способ переработки нефтяных газов

Формула изобретения

1. Способ переработки нефтяных газов, включающий компримирование исходного газа, сепарацию и дальнейшую деэтанизацию, отличающийся тем, что полученные в результате сепарации газ и конденсат смешивают, затем сжатый газожидкостный поток охлаждают и подают на низкотемпературное разделение, после чего 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, при этом вторую часть низкотемпературного конденсата также подают на деэтанизацию после использования его холода для охлаждения газов деэтанизации.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при подаче на переработку дополнительно газа более низкого давления, чем исходный, его подвергают дополнительно компримированию и сепарации, полученный при этом газ подают на смешение с исходным газом или на смешение с газом, полученным после сепарации исходного газа, а конденсат подают на смешение с газожидкостным потоком, поступающим на охлаждение и низкотемпературное разделение.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что полученный после конденсатоотделения газ смешивают с дополнительно поступающим на переработку газом более низкого давления.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что при подаче на переработку дополнительно газа с давлением, не меньшим давления газа, поступающего на низкотемпературное разделение, его смешивают с газожидкостным потоком, поступающим на охлаждение и низкотемпературное разделение.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к технологии переработки нефтяных газов путем низкотемпературной конденсации и может быть использовано в нефте- и газоперерабатывающей промышленности.

Известен способ низкотемпературной конденсации, включающий очистку газа от механических примесей и капельной жидкости, сжатие газа в компрессоре, охлаждение его и конденсацию в пропановом испарителе с последующим отделением в сепараторе сконденсированных угледоводородов от сухого газа (см. Берлин М.А. и др. “Переработка нефтяных и природных газов”, 1981 г., с.168-169).

Недостатком известного способа является использование в технологической схеме внешнего пропанового холода, что требует дополнительного оборудования и больших капитальных и энергетических затрат.

Общими признаками предлагаемого и известного способов являются:

- очистка от капельной жидкости;

- сжатие;

- охлаждение;

- сепарация.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ переработки нефтяных газов путем низкотемпературной конденсации, включающий очистку газа от капельной влаги, сжатие, сепарацию и дальнейшую деэтанизацию конденсата ступеней сепарации. При этом конденсат второй ступени сепарации и часть конденсата первой ступени сепарации дросселируют до давления 1,5-2 кгс/см², используют для охлаждения газа перед второй ступенью сепарации, а затем сжимают до давления деэтанизации (см. авторское свидетельство СССР №732637, кл. F 25 J 3/06, опубл. ОБ №17, 1980 г.).

Недостатки данного способа обусловлены использованием в технологической схеме пропанового холодильного цикла. Это приводит к усложнению схемы и ограничению ее технологических возможностей. Кроме этого, в известной схеме используется комбинированный способ охлаждения газа - пропановый холод и холод сдросселированного конденсата, что требует дополнительных затрат.

Общими признаками предлагаемого и известного способов являются:

- очистка от капельной влаги;

- сжатие;

- охлаждение;

- сепарация;

- деэтанизация.

Техническая задача заключается в создании способа переработки нефтяных газов, позволяющего осуществлять глубокое извлечение целевых компонентов, при этом утилизировать тяжелые нефтяные газы и уменьшить капитальные и эксплуатационные затраты.

Техническая задача достигается тем, что в способе переработки нефтяных газов, включающем компримирование исходного газа, сепарацию и дальнейшую деэтанизацию, полученные в результате сепарации газ и конденсат смешивают, затем газожидкостной поток охлаждают и подают на низкотемпературное разделение, после чего 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, при этом вторую часть низкотемпературного конденсата подают на деэтанизацию после использования его холода для охлаждения и конденсации газов деэтанизации.

В случае подачи на переработку дополнительно газа с более низким давлением, чем исходный газ, его подвергают дополнительно компримированию и сепарации, полученный при этом газ смешивают с исходным газом или с газом, полученным после компримирования и сепарации исходного газа, а полученный конденсат подают на смешение с газожидкостным потоком, поступающим на охлаждение и низкотемпературное разделение.

Кроме этого, полученный после конденсатоотделения газ смешивают с дополнительно поступающим на переработку газом более низкого давления.

В случае подачи на переработку дополнительно газа с давлением, не меньшим, чем давление газа, поступающего на низкотемпературное разделение, его смешивают с газожидкостным потоком, поступающим на охлаждение и низкотемпературное разделение.

Совокупность отличительных признаков позволяет утилизировать тяжелые нефтяные газы (плотность газов С_3+в более 300-400 г/м³ ), а также осуществить более глубокое извлечение целевых компонентов до 94% без использования пропанового холодильного цикла, на получение и доставку которого требуются дополнительные капитальные и эксплуатационные затраты. Кроме того, предложенная технология позволяет дополнительно перерабатывать газы при более низком давлении, чем исходный газ, а также при давлении, соответствующем или большем, чем давление исходного газа, что также сокращает затраты на переработку.

Предлагаемая технология осуществляется на малогабаритной установке, технологическая схема которой приведена на чертеже.

Технологическая схема переработки нефтяных газов включает компрессорные станции 1 и 2, конденсатоотделитель 3, рекуперативные теплообменники 4, 5 и 6, теплообменники 7 и 8, низкотемпературный трехфазный разделитель 9, деэтанизатор 10, рефлюксную емкость 11, насосы 12, 13, 14.

Исходный газ, поступающий на переработку после сепарации нефти, подают на компрессорную станцию 1, где газ дожимают от 0,7 до 2,5 МПа, охлаждают до 45°С и отделяют сепарацией от капельной влаги и конденсата. Выпавшая после сепарации вода выводится с установки. Отделенный после сепарации газ смешивают с отделенным после сепарации конденсатом и подают на охлаждение в рекуперативный теплообменник 4.

При подаче на переработку дополнительно газа с более низким давлением, последний подают на компрессорную станцию 2, где газ сжимают до 0,7 МПа, охлаждают до 25-45°С и отделяют от капельной влаги и конденсата. Выпавшая после сепарации вода выводится с установки. Конденсат после сепарации с компрессорной станции 2 подают на смешение с газом и конденсатом, выходящими из компрессорной станции 1. Газ после сепарации с компрессорной станции 2 подают на смешение с исходным газом, направляемым далее на компрессорную станцию 1 или подают на смешение с газом, выходящим после сепарации с компрессорной станции 1.

При подаче на переработку газа с давлением, соответствующим и большим, чем давление исходного газа, его смешивают с газожидкостным потоком, выходящим с компрессорной станции 1 и поступающим на охлаждение в рекуперативный теплообменник 4.

Газоконденсатная смесь проходит рекуперативный теплообменник 4, где газожидкостная смесь охлаждается газом из низкотемпературного трехфазного сепаратора 9 до 25°С, затем охлаждается в теплообменнике 5 до минус 12-минус 30°С и подается на разделение в низкотемпературный сепаратор 9. Для предотвращения гидратообразования в теплообменники 4 и 5 постоянно подается диэтиленгликоль (ДЭГ). Отделение газа и конденсата от ДЭГа осуществляется в низкотемпературном трехфазном сепараторе 9. Насыщенный гликоль отводится на регенерацию. Отбензиненный газ после рекуперации холода в теплообменнике 4 с температурой 17°С отводится с установки. Конденсат из сепаратора 9 делится на два потока. Первый поток дросселируется до давления 0,7 МПа и его температура при этом понижается до минус 28 - минус 47°С. Холод этого потока используется для охлаждения и конденсации газа в теплообменнике 5, где конденсат частично испаряется, нагреваясь до 15-32°С и подается в конденсатоотделитель 3. Газ из конденсатоотделителя 3 подается на смешение с исходным газом или с дополнительно поступающим на переработку газом более низкого давления. Конденсат из конденсатоотделителя 3 насосом 12 подается на смешение с ШФЛУ, которая выводится снизу деэтанизатора 10.

Второй поток низкотемпературного конденсата из сепаратора 9 насосом 14 с давлением 2,9 МПа подается в теплообменник 7, где охлаждает и частично конденсирует пары из деэтанизатора 10, нагреваясь при этом до температуры 13°С, далее конденсат проходит рекуперативный теплообменник 6, где подогревается до температуры 20-29°С и подается в деэтанизатор 10. Газ с верха деэтанизатора 10 охлаждается и частично конденсируется в теплообменнике 7 за счет холода испаряющегося низкотемпературного конденсата и подается в рефлюксную емкость 11. Газ из емкости 11 смешивается с отбензиненным газом, который отводится с установки. Жидкость из рефлюксной емкости 11 подается насосом 13 в качестве орошения в деэтанизатор 10. Температура низа деэтанизатора 10 поддерживается за счет циркуляции тепла в теплообменнике 8. ШФЛУ отводится с низа деэтанизатора 10, охлаждается в теплообменнике 6 за счет потока конденсата, выходящего из теплообменника 7, и с температурой 4-13°С отводится с установки.