Технологические установки отбензинивания газов

В составе природных и нефтяных газов содержатся ценные углеводородные компоненты – этан, пропан, бутаны и более тяжелые углеводороды.

Этан является ценным нефтехимическим сырьем: его основное количество подвергается пиролизу с получением этилена, который затем используется для производства полиэтилена.

Пропан и бутаны применяются в качестве топлива для коммунально-бытовых нужд и в двигателях внутреннего сгорания (в основном, в сжиженном виде), в качестве хладоагентов для получения низких температур (при их испарении) и в качестве сырья для их химической переработки (производство полипропилена, синтез изопренового каучука и др.).

Пентаны являются составной частью моторных топлив и сырьем для производства нефтехимических продуктов.

Для извлечения этих углеводородных компонентов из природных и нефтяных газов в мировой практике используют различные методы отбензинивания газов.

Продуктами установок отбензинивания являются отбензиненный или сухой газ (метан или метан+этан), топливный газ (метан+этан+пропан) и деэтанизированный нестабильный газовый конденсат (газовый бензин) (фракция углеводородов С₃₊) или деметанизированный нестабильный газовый конденсат (фракция углеводородов С₂₊).

6.1. Классификация методов отбензинивания газов

Для отбензинивания газов используется четыре метода:

- низкотемпературная сепарация тяжелых углеводородных компонентов (НТС);

- низкотемпературная конденсация тяжелых углеводородных компонентов (НТК);

- абсорбционное отбензинивание газов, включая низкотемпературную абсорбцию (НТА);

- адсорбционное отбензинивание газов.

Каждый из этих методов является эффективным и используется при определенном содержании извлекаемых компонентов в исходном газе. Процессы НТК и НТС целесообразно применять при сравнительно больших содержаниях компонентов С₃₊ в исходном газе (400-600 г/м³ газа). Процесс абсорбционного отбензинивания применяют при содержании углеводородов С₃₊ до 250 г/м³ газа, а процесс адсорбционного отбензинивания – при содержании углеводородов С₃₊ от 1 до 20 г/м³ газа.

6.2. Извлечение тяжелых углеводородов методом низкотемпературной сепарации

Низкотемпературной сепарацией называется процесс однократной конденсации газа при температурах от минус 10 до минус 25 ⁰С и разделения образовавшихся равновесных газовой и жидкой фаз. В равновесных газовой и жидкой фазах одновременно присутствуют все компоненты сырьевого газа, но жидкая фаза преимущественно состоит из углеводородов С₃₊, а газовая – из метана и этана.

Принципиальная технологическая схема установки НТС представлена на рис. 6.1. По этой схеме газ из скважины I поступает во входной сепаратор 1, где

Рис. 6.1. Принципиальная технологическая схема установки НТС:

1 – входной сепаратор; 2,3 – регенеративные теплообменники;

4 – дроссель (детандер, испаритель холодильной машины);

5 – низкотемпературный сепаратор; 6 – дроссель;

7 – сепаратор нестабильного конденсата;

I – газ из скважины; II – отсепарированный газ; III – регенерированный

ингибитор гидратообразования; IV – нестабильный конденсат и водный

раствор ингибитора гидратообразования; V – газ выветривания конденсата;

VI – ингибитор гидратообразования на регенерацию; VII – нестабильный

конденсат; VIII – частично отсепарированный газ

от газа отделяется пластовая вода с ингибиторами и сконденсировавшийся газовый конденсат. Далее газ охлаждается в регенеративных теплообменниках 2 и 3 и направляется через дроссель 4 в низкотемпературный сепаратор 5. За счет перепада давлений в дросселе 4 понижается температура газа. Вместо дросселя 4 может использоваться детандер (машина, приводимая в действие за счет энергии газа, газ при этом снижает давление и температуру) или испаритель холодильной машины (в случае низкого исходного давления сырьевого газа). Жидкая фаза IV из низкотемпературного сепаратора 5 проходит дроссель 6 и поступает в сепаратор 7, где из нее выветривается образовавшийся при дросселировании газ V. Для предупреждения гидратообразования в поток газа перед теплообменниками 2 и 3 и перед дросселем 4 подается гликоль или метанол.

Эффективность работы установок НТС зависит от состава исходного газа и температуры и давления в низкотемпературном сепараторе.

Давление сепарации определяется давлением исходного газа и в пределах обычно используемых давлений (5,0-7,5 МПа) мало влияет на степень извлечения компонентов С₅₊.

Чем ниже температура процесса и чем больше содержание в исходном газе тяжелых углеводородов, тем больше степень извлечения последних. Для обеспечения высокой степени извлечения тяжелых углеводородов при более легком составе исходного газа требуется более низкая температура.

Для лучшего извлечения тяжелых углеводородов при их сравнительно низком содержании в исходном газе используются два способа: сорбция в потоке и изоэнтропийное расширение газа.

Сорбция в потоке – это впрыск в поток газа перед низкотемпературным сепаратором стабильного газового конденсата или других углеводородных жидкостей для утяжеления состава газа.

Изоэнтропийное расширение газа – это расширение газа в детандерах, позволяющее использовать энергию газа для других целей, например, для перекачки жидкостей, генерации электроэнергии и др. Для такого расширения газа необходимо иметь достаточно высокое его начальное давление.

По мере разработки месторождения из-за снижения начального давления газа и облегчения его состава эффективность процесса НТС постоянно снижается, и поэтому этот процесс целесообразно использовать только на небольших месторождениях с коротким сроком разработки, а также для первичной обработки газа на промыслах с последующей его подачей на ГПЗ.

В ряде случаев при снижении начального давления газа перед входным сепаратором установки НТС устанавливают дожимной компрессор, повышающий давление газа (компрессионный метод отбензинивания), или же вместо дросселя на входе газа в низкотемпературный сепаратор помещают холодильную машину для снижения температуры газа.

Процесс НТС перерос в процесс низкотемпературной конденсации (НТК), отличающийся значительно более низкими температурами охлаждения потока газа (до -90-120 ⁰С).