Установка отбензинивания углеводородного газа

Полезная модель относится к устройствам общего назначения для осуществления охлаждения и фракционной перегонке газов, может быть использована на месторождениях нефти и газа для подготовки углеводородного газа в т.ч. для разделения сырьевого углеводородного газа на жидкий газовый конденсат и сухой отбензиненый газ. Из уровня техники известно множество технических решений для фракционной перегонки углеводородного газа различного принципа действия для промышленного разделения газов.
Известна группа установок переработки и подготовки нефтяного газа (патент RU2 385 181, опубл. 27.03.2010, МПК: B01D 53/26, F25J 3/06), которая включает блок адсорбционной осушки газа, соединенный с трубопроводом выхода осушенного газа, контактный аппарат, в котором содержится определенный объем ингибитора гидратообразования, трубопровод подвода части потока осушенного газа в контактный аппарат, трубопровод выхода потока осушенного газа, обогащенного парами ингибитора гидратообразования, из контактного аппарата и запорно-регулирующую арматуру, отличающаяся тем, что на трубопроводе выхода осушенного газа последовательно установлены теплообменники, низкотемпературный сепаратор и устройство для глубокого охлаждения газа, трубопровод подвода части потока осушенного газа в контактный аппарат соединен с трубопроводом выхода осушенного газа перед входом в теплообменники, а трубопровод выхода потока осушенного газа, обогащенного парами ингибитора гидратообразования, из контактного аппарата соединен с трубопроводом выхода газа из низкотемпературного сепаратора перед входом в устройство для глубокого охлаждения газа.
Общими признаками известной и заявляемой установок являются:
- блок отделения воды (блок адсорбционной осушки);
- дроссель для охлаждения потока газа;
- сепараторы для отделения воды из потока газа;
- теплообменные аппараты для понижения температуры потока газа.
Однако в известной установке потока газа сначала направляется в блок отделения воды (блок адсорбционной осушки) и только потом в теплообменные аппараты и сепаратор для отделения воды, а устройство для глубоко охлаждения газа (дроссель) расположено после сепаратора. Такое расположение не обеспечивает снижение нагрузки на блок адсорбционной осушки (блок отделения воды), что приводит к увеличению объемов адсорберов для отделения воды и, соответственно, к увеличению массогабаритных характеристик установки. Расположение между дросселем и теплообменным аппаратом сепаратора не будет обеспечивать эффективности отделения конденсата в результате последовательного (ступенчатого) охлаждения и постепенного увеличения размера капель конденсата, что будет приводить к снижению эффективности разделения отбензинивания потока углеводородного газа.
Ближайшим аналогом (прототипом) заявляемого технического решения является техническое решение для отбензинивания ПНГ (патент RU2722679, опубл. 03.06.2020, МПК: F25J 3/00), которое включает последовательно соединенные трубопроводом теплообменный аппарат предварительного охлаждения, первичный сепаратор, блок адсорбционной осушки, рекуперативный теплообменный аппарат, конденсатор-испаритель, вторичный сепаратор, блок ректификации, который включает по меньшей мере ректификационную колонну и ребойлер.
Общими признаками известной и заявляемой установок, является использование теплообменного аппарата предварительного охлаждения, сепаратора и блока отделения воды перед охлаждением потока ПНГ (углеводородного газа), рекуперативного теплообменного аппарата для охлаждения потока сырьевого газа и ректификционных устройств.
Однако, в известной установке при реализации известного способа для охлаждения потока углеводородного газа после рекуперативного аппарата используется конденсатор-испаритель с холодильным циклом, который требует подвода энергии на мотор холодильного цикла для обеспечения охлаждения, а также приводит к увеличению массогабаритных характеристик установки. Кроме того, в известной установке нет ступенчатого постепенного охлаждения, что позволяет и обеспечить эффективность процесса отбензинивания, и снизить энергозатраты. Техническим результатом полезной модели является одновременно:
- увеличение энергоэффективности за счет использования собственной энергии газа для его самоохлаждения и, как следствие, снижения энергозатрат на процесс охлаждения сырьевого потока газа;
- снижение массогабаритных характеристик установки вследствие уменьшения количества единиц оборудования для охлаждения газа;
- повышение эффективности отбензинивания углеводородного газа (разделения на поток сухого отбензиненного газа (СОГ) и поток конденсата) за счет последовательности расположения компонентов установки.
Это также позволяет снизить стоимость данной установки по сравнению с аналогами.
Технический результат достигается при использовании установки отбензинивания углеводородного газа, в которой последовательно соединены трубопроводом теплообменный аппарат предварительного охлаждения, сепаратор, блок отделения воды, рекуперативный теплообменный аппарат, дроссель, узел фракционирования, при этом
- теплообменный аппарат предварительного охлаждения содержит вход для потока углеводородного газа, который является входом установки, выход для углеводородного газа, который соединен со входом для потока углеводородного газа сепаратора, вход для потока сухого отбензиненного газа (СОГ), выход для потока сухого отбензиненного газа (СОГ), являющийся выходом установки;
- сепаратор содержит вход для потока углеводородного газа, который соединен с выходом углеводородного газа теплообменного аппарата предварительного охлаждения, и выход для потока углеводородного газа, который соединен со входом для потока углеводородного газа блока отделения воды, и выход для отвода воды;- блок отделения воды содержит вход и выход для потока углеводородного газа, при этом выход для потока углеводородного газа соединен со входом для потока углеводородного газа рекуперативного теплообменного аппарата, и вход и выход для потока СОГ;
- рекуперативный теплообменный аппарат включает вход и выход для потока углеводородного газа, при этом выход для потока углеводородного газа соединен со входом для потока углеводородного газа в дроссель, и вход и выход для потока СОГ;
- узел фракционирования потока углеводородного газа на поток СОГ и поток конденсата, который содержит вход потока углеводородного газа из дросселя, выход потока СОГ, который соединен со входом потока СОГ рекуперативного теплообменного аппарата, и выход конденсата.
Технический результат обеспечивается за счет обеспечения предварительного охлаждения потока углеводородного газа и предварительного двухступенчатого отделения (сначала в сепараторе, затем в блоке отделения воды) воды, эффективность которого будет выше в результате использования предварительного охлаждения.
Это позволяет не только отделить воду, но и снизить риск гидратообразования при дальнейшем охлаждении потока углеводородного газа в результате постепенного охлаждения.
Дальнейшее охлаждение потока углеводородного газа в рекуперативном теплообменном аппарате, а затем с использованием дросселя обеспечивает также ступенчатое постепенное охлаждение, что позволяет и обеспечить эффективность процесса отбензинивания, и снизить энергозатраты в связи с тем, что в рекуперативном теплообменном аппарате для охлаждения используется холод обратного потока СОГ, а охлаждение в дросселе обеспечивается в результате собственной работы газа.
Эффективность отбензинивания достигается в результате последовательного снижения температуры, при котором в рекуперативном теплообменном аппарате начинается процесс конденсации, появляются центры (капли конденсата) для дальнейшего процесса конденсации и увеличения размера капель при дальнейшем охлаждении и работе газа при прохождении через дроссель.
Использование дросселя в последовательном снижении температуры потока углеводородного газа вместо холодильных машин холодильного цикла будет также снижать массогабаритные характеристики установки.
Предварительное охлаждение и использование будет снижать также нагрузку на блок отделения воды, что будет обеспечивать также возможность уменьшения габаритов.
Узел фракционирования потока углеводородного газа на поток СОГ и поток конденсата может представлять собой последовательно соединенные трубопроводом второй сепаратор и ректификационную колонну с ребойлером, при этом вход углеводородного газа во второй сепаратор является входом в узел фракционирования, выход потока СОГ сепаратора является выходом потока СОГ узла фракционирования, выход конденсата сепаратора соединен со входом конденсата ректификационной колонны, выход конденсата ребойлера ректификационной колонны является выходом конденсата, а ректификационная колонна имеет выход для сбросных газов.
В другом варианте реализации узел фракционирования может представлять собой кожухотрубный дефлегматор, соединенный с холодильным циклом и содержащий одно затрубное и два трубных пространства, одно из которых содержит вход и выход, соединенные с контуром холодильного цикла, второе из которых содержит вход потока СОГ, соединенный с выходом потока СОГ затрубного пространства (затрубным выходом потока СОГ), и выход потока СОГ, который является выходом потока СОГ узла фракционирования. Либо дефлегматор может иметь только одно трубное пространство - содержащее вход и выход для потока СОГ. В таком случае охлаждение будет обеспечиваться за счет обратного потока СОГ.
Узел фракционирования через выход конденсата дополнительно может быть соединен трубопроводом с буферной емкостью, в которой, в частности, будет обеспечиваться отделение остаточной воды от углеводородного конденсата.
Блок отделения воды может представлять собой блок адсорбционной осушки либо, например, блок подачи метанола. В случае использования для отделения воды блока адсорбционной осушки установка дополнительно может содержать технологическую линию для использования части потока СОГ, который выходит из рекуперативного теплообменного аппарата для регенерации адсорбента. Технологическая линия может содержать в таком случае узел распределения СОГ, с которого часть СОГ направляется в теплообменный аппарат предварительного охлаждения, а часть в блок адсорбционной осушки, а затем на отведение газа регенерации из установки.
Перед теплообменным аппаратом предварительного охлаждения на входе в установку может быть расположен регулятор расхода потока углеводородного газа.
Компоненты установки могут быть выполнены с возможностью подключения элементов контроля и управления температуры, давления, расхода и т.п. Специалисту известны принципы расстановки указанных элементов для управления процесса отбензинивания углеводородного газа.
На фигуре 1 представлена общая схема установки отбензинивания углеводородного газа, где
1 - теплообменный аппарат предварительного охлаждения;
2 - сепаратор;
3 - блок отделения воды;
4 - рекуперативный теплообменный аппарат;
5 - дроссель;
6 - узел фракционирования потока углеводородного газа на поток СОГ и поток конденсата (ректификации).
На фигуре 2 представлен первый вариант реализации узла фракционирования, где 7 - сепаратор (второй сепаратор) узла фракционирования, 8 - ректификационная колонна, 9 - ребойлер.
На фигуре 3 представлен второй вариант реализации узла фракционирования. Где 10 - кожухотрубный дефлегматор, 11 - затрубное пространство, 12 - трубное пространство для потока СОГ, 13 - трубное пространство, соединенное с холодильным циклом, 14 - холодильный цикл, 15 - двухпоточный рекуперативный теплообменник контура холодильного цикла, 16 - насос хладагента, 17 - маслоотделитель, 18 - дроссель хладагента.
Установка отбензинивания углеводородного газа включает последовательно соединенные трубопроводом теплообменный аппарат 1, сепаратор 2, блок отделения воды 3, рекуперативный теплообменный аппарат 4, дроссель 5, узел фракционирования 6.  Теплообменный аппарат предварительного охлаждения 1 содержит вход для потока углеводородного газа, который является входом установки, может включать регулятор расхода потока углеводородного газа и может быть выполнен с возможностью подключения элементов контроля температуры, давления и расхода потока углеводородного газа, при этом выход для углеводородного газа соединен со входом для потока углеводородного газа сепаратора 2 и выполнен с возможностью подключения элемента контроля температуры потока углеводородного газа. Также теплообменный аппарат предварительного охлаждения 1 включает вход для потока сухого отбензиненного газа (СОГ), который может содержать регулятор расхода потока СОГ, и выход для потока СОГ, который является выходом СОГ из установки.
Сепаратор 2 включает вход для потока углеводородного газа и выход для потока углеводородного газа, который соединен со входом для потока углеводородного газа блока отделения воды 3, при этом входной сепаратор содержит выход для отвода воды, выполненный, например, в виде патрубка для отвода воды (выход воды), при этом выход для потока углеводородного газа блока отделения воды 3 соединен со входом для потока углеводородного газа рекуперативного теплообменного аппарата 4. Рекуперативный теплообменный аппарат 4 включает вход и выход для потока углеводородного газа и вход и выход для потока СОГ, при этом выход для потока сырьевого углеводородного газа соединен с сужающимся устройством по типу дроссель 5, а вход для потока СОГ соединен с выходом потока СОГ с узла фракционирования (ректификации) 6.Узел фракционирования (ректификации) 6 может включать второй сепаратор 7, который содержит вход потока углеводородного газа из рекуперативного теплообменного аппарата 6, и ректификационную колонну 8, которая содержит вход для потока углеводородного газа из сепаратора 7 и выполнена с возможностью подключения элементов контроля температуры и давления. Ректификационная колонна 8 соединена с ребойлером 9, который может быть выполнен с возможностью подключения элементов контроля температуры и уровня жидкости, при этом ректификационная колонна содержит выход для потока сбросного газа, выход ребойлера является выходом жидкого продукта (конденсата) из установки.
Установка для отбензинивания углеводородного газа может быть выполнена в общем корпусе.
Установка для отбензинивания углеводородного газа работает следующим образом.
Сырьевой поток углеводородного газа с запасом по перепаду давления не менее 0,2-0,3 МПа (абс.), т.е. запас давления сырьевого газа на входе в установку от минимально необходимого целевого давления газа на выходе из установки должен составлять  не менее 0,2-0,3 МПа (абс.),  попадает в теплообменный аппарат предварительного охлаждения 1, где охлаждается обратным потоком сухого отбензиненного газа, в следствии чего происходит конденсация и частичное отделение воды, затем из потока углеводородного газа отделяют воду в сепаратор 2, после которого поток углеводородного газа поступает в адсорберы блока адсорбционной осушки (блок отделения воды) 3. Посредством адсорбента из потока газа извлекаются остаточные пары воды, и поток углеводородного газа становится осушенным. После осушки поток углеводородного газа попадает в рекуперативный теплообменный аппарат 4, где частично охлаждается полученным обратным потоком СОГ, и затем идет на сужающееся устройство по типу дроссель 5, где расширяется и охлаждается. Выход потока углеводородного газа из сужающегося устройства по типу дроссель 5 соединен с сепаратором 7 узла ректификации 6, осуществляющим сепарацию. Полученный в сепараторе 7 холодный поток СОГ проходит через рекуперативный теплообменный аппарат 4, после которого в узле распределения СОГ его могут разделить на часть потока СОГ, который направляют в теплообменный аппарат предварительного охлаждения 1, часть потока СОГ, который направляют сразу на выход СОГ, и часть потока СОГ, который направляют в блок адсорбционной осушки 3 в качестве газа регенерации. Полученный в сепараторе 7 поток сжиженных углеводородов поступает вректификационную колонну 8, где происходит конечное разделение потока сжиженных углеводородов при тепломассообменном процессе за счет разницы температур по высоте колонны. Полученный жидкий продукт выводится из ребойлера 9. При этом тепло к ребойлеру подводится из стороннего источника (на фигурах не показан). Полученный в ректификационной колонне 8 поток сбросных газов выводится из верхней части ректификационной колонны и может быть направлен в коллектор факельных газов.
Пример. Сырьевой поток углеводородного газа с относительной влажностью 100% (расход воды от 5 до 15 кг/ч), отобранный с первой ступени сепарации нефти или углеводородного конденсата на установке подготовки продукции скважин, с запасом по перепаду давления не менее 0,2-0,3 МПа (абс.), т.е. запас давления сырьевого газа на входе в установку от минимально необходимого целевого давления газа на выходе из установки должен составлять не менее 0,2-0,3 Мпа (абс.), температурой от 20 до 40°С (не ограничиваясь), расходом от 3 до 30 тыс.м3/час (не ограничиваясь)  и диапазоном состава, приведенным в таблице 1, подают в теплообменный аппарат предварительного охлаждения 1, где охлаждают до температуры от 10 до 30°С обратным потоком сухого отбензиненного газа, состав которого приведен в таблице 1, вследствие чего происходит отделение воды расходом 28 кг/ч от сырьевого потока в сепараторе 2. Расход сухого отбензиненного газа регулируется вентилем. В данном случае весь поток СОГ направлен на предварительное охлаждение углеводородного газа.
3
Сырьевой поток после сепаратора 2 поступает в блок адсорбционной осушки 3, включающий два адсорбера, которые работают попеременно, распределение потока углеводородного газа в адсорберы осуществляется переключением клапанов. Пары воды, содержащиеся в газе, извлекаются из потока углеводородного газа за счет их поглощения адсорбентом в количестве не менее 66 кг/ч, в результате чего поток становится осушенным. Поток углеводородного газа осушается до температуры точки росы по воде не менее минус 55°С. Блок адсорбционной осушки газа работает с периодом переключения 8 часов, расход газа на регенерацию равен не менее 218 м/час, нагрев газа осуществляется до температуры 320°С на входе в блок адсорбционной осушки электронагревателем. В качестве адсорбента используют цеолит.
Таблица 1.
Компоненты
Мольный состав газа на входе
Мольный состав СОГ на выходе из сепаратора узла ректификации
Мольный состав продукционного потока на смешение с нефтью
CO<sub>2</sub>
0,0039
0,0041
0,0000
Азот
0,0939
0,1008
0,0000
Метан
0,6210
0,6636
0,0000
Этан
0,1640
0,1651
0,0005
Пропан
0,0791
0,0585
0,3753
Изобутан
0,0079
0,0031
0,1095
н-Бутан
0,0160
0,0043
0,2721
Изопентан
0,0037
0,0003
0,0810
н-Пентан
0,0028
0,0002
0,0643
н-Гексан
0,0025
0,0000
0,0601
н-Гептан
0,0013
0,0000
0,0318
н-Октан
0,0002
0,0000
0,0051
н-Нонан
0,0000
0,0000
0,0002
После осушки поток углеводородного газа попадает в рекуперативный теплообменный аппарат 4, где частично охлаждается потоком сухого отбензиненного газа до температуры 5°С, и затем идет в расширяющееся устройство по типу дроссель 5, где за счет расширения охлаждается до температуры минус 30°С. Выход потока углеводородного газа из дросселя 5 соединен с низкотемпературным сепаратором, осуществляющим сепарацию. Холодный поток СОГ с расходом 4517 кг/ч, состав которого приведен в таблице 1, распределяется в рекуперативный теплообменный аппарат 4 и в блок адсорбционной осушки 3, а поток сжиженных углеводородных газов с расходом 9555 кг/ч поступает в ректификационную колонну 8 узла фракционирования (ректификации) 6, где происходит конечное разделение при тепломассообменном процессе за счет разницы температур по высоте колонны. К ребойлеру 9 ректификационной колонны 8 тепло подводится из стороннего источника и поддерживается температура 37°С. Жидкий продукт (газовый конденсат) с составом, приведенным в таблице, с расходом 537 кг/ч и ДНП 590 кПа выводят из ребойлера 9 и с помощью насоса повышают давление до 3,0 МПа и направляют в узел смешения на компаундирование с минеральной нефтью. При компаундировании газового конденсата с минеральной нефтью (расход 119630 кг/ч, ДНП 47 кПа) ДНП нефти после смешения составил 55 кПа.
Поток сбросных газов из верхней части ректификационной колонны направляют в коллектор факельных газов.
Представленный пример иллюстрирует работу установки по одному из вариантов реализации. Замена блока адсорбционной осушки на блок ввода ингибитора гидратообразования (например, блок ввода метанола) также обеспечивает удаление остаточной воды из потока углеводородного газа, при этом не требуется расход полученного потока СОГ для регенерации адсорбента. Как видно из примера, последовательное охлаждение потока углеводородного газа для отделения воды и получения осушенного потока углеводородного газа позволяет сконденсировать в дальнейшем углеводороды тяжелее этана и разделить в сепараторе узла ректификации поток СОГ и поток сжиженных углеводородов, которые затем эффективно разделяются в блоке ректификации.
Возможно разделение потока углеводородного газа в узле ректификации с использованием дефлегматора. Указанная последовательность обеспечивает повышение эффективности отбензинивания потока углеводородного газа, возможность регулирования температуры потока углеводородного газа после теплообменного аппарата предварительного охлаждения, после дросселя и в узле ректификации сохраняет возможность контролировать конденсацию воды и углеводородов в зависимости от исходного состава и параметров углеводородного газа, а также разделение сжиженных углеводородов, что позволяет регулировать тип получаемого жидкого продукта и обеспечивает расширение ассортимента, а также повышение точности извлечения целевых углеводородов из потока углеводородного газа. При этом использование полученного потока СОГ для охлаждения потока углеводородного газа, возможность исключить этап компримирования газа и использование собственной работы газа для охлаждения приводит к повышению термодинамической эффективности, снижению энергозатрат и уменьшению массогабаритных характеристик установки отбензинивания углеводородного газа.
В таблице 2 представлено каким образом изменяются значения температур потока углеводородного газа после дросселя и значения температуры потока сжиженных углеводородов в ребойлере, с учетом расхода жидкого продукта.
3
Указанные в таблице 2 значения температуры приведены для сырьевого потока углеводородного газа, который характеризуется жирностью 575 гр/м, расход потока углеводородного газа составил 5964 кг/ч, давление 600 кПа(абс.), температура на входе 45°C.
Таблица 2.
Вид конденсата
ДНП по Рейду (при 37,8°С), кПа
Температура охлаждения,°С
Температура ребойлера,°С
Расход продукта, (кг/ч)/(кг/ч)
Стабильный газовый конденсат
не выше 66,7
-10
120,4
0,12
Нестабильный газовый конденсат
не выше 105
-20
106
0,16
Конденсат для компаундирования с нефтью
105 - 800(452)
-40
47,8
0,36
ШФЛУ
800 - 1600(1100)
-66
-32,9
0,49
СУГ
170 - 1600(1500)
-80
-65
0,53
Заявленная установка отбензинивания углеводородного газа соответствуют действующим нормам, правилам и требованиям к опасным производственным объектам временного и постоянного использования.