Способ сжижения и сепарации нефтяного попутного газа

Изобретение относится к области сжижения газов и их смесей, в частности к сжижению попутного нефтяного газа, отбираемого как из газовой магистрали, так и из скважины. Способ включает раздельную подачу потоков газа и жидкой среды и смешивание их друг с другом, охлаждение смеси и отбор сжиженного газа. Новым является то, что перед смешиванием газа с жидкой средой в поток последней помещают кавитатор, а смешивание газа с жидкой средой производят путем подачи потока указанного газа через кавитатор в каверну, образующуюся за кавитатором в потоке жидкой среды при выполнении условий, что Р_б<Р_н и Р_нжс.≤Р_к<Р_г, где P_б - базовое давление или давление за кавитатором в смеси газа и жидкой среды, кгс/см²; Р_н - давление перед кавитатором, кгс/см²; Р_нжс - давление насыщения паров жидкой среды, кгс/см²; Р_к - давление в каверне, кгс/см²; Р_г - давление подачи газа, кгс/см². Объемный расход нефтяного попутного газа, закачиваемого через кавитатор в каверну, определяют по формуле: G_газ=(aX+b)×W×d², где G_газ - объемный расход нефтяного попутного газа, м³/с; Х - число кавитации, W - скорость жидкой среды на срезе кромки кавитатора, м/с; d - диаметр кавитатора, м; a, b - эмпирические коэффициенты, определяемые в зависимости от вида жидкой среды. В качестве жидкой среды используют жидкость, не взаимодействующую с нефтяным попутным газом и не растворяющую его, например воду или ее минерализированный раствор. Использование изобретения позволит упростить и удешевить способ при обеспечении высокой эффективности, а также реализовывать его на удаленных месторождениях нефтегазодобычи и вблизи малопродуктивных скважин. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к области сжижения газов и их смесей, в частности к сжижению попутного нефтяного газа, отбираемого как из газовой магистрали, так и из скважины, и может быть использовано как в условиях стационарных установок по сжижению газа, так и передвижных, непосредственно на скважинах, для исключения неоправданных потерь попутного газа, который в настоящее время сжигается в факелах.

В настоящее время известны способы по сжижению газа и газовой смеси, в основу которых положен принцип глубокого охлаждения газа при многократности его прохождения через специальные, довольно сложные устройства, что делает эти способы очень сложными и технологически затратными.

Так известен способ сжижения многокомпонентной газовой смеси, например природного газа (Патент РФ №2204093, кл. F25J 1/00, от 2001 г.), согласно которому производят предварительную очистку, осушку и глубокое охлаждение газовой смеси в теплообменнике, после чего ее направляют на предварительное разделение в дополнительный сепаратор с образованием газообразной и жидкой фаз. Затем газообразную фазу расширяют и возвращают в обратный поток, а жидкую фазу разделяют на два потока, один из которых возвращают в обратный поток, а второй - через дроссель, в основной сепаратор. Это изобретение позволяет повысить концентрацию в сжиженном газе низкокипящих компонентов.

Подобный подход к сжижению природного газа также описан в патенте РФ №2212598, кл. F25J 1/00, 2002 г., в котором указанный известный способ направлен на получение сжиженного природного газа с малым содержанием высококипящих компонентов и диоксида углерода.

Также известен способ сжижения богатого углеводородами газового потока (Патент РФ №2212601, кл. F25J 1/02, 1998 г.), заключающийся в пропускании газа через ряд теплообменников, заполненных холодильными агентами, с последующим сжиманием посредством компрессора и последующим охлаждением.

Основным недостатком всех указанных известных способов является их сложность, многооперационность, а также высокая стоимость ввиду необходимости использования дорогостоящего сложного оборудования. Причем эти способы возможны для реализации только на стационарных установках, обычно монтируемых на газоперерабатывающих заводах и при больших объемах перерабатываемого сырья.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по назначению является способ сжижения природного газа, согласно которому производят раздельную подачу потоков газа и жидкой среды, смешивание их друг с другом, после чего смесь разгоняют до скорости, превышающей скорость звука в ней, и охлаждают путем расширения, причем в качестве жидкой среды используют жидкость с молярной массой ≥50 кг/кмоль (в частности, жидкую ртуть, тяжелое масло, сернистый ангидрид и т.д.), которая под сильным механическим взаимодействием газа переходит в газообразное состояние, причем пары жидкости составляют 10-50 мас.% от общей массы получаемой газовой смеси (Патент РФ №2212599, кл. F25J 1/00, 2003 г.).

Однако указанный известный способ характеризуется теми же недостатками, что и предыдущие аналоги, т.е. является сложным и достаточно дорогим в осуществлении, т.к. требует дорогостоящего оборудования и больших энергозатрат на сжижение газа.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в упрощении и удешевлении способа при обеспечении высокой эффективности.

Кроме того, дополнительный технический результат заключается в возможности реализации предложенного способа на удаленных месторождениях нефтегазодобычи, а также вблизи малопродуктивных скважин.

Указанный технический результат достигается предлагаемым способом сжижения и сепарации нефтяного попутного газа, включающим раздельную подачу потоков газа и жидкой среды и смешивание их друг с другом, охлаждение смеси и отбор сжиженного газа, при этом новым является то, что перед смешиванием газа с жидкой средой в поток последней помещают кавитатор, а смешивание газа с жидкой средой производят путем подачи потока указанного газа через кавитатор в каверну, образующуюся за кавитатором в потоке жидкой среды при выполнении условий, что P_б<Р_н и Р_нжс.≤Р_к<Р_г,

где Р_б - базовое давление или давление за кавитатором в смеси газа и жидкой среды, кгс/см²;

P_н - давление перед кавитатором, кгс/см²;

Р_нжс - давление насыщения паров жидкой среды, кгс/см²;

P_к - давление в каверне, кгс/см²;

Р_г - давление подачи газа, кгс/см²,

причем объемный расход нефтяного попутного газа, закачиваемого через кавитатор в каверну, определяют по формуле: G_газ=(аХ+b)×W×d²,

где G_газ - объемный расход нефтяного попутного газа, м³/с,

Х - число кавитации,

W - скорость жидкой среды на срезе кромки кавитатора, м/с,

d - диаметр кавитатора, м,

a, b - эмпирические коэффициенты, определяемые в зависимости от вида жидкой среды,

при этом в качестве жидкой среды используют жидкость, не взаимодействующую с нефтяным попутным газом и не растворяющую его.

В качестве жидкой среды используют воду или ее минерализированный раствор.

Указанный технический результат достигается за счет следующего.

Введение в поток жидкой среды кавитатора обеспечивает образование за ним устойчивой естественной каверны за счет его гидродинамического обтекания и перепадов давления до и после кавитатора. При этом до подачи в каверну газа давление в указанной каверне не меняется и практически равно давлению насыщения жидкой среды.

При подаче газа через кавитатор обеспечивается создание и поддержание искусственной каверны за кавитатором, общая тенденция которой такова, что с увеличением расхода газа растет длина каверны, а давление в ней падает. Затем этот газ попадает в поток жидкости высокого давления (за каверной) и происходит процесс сжатия (каверна схлапывается), при этом часть газа переходит в жидкое состояние с выделением скрытой теплоты конденсации, а оставшаяся газообразная фаза сжимается с повышением температуры. Для обеспечения условий эффективной конденсации полученную смесь газа с жидкой средой необходимо охлаждать.

Указанный процесс будет успешно проходить только при определенных динамических характеристиках потока и при выполнении одновременно следующих условий, что Р_б<Р_н и Р_нжс.≤Р_к<Р_г,

где Р_б - базовое давление или давление за кавитатором в смеси газа и жидкой среды, кгс/см²,

Р_н - давление перед кавитатором, кгс/см²,

Р_нжс - давление насыщения паров жидкой среды, кгс/см²,

P_к - давление в каверне, кгс/см²,

P_г - давление подачи газа, кгс/см².

Это объясняется тем, что благодаря использованию в качестве жидкой среды жидкости, не взаимодействующей с газом и не растворяющей его, обеспечивается беспрепятственная подача газа в каверну в течение всего процесса осуществления способа, т.к. при растворении углеводородных (нефтяных) газов в жидкой среде давление насыщения растворенных газов будет расти, ограничивая возможность подачи газа в каверну. Указанное явление выявлено в процессе экспериментальных исследований при использовании в качестве жидкой среды, например С₅-пентанов (из которых удалены легкие фракции).

Кроме того, как показали эксперименты, процесс искусственной кавитации, используемый в предложенном способе, зависит от объемного расхода газа, закачиваемого через кавитатор в каверну. Причем указанный объемный расход является непроизвольной величиной, а устанавливается исходя из определенной в процессе исследований эмпирической зависимости: G_газ=(аХ+b)×W×d,

где G_газ - объемный расход нефтяного попутного газа, м³/с,

Х - число кавитации,

W - скорость движения жидкой среды на срезе кромки кавитатора, м/с,

d - диаметр кавитатора, м,

a, b - эмпирические коэффициенты, определяемые в зависимости от свойств жидкой среды.

Приведенная формула позволяет установить связь расхода газа с числом кавитации X. Величина (аХ+b) - есть безразмерный коэффициент расхода газа, описываемый линейной функцией от числа кавитации. При этом эмпирические коэффициенты а, b устанавливаются при построении такой функции для различных жидких сред. Так для обычной пресной воды а=-0,53; b=0,36. Вид функции приведен на фиг 3, прилагаемой к материалам заявки.

Таким образом, указанная в формуле эмпирическая зависимость является универсальной: она позволяет прогнозировать расход газа через каверну при любой комбинации динамических параметров.

Исходя из вышеизложенного предлагаемый способ может быть осуществим при различных вариациях жидких сред, их скоростей течения и размеров кавитаторов. Для его осуществления требуется небольшое количество операций, он малозатратный в технологическом плане, что позволит его реализовать даже на удаленных месторождениях, то есть вне стационарных установок. Кроме того, не требуется предварительной осушки и очистки газа, что также обеспечивает простоту способа.

И наряду с указанным он является эффективным, позволяющим обеспечить высокую степень сжижения нефтяного газа.

Предлагаемый способ иллюстрируется чертежами, где на фиг.1 представлена в общем виде схема установки для осуществления прелагаемого способа; фиг.2 - зависимость степени извлечения компонентов газа, например, с концевой сепарационной установки реального месторождения от базового давления Р_б (давление смеси жидкой среды с газом за кавитатором); фиг.3 - зависимость коэффициента расхода газа от числа кавитации (для жидкой среды - воды); фиг.4 - зависимость объемного расхода газа от скорости движения жидкой среды на срезе кромки кавитатора (для кавитаторов различного диаметра: 10, 15 и 20 мм).

Для осуществления предлагаемого способа проводят следующие операции в нижеуказанной последовательности:

- монтируют установку, состоящую в общем виде (фиг.1) из насосного агрегата 1, осуществляющего циркуляцию жидкой среды из подающей емкости 2 через кавитирующее устройство 3 в приемную емкость 4, которая одновременно выполняет роль сепаратора;

- оснащают установку манометрами;

- газ, подлежащий конденсации (сжижению), из резервуара 5 подается в кавитатор 6 в область искусственной каверны за кавитатором 6, где происходит его сжатие и частичная конденсация;

- в приемной емкости-сепараторе 4 происходит разделение фракций: газовый конденсат (сжиженный газ) отводится через патрубок 7, несконденсировавшийся газ удаляется по патрубку 8, а отделившаяся жидкая среда поступает в насосный агрегат 1 для циркуляции;

- все гидродинамические параметры подачи жидкой среды и газа подчиняют условиям, что P_б< P_н, Р_нжс≤P_к<P_г,

где P_б - базовое давление или давление за кавитатором в смеси газа и жидкой среды, кгс/см²;

P_н - давление перед кавитатором, кгс/см²;

Р_нжс - давление насыщения паров жидкой среды, кгс/см²;

P_к - давление в каверне, кгс/см²;

Р_г - давление подачи газа, кгс/см².

Указанные показатели давления регистрируют в процессе работы манометрами.

При практической реализации предлагаемого способа вначале следует провести анализ состава конденсируемого газа и затем - расчет параметров режимов кавитационной конденсации, руководствуясь при этом требуемой степенью извлечения компонентов газа. В результате этого анализа будет выбран один из основных параметров - базовое давление P_б (это практически давление в приемной емкости-сепараторе 4). На фиг.2 показана зависимость степени извлечения компонентов данного нефтяного попутного газа в зависимости от давления P_б. Например, уже при давлении Р_б=10 кгс/см² степень извлечения пропана составляет около 80% от потенциала.

После выбора базового давления P_б определяют скорость жидкой среды на срезе кромки кавитатора и расход газа через каверну, а затем напорно-расходные характеристики подачи потоков.

Расход газа определяют по формуле

при этом безразмерный коэффициент расхода газа С_р=(-0,53Х+0,36) был определен экспериментальным путем (для жидкой среды - воды) и представлен на фиг.3.

Число кавитации Х рассчитывалось через относительное разрежение в каверне:

Коэффициент расхода газа С_р по формуле

Вычисления выполняются в следующем порядке:

- задаваясь числом кавитации X, по формуле (2) находим значение скорости жидкой среды - воды W, обеспечивающей требуемый перепад давлений (P_б-Р_к);

где Р_б, Р_к - известные давления, кгс/см²;

ρ=1000 кг/м³ - плотность воды;

- по формуле (3) рассчитывают безразмерный коэффициент расхода газа;

- используя формулу (1), вычисляют объемный расход газа через каверну.

В таблице представлены результаты такого расчета для газа, состав и параметры конденсации которого соответствуют фиг.2. При расчетах принято базовое давление P_б=10 кгс/см², диаметр кавитатора d=15 мм.

В первых двух опытах таблицы рассчитана скорость для режимов естественной кавитации. Опыт 1 соответствует режиму, когда давление в каверне за счет скоростного напора уменьшится до атмосферного, то есть базовое избыточное давление на срезе кромки кавитатора будет скомпенсировано, и дальнейшее увеличение скорости приведет к разрежению за кавитатором. Во втором опыте найдена скорость воды, обеспечивающая начало паровой кавитации (Р_к=0,04 кгс/см² - давление насыщенных паров воды при температуре 30°С). Число кавитации в обоих случаях совпадает, и соответствующие точки на графике (фиг.3) располагаются на оси абсцисс, когда нет расхода газа через каверну. При скорости W=139,7 м/с (опыт 3 таблицы) и при минимальном давлении в каверне число кавитации будет равно Х=0,1, а расход газа установится максимально возможным - G_ra3=9,7 л/с. Последние два опыта таблицы (№4 и №5) соответствуют промежуточным значениям чисел кавитации и расходов газа.

Таким образом, обеспечивается принципиальная возможность осуществления предлагаемого способа кавитационной конденсации (сжижения) углеводородных газов.

Преимущества предлагаемого способа по сравнению с прототипом заключаются в следующем:

- заявляемый способ технологически значительно проще известного, т.к. предполагает меньшее число операций, их простоту;

- технологическое обеспечение предлагаемого способа не требует сложного оборудования, что снижает стоимость реализации;

- оборудование, используемое для осуществления предлагаемого способа, относится к разряду доступных, компактных и недорогих, что позволяет реализовать этот способ вне стационарных заводских условий, даже на удаленных месторождениях и малопродуктивных скважинах.

Таблица
№	X	Рк, кгс/см2	W, м/с	Gгаз, л/с	Gгаз, м3/сут
1	0,68	1	51,7	0	0
2	0,68	0,04	54,0	0	0
3	0,1	0,04	139,7	9,7	838
4	0,3	0,04	80,7	3,7	318
5	0,4	0,04	69,8	2,3	202

1. Способ сжижения и сепарации нефтяного попутного газа, включающий раздельную подачу потоков газа и жидкой среды и смешивание их друг с другом, охлаждение смеси и отбор сжиженного газа, отличающийся тем, что перед смешиванием газа с жидкой средой в поток последней помещают кавитатор, а смешивание газа с жидкой средой производят путем подачи потока указанного газа через кавитатор в каверну, образующуюся за кавитатором в потоке жидкой среды при выполнении условий, что

Р_б<Р_н и Р_нжс.≤Р_к<Р_г,

где Р_б - базовое давление или давление за кавитатором в смеси газа и жидкой среды, кгс/см²;

Р_н - давление перед кавитатором, кгс/см²;

Р_нжс - давление насыщения паров жидкой среды, кгс/см²;

Р_к - давление в каверне, кгс/см²;

Р_г - давление подачи газа, кгс/см²,

причем объемный расход нефтяного попутного газа, закачиваемого через кавитатор в каверну, определяют по формуле

G_газ=(aX+b)·W·d²,

где G_газ - объемный расход нефтяного попутного газа, м³/с;

Х - число кавитации;

W - скорость жидкой среды на срезе кромки кавитатора, м/с;

d - диаметр кавитатора, м;

a, b - эмпирические коэффициенты, определяемые в зависимости от вида жидкой среды,

при этом в качестве жидкой среды используют жидкость, не взаимодействующую с нефтяным попутным газом и не растворяющую его.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве жидкой среды используют воду или ее минерализированный раствор.