Способ извлечения фракции С из сырого газа и установка для его осуществления

Группа изобретений относится к газохимической промышленности и может использоваться при переработке газа, в частности, для выделения из природного газа метана и жидкой фракции легких углеводородов (С₂₊).

Известен способ подготовки к транспортированию смеси углеводородов (патент РФ №2297573, F17D 1/02, опубл. 20.04.2007), в котором смесь предварительно разделяют на метановую фракцию C₁ с последующей подачей ее в газопровод и фракцию углеводородов С₂₊, которую перед подачей в трубопровод стабилизируют путем перевода в жидкое состояние посредством предварительного охлаждения до температуры не выше 16°C и подают в продуктопровод, поддерживая давление в начале трубопровода не ниже 3,2 МПа. При этом создают оптимальные условия - максимальную температуру и минимальное начальное давление подготовленной жидкой смеси углеводородов, что исключает образование двухфазной смеси в трубопроводе при ее дальнейшей транспортировке.

Указанный способ обеспечивает возможность транспортирования фракции С₂₊ с высоким содержанием этана (до 40 мас. %) в однофазном (жидком) состоянии, при этом охлаждение всего потока сырьевого газа с помощью пропанового холодильника усложняет процесс переработки газа и увеличивает энергетические затраты, а необходимость стабилизации фракции С₂₊ перед подачей в трубопровод требует использования дополнительного оборудования (воздушного холодильника и пропанового испарителя) и приводит к увеличению капитальных и энергетических затрат.

Известен наиболее близкий к предлагаемому способ разделения природного газа (прототип) (патент US 4,487,499, F25J 3/02, опубл. 18.08.1987), включающий: (а) понижение температуры потока сырьевого газа; (b) подачу потока газа в сепаратор высокого давления для разделения потока сырьевого газа на поток преимущественно газа и преимущественно жидкостной поток; (с) понижение давления упомянутого потока газа; (d) подачу газового потока в верхнюю часть колонны-деметанизатора; (е) понижение давления указанного потока жидкости; (f) подачу указанного потока жидкости под давлением в колонну-деметанизатор на уровне ниже указанного газового потока; (g) отведение холодного газового потока с верха колонны-деметанизатора, причем указанный газовый поток содержит в основном метан; (h) пропускание полученного газового потока через, по меньшей мере, один теплообменник для повышения температуры полученного газового потока; (i) сжатие полученного газового потока до более высокого давления; (j) отбор части полученного газового потока высокого давления; (k) понижение температуры полученного газового потока высокого давления; (l) снижение давления полученного газового потока высокого давления для перевода в жидкое состояние; (m) подачу охлажденного потока жидкости в качестве флегмы в верхнюю часть колонны-деметанизатора, при этом добавление указанного потока изменяет существующее в верхней части химическое равновесие колонны-деметанизатора, тем самым повышая разделение входящего потока в колонне-деметанизаторе; (n) отвод жидкого продукта из нижней части колонны-деметанизатора. Известный способ обеспечивает 100%-ное разделение потока природного газа с использованием ректификационной колонны. Однако охлаждение общего потока сырьевого газа перед секцией низкотемпературной сепарации с помощью дополнительного теплообменного оборудования приводит к увеличению энергозатрат, т.е. к снижению энергоэффективности данной технологии. Кроме того, в известном решении поток газа, предназначенный для орошения колонны-деметанизатора, отбирают из всего потока полученного товарного газа, прошедшего все этапы компримирования и охлаждения, что приводит к увеличению энергозатрат, в то время как в предлагаемом способе поток, необходимый для орошения, отбирают на промежуточной стадии компримирования товарного газа, что позволяет снизить энергозатраты на последующее компримирование и охлаждение потока товарного газа, выводимого с установки.

Известна установка низкотемпературного разделения газа (патент РФ №128924, F25J 3/02, опубл. 10.06.2013), включающая трубопровод подачи сырья, узел охлаждения и сепарации газа, соединенный с входами для подачи сырья первой фракционирующей колонны, снабженной выходом отбензиненного газа и входом для подачи орошения в верхней части и выходом жидкой фазы в нижней части, соединенным с входом для подачи орошения второй фракционирующей колонны, снабженной входом для подачи сырья, выходом газовой фазы в верхней части и выходом фракции целевых углеводородов в нижней части. Также установка содержит компрессор, выход которого соединен с узлом охлаждения и сепарации газа и далее с входом для подачи орошения первой фракционирующей колонны. При этом выход газовой фазы второй фракционирующей колонны соединен с входом компрессора. Выход жидкой фазы первой фракционирующей колонны снабжен дополнительным отводом, соединенным через узел охлаждения и сепарации газа с входом для подачи сырья второй фракционирующей колонны. Недостатком данной установки является использование:

- внешнего пропанового цикла в блоке предварительного охлаждения газа и аппарата воздушного охлаждения потока фракции С₂₊, что приводит к усложнению схемы переработки и требует дополнительных энергетических затрат;

- двух колонн для выделения фракции целевых компонентов, что также требует дополнительного оборудования и увеличения капитальных и энергетических затрат.

Известно устройство для разделения газа, содержащего метан и этан, с использованием двух колонн, работающих под разным давлением (прототип) (патент РФ №2295680, F25J 3/02, опубл. 20.03.2007), содержащее, по меньшей мере, первую и вторую дистилляционные колонны, работающие под разным давлением. Вторая дистилляционная колонна образует поток из головной части и поток из нижней части. По меньшей мере, часть потока из головной части подают после компрессии и, по меньшей мере, частичного сжижения на ступень в головной части первой дистилляционной колонны. Первая дистилляционная колонна образует также из головной части третий поток из нижней части, при этом третий поток из головной части образует второй поток из головной части, полученный с помощью установки для дистилляции, а на нижнюю ступень первой дистилляционной колонны подают часть основного потока после дросселирования, а на промежуточную ступень подают, по меньшей мере, одну часть вторичного потока после дросселирования. Известная установка позволяет оптимизировать выход этана и пропана. Недостатком известной установки является:

- использование двух дистилляционных колонн разного давления для выделения фракции целевых компонентов, что приводит к увеличению капитальных и энергетических затрат;

- наличие криогенного теплообменного оборудования с замкнутым холодильным циклом для охлаждения всего потока сырьевого газа перед секцией низкотемпературной сепарации, что приводит к увеличению металлоемкости установки, а также увеличению капитальных и энергетических затрат;

- невысокая степень извлечения фракции С₂₊, в частности этана (93%).

Задачей, на решение которой направлена группа изобретений, является разработка энергоэффективного способа и устройства, позволяющих осуществлять низкотемпературное разделение природного газа с глубоким извлечением фракции С₂₊.

Техническим результатом, на достижение которого направлена группа изобретений, является повышение эффективности предлагаемой технологии за счет упрощения схемы переработки газа и снижения капитальных и энергетических затрат без ухудшения качества получаемой продукции.

Для достижения указанного технического результата в способе извлечения фракции С₂₊ из сырого газа поток подготовленного сырого газа охлаждают и делят на два подпотока, каждый из которых затем охлаждают, причем для охлаждения большего подпотока используют холод обратного потока товарного газа, а для охлаждения меньшего подпотока - холод отобранной из колонны-деметанизатора промежуточной фракции, которую затем возвращают в колонну-деметанизатор. Охлажденные подпотоки объединяют и последовательно охлаждают, при этом для охлаждения вначале используют холод обратного потока товарного газа, а затем - холод потока другой отобранной из колонны-деметанизатора промежуточной фракции, которую затем возвращают в колонну-деметанизатор. Объединенный поток охлажденного сырого газа направляют на низкотемпературную сепарацию. Отобранный из сепаратора газ расширяют в первом турбодетандерном агрегате и подают в верхнюю часть колонны-деметанизатора в качестве питания, а полученную после сепарации жидкую углеводородную фракцию дросселируют и также подают в среднюю часть колонны-деметанизатора в качестве питания. Полученную в колонне-деметанизаторе жидкую фракцию С₂₊ отводят с установки, а полученный товарный газ последовательно направляют обратным потоком на охлаждение сырого газа, затем последовательно компримируют и делят на два потока, больший из которых после последовательного компримирования отводят с установки, а меньший компримируют, затем последовательно охлаждают, расширяют во втором турбодетандерном агрегате и подают в колонну-деметанизатор в качестве орошения.

Установка для извлечения фракции С₂₊ из сырого газа содержит колонну-деметанизатор, оснащенную кипятильником и тарелками, пять рекуперативных теплообменников, низкотемпературный сепаратор, три турбокомпрессора, два турбодетандерных агрегата, каждый из которых включает турбодетандер и турбокомпрессор, установленный на одном валу с турбодетандером, дроссель, аппарат воздушного охлаждения, секцию пропанового охлаждения и соединительные трубопроводы. Трубопровод подачи сырого газа через кипятильник колонны-деметанизатора сообщен по большему подпотоку через первый теплообменник, а по меньшему подпотоку через второй теплообменник объединенным потоком охлажденного сырого газа через последовательно соединенные третий и четвертый теплообменники с сепаратором, который по потоку отсепарированного газа соединен через первый турбодетандерный агрегат с верхней частью колонны-деметанизатора, а по отсепарированной жидкости через дроссель - со средней частью колонны-деметанизатора. Выход для жидкости колонны-деметанизатора предназначен для вывода фракции С₂₊ с установки, а выход для газа обратным потоком товарного газа через последовательно соединенные пятый, третий и первый теплообменники соединен с первым турбодетандерным агрегатом. Первый турбодетандерный агрегат через первый турбокомпрессор соединен по большему потоку через второй турбодетандерный агрегат со вторым турбокомпрессором, выход которого предназначен для вывода товарного газа с установки, а по меньшему потоку - через последовательно соединенные третий турбокомпрессор, аппарат воздушного охлаждения, секцию пропанового охлаждения, пятый теплообменник и второй турбодетандерный агрегат - с верхней частью колонны-деметанизатора. Колонна-деметанизатор снабжена выходами для отбора холодных промежуточных фракций с двух тарелок и входами для возврата упомянутых фракций на те же тарелки, причем выход одной из тарелок через четвертый теплообменник, а выход другой тарелки через второй теплообменник соединены с входами соответствующих тарелок колонны-деметанизатора.

На чертеже представлена схема установки для осуществления предлагаемого способа извлечения фракции С₂₊ из сырого газа.

Установка содержит колонну-деметанизатор 1, оснащенную тарелками и кипятильником 2; первый 3, второй 4, третий 5, четвертый 6, пятый 11 рекуперативные теплообменники; низкотемпературный сепаратор 7; первый 12, второй 14, третий 15 турбокомпрессоры; первый турбодетандерный агрегат (ТДА), включающий турбодетандер 8 и турбокомпрессор 9, установленный на одном валу с турбодетандером 8; второй ТДА, включающий турбодетандер 18 и турбокомпрессор 13, установленный на одном валу с турбодетандером 18; дроссель 10; аппарат воздушного охлаждения (АВО) 16; секцию пропанового охлаждения 17, в которой пропан, используемый для охлаждения товарного газа и компенсации потерь холода в установке, циркулирует в замкнутом режиме; соединительные трубопроводы (на чертеже не показаны). Первый вход колонны-деметанизатора 1 предназначен для подачи сырого газа на охлаждение в кипятильнике 2. Первый выход колонны-деметанизатора 1 соединен с первым входом первого теплообменника 3 и параллельно соединен с первым входом второго теплообменника 4, при этом первые выходы каждого из упомянутых теплообменников подключены объединенным потоком охлажденного сырого газа через последовательно соединенные третий 5 и четвертый 6 теплообменники к входу сепаратора 7. Выход по газу сепаратора 7 соединен через турбодетандер 8 первого ТДА со вторым входом колонны-деметанизатора 1, а выход по жидкости соединен через дроссель 10 с третьим входом колонны-деметанизатора 1, выход по жидкости которой предназначен для вывода с установки жидкой фракции легких углеводородов С₂₊. Выход по газу колонны-деметанизатора 1 соединен последовательно через пятый 11, третий 5, первый 3 теплообменники и турбокомпрессор 9 первого ТДА с входом первого турбокомпрессора 12, выход которого по большему потоку товарного газа соединен через турбокомпрессор 13 второго ТДА с входом второго турбокомпрессора 14, выход которого предназначен для вывода товарного газа с установки. Выход первого турбокомпрессора 12 по меньшему потоку товарного газа соединен последовательно через третий турбокомпрессор 15 и АВО 16 с входом секции пропанового охлаждения 17, выход которой последовательно соединен через пятый теплообменник 11 и турбодетандер 18 второго ТДА с четвертым входом колонны-деметанизатора 1. Четвертый выход колонны-деметанизатора 1, предназначенный для отбора холодной промежуточной фракции с одной из тарелок, последовательно соединен через второй теплообменник 4 с пятым входом колонны-деметанизатора 1, предназначенным для возврата упомянутой фракции на ту же тарелку колонны-деметанизатора 1. Пятый выход колонны-деметанизатора 1, предназначенный для отбора холодной промежуточной фракции с другой тарелки, соединен через четвертый теплообменник 6 с шестым входом колонны-деметанизатора 1, предназначенным для возврата упомянутой фракции на ту же тарелку.

Секция пропанового охлаждения содержит низкотемпературный сепаратор, рекупертивный теплообменник, турбокомпрессор, АВО, дроссель (на чертеже не показаны).

Способ извлечения фракции С₂₊ из сырого газа осуществляют следующим образом.

Сырой газ, поступающий на переработку после адсорбционной очистки от CO₂ и осушки до точки росы минус 70°C, охлаждают в кипятильнике 2 колонны-деметанизатора 1 до температуры 20-30°C, при этом используют полученное тепло для нагрева кубовой жидкости колонны-деметанизатора, и делят его на два подпотока:

- больший подпоток (70%) охлаждают в первом теплообменнике 3 до температуры минус 12°C, при этом для охлаждения используют холод обратного потока товарного газа;

- меньший подпоток (30%) охлаждают во втором теплообменнике 4 до температуры минус 11°C, при этом для охлаждения используют холод потока промежуточной фракции, отобранной с тарелки (с температурой минус 74°C) колонны-деметанизатора 1, который затем возвращают на ту же тарелку колонны-деметанизатора 1.

Охлажденные подпотоки объединяют и направляют в третий теплообменник 5, где объединенный поток сырого газа охлаждают до температуры минус 60°C (глубокое охлаждение), используя при этом холод обратного потока товарного газа, отобранного с верха колонны-деметанизатора 1, и направляют на охлаждение до температуры минус 62°C в четвертый теплообменник 6, в котором для охлаждения используют поток промежуточной фракции, отобранной с другой тарелки (с температурой минус 85°C) колонны-деметанизатора 1, который затем возвращают на ту же тарелку.

Охлажденный поток сырого газа из четвертого теплообменника 6 направляют на разделение в сепаратор 7.

Отсепарированный газ расширяют в турбодетандере 8 первого ТДА до давления ~3 МПа и с температурой минус 88°C и подают в качестве питания в верхнюю часть колонны-деметанизатора 1, при этом получаемую энергию расширения газа используют для работы турбокомпрессора 9, закрепленного на одном валу с турбодетандером 8.

Жидкую углеводородную фракцию, полученную в сепараторе 7, дросселируют (через дроссель 10) до давления ~3 МПа и с температурой минус 83°C подают в среднюю часть колонны-деметанизатора 1 в качестве питания. Уровень жидкости в сепараторе 7 поддерживают отбором жидкости через клапан регулятора уровня (на чертеже не показан).

Полученную в результате низкотемпературной ректификации в колонне-деметанизаторе 1 жидкую фракцию С₂₊ выводят с установки.

Товарный газ (метановую фракцию) с верха колонны-деметанизатора 1 последовательно направляют обратным потоком в пятый 11, третий 5 и первый 3 теплообменники для рекуперации холода, после чего поток товарного газа с температурой 17°C и давлением ~3 МПа последовательно дожимают в турбокомпрессоре 9 первого ТДА до давления ~3,3 МПа и температуры 28°C и в первом турбокомпрессоре 12 - до давления ~5,5 МПа и температуры 75°C.

Далее поток товарного газа с помощью датчика расхода (на чертеже не показан) делят на два потока:

- больший поток последовательно дожимают в турбокомпрессоре 13 второго ТДА и во втором турбокомпрессоре 14 до давления 6,0 МПа и подают в магистральный газопровод;

- меньший поток в объеме, достаточном для обеспечения необходимого орошения колонны-деметанизатора 1, сжимают в третьем турбокомпрессоре 15 до давления ~8 МПа, охлаждают в АВО 16 до температуры 35°C и направляют в секцию пропанового охлаждения 17, где охлаждают его до температуры минус 27°C. Далее указанный поток охлаждают до температуры минус 90°C в пятом теплообменнике 11 обратным потоком товарного газа с верха колонны-деметанизатора 1, расширяют до давления ~3 МПа и температуры минус 100°C в турбодетандере 18 второго ТДА и подают в качестве орошения в колонну-деметанизатор 1, при этом давление в упомянутой колонне поддерживают посредством регулятора давления (на чертеже не показан) на уровне ~3 МПа.

По предлагаемому способу извлечения фракции С₂₊ из сырого газа выполнено математическое моделирование процесса и рассчитан материальный баланс на установку с производительностью 5⋅10⁹ м³/год (по сырью) для различных составов газа. Показатели по предлагаемой технологии извлечения фракции С₂₊ из газа месторождений Тюменской, Иркутской областей и месторождений республики Саха приведены в таблице 1. Степень извлечения пропана для газа указанных месторождений составляет 99,9%.

Кроме того, выполнен расчет характеристик для известного способа и способа согласно изобретению для газа месторождений Иркутской области. Расчетный состав газа (% об.): CH₄ - 92,40; С₂Н₆ - 4,11; С₃Н₈ - 0,87; С₄Н₁₀ - 0,33; С₅Н₁₂ - 0,09. Сырьевой газ в объеме 5⋅10⁹ м³/год поступает на переработку с давлением 6,0 МПа и температурой 30°C. Сравнительные показатели приведены в таблице 2.

Сравнение принципиальных характеристик показывает, что при одинаковых коэффициентах извлечения этана предлагаемый способ обеспечивает значительное снижение энергозатрат.

Реализация группы изобретений позволяет повысить энергоэффективность установки и технологии переработки газа для получения товарного газа, который может быть направлен в магистральный газопровод, и жидкой фракции легких углеводородов С₂₊ с высоким содержание этана, которую можно транспортировать по газопроводу без дополнительной подготовки.