Способ подготовки и переработки нефтяного газа

Изобретение может быть использовано в газовой, нефтяной, нефтеперерабатывающей, нефтехимической и химической отраслях промышленности. Сначала проводят адсорбционную осушку и очистку газа. Затем часть потока осушенного и очищенного газа подают на контактирование с ингибитором гидратообразования, после которого смешивают поток газа, обогащенный парами ингибитора гидратообразования, с основным потоком осушенного и очищенного газа. Основной поток осушенного и очищенного газа перед смешением с потоком газа, обогащенным парами ингибитора гидратообразования, предварительно охлаждают до температуры минус 30°С ÷ минус 65°С, частично конденсируют и сепарируют. Полученную в результате смешения смесь направляют на глубокое охлаждение до температуры минус 80°С ÷ минус 110°С. Изобретение позволяет повысить качество ингибирования гидратообразования в процессе глубокого охлаждения газа, сократить расход ингибитора гидратообразования и содержание метанола в получаемой продукции, а также снизить эксплуатационные затраты. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

 

Изобретение относится к технологии глубокой осушки и низкотемпературной переработки нефтяных газов и может быть использовано в газовой, нефтяной, нефтеперерабатывающей, нефтехимической и химической отраслях промышленности.

Известен способ глубокой осушки газов (см. авторское свидетельство СССР №847559, B01D 53/26, опубл. 07.08.1989 г.), включающий адсорбционную осушку газа на клиноптилолите, контактирование потока осушенного газа с ингибитором гидратообразования (метанолом) и охлаждение полученной смеси до температуры минус 70°С ÷ минус 110°С.

Общими признаками известного и предлагаемого способов являются:

- адсорбционная осушка газа;

- контактирование потока осушенного газа с ингибитором гидратообразования;

- глубокое охлаждение полученной смеси до температуры минус 80°С ÷ минус 110°С.

Недостатком известного способа является повышенное содержание в газовом потоке ингибитора гидратообразования вследствие того, что обработке метанолом подлежит весь поток осушенного газа. Поэтому для обеспечения качественного ингибирования гидратообразования всего потока осушенного газа требуется повышенное количество метанола. Это приводит к повышенному содержанию метанола в получаемой продукции (ШФЛУ и сжиженные газы) и не позволяет получить хорошего качества сырье для дальнейшей переработки.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому техническому решению является способ глубокой осушки и очистки углеводородных газов и установка для его осуществления (см. патент РФ №2240859, B01D 53/26, B01D 53/02, опубл. 27.11.2004 г.), включающий адсорбционную осушку и очистку газа, фильтрацию газа от следов адсорбента, контактирование части потока осушенного и очищенного газа, выходящего после фильтрации, с ингибитором гидратообразования (метанолом), смешение потока газа, обогащенного парами ингибитора гидратообразования, с основным потоком осушенного и очищенного газа, выходящим после фильтрации, и охлаждение полученной смеси до температуры минус 80°С ÷ минус 110°С.

Общими признаками известного и предлагаемого способов являются:

- адсорбционная осушка и очистка газа;

- контактирование части потока осушенного и очищенного газа с ингибитором гидратообразования;

- смешение потока газа, обогащенного парами ингибитора гидратообразования, с основным потоком осушенного и очищенного газа;

- глубокое охлаждение полученной смеси до температуры минус 80°С ÷ минус 110°С.

Недостатком известного способа является выделение ингибитора гидратообразования с углеводородным конденсатом после охлаждения в процессе сепарации газожидкостного потока за счет хорошего растворения высококонцентрированного метанола в углеводородном конденсате. При этом количество метанола, оставшееся в газовом потоке, будет недостаточным для обеспечения качественного ингибирования гидратообразования при глубоком охлаждении газового потока. Это приводит к необходимости дополнительной подачи метанола и, следовательно, к увеличению его расхода и содержания в получаемой продукции (ШФЛУ и сжиженные газы), а также к повышению эксплуатационных затрат.

Техническая задача заключается в повышении качества ингибирования гидратообразования в процессе глубокого охлаждения газа, сокращении расхода ингибитора гидратообразования и содержания метанола в получаемой продукции, а также в снижении эксплуатационных затрат.

Поставленная задача достигается тем, что в способе подготовки и переработки нефтяного газа, включающем адсорбционную осушку и очистку газа, контактирование части потока осушенного и очищенного газа с ингибитором гидратообразования, смешение потока газа, обогащенного парами ингибитора гидратообразования, с основным потоком осушенного и очищенного газа и глубокое охлаждение полученной смеси до температуры минус 80°С ÷ минус 110°С, основной поток осушенного и очищенного газа перед смешением с потоком газа, обогащенным парами ингибитора гидратообразования, предварительно охлаждают, частично конденсируют и сепарируют.

Кроме того, основной поток осушенного и очищенного газа предварительно охлаждают до температуры минус 30°C ÷ минус 65°С.

Подача потока газа, обогащенного парами ингибитора гидратообразования, в предварительно охлажденный, частично сконденсированный и отсепарированный поток осушенного и очищенного газа позволяет обеспечить дозированную подачу ингибитора гидратообразования в основной поток осушенного и очищенного газа, обеспечив при этом качественное ингибирование гидратообразования в процессе глубокого охлаждения газа без подачи дополнительного количества метанола. Это позволяет сократить расход подаваемого ингибитора гидратообразования, тем самым снизив эксплуатационные затраты.

Кроме того, сокращение расхода подаваемого ингибитора гидратообразования позволяет снизить до минимально необходимой величины содержание метанола в получаемой продукции (ШФЛУ и сжиженные газы). Поскольку сжиженные газы имеют ограничение по содержанию в них метанола, а ШФЛУ и продукты ее переработки являются сырьем для нефтехимического производства и присутствие в них метанола нежелательно ввиду того, что метанол является ядом для большинства катализаторов нефтехимии, поэтому предлагаемая совокупность признаков позволяет также получить сырье хорошего качества для дальнейшей переработки.

Температура, до которой предварительно охлаждается газовый поток (минус 30°С ÷ минус 65°С), зависит от состава газа и степени извлечения целевых компонентов при дальнейшей переработке (см. таблицу), а именно: чем меньше целевых компонентов содержится в сырьевом газе, тем до более низкой температуры его охлаждают. Соответственно, чем больше целевых компонентов содержится в газе, тем выше температура предварительного охлаждения.

Способ осуществляется следующим образом: нефтяной газ поступает на адсорбционную осушку и очистку газа. После процесса адсорбции поток осушенного и очищенного газа разделяется на два потока: основной поток подается на предварительное охлаждение, а небольшая (расчетная) часть потока подается на контактирование с ингибитором гидратообразования.

Основной поток осушенного и очищенного газа предварительно охлаждается до температуры минус 30°С ÷ минус 65°С. Образовавшаяся в результате конденсации углеводородов в процессе охлаждения газожидкостная смесь поступает на сепарацию, при которой из газожидкостной смеси выделяется углеводородный конденсат, направляемый на дальнейшую переработку.

Небольшая часть потока осушенного и очищенного газа направляется на контактирование с ингибитором гидратообразования - метанолом. Газ барботирует через слой метанола, обогащается его парами и подается на смешение с основным потоком осушенного и очищенного газа, выходящим после сепарации. Полученная в результате смесь направляется на глубокое охлаждение до температуры минус 80°С ÷ минус 110°С. В процессе глубокого охлаждения смеси образуется газожидкостная смесь, которая направляется на дальнейшую переработку.

Пример.

Нефтяной газ (состав и технические характеристики потоков см. в таблице) с температурой 40°С и давлением 3,54 МПа направляется на адсорбционную осушку и очистку газа в адсорберы, заполненные цеолитом NaA, на которых газ осушается до температуры точки росы по влаге минус 70°С. Расход газа составляет 106 тыс. ст.м³/ч. Время адсорбции 16 часов.

После адсорбции поток осушенного и очищенного газа с температурой 40°С и давлением 3,45 МПА разделяется на два потока: основной поток направляется на предварительное охлаждение в теплообменники, а другая небольшая (расчетная) часть потока направляется на контактирование с ингибитором гидратообразования в контактный аппарат.

Основной поток осушенного и очищенного газа в количестве 105946 м³/ч поступает в последовательно установленные теплообменники. В качестве теплообменников может использоваться аппарат воздушного охлаждения, пропановый холодильник или рекуперативный теплообменник. Количество, вид и последовательность теплообменников в зависимости от состава и жирности газа могут меняться. Образовавшаяся в теплообменниках газожидкостная смесь с температурой минус 42°С направляется на сепарацию в низкотемпературный сепаратор, в котором из газожидкостной смеси выделяется углеводородный конденсат, направляемый на дальнейшую переработку.

Отобранная от основного потока небольшая часть потока осушенного и очищенного газа в количестве 57 ст.м³/ч поступает в контактный аппарат, в котором содержится ингибитор гидратообразования - метанол. Температура в контактном аппарате поддерживается на уровне 35…40°С. Газ барботирует через слой метанола и обогащается его парами. Расход метанола составляет 1 кг/ч.

Поток газа, обогащенный парами ингибитора гидратообразования, смешивают с основным потоком осушенного и очищенного газа, выходящим из низкотемпературного сепаратора, и с температурой минус 37°С и давлением 3,16 МПа направляют на глубокое охлаждение полученной смеси до температуры минус 90°С в турбодетандер. Образовавшаяся в турбодетандере газожидкостная смесь направляется на дальнейшую переработку. В результате глубокого охлаждения смеси в турбодетандере образования гидратов не происходит.

Таким образом, введение метанола уже в охлажденный, сконденсированный и отсепарированный поток осушенного и очищенного газа гарантированно обеспечивает ингибирование гидратообразования при глубоком охлаждении газа и позволяет сократить расход метанола, а также снизить содержание метанола в получаемой продукции по сравнению с прототипом вдвое.

Состав и техническая характеристика потоков
Наименование показателя	Величина
Состав газа, об.%	Газ на установку осушки	Осушенный газ	Конденсат из сепаратора	Поток из турбодетандера
Азот	N2	2,0024	2,0070	0,2365	2,7926
Диоксид углерода	СО2	1,9897	1,9942	1,9769	2,0019
Метан	СН4	68,8360	68,9972	28,2666	87,0696
Этан	С2Н6	7,1577	7,1743	12,4171	4,8479
Пропан	C3H8	11,8466	11,8736	32,3109	2,8050
и-Бутан	С4Н10	2,0764	2,0810	6,3333	0,1942
н-Бутан	С4Н10	4,1488	4,1578	12,9449	0,2587
и-Пентан	С5Н12	0,6791	0,6805	2,1779	0,0160
н-Пентан	C5H12	0,7207	0,7221	2,3229	0,0118
Гексан	С6Н14	0,2543	0,2547	0,8258	0,0012
Гептан	C7H16	0,0517	0,0517	0,1681	0,0001
Октан	C8H18	0,0056	0,0056	0,0182	-
Нонан	С9Н20	0,0002	0,0002	0,0007	-
Вода	H2O	0,2307	0,0001	-	0,0001
Метанол	СН3ОН	-	-	-	0,0010
Температура, °С	40	40	минус 42	минус 90
Давление, МПа	3,54	3,45	3,16	1,56
Расход	106330 ст.м3/ч	106003 ст.м3/ч	52560 кг/ч	56807 кг/ч

1. Способ подготовки и переработки нефтяного газа, включающий адсорбционную осушку и очистку газа, контактирование части потока осушенного и очищенного газа с ингибитором гидратообразования, смешение потока газа, обогащенного парами ингибитора гидратообразования, с основным потоком осушенного и очищенного газа и глубокое охлаждение полученной смеси до температуры минус 80 ÷ минус 110°С, отличающийся тем, что основной поток осушенного и очищенного газа перед смешением с потоком газа, обогащенным парами ингибитора гидратообразования, предварительно охлаждают, частично конденсируют и сепарируют.

2. Способ подготовки и переработки нефтяного газа по п.1, отличающийся тем, что основной поток осушенного и очищенного газа предварительно охлаждают до температуры минус 30 ÷ минус 65°С.