СПОСОБ ПОДГОТОВКИ ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА

Изобретение относится к подготовке газа и газового конденсата и может найти применение в газовой промышленности для промысловой подготовки скважинной продукции газоконденсатных месторождений.

Одной из основных задач при подготовке скважинной продукции к однофазному трубопроводному транспорту является утилизация углеводородов С₃-С₄, являющихся нежелательными компонентами как газа, так газового конденсата.

Известен способ подготовки высоковязких и парафинистых нефтей (скважинной продукции) к трубопроводному транспорту [Патент РФ 2089778, МПК F17D 1/16, опубл. 10.09.1997], согласно которому попутные нефтяные газы подвергают каталитической переработке путем дегидроциклодимеризации на цеолитсодержащих катализаторах при повышенной температуре и атмосферном давлении с получением продуктов, сепарацией которых получают газ и смесь ароматических углеводородов, которую используют в качестве добавки к нефти для снижения ее вязкости.

Однако способ не обеспечивает комплексную безотходную подготовку скважинной продукции, поскольку не предусматривает дальнейшего использования газа переработки, выход которого, в зависимости от состава попутного нефтяного газа, составляет от 50 до 90% масс. и который, фактически, является отходом.

Наиболее близок по технической сущности к заявляемому изобретению способ подготовки газа и газового конденсата к транспорту [RU 2488428, МПК B01D 53/00, С07С 2/86, С07С 2/88, F17D 1/16, опубл. 27.07.2013 г.], включающий сепарацию и стабилизацию скважинной продукции в смеси с продуктом каталитической переработки с получением газа сепарации, газа стабилизации и стабильного (товарного) конденсата, при этом газ сепарации подвергают осушке и отбензиниванию (комплексной подготовке) с получением сухого отбензиненного (товарного) газа и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), которую смешивают с газом стабилизации и подвергают каталитической переработке при повышенной температуре с получением продукта каталитической переработки (катализата), включающего газовую и жидкую части.

Недостатками известного способа являются малая длительность межрегенерационного периода работы катализатора из-за закоксовывание катализатора в результате подачи на каталитическую переработку углеводородов С₅₊, содержащихся в ШФЛУ, а также подача на стабилизацию остатка сепарации, содержащего как углеводородную, так и водную части, что повышает сырьевую и функциональную нагрузку на оборудование стадии стабилизации и усложняет стабилизацию.

Задачей изобретения является увеличение длительности межрегенерационного периода работы катализатора и упрощение стабилизации.

Технический результат, достигаемый при использовании изобретения:

- увеличение длительности межрегенерационного периода работы катализатора за счет подачи ШФЛУ на стабилизацию совместно с остатком сепарации скважинной продукции и жидкой частью катализата, что позволяет уменьшить поступление углеводородов С₅₊ на каталитическую переработку,

- упрощение стабилизации остатка сепарации за счет дополнительного получения водного конденсатов на стадии сепарации и вывода его с установки.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе, включающем сепарацию скважинной продукции с получением газа и остатка сепарации, стабилизацию последнего с получением газа стабилизации и товарного газового конденсата и комплексную подготовку газа сепарации с получением товарного газа и широкой фракции легких углеводородов, особенность заключается в том, что в качестве остатка сепарации получают водный конденсат, который выводят с установки, и углеводородный конденсат, который смешивают с широкой фракцией легких углеводородов, остатком сепарации катализата и направляют на стабилизацию, где получают товарный газовый конденсат и газ стабилизации, который подвергают каталитической переработке и сепарации с получением остатка сепарации катализата и газа сепарации катализата, который направляют на комплексную подготовку совместно с газом сепарации.

При необходимости, например, при недостаточно полном выделении водного конденсата при сепарации, остаточное количество водного конденсата может быть выделено на стадии стабилизации и выведено с установки совместно с водным конденсатом, полученным при сепарации скважинной продукции.

Дополнительное получение в качестве остатка сепарации водного конденсата и вывод его с установки позволяет упростить стабилизацию за счет снижения сырьевой и функциональной нагрузки на оборудование.

Стабилизация смеси углеводородного конденсата с широкой фракцией легких углеводородов и остатком сепарации катализата позволяет уменьшить подачу углеводородов С₅₊ на стадию каталитической переработки благодаря концентрированию их в товарном конденсате, за счет чего увеличить длительность межрегенерационного периода работы катализатора.

Способ осуществляют следующим образом. Скважинную продукцию газоконденсатного месторождения (I) сепарируют на блоке 1 с получением газа сепарации (II), водного конденсата (III), выводимого с установки, и углеводородного конденсата (IV), который дросселируют с помощью устройства 2 и, после смешения с ШФЛУ (V) и остатком сепарации катализата (VI), подают на блок стабилизации 3, где получают газ стабилизации (VII) и товарный конденсат (VIII). Газ стабилизации (VII) подвергают каталитической переработке и сепарации на блоке 4 с получением остатка (VI) и газа сепарации катализата (IX), который подвергают комплексной подготовке на блоке 5 совместно с газом сепарации (II) с получением товарного газа (X) и ШФЛУ (V).

При необходимости на стадии стабилизации выделяют остаточное количество водного конденсата и выводят его с установки совместно с водным конденсатом, полученным при сепарации скважинной продукции (показано пунктиром).

Сущность изобретения иллюстрирует следующий пример (даны удельные расходы потоков в расчете на 1 т скважинной продукции). Скважинную продукцию газоконденсатного месторождения сепарируют с получением 856 нм³/т газа сепарации, 0,075 т/т водного конденсата и 0,072 т/т углеводородного конденсата, который дросселируют, смешивают с 0,064 т/т ШФЛУ, 0,19 т/т остатка сепарации катализата и стабилизируют с получением 47,5 нм³/т газа стабилизации и 0,125 т/т товарного газового конденсата. Газ стабилизации подвергают каталитической дегидроциклодимеризации при 550°C в присутствии цеолитсодержащего катализатора, катализат охлаждают и сепарируют с получением остатка 38,4 нм³/т газа, который совместно с газом сепарации скважинной продукции подвергают комплексной подготовке с получением ШФЛУ и 838 нм³/т товарного газа. Межрегенерационный период работы катализатора составил 180 часов.

В условиях прототипа получено 841 нм³/час товарного газа. Межрегенерационный период работы катализатора составил менее 100 часов.

Из примера видно, что предлагаемое изобретение позволяет увеличить длительность межрегенерационного периода работы катализатора и упростить стабилизацию.