УСТАНОВКА ДЛЯ ПЕРЕРАБОТКИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА

Полезная модель относится к технологии переработки нефтяных газов путем низкотемпературной конденсации и может быть использована в нефте- и газоперерабатывающей промышленности.
В настоящее время широкое применение получили следующие направления использования попутного нефтяного газа (исключая бесполезное сжигание на факелах):
1. Попутный нефтяной газ может быть переработан с получением сухого газа соответствующего ОСТ 51.40-93 и подаваемого в систему магистральных трубопроводов, газового бензина, широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). ШФЛУ является сырьем для производства целого спектра продуктов нефтехимии: каучуков, пластмасс, компонентов высокооктановых бензинов и др.
2. Попутный нефтяной газ можно сжижать - для этого нужно построить криогенную установку. Кроме того, потребуется целая транспортная инфраструктура, специальные цистерны и т.д.
3. Учитывая высокую энергоемкость нефтедобычи, во всем мире существует практика использования попутного нефтяного газа для выработки электроэнергии.
Проблемы, препятствующие вовлечению попутного газа в хозяйственный оборот, носят в первую очередь экономический характер.
Практически на всех нефтяных месторождениях, не имеющих достаточно развитой инфраструктуры, подготовка и транспортировка попутного нефтяного газа связанна с высокими начальными затратами. При этом стоимость получаемого газа регулируется государством, и определяется на том же уровне, что и в случае добычи природного газа. Поэтому использование попутного газа для подавляющего большинства недропользователей экономически неэффективное и хлопотное дело. Нефтяным компаниям проще избавляться от нефтяного попутного газа, чем отправлять его на переработку.
С целью сдвинуть сложившуюся ситуацию с мертвой точки, Правительством РФ была одобрена концепция развития рынка сжиженного газа, предусматривающая отмену государственного регулирования цен на попутный нефтяной газ. Кроме того, обязательным условием разработки нефтяных месторождений стала утилизация попутного нефтяного газа, с вовлечением его в хозяйственный оборот. Однако полностью разрешить ситуацию только законодательными инициативами, невозможно, необходим
новый технологический подход, который бы учитывал все особенности нефтяных месторождений. К таким особенностям в первую очередь относятся:
- удаленность большинства нефтяных месторождений от центров газоперерабатывающей промышленности;
- отсутствие транспортной инфраструктуры;
- временный характер обустройства месторождений.
Наиболее приемлемым в этом плане является использование малогабаритных установок подготовки попутного нефтяного газа и получения товарной продукции в виде газообразной смеси метана и этана (сухого газа), жидкой смеси пропан-бутановой фракции (СУГ) и стабильного газового конденсата непосредственно на нефтяных месторождениях.
Наиболее близкая к предложенной установка для переработки попутного газа раскрывается в патенте RU 2244226.
Установка осуществляет компримирование исходного попутного нефтяного газа, сепарацию и дальнейшую деэтанизацию. Полученные в результате сепарации газ и конденсат смешивают, затем газожидкостной поток охлаждают и подают на низкотемпературное разделение, после этого часть низкотемпературного конденсата дросселируют, используя полученный холод для охлаждения сжатого газожидкостного потока, и подают на конденсатоотделение, после которого отделенный от конденсата газ смешивают с исходным газом, а конденсат направляют на деэтанизацию.
Установка для утилизации попутного нефтяного газа содержит компрессорные станции, конденсатоотделитель, рекуперативные теплообменники, теплообменники, низкотемпературный трехфазный разделитель, деэтанизатор, рефлюксную емкость и насосы.
Известное техническое решение направлено на создание способа переработки нефтяных газов, позволяющего осуществлять глубокое извлечение целевых компонентов, при этом утилизировать тяжелые нефтяные газы и уменьшить капитальные и эксплуатационные затраты.
Однако, полученный с помощью известного технического решения отбензиненный газ содержит значительное и непостоянное количество пропана и бутана, и его нельзя использовать в качестве топлива для электростанций, а полученный жидкий остаток не может быть использован в качестве автомобильного топлива и требует дальнейшей переработки.
Задачей полезной модели является создание такой технологии переработки попутного нефтяного газа, которая при меньших энергетических и материальных затратах
обеспечивает получение товарной, готовой для использования продукции - газообразного топлива для электростанций и жидкого топлива для автотранспорта.
Поставленная задача решается установкой для переработки попутного нефтяного газа, содержащей компрессор, соединенный через по меньшей мере один теплообменник с сепаратором, емкости и насосы, которая согласно изобретению снабжена вторым сепаратором, соединенным с выходом по газу первого сепаратора, выходы сепараторов по газовому конденсату соединены со входом ректификационной колонны, выходы которой по дистилляту и по стабильному газовому конденсату соединены с соответствующими теплообменниками. Предпочтительно использовать сепараторы щелевого типа.
При этом выходы сепараторов по газовому конденсату целесообразно соединять со входом ректификационной колонны через буферную емкость и насос с теплообменником для копримированного нефтяного попутного газа.
Кроме того, целесообразно выход второго сепаратора по сухому газу соединить последовательно с теплообменниками для дистиллята, для стабильного газового конденсата и со вторым теплообменником для компримированного попутного нефтяного газа.
3
Предлагаемый технологический процесс подготовки попутного газа на малогабаритных установках - пригоден к эксплуатации в условиях нефтепромыслов со слаборазвитой инфраструктурой, и благодаря использованию малогабаритных газожидкостных сепараторов щелевого типа остается экономически эффективной в широком диапазоне производительностей от 1 млн. до 1 млрд. нм/год. Простота и автоматическое управление всем процессом является неоспоримым преимуществом установки, оборудование которой благодаря своей компактности легко транспортируется и устанавливается на месте эксплуатации, сводя к минимуму затраты на монтаж и пусконаладку. Кроме того, явным преимуществом блочно-модульной компоновки оборудования является возможность ее использования в обустройстве малых газовых месторождений. Множество таких месторождений остаются не вовлеченными в эксплуатацию, так как разработка их по традиционным технологиям является экономически не выгодной.
На чертеже изображена схема установки.
Установка для переработки попутного нефтяного газа содержит компрессор 1, соединенный через рекуперативные теплообменники 2 и 3 с первым сепаратором 4, выход которого по газу соединен через турбо детандер 5 с входом второго сепаратора 6. Выходы сепараторов 4 и 6 по газовому конденсату соединены через буферную емкость 9 и насос
10, а также через теплообменник 2 со входом ректификационной колонны 11, выходы которой по дистилляту и по стабильному газовому конденсату соединены с соответствующими рекуперативными теплообменниками 7 и 8. Предпочтительно использовать сепараторы 4 и 6 щелевого типа.
Выход второго сепаратора 6 по сухому газу соединить последовательно с теплообменниками 7, 8 и 3 соответственно для дистиллята, для стабильного газового конденсата и со вторым теплообменником для компримированного попутного нефтяного газа.
Согласно предлагаемой технологической схеме попутный нефтяной газ с температурой -10°С+30°С и давлением 0,2-0,6 МПа поступает на прием винтового компрессора 1. С нагнетания компрессора 1 с температурой около +100÷130°С и давлением 3,0-3,5 МПа, попутный газ последовательно проходит через рекуперативные теплообменники 2, 3, где соответственно охлаждается деэтанизированным газовым конденсатом и метан-этановой газовой смесью (сухим газом) отводимой с установки. Далее попутный газ поступает на первую ступень сепарации в малогабаритный газожидкостной сепаратор 4 щелевого типа, предназначенный для выделения части деэтанизированного газового конденсата. Отсепарированный попутный газ с верха сепаратора 4 направляется на прием турбодетандера 5, после чего с давлением до 1,4 МПа и температурой минус 16÷20°С направляется на вторую ступень сепарации в сепаратор 6. Сепараторы 4 и 6 имеют одинаковое устройство. Газовая фаза сепаратора 6 - сухой газ используется в качестве топлива либо отводится в магистральный газопровод, предварительно подогреваясь в рекуперативных теплообменниках 7, 8, 3. Жидкая фаза - деэтанизированный газовый конденсат с сепараторов 4 и 6 поступает в буферную емкость 9, откуда насосом 10 подается в качестве питания в ректификационную колонну 11. Перед подачей в колонну 11 деэтанизированный конденсат подогревается в рекуперативном теплообменнике 2 до температуры +125°С, потоком сжатого газа с нагнетания компрессора.
Кубовый продукт колонны - стабильный газовый конденсат отводится, на склад либо закачивается в основной поток нефти. Рекуперация тепла стабильного газового конденсата осуществляется в теплообменнике 8, где в качестве хладагента используется сухой газ. Дистиллят колонны - пропан-бутановая фракция с температурой около +50° поступает в дефлегматор 7, где за счет охлаждения сухим газом конденсируется и с температурой +20÷40°С поступает в рефлюксную емкость 12. Насосом 13 часть пропан-бутановой фракции из рефлюксной емкости 12 подается в качестве орошения в верхнюю часть колонны 11, а балансовая часть отводится с установки на склад.
В отличие от ближайшего аналога предложенные способ и устройство позволяют получит не два, а три продукта, качественные характеристики которых позволяют использовать из в тех или иных технологических целях без дальнейшей переработки.
Получаемый в процессе переработки сухой газ обладает высоким метановым числом, определяющим ее детонационную стойкость. Последняя является наиболее важной характеристикой газа используемого в газопоршневых электростанциях. Таким образом, получаемый сухой газ вполне эффективно можно использовать для производства электрической энергии путем использования ее в качестве топлива для газопоршневых электростанций. Необходимость строительства такой электростанции следует рассматривать при наличии возможности подачи электроэнергии в существующую сеть, либо использования ее для нужд месторождения на месте, например, для бурения скважин. Излишки сухого газа, либо весь сухой газ в случае его невостребованности на месторождении, посредством дожимной компрессорной станции можно направить в магистральный газопровод или при наличии таковых в газовые сети среднего и низкого давления.
Полученная пропан-бутановая фракция может быть использована в качестве топлива для автотранспорта, а также для промышленных и бытовых нужд.
Стабильный газовый конденсат можно направить в добываемую нефть или использовать как добавку к бензиновой фракции.
В предложенной установке по сравнению с ближайшим аналогом исключен блок гликолевой осушки, используемый для предотвращения гидратообразования, что стало возможным благодаря эффективному использованию процесса низкотемпературной сепарации с применением метанола в качестве ингибитора гидратообразования. Это позволило снизить капитальные вложения в установку переработки попутного нефтяного газа и соответственно исключить энергозатраты, связанные с работой вышеуказанного блока.
Также по сравнению с ближайшим аналогом из состава технологической схемы исключены низкотемпературные трехфазные разделители, вместо которых предлагается использовать щелевые сепараторы, позволяющие без монтажа дополнительных массообменных аппаратов получать сухой газ с высоким (95-98% масс.) содержанием метана.
Предлагаемая технология утилизации попутного нефтяного газа обладает также следующими преимуществами:
- Отсутствие необходимости строительства больших стационарных газоперерабатывающих заводов для утилизации попутного газа, утилизация попутного газа непосредственно на территории нефтеразработки;
- Выполнение условий лицензионных соглашений по утилизации попутного газа при обустройстве месторождений;
- Высокая экономическая эффективность и короткие сроки окупаемости;
- Низкая стоимость строительно-монтажных работ (ввиду блочно-модульной конструкции установок), а также короткие сроки монтажа и пусконаладки оборудования;
- Возможность введения в эксплуатацию малых газовых месторождений;
- Мобильность установки (возможность использования на других газовых месторождениях);
- Значительное снижение затрат на энергоснабжение;
- Отсутствие значительных инвестиций по строительству ЛЭП и инженерных сетей для постоянного энергоснабжения новых месторождений.