Способ переработки природного газа с извлечением с2+ и установка для его осуществления


 


Владельцы патента RU 2614947:

Публичное акционерное общество "Газпром" (RU)

Группа изобретений относится к газохимической промышленности. Предлагаемый способ позволяет извлечь из природного газа товарный газ с тремя уровнями давления (низким, средним и высоким), фракцию С2+ и гелиевый концентрат путем низкотемпературной сепарации, ректификации и теплообмена. Установка содержит семь рекуперативных теплообменников, два из которых выполнены многопоточными, деметанизатор, оснащенный тарелками, имеющими различную температуру, и кипятильником, два низкотемпературных сепаратора, турбодетандерный агрегат, включающий турбодетандер и турбокомпрессор, колонну предварительного концентрирования гелия со встроенным кипятильником, колонну выделения гелиевого концентрата со встроенным кипятильником и дефлегматором, жидкостный насос, шесть дросселей и трубопроводы. Техническим результатом является повышение эффективности переработки газа, обеспечение эффективности и глубины извлечения целевых компонентов природного газа при изменении состава сырьевого газа, поступающего на установку. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

 

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

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°С 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. Недостатком указанного способа является необходимость дополнительного обогащения газа гелием с целью получения гелиевого концентрата, что усложняет процесс переработки газа и требует увеличения капитальных затрат.

Известен наиболее близкий к предлагаемому способ переработки природного газа (прототип) (патент РФ №2502545, B01D 53/00, опубл. 27.12.2013), включающий разделение потока природного газа на две части, меньшую из которых охлаждают и частично конденсируют, а большую часть - последовательно охлаждают. Охлажденные потоки газа объединяют, сепарируют и отделяют сжиженные углеводороды, которые после дросселирования подают в деметанизатор. Отсепарированный газ разделяют на два потока, один из которых охлаждают, а другой поток обогащают азотом, после чего полученные потоки объединяют и передают на сепарирование. Полученные жидкость дросселируют, а газ расширяют и подают в колонну обогащения азота для получения метан-азотного газа и потока деазотированного сжиженного метана с этаном и более тяжелыми углеводородами, который дросселируют и частично испаряют, затем путем сепарации отделяют жидкую фракцию, которую после дросселирования и частичного испарения передают в деметанизатор. Отсепарированный метан-азотный газ последовательно охлаждают и после последующего сепарирования большую часть его и всю жидкость направляют в колонну разделения азота и метана. Меньшую часть отсепарированного газа после охлаждения в гелиевой колонне направляют в колонну разделения азота и метана, из которой осуществляют отбор азотногелиевого газа для последующей подачи в гелиевую колонну для выработки гелиевого концентрата и получения товарного гелия и отбора жидкого азота, который охлаждают, дросселируют и делят на две части, меньшую из которых после испарения в качестве питания, а большую в качестве орошения подают в колонну разделения азота и метана. Азотометановую жидкость, полученную из колонны разделения азота и метана, охлаждают, дросселируют и вновь подают в колонну разделения азота и метана, из которой отбирают жидкий метан, который сжимают и после испарения и нагрева эжектируют в поток метана. Полученный объединенный поток метана смешивают с циркуляционным метаном, полученным после охлаждения метан-азотного газа, последовательно охлаждают и сжимают для вывода товарного газа, часть которого отводят для получения упомянутого циркуляционного метана путем ее дополнительного сжатия, охлаждения и конденсирования, дросселирования и испарения. Недостатком известного способа является:

- наличие пропановых холодильных установок, что усложняет процесс переработки газа и увеличивает энергетические затраты;

- невозможность обеспечения глубины и эффективности извлечения целевых компонентов при изменении состава сырьевого газа, в частности при уменьшении содержания азота в сырьевом газе.

Известна установка низкотемпературного разделения углеводородного газа (патент РФ №44801, F25J 3/00, опубл. 27.03.2005), состоящая из блока предварительного охлаждения газа, включающего последовательно установленные теплообменник, пропановый холодильник и сепаратор первой ступени, блока конденсации и переохлаждения газа, включающего теплообменники, сепараторы второй и третьей ступени, отпарные колонны и турбодетандерный агрегат, блока выделения этана и широкой фракции легких углеводородов, включающего теплообменники, деметанизатор с трубопроводом отвода кубовой жидкости в деэтанизатор со встроенным дефлегматором, на трубопроводе отвода кубовой жидкости из которого установлен воздушный холодильник, блока получения гелиевого концентрата, содержит пропановый испаритель с трубопроводом подачи пропана в него, установленный последовательно после воздушного холодильника, соединенного с трубопроводом отвода кубовой жидкости из деметанизатора, а трубопровод подачи пропана в пропановый испаритель соединен с трубопроводом подачи пропана в дефлегматор деэтанизатора. Недостатком данной установки является использование трех ступеней сепарации и трех колонн для выделения гелиевого концентрата, что требует дополнительного оборудования и приводит к увеличению капитальных и энергетических затрат.

Известна установка низкотемпературного разделения газа (прототип) (патент РФ №77949, F25J 3/00, опубл. 10.11.2008) с целью получения метана, этана, широкой фракции легких углеводородов и гелиевого концентрата, состоящая из блока предварительного охлаждения газа, включающего последовательно установленные теплообменник, пропановый холодильник и сепаратор первой ступени, блока конденсации и охлаждения газа, включающего теплообменники, сепараторы второй и третьей ступени, отпарные колонны и турбодетандерный агрегат в виде турбинного модуля, содержащего турбодетандер и турбокомпрессор, блока выделения этана и широкой фракции легких углеводородов, включающего деметанизатор, деэтанизатор, теплообменники, блока получения гелиевого концентрата и соединительных трубопроводов. Турбодетандерный агрегат содержит два или более параллельно установленных турбинных модуля, число которых определяется в зависимости от объема поступающего в турбодетандер газа. Использование многопоточных теплообменников позволяет снизить хладопотери, теплопритоки и энергетические затраты. Недостатком известной установки является использование:

- внешнего пропанового цикла в блоке предварительного охлаждения газа, что приводит к усложнению схемы и требует дополнительных энергетических затрат;

- трех ступеней сепарации, что требует дополнительного оборудования и увеличения капитальных затрат на емкостное оборудование;

- использование трех колонн для выделения гелиевого концентрата, что также требует дополнительного оборудования и увеличения капитальных затрат.

Задачей, на решение которой направлена предлагаемая группа изобретений, является разработка альтернативного способа и устройства, позволяющих осуществлять глубокое извлечение целевых компонентов.

Техническим результатом, на достижение которого направлена предлагаемая группа изобретений, является повышение эффективности переработки газа за счет уменьшения капитальных, эксплуатационных и энергетических затрат, а также обеспечение эффективности и глубины извлечения целевых компонентов природного газа при изменении состава сырьевого газа, поступающего на установку.

Для достижения указанного технического результата в способе переработки природного газа подготовленный сырьевой природный газ делят на два подпотока, больший из которых после двухступенчатого охлаждения направляют на низкотемпературную сепарацию, при этом на первой ступени для охлаждения используют холод обратных потоков полученных метановых фракций высокого, среднего, низкого давления и гелиевого концентрата. Меньший подпоток сырьевого газа последовательно охлаждают, при этом для охлаждения используют холод отобранных из деметанизатора промежуточных метановых фракций, и также направляют на низкотемпературную сепарацию. Затем полученную после сепарации жидкую углеводородную фракцию дросселируют и направляют в деметанизатор, а полученный после сепарации газ делят на два потока, меньший из которых охлаждают и после дросселирования направляют в деметанизатор, больший поток отсепарированного газа расширяют в турбодетандере и также направляют в деметанизатор, после чего полученную в деметанизаторе жидкую фракцию С2+ отводят с установки. Отобранный из деметанизатора метано-гелиевый газ последовательно охлаждают и направляют в колонну предварительного концентрирования гелия, откуда отбирают жидкую метановую фракцию среднего давления и делят ее на два потока, больший из которых после дросселирования направляют обратным потоком на охлаждение сырьевого газа, после чего компримируют и выводят с установки. Меньший поток метановой фракции среднего давления сжимают и после использования холода указанного потока для охлаждения сырьевого газа выводят с установки в виде метановой фракции высокого давления. Обогащенный гелием газ из колонны предварительного концентрирования гелия последовательно охлаждают и после дросселирования подают в колонну выделения гелиевого концентрата, откуда полученный гелиевый концентрат выводят с установки после использования его холода для охлаждения сырьевого газа, а полученную в колонне выделения гелиевого концентрата жидкую метановую фракцию дросселируют и направляют на низкотемпературную сепарацию. Затем полученную после сепарации жидкую метановую фракцию нагревают и объединяют с отсепарированным газом, после чего объединенный поток дросселируют, нагревают и после использования его холода для охлаждения сырьевого газа выводят с установки в качестве метановой фракции среднего давления.

Установка для переработки природного газа содержит семь рекуперативных теплообменников, деметанизатор, оснащенный тарелками и встроенным кипятильником, два низкотемпературных сепаратора, турбодетандерный агрегат, включающий турбодетандер и турбокомпрессор, колонну предварительного концентрирования гелия со встроенным кипятильником, колонну выделения гелиевого концентрата со встроенным кипятильником, насос, шесть дросселей и соединительные трубопроводы. Трубопровод подачи сырьевого газа по большему потоку через последовательно соединенные первый теплообменник и кипятильник колонны предварительного концентрирования гелия, а по меньшему потоку через последовательно соединенные второй и третий теплообменники сообщен с первым сепаратором, который по меньшему потоку отсепарированного газа через четвертый теплообменник и первый дроссель соединен с верхней частью деметанизатора, по большему потоку отсепарированного газа через турбодетандер соединен со средней частью деметанизатора и по отсепарированной жидкости через второй дроссель соединен со средней частью деметанизатора. Выход для жидкости деметанизатора предназначен для вывода фракции С2+ с установки, а выход для газа через кипятильник колонны выделения гелиевого концентрата и пятый теплообменник соединен с верхней частью колонны предварительного концентрирования гелия. Деметанизатор снабжен выходами холодных промежуточных метановых фракций с двух тарелок и входами для возврата упомянутых фракций на те же тарелки, причем выход одной из тарелок через второй теплообменник, а выход другой тарелки через третий теплообменник соединены с входами соответствующих тарелок деметанизатора. Выход для жидкой фракции колонны предварительного концентрирования гелия по большему потоку жидкой метановой фракции среднего давления через третий дроссель соединен обратным потоком полученной после дросселирования метановой фракции низкого давления через пятый, четвертый и первый теплообменники с турбокомпрессором, выход которого предназначен для вывода метановой фракции низкого давления с установки. По меньшему потоку жидкой метановой фракции среднего давления колонна предварительного концентрирования гелия соединена с насосом, выход которого предназначен для последовательного вывода с установки обратным потоком через четвертый и первый теплообменники метановой фракции высокого давления. Выход для обогащенного гелием газа колонны предварительного концентрирования гелия через шестой, седьмой теплообменники и четвертый дроссель соединен с верхней частью колонны выделения гелиевого концентрата. Выход для газа колонны выделения гелиевого концентрата предназначен для последовательного вывода с установки обратным потоком через четвертый и первый теплообменники гелиевого концентрата, а выход для жидкой фракции соединен через пятый дроссель со вторым сепаратором, оба выхода которого объединены общим потоком отсепарированного газа и нагретой в шестом теплообменнике отсепарированной жидкости и через шестой дроссель сообщены общим потоком с седьмым теплообменником. Выход седьмого теплообменника предназначен для последовательного вывода с установки обратным потоком через четвертый и первый теплообменники метановой фракции среднего давления.

Реализация предложенной группы изобретений позволяет получить метановый товарный газ с тремя уровнями давления (низким, средним и высоким), который после дожатия на дожимной компрессорной станции (ДКС) (фракций низкого и среднего давления) может быть направлен в магистральный газопровод, жидкую фракцию легких углеводородов (С2+), которую можно транспортировать по продуктопроводу без дополнительной подготовки, и гелиевый концентрат. Использование в предлагаемой установке для охлаждения сырьевого газа холода обратных потоков полученных метановых фракций высокого, низкого, среднего давления и гелиевого концентрата позволяет исключить дополнительное холодильное оборудование, что обеспечивает сокращение капитальных, эксплуатационных и энергетических затрат. Кроме того, при уменьшении содержания азота в составе сырьевого газа (менее 15%) предлагаемая группа изобретений позволяет обеспечить эффективность и глубину извлечения целевых компонентов: с установки выводят 72% в качестве товарного газа, содержащего 97,9% метана.

На чертеже представлена схема установки для осуществления предлагаемого способа переработки природного газа с извлечением фракции С2+.

Установка содержит семь рекуперативных теплообменников: первый 1, второй 3, третий 4, четвертый 6, пятый 11, шестой 14, седьмой 15, два из которых: первый 1 и четвертый 6 выполнены многопоточными, деметанизатор 9, оснащенный тарелками и встроенным кипятильником 25, два низкотемпературных сепаратора 5 и 17, турбодетандерный агрегат, включающий турбодетандер 7 и турбокомпрессор 8, колонну предварительного концентрирования гелия 12 со встроенным кипятильником 2, колонну выделения гелиевого концентрата 16 со встроенным кипятильником 10 и дефлегматором 18, жидкостный насос 13, шесть дросселей: первый 19, второй 20, третий 21, четвертый 22, пятый 23, шестой 24 и трубопроводы (на чертеже не показаны). Первый вход первого теплообменника 1 предназначен для подачи на установку большего подпотока сырьевого газа, первый выход упомянутого теплообменника соединен через кипятильник 2 колонны предварительного концентрирования гелия 12 с первым входом первого сепаратора 5, выход по жидкости которого через второй дроссель 20 соединен с первым входом деметанизатора 9, первый выход которого предназначен для вывода с установки жидкой фракции легких углеводородов С2+. Первый вход второго теплообменника 3 предназначен для подачи на установку меньшего подпотока сырьевого газа, первый выход упомянутого теплообменника через третий теплообменник 4 соединен со вторым входом первого сепаратора 5, выход по газу которого соединен через четвертый теплообменник 6 и первый дроссель 19 со вторым входом деметанизатора 9 и параллельно соединен с входом турбодетандера 7, выход которого соединен с третьим входом деметанизатора 9, выход по газу которого соединен последовательно через кипятильник 10 колонны выделения гелиевого концентрата 16 и пятый теплообменник 11 с входом колонны предварительного концентрирования гелия 12. Деметанизатор 9 снабжен выходами для холодных промежуточных метановых фракций с двух тарелок и входами для возврата упомянутых фракций на те же тарелки, причем выход одной из тарелок через второй теплообменник 3, а выход другой тарелки через третий теплообменник 4 соединены с входами соответствующих тарелок деметанизатора 9. Выход по газу колонны предварительного концентрирования гелия 12 последовательно соединен через шестой 14, седьмой 15 теплообменники и четвертый дроссель 22 с входом колонны выделения гелиевого концентрата 16, выход для гелиевого концентрата которой через четвертый теплообменник 6 соединен со вторым входом первого теплообменника 1, второй выход которого предназначен для вывода с установки гелиевого концентрата. Выход для жидкой фракции колонны предварительного концентрирования гелия 12 соединен через насос 13 и четвертый теплообменник 6 с третьим входом первого теплообменника 1, третий выход которого предназначен для вывода с установки метановой фракции высокого давления. Кроме того, параллельно выход для жидкой фракции колонны предварительного концентрирования гелия 12 соединен через третий дроссель 21, пятый теплообменник 11 и четвертый теплообменник 6 с четвертым входом первого теплообменника 1, четвертый выход которого соединен с входом турбокомпрессора 8, выход которого предназначен для вывода товарного продукта на ДКС. Выход по жидкости колонны выделения гелиевого концентрата 16 через пятый дроссель 23 соединен с входом второго сепаратора 17, оба выхода которого объединены общим потоком отсепарированного газа и нагретой в шестом теплообменнике 14 отсепарированной жидкости и через шестой дроссель 24, седьмой теплообменник 15, четвертый теплообменник 6 соединены объединенным общим потоком с пятым входом первого теплообменника 1, пятый выход которого предназначен для вывода с установки на ДКС метановой фракции среднего давления.

Способ осуществляют следующим образом.

Сырьевой газ, поступающий на переработку после адсорбционной очистки от СО2 и осушки с температурой 30°С, делят на два подпотока (больший и меньший), что обеспечивает последующее максимальное охлаждение сырьевого газа:

- первый подпоток (больший) охлаждают в первом теплообменнике 1 до температуры минус 53,3°С за счет рекуперации холода обратных потоков метановой фракции высокого, среднего и низкого давления и потока гелиевого концентрата, затем охлаждают в кипятильнике 2 колонны предварительного концентрирования гелия 12 до температуры минус 57°С и направляют на разделение в первый низкотемпературный сепаратор 5;

- второй подпоток (меньший) последовательно охлаждают во втором 3 и третьем 4 теплообменниках до температуры минус 57°С, при этом для охлаждения используют потоки холодных промежуточных фракций, отобранных с двух тарелок (с температурой минус 58°С и с температурой минус 88°С) деметанизатора 9, которые затем возвращают на соответствующие тарелки, после чего указанный поток направляют в низкотемпературный сепаратор 5.

Полученный в первом сепараторе 5 газ делят на два потока:

- первый поток (меньший) отсепарированного газа охлаждают в четвертом теплообменнике 6 до температуры минус 94°С, дросселируют (через дроссель 19) до давления 3,05 МПа, что обеспечивает охлаждение газа до температуры минус 97,5°С, и направляют на разделение в верхнюю часть деметанизатора 9;

- второй поток (больший) полученного в сепараторе 5 газа расширяют в турбодетандере 7, при этом давление понижают до 3,05 МПа, и с температурой минус 89,1°С направляют указанный поток в среднюю часть деметанизатора 9 на разделение.

Жидкую углеводородную фракцию, полученную в первом сепараторе 5, дросселируют (через дроссель 20) до давления 3,05 МПа и с температурой минус 86,8 направляют в среднюю часть деметанизатора 9, при этом давление в деметанизаторе 9 поддерживают на уровне 3,0÷3,05 МПа. Температуру нижней части деметанизатора 9 поддерживают за счет кипения кубовой жидкости кипятильника 25.

Жидкую фракцию легких углеводородов С2+ из нижней части деметанизатора 9 выводят с установки.

Газ, содержащий метан и гелий, отобранный из верхней части деметанизатора 9, последовательно охлаждают в кипятильнике 10 колонны выделения гелиевого концентрата 16 до температуры минус 94,6°С и в пятом теплообменнике 11 (за счет рекуперации холода обратного потока отобранной из колонны предварительного концентрирования гелия 12 метановой фракции низкого давления) до температуры минус 99°С, после чего направляют в верхнюю часть колонны предварительного концентрирования гелия 12, при этом давление в колонне предварительного концентрирования гелия 12 поддерживают на уровне 2,9÷3,0 МПа.

Отобранную из нижней части колонны предварительного концентрирования гелия 12 жидкую метановую фракцию среднего давления делят на два потока:

- первый поток (больший) метановой фракции среднего давления дросселируют (через дроссель 21) до давления 1 МПа и с температурой минус 124,8°С полученную метановую фракцию низкого давления последовательно направляют в обратный поток в пятый 11 (для охлаждения отобранного из верхней части деметанизатора 9 метано-гелиевого газа), четвертый 6 и первый 1 теплообменники для охлаждения сырьевого газа. Полученную на выходе первого 1 теплообменника с температурой 26°С метановую фракцию низкого давления компримируют с помощью турбокомпрессора 8 до давления 1,2 МПа и выводят с установки на ДКС (на чертеже не показана) с последующей подачей в магистральный газопровод;

- второй поток (меньший) метановой фракции среднего давления, отобранной из колонны предварительного концентрирования гелия 12, сжимают посредством жидкостного насоса 13 до давления 7 МПа с повышением температуры до минус 90°С и полученную метановую фракцию высокого давления последовательно направляют в обратный поток в четвертый 6 и первый 1 теплообменники для охлаждения сырьевого газа, после чего метановую фракцию высокого давления выводят с установки с последующей подачей в магистральный газопровод.

С верха колонны предварительного концентрирования гелия 12 отбирают обогащенный гелием газ (содержание гелия 2,62% об.) с температурой минус 98°С и давлением 3,0 МПа, последовательно охлаждают его в шестом 14, седьмом 15 теплообменниках до температуры минус 114°С и после дросселирования (через дроссель 22) до давления 2,7 МПа с температурой минус 115,2°С подают в верхнюю часть колонны выделения гелиевого концентрата 16, при этом давление в колонне выделения гелиевого концентрата 16 поддерживают на уровне 2,7 МПа, а в дефлегматоре 18 колонны 16 используют холод азота замкнутого холодильного цикла (на чертеже не показан).

Гелиевый концентрат из верхней части колонны выделения гелиевого концентрата 16 с температурой минус 175°С и давлением 2,7 МПа последовательно направляют в обратный поток в четвертый 6, первый 1 теплообменники для охлаждения сырьевого газа и выводят с установки.

Из нижней части колонны выделения гелиевого концентрата 16 отбирают жидкую метановую фракцию и после дросселирования (через дроссель 23) до давления 2 МПа направляют на разделение во второй низкотемпературный сепаратор 17.

Полученную в сепараторе 17 жидкую метановую фракцию нагревают в шестом теплообменнике 14 с минус 111°С до минус 108°С и объединяют с полученным во втором сепараторе 17 метановым газовым потоком. Объединенный поток после дросселирования (через дроссель 24) до 1 МПа нагревают в седьмом теплообменнике 15 с минус 125°С до минус 116°С и полученную метановую фракцию среднего давления последовательно направляют в обратный поток в четвертый 6 и первый 1 теплообменники для охлаждения сырьевого газа, после чего направляют метановую фракцию среднего давления на ДКС с последующей подачей в газопровод.

1. Способ переработки природного газа с извлечением С2+, характеризующийся тем, что поток подготовленного сырьевого газа делят на два подпотока, больший из которых после двухступенчатого охлаждения направляют на низкотемпературную сепарацию, при этом на первой ступени для охлаждения используют холод обратных потоков полученных метановых фракций высокого, среднего, низкого давления и гелиевого концентрата, меньший подпоток сырьевого газа последовательно охлаждают, при этом для охлаждения используют холод отобранных из деметанизатора промежуточных метановых фракций, и также направляют на низкотемпературную сепарацию, затем полученную после сепарации жидкую углеводородную фракцию дросселируют и направляют в деметанизатор, а полученный после сепарации газ делят на два потока, меньший из которых охлаждают и после дросселирования направляют в деметанизатор, больший поток отсепарированного газа расширяют в турбодетандере и также направляют в деметанизатор, после чего полученную в деметанизаторе жидкую фракцию С2+ отводят с установки, а отобранный из деметанизатора метано-гелиевый газ последовательно охлаждают и направляют в колонну предварительного концентрирования гелия, откуда отбирают жидкую метановую фракцию среднего давления и делят ее на два потока, больший из которых после дросселирования направляют обратным потоком на охлаждение сырьевого газа, после чего компримируют и выводят с установки, меньший поток метановой фракции среднего давления сжимают и после использования холода указанного потока для охлаждения сырьевого газа выводят с установки в виде метановой фракции высокого давления, а обогащенный гелием газ из колонны предварительного концентрирования гелия последовательно охлаждают и после дросселирования подают в колонну выделения гелиевого концентрата, откуда полученный гелиевый концентрат выводят с установки после использования его холода для охлаждения сырьевого газа, а полученную в колонне выделения гелиевого концентрата жидкую метановую фракцию дросселируют и направляют на низкотемпературную сепарацию, затем полученную после сепарации жидкую метановую фракцию нагревают и объединяют с отсепарированным газом, после чего объединенный поток дросселируют, нагревают и после использования его холода для охлаждения сырьевого газа выводят с установки в качестве метановой фракции среднего давления.

2. Установка для переработки природного газа по п. 1 содержит семь рекуперативных теплообменников, деметанизатор, оснащенный тарелками и встроенным кипятильником, два низкотемпературных сепаратора, турбодетандерный агрегат, включающий турбодетандер и турбокомпрессор, колонну предварительного концентрирования гелия со встроенным кипятильником, колонну выделения гелиевого концентрата со встроенным кипятильником, насос, шесть дросселей и соединительные трубопроводы, при этом трубопровод подачи сырьевого газа по большему потоку через последовательно соединенные первый теплообменник и кипятильник колонны предварительного концентрирования гелия, а по меньшему потоку через последовательно соединенные второй и третий теплообменники сообщен с первым сепаратором, который по меньшему потоку отсепарированного газа через четвертый теплообменник и первый дроссель соединен с верхней частью деметанизатора, по большему потоку отсепарированного газа через турбодетандер соединен со средней частью деметанизатора и по отсепарированной жидкости через второй дроссель соединен со средней частью деметанизатора, выход для жидкости которого предназначен для вывода фракции С2+ с установки, а выход для газа через кипятильник колонны выделения гелиевого концентрата и пятый теплообменник соединен с верхней частью колонны предварительного концентрирования гелия, при этом деметанизатор снабжен выходами холодных промежуточных метановых фракций с двух тарелок и входами для возврата упомянутых фракций на те же тарелки, причем выход одной из тарелок через второй теплообменник, а выход другой тарелки через третий теплообменник соединены с входами соответствующих тарелок деметанизатора, выход для жидкой фракции колонны предварительного концентрирования гелия по большему потоку жидкой метановой фракции среднего давления через третий дроссель соединен обратным потоком полученной после дросселирования метановой фракции низкого давления через пятый, четвертый и первый теплообменники с турбокомпрессором, выход которого предназначен для вывода метановой фракции низкого давления с установки, по меньшему потоку жидкой метановой фракции среднего давления колонна предварительного концентрирования гелия соединена с насосом, выход которого предназначен для последовательного вывода с установки обратным потоком через четвертый и первый теплообменники метановой фракции высокого давления, выход для обогащенного гелием газа колонны предварительного концентрирования гелия через шестой, седьмой теплообменники и четвертый дроссель соединен с верхней частью колонны выделения гелиевого концентрата, выход для газа которой предназначен для последовательного вывода с установки обратным потоком через четвертый и первый теплообменники гелиевого концентрата, а выход для жидкой фракции соединен через пятый дроссель со вторым сепаратором, оба выхода которого объединены общим потоком отсепарированного газа и нагретой в шестом теплообменнике отсепарированной жидкости и через шестой дроссель сообщены общим потоком с седьмым теплообменником, выход которого предназначен для последовательного вывода с установки обратным потоком через четвертый и первый теплообменники метановой фракции среднего давления.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам модернизации установок подготовки природного и попутного нефтяного газа к транспорту методом низкотемпературной сепарации и может быть использовано в нефтегазовой промышленности.

Изобретение относится к способам подготовки газа путем низкотемпературной конденсации и может быть использовано в газовой промышленности для промысловой подготовки скважинной продукции газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к способам подготовки газа путем низкотемпературной конденсации и может быть использовано в газовой промышленности для промысловой подготовки скважинной продукции газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к способам подготовки газа путем низкотемпературной конденсации и может быть использовано в газовой промышленности для извлечения в промысловых условиях этан-бутановой фракции из скважинной продукции газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к способу и системе для выделения гелия из природного газа в процессе высокого давления. Способ включает этапы, где пропускают поток сжатого природного газа высокого давления через холодильную камеру для конденсации по меньшей мере части потока сжатого природного газа с получением охлажденного потока, дозируют охлажденный поток в колонну криогенной отгонки, извлекают сырой гелиевый продукт из верхней части колонны криогенной отгонки и извлекают поток жидкого продукта из нижней части колонны криогенной отгонки.

Изобретение относится к переработке природных газов. Многопоточное производство по переработке природных газов включает ряд идентичных эксплуатируемых технологических потоков и один резервный технологический поток.

Изобретение относится к технологии раздельного извлечения компонент газовых смесей, в частности санитарной очистки фторсодержащих газовых смесей от гексафторида урана и фтористого водорода, и может быть использовано для улучшения качества и снижения себестоимости продукции газоразделительных производств.

Изобретение относится к способам подготовки углеводородных газов к транспорту путем низкотемпературной сепарации и может быть использовано в нефтегазовой промышленности.

Изобретение относится к способу переработки природного углеводородного газа с варьируемым содержанием азота, включающему стадию подготовки газа к криогенному разделению, стадию криогенного разделения газов с использованием метана в качестве хладагента в криогенном блоке, стадию компримирования внутренних и внешних технологических продуктов, стадию фракционирования тяжелой углеводородной части природного газа (С2 и выше).

Изобретение относится к способам промысловой подготовки углеводородных газов и может быть использовано для подготовки попутного нефтяного газа в нефтегазовой промышленности.
Наверх