Slide 1

«ОСУШКА И ВОВЛЕЧЕНИЕ В
ПЕРЕРАБОТКУ УГЛЕВОДОРОДНОГО
КОМПРЕССАТА»

Докладчик: Шеин А.О.
г. Геленджик, сентябрь 2012 г.


Slide 2

СОДЕРЖАНИЕ
ПОСЛЕДСТВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ КОМПРЕССАТА В
ПРОЦЕССЕ ГАЗОПЕРЕРАБОТКИ, ПРИ ОТСУТСТВИИ ЕГО
ОСУШКИ ……………………………..……………...........................

3

ВОЗМОЖНЫЕ СПОСОБЫ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМЫ ………….

4

СПОСОБЫ ОСУШКИ .................................................................

5

БЛОК-СХЕМА ГПЗ С ГЛУБОКИМ ИЗВЛЕЧЕНИЕМ ЦЕЛЕВЫХ
УГЛЕВОДОРОДОВ …………………………………………………..

6

АДСОРБЦИОННАЯ ОСУШКА КОМПРЕССАТА ………………..

7

НОВЫЕ СПОСОБЫ ОСУШКИ КОМПРЕССАТА .......................

8

ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ
НОВЫХ СПОСОБОВ ОСУШКИ КОМПРЕССАТА ………………

9

 РЕЗУЛЬТАТ СНИЖЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ОХЛАЖДЕНИЯ
ГАЗА, ОСУШКИ КОМПРЕССАТА И ВОВЛЕЧЕНИЯ ЕГО В
ПЕРЕРАБОТКУ (ДЛЯ РАССМАТРИВАЕМОГО ПРИМЕРА) …...

11

ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ СПОСОБОВ ОСУШКИ И
ВОВЛЕЧЕНИЯ В ПЕРЕРАБОТКУ КОМПРЕССАТА …............

12

РЕЗЮМЕ ……………………………………………………………..

13

2


Slide 3

ПОСЛЕДСТВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ КОМПРЕССАТА В ПРОЦЕССЕ
ГАЗОПЕРЕРАБОТКИ ПРИ ОТСУТСТВИИ ЕГО ОСУШКИ
Процесс

Подходы

Негативные
факторы

Проблемы

На объектах подготовки и переработки газа при компримировании влажного
нефтяного газа часто образуется углеводородный компрессат

Использование
неосушенного
компрессата на установках
НТК и НТС

Смешение с ШФЛУ не
осушенного и не
деэтанизированного
компрессата

Возможность образования
гидратов

Ухудшение качества ШФЛУ

Угроза закупоривания
теплообменников и
трубопроводов

Несоответствие готовой
продукции требованиям ТУ

Повышенное потребление
ингибитора
гидратообразования

Аварийные
остановки

Неиспользование
компрессата для
выработки ШФЛУ

Потеря целевых
углеводородов

Снижение выработки ШФЛУ

Снижение
прибыли

3


Slide 4

ВОЗМОЖНЫЕ СПОСОБЫ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМЫ
Способы решения проблемы образования неосушенного компрессата на ГПЗ

Не рекомендуется, но используется
Подходы

Повышение температуры
охлаждения
скомпримированного газа

Допустим при небольшом расходе
компрессата

Разгазирование компрессата на КС
нефтяного газа

Рекомендуется

Осушка
углеводородного
компрессата

Следствия

Предотвращение
образования
углеводородного
компрессата

Предотвращение
потерь целевых
углеводородов
Результаты

Повышение
температуры
газа на входе в
установки
НТК/НТС

Увеличение
нагрузки на
ПХУ

Увеличение
расхода газа
на входе в
КС

Увеличение
нагрузки на
компрессора
НГ

Повышение
удельных
эксплуатационных
затрат

Снижение
переработки ПНГ

Деэтанизация
компрессата

Снижение
выработки
продукции

Реализация
неиспарившейся части
компрессата

Недополучение
прибыли
Проблемы

Вовлечение
компрессата в
переработку

Предотвращение потерь
целевых
углеводородов
без
значительных
эксплуатационных затрат
4


Slide 5

СПОСОБЫ ОСУШКИ

Способы осушки компрессата

Традиционные
способы

Охлаждение
компрессата вместе с
газом на установке
низкотемпературной
переработки при
ингибировании
гидратообразования

Адсорбционна
я осушка
компрессата

Новые
способы
Осушка
совмещенная с
деэтанизацией

Дополнительное
оборудование

Установка дополнительного
блока осушки компрессата

Ограничения

Допустимо
использование
только при
охлаждении газа
до температуры
не ниже -30 С

Допустимо
использование
только при
невысоком
содержании
тяжелых
углеводородов в
конденсате

Использование
осушенного газа

Результат

Увеличение
выработки
ШФЛУ

Уменьшение
потребления
электроэнергии на ПХУ

Экономический эффект –
снижение эксплуатационных
затрат и увеличение
выработки ШФЛУ

5


Slide 6

БЛОК-СХЕМА ГПЗ С ГЛУБОКИМ ИЗВЛЕЧЕНИЕМ
ЦЕЛЕВЫХ УГЛЕВОДОРОДОВ
Блок-схема ГПЗ
Снижение
температуры газа
уменьшает нагрузку
на ПХУ и
влагосодержание
газа

ПХУ

Хладагент
ПНГ

КС ПНГ

Газ

Установка
адсорбционной
осушки газа

Осушенный газ

Вода

Установка
НТК

СОГ

ШФЛУ
new

Компрессат

Блок осушки
компрессата

Осушенный
компрессат

Вовлечение компрессата в
переработку увеличивает
выработку ШФЛУ и снижает
расход газа рециркуляции на КС

* На блок-схеме показаны только основные потоки

6


Slide 7

АДСОРБЦИОННАЯ ОСУШКА КОМПРЕССАТА
(ПРИМЕР ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ И РЕЖИМА)
234 С
0,70 т/ч
723 ст.м3/ч

Газ регенерации с установки
осушки газа

Осушенный компрессат
в деэтанизатор
40 С
5,3 МПа
10,40 т/ч
4 ppm воды

Газ вытеснения компрессата или газ
охлаждения с установки осушки газа

Ф-102

К-101/2

К-101/1

Компрессат на
осушку

Отработанный газ охлаждения
на установку осушки газа

40 С
5,3 МПа
10,40 т/ч




Преимущества
традиционная схема
работа в широком диапазоне расхода компрессата

Отработанный газ регенерации
на установку осушки газа
Недостатки
 снижение динамической емкости адсорбента со
временем

-

7


Slide 8

НОВЫЕ СПОСОБЫ ОСУШКИ КОМПРЕССАТА

Осушка
углеводородного
компрессата с
использованием
осушенного газа

Осушка компрессата
совмещенная с его
деэтанизацией

•В результате контакта в колонне
осушенного газа и влажного
компрессата происходит переход воды
из углеводородного компрессата в газ.

•При деэтанизации влажного
компрессата вода удаляется из него
вместе с легкими углеводородами.

В обоих случаях
осушка компрессата
происходит за счет
того, что
содержание влаги в
газе значительно
больше, чем в
углеводородной
жидкости при
фазовом
равновесии

8


Slide 9

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ОСУШКИ
КОМПРЕССАТА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ОСУШЕННОГО ГАЗА
(ПРИМЕР ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ И РЕЖИМА)
Газ на КС или на адсорбционную
осушку в сепаратор перед
газодувкой
Компрессат
на осушку

40 С
Воды:
5,0 МПа
3,28 кг/ч
3,01 т/ч
1090 ppm
3325 ст.м3/ч

Воды:
40 С
5,3 МПа 3,32 кг/ч
10,40 т/ч 319 ppm

Преимущества


возможность
работы с
"тяжелым"
компрессатом



низкий САРЕХ

К-1

Возможна более
глубокая осушка
компрессата
40 С
5,1 МПа
10,32 т/ч

Воды:
0,04 кг/ч
4 ppm

Осушенный компрессат в Н-1
деэтанизатор

Недостатки


рецикловый
поток влажного
газа (1-2 % от
нефтяного
газа)

Осушенный газ
40 С
5,2 МПа
2,93 т/ч
3243
ст.м3/ч

Воды:
Менее 1 ppm
9


Slide 10

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ОСУШКИ
КОМПРЕССАТА СОВМЕЩЕННАЯ С ЕГО ДЕЭТАНИЗАЦИЕЙ
(ПРИМЕР ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ И РЕЖИМА)
Теплоноситель
Компрессат из
трехфазного
сепаратора на
Т-1
осушку
29 С
Воды:
3,32 кг/ч
319 ppm

40 С
5,3 МПа
10,40 т/ч

Газ на КС
Воды:
30 С
1,4 МПа 3,28 кг/ч
1,56 т/ч 2103 ppm
1476 ст.м3/ч
Преимущества

К-1
Для предотвращения
гидратообразования (при
необходимости, в представленном
примере не используется)
Возможна более глубокая
осушка компрессата
Осушенный компрессат на
смешение с ШФЛУ перед АВО
8,84 т/ч

Воды:
0,04 кг/ч
4 ppm

106 С
1,43 МПа



возможность работы с 
"тяжелым"
компрессатом



возможность
использования
низкопотенциального
тепла
скомпримированных
газов



деэтанизация
компрессата

Т-2

Недостатки
рецикловый
поток влажного
газа (1-2 % от
нефтяного газа)

Теплоноситель

Н-1
10


Slide 11

РЕЗУЛЬТАТ СНИЖЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ОХЛАЖДЕНИЯ ГАЗА,
ОСУШКИ КОМПРЕССАТА И ВОВЛЕЧЕНИЯ ЕГО В ПЕРЕРАБОТКУ
(ДЛЯ РАССМАТРИВАЕМОГО ПРИМЕРА)

Показатель

Значение

Примечание

Снижение потребления электроэнергии
компрессорами ПХУ

15 – 17 %

В результате снижения
температуры
скомпримированного газа с
50 до 40 С

Снижение потребления электроэнергии
компрессорами КС

2%

В результате отказа от
разгазирования компрессата
на КС

Увеличение выработки ШФЛУ

2%

Зависит от "жирности" газа и
извлечения целевых
углеводородов. Пример при
содержании 300 г/ст.м3
углеводородов С3+выше.

Уменьшение количества воды в газе,
поступающем на осушку

40 %

В результате снижения
температуры
скомпримированного газа с
50 до 40 С

11


Slide 12

ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛЕИ СПОСОБОВ ОСУШКИ И
ВОВЛЕЧЕНИЯ В ПЕРЕРАБОТКУ КОМПРЕССАТА
Показатель

Адсорбционная
осушка

Производительность по
сырью (ПНГ),
млрд. ст.м3/год

Осушка с
использованием
осушенного газа

Осушка
совмещенная с
деэтанизацией

2,28

Увеличение выработки
ШФЛУ, тыс. т/год

8,15

8,19

8,86

Снижение потребления
электроэнергии, тыс.
МВтч/год
(ориентировочно)

11,46

11,30

9,76

8,2

1,8

5,3

714,8

722,3

739,5

2,3

2,2

2,3

Широкий диапазон
расхода
компрессата

"Тяжелый"
компрессат, низкий
САРЕХ

"Тяжелый"
компрессат,
деэтанизация
компрессата

Стоимость оборудования,
млн. руб. (ориентировочно)
NPV за 20 лет, млн. руб.
DPP, лет
Область применения и
преимущества

12


Slide 13

РЕЗЮМЕ


Вовлечение в переработку компрессата позволяет увеличить прибыль за счет увеличения
выработки ШФЛУ и снижения потребления электроэнергии на ПХУ;



Проведение процесса осушки компрессата не требует больших капитальных и
эксплуатационных затрат;

ОАО "НИПИГАЗПЕРЕРАБОТКА" ПРЕДЛАГАЕТ


Экспертную помощь по выбору варианта осушки компрессата в том числе с
использованием собственных запатентованных разработок;



Проектирование блока осушки компрессата по выбранному варианту;



Комплектно-блочную поставку оборудования блока осушки компрессата;



Помощь в пуско-наладке блока осушки компрессата.

13


Slide 14

БЛАГОДАРЮ ЗА ВНИМАНИЕ!

Шеин Андрей Олегович
Старший научный сотрудник
Лаборатория №1
ОАО "НИПИгазпереработка"
Тел +7(861) 238 60 60 доб. 61-34
e-mail: [email protected]

Литвиненко Александр Викторович
Зав. лабораторией
Лаборатория №1
ОАО "НИПИгазпереработка"
Тел +7(861) 238 60 60 доб. 61-23
e-mail: [email protected]

Лобанова Ольга Юрьевна
Инженер
Лаборатория №1
ОАО "НИПИгазпереработка"
Тел +7(861) 238 60 60 доб. 30-29
e-mail: [email protected]

© ОАО «НИПИгазпереработка», 2012
14