СПОСОБ ПОДГОТОВКИ ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА

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

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

Известен способ работы устройства подготовки попутных нефтяных газов для использования в энергоустановках [RU 2443764, МПК C10L 3/10, опубл. 27.02.2012], состоящий в метанировании попутного нефтяного газа или природного газа каталитической конверсией при температуре не выше 450°C и давлении не ниже атмосферного в присутствии кислородсодержащих соединений, например паров воды или углекислого газа, или кислорода, или воздуха, или их любой смеси, в устройстве, включающем конвертор, содержащий, по крайней мере, один слой катализатора, в качестве активного компонента которого используют различные комбинации оксидов алюминия, кремния, переходных, редкоземельных элементов и металлов платиновой группы. При этом продукт конверсии (конвертированный газ) содержит водород, и/или окись углерода, и/или углекислый газ и предназначен для использования в качестве топлива энергоустановок на основе двигателей внешнего и внутреннего сгорания газовых турбин.

Недостатком способа является низкое качество конвертированного газа, в частности, низкая объемная теплотворная способность из-за высокого объемного содержания водорода, окиси углерода и диоксида углерода. Наличие водорода также ограничивает возможность его использования в качестве топлива для газопоршневых энергоустановок. Кроме того, способ не предусматривает подготовки газового конденсата.

Наиболее близок по технической сущности к заявляемому изобретению способ подготовки газа и газового конденсата к транспорту [RU 2488428, МПК B01D 53/00, C07C 2/86, C07C 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 часть (водородсодержащий газ - компонент товарного газа) и жидкую часть (компонент товарного конденсата).

Недостатками известного способа являются:

- пониженный выход товарного газа из-за превращения части смеси ШФЛУ и газа стабилизации при каталитической переработке в жидкие продукты, которые не являются компонентами товарного газа,

- снижение объемной теплотворной способности товарного газа из-за смешения газа сепарации с катализатом, включающим газовую часть, содержащую водород, обладающий низкой объемной теплотворной способностью и образующийся при любом неокислительном, в том числе каталитическом, превращении легких углеводородов в более тяжелые, которые имеют меньшее относительное содержание водорода,

- необходимость потребления топлива со стороны для осуществления каталитической переработки, протекающей при повышенной температуре с поглощением тепла.

Задачей изобретения является повышение выхода товарного газа, увеличение объемной теплотворной способности газовой части катализата, а также исключение потребления топлива со стороны,

- повышение выхода товарного газа за счет метанирования газа стабилизации,

- увеличение объемной теплотворной способности газовой части катализата и предотвращение тем самым снижения объемной теплотворной способности товарного газа, а также исключение потребления топлива со стороны за счет мембранной очистки газовой части катализата и использования полученного водородсодержащего пермеата в качестве топлива.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе, включающем сепарацию скважинной продукции с получением газа сепарации и углеводородного конденсата, стабилизацию углеводородного конденсата с получением товарного конденсата и газа стабилизации, комплексную подготовку газа сепарации с получением товарного газа и конденсата, а также каталитическую переработку газа стабилизации с получением катализата, включающего газовую часть, отличающемся тем, что комплексную подготовку газа сепарации осуществляют после его смешения с конвертированным газом, подвергнутым мембранной очистке, на каталитическую переработку дополнительно подают конденсат комплексной подготовки газа сепарации и осуществляют каталитическую переработку путем метанирования в присутствии водяного пара, катализат охлаждают и сепарируют с получением конденсата водяного пара, который смешивают с балансовым количеством воды, нагревают, испаряют и рециркулируют, и конвертированного газа, который подвергают мембранной очистке и смешивают с газом сепарации, при этом водородсодержащий пермеат, полученный при мембранной очистке, используют в качестве топлива.

При метанировании из каждого моля компонентов С₃₊ газа стабилизации образуется не менее двух молей метана, что позволяет увеличить объемный выход товарного газа.

Мембранная очистка конвертированного газа позволяет повысить его объемную теплотворную способность, за счет чего предотвратить снижение объемной теплотворной способности товарного газа и, кроме того, получить водородсодержащий пермеат, использование которого в качестве топлива для собственных нужд исключает необходимость потребления топлива со стороны.

Подача на метанирование конденсата комплексной подготовки газа сепарации позволяет дополнительно увеличить выход товарного газа и частично восполнить химическое потребление воды на метанирование.

Способ осуществляют следующим образом. Скважинную продукцию газоконденсатного месторождения (I) сепарируют на блоке 1 с получением газа сепарации (II), водного конденсата, выводимого с установки (на схеме не показано), и углеводородного конденсата (III), который дросселируют с помощью устройства 2 и подают (IV) на блок стабилизации 3, где получают газ стабилизации (V), водный конденсат, выводимый с установки (на схеме не показано), и товарный конденсат (VI). Газ стабилизации (V) подвергают каталитическому метанированию на блоке 4 в присутствии водяного пара (VII), используя водородсодержащий пермеат (VIII) в качестве топлива (показано штрихпунктиром), полученный катализат (IX) охлаждают и разделяют на блоке 5 (условно показан дефлегматор) на конвертированный газ (X) и конденсат водяного пара (XI), который на блоке 6 очищают, испаряют и рециркулируют в виде водяного пара (VII) на блок метанирования 4. Химическое потребление воды восполняют, подавая на блок 6 воду (XII).

Конвертированный газ (X) разделяют на мембранной установке 7 с получением водородсодержащего пермеата (VIII) и очищенного конвертированного газа (XIII), который смешивают с газом сепарации (И) и подвергают комплексной подготовке на блоке 8 с получением товарного газа (XIV), и конденсата (XV), который после очистки направляют на блок метанирования 4 (показано пунктиром). Очищенный конвертированный газ (XIII) может быть смешан с товарным газом (XIV) (показано пунктиром).

Сущность изобретения иллюстрирует следующий пример. Скважинную продукцию газоконденсатного месторождения в количестве 200,1 т/час при 25°C и 6,0 МПа сепарируют с получением 171,3 тыс. нм³/час газа сепарации, 14,5 т/час пластовой воды и 27,7 т/час остатка, который дросселируют до 2,0 МПа и стабилизируют с получением 5,7 тыс. нм³/час газа стабилизации, 0,2 т/час пластовой воды и 19,9 т/час товарного газового конденсата. Газ стабилизации смешивают с 13 т/час водяного пара и подвергают метанированию при 450°C в присутствии никельсодержащего катализатора, охлаждают и сепарируют с получением 17,6 тыс. нм³/час конвертированного газа и 8,1 т/час конденсата водяного пара, который пополняют балансовым количеством воды, очищают и в виде водяного пара подают на метанирование. Конвертированный газ (газовую часть катализата) очищают на мембранном блоке с получением 9,0 тыс. нм³/час водородсодержащего газа, используемого в качестве топлива при метанировании, и 8,6 тыс. нм³/час очищенного конвертированного газа, который смешивают с газом сепарации и подвергают осушке и отбензиниванию с получением 168,5 тыс. нм³/час товарного газа с содержанием водорода 0,21%. Теплотворная способность очищенного конвертированного газа (очищенной газовой части катализата) составила 32,3 МДж/м³. Топливо со стороны не потреблялось.

В условиях прототипа получено 167,6 тыс. нм³/час товарного газа с содержанием водорода 2,23%, а теплотворная способность газовой части катализата составила 27,6 кДж/м³. Потребление топлива со стороны составило 0,46 т/час.

Из примера видно, что предлагаемое изобретение позволяет повысить выход товарного газа, увеличить объемную теплотворную способность газовой части катализата, исключить потребление топлива со стороны и может быть использовано в газовой промышленности.