способ выделения стабильного конденсата из природного газа

Формула изобретения

Способ выделения стабильного конденсата из природного газа путем сепарации исходной газоконденсатной смеси, дегазации выделенного конденсата, охлаждения газа сепарации и газа дегазации с отделением сконденсировавшихся при этом углеводородов и стабилизации дегазированного конденсата и сконденсировавшихся углеводородов, отличающийся тем, что выделенный конденсат подвергают дополнительной дегазации и стабилизации в отпарной колонне, полученный при этом газ стабилизации, а также газ дополнительной дегазации охлаждают и подвергают стабилизации совместно со сконденсировавшимися углеводородами, а в качестве стабильного конденсата выводят смесь кубового продукта отпарной колонны и конденсата, выделенного при стабилизации сконденсировавшихся углеводородов.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и предназначено для использования на промысловых установках выделения углеводородного конденсата из природного конденсатсодержащего газа преимущественно с высоким содержанием тяжелых углеводородов.

Обработка конденсатсодержащих природных газов предусматривает извлечение из него жидких углеводородов, которые разделяют на продуктовые фракции: этановую фракцию, пропан-бутановую фракцию (ПБФ), широкую фракцию легких углеводородов, стабильный конденсат (СК) и другие продукты.

Известен способ выделения СК из природного газа, включающий сепарацию газово-конденсатной смеси, дегазацию выделенного конденсата и охлаждение газа сепарации с отделением от него сконденсировавшихся углеводородов, фракционирование и стабилизацию конденсата и сконденсировавшихся углеводородов /Карпинский Е. Д. и др. Система ускоренного освоения маломощных газоконденсатных месторождений // Химическое и нефтяное машиностроение, N 2, с. 7-10/.

При обработке газов с высоким конденсатным фактором (КФ) - выше 400 г/м³ - в конденсат первичной сепарации может переходить до 96 мас.% углеводородов C_5+в, содержащихся в исходной смеси, в то время как в составе углеводородов, сконденсировавшихся при охлаждении газа первичной сепарации, количество углеводородов C₂, C₃ и C₄ значительно превосходит количество углеводородов C_5+в. В этой связи объединение сконденсировавшихся углеводородов и дегазированного конденсата представляется нецелесообразным, т.к. в этом случае возникает ситуация, когда большие количества углеводородов C_5+в участвуют на всех ступенях извлечения фракций легких углеводородов, являясь фактически балластом. Это приводит к повышенным тепловым нагрузкам кубовых подогревателей и завышенным диаметрам колонн.

Кроме того, характерным является снижение КФ исходной смеси по мере истощения месторождения, что определяет широкий диапазон нагрузок аппаратов (в первую очередь, ректификационных колонн) по жидкости (сконденсировавшимся углеводородам). При КФ выше 400 г/м³ нагрузка на аппараты в течение реального срока эксплуатации объекта добычи газа может снизиться в 4 и более раз.

В настоящее время отсутствуют колонные аппараты, способные работать в таких интервалах нагрузок по жидкости. В известном способе необходимо дублировать аппараты, т.е. такой диапазон расхода фракционируемого сырья требует иметь двойной набор оборудования в блоке фракционирования для обеспечения работоспособности колонн по расходным характеристикам. На начальном, меньшем по продолжительности, этапе эксплуатации промысла в работе задействованы по две колонны каждого типа, а в дальнейшем один набор оборудования фракционирования отключают.

В известном способе при объединении дегазированного конденсата первичной сепарации, в состав которого могут входить тяжелые парафинистые углеводороды с холодным потоком сконденсировавшихся углеводородов может возникнуть опасность парафиноотложения в элементах оборудования схемы.

Представляется целесообразным проведение автономной обработки дегазированного конденсата первичной сепарации с получением кондиционного СК, что позволит "разгрузить" стадии выделения фракций легких углеводородов.

Техническая задача изобретения - снижение энергопотребления и количества оборудования в схемах выделения СК из природного газа.

Это достигается тем, что в способе выделения СК из природного газа, включающем сепарацию газово-конденсатной смеси, дегазацию выделенного конденсата, охлаждение газа сепарации с отделением от него сконденсировавшихся углеводородов, фракционирование и стабилизацию конденсата и сконденсировавшихся углеводородов, фракционирование и стабилизацию конденсата и сконденсировавшихся углеводородов проводят раздельно, при этом конденсат подвергают дополнительной дегазации и используют в качестве орошения и питания при его стабилизации, а выделенный при этом газ стабилизации и газ дополнительной дегазации подвергают фракционированию и стабилизации совместно со сконденсировавшимися углеводородами.

Раздельное проведение фракционирования и стабилизации конденсата и сконденсировавшихся углеводородов позволяет исключить значительную часть углеводородов C_5+в из промежуточных ступеней фракционирования, на которых выделяют фракции легких углеводородов.

Дополнительная дегазация конденсата позволяет выделить из него легкие углеводороды и не вовлекать их в процесс стабилизации конденсата, тем самым снижая энергопотребление в кубовом подогревателе.

Использование конденсата в качестве орошения при его стабилизации упрощает аппаратурное оформление процесса, т. к. исключаются элементы полной ректификационной колонны-стабилизатора: аппарат воздушного охлаждения, рефлюксная емкость и рефлюксный циркуляционный насос.

В колоннах отпарного типа обеспечивается качество только кубового продукта (в данном случае - СК), а газы дополнительной стабилизации могут содержать значительное количество углеводородов C_5+в, поэтому подача газов дополнительной дегазации и стабилизации на фракционирование и стабилизацию совместно со сконденсировавшимися углеводородами позволяет наиболее полно извлечь целевые углеводороды, содержащиеся в сырье.

Принципиальная технологическая схема предлагаемого способа показана на чертеже. Пластовую смесь направляют в первичный сепаратор 1, газ сепарации подают в узел охлаждения 2, который может содержать любые способы охлаждения. Жидкость из первичного сепаратора дросселируют и направляют в дегазатор 3, газ из которого подают в блок охлаждения 2. Жидкость из дегазатора 3 дросселируют и направляют в дегазатор 4, жидкость которого стабилизируют в ректификационной колонне 5, при этом часть жидкости из дегазатора 4 нагревают кубовым продуктом колонны 5 в рекуперативном теплообменнике 6 и направляют в среднюю часть колонны 5 в качестве питания, а оставшуюся часть используют в качестве орошения. Колонна 5 снабжена кубовым подогревателем 7 и циркуляционным насосом 8. Газы из дегазатора 4 и колонны 5 направляют на низкотемпературную обработку в узел охлаждения 2, либо объединяют со сконденсировавшимися углеводородами после узла охлаждения 2. Сконденсировавшиеся углеводороды направляют в узел фракционирования 9, в котором получают СК, фракции легких углеводородов и остаточный газ. СК из колонны 5 и узла фракционирования 9 объединяют в единый продуктовый поток.

Использование предлагаемого способа для выделения из природного газа ПБФ и СК дано на примере обустройства газоконденсатного месторождения, КФ которого составляет в начале эксплуатации промысла 400 г/м³ и падает до 100 г/м³ к концу эксплуатации. Суточный отбор пластового газа составляет 150 тыс.нм³ в течение всего периода.

Пластовый газ подлежит первичной сепарации в сепараторе 1 при давлении 9,8 МПа и температуре 30^oC. Газ первичной сепарации направляют в узел охлаждения 2, включающий рекуперацию холода в теплообменнике "газ-газ", эжектирование низкотемпературных газов и низкотемпературную сепарацию. Продуктами узла охлаждения 2 являются товарный газ, имеющий давление 5,5 МПа, и сконденсировавшиеся углеводороды. Жидкость из сепаратора 1 подвергают дегазации при давлении 5,7 МПа в дегазаторе 3, газ из которого направляют в узел охлаждения 2. Жидкость из дегазатора 3 дросселируют и дегазируют при давлении 1,5 МПа в дегазаторе 4. Часть жидкости из дегазатора 4 (70%) нагревают в рекуперативном теплообменнике 6 до температуры 190^oC и направляют в качестве питания в среднюю часть колонны 5, а оставшуюся часть, имеющую температуру 22^oC, используют в качестве орошения колонны 5. Кубовый продукт колонны 5 (стабильный конденсат), имеющий температуру 227^oC, используют для подогрева питания колонны 5. Газ стабилизации с верха колонны 5 объединяют с газом из дегазатора 4, компримируют до давления 5,5 МПа, объединяют с потоком сконденсировавшихся углеводородов из узла охлаждения 2 и направляют в узел фракционирования 9, в состав которого входят колонна-деэтанизатор и полная колонна-стабилизатор. В узле фракционирования 9 получают СК, ПБФ и остаточный газ, который утилизируют путем эжектирования в блоке охлаждения 2. СК из колонны 5 и узла фракционирования 9 объединяют в единый продуктовый поток. При реализации предлагаемого способа на начальном этапе эксплуатации в приведенном примере в кубовый продукт колонны 5 переходит более 92 мас.% углеводородов C_5+в, содержащихся в исходном газе, а расходные характеристики колонн узла фракционирования 9 остаются практически неизменными при снижении КФ исходного газа до значений менее 200 г/м³ В дальнейшем, когда расход сырья через колонну 5 уменьшается более чем в два раза, дегазатор 4 и колонну 5 отключают и работа установки реализует известный способ.

Результаты проведенных оптимизационных расчетов схем в соответствии с предлагаемым и известным способами при сопоставимых условиях приведены в таблице для режима начала эксплуатации (КФ пластового газа 400 г/м³, давление на входе в установку 25 МПа). В таблице колонна 5 согласно чертежу упоминается как первичный стабилизатор, а колонны деэтанизатор и стабилизатор являются аппаратами узла фракционирования 9. Для обоих случаев одинаковыми были приняты следующие параметры: давление первичной сепарации 9,8 МПа, температура первичной сепарации 30^oC, площадь поверхности рекуперативного теплообменника "газ-газ" 100 м² давление товарного газа 5,5 МПа, температура низкотемпературной сепарации минус 40^oC, температура на выходе аппаратов воздушного охлаждения 45^oC, давление стабилизации 1,5 МПа. Все низконапорные газы вовлекают в потоки высокого давления путем эжектирования или компримирования.

Из сравнения показателей видно, что при практически одинаковых выходах продукции схема, реализующая предлагаемый способ, требует меньшего количества оборудования при меньшей металлоемкости колонн и более низкого энергопотребления в кубовых подогревателях колонн, но уступает по расходным и энергетическим показателям дожимному компрессору низконапорных газов.

По совокупности параметров предлагаемый способ выделения СК из природного газа имеет технологические преимущества перед известным способом при обустройстве газоконденсатных месторождений с высоким начальным КФ.