RU2338734C1

RU2338734C1 - Способ выделения углеводородов c3+ из попутных нефтяных газов

Info

Publication number: RU2338734C1
Application number: RU2007118257/04A
Authority: RU
Inventors: Евгений Рудольфович Ачильдиев (RU); Евгений Рудольфович Ачильдиев; Тать на Юрьевна Ачильдиева (RU); Татьяна Юрьевна Ачильдиева; Нина Анатольевна Семенова (RU); Нина Анатольевна Семенова; Тать на Владимировна Ребизова (RU); Татьяна Владимировна Ребизова; Вадим Алексеевич Меньщиков (RU); Вадим Алексеевич Меньщиков; Светлана Анатольевна Евсеева (RU); Светлана Анатольевна Евсеева; Наталь Владимировна Давыденко (RU); Наталья Владимировна Давыденко; Алла Борисовна Павлова (RU); Алла Борисовна Павлова
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "НПМП УРАЛ"
Priority date: 2007-05-17
Filing date: 2007-05-17
Publication date: 2008-11-20

Abstract

Изобретение относится к способу выделения углеводородов С₃₊ из попутных нефтяных газов путем противоточной абсорбции абсорбентом с последующей десорбцией абсорбированной фракции С₃₊, и возвратом регенерированного после десорбции абсорбента в абсорбер, характеризующемуся тем, что используют попутные нефтяные газы с давлением 8-20 атм, и абсорбцию проводят при температуре 8-40°С, при этом выходящий из абсорбера насыщенный абсорбент нагревают до 280-350°С и подают на десорбцию, которую проводят при давлении 15-19 атм, а в качестве абсорбента используют тяжелые компоненты исходных попутных газов. Применение данного способа позволяет упростить процесс, т.к. не требуется использование внешнего хладоагента (вода, хладоноситель) и привозного абсорбента. 2 з.п. ф-лы,1 фиг., 2 табл.

Description

Изобретение относится к области подготовки нефти и транспортировки и утилизации попутных нефтяных газов.

При подготовке нефти к транспортировке производится ее отделение от сопутствующего ей газа. Этот газ подается на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ) для разделения на компоненты и фракции в зависимости от потребности. Для этого газ должен находиться под определенным давлением (как правило не ниже 10 атм), чтобы он мог быть доставлен до ГПЗ. Минимальное давление определяется удаленностью ГПЗ от узла подготовки нефти, который в свою очередь находится вблизи места добычи.

В том случае, если достаточно близко от узла подготовки нет ГПЗ или количество газа таково, что тянуть для него газопровод нецелесообразно, газ отправляется на факел. В отдельных случаях он частично используется в газотурбинных установках, вращающих электрогенераторы. Однако и для этих случаев большое содержание углеводородов С₃₊ в горючем газе является вредным.

Таким образом, возникает необходимость переработки попутного газа на месте подготовки нефти к транспортировке.

Для переработки попутных нефтяных газов с целью выделения углеводородов С₃ и более тяжелых известно несколько методов: компрессионный, абсорбционный, адсорбционный и низкотемпературная конденсация и ректификация (НТКР) [Справочник нефтехимика, т.1, Химия, Л., 1972 г., стр.50].

Все эти схемы требуют высокого давления (до 50 атм), наличия охлаждающей воды, греющего водяного пара и хладоагента с температурой минус 25°С [Справочник нефтехимика, т.1, Химия, Л., 1972 г., стр.50-53].

Реализация этих мероприятий требует больших капитальных затрат: система градирен для получения охлаждающей оборотной воды с подпиткой ее для компенсации потерь; система водоподготовки и паровых котлов для генерации греющего пара; холодильные циклы с компрессорами, водяными холодильниками и сопутствующим им оборудованием. Однако в местах подготовки нефти к транспортировке, как правило, кроме электроэнергии и собственно попутного газа других энергоносителей нет.

Наиболее широкое распространение получили абсорбционные установки с тремя колоннами. Абсорбция ведется при высоком давлении (30-70 атм), десорбция - при низком (2-7 атм). В качестве абсорбента используются фракции углеводородов С₇-С₁₀ (бензины) [Энциклопедия газовой промышленности (под редакцией Басниева К.С.), АО «ТВАНТ», 1994 г., с.340; Гудков С.Ф., Переработка углеводородов природных и попутных газов, ГНТИ нефтяной и горно-топливной литературы, М., 1960 г.].

Недостатком этой схемы является необходимость иметь исходный газ при достаточно высоком давлении, постоянная подпитка системы абсорбентом в связи с его потерями, достаточно громоздкая схема установки.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ разделения углеводородных газов путем низкотемпературной абсорбции [авт. св. СССР №882985, кл. С07С 7/12, 1981 г.].

Способ разделения углеводородных газов C₁-C₅, в частности выделения углеводородов С₃₊ из попутных нефтяных газов, заключается в противоточной абсорбции абсорбентом, в качестве которого используют керосин, с последующей десорбцией абсорбированной фракции С₃₊ и возвратом регенерированного после десорбции абсорбента в абсорбер.

В соответствии с этим способом углеводородный газ с температурой 15-35°С под давлением 50-70 атм подают в абсорбер, орошаемый керосином. Сверху абсорбера уходит «сухой» газ, а из куба его - насыщенный тяжелыми углеводородами С₃₊ керосин. Насыщенный тяжелыми углеводородами С₃₊ керосин поступает в десорбер, где за счет сброса давления до 1-3 атм происходит выделение абсорбированных углеводородов, а керосин возвращают насосом на орошение абсорбера. Далее выделившиеся в десорбере углеводороды С₃₊ охлаждают до температуры (-50÷-80°С) и направляют на фракционирование.

В данном способе имеется несколько недостатков:

- необходимость иметь газ при высоком давлении 50-70 атм; если газ находится при более низком давлении, то воспользоваться этим способом нельзя;

- необходимость иметь привозной керосин или другой абсорбент;

- предлагается иметь давление в десорбере ниже давления в абсорбере; это условие может выполняться только при высоком давлении в абсорбере; в противном случае в абсорбере будет поглощаться мало компонентов исходного газа;

- одинаковая температура в абсорбере и десорбере может быть (для режимов достаточно хорошего извлечения компонентов С₃₊ из исходного газа) только при условии низкого давления в десорбере;

- низкое давление в десорбере требует дальнейшего использования достаточно низкого холода (-50÷-80°С).

Задачей настоящего изобретения является разработка способа выделения углеводородов С₃₊ из попутных нефтяных газов, позволяющего проводить указанное выделение, используя попутные нефтяные газы, имеющие низкое давление (8-20 атм), и не требующего внешнего хладоагента (вода, хладоноситель) и привозного абсорбента.

Поставленная задача решается предлагаемым способом выделения углеводородов С₃₊ из попутных нефтяных газов, который осуществляется путем противоточной абсорбции абсорбентом с последующей десорбцией абсорбированной фракции С₃₊, и возвратом регенерированного после десорбции абсорбента в абсорбер. Способ отличается тем, что используют попутные нефтяные газы с давлением 8-20 атм, и абсорбцию проводят при температуре 8-40°С, при этом выходящий из абсорбера насыщенный абсорбент нагревают до 280-350°С и подают на десорбцию, которую проводят при давлении 15-19 атм, а в качестве абсорбента используют тяжелые компоненты исходных попутных газов, (например, фракцию С₉-С₁₃ или С₇-С₁₃ - смотри примеры).

Причем регенерированный после десорбции абсорбент охлаждают, используя в качестве хладоагента атмосферный воздух или атмосферный воздух и поток нефти, от которой отделен попутный нефтяной газ, а газовая фаза, образующаяся при десорбции, возвращается в абсорбер.

На чертеже представлена схема выделения углеводородов С₃₊ из попутного газа, на которой изображены позиции следующих аппаратов, а также потоки, проходящие через эти аппараты:

1 - абсорбер;

2, 8, 10, 17, 18 - насосы;

3, 12 - теплообменники;

4 - десорбер;

11, 15 - воздушные холодильники-конденсаторы;

16 - флегмовые емкости;

13 - дроссели;

9 - нагревательная печь;

14 - куб для регенерации абсорбента.

I - попутный нефтяной газ;

II - «сухой» газ;

III - регенерированный абсорбент;

IV - насыщенный абсорбент;

V - товарная фракция углеводоров С₃₊ (ШФЛУ - широкая фракция легких углеводородов);

VI - рецикловый газовый поток;

VII - исходная нефть;

VIII - возвратная нефть.

Исходный попутный нефтяной газ (I) вместе с рецикловым газовым потоком (VI) при давлении ~8 атм поступают в абсорбер 1, который орошается регенерированным абсорбентом (III). Сверху абсорбера уходит «сухой» газ (II), снизу - насыщенный абсорбент (IV). Температура вверху абсорбера ~8-30°С, в кубе его ~15-40°С. Насыщенный абсорбент насосом (2) через теплообменник (3), где он нагревается до 280-350°С, поступает в десорбер (температура в кубе десорбера 280-350°С) (4), работающий при давлении 15-19 атм. В десорбере происходит отпарка углеводородов, растворенных в абсорбенте. Отпарка происходит за счет подогрева и частичного испарения кубового продукта десорбера в нагревательной печи (9).

Для улучшения теплообмена в нагревательной печи кубовый продукт десорбера прокачивается через печь насосом (8). Парогазовая смесь с верха десорбера (4) проходит воздушный холодильник (5), где происходит частичная конденсация потока при температуре 35-45°С. Парожидкостная смесь после воздушного холодильника (5) поступает во флегмовую емкость (6). Жидкая фаза из нее насосом (10) подается в десорбер в качестве орошения, а балансовое ее количество в виде фракции углеводородов С₃₊ (V) выводится в качестве товарного продукта. Газовая фаза из флегмовой емкости (6) проходит дроссель (7), где происходит сброс давления, и в виде рециклового газового потока (VI) возвращается в абсорбер.

Регенерированный абсорбент из куба десорбера (4) проходит нагревательный элемент куба для регенерации абсорбента (14) и теплообменник (3), где охлаждается, нагревая питание десорбера. Затем происходит дальнейшее охлаждение абсорбента в воздушном холодильнике (11) и в теплообменнике (12) за счет нефти (VII), приходящей в узел ее подготовки. После сброса давления на дросселе (13) абсорбент (III) поступает в абсорбер (1).

Для запуска схемы в качестве абсорбента используется керосин. В дальнейшем он заменяется компонентами (С₉-С₁₃ или С₇-С₁₃), содержащимися в исходном газе (см. примеры). При необходимости вывода из абсорбента тяжелых компонентов и смолистых веществ, могущих образовываться в печи (9), часть абсорбента периодически выводится в куб регенерации (14), снабженный небольшой отпарной колонной и кипятильником. Пары абсорбента с верха отпарной колонны конденсируются в воздушном холодильнике (15). Жидкость собирается во флегмовой емкости (16) и в виде флегмы насосом (17) подается на орошение отпарной колонны куба для регенерации абсорбента (14). Балансовое количество этой жидкости возвращается в систему. Кубовый остаток из куба (14) насосом (18) откачивается в возвратную нефть (VIII).

Суть изобретения иллюстрируется следующими примерами.

Пример 1.

При летней эксплуатации установки:

- температура попутного газа и нефти +17°С,

- температура воздуха +27°С,

- давление в абсорбере (1) - 8 атм,

- давление в десорбере (4) - 19 атм,

- температура в абсорбере: верх - 28°С

куб - 37°С,

- температура в десорбере: верх - 74°С

куб - 340°С,

- расход попутного газа на установку - 23275 кГ/час,

- расход абсорбента на орошение абсорбера - 265 т/час,

- расход рециклового газа - 9400 кГ/час.

Составы и количества «сухого» газа, фракции углеводородов С₃₊ и тяжелых компонентов, получающиеся в таком режиме, приведены в таблице 1. Степень извлечения пропана составляет 66.1%, бутана - 86.6% и пентана - 85.0%. «Сухой» газ соответствует требованиям к топливу для газотурбинных установок.

Пример 2.

Выделение углеводородов С₃₊ из попутного газа, состава приведенного в примере 1, производится в зимнем режиме эксплуатации установки при следующих параметрах ее работы:

- температура попутного газа и нефти +2°С,

- температура воздуха ≤-10°С,

- давление в абсорбере (1) - 8 атм,

- давление в десорбере (4) - 15 атм,

- температура в абсорбере: верх - +8°С

куб - +17°С,

- температура в десорбере: верх - 63°С

куб - 320°С,

- расход абсорбента на орошение абсорбера - 236 т/час,

- расход рециклового газа - 6585 кГ/час.

Составы и количества потоков приведены в таблице 2. Степень извлечения пропана - 99.5%, бутанов - 88.4%, пентанов - 98.8%.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет выделять углеводороды С₃₊ из попутных нефтяных газов, имеющих низкое давление (8-20 атм), значительно упростить процесс, т.к. не требуется использование внешнего хладоагента (вода, хладоноситель) и привозного адсорбента.

Способ может быть использован также для выделения углеводородов С₃₊ из природных газов.

Таблица 1
Сводный материальный баланс (летний режим)
Компоненты	Подано		Получено
	Исходный газ		«Сухой газ»		ШФЛУ		Тяжелые компоненты
	% мас	кг/час	мас.%	кг/час	мас.%	кг/час	мас.%	кг/час
Азот	6,19	1431,3	8,48	1429,8	0,02	1,5
Двуокись углерода	1,16	267,6	1,54	260,0	0,12	7,7
Метан	34,96	8075,6	47,60	8021,4	0,83	52,1
Этан	23,47	5422,5	29,21	4923,7	7,97	497,6
Пропан	21,16	4887,2	9,84	1658,9	51,74	3230,4
i-C₄H₁₀	2,87	663,3	0,60	100,5	8,99	561,3
н-С₄Н₁₀	6,35	1466,2	1,07	180,6	20,54	1282,5
i-C₅H₁₂	1,54	356,1	0,29	48,6	4,92	306,9
н-С₅Н₁₂	1,41	326,4	0,32	53,9	4,37	272,9
i-C₆H₁₄	0,031	7,1	0,02	3,9	0,05	3,2
н-С₆Н₁₄	0,2168	49,6	0,227	37,6	0,25	15,3
Метилциклопентан	0,048	11,0	0,05	8,9	0,04	2,5
ц-С₆Н₁₂	0,078	18,1	0,09	15,5	0,035	2,2
3-метилпентан	0,071	16,5	0,06	10,5	0,10	6,3
i-C₇H₁₆	0,052	12,0	0,06	9,7	0,01	0,5
н-C₇H₁₆	0,107	24,8	0,14	23,0	0,01	0,6
ц-С₇Н₁₄	0,082	19,0	0,11	19,2	0,005	0,3
Толуол	0,076	17,5	0,10	17,0	0,003	0,2
н-C₈H₁₈	0,052	11,8	0,07	11,6
Ксилолы	0,031	7,1	0,04	7,2
i-C₉H₂₀	0,010	2,3	0,014	2,4
н-C₉H₂₀	0,019	4,4	0,03	4,4
Ароматика C₉	0,005	1,2	0,009	1,5			11,5	0,3
Углеводороды С₁₀	0,0039	0,9	0,007	1,2			11,5	0,3
Углеводороды С₁₀	0,0043	1,0	0,008	1,4			15,4	0,4
Углеводороды C₁₂	0,0017	0,4	0,005	0,8			15,4	0,4
Углеводороды С₁₃	0,0013	0,3	0,01	1,5			46,2	1,2
ВСЕГО	100	23101,2	100	16854,7	100	6244	100	2,6

Таблица 2
Сводный материальный баланс (зимний режим)
Компоненты	Подано		Получено
	Исходный попутный нефтяной газ		«Сухой газ»		ШФЛУ		Тяжелые компоненты
	мас.%	кг/час	мас.%	кг/час	мас.%	кг/час	мас.%	кг/час
Азот	6,19	1431,3	10,14	1429,6	0,02	1,7
Двуокись углерода	1,16	267,6	1,81	252,1	0,17	15,5
Метан	34,96	8075,6	57,16	7996,6	0,86	79,1
Азот	23,47	5422,5	30,02	4194,8	13,42	1227,9
Пропан	21,16	4887,2	0,16	22,6	53,18	4865,2
i-С₄Н₁₀	2,87	663,3	0,03	4,0	7,20	659,2
н-C₄H₁₀	6,35	1466,2	0,07	9,3	15,93	1456,8
i-C₅H₁₂	1,54	356,1	0,02	3,0	3,86	353,3
н-С₅Н₁₂	1,41	326,4	0,32	53,9	3,51	321,4
-С₆Н₁₄	0,031	7,1	0,0007	0,1	0,07	6,8
Н-СбН14	0,2168	49,6	0,005	0,6	0,50	45,6
Метилциклопентан	0,048	11,0	0,0014	0,2	0,11	10,4
ц-С₆Н₁₂	0,078	18,1	0,005	0,6	0,16	14,7
3-метилпентан	0,071	16,5	0,0014	0,2	0,17	15,5
i-С₇Н₁₆	0,052	12,0	0,005	0,8	0,12	10,9
н-С₇Н₁₆	0,107	24,8	0,023	3,2	0,27	24,6	0,8	0,04
ц-С₇Н₁₄	0,082	19,0	0,035	4,9	0,19	17,0	0,9	0,05
Толуол	0,076	17,5	0,035	4,9	0,17	15,6	1,3	0,06
н-C₈H₁₈	0,052	11,8	0,053	7,4	0,06	5,1	6,0	0,28
Ксилолы	0,031	7,1	0,045	6,2	0,01	0,9	7,0	0,33
i-C₉H₂₀	0,010	2,3	0,02	2,1	0,003	0,3	3,5	0,17
н-С₉Н₂₀	0,019	4,4	0,0237	3,3		0,002	9,1	0,43
Ароматика С₉	0,005	1,2	0,007	0,9			4,0	0,198
Углеводороды С₁₀	0,0039	0,9	0,005	0,8			7,1	0,34
Углеводороды С₁₁	0,0043	1,0	0,003	0,36			10,6	0,50
Углеводороды С₁₂	0,0017	0,4	0,001	0,17			14,1	0,67
Углеводороды С₁₃	0,0013	0,3	0,0008	0,11			35,1	1,66
ВСЕГО	100	23101,3	100	13951,1	100	9147,6	100	4,74

Claims

1. Способ выделения углеводородов С₃₊ из попутных нефтяных газов путем противоточной абсорбции абсорбентом с последующей десорбцией абсорбированной фракции С₃₊ и возвратом регенерированного после десорбции абсорбента в абсорбер, отличающийся тем, что используют попутные нефтяные газы с давлением 8-20 атм и абсорбцию проводят при температуре 8-40°С, при этом выходящий из абсорбера насыщенный абсорбент нагревают до 280-350°С и подают на десорбцию, которую проводят при давлении 15-19 атм, а в качестве абсорбента используют тяжелые компоненты исходных попутных газов.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что регенерированный после десорбции абсорбент охлаждают, используя в качестве хладоагента атмосферный воздух или атмосферный воздух и поток нефти, от которой отделен попутный нефтяной газ.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что при десорбции образуется газовая фаза, которая возвращается в абсорбер.