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

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.

Изобретение относится к переработке газа деэтанизации и применяется для очистки газа деэтанизации от примесей: пропанобутановой фракции, фракций С5, С4 и выше. Установка включает в себя турбодетандер, ректификационные колонны, промывочную колонну, отпарную колонну, низкотемпературные сепараторы, фильтры, многопоточный пластинчатый теплообменник, рекуперативный теплообменник, воздушные холодильники, ребойлеры для колонн, насосы, емкость-отстойник, рефлюксную емкость, емкость сбора водометанольного раствора, клапан-регулятор и клапаны-отсекатели со штуцерами ввода и вывода соответствующих газообразных и жидких технологических потоков. Получение холода для низкотемпературной сепарации осуществляют только редуцированием и расширением избыточно сжатого в турбодетандерном агрегате газа с передачей холода в многопоточном пластинчатом теплообменнике. В застойные зоны концентрирования кристаллогидратов вводится метанол, при этом дополнительная вариативность переработки газа деэтанизации обеспечивают тремя режимами в зависимости от климатических условий: летним, переходным и зимним энергосберегающим – и дробным вводом метанола в наиболее уязвимые с позиции накапливания кристаллогидратов места аппаратов. Техническим результатом является покомпонентное извлечение примесей при низкозатратном получении холода для работы ректификационной колонны, снижение образования кристаллогидратов. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 2 ил., 5 табл.

Изобретение относится к установкам подготовки природного газа к транспорту низкотемпературной сепарацией и может быть использовано в газовой промышленности. Установка трехпродуктовой подготовки сернистого природного газа включает входной сепаратор, дефлегматор, редуцирующее устройство и низкотемпературный сепаратор. Перед сепаратором установлен эжектор с линией подачи газа дебутанизации в смеси с отходящим газом. Перед дефлегматором установлены рекуперационный теплообменник и редуцирующее устройство. Низкотемпературный сепаратор соединен линиями подачи газа деэтанизации и конденсата с деэтанизатором, оснащенным линией вывода пропан-бутановой фракции. На линии вывода конденсата из входного сепаратора установлены редуцирующее устройство и дебутанизатор, соединенный с дефлегматором линией подачи конденсата с редуцирующим устройством, оснащенный линиями подачи газа дебутанизации и вывода стабильного конденсата. На линии вывода товарного газа после рекуперационного теплообменника размещены блоки обессеривания и осушки газа, оснащенные линиями вывода серы или ее соединений и отходящего газа в линию газа дебутанизации, соответственно. Технический результат: подготовка сернистого газа, расширение ассортимента продукции и повышение качества газа и конденсата. 1 ил.

Изобретение относится к устройствам для подготовки газа к транспорту путем низкотемпературной сепарации и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. Установка низкотемпературной сепарации включает дефлегматор-стабилизатор с верхней дефлегматорной и нижней отгонной секциями, а также низкотемпературный сепаратор с редуцирующим устройством и насосом. Отгонная секция дефлегматора оснащена линией подачи по меньшей мере части газа входной сепарации. На линии подачи газа входной сепарации перед дефлегматором установлены теплообменник газ входной сепарации/товарный газ и редуцирующее устройство. Насос соединен линией подачи конденсата низкотемпературной сепарации с верхней частью дефлегматора выше дефлегматорной секции. По второму варианту выполнения дополнительно на линии вывода конденсата размещено редуцирующее устройство и теплообменник часть газа входной сепарации/редуцированный конденсат. Технический результат: повышение выхода и качества товарного газа. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к промысловой подготовке природного газа и может найти применение в газовой промышленности. Предложено четыре варианта установки, состоящей из блоков входной сепарации, подготовки газа, стабилизации конденсата и каталитической переработки. При работе первого варианта установки сырой газ сепарируют в блоке входной сепарации с получением водного конденсата, выводимого с установки, газа сепарации, подаваемого в блок подготовки газа, и конденсата, подаваемого в блок стабилизации конденсата после смешения с широкой фракцией легких углеводородов, подаваемой из блока подготовки газа. Из блока стабилизации конденсата выводят стабильный конденсат, а газ стабилизации подают в блок каталитической переработки, из которого выводят по меньшей мере один жидкий продукт каталитической переработки, а газ каталитической переработки подают в блок подготовки газа, из которого выводят товарный газ. При работе второго и четвертого вариантов установки газ каталитической переработки подают в линию вывода товарного газа, а при работе третьего и четвертого вариантов установки по меньшей мере часть жидкого продукта из блока каталитической переработки подают в линию вывода конденсата. Технический результат: снижение энергозатрат и расширение ассортимента продуктов. 4 н. и 4 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к способам конденсации смеси паров, содержащей пары нефтепродуктов и воды, и может быть использовано в системах очистки парогазовых потоков с выделением из них паров воды и рекуперации легколетучих фракций нефтепродуктов на объектах, связанных с их добычей, переработкой и хранением. Способ конденсации паров нефтепродуктов предусматривает отвод паров углеводородов из резервуара для хранения нефтепродуктов, их охлаждение и конденсацию, сбор образовавшегося конденсата в промежуточном сборнике, отделение воды от жидких углеводородов, возврат жидких углеводородов в резервуар для хранения. При осуществлении способа используют парокомпрессионный тепловой насос, включающий компрессор, конденсатор, терморегулирующий вентиль и двухсекционный испаритель, рабочая и резервная секции которого попеременно работают соответственно в режимах конденсации и регенерации. Пары углеводорода из резервуара для хранения отводят в секцию испарителя, работающую в режиме конденсации, конденсируют содержащуюся в них воду на теплообменной поверхности в виде ледяной корки посредством рекуперативного теплообмена с кипящим хладагентом, а отделившиеся от воды сконденсированный жидкий нефтепродукт отводят в промежуточный сборник с возвратом в резервуар для хранения нефтепродуктов. Теплоту конденсации хладагента в конденсаторе теплового насоса используют для нагрева промежуточного теплоносителя посредством рекуперативного теплообмена, при этом нагретый в конденсаторе промежуточный теплоноситель разделяют на два потока, один из которых подают в секцию испарителя, работающую в режиме регенерации, для оттайки ледяной корки, а второй поток - в теплообменник-утилизатор; объединяют потоки отработанного промежуточного теплоносителя после секции испарителя, работающей в режиме регенерации, и теплообменника-утилизатора и возвращают в конденсатор в режиме замкнутого цикла. Образовавшуюся воду при оттайке ледяной корки вместе с водой, содержащей следы углеводородов, из промежуточного сборника предварительно нагревают в теплообменнике-утилизаторе и направляют на стадию биологической очистки. Технический результат: повышение энергетической эффективности процесса непрерывной конденсации смеси паров, содержащей пары нефтепродуктов и воды, создание взрывопожаробезопасной, экологически чистой и экономически выгодной технологии хранения нефтепродуктов. 1 ил.

Изобретение относится к установкам низкотемпературной сепарации и может быть использовано в газовой промышленности для промысловой подготовки скважинной продукции газоконденсатных месторождений. Трехпродуктовая установка комплексной подготовки газа включает входной сепаратор, дефлегматор, редуцирующее устройство и низкотемпературный сепаратор. Перед входным сепаратором установлен эжектор, оснащенный линией подачи газа дебутанизации. Перед дефлегматором установлены рекуперационный теплообменник и редуцирующее устройство. Низкотемпературный сепаратор соединен линиями подачи газа деэтанизации и конденсата с деэтанизатором, оснащенным линией вывода пропан-бутановой фракции, связанным с дефлегматором линией подачи конденсата, на которой установлено редуцирующее устройство. В установку включены редуцирующее устройство и дебутанизатор, оснащенный линиями подачи газа дебутанизации и вывода стабильного конденсата. На линии подачи конденсата из дефлегматора между редуцирующим устройством и деэтанизатором размещен теплообменник охлаждения по меньшей мере части газа дебутанизации. Технический результат: расширение ассортимента продукции и повышение качества товарного газа и конденсата. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к устройствам для подготовки природного газа путем низкотемпературной сепарации и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. Предложено два варианта устройства. Устройство по варианту 1 включает дефлегматор с дефлегматорной секцией, два редуцирующих устройства и два рекуперационных теплообменника. Дефлегматор по варианту 2 дополнительно оборудован отгонной секцией. При работе устройства по варианту 1 газ входной сепарации разделяют на две части, одну из которых охлаждают в первом рекуперационном теплообменнике товарным газом, а другую, во втором рекуперационном теплообменнике - редуцированным конденсатом, смешивают и через редуцирующее устройство направляют в дефлегматор ниже дефлегматорной секции, где охлаждают в условиях дефлегмации газом низкотемпературной сепарации и затем выводят после нагрева в первом рекуперационном теплообменнике в качестве товарного газа. Из верха дефлегматора газ направляют на низкотемпературную сепарацию, а из низа выводят конденсат, редуцируют его для охлаждения, нагревают во втором рекуперационном теплообменнике и направляют на стабилизацию. Работа устройства по варианту 2 отличается тем, что в отгонную секцию подают теплоноситель. Технический результат: повышение качества товарного газа и увеличение выхода конденсата. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к установкам комплексной подготовки природного газа к транспорту методом низкотемпературной сепарации и может быть использовано в газовой промышленности. Установка комплексной подготовки газа включает входной сепаратор, дефлегматор и блок низкотемпературной сепарации. Перед входным сепаратором или после него установлен теплообменник газ/редуцированный конденсат. После входного сепаратора размещен теплообменник газ/газ низкотемпературной сепарации, нагретый в дефлегматоре, который выполнен односекционным. Установка снабжена блоком стабилизации конденсата. Технический результат: повышение качества товарного газа и конденсата. 1 ил.

Изобретение относится к способам подготовки газа путем низкотемпературной конденсации и может быть использовано в газовой промышленности для промысловой подготовки скважинной продукции газоконденсатных месторождений. Способ безотходной подготовки скважинной продукции включает ступенчатую сепарацию сырого газа с получением конденсата и газа на каждой ступени, сепарацией газа первой ступени в условиях дефлегмации и редуцированием газа второй ступени. Газ первой ступени и газ дебутанизации осушают. Осушенный газ первой ступени редуцируют и сепарируют на второй ступени при охлаждении редуцированным газом второй ступени, который затем смешивают с осушенным газом дебутанизации и выводят в качестве товарного. Конденсаты первой и второй ступеней редуцируют и дебутанизируют с получением газа и товарного конденсата. Технический результат: исключение потребления ингибитора гидратообразования, исключение потерь легких компонентов газа и повышение качества конденсата. 1 ил.

Изобретение относится к технике и технологии низкотемпературной переработки газа и может быть использовано на газоперерабатывающих заводах и заводах сжиженного природного газа. Способ компримирования отбензиненного газа включает нагрев отбензиненного газа, полученного путем выделения углеводородов С2+выше из осушенного газа при его низкотемпературной конденсации и ректификации, сжатие отбензиненного газа в компрессорной части турбодетандера и охлаждение отбензиненного газа. При этом перед сжатием отбензиненного газа в компрессорной части турбодетандера отбирают часть нагретого потока отбензиненного газа и осуществляют его параллельное сжатие в компрессоре. Количество отбираемой части потока определяют расчетным путем в зависимости от мощности турбодетандера, определяемой требуемой степенью извлечения углеводородов С2+выше, и степени сжатия компрессора, определяемой требуемым давлением товарного отбензиненного газа. Кроме того, после параллельного сжатия в компрессоре поток отбензиненного газа соединяют с потоком отбензиненного газа, выходящим из компрессорной части турбодетандера, обеспечивая равенство давления соединяемых потоков, и направляют на охлаждение. Технический результат заключается в снижении эксплуатационных и капитальных затрат. 1 ил., 2 табл.

Группа изобретений относится к газохимической промышленности. Предлагаемый способ позволяет извлечь из природного газа товарный газ с тремя уровнями давления, 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.

Наверх