Способ подготовки топливного газа

Способ подготовки топливного газа

Реферат

Заменяющие листы описания:

Однако способ позволяет повысить метановый индекс лишь в незначительной степени (с 22 до 40 согласно примеру, при обычном уровне требований к метановому индексу не менее 48-52) и не обеспечивает требуемой низшей теплотворной способности газа (58 МДж/нм³ согласно примеру при обычном уровне требований к низшей теплотворной способности не более 30-36 МДж/нм³) и поэтому также неприменим для получения топливного газа из углеводородных газов с высоким содержанием углеводородов C₃.

Задача изобретения - повышение метанового индекса и снижение теплотворной способности газа до требований, предъявляемых к топливному газу для газопоршневых электростанций, а также повышение выхода нефти при подготовке попутного нефтяного газа.

Технический результат:

- повышение метанового индекса попутного нефтяного газа и снижение низшей теплотворной способности подготовленного газа за счет удаления углеводородов C₃₊ путем их каталитического превращения в углеводороды C₁ и C₂, водород и углеводороды С₆₊ с последующим удалением из газа углеводородов C₆₊ абсорбцией рабочей жидкостью при сжатии в жидкостно-кольцевом компрессоре и удалением водорода мембранным методом,

- повышение выхода нефти при подготовке попутного нефтяного газа за счет использования подготовленной нефти в качестве рабочей жидкости в жидкостно-кольцевом компрессоре, которая абсорбирует тяжелые углеводороды, полученные при каталитической дегидроциклодимеризации сырьевого газа.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе подготовки топливного газа, включающем компримирование сырьевого газа с помощью жидкостно-кольцевого компрессора, сепарацию компрессата с получением газа и жидкости, мембранное разделение газа сепарации на отбензиненный газ и рециркулируемый низконапорный жирный газ, особенность заключается в том, что

перед компримированием сырьевой газ подвергают нагреву, каталитической дегидроциклодимеризации и охлаждению,

в качестве рабочей жидкости используют подготовленную нефть,

а при мембранном разделении газа сепарации дополнительно выделяют газ, обогащенный водородом, который затем смешивают с воздухом и подвергают каталитическому окислению с получением газа окисления. При необходимости дополнительного уменьшения низшей теплотворной способности при сохранении метанового индекса целесообразно отбензиненный газ смешивать с азотсодержащим газом.

В качестве рабочей жидкости жидкостно-кольцевого компрессора может быть использована любая другая неагрессивная и химически инертная жидкость, предпочтительно углеводородсодержащая, при этом жидкость сепарации разделяют с получением смеси тяжелых компонентов катализата, которую затем смешивают с нефтью или выводят в качестве продукта, и рабочей жидкости, которую рециркулируют.

Каталитическая дегидроциклодимеризация газа, которую осуществляют известным способом при повышенной температуре, в присутствии твердого цеолитсодержащего катализатора, в изотермическом реакторе, обогреваемом газом окисления смеси газа, обогащенного водородом с воздухом, позволяет превратить углеводороды C₃₊ преимущественно в тяжелые углеводороды C₆₊, которые далее поглощают рабочей жидкостью (абсорбентом) при компримировании в жидкостно-кольцевом компрессоре, а также газ, обогащенный водородом, удаляемый далее путем мембранного разделения, и используемый в качестве топлива. При этом достигается улучшение качества газа до нормативных требований вследствие понижения плотности подготовленного газа, уменьшения его низшей теплотворной способности и повышения метанового индекса за счет повышения концентрации метана и этана.

При использовании подготовленной нефти в качестве рабочей жидкости в жидкостно-кольцевом компрессоре углеводороды C₆₊, полученные при дегидроциклодимеризации газа и абсорбированные ей, увеличивают выход нефти. Поэтому подготовка попутного нефтяного газа по предлагаемому способу позволяет в промысловых условиях не только получить топливный газ для ГПЭС, но и увеличить выход подготовленной нефти, для чего отсепарированную жидкость (абсорбат) возвращают на стадию стабилизации нефти.

Газ, полученный после компримирования и сепарации, имеет повышенный метановый индекс и уменьшенную низшую теплотворную способность, однако содержит водород и остаточное количество углеводородов C₃₊, далее удаляемые при мембранном разделении.

Дополнительное выделение газа, обогащенного водородом, при мембранном разделении позволяет получить отбензиненный газ, соответствующий требованиям к топливному газу для ГПЭС по содержанию водорода, и газ, обогащенный водородом, используемый далее в качестве топлива для поддержания температуры дегидроциклодимеризации.

Каталитическое окисление смеси газа, обогащенного водородом, с воздухом с получением газа окисления, который используют в качестве теплоносителя для поддержания температуры каталитической дегидроциклодимеризации, позволяет обеспечить высокую промышленную безопасность способа (отсутствие огневого нагрева) и минимальное количество выбросов вредных веществ, в частности окислов азота и окиси углерода, в атмосферу.

Добавление азотсодержащего газа (например, воздуха или азотно-кислородной смеси, обогащенной азотом) к отбензиненному газу позволяет получить требуемую низшую теплотворную способность топливного газа при сохранении высокого метанового индекса.

Способ осуществляют следующим образом.

Сырьевой газ (I) смешивают с низконапорным жирным газом (II), нагревают теплом продуктов каталитической дегидроциклодимеризации в рекуперационном теплообменнике 1 и подвергают каталитической дегидроциклодимеризации в реакторе 2, обогреваемом газом окисления (III). Катализат (IV), содержащий преимущественно водород, неконденсируемые газы и тяжелые углеводороды C₆₊, охлаждают сырьевым газом в рекуперационном теплообменнике 1 и компримируют в жидкостно-кольцевом компрессоре 3, используя в качестве рабочей жидкости подготовленную нефть (V), которая абсорбирует тяжелые углеводороды. В сепараторе 4 полученную газо-жидкостную смесь разделяют на нестабильную нефть (VI), возвращаемую на подготовку, и газ (VII), который подают на мембранную установку 5, где выделяют низконапорный жирный газ (II), который рециркулируют в поток сырьевого газа (I), газ, обогащенный водородом (VIII), и отбензиненный газ (IX), который используют в качестве топливного газа для ГПЭС, при необходимости - после смешения с азотсодержащим газом (IX), показано пунктиром. Газ, обогащенный водородом (VIII), окисляют (осуществляют беспламенное сжигание) в смеси с воздухом (XI) в каталитическом нагревателе 6. Газ окисления (III) используют в качестве теплоносителя для компенсации поглощения тепла при дегидроциклодимеризации и поддержания температуры реакции в каталитическом реакторе 2.

Сущность изобретения иллюстрируется следующим примером.

Пример 1. Попутный нефтяной газ состава, % об.: метан 54,46, этан 16,93, пропан 16,22, н-бутан 6,22, изобутан 1,81, пентан и выше 2,94, азот 0,23, углекислый газ 1,17 с влажностью, соответствующей точке росы 25°C, смешивают с низконапорным жирным газом и подвергают дегидроциклодимеризации в каталитическом реакторе с цеолитсодержащим катализатором при 550°C, продукты реакции охлаждают, компримируют жидкостно-кольцевым компрессором с использованием минерального масла в качестве рабочей жидкости. После мембранной очистки компримированный газ имеет состав, % об.: метан 72,41, этан 21,16, пропан 1,41, н-бутан + изобутан 0,25, пентан и выше 0,03, азот 0,28, углекислый газ 1,42, водород 2,88, метановый индекс 66,6 и низшую объемную теплотворную способность 41,64 кДж/м³. После добавления 15% об. азота получен газ с метановым индексом 70,4 и низшей объемной теплотворной способность 36,0 кДж/м³, который полностью соответствует требованиям, предъявляемым к топливному газу ГПЭС (метановый индекс не менее 52, низшая теплотворная способность 30-36 кДж/м, содержание водорода не более 3% об.).

Привес массы рабочей жидкости за счет поглощения тяжелых углеводородов C₆₊ из продуктов каталитической дегидроциклодимеризации составил 0,42 кг/м³ сырьевого попутного нефтяного газа.

Из примера видно, что предлагаемый способ позволяет получать топливный газ для ГПЭС, соответствующий нормативным требованиям по низшей теплотворной способности и метановому индексу, а также получать дополнительное количество нефти.

Предлагаемый способ может найти применение в нефтегазовой промышленности и энергетике.

1. Способ подготовки топливного газа, включающий компримирование сырьевого газа с помощью жидкостно-кольцевого компрессора, сепарацию компрессата с получением газа и жидкости, мембранное разделение газа сепарации на отбензиненный газ и рециркулируемый низконапорный жирный газ, отличающийся тем, что перед компримированием сырьевой газ подвергают нагреву, каталитической дегидроциклодимеризации и охлаждению, в качестве рабочей жидкости используют подготовленную нефть, а при мембранном разделении газа сепарации дополнительно выделяют газ, обогащенный водородом, который затем смешивают с воздухом и подвергают каталитическому окислению с получением газа окисления, используемого в качестве теплоносителя для поддержания температуры каталитической дегидроциклодимеризации.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что отбензиненный газ смешивают с азотсодержащим газом.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве рабочей жидкости жидкостно-кольцевого компрессора используют любую другую неагрессивную и химически инертную жидкость, предпочтительно углеводородсодержащую, при этом жидкость сепарации разделяют с получением смеси тяжелых компонентов катализата, которую затем смешивают с нефтью или выводят в качестве продукта, и рабочей жидкости, которую рециркулируют.