Моделирование процесса очистки природного газа с целью оптимизации производственных показателей в условиях изменяющихся параметров исходного сырья и требований к товарной продукции

АННОТАЦИЯ

В связи с изменением требований стандарта к качеству природного газа, подаваемого потребителям, а также изменением параметров и состава природного газа на входе технологических объектов, возникает острая необходимость достижения требуемых показателей качества продукции, без масштабного изменения технологического процесса действующих газоперерабатывающих заводов. Одним из решений данной задачи, является проведение исследований и выбор оптимального соотношения и расхода абсорбентов, позволяющих довести уровень очистки природного газа от углекислого компонента на действующих производственных мощностях
АО «Узбекнефтегаз» до требований международного стандарта. Результаты расчета и сравнительного анализа показывают, что при концентрации (соотношении) 28 %-ного МДЭА и 2 %-ного ДЭА, количество углекислого компонента в товарном газе составляет ниже 1,5 % мольн., а количество сероводорода ниже 3,5 ppm, что соответствует параметрам государственного стандарта, который будет вводиться с 01.01.2022г.

ABSTRACT

In connection with the change in the standard requirements for the quality of natural gas distributing to consumers, as well as changes in the input parameters and the composition of natural gas at the inlet of technological facilities, there is a necessity to achieve the required product quality indicators without a large-scale change in the technological process of operating gas processing plants. One of the solutions of this problem is research and selection (choose) of the optimal ratio and volume of absorbents, which allows to bring the level of natural gas purification (up to standard requirements) from the carbon dioxide component at the existing production facilities of «Uzbekneftegaz» JSC. The results of the calculation and comparative analysis show that at the concentration (ratio) of 28% MDEA and 2% DEA, the amount of the carbon dioxide component in sales gas is below 1.5% mol., and the amount of hydrogen sulfide is below 3.5 ppm, which corresponds to the parameters of the national standard, which will be introduced from 01.01.2022.

Ключевые слова: газ, состав, сероводород, абсорбент, норма, переработка, качество, установка, моделирование, смесь.

Keywords: gas, composition, hydrogen sulfide, absorbent, rate, processing, quality, unit, modeling, mixture.

Введение

Сегодня нефтегазовая отрасль Узбекистана – это не только добыча ресурсов из недр земли, но и система комплексов по переработке сырья и производства продукции. Высокоразвитая индустрия интегрирует в себя целый спектр предприятий по выпуску и реализации продукции как на внутреннем, так и на внешнем рынках.

Одной из стратегических задач, поставленных перед газопереработкой, было обеспечение реконструкции действующих технологических процессов переработки углеводородного сырья, а также создание новых технологических мощностей, позволяющих обеспечить полное удовлетворение потребностей Республики собственными нефтепродуктами и доведение качества выпускаемой продукции до соответствия мировым стандартам, а также повышение экспортного потенциала страны [1].

Для обеспечения нормальной работы магистральных газопроводов и бесперебойной подачи газа потребителям вопрос кондиционности транспортируемого газа приобретает первостепенное значение.

В настоящее время в системе АО «Узбекнефтегаз» переработкой газа и газохимией занимаются Мубарекский ГПЗ, Шуртанский нефтегазодобывающее управление, Газлийское нефтегазодобывающее управление, Кандымский ГПК, Шуртанский газохимический комплекс, Устюртский газохимический комплекс.

Объекты и методы исследования

С повышением (ужесточением) требований на качество природного газа, подаваемого потребителям (на экспорт, крупным оптовым потребителям, отраслям экономики и населению), а также на глубокую его переработку, в Республике возникает острая необходимость улучшения качества выпускаемой продукции без масштабного изменения технологического процесса действующих газоперерабатывающих заводов.

Одним из объектов, требующих улучшения качества выпускаемой продукции без масштабного изменения технологического процесса является сероочистная установка (СОУ) «Учкыр», эксплуатируемая Газлийским нефтегазодобывающим управлением АО «Узбекнефтегаз».

В настоящее время на СОУ «Учкыр» функционирует 6 ниток аминовой очистки, проектная мощность переработки газа которых составляет
6,0 млрд. м³/год [2].

Очистка в технологических нитках СОУ достигается химической абсорбцией H₂S и CO₂ в аппарате колонного типа 30 %-ным водным раствором метилдиэтаноламина (МДЭА), обеспечивающим проведение селективной абсорбции сероводорода в присутствии двуокиси углерода. В результате сероводород из сырьевого газа практически извлекается полностью, а двуокись углерода - частично [3].

Для переработки газа Газлийской группой месторождений используется одноступенчатая схема его очистки от сероводорода и двуокиси углерода (Рисунок 1).

Рисунок 1. Принципиальная технологическая схема сероочистной установки «Учкыр»

Учитывая, что в качестве объекта исследования была выбрана сероочитная установка (СОУ) «Учкыр», которая была запроектирована на прием исходного сырья с содержанием в нем кислых компонентов 3,46 % мольн. (в т.ч. H₂S – 1,27 % и CO₂ – 2,19 %) с выпуском товарного газа, обеспечивающего требования O’z DSt 948:2016, где количество углекислого газа регламентировано до 2,5 % мольн.

В соответствии с программой гармонизации национальных стандартов с международными требованиями, в п.4.1 O’z DSt 948:2016, введенном в действие с 01.01.2017 года, было внесено изменение №1, где требование по содержанию углекислого компонента в 1 м³ природного газа установлено не более 1,5 % мольн. (действительно с 01.01.2022 г.).

В настоящее время, в связи с вводом в эксплуатацию новых месторождений и подачей природного газа на Газлийский ГПЗ для очистки, общее содержание кислых компонентов изменилось в сторону увеличения и составляет 3,59 % мольн. (в т.ч. H₂S – 0,86% и CO₂ – 2,73 %), а среднее количество углекислого газа в составе очищенного (товарного) газа составляет 1,62 % мольн.

Учитывая имеющиеся ограничения по производительности оборудований действующих ниток СОУ «Учкыр», решение вопроса по снижению концентрации углекислого компонента в составе товарного газа ниже 1,5 % мольн., с использованием 30 %-ного водного раствор МДЭА является более капиталозатраным за счет увеличения операционных затрат на циркуляцию дополнительного объема раствора.

Результаты исследований

Научная работа посвящена решению данной задачи в вопросах подбора типа сорбента и оптимальных параметров процесса, что позволит сэкономить капитальные и операционные затраты предприятия при качественной очистке природного газа от кислых компонентов (Н₂S и СО₂).

Одним из решений данной задачиявляется использование различных химических сорбентов (смесь), позволяющих довести уровень очистки природного газа от углекислого компонента на действующих производственных мощностях АО «Узбекнефтегаз» до требований международного стандарта.

На базе специального программного продукта Aspen Hysys с использованием математического моделирования были проведены расчетные исследования, посвященные выбору оптимального соотношения метилдиэтаноламина (МДЭА) – селективно поглощающий сероводород и диэтаноламина (ДЭА) – селективно поглощающий углекислый компонент из состава природного газа.

Произведен расчет по 4 сценариям (имеющих по 21 исследованию вкаждом), отличающихся давлением абсорбции и использованием типов амина:

• Сценарий – 1а – предусматривающий очистку природного газа с помощью 30 %-ого водного раствора метилдиэтаноламина (МДЭА) при давлении абсорбции 30,0 атм. (фактические условия);
• Сценарий – 1б – предусматривающий очистку природного газа с помощью 30 %-ого водного раствора метилдиэтаноламина (МДЭА) при давлении абсорбции 55,0 атм. (проектные условия);
• Сценарий – 2а – предусматривающий очистку природного газа с помощью смеси 28 %-ого водного раствора метилдиэтаноламина (МДЭА) и 2 % диэтаноламина (ДЭА) при давлении абсорбции 30,0 атм. (фактические условия);
• Сценарий – 2б – предусматривающий очистку природного газа с помощью смеси 28 %-ого водного раствора метилдиэтаноламина (МДЭА) и 2 % диэтаноламина (ДЭА) при давлении абсорбции 55,0 атм. (проектные условия).

При выполнении расчетных исследований были приняты следующие исходные параметры для всех сценариев:

Объем поступающего газа - 185,1 тыс м³/ч (1,48 млрд. м³/год);

Содержание сероводорода (H₂S) в составе исходного сырья - 0,86 %;

Содержание углекислого газа (CO₂) в составе исходного сырья - 2,73 %.

Сценарий – 1а

С целью определения технологических параметров процесса сероочистки составлена модель на базе специального программного продукта Aspen Hysys (сценарий – 1а), учитывающая фактические показатели производственного процесса. Результаты расчета показывают, что при циркуляции 195-200 м³/час (максимальная производительность насосов СОУ) 30 %-ого водного раствора метилдиэтаноламина (МДЭА), достигается качество товарной продукции содержанием сероводорода до 1,15 ppm и углекислого газа 1,62-1,65 %.

Сценарий – 1б

Учитывая перспективное развитие эксплуатации месторождений Газлийского региона, принимая во внимание наличие установки дожимной компрессорной станции (ДКС) на входе СОУ «Учкыр» и увеличение рабочего давления на входе в абсорбер до 55,0 атм. (сценарий – 1б), произведено дополнительное исследование (расчет) при вышеперечисленных параметрах природного газа. Результаты расчета показывают, что при циркуляции 155-160 м³/час 30 %-ого водного раствора метилдиэтаноламина (МДЭА), достигается качество товарной продукции содержанием сероводорода до 0,84 ppm и углекислого газа 1,41-1,47 %.

Результаты исследования по определению количества кислых компонентов в составе очищенного газа - при концентрации МДЭА 30 % (Р=30 атм. и Р=55 атм.) представлены в сравнительной таблице 1.

Таблица 1

Результаты исследования по определению количества кислых компонентов в составе очищенного газа - при концентрации МДЭА 30 % (Р=30 атм. и Р=55 атм.)

Сценарий – 2а

С целью оптимизации операционных затрат, а также улучшения качества очистки природного газа, смоделирован процесс сероочистки с помощью смесей водного раствора 28 %-ного МДЭА и 2 %-ного ДЭА. Результаты расчета показывают, что при циркуляции 175-180 м³/час, при рабочем давлении 30 атм., достигается качество товарной продукции содержанием сероводорода до 2,65 ppm и углекислого газа 1,43-1,50 %.

Сценарий – 2б

Учитывая перспективное развитие эксплуатации месторождений Газлийского региона, принимая во внимание наличие установки дожимной компрессорной станции (ДКС) на входе СОУ «Учкыр» и увеличение рабочего давления на входе в абсорбер до 55,0 атм., произведено дополнительное исследование (расчет) при вышеперечисленных параметрах природного газа. Результаты расчета показывают, что при циркуляции 145-150 м³/час смесей водного раствора 28 %-ного МДЭА и 2 %-ного ДЭА, достигается качество товарной продукции содержанием сероводорода до 2,48 ppm и углекислого газа 1,37-1,44 %.

Результаты исследования по определению количества кислых компонентов в составе очищенного газа – при концентрации МДЭА 28 % и ДЭА 2 % (Р=30 атм. и Р=55 атм.) представлены в сравнительной таблице 2.

Таблица 2.

Результаты исследования по определению количества кислых компонентов в составе очищенного газа – при концентрации МДЭА 28 % и ДЭА 2 % (Р=30 атм. и Р=55 атм.)

Выводы

Результаты расчета и сравнительного анализа показывают, что при концентрации (соотношении) 28 %-ного МДЭА и 2 %-ного ДЭА, количество углекислого компонента составляет ниже 1,5 % мольн., а количество сероводорода ниже 3,5 ppm, что соответствует параметрам государственного стандарта, который будет вводиться с 01.01.2022г.

Количество циркуляционной смеси раствора снизится на 6-7 %, что в конечном итоге приведет к уменьшению операционных затрат, направляемых на очистку природного газа в настоящее время и снижению себестоимости выпускаемой продукции

При условии внедрения научной работы в производство можно получить экономическую эффективность за счет снижения эксплуатационных расходов на производство пара, электрической энергии и питьевой воды.

Список литературы:

1. Нурмухамедов Х.С., Темиров О.Ш., Туробжонов С.М., Юсупбеков Н.Р., Зокиров С.Г., таджиходжаев З.А. Технология переработки природного газа, процессы и аппараты: Учебное пособие для ВУЗ / под ред. академика АН РУз Н.Р. Юсупбекова – 2016 – 856 с
2. Отчет о НИР «Программа развития нефтегазовой отрасли до 2045 года», AO «O’ZLITINEFTGAZ» 2020 год.
3. «Постоянный технологический регламент на эксплуатацию сероочистной установки «Учкыр»», Газлийское НГДУ, 2019 год.