Способ осушки углеводородного газа

 

Изобретение может быть использовано в нефтегазовой промышленности, в частности в процессах подготовки природного и нефтяного газа на промыслах. Сущность изобретения заключается в том, что в известном способе, включающем распыление абсорбента в трубопроводе, согласно изобретению распыление в трубопроводе смешения осуществляют охлажденным абсорбентом, с последующей абсорцией в колонном аппарате. Изобретение позволяет уменьшить расход потерь абсорбента и исключить ограничения по температуре подаваемого газа. 1 табл.

Изобретение относится к нефтагазовой промышленности, в частности к процессу подготовки природного и нефтяного газа на промыслах.

Известен способу осушки природного газа абсорбцией в колонных аппаратах [1].

Однако этот способ эффективен только при температуре подаваемого на осушку природного газа до 15-18^oC.

Известен способ осушки природного газа абсорбцией в многофункциональных аппаратах [2].

Недостатком данного способа является большой унос гликоля и ограничение температуры газа, подаваемого на осушку, из-за снижения эффективности процесса.

Известен способ осушки углеводородного газа в горизонтальных распылительных абсорбентах [3] . Недостатком данного способа является большой унос гликоля и ограничение по температуре подаваемого газа до 15-18^oC.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ осушки углеводородного газа в трубопроводе распылением абсорбента в потоке углеводородного газа [4].

Недостатком данного способа является большой унос гликоля и ограничение по температуре подаваемого газа до 15-18^oC.

Целью изобретения является уменьшение расхода и потерь абсорбента и исключение ограничения по температуре подаваемого газа.

Сущность изобретения заключается в том, что в известном способе, включающем распыление абсорбента в трубопроводе, согласно изобретению распыление в трубопроводе смешения осуществляют охлажденным абсорбентом с последующей абсорбцией в колонном аппарате.

В литературных источниках способы осушки углеводородного газа, предусматривающие предварительную абсорбцию распылением охлажденного абсорбента не известны.

При разработке газовых месторождений в период падающей добычи снижается пластовое давление, увеличивается содержание воды в скважинной продукции. Соответственно, появляется необходимость строительства дожимных компрессорных станций (ДКС) для поддержания необходимого давления в системе сбора и подготовки газа. При повышении давления газа на ДКС увеличивается его температура. Опыт эксплуатации газовых месторождений показывает, что температуры газа при этом повышается до 35-40^oC.

В зимний период времени не представляет трудности охлаждение газа перед абсорбцией в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) до температуры 20-25^oC. Но в то же время есть опасность гидратообразования при понижении температуры. Однако в летнее время с помощью АВО невозможно достичь такой температуры охлаждения газа. Использование турбодетандерных установок связано с большими капитальными и эксплуатационными затратами и опасностью образования гидратов.

Поэтому наиболее эффективным и простым решением оказывается предварительная абсорбция охлажденным абсорбентом в трубопроводе смешения. В этом случае в трубопроводе смешения осуществляются два процесса - охлаждение и предварительная осушка газа. Причем, осуществляется двухступенчатая абсорбция: 1 ступень - трубопровод смешения; 2 ступень - абсорбционный аппарат колонного типа.

Известно использование многофункциональных аппаратов (МФА) для осушки природного газа [2]. Однако опыт их эксплуатации показал что с течением времени эффективность процесса осушки газа снижается и увеличивается унос гликоля с осушенным газом. Экспериментальные исследования, проведенные на Уренгойском ГКМ показали, что небольшой выигрыш в потерях гликоля в начальный период эксплуатации МФА, компенсируется потерями в период дальнейшей эксплуатации [2].

Поэтому наиболее эффективной является технологическая схема осушки природного газа с использованием дискретных аппаратов без совмещения их в одном аппарате, как в МФА. Опыт эксплуатации абсорбционных установок с дискретными аппаратами на месторождении Медвежье показывает, что в этом случае исключаются все проблемы, связанные с увеличением количества песка и воды по мере разработки залежей [5,6].

Анализ эксплуатации абсорбционных установок с дискретными аппаратами на месторождении Медвежье показывает, что подготовка газа до требуемых стандартом норм достигается с меньшим расходом гликолей, причем, потери гликолей в аппаратах в пределах нормы.

В связи с этим трубопровод смешения для предварительной осушки охлажденным абсорбентом является дополнительным и дискретным аппаратом в схеме, что повышает эффективность процесса. Причем, охлаждение абсорбента ограничивается как с увеличением вязкости абсорбента при понижении температуры, так и возможностями и условиями процесса охлаждения. Известно, что из-за резкого увеличения вязкости абсорбента возможно понижение его температуры до 5-19^oC [5-7] . В то же время, в летний период времени наиболее эффективным является охлаждение абсорбента водой, возможности которой как хладоносителя в промысловых условиях ограничиваются температурой охлаждения абсорбента в пределах 10-15^oC, что и принимается нами за интервал температуры охлаждения абсорбента.

Расчетные исследования, проведенные с использованием прототипа и предлагаемой схемы показали эффективность процесса подготовки газа с предварительной осушкой в трубопроводе смешения.

Рассмотрим в качестве примера абсорбционную установку Уренгойского ГКМ.

Пример. Природный газ по шлейфам подают на дожимную компрессорную станцию (ДКС), где за счет повышения давления его температура увеличивается до 30^oC, затем газ подают на установку абсорбционной сушки газа. При этом (вариант 1.1) для достижения точки росы (-15)^oC требуется 7,120 м³ч гликоля и в реальных условиях, в связи с высокой температурой процесса также резко увеличивается унос абсорбента (таблица 1).

По предлагаемой схеме (варианты 2.1-2.3) для достижения точки росы (-15)^oC, как и по существующей схеме, требуется меньший расход абсорбента. Так, в варианте 2.1 требуется на 1,02 м³ч абсорбента меньше, чем по существующей технологии в варианте 1.1. (на 14,5%), в варианте 2.2 меньше на 2,36 м³ч (на 33,0%), в варианте 2.3 меньше на 2,21 м³ч (на 31,0%).

Предлагаемый способ можно применять как в комплексе с абсорберами колонного типа, так и индивидуально.

Результаты исследований, приведенных выше, показывают, что использование 1 ступени абсорбции в трубопроводе смешения с использованием охлажденного абсорбента позволяет повысить эффективность процесса абсорбции, значительно сократить расход абсорбента-осушителя.

Практическая возможность реализации способа при осушке углеводородного газа отвечает критерию "промышленная значимость".

Предлагаемое изобретение целесообразно использовать при подготовке газа на нефтегазодобывающих предприятиях.

Источники информации 1. Балыбердина И.Т. Физические методы переработки и использования газа. -М.: Недра, 1988 248 с.

2. Клюсов В.А., Щипачев В.Б., Гузов В.Ф., Салихов Ю.Б. Опыт эксплуатации многофункциональных аппаратов на Уренгойском месторождении.-М.: ВНИИЭгазпром, 1987. вып. 4, 26 с, (ОИ Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата).

3. Бараз В.И. Сбор газа на нефтяных промыслах.-М.: Недра, 1984 176 с.

4. Берлин М.А., Коробко В.Д. Основное технологическое оборудование зарубежных газоперерабатывающих заводов.-М.: Химия, 1977, с. 226-227.

5. Жданова Н. В. , Халиф А.Л. Осушка углеводородных газов.-М.: Химия, 1984, с. 70-112.

6. Гухман Л.М. Подготовка газа северных газовых месторождений к дальнему транспорту.-Л.: Недра, 1980 с. 161.

7. Бекиров Т.М. и др. Исследование процесса осушки газа при низких температурах контакта. - Газовая промышленность, 1988, N 3, с.48-50.

Формула изобретения

Способ осушки углеводородного газа распылением абсорбента в трубопроводе, отличающийся тем, что в трубопроводе смешения осуществляют предварительную абсорбцию распылением охлажденного абсорбента, а окончательную абсорбцию производят в колонном аппарате.

РИСУНКИ

Рисунок 1