RU2096701C1

RU2096701C1 - Способ извлечения стабильного конденсата из природного газа

Info

Publication number: RU2096701C1
Application number: RU95115988A
Authority: RU
Inventors: А.Н. Кубанов; Е.Н. Туревский; Г.М. Финогенова
Original assignee: Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий
Priority date: 1995-09-14
Filing date: 1995-09-14
Publication date: 1997-11-20

Abstract

Использование: в газовой промышленности при производстве стабильного конденсата в качестве товарного продукта или сырья для получения моторных топлив. Сущность изобретения: способ включает первичную сепарацию паро-жидкостной углеводородной смеси низкотемпературную сепарацию охлажденного газа первичной сепарации, дегазацию выделенного конденсата и его фракционирование в ректификационной колонне-дебутанизаторе. При этом низкотемпературную сепарацию проводят под давлением от 1 до 2 МПа и температуре от минус 100 до плюс 10^oC и подают в колонну-дебутанизатор абсорбционно-отпарного типа в качестве орошения, а дегазированный конденсат первичной сепарации подают в среднюю часть колонны в качестве питания. 1 ил., 2 табл.

Description

Изобретение относится к газовой промышленности и предназначено для малоэнергокапиталоемкого производства стабильного конденсата в качестве товарного продукта или сырья для получения моторных топлив.

Авторы не располагают сведения о технологических схемах, предназначенных для извлечения из пластового газа единственного целевого продукта - стабильного конденсата. Вместе с тем потребность в такого рода установках велика, например, при разработке мелких газоконденсатных месторождений с целью покрытия местных нужд в моторных топливах, сырьем производства которых является стабильный конденсат. Кроме того, для этих же целей возможно использование части фонда крупных месторождений (Заполярное и др.). В этих случаях моторные топлива покроют потребности пионерного освоения месторождений, находящихся на удалении от районов с развитой производственной инфраструктурой.

Существует технологический процесс извлечения из природного газа стабильного конденсата, реализованный на Оренбургском ГКМ и состоящий из двух самостоятельных стадий. На первой стадии на промысловых установках из природного газа извлекают нестабильный конденсат способом низкотемпературной сепарации, осуществляемой под давлением, равным давлению газа в газопроводе (обычно 6 7,5 МПа) и при температуре от минус 15 до минус 30^oC [1] На второй стадии нестабильный конденсат подвергают заводской стабилизации путем ректификации в колонне, снабженной дефлегматором (воздушное охлаждение и кипятильником (огневой подогрев) [2]
Недостатками такого способа являются невысокая степень извлечения углеводородов C_5+B на первой стадии (95 88% и ниже), необходимость иметь высокие входные давления газа (12 МПа) для достижения требуемого температурного уровня НТС, а также большое энергопотребеление и повышенная сложность стабилизации на второй стадии.

Целью настоящего изобретения является увеличение степени извлечения углеводородов C_5+B и сокращение числа единиц оборудования и энергопотребления при проведении стабилизации конденсата.

Это достигается тем, что в способе извлечения из природного газа стабильного конденсата, включающем первичную сепарацию парожидкостой углеводородной смеси, низкотемпературную сепарацию охлажденного газа первичной сепарации, дегазацию выделенного конденсата и его фракционирование в ректификационной колонне-дебутанизаторе, низкотемпературную сепарацию проводят под давлением от 2 до 6 МПа, конденсат после низкотемпературной сепарации дегазируют под давлением от 1 до 2 МПа и температуре от минус 10 до плюс 10^oC и подают в колонну дебутанизатор абсорбционно отпарного типа в качестве орошения, а дегазированный конденсат первичной сепарации подают в среднюю часть колонны в качестве питания.

Технологическая схема данного способа приведена на чертеже.

Согласно чертежу, пластовый конденсат содержащий газ подвергают первичной сепарации в сепарации в сепараторе 1, затем его охлаждают в рекуперативных теплообменниках 2 и 3, дресселируют в дроссельном вентиле 4 до давления от 2 до 6 МПа и направляют в низкотемпературный сепаратор 5. Пределы давления выбраны, в частности, исходя из условия достижения максимальной конденсации C_5+B: при давлениях ниже 2 МПа извлечение C_5+B значительно снижается (давление максимальной конденсации C_5+B составляет около 4 МПа). Газ после сепаратора 5 дросселируют в дроссельном вентиле 6 и нагревают в теплообменнике 3. Конденсат, выделившийся в первичном сепараторе 1, дросселируют в дроссельном вентиле 7 и дегазируют в дегазаторе 8. Газ дегазации объединяют с охлажденным расширенным газом первичной сепарации.

Конденсат после сепаратора 5 нагревают в теплообменнике 2, дросселируют в дроссельном вентиле 9 и дегазируют в дегазаторе 10 при давлении от 1 до 2 МПа и температуре от минус 10 до плюс 10^oC. Пределы давления дегазации выбраны, исходя из требований утилизации низконапорных газов: газ с давлением от 1 до 2 МПа может быть использован в качестве топливного для собственных нужд (передвижные электростанции, котельные, огневые подогреватели и др.), температурные пределы дегазации выбраны, исходя из степени испарения нецелевых компонентов (C₁ C₄): при нагреве выше 10^oC имеет место значительное испарение фракции C_5+B, при температурах ниже минус 10^oC содержание C₁ C₄ в конденсате еще велико. Конденсат после разделителя 10 направляют в абсорбционно-отпарную колонну - дебутанизатор 11 в качестве орошения. Дегазированный конденсат после дегазатора 8 нагревают в рекуперативном теплообменнике 12 и подают в среднюю часть колонны 11 в качестве питания. Колонна 11, осуществляющая дебутанизацию поступающих на фракционирование потоков, снабжена кубовым кипятильником 13. Газ низкотемпературной сепарации, а также газы дегазации низкотемпературной сепарации и стабилизации совместно или раздельно потребителю для дальнейшего использования.

Термобарические параметры разделения углеводородных смесей, обеспечивающие максимальное извлечение из пластового газа углеводородов C_5+B при минимальном энергопотреблении в кубовом кипятильнике 13 в диапазоне значений конденсатного фактора пластовой смеси от 60 до 200 г/м³ составляют величины, приведенные в таблице 1
Пример. Газ из скважин с конденсатным фактором 160 г/м³ направляют в первичный сепаратор 1, работающий под давлением 9,8 МПа при температуре 25^oC, отделяют от жидкости и охлаждают последовательно в теплообменниках 2 и 3 до температуры минус 10^oC, после чего дросселируют до давления максимальной конденсации углеводородов C_5+B, т.е. 4 МПа и с температурой минус 400^oC подвергают сепарации в сепараторе 5. Газ после сепаратора 5 дросселируют в дроссельном вентиле 6 до давления 2,5 МПа и с температурой минус 50^oC направляют в теплообменник 3, где он нагревается до 0^oC. Конденсат после сепаратора 1 дросселируют до давления 4,3 МПа и с температурой 19^oC дегазируют в дегазаторе 8. Газ дегазации смешивают с газом первичной сепарации и подают в низкотемпературный сепаратор 5. Низкотемпературный конденсат после сепаратора 5 нагревают в рекуперативном теплообменнике 2 до 16^oC, дросселируют до давления 1,7 МПа и дегазируют в дегазаторе 100 при температуре 3^oC, после чего направляют в ректификационную колонну дебутанизатор 11 в качестве орошения. Дегазированный в дегазаторе 8 конденсат нагревают в рекуперативном теплообменнике 12 до температуры 160^oC и направляют в качестве питания в указанную колонну, работающую под давлением 1,5 МПа. Кубовый продукт колонны 11 стабильный конденсат с упругостью паров 0,067 МПа (при 38^oC) и температурой 200^oC охлаждают в рекуперативном теплообменнике 12 до 40^oC и направляют потребителю в качестве продукта или сырья для производства моторных топлив. Газ стабилизации с температурой 64^oC объединяют с газом дегазации, выделенным из дегазатора 10 и направляют на собственные и/или местные нужды. Газ низкотемпературной сепарации объединяют с указанными выше газами или дожимают в компрессоре до давления в газопроводе.

Описанные и иные данные по предлагаемому способу и сопоставление их с известным способом, доказывающие достижение поставленных целей, приведены в таблице 2.

Из таблицы видно, что извлечение C_5+B в узле низкотемпературной сепарации (до узла стабилизации конденсата) в предлагаемом способе значительно выше, чем в известном (98,5 против 95%), и эта разность компенсирует меньшее значение C_5+B в абсорбционно-отпарной колонне (предлагаемый способ) по сравнению с полной колонной (известный способ) 97,2 против 99% Итоговая степень извлечения в предлагаемом способе будет выше, особенно при невысоких значениях конденсатного фактора (менее 150 г/см³).

Предлагаемый способ исключает дефлегматор, потребляющий тепло в количестве 250 тыс. кдж/ч, и требует меньшую тепловую нагрузку на кипятильник (400 против 500 тыс. кдж/ч). Кроме того, он работоспособен при значительно меньших их значениях располагаемого давления (9,8 7,0 МПа против 12 МПа) и теплопередающей поверхности теплообменника 3 (38 против 106 м²).

Источники информации:
1. Бекиров Т. М. Шаталов А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. М. Hедра, 1986, с. 143.

2. Бекиров Т.М. Первичная переработка природных газов. М. Химия, 1987, с. 233.

Claims

Способ извлечения из природного газа стабильного конденсата, включающий первичную сепарацию парожидкостной углеводородной смеси, низкотемпературную сепарацию охлажденного газа первичной сепарации, дегазацию выделенного конденсата и его фракционирование в ректификационной колонне-дебутанизаторе, отличающийся тем, что низкотемпературную сепарацию проводят под давлением 2
6 МПа, конденсат после низкотемпературной сепарации дегазируют под давлением 1 2 МПа и температуре от минус 10 до плюс 10^oС и подают в колонну-дебутанизатор абсорбционно-отпарного типа в качестве орошения, а дегазированный конденсат первичной сепарации подают в среднюю часть колонны в качестве питания.