Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано на газоконденсатных месторождениях, расположенных в зоне многолетнемерзлых грунтов для подготовки природного газа и извлечения нестабильного углеводородного конденсата из пластового газа.

Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является способ подготовки природного газа, который включает три ступени сепарации с подводом метанола на второй ступени и абсорбцию с получением углеводородного газа, подготовленного для последующей транспортировки потребителю. Смесь жидких сред с первой и второй ступени сепарации подают в первый разделитель, где из нее выделяют углеводородный газ, который подают в абсорбер. Оставшуюся смесь жидких сред разделяют на водометанольный раствор, который подают на регенерацию, и жидкую смесь, которую охлаждают в первом теплообменнике-охладителе и смешивают с жидкой средой после третьей ступени сепарации. Часть полученной жидкой смеси подают во второй разделитель, а оставшуюся часть подают в качестве углеводородного абсорбента в абсорбер. Жидкую смесь из абсорбера разделяют во втором разделителе на водометанольный раствор, который подают на регенерацию (см. RU 2283690, B01D 53/00, B01D 19/00, F25J 3/00, опубл. 20.06.2006).

Недостатком указанного выше технического решения является низкая эффективность способа подготовки природного газа, связанная с высокими потерями метанола при получении товарного газа с высоким содержанием углеводородов C₅₊в товарном газе.

Техническим результатом заявленного способа подготовки природного газа является повышение качества подготовки природного газа за счет снижения содержания углеводородов С₅₊ в товарном газе и снижения потерь метанола в составе товарного газа.

Технический результат достигается тем, что в способе подготовки природного газа природный газ подвергают первичной сепарации, в отсепарированный после первичной сепарации газ вводят метанол, после чего упомянутый газ охлаждают и подают на вторичную сепарацию, отсепарированный при вторичной сепарации газ охлаждают и подают на вход абсорбера, в котором газ подвергают абсорбции жидким углеводородным абсорбентом, при этом жидкий углеводородный поток, отсепарированный после первичного сепаратора, подвергают последовательному трехступенчатому трехфазному разделению с выделением газовой, водно-метанольной фазы и жидкой углеводородной фазы, которую подвергают ректификации, а получаемую после ректификации кубовую жидкость охлаждают и подают в абсорбер в качестве жидкого углеводородного абсорбента, при этом после второй ступени трехфазного разделения производят нагрев жидкого углеводородного потока, кроме того, газ, отводимый из абсорбера, нагревают и отводят потребителю, а поток жидких углеводородов после вторичной сепарации, поток части жидкой углеводородной фазы после первой ступени трехфазного разделения, поток жидких углеводородов, отводимых из абсорбера, и поток газа, состоящий из смешанных потоков газовой фазы после второй и третьей ступени трехфазного разделения и потока газов, выделенных после ректификации, подвергают смешению, после чего из полученной смеси отделяют метан-этановую фракцию и отводят упомянутую смесь в виде жидкого углеводородного продукта потребителю.

Отсепарированный после первичной сепарации газ охлаждают сначала воздухом, а затем газом, отводимым из абсорбера.

Газовая фаза из первого трехфазного разделителя подается на смешение с потоком газа, подаваемым на вход абсорбера.

Охлаждение кубовой жидкости, получаемой после ректификации, производят сначала потоком жидкой углеводородной фазы после второй ступени трехфазного разделения, а затем потоком отработанного абсорбента, отводимого из абсорбера, при этом поток газов, выделенных после ректификации, подвергают сепарации от жидких углеводородов.

Охлаждение газа перед подачей в абсорбер осуществляют посредством турбодетандера, а газ, отводимый из абсорбера, перед подачей на нагрев компримируют и охлаждают потоком атмосферного воздуха.

Жидкий углеводородный продукт перед его отводом потребителю нагревают и подвергают дегазации.

В заявленном способе в качестве абсорбента используется жидкий углеводородный продукт, полученный из жидкой углеводородной фазы, отводимой из первого сепаратора. Получение абсорбента происходит путем последовательного отделения газа в первом трехфазном разделителе, втором трехфазном разделителе, третьем трехфазном разделителе, ректификации в ректификационной колонне и нагрева во втором и третьем теплообменниках. Полученный таким образом поток жидких углеводородов используется в качестве абсорбента и представляет собой углеводородную фракцию с температурой начала кипения 165…175°С и с содержанием в ней компонентов С₁-С₉ не более 10% от общей массы абсорбента.

Таким образом, в заявленной установке поток жидких углеводородов, используемый в качестве абсорбента с массовым содержанием фракции С₁₀₊ в количестве до 98%, получается из жидких углеводородов, выделенных из сырого газа, поступающего в установку, что позволяет снизить содержание в товарном газе углеводородов С₅₊ на 60-85%.

Эффективное извлечение углеводородов C₅₊ из товарного газа упомянутым абсорбентом позволяет получить товарный газ, имеющий низкое значение точки росы по углеводородам (углеводородному конденсату) и по водной (неуглеводородной) фазе.

Кроме того, при применении упомянутого абсорбента снизятся потери метанола в составе товарного газа примерно на 20…30% за счет растворения метанола в абсорбенте.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется чертежами.

На фиг. 1 показана схема установки подготовки природного газа, в которой осуществляется заявленный способ.

На фиг. 2 показана схема установки подготовки природного газа с охладителем в виде в виде турбодетандера, в которой осуществляется заявленный способ.

Способ подготовки природного газа осуществляется на установке подготовки природного газа, состоящей из следующих элементов: первый сепаратор 1, узел подачи метанола 2, аппарат воздушного охлаждения 3 газа первичной сепарации, первый теплообменник 4, второй сепаратор 5, охладитель газа 6, абсорбер 7, четвертый теплообменник 8, первый трехфазный разделитель 9, редуцирующий вентиль 10, второй трехфазный разделитель 11, редуцирующий вентиль 12, второй теплообменник 13, третий трехфазный разделитель 14, печь 15, ректификационная колонна 16, насос 17, установленный на трубопроводе отвода греющей среды из второго теплообменника 13, третий теплообменник 18, сборная емкость дегазации 19, трубопровод 20 отвода товарного газа, трубопровод 21 отвода товарного жидкого углеводородного продукта, сборный трубопровод 22 отвода водометанольной фазы, трубопровод 23 подвода сырого газа к первому сепаратору 1, трубопровод 24 отвода жидких углеводородов из первого сепаратора 1, трубопровод 25 отвода газа из первого сепаратора 1, трубопровод 26 отвода газа из абсорбера 7, трубопровод 27 подачи газа из второго сепаратора 5 в охладитель газа 6, трубопровод 28 подачи газа из охладителя газа 6 в абсорбер 7, трубопровод 29 отвода жидких углеводородов из второго сепаратора 5, трубопровод 30 отвода жидкой углеводородной фазы из первого трехфазного разделителя 9, трубопровод 31 отвода газовой углеводородной фазы из первого трехфазного разделителя 9, трубопровод 32 отвода водометанольной фазы из первого трехфазного разделителя 9, трубопровод 33 отвода газовой углеводородной фазы из второго трехфазного разделителя 11, трубопровод 34 отвода водометанольной фазы из второго трехфазного разделителя 11, трубопровод 35 отвода жидкой углеводородной фазы из второго трехфазного разделителя И, трубопровод 36 отвода кубовой жидкости из ректификационной колонны 16, трубопровод 37 отвода греющей среды из второго теплообменника 13, трубопровод 38 отвода части отработанного абсорбента из абсорбера 7, трубопровод 39 отвода нагреваемой среды из третьего теплообменника 18, трубопровод 40 отвода нагреваемой среды из второго теплообменника 13, трубопровод 41 отвода жидкой углеводородной фазы из третьего трехфазного разделителя 14, трубопровод 42 отвода газовой углеводородной фазы из третьего трехфазного разделителя 14, трубопровод 43 отвода водометанольной фазы из третьего трехфазного разделителя 14, трубопровод 44 подачи абсорбента в абсорбер 7, теплообменная поверхность 45 печи 15, третий сепаратор 46, сборный газовый трубопровод 47, трубопровод 48 отвода метан-этановой фракции из сборной емкости дегазации 19, трубопровод 49 подачи жидких углеводородов в емкость дегазации 19 из трубопровода 30, трубопровод 50 отвода жидких углеводородов из абсорбера 7, редуцирующий вентиль 51, трубопровод 52 отвода жидких углеводородов из третьего сепаратора 46, трубопровод 53, соединяющий третий вход ректификационной колонны, расположенный в кубовой части с выходом теплообменной поверхности 45, трубопровод 54 отвода жидкого углеводородного потока из нижней части ректификационной колонны 16 в теплообменную поверхность 45, трубопровод 55 подачи охлаждаемой среды в четвертый теплообменник 8, компрессор 56 (см. фиг. 2), аппарат воздушного охлаждения 57 компримированного газа (см. фиг. 2), трубопровод 58 с вентилем 59, сообщающий трубопровод 41 с верхней частью ректификационной колонны 16, насос 60, установленный на трубопроводе 53, и насос 61, установленный на трубопроводе 52.

На трубопроводе 25 отвода газа из первого сепаратора 1 установлен узел подачи метанола 2. После узла подачи метанола 2 трубопровод 25 последовательно соединен по ходу газа с газовым каналом аппарата воздушного охлаждения 3, каналом охлаждаемой среды первого теплообменника 4 и входом второго сепаратора 5.

В печи 15 расположена теплообменная поверхность 45, которая имеет вход, соединенный с трубопроводом 54 отвода жидкого углеводородного потока из нижней части ректификационной колонны 16, и выход, сообщенный отводящим трубопроводом 53 с третьим входом ректификационной колонны 16, расположенным в ее кубовой части.

Ректификационная колонна 16 имеет следующие, расположенные последовательно сверху вниз, входы и выходы:

- первый выход, соединенный трубопроводом отвода газа-дистиллята с входом третьего сепаратора 46;

- первый вход, соединенный с трубопроводом 52 отвода жидких углеводородов из третьего сепаратора 46;

- второй вход, соединенный с трубопроводом 41;

- второй выход, соединенный трубопроводом 54 с входом теплообменной поверхности 45 печи 15;

- третий вход, расположенный в кубовой части ректификационной колонны и соединенный трубопроводом 53 с выходом теплообменной поверхности 45 печи 15;

- выход кубовой жидкости соединенный трубопроводом 36 с входом греющей среды второго теплообменника 13.

Охладитель газа 6 может быть выполнен в виде турбодетандера, а на трубопроводе 55 подачи охлаждаемой среды в четвертый теплообменник 8 могут быть последовательно по ходу газа установлены компрессор 56, расположенный на одном валу с турбодетандером и аппарат воздушного охлаждения 57 компримированного газа.

Кроме того, охладитель газа 6 может представлять собой одно из следующих устройств: парокомпрессионная холодильная машина, аппарат воздушного охлаждения газа, теплообменник для охлаждения газа, дроссель или эжектор.

Способ подготовки природного газа осуществляется следующим образом.

Природный газ по трубопроводу 23 подвода сырого газа направляется на первичную сепарацию в первый сепаратор 1, после чего в отсепарированный газ, отводимый по трубопроводу 25 отвода газа, вводится через узел подачи метанола 2 антигидратный реагент (метанол). Отсепарированный газ с добавкой метанола охлаждается атмосферным воздухом в аппарате воздушного охлаждения 3 до температурных значений, находящихся в диапазоне от +7 до +15°С, а затем дополнительно охлаждается в первом теплообменнике 4 до температурного значения, находящегося в диапазоне от 0 до -10°С, необходимого для отделения преимущественно воднометанольной фазы.

После этого осуществляется вторичная сепарация газа во втором сепараторе 5, из которого отсепарированный газ поступает по трубопроводу 27 подачи газа в охладитель газа 6, где происходит охлаждение газа до температуры -25…-30°С необходимого для отделения преимущественно углеводородной фазы, сконденсировавшейся в процессе охлаждения газа.

Газ, охлажденный в охладителе газа 6 до температурных значений, находящихся в диапазоне от -25°С до -30°С, поступает в абсорбер 7 по трубопроводу 28 подачи газа.

В абсорбере 7 происходит абсорбция газа абсорбентом при температурных значениях, находящихся в диапазоне от -25°С до -30°С. Газ из абсорбера 7 нагревается в четвертом теплообменнике 8 и в первом теплообменнике 4, после чего смешивается с газом, поступающим из сборной емкости дегазатора 19, и подается на охлаждение в четвертый теплообменник 8, а затем отводится в качестве товарного газа потребителю.

Охладитель газа 6 может представлять собой одно из следующих устройств: парокомпрессионная холодильная машина, аппарат воздушного охлаждения газа, теплообменник для охлаждения газа или турбодетандер.

В случае выполнения охладителя газа 6 в виде турбодетандера вырабатываемая в ходе расширения газа на рабочем колесе турбодетандера энергия может быть передана через общий вал на рабочее колесо компрессора для использования в заявленной установке, а именно на компрессор 56, установленный на трубопроводе 55 подачи охлаждаемой среды в четвертый теплообменник 8.

Охлаждающую среду из первого теплообменника 4 пропускают через компрессор, обеспечивающий повышение рабочего давления газ до значения 5…7 МПа, необходимого для дальнейшей подачи газа в магистральный газопровод или его транспорта до сборного пункта.

В компрессоре 56 происходит повышение температуры газа до температурных значений, находящихся в диапазоне от +2 до +40°С, и поэтому газ, отводимый из компрессора 56 и нагретый в компрессоре, поступает на охлаждение в аппарат воздушного охлаждения 57 компримированного газа, где охлаждается до температурных значений, находящихся в диапазоне от +2 до +18°С, и только после этого поступает в качестве охлаждаемой среды в четвертый теплообменник 8. Это обеспечивает охлаждение газа до температуры грунта и возможность его транспорта в однофазном состоянии без опасения растепления грунтов.

Охлажденный газ из охладителя газа 6 поступает в абсорбер 7 по трубопроводу 28 подачи газа. Абсорбция газа в абсорбере 7 производится абсорбентом при температурных значениях, находящихся в диапазоне от минус 35°С до минус 20°С.

Жидкие углеводороды из первого сепаратора 1 через трубопровод 24 отвода жидких углеводородов, снабженный редуцирующим вентилем 51, направляются в первый трехфазный разделитель 9, в котором поток разделяется на газовую углеводородную фазу, жидкую углеводородную фазу и водометанольную фазу.

Газовая углеводородная фаза из первого трехфазного разделителя 9 по трубопроводу 31 подается в трубопровод 28 подачи газа в абсорбер 7. Жидкая углеводородная фаза отводится из первого трехфазного разделителя по трубопроводу 30 и подается во входной патрубок второго трехфазного разделителя 11.

Часть жидкой углеводородной фазы из трубопровода 30 отвода жидкой углеводородной фазы подают в сборную емкость дегазации 19. Это позволяет на начальном периоде разработки месторождения регулировать количество углеводородов, поступающих на дальнейшую подготовку по получению абсорбента.

Водометанольную фазу из первого трехфазного разделителя 9 отводят по трубопроводу 32 в сборный трубопровод 22 отвода водометанольной фазы из установки.

Поток жидких углеводородов с полуглухой тарелки абсорбера 7 отводится по трубопроводу 38 в третий теплообменник 18, где он нагревается до температурных значений находящихся в диапазоне от -10 до -20°С.

Из третьего теплообменника нагретый поток подается в трубопровод 30, где он смешивается с жидкой фазой, отводимой из первого трехфазного разделителя, дросселируется до давления 3,0…1,5 МПа для предварительной дегазации конденсата и дегазации «легких компонентов» и поступает во второй трехфазный разделитель 11, в котором поток разделяется на газовую углеводородную фазу, жидкую углеводородную фазу и водометанольную фазу.

Жидкая углеводородная фаза из второго трехфазного разделителя 11 подается по трубопроводу 35 в качестве нагреваемой среды на вход второго теплообменника 13, где нагревается потоком кубовой жидкости, отводимым из ректификационной колонны 16 (греющей среды), и по трубопроводу 40 поступает на вход третьего трехфазного разделителя 14, в котором поток разделяется на газовую углеводородную фазу, жидкую углеводородную фазу и водометанольную фазу.

Газовая углеводородная фаза из третьего трехфазного разделителя 14 отводится по трубопроводу 42 и поступает в сборный газовый трубопровод 47.

Водометанольная фаза из третьего трехфазного разделителя 14 отводится по трубопроводу 43 в сборный трубопровод 22 отвода водометанольной фазы, посредством которого она отводится из установки подготовки природного газа.

Жидкая углеводородная фаза отводится из третьего трехфазного разделителя по трубопроводу 41 и поступает во второй вход ректификационной колонны 16.

В ректификационной колонне 16 происходит разделение жидкой углеводородной фазы на фракции, при этом «легкие» фракции (продукты, имеющие более низкую температуру кипения) концентрируются в верхней части колонны, а «тяжелые» (продукты, имеющие более высокую температуру кипения) - в нижней (кубовой части).

Из верхней части ректификационной колонны газ отводится на вход третьего сепаратора 46. В третьем сепараторе 46 происходит отделение газов от жидких углеводородов.

Из третьего сепаратора 46 газ отводится в сборный трубопровод 47, а конденсат (жидкие углеводороды) подается на верхние тарелки ректификационной колонны 16 через первый вход ректификационной колонны 16.

Часть жидкого углеводородного потока с нижних тарелок ректификационной колонны 16 подается по отводящему трубопроводу 54 на вход теплообменной поверхности 45 печи 15.

В печи 15 жидкий углеводородный поток нагревается до температурных значений, находящихся в диапазоне от +200 до +250°С, посредством, например, сжигания топлива, после чего подается в нижнюю (кубовую) часть ректификационной колонны 16.

Кубовая жидкость из нижней (кубовой) части ректификационной колонны по трубопроводу 36 подается в качестве греющей среды во второй теплообменник 13.

Из второго теплообменника охлажденный поток жидких углеводородов через трубопровод 37 подается посредством насоса 17 в третий теплообменник 18 в качестве греющей среды.

Пройдя через второй и третий теплообменники, жидкий дегазированный углеводородный продукт охлаждается и подается на вход абсорбера 7, предназначенный для подачи абсорбента.

Таким образом, в качестве абсорбента в абсорбере 7 используется поток жидких углеводородов, отсепарированных в первом сепараторе, а затем прошедших несколько ступеней дегазации и отделения водометанольной фазы (первый, второй и третий трехфазный разделители), ректификацию и охлаждение в первом и втором теплообменниках.

Оптимальным расходом абсорбента при проведении процесса абсорбции считается 10…15 г/м³ относительно сырья аппарата сепаратора-абсорбера 7.

В сборную емкость дегазации 19 поступают поток жидких углеводородов из первого сепаратора 5, поток жидких углеводородов из первого трехфазного разделителя 9, поток жидких углеводородов из абсорбера 7 и сборный газовый поток из второго и третьего трехфазных разделителей и из третьего сепаратора.

В сборной емкости дегазации 19 происходит смешение всех потоков и отделение метан-этановой фракции. Метан-этановая фракция отводится из сборной емкости дегазации 19 в трубопровод 55 подачи охлаждаемой среды в четвертый теплообменник 8, где смешивается с потоком газа, подаваемым на охлаждение в четвертый теплообменник 8.

Жидкие углеводороды отводятся из установки по трубопроводу 21 в качестве конечного продукта (нестабильный конденсат). Поток газа, охлажденный в четвертом теплообменнике 8, отводится потребителю.

В случае несоответствия характеристик товарного жидкого углеводородного продукта требованиям производителя на трубопроводе отвода жидкого углеводородного продукта из сборной емкости дегазации устанавливается блок подготовки жидкого углеводородного продукта (не показан), включающий в себя устройство для нагрева жидкого углеводородного продукта и устройство для дегазации жидкого продукта.

Для восполнения технологических потерь абсорбента может быть использован подпитывающий поток, в качестве которого может выступать жидкая углеводородная продукция сборной емкости дегазации или жидкие углеводороды из блока подготовки углеводородного продукта (стабильный, деэтанизированный или нестабильный конденсат), или насыщенный абсорбент.

Описанное техническое решение позволяет снизить содержание углеводородов С₅₊ на 60-85%, снизить потери метанола в составе товарного газа примерно на 30%, а также позволяет получить товарный газ, имеющий низкое значение точки росы по углеводородам (углеводородному конденсату) и по водной (неуглеводородной) фазе.