СПОСОБ СЕПАРАЦИИ И СЖИЖЕНИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА С ЕГО ИЗОТЕРМИЧЕСКИМ ХРАНЕНИЕМ
SEPARATION METHOD FROM LIQUEFACTION OF ASSOCIATED PETROLEUM GAS WITH ITS ISOTHERMAL STORAGE

Предлагаемое изобретение относится к технологии подготовки и переработки попутного газа в товарную продукцию, в частности получения газообразного продукта, представляющего в основном метановую фракцию, направляемую в магистральный газопровод или топливную сеть, и сжиженный газ (пропан-бутановую фракцию), который широко используется в промышленности, в качестве различных моторных топлив в автотранспорте, а также в газовой и нефтехимической промышленности, в частности, как ценное углеводородное сырье для удовлетворения постоянно растущей потребности в дешевых, экологически чистых энергоресурсах.
Однако из скважин выходит сложная смесь, состоящая из нефтяной эмульсии, представляющей смесь нефти, воды и попутного нефтяного газа. Поэтому требуется предварительная подготовка для разделения смеси на составляющие компоненты, включая нефтебензиновые фракции, легкие углеводороды С1-С4, а также водный конденсат и механические примеси.
Транспортировка неразделенной смеси затруднена, поэтому значительная часть попутного газа просто сжигается на факелах, но это наносит вред экологии, поэтому решение данной проблемы очень актуально.
Предлагаемая технология включает сочетание высокоэффективной центробежной сепарации, компремирования и вихревого сжижения легких углеводородных фракций путем дросселирования их в вихревой трубе с использованием рекуперативного теплообмена холодного и горячего потоков вихревой трубы.
Аналогом предлагаемого изобретения является способ сжижения и сепарации нефтяного попутного газа по патенту RU 2318167, F25J 1/00, 2008 г. - [1], согласно которому попутный нефтяной газ включает раздельную подачу потоков газа и жидкой среды и смешение их друг с другом, охлаждение смеси и отбор сжиженного газа. При этом перед смешиванием газа с жидкой средой в поток последней помещают кавитатор, а смешивание газа с жидкой средой в поток производят путем подачи потока газа через кавитатор в каверну, образующуюся за кавитатором в потоке жидкой среды. В качестве жидкой среды используют жидкость, не взаимодействующую с нефтяным попутным газом и не растворяющую его, например воду или минерализованный раствор.
Предлагаемый способ сжижения попутного газа позволяет удешевить способ при обеспечении высокой эффективности, а также позволяет реализовывать его на удаленных месторождениях нефтедобычи.
Несмотря на достигаемый результат данному способу сжижения присущи недостатки, к ним можно отнести:
- отбираемый из скважин попутный нефтяной газ представляет сложную смесь, включающую нефтяную эмульсию, широкую гамму углеводородов от высококипящих до легких фракций С1-С4, а также водный конденсат и механические примеси, поэтому необходима предварительная подготовка смеси для осуществления процесса сжижения и последующей сепарации на составляющие: газ и сжиженные газы. Поэтому предложение делить сложную газожидкостную смесь на составляющие до подготовки выделения целевой фракции C1-С4 нецелесообразно;
- разделение многокомпонентной двухфазной системы кавитационным методом без применения отпарной ректификации маловероятно, особеннонно это относится к высококипящим углеводородным фракциям (нефтебензиновым фракциям), для разделения которых наиболее эффективна ректификация и газофракционирование.
Прототипом предлагаемого изобретения является способ - установка вихревого сжижения попутного газа по патенту RU 2395763 от 27.07.2010 г., F25J 1/00, F25B 9/00 - [2].
Технический результат изобретения достигается за счет того, что установка вихревого сжижения пропан-бутановых фракций попутного газа содержит подводящий трубопровод попутного газа, сепаратор-водоотделитель, вихревую трубу, два регенеративных теплообменника предварительного и глубокого охлаждения, турбодетандер, турбокомпрессор, сепаратор жидких пропан-бутановых фракций.
Исходный осушенный попутный газ, охлажденный в регенеративных теплообменниках, расширяется в турбодетандере с понижением давления и температуры и подается в вихревую трубу с образованием осевого - холодного с температурой ниже температуры конденсации пропан-бутановых фракций и периферийного - горячего потоков.
Холодный поток с температурой -65°С представляет собой метановую фракцию и фракцию из мелких капель, сконденсировавшихся пропан-бутановых фракций. Эта смесь в сепараторе разделяется на жидкий пропан-бутан и метан. Пропан-бутановая фракция выводится в качестве товарной продукции, а метан после регенеративного теплообменника подается в камеру смешения эжектора. Метановая фракция, выходящая из горячего конца вихревой трубы, после регенеративного теплообменника поступает в турбокомпрессор, в котором повышается давление метановой фракции, а затем она поступает на вход в эжектор.
Сконденсированная в вихревой трубе влага после сепарации выводится с установки. Осушенный метан после регенеративного теплообменника поступает в камеру смешения эжектора и после нагнетателя подается во внешний газопровод.
Настоящее изобретение позволяет осуществлять вихревое сжижение попутного газа с получением сухого метана и сжиженной пропан-бутановой фракции С3-С4 при сравнительно низких давлениях попутного газа на выходе из скважин (до 0,2 МПа). Несмотря на это данному изобретению присущи следующие недостатки:
- заявлено, что разделению подвергается попутный газ, содержащий около 80-88% легких метановых и 10-2% тяжелых пропан-бутановых фракций. Однако разделению подвергается гораздо более сложная смесь попутного газа, включающего высококипящие несконденсированные углеводородные и неуглеводородные фракции (примеси).
Поэтому необходимо сначала выделить легкую фракцию углеводородов С1-С4, отделив фракцию тяжелых углеводородов - выше С4, так как данные углеводороды могут находиться в несконденсированном, т.е. в газообразном, состоянии;
- в установке предусмотрен дополнительный сепаратор-водоотделитель, но после сепараторов установлены два рекуперативных холодильника, в которых осуществляется охлаждение относительно горячим и холодным потоками вихревой трубы, что естественно вызовет конденсацию мельчайших капелек влаги из попутного газа после сепараторов-водоотделителей. Но это недопустимо, так как по схеме установлены последовательно турбодетандер и вихревая труба, работа которых неприемлема на газожидкостной смеси;
- аналогично, горячий поток после регенеративного охлаждения в теплообменнике исходного попутного газа направляют в турбокомпрессор и эжектор, что также недопустимо, так как образуется двухфазная смесь, которую необходимо сепарировать.
1
3
Таким образом, из вышеприведенных недостатков прототипа следует нецелесообразность и неэффективность последовательности его технологических процессов для выделения целевых углеводородных фракций C-C.
1
3
Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эффективности технологических процессов для выделения целевых углеводородных фракций C-С.
Указанный технический результат достигается тем, что предлагаемый способ сепарации и сжижения предусматривает следующее:
- для выделения из попутного нефтяного газа легкой фракции углеводородов С1-С4 и последующего сжижения предусмотрено предварительное охлаждение исходного потока газа и непосредственно высокоэффективная сепарация в многоступенчатом центробежном сепараторе с отделением образовавшейся тяжелой жидкой фазы от легких углеводородных фракций;
- учитывая, что давление попутного газа на выходе из скважин невысокое (порядка 0,2-0,4 МПа), а для дроссельного энергетического сжижения фракции легких углеводородов, выделенных из попутного газа, требуется относительно высокое давление (порядка 1,2-3,5 МПа), поэтому необходима компрессия, что и предусмотрено в настоящем предложении;
- предусмотрена двухступенчатая компрессия попутного газа. При этом после первой ступени компрессии (давление около 1,5 МПа) сжатый газ подается в вихревую трубу, в которой и происходит разделение входящего потока на холодный и горячий потоки. Выходящий из вихревой трубы холодный поток после рекуперативных теплообменников совместно с горячим потоком дожимается во второй ступени компрессора до давления около 3,5 МПа, охлаждается и сепарируется на составляющие: газообразный метан и сжиженные газы.
Ввиду того, что давление насыщенных паров жидких низкомолекулярных углеводородов при критических температурах (порядка минус 50°С) близко к атмосферному, при данных температурах эти углеводороды можно хранить под небольшом избыточном давлении (50-250 мм вод.ст.).
Газообразная метановая фракция поступает в магистральный газопровод, а сжиженные газы (фракция С3-С4) - в изотермическое хранилище.
Другими словами, сущность заявляемого изобретения: способ сепарации и сжижения попутного нефтяного газа с его изотермическим хранением, заключающийся в том, что поступающий из газопровода или из промыслового сепаратора попутный нефтяной газ, представляющий газожидкостную смесь из нефтебензиновых жидких фракций и газообразных легких углеводородных фракций C1-С4, которую охлаждают в рекуперативных теплообменниках, разделяют на газ и жидкость, газообразную фракцию разделяют с получением сухого и сжиженного газа, при этом попутный нефтяной газ после охлаждения в рекуперативном теплообменнике сепарируют в многоступенчатом центробежном сепараторе от нефтебензиновых жидких фракций, водного конденсата и механических примесей, которые выводят для дальнейшей переработки на газофракционирующую установку (ГФУ), а газообразную фракцию направляют на двухступенчатое компремирование, при этом на первую ступень совместно с отсепарированной газообразной фракцией подают паровую фазу из наземного изотермического хранилища для повторного сжижения, а сжатый после первой ступения газ направляют на энергетическое сжижение в трехпоточную вихревую трубу с образованием холодного, горячего газообразных и жидкого потоков, причем на вторую ступень компремирования направляют смесь из горячего и холодного потоков после рекуперативных теплообменников, сжатый на второй ступени поток газа после рекуперативного охлаждения направляют в сепаратор для разделения на газообразный и сжиженный газы, после чего газообразную фракцию направляют в магистральный газопровод или топливную сеть, а сжиженный газ совместно с отсепарированной из горячего потока вихревой трубы жидкой фазой в наземное изотермическое хранилище для отпуска потребителю.
На фигуре изображена принципиальная технологическая схема для реализации заявляемого способа. На схеме представлены: блок А - подготовки попутного газа к разделению; блок В - компрессии и сжижения; блок С - изотермического хранения, а также потоки: I - исходный поток попутного газа; II - конденсат нефтебензиновой смеси; III - легкие газообразные фракции; IV - паровая фаза сжиженных газов; V - газ, компремированный после первой ступени компрессора; VI - холодный поток вихревой трубы; VII - горячий поток вихревой трубы; VIII - газ, компремированный после второй ступени компрессора; IX - газ после рекуперативного теплообменника, поступающий на вход в сепаратор; Х - отсепарированный газообразный метан, поступающий в магистральный газопровод; XI - сжиженные газы (фракция С3-С4); XII - жидкая фаза, отсепарированная из горячего потока; XIII - товарные сжиженные газы (фракция С3-С4).
На схеме по фигуре также представлены аппаратура и основная арматура (другая арматура, включая клапаны, системы управления и датчики исключены для упрощения и наглядности): 1 - рекуперативный теплообменник, служащий для охлаждения исходного потока газа (поток I); 2 - многоступенчатый центробежный сепаратор для разделения исходного потока газа (поток I); 3 - первая ступень компрессора, служащая для компремирования газа (поток III) и паров (поток IV); 4 - вторая ступень компрессора, служащая для компремирования газа (поток VIII); 5 - рекуперативный теплообменник, служащий для охлаждения газа, компремированного после второй ступени компрессора (поток VIII); 6 - вихревая труба, служащая для энергетического сжижения легких фракций попутного газа (поток V); 7 - центробежный сепаратор для разделения газожидкостного потока IX; 8 - наземное изотермическое хранилище сжиженных газов (фракция С3-С4); 9 - насос для откачки товарных сжиженных газов (поток XIII); 10…15 - запорно-регулирующие вентили. При этом вентиль 10 размещен на линии исходного потока попутного нефтяного газа (поток I) при входе на установку; вентиль 11 - на линии выхода нефтебензиновых фракций (поток II) из центробежного сепаратора 2; вентиль 12 - на линии отбора отсепарированной жидкой фазы (поток XII) из горячего потока вихревой трубы 7; вентиль 13 - отбора газообразной метановой фракции (поток X) в магистральный газопровод; вентиль 14 - отбора сжиженных газов (поток XI) из нижней части центробежного сепаратора 8 и подачи газов в изотермическое хранилище 9; вентиль 15 - на линии откачки насосом 10 товарных сжиженных газов (фракция С3-С4).
Исходный поток попутного газа I из газовой магистрали или из промыслового сепаратора поступает на охлаждение в рекуперативный теплообменник 1, а затем в многоступенчатый центробежный сепаратор 2 для сепарации легких фракций газа от конденсата II, представляющего собой нефтебензиновую смесь, которая отводится для дальнейшей переработки на газофракционирующую установку. Легкая фракция газа III, выходящая из верха сепаратора 2, поступает на первую ступень 3 двухступенчатого компрессора, где сжимается до давления около 1,5 МПа, а затем поступает на вход вихревой трубы 6 (поток V), в которой образуются холодный VI, горячий VII газообразные и жидкий XII потоки. Горячий поток VII совместно с холодным потоком V вихревой трубы 6, прошедшим рекуперацию холода последовательно в рекуперативных теплообменниках 5 и 1, поступают на вход второй ступени 4 компрессора, где смесь газов сжимается до около 3,5 МПа и после рекуперативного теплообменника 5, в котором образуется газожидкостная смесь (поток IX), поступает на разделение в центробежный сепаратор 7 на составляющие газообразную метановую фракцию, которая выводится сверху сепаратора посредством вентиля 13 в магистральный газопровод или топливную сеть (поток X), а сжиженный газ (поток XI) посредством вентиля 14 совместно с отсепарированной из горячего потока XII жидкой фазой в наземное изотермическое хранилище сжиженных газов 8. Отбор товарных сжиженных газов (фракция С3-С4) из хранилища осуществляется насосом 9 при открытом вентиле 15.
Таким образом, учитывая, что поступающий из магистрали или из скважины попутный нефтяной газ имеет сравнительно низкое давление, порядка 0,2-0,4 МПа, а для осуществления вихревого сжижения легких газовых фракций необходимо более высокое давление, в схеме установки применена двухступенчатая компрессия. При этом рационально используются параметры давления для осуществления процессов газоразделения, в частности после первой ступени давление составляет около 1,5 МПа, что достаточно для работы вихревой трубы, а давление после второй ступени компрессии составляет около 3,5 МПа, что позволяет транспортировать метановую фракцию в магистральный газопровод, давление в котором составляет величину порядка 3,0-7,0 МПа.
Выполнение способа сепарации и сжижения попутного нефтяного газа с его изотермическим хранением в совокупности с вышеизложенными признаками (признаками формулы изобретения) является новым для технологии выделения ценного углеводородного сырья из попутного газа для различных отраслей промышленности и, следовательно, соответствует критерию «новизна».
Вышеприведенная совокупность отличительных признаков не известна на данном уровне развития техники и не следует из общеизвестных правил проектирования технологических установок газоразделения по получению низкомолекулярного углеводородного сырья из попутных нефтяных газов, что доказывает соответствие критерию «изобретательский уровень».
Конструктивная реализация заявленного изобретения с указанной совокупностью признаков не представляет никаких конструктивно-технических и технологических трудностей, откуда следует соответствие критерию «промышленная применимость».
Источники информации
1. Патент RU 2318167 от 27.02.2008 г., F25J 1/00.
2. Патент RU 2395763 от 27.07.2010 г., F25J 1/00, F25B 9/00 - прототип.