результаты термодинамического расчета конверсии жирного газа (исходного ПНГ без газофракционирования) и синтеза Фишера-Тропша приведены на рис. 5. В этом случае максимальный расчетный выход синтетической нефти составляет 0,524 кг/м3 ПНГ при соотношении основных потоков стадии конверсии: О2/ПНГ = 0,7; Н2О/ПНГ = 0,9.

Соотношение потоков Н20/ПНГ процесса конверсии

0,4;

- 0,9;

- увеличение Н2О/ПНГ с 0,4 до 0,9.

Соотношение потоков О2/ПНГ процесса конверсии

Рис.5. Зависимость выхода синтетической нефти от соотношений основных потоков конверсии жирного газа

Реальный выход синтетической нефти может быть меньше расчетного на 20-30% вследствие невозможности достижения предельного выхода продуктов и низкой селективности синтеза Фишера-Тропша.

Для более наглядного представления результатов расчета приведем потенциальный (предельный) выход продуктов переработки ПНГ, сжигаемого на факелах месторождений ХМАО-Югры, допустив, что его состав одинаков.

Ресурсы ПНГ (сжигается) - 5100 млн. м3/год [1]. При его переработке может быть получено:

- легкий бензин - 0,05 кг/м3 ПНГ, всего 255 тыс. тонн/год,

- сжиженный газ - 0,26 кг/м3 ПНГ, всего 1330 тыс. тонн/год,

- сухой газ (~80% метана) - 0,865 м3/м3 ПНГ, всего 4410 млн. м3/год, который перерабатывается по технологии ОТЬ в синтетическую нефть, потенциальный выход которой - до 0,4 кг/м3 ПНГ, всего 2040 тыс. тонн/год.

При переработке ПНГ по второму варианту, без предварительного газофракционирования, потенциальный выход синтетической нефти составит до 0,524 кг/м3 ПНГ, всего 2670 тыс. тонн/год.

Утилизация ПНГ на промыслах ХМАО-Югры позволяет получить:

- при конверсии сухого газа (вариант 1) 3620 тыс. тонн продуктов в год или 1,5% от объема добытой нефти,

- при конверсии жирного газа (вариант 2) 2670 тыс. тонн синтетической нефти или 1,1% от объема добытой нефти.

Получение синтетической нефти из ПНГ в настоящее время не может экономически соперничать с добычей нефти, однако сложившийся уровень цен на углеводородное сырье позволяет надеяться на разработку эффективных технологий утилизации ПНГ.

Приведенная комплексная методика, алгоритмы и результаты расчета потенциального выхода продуктов при утилизации попутного газа могут быть использованы при выработке технико-экономических решений при проектировании технологий утилизации нефтяного попутного газа.

В заключение приведем цифры, характеризующие стехиометрию сжигания ПНГ на промыслах. Для сжигания 5,1 млн. м3 ПНГ в год требуется —19,5 тыс. тонн кислорода, при этом образуется —14,6 тыс. тонн СО2 и —10,0 тыс. тонн Н2О. Однако и существующие в настоящее время технологии утилизации ПНГ так или иначе связаны с получением дополнительного количества топлива, т.е. по сути являются «отложенным» во времени и «перенесенным» в пространстве сжиганием углеводородов и выбросом в атмосферу большого количества углекислого газа. Эта проблема является глобальной, поскольку в настоящее время около 90% добываемого углеводородного сырья используется именно в качестве топлива.

ЛИТЕРАТУРА

1. Панов В.Ф., Протасов А.А. Состояние по утилизации нефтяного газа в Ханты-Мансийском автономном округе-Югре. Основные проблемы рационального использования нефтяного газа. В кн. «Проблемы рационального использования попутного нефтяного газа в Ханты-Мансийском автономном округе-Югре». - Ханты-Мансийск: Издательский дом «ИздатНаукаСервис», 2005. С.4-22.

2. Пипа Т.С. Развитие нефтегазохимических производств по углубленной переработке углеводородного сырья в в Ханты-Мансийском автономном округе-Югре. В кн. «Проблемы рационального использования попутного нефтяного газа в Ханты-Мансийском автономном округе-Югре». - Ханты-Мансийск: Издательский дом «ИздатНаукаСервис», 2005. С.127-141.

3. Кравцов А.В., Новиков А.А., Коваль П.И. Компьютерный анализ технологических процессов. - Новосибирск: Наука, 1988. -216 с.

4. Новиков А.А., Чухарева Н.В. Физико-химические основы процессов транспорта и хранения нефти и газа: учебное пособие. - Томск: Изд-во ТПУ, 2005. - 164 с.

5. Лутошкин С.Г., Дунюшкин И.И. Сборник задач по сбору и подготовке нефти, газа и воды на промыслах. Учебное пособие для вузов. - М.: Недра, 1985. - 135 с.

6. Танатаров М.А., Кондратьев А.А., Ахметшина М.Н., Медведева М.И. Проектирование установок первичной переработки нефти. - М.: Химия, 1976. - 200 с.

7. Антипьев В.Н. Утилизация нефтяного газа. - М.: Недра, 1983. -160 с.

8. Производство технологического газа для синтеза аммиака и метанола из углеводородных газов/Под ред.А.Г.Лейбуш, - М.: Химия, 1971. -198 с.