Способ дополнительной осушки и очистки попутного нефтяного газа с содержанием сероводорода для дальнейшего его использования в качестве топлива в газогенераторных установках и система для его осуществления

Способ дополнительной осушки и очистки попутного нефтяного газа с содержанием сероводорода для дальнейшего его использования в качестве топлива в газогенераторных установках и система для его осуществления

Реферат

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности, в частности к способам и системам для дополнительной осушки и очистки попутного нефтяного газа (ПНГ) от сернистых соединений и влаги для дальнейшего его использования в качестве топлива.

Известен комплекс адсорбционной осушки, очистки и низкотемпературного разделения нефтяного газа (патент РФ №2498174, МПК F25J 3/00, B01D 53/02, опубл. 10.11.2013), содержащий последовательно включенные в технологическую схему блок адсорбционной осушки и очистки газа, снабженный адсорберами с цеолитом, блок низкотемпературной конденсации, снабженный устройством охлаждения газа, дополнительно содержащий холодильный блок, соединенный трубопроводом подачи и трубопроводом отвода хладагента с устройством охлаждения очищенного газа блока низкотемпературной конденсации, блок нагрева и охлаждения высокотемпературного теплоносителя, соединенный трубопроводами с блоком адсорбционной осушки и очистки газа; при этом адсорберы блока адсорбционной осушки и очистки газа скомпонованы, по меньшей мере, двумя модулями - первым и вторым, каждый из которых содержит, по меньшей мере, два адсорбера, параллельно соединенных друг с другом трубопроводами подачи газа и отвода очищенного газа и последовательно соединенных друг с другом трубопроводами подачи газа регенерации и отвода насыщенного газа регенерации, при этом упомянутые модули параллельно соединены друг с другом трубопроводами подачи газа и отвода очищенного газа, также параллельно соединены друг с другом трубопроводами подачи газа регенерации и отвода насыщенного газа регенерации, также параллельно соединены друг с другом трубопроводами подачи и отвода высокотемпературного теплоносителя.

Известно устройство для очистки и осушки природного и попутного нефтяного газов с высоким содержанием сероводорода (патент РФ №2197318, МПК B01D 53/52, опубл. 27.01.2003), содержащее абсорбер для промывки и очистки исходного газа раствором диоксида серы, печь для сжигания серы и сернистых газов и получения диоксида серы, колонну для смешения диоксида серы с растворителем, дополнительно оснащенное сепаратором для отделения элементарной серы от растворителя, по меньшей мере, тремя адсорберами с молекулярными ситами, рибойлером и рекуперативным теплообменником для глубокой очистки и осушки газа и регенерации адсорбента, при этом колонна для смешения диоксида серы с растворителем выполнена в виде скруббера с многослойными каталитическими насадками, орошаемыми водой, при этом абсорбер для промывки исходного газа также оснащен каталитическими насадками для интенсификации процесса хемсорбции.

Известен способ очистки и осушки природного и попутного нефтяного газов с высоким содержанием сероводорода и блок очистки и осушки природного и попутного нефтяного газов от сероводорода (патент РФ №2176266, МПК C10L 3/10, опубл. 27.11.2001), ближайшие по технической сущности к заявляемому устройству и способу и принятые за прототипы.

Способ очистки и осушки согласно прототипу включает получение диоксида серы сжиганием серы и серосодержащих соединений в печи, его смешение с растворителем, промывку этим раствором исходного газа от сероводорода и получение элементарной серы и воды, выведение суспензии серы из абсорбера и отделение серы от растворителя, возвращение растворителя и части серы в технологический процесс очистки, при этом очистку газа производят в два этапа, вначале исходный газ предварительно очищают от сероводорода в абсорбере на каталитических насадках путем промывки раствором сернистой, серной кислот и диоксида серы, полученных при сжигании регенерационных газов, и очистки дымовых газов водой в скруббере с каталитическими насадками, на втором этапе проводят глубокую очистку и осушку газов на адсорбентах - молекулярных ситах, которые периодически регенерируют и охлаждают очищенным и осушенным газом, а регенерационные газы после адсорбера направляют на сжигание в печь.

Блок очистки и осушки согласно прототипу содержит фильтр для очистки газа от механических включений и жидкости, установленный перед входом газа в абсорбер, в котором производят предварительную очистку исходного газа от сероводорода, бак для отвода водяной суспензии серы из абсорбера, после которого по ходу газа установлены три адсорбера с адсорбентами - молекулярными ситами. Блок очистки также оснащен рекуперативным теплообменником для утилизации тепла регенерационных газов, рибойлером для нагрева газа, подаваемого на регенерацию адсорбента, водяным холодильником для охлаждения газа перед его подачей в сепаратор и отделения конденсата воды и тяжелых углеводородов. Регенерационный газ после сепаратора направляют в топку котла на сжигание. Образовавшиеся дымовые газы дымососом подают в скруббер, насадки которого орошаются водой из бака с помощью насоса. Образовавшийся слабый раствор сернистой и серной кислоты сливают в бак и оттуда насосом подают на орошение насадки абсорбера. Водяная суспензия серы разделяется в центробежном сепараторе, воду возвращают в бак, а серу - в отстойник.

Однако в известных способе и устройстве происходит недостаточно полная очистка и осушка газа, что приводит к усилению агрессивного воздействия нежелательных примесей на узлы и детали устройств, в которых в дальнейшем используется очищенный газ.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение эффективности осушки и очистки ПНГ от сернистых соединений и влаги для дальнейшего его использования в качестве топлива на газогенераторных установках для выработки электроэнергии, повышение эффективности утилизации ПНГ, а также сокращение энергозатрат.

Технический результат заключается в повышении эффективности осушки и очистки ПНГ.

Технический результат достигается тем, что способ осушки и очистки попутного нефтяного газа с содержанием сероводорода для дальнейшего использования в качестве топлива в газогенераторных установках содержит этапы, на которых:

заранее отсепарированный газ под давлением 0,05 МПа подают в блочную компрессорную станцию для сжатия и охлаждения газа,

сжатый газ под давлением 0,52 МПа подают на газосепаратор-ресивер для дополнительной его осушки после компримирования и охлаждения,

далее газ очищают от механических примесей с помощью последовательно установленных фильтров очистки газа,

очищенный и осушенный газ подают на блочно-комплектные электростанции на базе микротурбин для его окончательной утилизации.

Заранее отсепарированный газ перед подачей в блочную компрессорную станцию подают на конденсатосборник для сбора капельной жидкости при осушке газа.

Проводят сбор конденсата с газосепаратора-ресивера, фильтров очистки газа, а также сброс избыточного объема газа со сбросного пружинного предохранительного клапана в подземную дренажную емкость.

Жидкость от конденсата с помощью насосов откачивают в автоцистерны и вывозят на установку по переработке нефтесодержащего сырья.

Выделившийся газ из дренажной емкости направляют для сжигания в факельную систему.

Перед поступлением подготовленного газа на прием блочно-комплектных электростанций его пропускают через узел учета.

Проводят анализ свойств газа в двух контрольных точках: перед факельной системой и перед микротурбинами, для чего с помощью патрубков проводят отбор проб газа.

Для сохранения температуры газа проводят теплоизоляцию надземных участков трубопроводов.

Для предотвращения возможности образования ледяных кристаллов и конденсации тяжелых углеводородов проводят систему кабельного электрообогрева.

Технический результат также достигается тем, что система для реализации способа содержит последовательно соединенные емкость для отсепарированного попутного нефтяного газа, конденсатосборник, блочную компрессорную станцию, газосепаратор-ресивер, по меньшей мере, два последовательно расположенных фильтра для очистки газа от механических примесей и, по меньшей мере, две блочно-комплектные электростанции.

Блочно-комплектные электростанции выполнены на базе микротурбин.

Блочная компрессорная станция выполнена с возможностью повышения давления газа, его охлаждения и постоянной подачи с давлением не ниже 0,52 МПа для устойчивой работы микротурбин.

Газосепаратор-ресивер и фильтры соединены с подземной дренажной емкостью, оснащенной полупогружным насосом.

Газосепаратор-ресивер имеет объем V=16 м³, подземная дренажная емкость - объем V=12,5 м³.

В качестве конденсатосборника используют подземную емкость объемом V=12,5 м³, установленную в наиболее низкой части трассы подводящего газопровода.

Конденсатосборник оснащен полупогружным электронасосным агрегатом для откачивания жидкости с автоцистерны для вывоза на установку по переработке нефтесодержащего сырья.

Перед входом в блочно-комплектные электростанции установлен узел учета газа.

Для надземных участков газопровода применяют трубы из нержавеющей стали.

Дополнительно установлена система кабельного электрообогрева с последующей теплоизоляцией:

- газопровода после газосепаратора-ресивера и всех элементов, смонтированных на нем (арматуры, фильтров, датчика расхода газа),

- нижней части газосепаратора-ресивера,

- конденсатоотводящих устройств и трубопроводов, размещаемых надземно вне помещений,

- регулирующего клапана на газовой линии.

Перед факельной системой и перед микротурбинами установлены патрубки с кранами для отбора проб газа на анализ его свойств.

Заявляемый способ заключается в следующем.

Заранее отсепарированный газ из емкости Е-3 проходит через конденсатосборник для сбора капельной жидкости при осушке газа.

Жидкость с конденсатосборника насосом откачивают в автоцистерны и вывозят на установку по переработке нефтесодержащего сырья.

Из конденсатосборника газ под давлением 0,05 МПа подают в блочную компрессорную станцию, где газ сжимается, охлаждается и под давлением 0,52 МПа поступает на газосепаратор-ресивер для дополнительной осушки после компримирования и охлаждения.

Далее газ поступает на последовательно установленные фильтры очистки газа, где происходит его очищение от механических примесей.

Очищенный и осушенный газ через узел учета подают на блочно-комплектные электростанции на базе микротурбин для его окончательной утилизации.

Одновременно проводят сбор конденсата с газосепаратора-ресивера, фильтров очистки газа, а также сброс газа с СППК (сбросного пружинного предохранительного клапана) в подземную дренажную емкость. Жидкость от конденсата с помощью насосов откачивают в автоцистерны и вывозят на установку по переработке нефтесодержащего сырья. Выделившийся из дренажной емкости газ направляют для сжигания в факельную систему.

Дополнительно проводят анализ свойств газа в двух контрольных точках: перед факельной системой (в месте врезки в газопровод факела) и перед микротурбинами, для чего с помощью патрубков проводят отбор проб газа.

Заявляемая система поясняется на фиг.1, на которой показана принципиальная технологическая схема системы для реализации способа согласно настоящему изобретению.

Система состоит из следующих элементов:

1 - подземная дренажная емкость, 2 - конденсатосборник, в качестве которого используется емкость подземная, 3 - газосепаратор-ресивер, 4 - две блочно-комплектные электростанции на базе микротурбин, 5 - блочная компрессорная станция, 6, 7 - последовательно расположенные фильтры, 8 - узел учета.

Система работает следующим образом.

Для осуществления утилизации ПНГ предусматривается подача газа на две блочно-комплектные электростанции (БКЭС-600) на базе микротурбин («Capstone» C-200) (4).

Для этого отсепарированный ПНГ из емкости Е-3 под давлением 0,05 МПа поступает в блочную компрессорную станцию ДКС (дожимная компрессорная станция) (5). ДКС предназначена для повышения давления газа, его охлаждения и постоянной подачи с давлением не ниже 0,52 МПа, необходимым для устойчивой работы микротурбин БКЭС.

Перед блочной компрессорной станцией в качестве конденсатосборника используется емкость подземная объемом V=12,5 м³ (2), которая устанавливается в наиболее низкой части трассы подводящего газопровода. Емкость предназначена для:

- сбора капельной жидкости при осушке топливного газа перед блочной компрессорной станцией;

- сбора капельной жидкости из газосепаратора-ресивера с автоматическим сливом жидкости, фильтров очистки газа, а также для сброса газа с предохранительных клапанов.

Конденсатосборник (2) оснащен полупогружным электронасосным агрегатом. Жидкость с конденсатосборника (2) насосом откачивается в автоцистерны и вывозится на установку по переработке нефтесодержащего сырья.

Сжатый в ДКС газ подается в газосепаратор-ресивер (3) объемом V=16 м³. Газосепаратор-ресивер обеспечивает дополнительную осушку газа после его компримирования и охлаждения. Для очистки газа от механических примесей после газосепаратора-ресивера предусмотрена установка двух последовательно расположенных фильтров очистки газа (6, 7).

Сбор конденсата с газосепаратора-ресивера (3), фильтров (6, 7), а также сброс газа с СППК (сбросного пружинного предохранительного клапана) производится в подземную дренажную емкость объемом V=12,5 м³ (1), оснащенную полупогружным насосом. Жидкость с дренажной емкости насосом откачивается в автоцистерны и вывозится на установку по переработке нефтесодержащего сырья. Выделившийся газ из дренажной емкости направляется в факельную систему (ГЗНУ-1331).

Для сохранения температуры газа предусматривается теплоизоляция надземных участков трубопроводов. Для противодействия коррозии и появлению коррозийных твердых частиц на газопроводе применяются трубы из нержавеющей стали.

Для предотвращения возможности образования ледяных кристаллов и конденсации тяжелых углеводородов предусматривается система кабельного электрообогрева с последующей теплоизоляцией:

- газопровода после газосепаратора ресивера и всех элементов, смонтированных на нем (арматуры, фильтров, датчика расхода газа),

- нижней части газосепаратора-ресивера,

- конденсатоотводящих устройств и трубопроводов, размещаемых надземно вне помещений,

- клапана, регулирующего на газовой линии.

Подготовленный газ через узел учета (8) поступает на прием БКЭС-600 (4).

Для анализа состава газа в контрольных точках (КТ-1, КТ-2) перед факельной системой (в точке врезки газопровода в факельную линию) и перед микротурбинами предусмотрены патрубки (с кранами) для отбора проб газа на анализ его свойств.

Заявляемые способ и система позволяют проводить всестороннюю многоступенчатую осушку и очистку газа, что позволяет максимально повысить эффективность подготовки конечного продукта перед его окончательной утилизацией. Все продукты выделения (конденсат и т.п.), получаемые на промежуточных этапах очистки, вывозятся и утилизируются, т.е. достигается безотходность и, как следствие, высокая экологичность заявленных способа и системы.

1. Способ дополнительной осушки и очистки попутного нефтяного газа с содержанием сероводорода для дальнейшего использования в качестве топлива в газогенераторных установках, содержащий этапы, на которых:заранее отсепарированный газ под давлением 0,05 МПа подают в блочную компрессорную станцию для сжатия и охлаждения газа,сжатый газ под давлением 0,52 МПа подают на газосепаратор-ресивер для дополнительной его осушки после компримирования и охлаждения,далее газ очищают от механических примесей с помощью последовательно установленных фильтров очистки газа,очищенный и осушенный газ подают на блочно-комплектные электростанции на базе микротурбин для его окончательной утилизации.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что заранее отсепарированный газ перед подачей в блочную компрессорную станцию подают на конденсатосборник для сбора капельной жидкости при осушке газа.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что проводят сбор конденсата с газосепаратора-ресивера, фильтров очистки газа, а также сброс избыточного объема газа со сбросного пружинного предохранительного клапана в подземную дренажную емкость.

4. Способ по п. 2 или 3, отличающийся тем, что жидкость от конденсата с помощью насосов откачивают в автоцистерны и вывозят на установку по переработке нефтесодержащего сырья.

5. Способ по п. 3, отличающийся тем, что выделившийся газ из дренажной емкости направляют для сжигания в факельную систему.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед поступлением подготовленного газа на прием блочно-комплектных электростанций его пропускают через узел учета.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что проводят анализ свойств газа в двух контрольных точках: перед факельной системой и перед микротурбинами, для чего с помощью патрубков проводят отбор проб газа.

8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для сохранения температуры газа проводят теплоизоляцию надземных участков трубопроводов.

9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для предотвращения возможности образования ледяных кристаллов и конденсации тяжелых углеводородов проводят обогрев, по меньшей мере, части оборудования с помощью системы кабельного электрообогрева.

10. Система осушки и очистки попутного нефтяного газа, выполненная с возможностью реализации способа по п. 1, содержащая последовательно соединенные емкость для отсепарированного попутного нефтяного газа, конденсатосборник, блочную компрессорную станцию, газосепаратор-ресивер, по меньшей мере, два последовательно расположенных фильтра для очистки газа от механических примесей и, по меньшей мере, две блочно-комплектные электростанции.

11. Система по п. 10, отличающаяся тем, что блочно-комплектные электростанции выполнены на базе микротурбин.

12. Система по п. 10, отличающаяся тем, что блочная компрессорная станция выполнена с возможностью повышения давления газа, его охлаждения и постоянной подачи с давлением не ниже 0,52 МПа.

13. Система по п. 10, отличающаяся тем, что газосепаратор-ресивер и фильтры соединены с подземной дренажной емкостью, оснащенной полупогружным насосом.

14. Система по п. 13, отличающаяся тем, что газосепаратор-ресивер имеет объем V=16 м³, подземная дренажная емкость - объем V=12,5 м³.

15. Система по п. 10, отличающаяся тем, что в качестве конденсатосборника используют подземную емкость объемом V=12,5 м³, установленную в наиболее низкой части трассы подводящего газопровода.

16. Система по п. 10, отличающаяся тем, что конденсатосборник оснащен полупогружным электронасосным агрегатом для откачивания жидкости в автоцистерны для вывоза на установку по переработке нефтесодержащего сырья.

17. Система по п. 10, отличающаяся тем, что перед входом в блочно-комплектные электростанции установлен узел учета газа.

18. Система по п. 10, отличающаяся тем, что для надземных участков газопровода применяются трубы из нержавеющей стали.

19. Система по п. 10, отличающаяся тем, что дополнительно содержит систему кабельного электрообогрева с теплоизоляцией:- газопровода после газосепаратора-ресивера и всех элементов, смонтированных на нем (арматуры, фильтров, датчика расхода газа),- нижней части газосепаратора-ресивера,- конденсатоотводящих устройств и трубопроводов, размещаемых надземно вне помещений,- регулирующего клапана на газовой линии.

20. Система по п.10 или 11, отличающаяся тем, что перед факельной системой и перед микротурбинами установлены патрубки с кранами для отбора проб газа на анализ его свойств.