СПОСОБ ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Изобретение относится к процессам подготовки природного углеводородного газа перед его транспортировкой и может найти применение в газовой и нефтяной промышленности.

Известен способ подготовки углеводородного газа к транспортировке, включающий ступенчатую сепарацию, охлаждение газового потока между ступенями сепарации, введение в поток водорастворимого летучего органического ингибитора гидратообразования, выведение из сепараторов жидкости, разделение ее на углеводородную и водную фазы, в котором выделенную водную фазу направляют в поток газа, поступающий на одну из предыдущих ступеней сепарации (патент РФ N 1350447 A1, кл.7 F 17 D 1/05, опубл. в 1993 г.).

К недостаткам способа относятся потери ингибитора с получаемой в процессе подготовки газа водной фазой, которая из-за низкой концентрации ингибитора непригодна в качестве сырья для установки регенерации. Кроме того, присутствие метанола в утилизируемой водной фазе влечет за собой негативные экологические последствия.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ подготовки углеводородного газа, включающий охлаждение и ступенчатую сепарацию газового потока, введение ингибитора гидратообразования метанола и вывод из сепараторов жидких фаз. Жидкие углеводороды с первой ступени сепарации направляют в сепаратор последней ступени, а выведенные с последней и промежуточных ступеней сепарации жидкостные потоки объединяют и разделяют полученную смесь на углеводородную и водометанольную фазы. Выделенную из смеси водометанольную фазу подают на противоточное контактирование с газом на первую ступень сепарации, а оставшуюся после стадии контактирования с продувочным газом водометанольную фазу с концентрацией метанола не ниже 10 мас.% выводят в виде бокового погона и направляют на установку регенерации метанола. Регенерированный метанол возвращают в технологический цикл подготовки газа, что обеспечивает снижение расхода вновь вводимого ингибитора и улучшает экологическую характеристику процесса подготовки газа (патент РФ N 2124930 C1, кл. B 01 D 53/00, 53/26, опубл. в 1999 г.).

К причинам, препятствующим достижению указанного выше технического результата при использовании известного способа, принятого за прототип, относится то, что метанол, присутствующий в смеси жидких фаз с последней и промежуточных ступеней сепарации, частично растворяется в нестабильном углеводородном конденсате. Это приводит к ухудшению качества товарного нестабильного конденсата и значительным потерям ингибитора гидратообразования - метанола.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является обеспечение возврата в технологический цикл подготовки газа дополнительного количества ингибитора гидратообразования - метанола, извлекаемого из нестабильного конденсата. Кроме этого, повышение товарного качества жидких углеводородов благодаря снижению содержания в них токсичного метанола.

Для достижения названного технического результата в предлагаемом способе подготовки природного газа, включающем ступенчатую сепарацию с охлаждением газового потока между ступенями сепарации, введение ингибитора гидратообразования - метанола, вывод из сепараторов жидкой фазы, разделение ее на углеводородную и водометанольную фазы, подачу жидких углеводородов с первой ступени сепарации на противоточное контактирование с отсепарированным газом на последнюю ступень сепарации, объединение жидких фаз с последней и промежуточных ступеней сепарации, выделение из полученной смеси водометанольной фазы и подачу ее на контактирование с газом на первую ступень сепарации, выведение с этой ступени в виде бокового погона оставшейся после стадии контактирования с продувочным газом водометанольной фазы и подачу ее на установку регенерации метанола, при этом из оставшейся после контактирования с продувочным газом водометанольной фазы выделяют поток, который смешивают с объединенными жидкими фазами с последней и промежуточных ступеней сепарации.

Отличительными признаками предлагаемого способа является выделение потока водометанольной фазы, получаемой после стадии контактирования с газом на первой ступени сепарации.

При этом поток направляют на смешивание с жидкими фазами с последней и промежуточной ступеней сепарации, в результате чего концентрация метанола в водном растворе снижается. Одновременно уменьшается растворимость метанола в нестабильном конденсате и происходит частичный переход метанола в контактирующую с ним водную фазу. Обогащенную метанолом водную фазу возвращают на стадию контактирования с газом на первую ступень сепарации.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает возврат в технологический цикл подготовки газа дополнительного количества метанола, извлеченного из нестабильного конденсата. Кроме того, снижение содержания токсичного метанола в получаемых жидких углеводородах способствует повешению их товарного качества.

Предлагаемый способ поясняется чертежом, на котором представлена схема подготовки природного газа.

На чертеже показаны сепараторы 1, 2, 6, сепаратор-абсорбер 9, установка регенерации метанола 5, рекуперативные теплообменники 3, 10, емкости 4, 11, эжектор 7 и расширительное устройство 8.

Способ осуществляется следующим образом.

Поступающий газ направляют на предварительную сепарацию в сепаратор 1, где из него выделяют углеводородный конденсат и воду.

Отсепарированный газ проходит дополнительную очистку в нижней сепарационной зоне второго сепаратора первой ступени 2 и поступает в верхнюю зону сепаратора 2 на стадию контактирования с отработанным ингибитором гидратообразования - водометанольным раствором. Отсепарированный в верхней зоне сепаратора 2 газ выполняет функцию продувочного газа. Оставшуюся после стадии контактирования водометанольную фазу выводят в виде бокового погона из сепаратора 2 и разделяют на два потока. Первый из них направляют на установку регенерации метанола 5. Регенерированный метанол смешивают с вновь вводимым ингибитором и повторно закачивают в газовый поток. Воду, выделяемую на установке регенерации метанола, направляют в промстоки.

Выделенные при сепарации на первой ступени в сепараторах 1, 2 жидкие фазы объединяют и направляют в емкость 4, где из полученной смеси выделяют водную фазу и жидкие углеводороды. Водную фазу направляют в промстоки, а углеводородную жидкость охлаждают в рекуперативном теплообменнике 10 и подают на противоточное контактирование с газом в сепаратор-абсорбер 9.

В поток газа, выходящий из сепаратора 2 и содержащий пары метанола, дополнительно закачивают метанол, после чего газ охлаждают в рекуперативном теплообменнике 3, и направляют в сепаратор 6. В сепараторе 6 газ отделяют от сконденсировавшейся жидкости и через эжектор 7 и расширительное устройство 8 подают в сепаратор-абсорбер 9 на противоточное контактирование с углеводородной жидкостью из емкости 4. Обработанный в сепараторе-абсорбере 9 газ нагревают в теплообменнике 3 и направляют потребителю. Жидкие фазы из сепаратора-абсорбера 9 нагревают в рекуперативном теплообменнике 10, объединяют с жидкими фазами, выводимыми из сепаратора 6, и подают в емкость 11. В эту же емкость подают второй поток водометанольной фазы, полученной после выведения в виде бокового погона из сепаратора 2 и разделения ее на два потока. В емкости 11 образовавшуюся смесь разделяют на газовую, водную и жидкую углеводородную фазы. Жидкие углеводороды из емкости 11 направляют потребителю, а газы дегазации через эжектор 7 - в абсорбер-сепаратор 9. Водную фазу, содержащую метанол, подают в сепаратор первой ступени 2 на стадию контактирования с отсепарированным газом, выполняющим функцию продувочного газа.

Для предотвращения гидратообразования на установке используют "свежий" метанол с концентрацией 95 мас.% и регенерированный метанол с такой же концентрацией.

Пример 1. Исходный пластовый газ состава, моль.%: N₂ 0,51; C₁H₄ 89, 98; CO₂ 0,21; C₂H₆ 4,44; C₃H₈ 1,91; C₄H₁₀ 1,01; C₅H₁₂ + высш. 1,94 в количестве 400 тыс. нм³/час поступает на установку обработки газа.

При обработке газа устанавливают следующие параметры работы установки: в сепараторах первой ступени 1,2 давление 10,5 МПа и температура 18^oC, в сепараторе 6 давление 9,8 МПа и температура минус 12^oC, в сепараторе-абсорбере 9 давление 5,5 МПа и температура минус 32^oC.

В емкости 4 давление 5,7 МПа и температура 16^oC, в емкости 11 давление 3,2 МПа и температура минус 3^oC.

Углеводородный конденсат из емкости 4 подают на орошение в сепаратор-абсорбер 9. Жидкие фазы из сепаратора 6 и сепаратора-абсорбера 9 направляют в емкость 11.

Выделяемый в емкости 11 товарный нестабильный конденсат направляют потребителю.

Для предупреждения гидратообразования на установке в поток газа перед рекуперативным теплообменником 3 закачивают метанол с концентрацией 95 мас. %. Отработанный ингибитор, представляющий собой разбавленный водой метанол, выделяют в емкости 11 и направляют на стадию контактирования с продувочным газом в сепаратор 2. Оставшуюся после стадии контактирования водометанольную фазу, содержащую 40 мас.% метанола, выводят в виде бокового погона из сепаратора 2 и делят на два потока. Один поток водометанольной фазы направляют в емкость 11, а другой - на установку регенерации 5. Регенерированный метанол смешивают с вновь вводимым метанолом и возвращают в технологический цикл подготовки газа.

Другой поток водометанольной фазы, направляемый в емкость 11, смешивается с присутствующим в нем отработанным ингибитором, в результате чего концентрация метанола в водном растворе в емкости 11 снижается. В соответствии с условиями фазового равновесия одновременно в емкости 11 уменьшается растворимость метанола в нестабильном конденсате и происходит частичный переход ингибитора в фазу контактирующую с ним водную фазу. В результате увеличивается количество метанола в водном растворе и снижаются потери ингибитора с товарным нестабильным конденсатом. Количество направляемой в емкость 11 водометанольной фазы устанавливают максимально возможным и таким образом, чтобы избежать гидратообразования из-за чрезмерного снижения концентрации ингибитора в водном растворе, а также исходя из ограничений по количеству подаваемой на орошение в сепаратор 2 водометанольной фазы, при которых не нарушается его нормальная работа.

Выделенный в емкости 11 водометанольный раствор направляют на стадию контактирования с продувочным газом в сепаратор 2. В сепараторе 2 из подаваемого на орошение водометанольного раствора в паровую фазу переходит дополнительное количество метанола, возвращаемого в технологический цикл подготовки газа. В результате снижается требуемый расход вновь вводимого ингибитора и сокращаются эксплуатационные затраты, связанные с предупреждением гидратообразования на установке. Помимо этого повышается качество получаемого товарного нестабильного конденсата.

При реализации процесса по ближайшему аналогу способа всю оставшуюся после стадии контактирования с газом водометанольную фазу из сепаратора 2 направляют на установку регенерации. При этом сохраняется высокая концентрация метанола в емкости 11, и имеют место повышенные потери ингибитора с товарным нестабильным конденсатом.

Данные по примеру осуществления способа сведены в таблицу.