СПОСОБ ПЕРЕРАБОТКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано на газоконденсатных месторождениях для переработки природного газа и его подготовки к транспортированию по трубопроводу.

Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является способ переработки углеводородного газа, в котором природный или нефтяной газ подвергают неглубокой адсорбционной осушке, охлаждению до температуры минус 20 …минус 30°С, сепарации для отделения жидкости и газа, а далее газ направляют в фракционирующий абсорбер. В качестве абсорбента применяют углеводородный конденсат, прошедший подготовку (регенерацию) в колонне деэтанизации и колонне для извлечения углеводородов C_3+B (см. а.с. SU 1468911 А1, опубл. 30.03.1989, C10G 5/04).

Недостатками указанного выше технического решения являются:

- высокий удельный расход абсорбента (около 500 г/м³);

- низкая степень извлечения жидких углеводородов C_5+B в процессе переработки углеводородного газа;

- сильное влияние капельного уноса жидкости из абсорбера на значения показателя точки росы по углеводородам;

- возможность технологических осложнений при эксплуатации установки подготовки (переработки) газа при наличии в составе углеводородного газа парафинов.

Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является создание способа переработки углеводородного газа, в котором обеспечивается эффективное извлечение углеводородов C_5+B при соблюдении требований по показателям точки росы подготовленного углеводородного газа (товарного газа) для его транспорта по трубопроводам (СТО Газпром 089-2010).

Техническим результатом заявленного способа переработки углеводородного газа является повышение качества переработки природного газа, обеспечиваемое за счет следующего:

- увеличения степени извлечения углеводородов C_5+B в процессе переработки углеводородного газа при уменьшении удельного расхода абсорбента;

- снижения влияния допустимого капельного уноса жидкости из абсорбера на значения показателя точки росы по углеводородам;

- снижения технологических рисков нарушения процесса подготовки газа при наличии в составе углеводородного газа парафинов.

Технический результат достигается тем, что в способе переработки углеводородного газа осуществляют первичную сепарацию углеводородного газа и вводят в него антигидратный реагент, затем газ охлаждают и подвергают вторичной сепарации, после которой отсепарированный газ охлаждают в устройстве для охлаждения газа, из которого газ подают в абсорбер, где осуществляют абсорбцию углеводородов C_5+B с использованием жидкого углеводородного абсорбента, причем отводимый из абсорбера газ охлаждают в охлаждающем устройстве, а затем производят его конечную сепарацию и нагрев, после чего газ отводят потребителю, при этом в качестве жидкого углеводородного абсорбента используют жидкий углеводородный поток, полученный при первичной сепарации природного газа, или смесь упомянутого жидкого углеводородного потока с жидким углеводородным потоком, полученным при вторичной сепарации, и/или с жидким углеводородным потоком, отводимым из абсорбера, кроме того, перед подачей в абсорбер жидкий углеводородный абсорбент последовательно подвергают дегазации, нагреву и ректификации и/или разделению на жидкую и газовую углеводородную фазу, при этом упомянутый жидкий углеводородный абсорбент, подаваемый в абсорбер, содержит фракцию углеводородов, имеющую температуру начала кипения выше 120°С и конца кипения не выше 170°С, в количестве не менее 85% от общей массы углеводородного абсорбента.

Газ после вторичной сепарации охлаждают в устройстве для охлаждения газа, выполненном в виде одного из следующих устройств: дросселя, газового эжектора, турбодетандера, холодильной машины, теплообменника для охлаждения газа.

Отводимый из абсорбера газ охлаждают в охлаждающем устройстве до температуры минус 20…минус 40°С. Охлаждающее устройство может быть выполнено в виде одного из следующих устройств: дросселя, газового эжектора, турбодетандера, газодинамического сепаратора.

Уменьшение удельного расхода абсорбента и повышение степени извлечения углеводородов C_5+B из перерабатываемого газа обеспечивается за счет следующего:

- увеличения селективности процесса абсорбции;

- использования в качестве углеводородного абсорбента, предварительно подготовленного жидкого углеводородного потока, полученного при первичной сепарации природного газа или смеси упомянутого жидкого углеводородного потока, с жидким углеводородным потоком, полученным при вторичной сепарации и/или с жидким углеводородным потоком, отводимым из абсорбера, прошедшим нагрев, дегазацию и/или ректификацию.

Абсорбент, полученный таким способом из углеводородного газа, должен содержать фракцию углеводородов, имеющую температуру начала кипения выше 120°С и конца кипения не выше 170°С, в количестве не менее 85%. Использование такого абсорбента позволяет снизить содержание углеводородов C_5+B в подготовленном газе на 60-85% и тем самым повысить степень извлечения их из углеводородного газа, подаваемого на переработку.

Наличие в составе абсорбента углеводородной фракции с температурой начала кипения выше 120°С и конца кипения не выше 170°С обусловлено ее селективностью к извлечению углеводородов C_5+B из газа вторичной сепарации и низкой растворимостью абсорбента в подготавливаемом газе.

При наличии в составе абсорбента углеводородов с температурой начала кипения ниже 120°С извлечение углеводородов C_5+B из газа вторичной сепарации снижается.

При наличии в составе абсорбента углеводородов с температурой начала кипения выше 170°С появляется риск нарушения технологического процесса подготовки газа в результате отложения парафинов в технологическом оборудовании установки комплексной подготовки газа (УКПГ).

Содержание фракции 120-170°С должно быть не менее 85% от общей массы абсорбента, это позволит обеспечить требуемое извлечение углеводородов C_5+B из газа сепарации и снизить риски нарушения технологического режима подготовки газа в результате отложения парафинов в технологическом оборудовании УКПГ.

В процессе абсорбции газа происходит капельный унос абсорбента с газом. Практика эксплуатации установок низкотемпературной сепарации углеводородных газов показывает, что технологически допустимым является капельный унос жидкости из абсорбера или концевого сепаратора на уровне 50 мг/м³. Уменьшение капельного уноса можно осуществить только при предъявлении очень высоких требований к сепарационному оборудованию, а это ведет к удорожанию сепарационного оборудования, что не всегда оправдано. Технологические расчеты показывают, что после проведения процесса абсорбции имеет место высокая чувствительность точки росы газа к уносу абсорбента. Снижение влияния капельного уноса жидкости из абсорбера, а также растворяющегося в газ абсорбента на значение показателя точки росы по углеводородам обеспечивается тем, что газ, отводимый из абсорбера, охлаждают в охлаждающем устройстве и далее отделяют образовавшуюся жидкую фазу от газовой в сепараторе.

Снижение технологических рисков нарушения процесса подготовки газа при наличии парафинов достигается сочетанием выбранной температуры процесса абсорбции и составом абсорбента. В углеводородной фракции, имеющей температуру начала кипения выше 120°С и конца кипения не выше 170°С, минимизировано содержание тяжелых углеводородных компонентов, которые могут привести к нарушению технологического режима.

Таким образом, углеводородный абсорбент, имеющей температуру начала кипения выше 120°С и конца кипения не выше 170°C, с содержанием углеводородной фракции не менее 85% от общей массы абсорбента позволяет произвести требуемое извлечение углеводородов C_5+B и получить товарный газ, удовлетворяющий требованиям СТО Газпром 089-2010. Охлаждение газа, отводимого из абсорбера, в охлаждающем устройстве до температуры минус 20…минус 40°C с последующим отделением образовавшейся жидкой фазы от газовой позволяет минимизировать влияние капельного уноса жидкости из абсорбера на значения показателя точки росы по углеводородам.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется чертежами.

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

На фиг. 2 показана схема установки переработки природного газа, в которой осуществляется заявленный способ с использованием в качестве абсорбента углеводородного конденсата после первичной сепарации и вторичной сепарации.

Способ переработки природного газа осуществляется на установке переработки природного газа, состоящей из следующих элементов: первый сепаратор 1, узел подачи 2 антигидратного реагента, аппарат воздушного охлаждения 3 газа первичной сепарации, теплообменник 4, второй сепаратор 5, устройство 6 для охлаждения газа, абсорбер 7, третий сепаратор 8, блок 9 подготовки абсорбента, охлаждающее устройство 10, трубопровод 11 отвода газа потребителю, трубопровод 12 отвода газа из абсорбера 7, редуцирующий вентиль 13, установленный на трубопроводе отвода жидких углеводородов из первого сепаратора 1, трубопровод 14 подачи газа в абсорбер 7 и редуцирующий вентиль 15 (см. фиг. 2), установленный на трубопроводе отвода жидких углеводородов из второго сепаратора 5.

Устройство 6 для охлаждения газа может представлять собой одно из следующих устройств: турбодетандер, парокомпрессионная холодильная машина, теплообменник для охлаждения газа, дроссельное устройство или газовый эжектор.

Охлаждающее устройство 10 предназначено для снижения температуры газа, отводимого из абсорбера, и может представлять собой одно из следующих устройств: дроссельное устройство, газовый эжектор, газодинамический сепаратор или турбодетандер.

Блок 9 подготовки абсорбента состоит из входного смешивающего устройства, трехфазного разделителя, нагревательного устройства и ректификационной колонны и/или сепарирующего устройства.

Способ переработки природного газа осуществляется следующим образом.

Природный газ по трубопроводу подвода сырого газа направляется на первичную сепарацию в первый сепаратор 1, после чего через узел подачи 2 в отсепарированный газ вводится антигидратный реагент. Отсепарированный при первичной сепарации газ охлаждается атмосферным воздухом в аппарате воздушного охлаждения 3 до температуры 5…15°С, а затем дополнительно охлаждается в теплообменнике 4 до температуры 0…-10°С, необходимой для отделения преимущественно водной фазы. Далее газоконденсатный поток из теплообменника 4 направляется во второй сепаратор 5, в котором осуществляется вторичная сепарация газа.

Из второго сепаратора 5 отсепарированный газ поступает на охлаждение в устройство 6 для охлаждения газа, в котором происходит охлаждение газа до значения -20…-30°С, необходимого для отделения преимущественно углеводородной фазы, сконденсировавшейся в процессе охлаждения газа. Жидкий углеводородный поток, отводимый из второго сепаратора 5 через трубопровод, снабженный редуцирующим вентилем 15, может быть подан в блок 9 подготовки абсорбента (см. фиг. 2).

Газ, охлажденный в устройстве 6, поступает по трубопроводу 14 в абсорбер 7, в который также поступает жидкий углеводородный абсорбент, имеющий температуру -20…-30°С. В абсорбере 7 происходит абсорбция углеводородов C_5+в жидким углеводородным абсорбентом.

При этом жидкий углеводородный абсорбент получают из потока жидких углеводородов, полученных при первичной сепарации, который направляют на вход блока 9 подготовки абсорбента через трубопровод, снабженный редуцирующим вентилем 13.

В блоке 9 подготовки абсорбента происходит дегазация поступившего в него жидкого углеводородного потока, например в трехфазном разделителе с отделением газовой и водной фаз, после чего осуществляют нагрев в нагревательном устройстве и ректификацию жидких углеводородов в ректификационной колонне и/или их разделение в сепарирующем устройстве на жидкую и газовую углеводородную фазу. На выходе из блока подготовки абсорбента получают жидкий углеводородный абсорбент, содержащий фракцию углеводородов, имеющую температуру начала кипения 120°С и конца кипения 170°С, в количестве не менее 85% от общего объема абсорбента.

Таким образом, осуществляют подготовку жидкого углеводородного абсорбента, после которой содержание фракции углеводородов, имеющей температуру начала кипения выше 120°С и конца кипения не выше 170°С, составляет не менее 85% от общей массы углеводородного абсорбента.

При содержании в абсорбенте фракции углеводородов, имеющей температуру начала кипения 120°С и конца кипения 170°С, в количестве не менее 85% от общей массы абсорбента обеспечивается повышение степени извлечения при абсорбции углеводородов C_5+B за счет большей селективности к извлекаемым компонентам и низкой растворимости в подготавливаемом газе.

В случае если при абсорбции абсорбентом, полученным из потока жидких углеводородов при первичной сепарации, извлечение компонентов C_5+B недостаточно велико, то в качестве жидкого углеводородного абсорбента используют смесь потока жидких углеводородов, полученных при первичной сепарации, потока жидких углеводородов, полученных при вторичной сепарации, и/или потока жидких углеводородов, отделенных при абсорбции.

В упомянутом выше случае в смешивающее устройство блока 9 подготовки абсорбента поступает помимо потока жидких углеводородов, полученного при первичной сепарации, также поток жидких углеводородов, полученный при вторичной сепарации, и/или поток жидких углеводородов, отделенных при абсорбции.

В результате капельного уноса абсорбента показатель точки росы газа по углеводородам ухудшается. Например, при уносе 50 мг/м³ увеличение значения точки росы подготовленного газа составляет до 30°С.

Понижение значения точки росы по углеводородной фазе возможно осуществить путем снижения температуры полученного при абсорбции газа до температурного значения -20…-40°С, которое осуществляют посредством теплообмена.

Для снижения температуры до -20…-40°С газ, полученный при абсорбции, охлаждают в охлаждающем устройстве 10.

Далее охлажденный газ по трубопроводу 12 поступает в третий сепаратор 8, где происходит его конечная сепарация от остаточных жидких углеводородов C_5+B. Разделение газа и жидкости в третьем сепараторе 8 позволяет обеспечить качество газа требуемым значениям показателей точек росы.

Отсепарированный при конечной сепарации газ подается в теплообменник 4, где нагревается посредством потока газа, отводимого из аппарата воздушного охлаждения 3. Полученный таким образом газ отводят потребителю по трубопроводу 11.

Установка переработки природного газа, в которой осуществляется заявленный способ, может быть снабжена узлом получения жидкой углеводородной продукции. В узел получения жидкой углеводородной продукции может подаваться жидкий углеводородный поток, полученный при первичной сепарации, и/или жидкий углеводородный поток, полученный при вторичной сепарации, и/или жидкий углеводородный поток, отделенный при абсорбции, а также газы, отделенные в блоке 9 подготовки абсорбента. В узле получения жидкой углеводородной продукции от жидких углеводородов отделяют метан-этановую фракции и отводят потребителю в качестве готового жидкого углеводородного продукта.

Заявленный способ позволяет улучшить качества газа за счет понижения значения точки росы по углеводородам (углеводородному конденсату) и по водной (неуглеводородной) фазе, а также получить товарный газ с минимальным содержанием углеводородов C_5+B.