Результат интеллектуальной деятельности: Способ извлечения сжиженных углеводородных газов из природного газа магистральных газопроводов и установка для его осуществления

Группа изобретений относится к газоперерабатывающей промышленности и может использоваться при переработке газа для извлечения сжиженных углеводородных газов (СУГ) из природного газа магистральных газопроводов.

Известен способ для обработки потока углеводородов (патент РФ №2446370, F25J 3/02, опубл. 27.03.2012), включающий стадии подачи частично сконденсированного сырьевого потока, имеющего давление свыше 50 бар, в первый аппарат для разделения газа/жидкости на первый поток пара и первый поток жидкости, расширения первого потока пара с получением частично сконденсированного первого потока пара, подачи потока пара во второй аппарат для разделения газа/жидкости на второй поток пара и второй поток жидкости, повышения давления второго потока жидкости до давления, равного по меньшей мере 50 бар, с получением в результате сжатого второго потока жидкости и возврата сжатого второго потока жидкости в первый аппарат для разделения газа/жидкости. Первый поток жидкости направляют в третий аппарат для разделения газа/жидкости, который представляет собой дебутанизатор, с получением третьего потока пара и третьего потока жидкости, причем третий поток пара обогащен бутаном и низкокипящими углеводородами по сравнению с третьим потоком жидкости. Устройство для обработки потока углеводородов, например потока природного газа, содержит по меньшей мере: первый аппарат для разделения газа/жидкости, предназначенный для разделения частично сконденсированного сырьевого потока на первый поток пара и первый поток жидкости; детандер для расширения первого потока пара; второй аппарат для разделения газа/жидкости, предназначенный для разделения расширенного первого потока пара на второй поток пара и второй поток жидкости; устройство для сжатия, предназначенное для повышения давления второго потока жидкости до давления, равного по меньшей мере 50 бар, производимого перед его возвратом в первый аппарат для разделения газа/жидкости и третий аппарат для разделения газа/жидкости, который представляет собой дебутанизатор, служащий для разделения первого потока жидкости на третий поток пара и третий поток жидкости, причем третий поток пара обогащен бутаном и низкокипящими углеводородами по сравнению с третьим потоком жидкости. Использование изобретения позволяет уменьшить потребление энергии. Недостатком известного решения является необходимость использования дополнительного оборудования для разделения пропановой и бутановой фракций, что потребует увеличения капитальных и энергетических затрат, а также очень низкое давление (менее 50 бар) метановой фракции, дожатие которой с помощью компрессора требует дополнительных энергозатрат.

Известен наиболее близкий к предлагаемому способ переработки попутного нефтяного газа (прототип) (патент РФ №2340841, F25J 3/02, опубл. 10.12.2008), включающий компримирование исходного нефтяного попутного газа, его охлаждение и сепарацию с получением сухого газа и газового конденсата. При этом осуществляют двухступенчатую сепарацию, газовый конденсат подвергают дистилляции в ректификационной колонне с получением пропан-бутановой фракции и стабильного газового конденсата, а пропан-бутановую фракцию охлаждают и конденсируют. Установка для переработки попутного нефтяного газа содержит компрессор, соединенный через, по меньшей мере, один теплообменник с сепаратором, емкости и насосы, снабжена вторым сепаратором, соединенным с выходом по газу первого сепаратора, выходы сепараторов по газовому конденсату соединены со входом ректификационной колонны, выходы которой по дистилляту и по стабильному газовому конденсату соединены с соответствующими теплообменниками. Недостатком известного решения является низкое давление сырьевого потока - попутного нефтяного газа (0,2-0,6 МПа), для дожатия которого до рабочего давления 3,5 МПа используют компрессор, что приводит к увеличению энергетических и капитальных затрат, а также невозможность получения отдельно пропановой и бутановой фракций без дополнительного оборудования, использование которого увеличивает капитальные и энергетические затраты.

Задачей, на решение которой направлена предлагаемая группа изобретений, является разработка способа и установки извлечения товарных СУГ из природного газа, в частности из природного газа магистральных газопроводов в составе газораспределительных станций.

Техническим результатом, на достижение которого направлена предлагаемая группа изобретений, является повышение эффективности переработки газа за счет уменьшения капитальных, эксплуатационных и энергетических затрат, а также возможность получения отдельно пропановой и бутановой фракций.

Для достижения указанного технического результата в способе извлечения сжиженных углеводородных газов из природного газа магистральных газопроводов поток природного газа последовательно охлаждают и направляют на первую ступень низкотемпературной сепарации. Затем отсепарированный на первой ступени газ расширяют в турбодетандере и направляют на вторую ступень низкотемпературной сепарации. Жидкую углеводородную фракцию, полученную на первой ступени сепарации, после дросселирования также направляют на вторую ступень сепарации. Отсепарированный газовый поток метан-этановой фракции направляют обратным потоком на охлаждение природного газа, а полученный жидкостной поток подают в верхнюю часть колонны-деэтанизатора, откуда отбирают газовый поток метан-этановой фракции и после дросселирования объединяют с обратным газовым потоком метан-этановой фракции, полученной на второй ступени сепарации. Затем объединенный поток метан-этанового газа, после рекуперации его холода, дополнительно охлаждают и выводят с установки в качестве товарного газа. Жидкую фракцию С₃₊, полученную в колонне-деэтанизаторе, после дросселирования направляют в среднюю часть колонны-депропанизатора, откуда газовый поток пропановой фракции направляют на дефлегмацию, после чего полученную жидкую пропановую фракцию делят на два потока, меньший из которых подают в верхнюю часть колонны-депропанизатора в качестве орошения, а больший выводят с установки. Жидкий поток фракции C₄₊ с низа колонны-депропанизатора после дросселирования направляют в среднюю часть колонны-дебутанизатора, с верха которой газовый поток бутановой фракции направляют на дефлегмацию, после чего полученную жидкую бутановую фракцию делят на два потока, меньший из которых подают в верхнюю часть колонны-дебутанизатора в качестве орошения, больший охлаждают и выводят с установки. Поток жидкой фракции C₅₊ с низа колонны-дебутанизатора после охлаждения выводят с установки.

Установка для извлечения сжиженных углеводородных газов из природного газа магистральных газопроводов содержит первый и второй рекуперативные теплообменники; первый и второй низкотемпературные сепараторы; колонну-деэтанизатор, колонну-депропанизатор, оснащенную первым дефлегматором, включающим третий рекуперативный теплообменник и третий сепаратор; колонну-дебутанизатор, оснащенную вторым дефлегматором, включающим водяной холодильник и четвертый сепаратор; первый, второй, третий насосы; первый, второй, третий аппараты воздушного охлаждения; турбодетандер; первый, второй, третий, четвертый дроссели. Трубопровод подачи природного газа через последовательно соединенные первый и второй теплообменники сообщен с первым сепаратором, который по потоку отсепарированного газа через турбодетандер, а по потоку отсепарированной жидкости через первый дроссель соединен со вторым сепаратором, который по обратному потоку отсепарированного товарного газа через второй, первый и третий теплообменники последовательно соединен с первым аппаратом воздушного охлаждения, выход которого предназначен для вывода товарного газа с установки. По отсепарированному жидкому потоку второй сепаратор через первый насос соединен с верхней частью колонны-деэтанизатора, которая по потоку товарного газа через второй дроссель соединена с третьим теплообменником, а по потоку жидкой пропан-бутановой фракции через третий дроссель - со средней частью колонны-депропанизатора, сообщенной по газовому потоку через третий теплообменник с третьим сепаратором, а по жидкостному потоку через четвертый дроссель - со средней частью колонны-дебутанизатора. Третий сепаратор по жидкостному потоку соединен со вторым насосом, выход которого предназначен для подачи меньшего потока жидкой пропановой фракции в колонну-депропанизатор и для вывода большего потока жидкой пропановой фракции с установки, а выход по газу третьего сепаратора предназначен для вывода сбросного газа с установки. Колонна-дебутанизатор по жидкостному потоку соединена с третьим аппаратом воздушного охлаждения, выход которого предназначен для вывода жидкой фракции С₅₊ с установки, а по газовому потоку через водяной холодильник - с четвертым сепаратором, выход по газу которого предназначен для вывода сбросного газа, а выход по жидкости через третий насос сообщен с колонной-дебутанизатором и со вторым аппаратом воздушного охлаждения, выход которого предназначен для вывода жидкой бутановой фракции с установки, при этом первый и второй сепараторы снабжены выходами для отвода водометанольного раствора.

Предлагаемая схема переработки природного газа с получением СУГ может быть реализована вдали от газоперерабатывающих центров, в составе газораспределительных станций, включающих блоки очистки газа, техническое оборудование, измерительные системы и системы распределения газа, при этом получаемый товарный газ используется в близлежащем регионе, что не требует его дополнительного дожатия. Для получения СУГ при реализации предложенной группы изобретений используют газ магистральных газопроводов, что позволяет уменьшить энергозатраты за счет направления на установку подготовленного газа, а также имеющегося (высокого) давления газа на входе в установку. Кроме того, в предлагаемой установке для торможения турбодетандера используют электрогенератор, в связи с чем установка не потребляет, а производит электроэнергию, которую используют для работы установки. Электроэнергию извне используют только для пуска установки. Все вышеперечисленное позволяет снизить капитальные, эксплуатационные и энергетические затраты.

На чертеже представлена схема установки для осуществления предлагаемого способа извлечения сжиженных углеводородных газов из природного газа магистральных газопроводов.

Установка содержит первый 1 и второй 2 рекуперативные теплообменники; первый 3 и второй 6 низкотемпературные сепараторы; колонну-деэтанизатор 8, колонну-депропанизатор 11, оснащенную первым дефлегматором, включающим третий рекуперативный теплообменник 16 для охлаждения и конденсации паров пропановой фракции и третий сепаратор 13; колонну-дебутанизатор 15, оснащенную вторым дефлегматором, включающим водяной холодильник 17 для охлаждения и конденсации паров бутановой фракции и четвертый сепаратор 18; три жидкостных насоса: первый 7, второй 14, третий 19; три аппарата воздушного охлаждения (АВО): первый 20, второй 21, третий 22; турбодетандер 5; четыре дросселя: первый 4, второй 9, третий 10, четвертый 12, соединительные трубопроводы (на чертеже не показаны). Каждая из колонн 8, 11, 15 снабжена кубовым подогревателем 23, 24, 25 соответственно, при этом для подогрева используют теплоноситель, нагрев которого осуществляют в огневой печи (на чертеже не показана). Трубопровод подачи природного газа соединен последовательно через первый 1 и второй 2 теплообменники с входом первого сепаратора 3, первый выход которого предназначен для отвода водометанольного раствора на регенерацию. Выход по газу первого сепаратора 3 через турбодетандерный агрегат 5, а выход по жидкости через первый дроссель 4 соединены с первым и вторым входами второго сепаратора 6, первый выход которого предназначен для отвода с установки водометанольного раствора (BMP). Выход по газу второго сепаратора 6 последовательно соединен через второй 2, первый 1 и третий 16 теплообменники с входом первого АВО 20, выход которого предназначен для вывода товарного газа с установки. Выход по жидкости второго сепаратора 6 через первый насос 7 соединен с входом колонны-деэтанизатора 8. Выход по газу колонны-деэтанизатора 8 через второй дроссель 9 и третий теплообменник 16 соединен с входом первого АВО 20, а выход по жидкости через третий дроссель 10 - с первым входом колонны-депропанизатора 11. Выход по газу колонны-депропанизатора 11 через третий теплообменник 16 соединен с входом третьего сепаратора 13, а выход по жидкости через четвертый дроссель 12 - с первым входом колонны-дебутанизанизатора 15. Выход по газу третьего сепаратора 13 предназначен для отвода сбросного газа. Выход по жидкости третьего сепаратора 13 соединен с входом второго насоса 14, выход которого предназначен для подачи меньшего потока жидкой пропановой фракции на второй вход колонны-депропанизатора 11 и для вывода с установки большего потока жидкой пропановой фракции (Фр_C₃). Выход по газу колонны-дебутанизатора 15 через водяной холодильник 17 соединен с входом четвертого сепаратора 18. Выход по газу четвертого сепаратора 18 предназначен для вывода сбросного газа, а выход по жидкости соединен с входом третьего насоса 19. Выход третьего насоса 19 предназначен для подачи меньшего потока жидкой бутановой фракции на второй вход колонны-дебутанизатора 15 и для подачи большего потока жидкой бутановой фракции на вход второго АВО 21, выход которого предназначен для вывода жидкой бутановой фракции (Фр_C₄) с установки. Выход для жидкости колонны-дебутанизатора 15 соединен с входом третьего АВО 22, выход которого предназначен для вывода жидкой изопентан-пентановой фракции (Фр_С₅₊).

Способ осуществляют следующим образом.

Поток природного газа с давлением 2,2 МПа (летом) или 1,9 МПа (зимой) последовательно охлаждают в первом 1 и втором 2 теплообменниках до температуры минус 46,8°C (летом) или минус 49,9°C (зимой) и охлажденный газожидкостной поток направляют на разделение в первый сепаратор 3. При этом для охлаждения используют холод обратного потока товарного газа (метан-этановая фракция) из второго сепаратора 6, а перед каждым из теплообменников для предотвращения гидратообразования в сырьевой газ впрыскивают раствор метанола (с концентрацией метанола не менее 50%).

Отсепарированный газ расширяют в турбодетандере 5 с давления 2,1 МПа до давления 0,75 МПа (летом) или с давления 1,85 МПа до давления 0,75 МПа (зимой) и с температурой минус 85,9°C (летом) или минус 83,6 (зимой) направляют на разделение во второй сепаратор 6.

Жидкий углеводородный поток, полученный в первом сепараторе 3, дросселируют (через первый дроссель 4) до давления 0,75 МПа и также направляют на разделение во второй сепаратор 6.

Полученный во втором сепараторе 6 газ (метан-этановая фракция) направляют последовательно обратным потоком на рекуперацию холода во второй 2 и первый 1 теплообменники, после чего объединяют с газовым потоком метан-этановой фракции, полученной в колонне-деэтанизаторе 8.

Объединенный газовый поток в качестве хладоагента направляют в третий теплообменник 16 первого дефлегматора, затем, после рекуперации его холода, охлаждают указанный поток в первом АВО 20 и с температурой 13°C (летом) или 20°C (зимой) выводят с установки в виде товарного газа (метан-этановая фракция). Использование холода отсепарированного газа в дефлегматоре позволяет уменьшить унос пропана.

Водометанольный раствор, полученный в первом 3 и втором 6 сепараторах, направляют на установку регенерации метанола (на чертеже не показана).

Углеводородный жидкостной поток из второго сепаратора 6 первым насосом 7 подают в верхнюю часть колонны-деэтанизатора 8.

Газовый поток метан-этановой фракции, полученный с верха колонны-деэтанизатора 8, дросселируют (через второй дроссель 9) до давления 0,75 МПа и объединяют с газовым потоком, полученным с верха второго сепаратора 6.

Жидкую фракцию С₃₊ (деэтанизированный конденсат), полученную с низа колонны-деэтанизатора 8, дросселируют (через третий дроссель 10) до давления 1,2 МПа и направляют в среднюю часть колонны-депропанизатора 11.

Газовый поток пропановой фракции, полученный с верха колонны-депропанизатора 11, направляют в первый дефлегматор, где охлаждают в третьем теплообменнике 16 до температуры 25°C за счет использования холода обратного потока товарного газа и разделяют в третьем сепараторе 13.

Полученный с верха третьего сепаратора 13 сбросной газ выводят с установки.

Часть потока (меньшую) жидкой пропановой фракции с низа третьего сепаратора 13 подают с помощью второго насоса 14 в верхнюю часть колонны-депропанизатора 11 в качестве орошения.

Оставшуюся часть (большую) жидкой пропановой фракции с низа третьего сепаратора 13 с помощью второго насоса 14 выводят с установки.

Жидкую фракцию C₄₊ (депропанизированный конденсат) с низа колонны-депропанизатора дросселируют (через четвертый дроссель 12) до давления 0,7 МПа и подают в среднюю часть колонны-дебутанизатора 15 на разделение.

Газовый поток бутановой фракции с верха колонны-дебутанизатора 15 направляют во второй дефлегматор, где указанный поток охлаждают в водяном холодильнике 17 и разделяют в четвертом сепараторе 18.

Полученный с верха четвертого сепаратора 18 сбросной газ объединяют со сбросным газом, полученным с верха третьего сепаратора 13, и выводят с установки.

Часть потока (меньшую) жидкой бутановой фракции, полученной с низа четвертого сепаратора 18, подают с помощью третьего насоса 19 в верхнюю часть колонны-дебутанизатора 15 в качестве орошения.

Оставшуюся часть (большую) жидкой бутановой фракции с помощью третьего насоса 19 направляют на охлаждение во второй АВО 21 и выводят с установки.

Жидкий поток (фракция С₅₊), полученный с низа колонны-дебутанизатора 15, после охлаждения в третьем АВО 22 выводят с установки.

При реализации предложенной группы изобретений возможно получение жидкой пропан-бутановой фракции, для чего необходимо направлять полученные пропановую и бутановую фракции в единый соединительный трубопровод.

Предлагаемая схема переработки природного газа с получением СУГ может быть реализована вдали от газоперерабатывающих центров, а полученные СУГ могут быть использованы в качестве топлива на близлежащих ТЭЦ или для обеспечения коммунально-бытовых и топливных нужд отдаленных регионов, где невозможно или необоснованно использование сетевого газа.