СПОСОБ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ ПОДГОТОВКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО ГАЗА

Изобретение относится к способам очистки углеводородного газа с удалением из него воды и углеводородного конденсата путем их конденсации при охлаждении. Изобретение может быть использовано в газовой, нефтяной и нефтехимической промышленности, при подготовке углеводородных газов к транспорту и переработке.

Известен способ низкотемпературной подготовки природного газа по авторскому свидетельству СССР №1318770, МКИ 4: F25J 3/00, включающий первичную сепарацию капельной жидкости и механических примесей от газа, ввод ингибитора гидратообразования в поток подготавливаемого газа, охлаждение этого газа путем рекуперации холода сконденсированной жидкости и подготовленного газа, а также хладагентом (пропаном) в компрессорной холодильной установке и расширением в дросселе, отделение от охлажденного газа сконденсированной жидкости и ингибитора гидратообразования.

Основным недостатком этого способа является обязательное применение машинного масла в компрессоре холодильной установки. Масло через неплотности попадает в хладагент и растворяется в нем, снижает эффективность охлаждения и, как следствие, резко уменьшает качество подготовки углеводородного газа. Поэтому после охлаждения углеводородного газа в компрессорной холодильной машине его дополнительно охлаждают путем расширения в дросселе. Это приводит к значительным потерям давления, которое необходимо для транспорта газа или для дальнейшей его переработки. Поэтому в дальнейшем приходиться компримировать подготовленный газ, затрачивая большое количество энергии. В целом этот недостаток значительно снижает эффективность подготовки углеводородного газа.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является известный способ низкотемпературной подготовки газа, примененный в установке осушки газа второй очереди Оренбургского газоперерабатывающего завода, описанный в статье Р.А.Васильева и И.Р.Васильева «Применение низкотемпературных процессов, холодильной и криогенной техники и технологии в установках заводской переработки природных газов» (Сборник научных трудов Всероссийского научно-исследовательского института природных газов и газовых технологий (ВНИИГАЗ) - «Этапы развития газоперерабатывающей подотрасли» - М.: РАО «Газпром», ВНИИГАЗ - 1998 - с.163) (прототип) - описание прилагается.

Этот способ низкотемпературной подготовки углеводородного газа включает первичную очистку и сепарацию углеводородного газа от капельной жидкости и механических примесей, ввод в поток очищенного углеводородного газа ингибитора гидратообразования - гликоля, охлаждение газа путем рекуперации холода сконденсированных углеводородов и/или подготовленного газа, а также хладагентом (пропаном) в испарителе холодильной установки, сжатие и охлаждение паров хладагента с превращением их в жидкость, подачу жидкого хладагента со сбросом давления на охлаждение углеводородного газа, отделение охлажденного газа от жидкой фазы - сконденсированных углеводородов и ингибитора гидратообразования, подачу подготовленного газа после рекуперации его холода потребителю.

Общими признаками известного и предлагаемого способов низкотемпературной подготовки углеводородного газа являются:

- первичная очистка углеводородного газа или сепарация от капельной жидкости и механических примесей;

- ввод ингибитора гидратообразования в поток очищенного углеводородного газа;

- охлаждение этого газа путем рекуперации холода сконденсированной жидкости и/или подготовленного газа, а также хладагентом,

- сжатие и охлаждение паров хладагента с превращением их в жидкость;

- подача жидкого хладагента со сбросом давления на охлаждение углеводородного газа;

- отделение охлажденного газа от жидкой фазы - сконденсированных углеводородов и ингибитора гидратообразования;

- подача подготовленного газа после рекуперации его холода потребителю.

Основным недостатком описанного способа (как и первого аналога) является обязательное применение машинного масла в компрессоре холодильной установки. Как уже указывалось, масло, попадая в хладагент, растворяется в нем и снижает эффективность охлаждения и, как следствие, уменьшает качество подготовки углеводородного газа. Для устранения этого недостатка требуется:

- дополнительное оборудование для очистки хладагента от масла, то есть повышение капитальных затрат;

- периодическая замена хладагента, то есть повышение эксплуатационных затрат;

- периодическая трудоемкая очистка теплообменных поверхностей холодильной установки от масла, то есть повышение эксплуатационных затрат;

- повышение энергетических затрат.

Технической результат предлагаемого изобретения заключается в повышение эффективности подготовки углеводородного газа, снижении капитальных, эксплуатационных и энергетических затрат.

Технической результат достигается тем, что в способе низкотемпературной подготовки газа, включающем его первичную очистку или сепарацию от капельной жидкости и механических примесей, ввод ингибитора гидратообразования в поток очищенного углеводородного газа, охлаждение этого газа путем рекуперации холода сконденсированных углеводородов и/или подготовленного газа, охлаждение хладагентом, сжатие и охлаждение паров хладагента с превращением их в жидкость, подачу жидкого хладагента со сбросом его давления на охлаждение очищенного углеводородного газа, отделение охлажденного газа от жидкой фазы - сконденсированных углеводородов и ингибитора гидратообразования, подачу подготовленного газа после рекуперации его холода потребителю, сжимают и охлаждают пары хладагента путем их эжектирования ингибитором гидратообразования, смесь, полученную в результате этого, разделяют на хладагент и ингибитор гидратообразования, хладагент подают на охлаждение очищенного углеводородного газа, а ингибитор гидратообразования охлаждают, восстанавливают его давление и подают на эжекционное сжатие и охлаждение паров хладагента.

В качестве хладагента используют пропан, а в качестве ингибитора гидратообразования - метанол или этиленгликоль.

Ингибитор гидратообразования регенерируют, удаляя из него водный компонент, после чего охлаждают сконденсированными потоками ингибитора гидратообразования.

Дополнительно производят разделение хладагента и ингибитора гидратообразования при охлаждении углеводородного газа хладагентом.

Хладагент перед подачей на охлаждение очищенного углеводородного газа дополнительно охлаждают потоком подготовленного газа и/или жидкой фазой, отделенной от охлажденного газа, и, по потребности, от хладагента.

Ингибитор гидратообразования охлаждают атмосферным воздухом и/или подготовленным газом.

Эжектирование паров хладагента ингибитором гидратообразования производят в несколько ступеней.

Технический прием, заключающийся в том, что сжатие и охлаждение паров хладагента производят путем их эжектирования ингибитором гидратообразования, смесь, полученную в результате этого, разделяют на хладагент и ингибитор гидратообразования, хладагент подают на охлаждение газа, а ингибитор гидратообразования нагнетают с восстановлением давления, охлаждают и подают на эжекционное сжатие и охлаждение паров хладагента, позволяет исключить традиционное компрессорное оборудование, в котором обязательно применение машинного масла. Тем самым исключается загрязнение машинным маслом хладагента. За счет этого повышается эффективность охлаждения углеводородного газа и в конечном итоге повышается эффективность подготовки углеводородного газа и снижаются энергетические затраты. Кроме того, исключается дополнительное оборудование для очистки хладагента от масла, т.е. достигается уменьшение капитальных затрат. Кроме того, исключаются периодическая замена хладагента и периодическая трудоемкая очистка теплообменных поверхностей от масла, т.е. уменьшаются эксплуатационные затраты.

Технический прием, заключающийся в том, что в качестве хладагента используют пропан, а в качестве ингибитора гидратообразования - метанол или этиленгликоль, позволяет использовать, во-первых, углеводородный компонент - пропан, который является продуктом, получаемым при низкотемпературной подготовке углеводородных природных и нефтяных газов, во-вторых, ингибиторы гидратообразования - метанол и этиленгликоль, широко используются в газовой и нефтяной промышленности, в частности в процессах низкотемпературной конденсации (НТС). Пропан, метанол и этиленгликоль не являются дефицитом. Они недороги. Поэтому их использование, в конечном итоге, приводит к уменьшению эксплуатационных затрат.

Технический прием, заключающийся в том, что ингибитор гидратообразования регенерируют, удаляя из него водный компонент, позволяет достигать низких температур без образования газовых гидратов в парах хладагента и тем самым повысить эффективность охлаждения углеводородного газа.

Технический прием, заключающийся в том, что дополнительно производят разделение хладагента и ингибитора гидратообразования при охлаждении углеводородного газа хладагентом, позволяет повысить холодильный эффект от испарения пропана и тем самым повысить эффективность охлаждения углеводородного газа.

Технический прием, заключающийся в том, что хладагент перед подачей на охлаждение очищенного углеводородного газа дополнительно охлаждают потоком подготовленного газа и/или жидкой фазой, отделенной от охлажденного газа и, по потребности, от хладагента, позволяет рекуперировать холод подготовленного газа и/или сконденсированной жидкой фазы. Это, в конечном итоге, позволяет повысить эффективность охлаждения углеводородного газа и всю его низкотемпературную подготовку.

Технический прием, заключающийся в том, что ингибитор гидратообразования охлаждают атмосферным воздухом и/или подготовленным газом, позволяет использовать холод окружающей среды и рекуперировать холод подготовленного газа, что, в конечном итоге, позволяет повысить эффективность охлаждения углеводородного газа и его низкотемпературную подготовку.

Технический прием, заключающийся в том, что эжектирование паров хладагента ингибитором гидратообразования производят в несколько ступеней, позволяет повысить степень сжатия хладагента и осуществить его сжижение при высоких температурах в жарких климатических районах, что расширяет возможности применения данного способа и, соответственно, повышает его эффективность.

Из существующего уровня техники авторам и заявителям не известны способы, в которых аналогичным образом достигалось бы повышение эффективности подготовки углеводородного газа, снижение капитальных, эксплуатационных и энергетических затрат.

На фиг.1-3 представлены три варианта принципиальных схем установок, иллюстрирующие технологическую и техническую стороны реализации способа низкотемпературной подготовки углеводородного газа.

Согласно этим схемам (фиг.1-3) первичная очистка или сепарация от капельной жидкости и механических примесей углеводородного газа, подаваемого по линии 1, производится в сепараторе 2. Ввод ингибитора гидратообразования в поток очищенного углеводородного газа производится через смеситель 3.

Ингибитор гидратообразования подается насосом 4 по линии 5. Поток очищенного углеводородного газа подается по линии 6. Охлаждение очищенного углеводородного газа производят в теплообменнике 7 (фиг.1) путем рекуперации холода сконденсированной жидкости и/или в теплообменнике 8 (фиг.1-3) рекуперацией холода подготовленного газа. Сконденсированная жидкость подается по линии 9 (фиг.1), подготовленный газ по линии 10 (фиг.1-3), а очищенный углеводородный газ по линиям 11 (фиг.1) и 12 (фиг.1-3). Очищенный углеводородный газ охлаждают в испарителе 13 (фиг.1-3) хладагентом. Из испарителя 13 по линии 14 подают пары хладагента на сжатие и охлаждение с превращением их в жидкость. Подачу жидкого хладагента на охлаждение углеводородного газа производят по линии 15 со сбросом его давления на дросселе 16. В сепараторе 17 производят отделение охлажденного газа от сконденсированной жидкой фазы (линия 9) и ингибитора гидратообразования (линия 18). Подачу подготовленного газа после рекуперации его холода потребителю производят по линии 19.

Сжатие и охлаждение паров хладагента (фиг.1-3), подаваемых по линии 14, производят в струйном нагнетателе 20 путем их эжектирования ингибитором гидратообразования, подаваемым насосом 21 по линии 22. Смесь, полученную в результате этого, разделяют в сепараторе 23 на хладагент, отводимый по линии 15, и ингибитор гидратообразования (отводимый к насосу 21 по линии 24). Хладагент по линии 15 подают на охлаждение газа, а ингибитор гидратообразования нагнетают насосом 21, охлаждают в аппарате воздушного охлаждения (АВО) 25 и подают в струйный нагнетатель 20 на эжекционное сжатие и охлаждение паров хладагента.

В установках, представленных на фиг.1-3, в качестве хладагента используют пропан, а в качестве ингибитора гидратообразования - метанол или этиленгликоль.

Ингибитор гидратообразования регенерируют (фиг.1-3) в блоке 26, удаляя из него водный компонент. В блок 26 ингибитор гидратообразования, насыщенный водным компонентом, подают из сепаратора 17 по линии 18.

Дополнительно производят разделение хладагента и ингибитора гидратообразования (фиг.1-3) в испарителе 13 при охлаждении углеводородного газа хладагентом. Ингибитор гидратообразования из испарителя 13 подают по линии 27 в блок 26. Регенерированный ингибитор гидратообразования после охлаждения в теплообменнике 43 насосом 4 подают по линии 5 в смеситель 3 и по питательной линии 28 в сепаратор 23.

В установке на фиг.2 хладагент из сепаратора 23 перед подачей по линии 29 на охлаждение очищенного углеводородного газа дополнительно охлаждают потоком подготовленного газа в теплообменнике 30 и/или в теплообменниках 31 и 32 жидкой фазой, отделенной от охлажденного газа в сепараторе 17 и от хладагента в испарителе 13. Подготовленный газ подается по линиям 10, 33, 34 и 36. Жидкая фаза - по линиям 9, 18 и 27.

В этой установке (фиг.1-3) ингибитор гидратообразования охлаждают атмосферным воздухом в АВО 25 и подготовленным газом в теплообменнике 35 (фиг.2). В теплообменник 35 подготовленный газ подается по линиям 33 и 36. Охлажденный ингибитор гидратообразования подается в струйный нагнетатель 20 по линиям 22 и 37.

В установке на фиг.3 эжектирование паров хладагента ингибитором гидратообразования производят в две ступени I и II. Первая ступень состоит из струйного нагнетателя 20, насоса 21, нагнетающего ингибитор гидратообразования из сепаратора 23, и АВО 25. Вторая ступень содержит струйный нагнетатель 38, насос 39, сепаратор 40, АВО 41. Пары хладагента из испарителя 13 по линии 14 подают в струйный нагнетатель 20 первой ступени, в котором путем эжектирования ингибитором гидратообразования производят их первичное сжатие и охлаждение. После отделения в сепараторе 23 от ингибитора гидратообразования предварительно сжатые и охлажденные пары хладагента подают по линии 42 в струйный нагнетатель 38. В этом нагнетателе путем эжектирования ингибитором гидратообразования производят их окончательное сжатие и охлаждение. Смесь, полученную в результате этого, разделяют в сепараторе 40 на хладагент и ингибитор гидратообразования. Хладагент по линии 15 подают через дроссель 16 в испаритель 13 на охлаждение очищенного углеводородного газа. Ингибитор гидратообразования нагнетают и охлаждают в первой и второй ступенях соответственно насосами 21, 39 и АВО 25 и 41.

Реализация способа иллюстрируется примерами.

ПРИМЕР 1

Подготовка углеводородного попутного нефтяного газа (ПНГ) производится по предлагаемому способу следующим образом. Газ поступает по линии 1 (фиг.1) с расходом 360 тыс. нм³/сут. при начальной температуре, в зависимости от зимнего или летнего периода, (20-35)°С и давлении 3,35 МПа в сепараторе 2 его очищают от капельной жидкости и механических примесей. После чего в его поток (линия 6) с помощью смесителя 3 вводят ингибитор гидратообразования (метанол или этиленгликоль). В теплообменниках 7 и 8 очищенный углеводородный газ охлаждают путем рекуперации холода сконденсированной жидкости (состоящей из углеводородных компонентов С_3+в) и холода подготовленного газа. После этого углеводородный газ имеет температуру порядка минус (1-8)°С. Затем очищенный углеводородный газ охлаждается хладагентом - пропаном в испарителе 13 до температуры минус (10-14)°С. В сепараторе 17 производят отделение охлажденного газа от сконденсированной жидкой фазы, удаляемой по линии 9 и ингибитора гидратообразования, удаляемого по линии 18. Подачу подготовленного газа после рекуперации его холода потребителю производят по линии 19.

Из испарителя 13 по линии 14 подают пары хладагента на сжатие и охлаждение с превращением их в жидкость. Сжатие до давления 8,41·10⁵ Па и охлаждение паров хладагента до температуры 20°С производят в струйном нагнетателе 20 путем их эжектирования ингибитором гидратообразования, подаваемым насосом 21 под давлением (3,3-4,0)·10⁶ Па по линии 22. Смесь, полученную после эжектирования, имеющую давление 0,841 МПа и температуру 20°С, разделяют в сепараторе 23 на хладагент, отводимый по линии 15, и ингибитор гидратообразования (отводимый к насосу 21 по линии 24). Хладагент с расходом до 2,5 кг/с подают по линии 15 через дроссель 16 в испаритель 13 на охлаждение газа, а ингибитор гидратообразования нагнетают насосом 21, охлаждают в аппарате воздушного охлаждения (АВО) 25 и подают в струйный нагнетатель 20 на эжекционное сжатие и охлаждение паров хладагента. В испарителе 13 поддерживаются давление со стороны хладагента, равное 1,09-2,4)·10⁵ Па, и температура минус (19-35)°С. Затрачиваемая мощность насоса, имеющего кпд порядка 0,7, составляет (250-280) кВт.

Уносимый из сепаратора 23 вместе с хладагентом ингибитор гидратообразования дополнительно разделяют в испарителе 13 при охлаждении углеводородного газа хладагентом. Ингибитор гидратообразования из испарителя 13 подают по линии 27 в блок 26. Регенерированный ингибитор гидратообразования насосом 4 подают по линии 5 в смеситель 3 и по питательной линии 28 в сепаратор 23.

ПРИМЕР 2

Основные технологические параметры подготовки природного газа в установке, представленной на фиг.2, аналогичны технологическим параметрам подготовки в установке, представленной на фиг.1, и описанным в примере 1.

Однако с целью повышения эффективности охлаждения углеводородного газа в установке на фиг.2 несконденсированные пары хладагента из сепаратора 23 перед подачей по линии 29 на охлаждение очищенного углеводородного газа дополнительно охлаждают до температуры 15°С и сжижают потоком подготовленного газа, который имеет температуру минус 25°С, в теплообменнике 30 и в теплообменниках 31 и 32 жидкой фазой (сконденсированными углеводородами и ингибитором гидратообразования, имеющими температуру минус 25°С), отделенной от охлажденного газа в сепараторе 17 и от хладагента в испарителе 13. Подготовленный газ подается по линиям 33 и 34, жидкая фаза - по линиям 9, 18 и 27.

С этой целью в этой установке (фиг.2) ингибитор гидратообразования охлаждают атмосферным воздухом в АВО 25 до температуры 20°С и подготовленным газом, имеющим температуру минус 25°С в теплообменнике 35 до температуры 15°С. В теплообменник 35 подготовленный газ подается по линиям 33 и 36. Охлажденный ингибитор гидратообразования подается в струйный нагнетатель 20 по линиям 22 и 37.

ПРИМЕР 3

Подготовка углеводородного газа в установке, представленной на фиг.3, производится при повышенных температурах окружающего воздуха (порядка 40-50°С).

Основные технологические параметры подготовки природного газа в установке, представленной на фиг.3, аналогичны технологическим параметрам подготовки в установке, представленной на фиг.1, и описанным в примере 1.

Особенностью подготовки газа в этой установке эжектирование паров хладагента ингибитором гидратообразования производят в две ступени I и II.

На первой ступени сжатие паров хладагента, имеющих температуру 50°С, производят до давления 8,41·10⁵ Па, а на второй ступени до 1,8·10⁶ Па, при котором хладагент - пропан становится жидкостью.

Таким образом, в предлагаемом способе низкотемпературной подготовки газа достигается повышение эффективности подготовки углеводородного газа, снижении капитальных, эксплуатационных и энергетических затрат.