1. 82 №12 декабрь • 2009
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗОВ
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т Е Х Н О Л О Г И И
ПРОЦЕССЫ ПЕРЕРАБОТКИ ГАЗОВ
СХЕМА SHELL ЭКСТРАКЦИИ
В АБСОРБЕРЕ (SHAE)
Применение. Современная турбоиспари-
тельнаятехнологическаясхемасэффективным
и ускоренным разделением для оптимальной
экстракциисжиженногонефтяногогаза(СНГ)
изприродногогаза.Схемаможетбытьинтегри-
рованасобъектамисжиженногогаза(СПГ)для
увеличения отбора продуктов сжижения газа
(NGS) и может принимать высокие концентра-
ции СО2 в сырьевом газе.
Описание.Очищенноеотсерыиобезвожен-
ное природное газообразное сырье, содержа-
щее более тяжелый углеводород, а также СО2,
предварительно охлаждают холодным тощим
газом из абсорбера NGS и потоком жидкого С2
из деэтанизатора в теплообменнике системы,
представленнойнасхеме.Можетбытьдобавлена
факультативнаяпромежуточнаяступеньохлаж-
дения хладагентом пропаном для охлаждения
сырьевого газа в пропановом котле, который интегри-
рованвконтурохлажденияпропаномобъектовSNG.В
результате охлаждения сырьевого газа тяжелые угле-
водородныекомпонентывыделяютсяввидежидкости,
чтоприводитквыходусмешаннойфазыизпропанового
котла. Конденсированная жидкость отделяется от газа
в предусмотренном сепараторе. Газ из сепаратора на-
правляют во второй проход теплообменника системы
представленнойнарис.длядополнительногопредвари-
тельного охлаждения потоками холодного тощего газа
и жидкого продукта С2. Смешанная фаза из сырьевого
теплообменника разделяется в сепараторе высокого
давления (high pressure – НР). Отделенный газ ади-
абатически расширяется в испарителе, и смешанная
фаза подается в колонну абсорбера NGL. Жидкость из
сепаратораНРдросселируетчерезклапанипоступаетв
нижнюючастьколонныабсорбераNGL.Легкийгаз,ге-
нерированныйврезультатедросселирования,движется
противотокомотносительножидкостиNGL,слившейся
прирасширительномохлаждении.Ввидуотносительно
горячегорежимаработыабсорбераNGLзначительная
концентрация СО2 может быть выдержана перед вы-
мораживанием.Кубоваяжидкостьабсорбераподается
насосом в деэтанизатор. Кубовая жидкость абсорбера
обеспечиваетработоспособностьконденсатораверхнего
погонаколонныдеэтанизатора.Альтернативнокубовый
продукт абсорбера может быть охлажден холодным
тощим газом. В зависимости от фракции тяжелых уг-
леводородов в сырьевом газе оба варианта могут быть
оптимизированы в процессе работы для оптимизации
отбора.
ДеэтанизаторотделяеткомпонентыС2 отNGLsC3+.
Кубовыйребойлердеэтанизаторавыпариваеткомпонен-
ты С2 из NGLs С3+ для регулирования спецификации
на кубовый продукт. Жидкость, конденсированная в
конденсаторе верхнего погона, поступает обратно на
верхнюю тарелку деэтанизатора для предотвращения
утечки компонентов С3+ в газовую фазу.
Неконденсированныепарыизколлектораверхнего
продуктадеэтанизатораохлаждаютичастичноконден-
сируют потоком холодного тощего газа из абсорбера
для обеспечения орошения NGL-абсорбера.
Тощий газ, покидающий систему теплообменника
сырьевого газ, рекомпримируют в компрессоре пов-
торного сжатия турбо-испарителя. В зависимости от
требуемого далее давления может быть добавлена до-
полнительная ступень сжатия.
Рабочие условия. Схема SHAE извлечения NGL на-
иболее предпочтительна в применении к сырьевому
газу, имеющему следующие параметры:
•давление на входе в пределах от 40 до 90 атм;
•температуру на входе от 20 до 50 °С;
•значительнуюконцентрациюболеетяжелогоугле-
водорода при высоких требованиях к отбору;
•очень низкую высшую теплотворность LNG.
Отбор пропана более 99 %, тогда как отбор этана
превышает 85 %.
Преимущества
•Надежнаясхема,котораябудетиметьпревосходные
эксплуатационныехарактеристикивширокомспектре
состава сырьевого газа.
• Технологический расчет интегрирован с последу-
ющими установками LNG.
•Предварительная очистка не требует глубокой об-
работки ввиду выносливости к СО2.
•Интеграция как внутри схемы, так и факультатив-
наявнешняяинтеграциясосхемойLNG,обеспечивает
энергетически эффективную схему при сохранении
превосходного отбора С2 и С3+. Энергетическая эф-
фективность повышает экономичность схемы.
•Применениевнутреннихустройств,запатентован-
ных Shell, сокращает размер оборудования, улучшая
экономические показатели схемы.
Установки. Фаза FEED (front-end engineering
design).
Ссылки. US Patent No. WO2007116050.
Лицензиар. Shell Global Solutions International B.V.
Холодный тощий газ
Абсорбер
Сепаратор НР
Турбо-
испари-
тель
Теплообменник
Очищенный
от серы и
обезвоженный
природный газ
Продукт
С2
РебойлерФакульта-
тивный
теплообменник
холодным
тощим газом
Поток
продукта С3+
Приемник
орошающей
фракции
Факультативная
интеграция
с горячим тощим
газом или
сырьевым газом
Колонная
деэтанизатора
Конденсатор верхнего
продукта абсорбера
Факультативныйкомпрессор
холодноготощегогаза
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

2. 83№12 • декабрь 2009
HYDROCARBON PROCESSING: ПЕРЕРАБОТКА ГАЗОВ
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т Е Х Н О Л О Г И И
GASEL
Применение. Процесс превращения газа в жид-
кость (GTL).
Описание. Превращение синтез-газа в длинные
парафиновые цепи в реакторе барботажной колонны
с кипящим слоем катализатора (SBCR) в соответствии
с реакцией Фишера-Тропша (FT):
n(CO + 2H2) (–CH2–)n + nH2O
(n в пределах от 1 до более 90) и облагораживание про-
дукта FT с использованием гидрокрекинга и гидрои-
зомеризации для селективного получения дизельного
топлива и нафты.
Синтез Фишера-Тропша. В SBCR присутствуют три
фазы:синтез-газконтактируетствердымкатализатором
FT(наосновекобальтанаокисноалюминиевомносителе)
дляполученияжидкихуглеводородовсдлиннойцепью,
которые извлекают в системах разделения жидкость/
твердое вещество и газ/жидкость. Катализатор FT воз-
вращается в реактор.
Этатехнологияимеетсущественныепреимущества:
идеальный отвод тепла, мелкий гранулометрический
составкатализатора(никакихограничений,связанныхс
диффузией),возможностьподпитки/удалениякатализа-
торавпроцессеработыиширокийдиапазонмощности
на реактор (вплоть до 15 000 брл/сут по сырью).
ОблагораживаниепродуктаFT.Послеподготовитель-
ной ступени, включающей стабилизацию и гидроочистку
легких олефинов, свежий жидкий продукт подвергается
гидрокрекингу(мягкиеусловия)иизомеризациисисполь-
зованиемспециальнопредназначенногокатализатора,обес-
печивающегоопределенныевыходыисвойствапродуктов.
Затем полностью конвертируемый продукт разделяют на
нафту(приблизительно30%)идизельноетопливо–70%.
Дизельное топливо FT – это сверхчистое топливо (ни-
какой серы или ароматики) с очень высоким цетановым
числом(>70)иоченьхорошейхладотекучестьювнизкотем-
пературныхусловиях(CFPPпри–20°С).Второстепенный
продукт, парафинистая нафта высокой чистоты, является
идеальнымсырьемдлянефтехимическогопроизводства.
Обычно,однорядныйFTGaselпроизводит15000брл/сут
нафты+дизельноетопливо,превращая500 000 нм3
/час
Н2 +СО.Чтокасаетсяобщейэффективностикомплекса
GTL(включаяустановкуреформингаприродногогаза),
то типичные эффективности по углероду находятся в
пределах от 70 до 75 % и половина СО2, выделенного на
месте, легко рекуперируется для повторного введения/
секвестирования.
Лицензиар. Axens (совместно разработанная тех-
нология и совместная собственность Eni S.p.A и I.F.P).
Катализаторы изготовлены и гарантированы Axens.
MEROX
Применение. Экстракция меркаптанов из газов,
LPG, более легких фракций и бензинов или очистка
бензина и более тяжелых базовых компонентов на мес-
те конверсией меркаптанов в дисульфиды.
Продукты. По существу не содержат меркаптановой
серы, т.е. меньше 5 млн–1
мас., и соответственно пони-
женное содержание общей серы при обработке методом
экстракцииMerox.
Описание. Установка спроектирована в несколь-
ких технологических конфигурациях в зависимости от
типа сырья и целей обработки. Все характеризуются
низкими капитальными и эксплуатационными затра-
тами, легкость в эксплуатации и минимальным внима-
нием операторов.
Экстракция. Газы, LPG и легкая нафта экстрагируют-
ся в противотоке (1) с щелочью, содержащей катализа-
тор Merox. Меркаптаны в насыщенной щелочи окисля-
ются (2) воздухом в дисульфиды, которые декантируют
(3) до возвращения регенерированной щелочи.
Очистка от активной серы. Minalk является в настоя-
щее время наиболее распространенной схемой очистки
бензина и конденсата Merox. Конверсия меркаптанов
в дисульфиды осуществляется со стационарным слоем
катализатора Merox, при использовании воздуха и при
непрерывном введении только минимальных количеств
щелочи. Очищенный бензин из реактора содержит ме-
нее 1 млн–1
натрия. Новая добавка, реагент Merox Plus,
может быть использована для значительного продления
срока службы катализатора.
Тяжелый бензин, конденсат и керосин/реактивное
топливо могут быть очищены от сернистых соединений
на установке со стационарным слоем катализатора, ко-
торая очень похожа на Minalk за исключением периоди-
ческой рециркуляции большего количества более кон-
центрированной щелочи над слоем катализатора.
Установки. Мощность построенных установок или
находящихся в стадии строительства превышает 13 млн
брл/сут. Более 1600 установок были введены в эксплуа-
тацию с мощностью от 40 до 140 000 брл/сут.
Лицензиар. UOP LLC, a Honeywell Company.
Перевела Н. Иванова
Синтез-
газ
Катализатор
Реактор
гидроизомеризации
Разделение
продуктов
Нафта
Сырье,
не содержащее
H2S
Насыщенная
щелочь Merox
Экстрагированный
продукт
Воздух
Дисульфид
Избыточный воздух
Введение
катализатора
Раствор щелочи
Merox
Рециркуляция остатка
Дизельное
топливо
Разделение
газ/жидкость +
рециркуляция Н2
Свежие
(нециркуля-
ционные)
продукты FT
Реактор
FT (SBC)
Подготовка
сырья для
облагора-
живания
Регулирование
температуры
Разделение
жидкость/
твердое
вещество
Разделение
газ/жидкость
Рецикловый газ на установку
реформинга
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

3. 84 №12 декабрь • 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т Е Х Н О Л О Г И И
HYDROCARBON PROCESSING: ПРОЦЕССЫ
Выбор лучшего аммиака/растворителя для очистки
газов – не простая задача. Существует множество ами-
нов, пригодных для удаления таких загрязнителей, как
CO2 , H2S и органические соединения серы, из потоков
высокосернистого газа. Среди аминов наиболее широкое
использование получили моноэтаноламины (MEA), диэта-
ноламины (DEA) и метилдиэтаноламин (MDEA). Другие
амины включают дигликольамин® (DGA), диизопропано-
ламин (DIPA) и триэтаноламин (TEA). Смеси аминов так-
же могут быть использованы для удовлетворения особых
требований заказчика или оптимизации рекуперации
кислых газов. Температура, давление, состав высокосер-
нистого газа – все это должно быть учтено при выборе
самого подходящего амина для данного применения.
ПЕРВИЧНЫЕ АМИНЫ
Первичный амин MEA удаляет как CO2, так и H2S, из
высокосернистого газа и эффективен при низком давле-
нии. В зависимости от условий MEA может удалять H2S до
уровняниже4млн-1
(об)приодновременномудаленииCO2
до уровня ниже 100 млн-1
(об). Системам MEA обычно необ-
ходим регенератор для удаления продуктов разложения из
циркуляции.Типичнаяконцентрациярастворанаходитсяв
пределах от 10 до 20 мас.% с максимально высокой нагруз-
кой0,35молякислогогаза/мольMEA.DGA®–другойпер-
вичный амин, который удаляет CO2 , H2S, COS и меркан-
таны. Типичные концентрации раствора 50–60 мас.%, что
приводит к снижению скоростей циркуляции и меньшему
энергопотреблению, необходимому для отпарки водяным
паром, по сравнению с MEA. DGA также необходима реге-
нерациядляудаленияпродуктовразложения.
ВТОРИЧНЫЕ АМИНЫ
Вторичный амин DEA удаляет как CO2, так и H2S,
но обычно требует более высокого давления, чем MEA
для достижения спецификаций на отходящие газы.
Поскольку DEA более слабый амин, чем MEA, он требует
меньше энергии для отпарки водяным паром. Типичная
концентрация раствора в пределах от 25 до 35 мас.% с
максимально высокой нагрузкой 0,35 моль/моль. DIPA
– это вторичный амин, проявляющий некоторую селек-
тивность в отношении H2S, хотя и не настолько выра-
женную, как третичные амины. DIPA также удаляет COS.
Растворы оказывают слабое коррозирующее действие и
требуют относительно низких энергетических затрат для
регенерации. Наиболее распространенное применение
DIPA находит в процессах ADIP® и SULFINOL®.
ТРЕТИЧНЫЕ АМИНЫ
Третичный амин, такой как MDEA, часто использу-
ется для селективного удаления H2S, особенно в случаях
с высоким отношением CO2, к H2S в высокосернистом
газе. Одно преимущество селективной абсорбции H2S ка-
сается сырья для процесса Клауса с высоким содержани-
ем H2S. MDEA может удалять H2S до уровня 4 млн–1
при
одновременном сохранении CO2 на уровне 2 %, или ниже,
в очищенном газе при использовании относительно не-
ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО
РАСТВОРИТЕЛЯ ДЛЯ ОЧИСТКИ ГАЗОВ
большого количества энергии для регенерации в срав-
нении с DEA. Более высокий массовый процент амина
и меньшее количество абсорбированного CO2 влекут за
собой также снижение скорости циркуляции. Типичные
концентрации раствора 40–50 мас.% с максимально вы-
сокой нагрузкой 0,55 моль/моль. Поскольку MDEA не
склонен к разложению, коррозия низкая и регенератор
не требуется. Рабочее давление может находиться в пре-
делах от атмосферного, типичного для установок очистки
отходящих газов, до более 1000 атм.
СМЕШАННЫЕ РАСТВОРИТЕЛИ
В некоторых ситуациях растворитель может быть из-
готовлен в соответствии с требованиями заказчика для
оптимизации процесса очистки от серы. Например, вве-
дение первичного или вторичного амина в MDEA может
увеличить скорость поглощения CO2, не нанося ущерба
достоинствам MDEA. Другое, менее заметное применение,
– введение MDEA в существующую установку DEA для
увеличения фактического мас.% амина для поглощения
большего количества кислого газа без повышения скоро-
сти циркуляции или нагрузки на ребойлер. На многих ус-
тановках используют смесь амина с физическими раство-
рителями. SULFINOL® – лицензированный продукт Shell
Oil Productions, сочетающий амин с физическим раство-
рителем. Преимущества этого растворителя: увеличение
захвата меркантанов, снижение энергетических затрат на
регенерациюиселективностькH2S.
ВЫБОР ЛУЧШЕЙ АЛЬТЕРНАТИВЫ
Ввиду широкого разнообразия вариантов очистки газа
необходимоиспользоватьимитационнуюмодельпроцесса,
которая может точно предсказать результаты очистки при
проведении опытов по определению лучшего варианта.
ProMax® был испытан для точного предсказания резуль-
татов для множества технологических схем. Кроме того,
ProMax может использовать «сценарный инструмент»
(scenario tool) при проведении исследований выполнимос-
ти. Сценарный инструмент может быть использован для
систематического изменения выбранных параметров в по-
пытках определить оптимальные рабочие условия и подхо-
дящий растворитель. Эти исследования могут определить
максимальную нагрузку, режим ребойлера, содержание
кислых газов в нейтральном газе, потери амина, необхо-
димую скорость циркуляции, тип амина или физический
растворитель, массовый процент амина и другие парамет-
ры. ProMax может моделировать фактически любой про-
цесс или конфигурацию, включая многосекционные ко-
лонны, обработку жидких углеводородов и процессы рас-
щепления. Кроме того ProMax может точно моделировать
применение щелочной очистки, а также очистку физичес-
кими растворителями, такими как Coastel AGR, метанол и
NMP (н-метилниромедон). Для получения более широкой
информации о ProMax и его способности определять со-
ответствующий растворитель для данной совокупности
условийсвяжитесьсBryanResearch&Engineering.
Перевела Н. Иванова
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»