СПОСОБ РЕКОНСТРУКЦИИ УСТАНОВКИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ ГАЗА ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ВЫХОДА ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА (ВАРИАНТЫ)
METHOD FOR RECONSTRUCTION OF LOW-TEMPERATURE GAS SEPARATION UNIT TO INCREASE IN YIELD OF GAS CONDENSATE (OPTIONS)

Изобретение относится к способам реконструкции действующих установок низкотемпературной сепарации природного газа и может быть использовано в газовой промышленности.
Необходимость реконструкции эксплуатируемых установок низкотемпературной сепарации, как правило, связана с низким выходом и/или качеством подготовленного природного газа и стабильного газового конденсата, большим количеством факельных газов и малой степенью извлечения тяжелых углеводородов. Известные способы реконструкции предусматривают мероприятия по снижению температуры на стадии низкотемпературной сепарации за счет установки дополнительного холодильного или компрессорного оборудования.
Так, известен способ реконструкции установки низкотемпературной сепарации газа, включающей блоки входной и низкотемпературной сепарации, узлы рекуперации холода и редуцирования, а также блок стабилизации конденсата, заключающийся в установке на линии подачи газа входной сепарации в узел рекуперации холода компрессорной станции для дополнительного сжатия газа [Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999. с. 307].
К недостаткам известного способа относятся высокие капитальные и эксплуатационные затраты, а также низкая эффективность разделения компонентов сырого газа на реконструированной установке.
Известен способ реконструкции установки низкотемпературной сепарации газа, включающей [Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. М.: ООО "Издательство «Недра", 1999. с. 379], включающей блоки входной и низкотемпературной сепарации, узлы рекуперации холода и редуцирования, а также блок дегазации конденсата, заключающийся в установке холодильника на линии подачи газа входной сепарации, обычно на байпасе рекуперативного теплообменника.
К недостаткам данного способа также относятся высокие капитальные затраты и эксплуатационные расходы из-за использования дорогостоящего холодильного оборудования, а также большое количество факельных газов, образующихся на реконструированной установке.
Наиболее близок по технической сущности к заявляемому изобретению способ реконструкции установки низкотемпературной сепарации газа с предотвращением образования факельных газов [RU 2718073, опубл. 30.03.2020 г., МПК B01D 3/14], включающий установку между блоком дегазации конденсата (фракционирования) и блоком низкотемпературной сепарации, содержащим редуцирующее устройство и низкотемпературный сепаратор, двухсекционного аппарата (деметанизатора) с вертикальной контактной секцией, соединенной своей нижней частью с выходной частью горизонтальной отпарной секции с паровым пространством, в котором контактная секция также соединена с входным и низкотемпературным сепараторами линиями подачи углеводородных конденсатов, входная и выходная части трубного пространства отпарной секции (нагреватель) соединены с линией подачи газа входной сепарации до и после узла рекуперации, соответственно, а низ межтрубного пространства входной части отпарной секции соединен с блоком дегазации конденсата, при этом линия вывода газов из блока фракционирования оборудована компрессором и соединена с линией вывода подготовленного природного газа с установки после узла рекуперации.
Недостатками способа являются низкий выход газового конденсата, ограниченный его содержанием в сыром природном газе, подвергаемом низкотемпературной сепарации, а также его неприменимость при давлении в низкотемпературном сепараторе (давлении подготовки природного газа) выше критического, при котором массообмен в деметанизаторе не происходит или нестабилен.
Задачей изобретения является увеличение выхода газового конденсата при подготовке природного газа при давлении выше и ниже критического.
Предложено два варианта способа реконструкции: первый - при давлении подготовки природного газа выше критического давления, второй - при давлении подготовки природного газа ниже критического давления.
В качестве технического результата в обоих вариантах достигается увеличение выхода газового конденсата за счет вовлечения в подготовку дополнительного объема природного газа, который, после извлечения дополнительного количества конденсата входной сепарации, закачивается в поглощающий пласт за счет энергии, получаемой при редуцировании природного газа, направляемого на низкотемпературную сепарацию.
Указанный технический результат в первом варианте достигается тем, что в известном способе, включающем установку между блоком фракционирования, оснащенным линией вывода отходящего газа и линиями вывода продуктов, и блоком низкотемпературной сепарации, содержащим редуцирующее устройство и низкотемпературный сепаратор, деметанизатора, оснащенного линией вывода метансодержащего газа и оборудованного нагревателем, соединенным с линией газа входной сепарации до и после узла рекуперации, особенностью является то, что в качестве редуцирующего устройства размещают детандер, перед которым устанавливают промежуточный сепаратор, при этом сепараторы соединяют с деметанизатором линиями подачи углеводородных конденсатов с редуцирующими устройствами, а верх деметанизатора соединяют с линией вывода отходящего газа линией вывода метансодержащего газа, кроме того, линию газа входной сепарации перед теплообменником соединяют с линией технологического газа, на которой устанавливают теплообменник «технологический газ/часть газа низкотемпературной сепарации» и компрессор, соединенный с детандером.
Второй вариант отличается соединением верха деметанизатора с низкотемпературным сепаратором, а также исключением редуцирующего устройства на линии подачи углеводородного конденсата, соединяющей низкотемпературный сепаратор с деметанизатором.
Для снижения количества, или исключения вывода газов на факельное сжигание, линия отходящего газа в обоих вариантах может быть оснащена компрессором, например, соединенным с детандером, и соединена с линией подготовленного природного газа после узла рекуперации. В первом варианте аналогичное решение может быть применено и в отношении метансодержащего газа, выводимого из деметанизатора. Недостаток энергии для привода компрессора может быть восполнен подачей энергии (например, электрической) со стороны.
Компрессор соединен с детандером посредством известных кинематических и/или электрических и/или магнитных и/или гидравлических устройств. Сепараторы выполнены, например, в виде объемного сепаратора или в виде газодинамического устройства, соединенного с сепаратором. Редуцирующие устройства, если не оговорено иное, могут быть выполнены в виде редуцирующих вентилей, газодинамических устройств или детандеров. Блок фракционирования выполнен, например, в виде сепараторов и/или ректификационных колонн в количестве и с характеристиками, обусловленными заданным ассортиментом и качеством жидких продуктов. Линия технологического газа соединена с поглощающим пластом, а линия подготовленного природного газа - с газопроводом или потребителем(ями). В качестве остальных элементов установки могут быть установлены любые устройства соответствующего назначения, известные из уровня техники.
В обоих вариантах соединение линии газа входной сепарации перед узлом рекуперации с линией технологического газа, оснащенной теплообменником «технологический газ/часть газа низкотемпературной сепарации» и компрессором, соединенным с детандером, позволяет подать во входной сепаратор дополнительное количество сырого природного газа, за счет чего увеличить отбор остатка входной сепарации и, соответственно, количество газового конденсата, получаемого в блоке фракционирования. При этом технологический газ после охлаждения и компримирования направляется в поглощающий пласт. Соединение компрессора с детандером, размещенным в качестве редуцирующего устройства, позволяет без использования энергии со стороны осуществить сжатие технологического газа. Установка промежуточного сепаратора защищает детандер от попадания капельной влаги.
Реконструкция действующей установки низкотемпературной сепарации газа по предлагаемым способам может быть осуществлена независимо от комплектации узлов и блоков установки тем или иным оборудованием.
При реконструкции действующей установки низкотемпературной сепарации газа (фиг. 1), состоящей, например, из входного сепаратора 1, узла рекуперации (показан рекуперативный теплообменник) 2, блока низкотемпературной сепарации в составе редуцирующего вентиля 3 и низкотемпературного сепаратора 4, устройств редуцирования углеводородных конденсатов 5 и 6, а также блока фракционирования 7, осуществляют следующее.
По первому варианту способа (фиг. 2) - установку деметанизатора 8 с нагревателем, который соединяют с линией газа входной сепарации до и после узла рекуперации 2, заменяют редуцирующий вентиль 3 на детандер 9, перед которым располагают промежуточный сепаратор 10, линии вывода углеводородных конденсатов из сепараторов 4 и 10 с редуцирующими устройствами 5 и 11, соответственно, соединяют с деметанизатором 8, верх которого соединяют с линией вывода отходящего газа из блока 7. Кроме того, линию газа входной сепарации перед узлом рекуперации соединяют с линией технологического газа с установленными на ней теплообменником 12 «технологический газ/часть газа низкотемпературной сепарации» и компрессором 13, соединенным с детандером 9. Вновь устанавливаемые аппараты выделены серым цветом. Линии подачи ингибитора гидратообразования и вывода водных конденсатов условно не показаны.
По второму варианту способа (фиг. 3) в отличие от первого верх деметанизатора 8 соединяют линией вывода метансодержащего газа с низкотемпературным сепаратором 3, а также исключают редуцирующее устройство на линии подачи углеводородного конденсата из низкотемпературного сепаратора 4.
При работе установки, реконструированной по первому варианту, сырой природный газ по линии 14 поступает в сепаратор 1, из которого по линии 15 в блок 7 выводят углеводородный конденсат после редуцирования с помощью устройства 6, и газ, который разделяют на три части. Первую часть по линии 16 направляют на охлаждение в нагреватель деметанизатора 8, смешивают со второй частью, охлажденной в узле 2, разделяют в сепараторе 10 на углеводородный конденсат, который выводят по линии 17, и газ, который редуцируют в детандере 9 и разделяют в сепараторе 4 на углеводородный конденсат, который выводят по линии 18, и газ низкотемпературной сепарации, который выводят по линии 19, нагревают в узле рекуперации 2 и теплообменнике 12 и выводят с установки в качестве подготовленного природного газа. Третью часть газа в качестве технологического газа отбирают по линии 17, охлаждают в теплообменнике 12, сжимают компрессором 13, соединенным с детандером 9 (показано штрих-пунктиром), и подают в поглощающий пласт. Углеводородные конденсаты из сепараторов 10 и 4 по линиям 17 и 18, после редуцирования в устройствах 11 и 5, соответственно, подают в деметанизатор 8, с низа которого деметанизированный конденсат по линии 20 направляют в блок 7, где разделяют на продукты в соответствии с заданным ассортиментом, выводимые по линиям 21, и отходящий газ, выводимый по линии 22. С верха деметанизатора 8 по линии 23 метансодержащий газ направляют в линию 22.
Работа установки, реконструированной по второму варианту, отличается подачей метансодержащего газа по линии 23 в сепаратор 4.
При необходимости в вариантах 1 и 2 отходящий газ, вместо вывода по линии 22, с помощью компрессора 24 по линии 25 направляют в линию 19, а в варианте 1 метансодержащий газ, вместо подачи по линии 23 в линию 22, с помощью компрессора 26 по линии 27 также направляют в линию 19. Приводы компрессоров 24 и 26 также могут быть соединены с детандером 9. Недостаток энергии для привода компрессоров может быть восполнен подачей энергии со стороны, например, электроэнергии, по линии 28.
Работоспособность предложенного способа подтверждают примеры.
3
3
3
5+
Пример 1. На существующей установке низкотемпературной сепарации 416,6 тыс. нм/ч сырого природного газа, содержащего 50,8 г/нм углеводородов С, при 9,0 МПа и 0°С подают на подготовку получают 399,4 тыс. нм/час подготовленного природного газа и 20,6 т/час стабильного газового конденсата.
3
3
3
5+
Пример 2. На установке низкотемпературной сепарации, реконструированной по прототипу, при подготовке 416,6 тыс. нм/ч сырого природного газа, содержащего 50,8 г/нм углеводородов С, поступающего при 9,0 МПа и 0°С, получают 401,4 тыс. нм/час подготовленного природного газа и 20,7 т/час стабильного газового конденсата.
3
3
3
3
3
3
3
3
Пример 3. При подготовке сырого природного газа в условиях примера 1 на реконструированной по варианту 1 установке 708,3 тыс. нм/ч сырого природного газа разделяют во входном сепараторе на 31,5 т/час остатка входной сепарации и 696,4 тыс. нм/ч газа, который разделяют на три потока. 59,0 тыс. нм/ч первого потока подают на охлаждение в нагреватель деметанизатора, смешивают с 350,6 тыс. нм/ч второго потока, охлажденного в теплообменнике, разделяют при минус 25,5°С на 2,3 т/час остатка сепарации и газ, который редуцируют в детандере до 5,5 МПа (критическое давление газа 4,53 МПа), разделяют при минус 50,7°С на 31,5 т/час остатка сепарации и 387,9 тыс. нм/ч газа сепарации. Остатки сепарации подают в деметанизатор, а газ сепарации нагревают в теплообменнике до минус 2,2°С и направляют потребителю. 286,8 тыс. нм/ч третьего потока охлаждают в теплообменнике до минус 21,3°С, сжимают до 12 МПа компрессором, соединенным с детандером, и направляют в поглощающий пласт. Из низа деметанизатора 22,2 т/час деметанизированного конденсата совместно с остатком входной сепарации подают в блок фракционирования, из которого выводят 9,5 тыс. нм/ч отходящего газа, пропан-бутановую фракцию и 29,4 т/час стабильного газового конденсата. Газ сепарации смешивают с отходящим газом и метансодержащим газом, выводимым с верха деметанизатора, и в количестве 21,7 тыс. нм/ч выводят с установки.
3
3
3
3
3
3
3
Пример 4. При подготовке сырого природного газа в условиях примера 1 на реконструированной по варианту 1 установке 750,0 тыс. нм/ч сырого природного газа разделяют во входном сепараторе на 33,4 т/час остатка входной сепарации и 737,4 тыс. нм/ч газа, который разделяют на три потока. 89,3 тыс. нм/ч первого потока подают на охлаждение в нагреватель деметанизатора, смешивают с 320,4 тыс. нм/ч второго потока, охлажденного в теплообменнике, разделяют при минус 30,5°С на 2,5 т/час остатка сепарации и газ, который редуцируют в детандере до 4,5 МПа (критическое давление газа 4,53 МПа), разделяют вместе с метансодержащим газом при минус 61,0°С на 41,5 т/час остатка сепарации и 391,6 тыс. нм/ч газа сепарации. Остатки сепарации подают в деметанизатор, а газ сепарации нагревают в теплообменнике до минус 2,4°С и направляют потребителю. 327,7 тыс. нм/ч третьего потока охлаждают в теплообменнике до минус 21,3°С, сжимают до 12 МПа компрессором, соединенным с детандером, и направляют в поглощающий пласт. Из низа деметанизатора 33,0 т/час деметанизированного конденсата совместно с остатком входной сепарации подают в блок фракционирования, из которого выводят 15,3 тыс. нм/ч отходящего газа, пропан-бутановую фракцию и 35,2 т/час стабильного газового конденсата.
Таким образом, предложенный способ позволяет увеличить выход газового конденсата при подготовке газа при давлении и выше и ниже критического и может быть использован в газовой промышленности.