способ осушки углеводородного газа гликолями

Формула изобретения

1. Способ осушки углеводородного газа гликолями, отличающийся тем, что в десорбер в виде азеотропобразующего агента подают петролейный эфир фракции 70-100°С в количестве 5-25 мас.%, на гликоль.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что азеотропобразующий агент подают как в куб десорбера, так и в его верхнюю часть в качестве орошения.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначено для использования на установках подготовки природного и попутного нефтяного газа к магистральному транспорту.

Наиболее распространенным способом осушки углеводородного газа, что необходимо для его последующего транспорта, является абсорбционная осушка гликолями.

При абсорбционном методе осушаемый газ направляется в нижнюю часть абсорбера, а навстречу ему с верха колонны стекает раствор поглотителя влаги (осушителя). В качестве такого осушителя чаще всего используют диэтиленгликоль или триэтиленгликоль, реже - моноэтиленгликоль, тетраэтиленглиоль или пропиленгликоль. Насыщенный влагой осушитель подается в сепаратор, в котором из него выделяется газ, поглощенный в абсорбере; затем осушитель подается в десорбер на регенерацию, в результате которой из осушителя выделяется поглощенная в абсорбере влага. Регенерированный осушитель возвращается в абсорбер. Глубина осушки газа в очень значительной степени зависит от остаточной концентрации воды в гликоле на выходе из десорбера.

Для повышения глубины регенерации гликоля применяются: повышенная температура, пониженное давление, продувка осушенным газом и ввод вещества, образующего азеотропную смесь с водой.

Практика обезвоживания газа показала, что наиболее экономичным способом регенерации гликоля является ввод азеотропобразующего вещества. Наиболее экономичным способом, обеспечивающим глубокую регенерацию гликоля, является ввод в десорбер изооктана.

Подробно существующие абсорбционные способы осушки газа освещены в следующих работах: Переработка нефтяных и природных газов. М.А.Берлин, В.Г.Гореченков, Н.П.Волков. - М.: Химия, 1981. с.122-128; Ланчаков Г.А., Кульков А.Н., Зиберт Г.К. Технологические процессы подготовки природного газа и методы расчета оборудования. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - С.7-62; Карнаухов М.Л., Кобычев В.Ф. Справочник мастера по подготовке газа. - М: Инфра-Инженерия, 2009, с.27-50; Коуль А.Л., Ризенфельд Ф.С. Очистка газа. Пер. с англ., Изд. 2. - М.: Недра, 1968, с.248-265; Kohl A.L., Nielsen R.В. Gas purification. - 5th ed., USA, Gulf Publishing Company, 1997, p.946-1021.

Наиболее близким аналогом к данному изобретению является способ абсорбционной осушки газа с применением азеотропного агента изооктана (ЕР 0211659 А2, Int. Cl. B01D 53/26, опубл. 25.02.87).

Недостатком этого способа является дефицитность и дороговизна изооктана.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является обеспечение глубокого обезвоживания гликоля путем ввода в десорбер дешевого азеотропобразующего агента.

При осуществлении изобретения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении глубины очистки газа.

Указанный технический результат достигается путем применения в качестве такого агента петролейного эфира фракции 70-100°C, а также изменением схемы процесса регенерации гликоля таким образом, что в качестве орошения в верхнюю часть десорбера подается петролейный эфир фракции 70-100°C.

В известных и запатентованных схемах регенерации гликолей с применением азеотропных агентов орошение в верхнюю часть десорбера не подается, а сам азеотропный агент подвергается осушке в дополнительной ректификационной колонне (см. патент ЕР 0211659 А2, Int. Cl. B01D 53/26, опубл. 25.02.87) или на твердых адсорбентах (см. патент US 5766423, Int. Cl. B01D 3/00, опубл. 16.07.1998), что усложняет процесс и удорожает обезвоживание газа. Предлагается в качестве орошения подавать петролейный эфир фракции 70-100°C. Это позволит исключить необходимость в применении блока осушки азеотропного агента.

Способ осушки газа методом абсорбции предусматривает поглощение влаги гликолем в абсорбере и ее последующее отпаривание на установке регенерации гликоля. Для уменьшения остаточного содержания воды к гликолю на установке регенерации добавляют углеводородный азеотропный растворитель.

Заявляемое техническое решение повышает концентрацию гликоля до 99,8-99,9 мас.% и позволяет повысить глубину осушки газа.

Влияние петролейного эфира фракции 70-100°C при регенерации гликоля видно из следующих примеров.

Пример 1.

В ходе экспериментов применяли экстракционно-дистилляционный аппарат Дина-Старка. В круглодонную колбу вместимостью 250 мл помещали раствор триэтиленгликоля (ТЭГ) в количестве 100 г, содержащего 5% воды и 95% гликоля. К смеси добавляли 5 г петролейного эфира фракции 70-100°C. Таким образом, массовая концентрация петролейного эфира фракции 70-100°C составляла 5 мас.% на гликоль. Ловушку в аппарате Дина-Старка полностью заполняли петролейным эфиром фракции 70-100°C. Смесь нагревали в бане из сплава Вуда. Температура кипения смеси варьировалась в пределах от 74 до 76°C. Пары воды, отогнанные из образца, поступали вместе с парами петролейного эфира фракции 70-100°C в холодильник, где конденсировались в градуированной ловушке. Сконденсировавшийся эфир постоянно возвращался в колбу, что обеспечивало аналогию с процессом, протекающим в десорбере при подаче петролейного эфира фракции 70-100°C в верхнюю часть десорбера в качестве орошения. Концентрация воды в кубовом остатке составила 0,15 мас.%.

Пример 2.

Условия, описанные в примере 1, повторялись за исключением того, что масса раствора триэтиленгликоля составляла 40 г. Соотношение гликоль - вода оставляли прежним - 95% гликоля и 5% воды. Массовая концентрация петролейного эфира фракции 70-100°C составляла 12,5 мас.% на гликоль. Концентрация воды в кубовом остатке составила 0,10 мас.%.

Пример 3.

Условия, описанные в примере 2, повторялись за исключением того, что масса добавляемого петролейного эфира фракции 70-100°C составляла 100 г. Массовая концентрация петролейного эфира фракции 70-100°C составляла 25 мас.% на гликоль. Концентрация воды в кубовом остатке составила 0,10 мас.%.

Из данных примеров видно, что добавление к насыщенному гликолю 0,05-0,25 кг петролейного эфира фракции 70-100°C на 1 кг абсорбента обеспечивает содержание воды в регенерированном абсорбенте 0,1-0,15 мас.%. Подача петролейного эфира фракции 70-100°C в количестве менее 0,05 кг на гликоль нецелесообразна, так как при проектировании установки регенерации гликоля необходимо учитывать потери углеводородов. Так как результаты экспериментов, представленные в примере 2 и 3, не отличаются, применять концентрации выше 0,25 кг петролейного эфира фракции 70-100°C на 1 кг гликоля также не представляется целесообразным.

Для сравнения петролейного эфира фракции 70-100°C с известными азеотропными агентами условия, описанные в примере 1, повторялись за исключением того, что вместо петролейного эфира фракции 70-100°C брались другие углеводороды. Результаты экспериментов представлены в таблице 1.

Таблица 1
Результаты перегонки смеси ТЭГ-вода с различными азеотропными растворителями
Описание опыта	Остаток в колбе. Содержание воды, мас.%
Дистилляция с петролейным эфиром (70-100°C)	0,10
Дистилляция с изооктаном	0,10
Дистилляция с н-гептаном	0,13
Дистилляция с циклогексаном	0,47
Дистилляция с толуолом	0,50
Дистилляция с петролейным эфиром (40-70°C)	0,73
Дистилляция с н-деканом	1,10
Дистилляция с бензиновой фракцией с пределами кипения от 40 до 160°C	0,45
Дистилляция с бензиновой фракцией с пределами кипения от 35 до 235°C	0,92
Дистилляция без углеводородов	3,08

Как видно из таблицы, все углеводороды образуют азеотропные смеси с водой и при нагревании позволяют удалить больше влаги из гликоля, чем без добавления растворителей. Максимальный результат показали изооктан и петролейный эфир фракции 70-100°C. Так как петролейный эфир фракции 70-100°C является наиболее дешевым продуктом, его применение в процессе регенерации гликоля будет наиболее экономически обоснованным.

По совокупности параметров предлагаемый способ имеет технологические и экономические преимущества перед известным способом при использовании на установках промысловой подготовки природного и попутного нефтяного газа к магистральному транспорту.