Способ получения обработанного природного газа, фракции, обогащённой c3+- углеводородами, и, необязательно, потока, обогащённого этаном, а также относящаяся к данному способу установка

Изобретение относится к способу одновременного получения обработанного природного газа, фракции обогащенной С3+ углеводородами и обогащенного этаном потока. Способ характеризуется тем, что включает следующие стадии: отбор рециркуляционного потока в верхнем потоке, выходящем из колонны выделения; установление определенного теплообменного взаимодействия между рециркуляционным потоком и по меньшей мере одной частью верхнего потока, выходящего из колонны выделения; повторное введение, после расширения, охлажденного и расширенного рециркуляционного потока в колонну выделения; отбор в кубе колонны выделения по меньшей мере одного кубового потока повторного кипячения и обеспечение теплообмена между потоком повторного кипячения и по меньшей мере одной частью исходного природного газа или/и с рециркуляционным потоком, при этом осуществление повторного кипячения кубовой жидкости обеспечивается за счет калорий, поглощаемых из исходного потока природного газа или/и рециркуляционного потока. Изобретение также относится к устройству. Предлагаемое изобретение позволяет снизить энергопотребление. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 6 ил., 9 табл.

 

Настоящее изобретение относится к способу одновременного получения обработанного природного газа, фракции, обогащенной С3+-углеводородами, и, по меньшей мере в некоторых условиях получения, потока, обогащенного этаном, из исходного потока природного газа, содержащего метан, этан и С3+-углеводороды, где указанный способ включает следующие стадии:

- исходный поток природного газа охлаждают и частично конденсируют в по меньшей мере одном из расположенных выше по технологическом потоку теплообменников с целью получения охлажденного исходного потока;

- охлажденный исходный газовый поток разделяют на жидкий поток и газовый поток;

- жидкий поток расширяют и вводят образовавшийся из указанного жидкого потока поток в колонну для выделения С2+-углеводородов на первом промежуточном уровне;

- из газового потока формируют поток питания турбины;

- расширяют полученный поток питания в турбине динамического расширения и вводят его в колонну выделения на втором промежуточном уровне;

- выделяют и сжимают по меньшей мере одну часть верхнего потока колонны выделения с целью получения природного газа, а также извлекают нижний поток колонны выделения;

- жидкий поток вводят на уровне подачи колонны фракционирования, снабженной верхним конденсатором, при этом в упомянутых условиях получения вырабатывается обогащенный этаном поток из потока, выходящего из колонны фракционирования, причем колонна фракционирования вырабатывает нижний поток, предназначенный для формирования, по меньшей мере частично, фракции С3+-углеводородов;

- первичный поток флегмы, полученный в верхнем конденсаторе, вводят в колонну фракционирования;

- получают вторичный поток флегмы из верхнего конденсатора и вводят вторичный поток флегмы в верхнюю часть колонны выделения.

Такой способ предназначен для обработки потока природного газа в целях извлечения из него, по крайней мере, С3+-углеводородов с целью выделения из природного газа жидкостей и регулируемого количества С2-углеводородов.

С2 и С3+-углеводороды извлекают из исходного природного газа во избежание конденсации в ходе транспортировки газа или/и при выполнении определенных операций с газом. Такая конденсация может приводить к образованию пробок жидкости в транспортных сооружениях, что отрицательно сказывается на добыче. Кроме того, указанные углеводороды можно продавать со значительной коммерческой выгодой, что оказывает благоприятное влияние в отношении эффективности затрат на оборудование.

Вследствие этого были разработаны способы одновременного извлечения почти всех С3+-углеводородов, присутствующих в исходном природном газе, и значительной доли имеющегося в исходном газе этана.

Однако потребность в этане на рынке сильно колеблется, тогда как потребность во фракции С3+-углеводородов является относительно постоянной и сопряжена со значительной выгодой.

С учетом вышесказанного, в некоторых случаях необходимо сократить производство этана в рамках данного способа путем снижения степени извлечения этого соединения в колонне выделения. В таком случае степень извлечения С3+-углеводородов также снижается, что уменьшает экономическую эффективность оборудования.

В целях преодоления указанной проблемы известно использование двойных установок, т.е. известно включение в схему вторичного блока, оптимизированного для получения С3+-углеводородов в отсутствие извлечения этана. Такой вторичный блок является дорогим в эксплуатации и в обслуживании.

В патенте США 7458232 раскрыто решение указанной проблемы путем использования способа, который обеспечивает оптимальное извлечение С3+-углеводородов, как правило, более 99%, и в котором, тем не менее, достигается возможность гибкой регулировки степени извлечения этана, составляющей, например, от 2% до 85% в зависимости от состава подаваемого газа.

С учетом вышесказанного способ, описанный в патенте США 7458232, является особенно эффективным и, при этом, очень гибким. Однако при повышении степени извлечения этана возрастает также энергопотребление в результате использования компрессоров. Следовательно, всегда остается потребность в повышении производительности установки. Это оказывается особенно существенно в случае высоких степеней извлечения этана.

Цель настоящего изобретения заключается в разработке способа, с помощью которого можно гибко регулировать степень извлечения этана, которая может находиться в диапазоне вплоть до 85%, при заметном снижении энергопотребления установки.

В этой связи, целью данного изобретения является установка вышеупомянутого типа, отличающееся тем, что осуществляемый в ней процесс включает следующие стадии:

-отбирают рециркуляционный поток в верхнем потоке, выходящем из колонны выделения;

- устанавливают теплообменное взаимодействие между рециркуляционным потоком и по меньшей мере одной частью верхнего потока, выходящего из колонны выделения,

- после расширения охлажденный и расширенный рециркуляционный поток повторно вводят в колонну выделения;

при этом данный процесс включает отбор в кубе колонны выделения по меньшей мере одного кубового потока повторного кипячения и обеспечение определенного теплообменного взаимодействия кубового потока повторного кипячения с по меньшей мере одной частью потока исходного природного газа или/и с рециркуляционным потоком, причем осуществление повторного кипячения кубовой жидкости обеспечивается за счет калорий, поглощаемых из потока исходного природного газа или/и рециркуляционного потока.

Способ согласно изобретению может включать один или несколько из следующих признаков, взятых по отдельности или в подходящих технически возможных сочетаниях:

- по меньшей мере одну часть верхнего потока колонны выделения и рециркуляционный поток вводят в определенное теплообменное взаимодействие с исходным потоком природного газа и кубовым потоком повторного кипячения;

- рециркуляционный поток, выходящий из первого, расположенного выше по технологическому потоку, теплообменника, вторичный поток флегмы, входящий из верхнего конденсатора, и верхний поток, выходящий из колонны выделения, вводят в определенное теплообменное взаимодействие в первом верхнем теплообменнике;

- по меньшей мере один боковой поток повторного кипячения отбирают выше кубового потока повторного кипячения, при этом упомянутый или каждый боковой поток повторного кипячения вводят в теплообменное взаимодействие с по меньшей мере одной частью исходного потока природного газа;

- обогащенный этаном поток отводят с промежуточного уровня колонны фракционирования, расположенного выше уровня подачи колонны и ниже верхнего уровня колонны фракционирования;

- способ включает следующие стадии:

- разделяют исходный поток природного газа на первый исходный поток и второй исходный поток;

- подают первый исходный поток в первый расположенный выше по технологическому потоку теплообменник;

- вводят по меньшей мере одну часть второго исходного потока во вспомогательную турбину динамического расширения с целью образования вспомогательного потока флегмы из выходящего потока из вспомогательной турбины;

- подают вспомогательный поток флегмы в колонну выделения;

- по меньшей мере одну часть рециркуляционного потока сжимают во вспомогательном компрессоре, сопряженном со вспомогательной турбиной;

- по меньшей мере одну часть верхнего потока сжимают во вспомогательном компрессоре, сопряженном со вспомогательной турбиной, предпочтительно между первым компрессором, сопряженным с первой турбиной, и вторым компрессором;

- способ включает стадию сжатия по меньшей мере одной части верхнего потока в первом компрессоре, сопряженном с первой турбиной, а затем стадию сжатия частично сжатого верхнего потока во втором компрессоре, при этом рециркуляционный поток отбирают ниже по технологическому потоку после второго компрессора;

- по меньшей мере один вторичный рециркуляционный поток отбирают из рециркуляционного потока, причем вторичный рециркуляционный поток подают во вторичную турбину расширения перед повторным введением в верхний поток, предпочтительно выше по технологическому потоку от точки прохождения верхнего потока в первый расположенный выше по технологическому потоку теплообменнике;

- вторичный поток флегмы состоит из жидкости, газа или смеси жидкости и газа, происходящей из верхнего конденсатора колонны фракционирования;

- способ включает отбор обводного потока из рециркуляционного потока, причем обводной поток повторно вводят в поток, расположенный выше по технологическому потоку от первой турбины динамического расширения;

- жидкий поток из первого расположенного выше по технологическому потоку сосуда сепаратора расширяют и вводят во второй расположенный выше по технологическому потоку сосуд сепаратора с целью образования жидкой фракции и газовой фракции,

причем жидкую фракцию после расширения вводят на первом промежуточном уровне колонны выделения, газовую фракцию вводят на верхнем уровне колонны выделения, расположенном выше промежуточного уровня,

причем жидкий поток, выходящий из первого расположенного выше по технологическому потоку сосуда сепаратора, предпочтительно вводят в определенное теплообменное взаимодействие с исходным потоком природного газа с целью нагревания перед введением во второй расположенный выше по технологическому потоку сосуд сепаратора;

- способ включает обеспечение теплообмена между нижним потоком, вытекающим из колонны выделения, и исходным потоком природного газа и кубовым потоком повторного кипячения в первом расположенном выше по технологическому потоку теплообменнике до его подачи в колонну фракционирования;

- газовый поток, выходящий из первого сосуда сепаратора, разделяют на поток питания и поток флегмы, при этом поток питания предназначен для питания турбины динамического расширения, а поток флегмы после охлаждения, частичной или полной конденсации и расширения в клапане вводят вместе в колонну выделения;

- способ включает стадию сжатия нижнего потока, выходящего из колонны выделения, в насосе до его введения в колонну фракционирования;

- способ включает стадию охлаждения вторичного потока флегмы посредством теплообмена с по меньшей мере одной частью верхнего потока колонны выделения.

Целью настоящего изобретения является также установка для одновременного получения обработанного природного газа, фракции, обогащенной С3+-углеводородами, и, по меньшей мере в некоторых условиях получения, обогащенного этаном потока из исходного потока природного газа, содержащего метан, этан и С3+-углеводороды, где установка содержит:

- узел охлаждения и частичного конденсирования исходного потока природного газа, включающий по меньшей мере один первый расположенный выше по технологическому потоку теплообменник, предназначенный для получения охлажденного исходного потока;

- узел разделения охлажденного исходного потока на жидкий поток и газовый поток;

- колонну выделения С2+-углеводородов;

- узел расширения жидкого потока для введения потока, образующегося из жидкого потока, в колонну выделения на первом промежуточном уровне;

- узел формирования из газового потока для питания турбины;

- узел расширения потока питания, включающий турбину динамического расширения, и узел подачи расширенного потока питания в колонну выделения на втором промежуточном уровне;

- узел выделения и сжатия по меньшей мере одной части верхнего потока колонны выделения с целью получения природного газа и узел выделения нижнего потока колонны выделения с целью получения жидкого потока, обогащенного С2+-углеводородами;

- колонну фракционирования, снабженную верхним конденсатором,

- узел подачи жидкого потока на уровне подачи колонны фракционирования, причем в упомянутых условиях из потока, выходящего из колонны фракционирования, может быть получен обогащенный этаном поток, при этом в колонне фракционирования можно вырабатывать нижний поток, предназначенный для образования по меньшей мере части фракции С3+-углеводородов;

- узел подачи первичного потока флегмы, полученного в верхнем конденсаторе, в колонну фракционирования;

- узел получения вторичного потока флегмы из верхнего конденсатора и узел подачи вторичного потока флегмы в верхнюю часть колонны выделения,

и отличается тем, что она включает:

- узел отбора рециркуляционного потока в верхнем потоке колонны выделения;

- узел для установления теплообмена между рециркуляционным потоком и по меньшей мере одной частью верхнего потока, выходящего из колонны выделения,

- узел повторного введения, после расширения, рециркуляционного потока в колонну выделения, при этом описываемая установка дополнительно включает узел отбора в кубе колонны выделения по меньшей мере одного кубового потока повторного кипячения и узел для установления теплообмена между кубовым потоком повторного кипячения и по меньшей мере одной частью исходного потока природного газа или/и рециркуляционным потоком, причем осуществление повторного кипячения можно обеспечивать за счет калорий, поглощаемых из исходного потока природного газа или/и рециркуляционного потока.

Установка по изобретению может включать один или несколько из следующих признаков, взятых по отдельности или в соответствии со всеми технически возможными сочетаниями:

- она включает первый расположенный выше по технологическому потоку теплообменник, при помощи которого можно установить теплообмен между по меньшей мере одной частью исходного потока природного газа, кубовым потоком повторного кипячения, необязательно боковыми потоками повторного кипячения, по меньшей мере одной частью верхнего потока и рециркуляционным потоком;

- она включает первый расположенный выше по технологическому потоку теплообменник, при помощи которого можно устанавливать теплообмен между первой частью исходного потока природного газа и по меньшей мере одной частью верхнего потока; второй расположенный выше по технологическому потоку теплообменник, отличный от первого расположенного выше по технологическому потоку теплообменника, при помощи которого можно устанавливать теплообмен между второй частью потока исходного газа и кубовым потоком повторного кипячения, вытекающим из колонны выделения, и третий расположенный выше по технологическому потоку теплообменник, отличный от первого расположенного выше по технологическому потоку теплообменника и от второго расположенного выше по технологическому потоку теплообменника, при этом с помощью третьего расположенного выше по технологическому потоку теплообменника можно устанавливать определенное теплообменное взаимодействие между по меньшей мере одной частью рециркуляционного потока и по меньшей мере одной частью верхнего потока, причем установка предпочтительно включает вспомогательный компрессор, с помощью которого можно сжимать часть рециркуляционного потока, предназначенного для введения в третий расположенный выше по технологическому потоку теплообменник;

- установка включает первый верхний теплообменник, с помощью которого можно обеспечивать определенное теплообменное взаимодействие между по меньшей мере одной частью верхнего потока, необязательно с потоком флегмы, и вторичным потоком флегмы;

- установка включает второй верхний теплообменник, отличный от первого верхнего теплообменника, и с его помощью можно устанавливать определенное теплообменное взаимодействие между второй частью верхнего потока и рециркуляционным потоком.

Настоящее изобретение будет более понятно после ознакомления с приведенным ниже описанием, которое приводится только в качестве примера и содержит ссылки на прилагаемые чертежи, на которых:

- фиг. 1 представляет собой функциональную схему первой установки для осуществления первого способа согласно изобретению,

- фиг. 2 представляет собой схему второй установки, аналогичную той, что приведена на фиг. 1, для осуществления второго способа согласно изобретению;

- фиг. 3 представляет собой схему третьей установки, аналогичную той, что приведена на фиг. 1, для осуществления третьего способа согласно изобретению;

- фиг. 4 представляет собой схему четвертой установки, аналогичную той, что приведена на фиг. 1, для осуществления четвертого способа согласно изобретению;

- фиг. 5 представляет собой схему пятой установки, аналогичную той, что приведена на фиг. 1, для осуществления пятого способа согласно изобретению;

- фиг. 6 представляет собой схему шестой установки, аналогичную той, что приведена на фиг. 1, для осуществления шестого способа согласно изобретению, при этом шестая установка получена в результате устранения узких мест в существующей установке.

Первая установка 11 по изобретению, изображенная на фиг. 1, предназначена для одновременного получения из исходного потока 13 обессеренного, сухого и по меньшей мере частично декарбонизированного природного газа обработанного природного газа 15 как основного продукта, фракции 17 С3+-углеводородов и обогащенного этаном потока 19 с регулируемой интенсивностью потока.

Термин «по меньшей мере частично декарбонизированный» означает, что содержание диоксида углерода в исходном потоке 13 природного газа предпочтительно равно 50 ч/млн или меньше, если обработанный природный газ 15 необходимо сжижать. Указанное содержание составляет предпочтительно меньше 3%, если обработанный природный газ 15 направляют непосредственно в газораспределительную сеть.

К тому же, содержание воды составляет менее 1 ч/млн, предпочтительно менее 0,1 ч/млн.

Установка 11 включает блок 21 выделения С2+-углеводородов и блок 23 фракционирования С2+-углеводородов.

Во всем нижеследующем тексте жидкий поток и трубопровод, по которому он перекачивается, будут обозначаться одной и той же позицией, соответствующие значения давления представляют значения абсолютного давления, а соответствующие процентные соотношения являются мольными процентами.

Блок 21 выделения С2+-углеводородов последовательно включает первый расположенный выше по технологическому потоку теплообменник 25, первый расположенный выше по технологическому потоку сосуд 27 сепаратора, первую расположенную выше по технологическому потоку турбину 29, сопряженную с первым компрессором 31, первый верхний теплообменник 33 и колонну 35 выделения, оснащенную по меньшей мере одним боковым контуром 37, 39 повторного кипячения и боковым контуром 41 повторного кипячения.

В данном примере колонна 35 снабжена двумя боковыми контурами 37, 39 повторного кипячения.

Блок 21 дополнительно включает второй компрессор 43 с приводом от внешнего источника энергии и первый холодильник 45, размещенный ниже по технологическому потоку от второго компрессора 43. Блок 21 также включает насос 47 куба колонны.

Блок 23 фракционирования включает колонну 61 фракционирования. Колонна 61 включает в своей верхней части верхний конденсатор 63, а в своей нижней части кипятильник 65.

Верхний конденсатор 63 включает второй холодильник 67 и находящийся ниже по технологическому потоку первый сосуд 69 сепаратора, связанный с насосом 71 флегмы. Далее будет описан первый способ по изобретению, осуществляемый с использованием установки 11.

Типичный начальный мольный состав исходного потока 13 обессеренного, сухого и по меньшей мере частично декарбонизированного природного газа приведен в таблице ниже.

В более общем виде, мольная доля метана в исходном потоке 13 природного газа лежит между 75% и 90%, мольная доля С2+-углеводородов лежит между 5% и 15%, а мольная доля С3+-углеводородов лежит между 1% и 8%.

Скорость подаваемого потока, подлежащего обработке, составляет, например, порядка 38000 кмоль/ч.

Исходный поток 13 природного газа имеет температуру, близкую к комнатной, то есть по существу равную 20°С, а давление заметно выше 35 бар.

В конкретном примере поток 13 природного газа имеет температуру 20°С и давление 50 бар абс.

На установке, изображенной на фиг. 1, исходный поток 13 природного газа охлаждают и по меньшей мере частично конденсируют в первом расположенном выше по технологическому потоку теплообменнике 25 с целью образования охлажденного исходного потока 113.

Охлажденный исходный поток 113 вводят в первый расположенный выше по технологическому потоку сосуд 27 сепаратора, в котором осуществляют разделение между газовой фазой 115 и жидкой фазой 117.

Жидкая фаза 117 после пропускания в клапан 119 расширения образует расширенную смешанную фазу 120, которую вводят на первом промежуточном уровне N1 колонны 35 выделения, расположенном в верхней зоне колонны, над боковыми контурами 37 и 39 повторного кипячения.

Под «промежуточным уровнем» подразумевают местоположение, так что средства дистилляции расположены как выше, так и ниже указанного уровня.

Газовую фракцию 115 разделяют на поток 121 питания и поток 123 флегмы.

Мольная скорость протекания потока 121 питания предпочтительно выше мольной скорости протекания потока 123 флегмы.

Поток 121 питания расширяют в турбине 29 до достижения давления, близкого к значению давления колонны 35, с целью получения расширенного потока 125 питания. Поток 125 вводят в колонну 35 выделения на втором промежуточном уровне N2, расположенном над первым промежуточным уровнем N1.

Поток 123 флегмы частично или полностью конденсируют в первом верхнем теплообменнике 33, а затем расширяют в клапане 127 расширения с целью формирования расширенного потока 128 флегмы. Указанный поток 128 вводят в колонну 35 выделения на третьем промежуточном уровне N3, расположенном над промежуточным уровнем N2.

Давление колонны 35 выделения составляет, например, от 12 до 40 бар.

Колонна 35 выделения вырабатывает верхний поток 131, который нагревают в первом верхнем теплообменнике 33 путем теплообмена с потоком 123 флегмы с целью получения частично нагретого верхнего потока 139.

Поток 139 снова нагревают в первом расположенном выше по технологическому потоку теплообменнике 25 путем теплообмена с исходным потоком 13 природного газа с целью получения нагретого верхнего потока 140.

После этого нагретый верхний поток 140 сжимают в первом компрессоре 31, а затем во втором компрессоре 43 с целью получения сжатого верхнего потока 141. Давление потока 141 выше. 25 бар, например равно 50 бар. Затем поток 141 охлаждают в первом холодильнике 45 с получением обработанного природного газа 15.

Согласно изобретению рециркуляционный поток 152 отбирают в верхнем потоке, выходящем из колонны 35. В примере, проиллюстрированном на фиг. 1, рециркуляционный поток 152 отбирают в сжатом нагретом верхнем потоке 141 после его охлаждения в первом холодильнике 45.

Отношение мольной скорости протекания рециркуляционного потока 152 к мольной скорости протекания верхнего потока 131, выходящего из колонны 35 выделения, составляет от 0% до 25%.

Затем рециркуляционный поток 152 подают в первый расположенный выше по технологическому потоку теплообменник 25 для охлаждения в нем путем теплообмена с по меньшей мере одной частью верхнего потока 131. В указанном примере поток 152 вводят в теплообменное взаимодействие с частично нагретым верхним потоком 139, выходящим из верхнего теплообменника 33, с целью получения частично охлажденного рециркуляционного потока 154.

После этого поток 154 вводят в верхний теплообменник 33 с целью охлаждения в нем путем теплообмена с верхним потоком 131 и образования после расширения в клапане 156 охлажденного рециркуляционного потока 155.

Охлажденный рециркуляционный поток 155 подают в колонну 35 выделения на уровне N5, расположенном над уровнем N3, предпочтительно соответствующем первой ступени, начиная с верха колонны 35.

Обработанный газ 15 содержит в данном примере 1,36% мол. азота, 96,80% мол. метана и 1,76% мол. С2-углеводородов.

В более общем случае обработанный газ 15 содержит более 99% мол. метана, имеющегося в составе исходного потока 13 природного газа, и менее 0,1% мол. С3+-углеводородов, имеющихся в составе исходного потока природного газа.

Обработанный газ 15 содержит мольную долю С2-углеводородов, имеющихся в составе исходного потока 13 природного газа, составляющую от 2% до 85%, при этом указанное соотношение можно регулировать.

Таким образом, газ 15 имеет содержание С6+-углеводородов менее 1 ч/млн, содержание воды менее 1 ч/млн, предпочтительно менее 0,1 ч/млн, и содержание диоксида углерода менее 50 ч/млн. С учетом вышесказанного, обработанный газ 15 можно направлять непосредственно в линию сжижения с целью получения сжиженного природного газа. Его можно также направлять непосредственно в газораспределительную сеть.

В боковых контурах 37 и 39 повторного кипячения боковые потоки 161 и 163 повторного кипячения извлекают из колонны 35 и повторно вводят в нее после нагревания в первом расположенном выше по технологическому потоку теплообменнике 25 путем теплообмена с по меньшей мере одной частью исходного потока 13 природного газа и по меньшей мере одной частью рециркуляционного потока 152.

Таким образом, верхний боковой поток 163 повторного кипячения отбирают на уровне N6, расположенном под уровнем N1, например на одиннадцатой ступени, начиная с верха колонны 35, а затем подают в первый теплообменник 25. После этого поток 163 нагревают в теплообменнике 25, а затем направляют обратно в колонну 35 на уровне N7, расположенном под уровнем N6.

Кроме того, нижний боковой поток 161 повторного кипячения отбирают на уровне N8, расположенном под уровнем N7, а затем подают его в теплообменник 25. После этого поток 161 нагревают в теплообменнике 25, а затем повторно вводят на уровне N9, расположенном под уровнем N8, например на четырнадцатой ступени, начиная с верха колонны 35.

В кубовом контуре 41 повторного кипячения жидкий кубовый поток 165 повторного кипячения извлекают вблизи нижней части колонны 35, ниже боковых потоков 161, 163 повторного кипячения.

Согласно изобретению поток 165 подают в первый расположенный выше по технологическому потоку теплообменник 25, где он нагревается путем теплообмена с по меньшей мере одной частью исходного потока 13 природного газа и по меньшей мере одной частью рециркуляционного потока 152. Нагретый и частично испаренный кубовый поток повторного кипячения затем повторно вводят в колонну 35.

Кубовый поток 171, обогащенный С2+-углеводородами, извлекают снизу колонны 35 выделения.

Кубовый поток 171 содержит более 99% мол. С3+-углеводородов, содержащихся в исходном потоке 13 природного газа. Он имеет содержание метана между 9% и 5%.

Кубовый поток 171 перекачивают насосом 47 резервуара кубовой жидкости и вводят на промежуточном уровне Р1 колонны 61 фракционирования.

В иллюстрируемом примере колонна 61 фракционирования работает при давлении от 20 до 42 бар. В данном примере давление колонны 61 фракционирования по меньшей мере на один бар выше давления колонны 35 выделения.

Нижний поток 181 извлекают из колонны 61 фракционирования с целью получения фракции 17 С3+-углеводородов.

Степень извлечения С3+-углеводородов в способе составляет более 99%. В любом случае степень извлечения пропана составляет более 99%.

Обогащенный этаном поток 19 отводят непосредственно на промежуточном уровне Р2, расположенном в верхней зоне колонны 61 фракционирования.

В примере, поясняемом на фигуре, данный поток содержит 1,21% метана, 97,77% этана и 1,00% пропана.

В более общем случае мольное содержание этана в обогащенном этаном потоке 19 составляет более 95%, а именно лежит между 96% и 100%.

Число теоретических тарелок между верхом колонны 61 и верхним уровнем Р2 составляет, например, от 1 до 7. Уровень Р2 находится выше уровня Р1 подачи.

Второй верхний поток 183 извлекают с верха колонны 61, а затем охлаждают во втором холодильнике 67 с целью получения второго охлажденного и по меньшей мере частично сконденсированного верхнего потока 185. Указанный второй поток 185 вводят во второй сосуд 69 сепаратора для получения жидкой фракции 187 и газовой фракции 188.

В примере, изображенном на фиг. 1, всю жидкую фракцию 187 перекачивают насосом 71 для образования первичного потока 190 флегмы перед повторным введением с флегмой в колонну 61 фракционирования на верхнем уровне Р3, расположенном над уровнем Р2.

В данном случае всю газовую фракцию 188 после охлаждения в верхнем теплообменнике 33 и расширения в клапане 193 образует вторичный поток 192 флегмы.

В верхнем теплообменнике 33 газовая фракция 188 охлаждается путем теплообмена с верхним потоком 131.

В альтернативном варианте, показанном пунктирными линиями, жидкую фракцию 187 разделяют на первичную жидкую фракцию 189 флегмы и вторичную жидкую фракцию 191.

Вторичную жидкую фракцию 191, при ее наличии, затем смешивают с газовой фракцией 188 для образования вторичного потока 192 флегмы после охлаждения и расширения.

Вторичный "поток 192 флегмы вводят вместе с флегмой на верхнем уровне N4 колонны 35 выделения, расположенном между верхним уровнем N5 и промежуточным уровнем N3.

Степень извлечения этана и, следовательно, скорость потока этана, вырабатываемого на установке 11, контролируют путем регулировки скорости протекания рециркуляционного потока 152, регулировки давления в колонне 35 выделения посредством компрессоров 43 и 31, при этом упомянутые параметры принадлежат к типу переменной скорости, с одной стороны, и при помощи финальной регулировки скорости протекания вторичного потока 192 флегмы, циркулирующего через клапан 193 расширения, с другой стороны.

Как показано в таблице ниже, скорость протекания обогащенного этаном потока регулируется практически без оказания влияния на степень извлечения С3+-углеводородов.

С учетом вышесказанного, способ по изобретению с помощью простых и недорогих средств дает возможность изменения и легкой регулировки обогащенного этаном потока 19, извлекаемого из исходного природного газа 13, при сохранении степени извлечения пропана выше 99%. Указанный результат достигается без какого-либо видоизменения установки, в которой осуществляется данный способ.

Значения давлений, температур и скоростей потока в случае, если степень извлечения этана равна 84,99%, приведены в таблице ниже.

При снижении скорости протекания обогащенного этаном потока 19 общая мощность сжатия также сильно уменьшается.

Кроме того, установка 11 по изобретению не требует обязательного использования многопоточных теплообменников. Таким образом, можно использовать только теплообменники с трубами и кожухом.

Обработанный природный газ 15 содержит по существу пренебрежимо малые количества С5+-углеводородов, например менее 1 ч/млн. Следовательно, если содержание диоксида углерода в обработанном газе 15 составляет менее 50 ч/млн, данный газ 15 можно сжижать без какой-либо дополнительной обработки или фракционирования.

В первом способе по изобретению кубовый поток 165 повторного кипячения в первом теплообменнике 25 вводят в определенное теплообменное взаимодействие с рециркуляционным потоком 152, по меньшей мере с одной частью верхнего потока 131, с исходным потоком 13 природного газа и с боковыми потоками 161, 163 повторного кипячения.

Указанная конкретная тепловая интеграция данного способа благоприятна в отношении выхода и не оказывает влияния на степень извлечения этана, когда последняя задача актуальна.

Таким образом, когда рециркуляционный поток 152 вводят в определенное теплообменное взаимодействие с по меньшей мере одной частью верхнего потока 131, и когда боковой поток 165 повторного кипячения вводят в определенное теплообменное взаимодействие с исходным потоком 13 природного газа, как было неожиданно обнаружено авторами изобретения, наблюдается синергетическое повышение выхода на установке 11.

Так, в соответствии с таблицей ниже, наблюдается 16%-ное увеличение выхода по сравнению с установкой согласно уровню техники при поддержании степени извлечения, равной 85%, при этом все другие условия сохраняются. Указанное весьма значительное увеличение достигается при сохранении очень высокой степени извлечения этана.

Кроме того, совокупное использование рециркуляции части нагретого газа и интегрированного кубового узла 41 повторного кипячения, подключенного к первому теплообменнику 25, неожиданно приводит к большему увеличению выхода, чем то, которое наблюдается при выполнении какого-либо одного из указанных шагов, взятого в отдельности.

Таким образом, если первый способ применяется без какого-либо рециркуляционного потока 152 обработанного газа, достигаемое увеличение выхода составляет 9,4%, тогда как в случае, если первый способ 11 применяется без кубового кипятильника, подключенного к теплообменнику 25, достигаемое увеличение выхода составляет 0,2%. С учетом вышесказанного, наблюдаемое увеличение выхода при совместном использовании упомянутых выше признаков заметно выше суммы достигаемых по отдельности приростов выхода продукции, что демонстрирует неожиданный синергетический эффект, который не оказывает влияния на степень извлечения этана.

В качестве альтернативы, обработанный газовый поток, выходящий из первого компрессора 31, можно подавать в компрессор 43 с использованием двух эквивалентных ступеней мощности, с промежуточным холодильником, охлаждающим газ до той же температуры, что и холодильник 45.

Вторая установка 201 согласно изобретению отображена на фиг. 2. Установка 201 отличается от первой установки 11 тем, что она дополнительно включает вспомогательную турбину 203 расширения и вспомогательный компрессор 205, сопряженный с турбиной 203. В первом варианте осуществления изобретения вспомогательный компрессор 205 помещен между первым компрессором 31 и вторым компрессором 43.

Второй способ по изобретению осуществляется на второй установке 201.

В отличие от первого способа по изобретению, исходный поток 13 природного газа разделяют на первый исходный поток 207 и второй исходный поток 209.

Мольная скорость протекания первого исходного потока 207 предпочтительно выше мольной скорости протекания второго исходного потока 209.

Далее, первый исходный поток 207 вводят в первый теплообменник 25 с тем, чтобы он охлаждался и частично конденсировался там, а также образовывал охлажденный поток 113 природного газа, подаваемый в первый сосуд 27 сепаратора.

Второй исходный поток 209 вводят во вспомогательную турбину 203 расширения с целью расширения в ней до достижения давления, близкого к рабочему давлению колонны 35, и образования вспомогательного потока 211 флегмы. После этого вспомогательный поток 211 флегмы вводят в первый верхний теплообменник 33 с тем, чтобы он охлаждался и частично конденсировался в нем, а затем подают в клапан 213 расширения для получения расширенного вспомогательного потока 215 флегмы.

Затем поток 215 вводят в колонну 35 выделения на верхнем уровне N10, расположенном между уровнем N3 и уровнем N4.

В примере, проиллюстрированном на фиг. 2, верхний поток 217, выходящий из первого компрессора 31, вводят на выходе потока из первого компрессора 31 во вспомогательный компрессор 205 с тем, чтобы поток сжимался при промежуточном давлении перед объединением с потоком, направляемым во второй компрессор 43.

Значения давлений, температур и скоростей потока в случае, когда степень извлечения этана равна 85,00%, приведены в таблице ниже.

Применение второго способа по изобретению приводит к получению результата, аналогичного достигаемому в случае использования первого способа, за счет синергии, наблюдаемой при установлении определенного теплообменного взаимодействия кубового потока 165 повторного кипячения с исходным потоком 13 природного газа, в комбинации с наличием рециркуляционного потока 152, введенного в определенное теплообменное взаимодействие с по меньшей мере одной частью верхнего потока 131.

Таким образом, потребление мощности при осуществлении способа в случае использования установки 201 равно 37588 кВт, т.е. что на 16% выгоднее, по сравнению с установкой существующего уровня техники.

В альтернативном варианте фиг. 2 вспомогательный компрессор 205 (в виде пунктирных линий) установлен ниже по технологическому потоку от компрессора 43 в целях сжатия рециркуляционного потока 152 перед ведением его в первый теплообменник 25.

За исключением этого, данная установка и данный способ аналогичны тому, что представлено на фиг. 2.

Третья установка 221 согласно изобретению изображена на фиг. 3. В отличие от установки 11, проиллюстрированной на фиг. 1, установка 221 включает второй сосуд 223 сепаратора, размещенный ниже по технологическому потоку от первого сосуда сепаратора, предназначенный для сбора жидкой фазы 117, вытекающей из первого сосуда 27 сепаратора.

Третий способ согласно изобретению применяется с использованием установки 221. Указанный третий способ отличается от первого способа согласно изобретению тем, что жидкую фазу 117 расширяют в клапане 225 статического расширения. Данное расширение выполняют до достижения давления выше рабочего давления колонны 35.

Затем жидкую фазу расширяют и вводят в расположенный выше по технологическому потоку сосуд 223 сепаратора.

Жидкая фракция 227 выделяется в нижней части сосуда 223 и расширяется в клапане 229 с целью образования расширенной фракции 231. Расширенная фракция 231 вводят в колонну 35 выделения на уровне N1.

Газовую фракцию 233 собирают в верхней части второго расположенного выше по технологическому потоку сосуда 223 сепаратора. Указанную фракцию 233 направляют в верхний теплообменник 33 для охлаждения в нем перед расширением в клапане 135 расширения с целью получения расширенной фракции 237.

Расширенную фракцию 237 вводят в колонну 35 выделения на промежуточном уровне N11, расположенном между уровнем N2 и уровнем N3.

Значения давлений, температур и скоростей потока в случае, когда степень извлечения этана равна 84,99%, приведены в таблице ниже:

Способ, осуществляемый в третьей установке 221 согласно изобретению, приводит к общему количеству мощности, потребляемой компрессорами, равному 35960 кВт, что на 19,7% выгоднее, по сравнению со способом существующего уровня техники.

Кроме того, он позволяет дополнительно увеличивать выход на 3,9% по сравнению с первым способом согласно изобретению.

В альтернативном варианте третьего способа жидкую фазу 117, полученную в нижней части первого сосуда 27 сепаратора, вводят в первый теплообменник 25 для нагрева перед подачей в клапан 225.

Смесь расширяют в клапане 225 перед разделением во втором расположенном выше по технологическому потоку сосуде 223 сепаратора.

Четвертая установка 241 согласно изобретению отображена на фиг. 4. В отличие от первой установки И, поток 171, выходящий из колонны 35 выделения, пропускают в первый теплообменник 25 для нагревания в нем перед введением в колонну 61 фракционирования.

С учетом вышесказанного, в четвертом способе по изобретению применяют нагрев упомянутого кубового потока 171 после его пропускания в насос 47.

При степени извлечения этана, равной 85,00%, общее потребление составляет 34201 кВт, что обеспечивает выгоду 23,6% по сравнению с установкой существующего уровня техники. Кроме того, увеличение выхода составляет 8,6% относительно первого способа согласно изобретению.

Значения давлений, температур и скоростей потока в случае, когда степень извлечения этана равна 85,00%, приведены в таблице ниже:

Пятая установка 251 по изобретению показана на фиг. 5. Данная установка предназначена для осуществления пятого способа по изобретению.

В отличие от первого способа по изобретению, обводной поток 253 отбирают в рециркуляционном потоке 152, предпочтительно ниже по ходу потока от первого теплообменника 25 и выше по ходу потока от второго теплообменника 33 для повторного введения в поток, расположенный ниже по технологическому потоку после первой турбины 29 динамического расширения.

Скорость протекания обводного потока 253 равна, например, 47% от суммарной мольной скорости протекания рециркуляционного потока 152, отбираемого из обработанного потока.

За исключением этого, пятый способ по изобретению осуществляют аналогично четвертому способу по изобретению.

В примере, показанном на фиг. 5, обводной поток 253 смешивают с потоком 121 питания перед тем, как его вводят в турбину 29.

В альтернативном варианте, показанном пунктирными линиями, пятая установка 251 дополнительно включает вторичную турбину 255 динамического расширения, сопряженную со вторичным компрессором 257. В таком случае вторичный рециркуляционный поток 258 отбирают в рециркуляционном потоке 152 перед его введением в первый теплообменник 25.

Вторичный рециркуляционный поток 258 вводят во вторичную турбину 255 расширения с целью формирования расширенного вторичного рециркуляционного потока 261, который повторно вводят в частично нагретый верхний поток 139, выходящий из первого верхнего теплообменника 33.

Кроме того, вторичный верхний поток 263 отбирают в нагретом верхнем потоке 140, выходящем из первого теплообменника 25, для подачи во вторичный компрессор 257 и получения сжатого вторичного верхнего потока 265.

Затем указанный поток 265 повторно вводят в сжатый верхний поток, находящийся при промежуточном давлении и выходящий из первого компрессора 31, выше по технологическому потоку от второго компрессора 43.

Выигрыш в мощности, достигаемый относительно способа существующего уровня техники, составляет в данном случае порядка 15,4%, при общем количестве потребляемой мощности, равном 37851 кВт.

Значения давлений, температур и скоростей потока в случае, когда степень извлечения этана равна 85,00%, приведены в таблице ниже:

Шестая установка 271 по изобретению показана на фиг. 6. Данная установка 271 предназначена для устранения узких мест установки, проиллюстрированной в патенте США 7458232 и изначально включающей в себя первый расположенный выше по технологическому потоку теплообменник 25, первый сосуд 27 сепаратора, колонну 35 выделения, первый верхний теплообменник 33 и колонну фракционирования 61, оснащенную верхним конденсатором 63.

В отличие от первой установки 11 по изобретению, установка 271 дополнительно включает второй расположенный выше по технологическому потоку теплообменник 273 и третий расположенный выше по технологическому потоку теплообменник 275, предназначенные для размещения параллельно с первым расположенным выше по технологическому потоку теплообменником 25.

Установка 271 дополнительно включает вспомогательный компрессор 277, предназначенный для сжатия рециркуляционного потока 152, и вспомогательный холодильник 279, предназначенный для охлаждения сжатого рециркуляционного потока.

Кроме того, шестая установка 271 включает второй верхний теплообменник 281, предназначенный для размещения параллельно первому верхнему теплообменнику 33, с целью введения по меньшей мере одной части верхнего потока 131 в теплообменное взаимодействие с по меньшей мере одной частью рециркуляционного потока 152.

Шестой способ по изобретению осуществляют на шестой установке 271. В указанном способе исходный поток 13 природного газа разделяют на первый исходный поток 207, вводимый в первый расположенный выше по технологическому потоку теплообменник 25, и второй исходный поток 209, вводимый во второй расположенный выше по технологическому потоку теплообменник 273.

Затем первый исходный поток 207 охлаждают в первом расположенном выше по технологическому потоку теплообменнике 25 с целью получения первого охлажденного исходного потока 281 А. Таким же образом второй исходный поток 209 охлаждают во втором расположенном выше по технологическому потоку теплообменнике 273 с целью получения второго охлажденного исходного потока 283. Потоки 281А и 283 смешивают для формирования охлажденного потока 113, предназначенного для введения в первый расположенный выше по технологическому потоку сосуд 27 сепаратора.

Боковые потоки 161,163 повторного кипячения вводят в первый теплообменник 25 с целью нагрева.

В отличие от первого способа по изобретению, кубовый поток 165 повторного кипячения вводят во второй расположенный выше по технологическому потоку теплообменник 273 для нагрева в нем путем теплообмена со вторым исходным потоком 209.

К тому же, в отличие от первого способа по изобретению, верхний поток 131, выходящий из колонны 35 выделения, прежде всего разделяют на первую часть 285 верхнего потока и вторую часть 287 верхнего потока.

Первую часть 285 вводят в первый верхний теплообменник 33 для нагревания в нем путем теплообмена с потоком 123 флегмы, с одной стороны, и со вторичным потоком 192 флегмы, с другой стороны.

Вторую часть 287 вводят во второй верхний теплообменник 281.

Отношение мольной скорости протекания потока первой части 285 к скорости второй части 287 составляет, например, от 0 до 20.

Затем фракции, извлекаемые на выходе теплообменников 33, 281, смешивают снова перед разделением вновь на первую часть 289 нагретого верхнего потока и вторую часть 291 нагретого верхнего потока.

Первую часть 289 вводят в первый расположенный выше по технологическому потоку теплообменник 25 для нагревания в нем путем теплообмена с первым исходным потоком 207, одновременно с боковыми потоками 161 и 163 повторного кипячения.

Вторую часть 291 вводят в третий расположенный выше по технологическому потоку теплообменник 275 для нагревания в нем.

После этого нагретые части 289 и 291 объединяют вместе с целью образования нагретого верхнего потока 140, а затем их подают в первый компрессор 31.

В отличие от первого способа по изобретению, рециркуляционный поток 152 отбирают в нагретом верхнем потоке 140 выше по технологическому потоку от первого компрессора 31.

Отношение мольной скорости протекания рециркуляционного потока 152 к мольной скорости протекания верхнего потока 131, выходящего из колонны 35, составляет, например, от 0% до 25%.

После этого рециркуляционный поток 152 сжимают во вспомогательном компрессоре 277 до достижения давления, например, выше 50 бар, а затем охлаждают в холодильнике 279 с целью образования охлажденного сжатого рециркуляционного потока 293.

После этого поток 293 последовательно вводят в третий расположенный выше по технологическому потоку теплообменник 275, а затем во второй верхний теплообменник 281 для охлаждения в нем перед расширением в клапане 295 расширения и формирования охлажденного расширенного рециркуляционного потока 297.

Затем поток 297 вводят в колонну 35 выделения на том же уровне, что и вторичный поток 194 флегмы.

Таким образом, в первом расположенном выше по технологическому потоку теплообменнике 25, изначально имеющемся на установке, часть 207 исходного потока 13 природного газа, боковые потоки 161, 163 повторного кипячения и часть 289 верхнего потока вводят в определенное теплообменное взаимодействие.

Во втором расположенном выше по технологическому потоку теплообменнике 273 в определенное теплообменное взаимодействие вводят вторую часть 209 исходного потока 13 природного газа и кубовый поток 165 повторного кипячения. В третьем расположенном выше по технологическому потоку теплообменнике 275 в определенное теплообменное взаимодействие вводят вторую часть 291 верхнего потока 131 и рециркуляционный поток 152.

Кроме того, установка 271 по изобретению не требует обязательного использования многопоточных теплообменников. Таким образом, можно использовать только теплообменники с трубами и кожухом.

В дополнение к этому, в верхней части колонны 35 поток флегмы 123, первую часть верхнего потока 285 и вторичный поток 192 флегмы вводят в теплообменное взаимодействие в первом верхнем теплообменнике 33. Во втором верхнем теплообменнике 281 вводят в теплообменное взаимодействие вторую часть 287 верхнего потока 131 и охлажденный сжатый рециркуляционный поток 233.

Установка 271, как проиллюстрировано на фиг. 6, предоставляет возможность создания условий для увеличения сырьевого потока на величину от 0% до 15%, а более предпочтительно по меньшей мере на 10%, путем ограничения до минимума необходимого увеличения мощности сжатия.

Значения давлений, температур и скоростей потока в случае, когда степень извлечения этана равна 85,00%, приведены в таблице ниже:

В примере, проиллюстрированном на фигурах, обогащенный этаном поток 19 отбирают непосредственно в колонне 61 фракционирования, предпочтительно на верхнем уровне Р2 колонны 61, как описано выше.

Кроме того, фракция 17 С3+-углеводородов образуется непосредственно нижним потоком 181 колонны 61.

В альтернативном варианте (не показан) С2+-углеводороды извлекают из колонны 61 фракционирования в составе нижнего потока 181 одновременно с С3+-углеводородами. Затем нижний поток 181 вводят в следующую ниже по технологическому потоку колонну фракционирования.

Обогащенную этаном фракцию 19, подобно фракции 17 С3+-углеводородов, затем получают в размещенной ниже по технологическому потоку колонне фракционирования.

1. Способ одновременного получения обработанного природного газа (15), фракции (17), обогащенной С3+-углеводородами, и по меньшей мере в некоторых условиях получения обогащенного этаном потока (19) из исходного потока (13) природного газа, содержащего метан, этан и С3+-углеводороды, где указанный способ включает следующие стадии:

- исходный поток (13) природного газа охлаждают и частично конденсируют в по меньшей мере одном первом расположенном выше по технологическому потоку теплообменнике (25) с целью получения охлажденного исходного потока (113);

- охлажденный исходный газовый поток (113) разделяют на жидкий поток (117) и газовый поток (115);

- жидкий поток (117) расширяют и поток, образовавшийся из жидкого потока (117), вводят в колонну (35) выделения С2+-углеводородов на первом промежуточном уровне (N1);

- из газового потока (115) формируют поток (121) питания турбины;

- расширяют поток питания (121) в турбине (29) динамического расширения и вводят его в колонну (35) выделения на втором промежуточном уровне (N2);

- по меньшей мере одну часть верхнего потока (131) колонны (35) выделения выделяют и сжимают с целью получения природного газа (15), а также извлекают нижний поток колонны (35) выделения с целью получения жидкого потока (171), обогащенного С2+-углеводородами;

- жидкий поток (171) вводят на уровне (Р1) питания колонны (61) фракционирования, снабженной верхним конденсатором (63), при этом в упомянутых условиях из потока, выходящего из колонны (61) фракционирования, вырабатывается обогащенный этаном поток (19), при этом колонна (61) фракционирования вырабатывает нижний поток (181), предназначенный для формирования, по меньшей мере частично, фракции С3+-углеводородов;

- первичный поток (190) флегмы, полученный в верхнем конденсаторе (63), вводят в колонну (61) фракционирования;

- из верхнего конденсатора (63) получают вторичный поток (192) флегмы, и вторичный поток (192) флегмы вводят в верхнюю часть колонны (35) выделения,

причем описываемый способ отличается тем, что он включает следующие стадии:

- из верхнего потока (131, 140, 141), выходящего из колонны (35) выделения, отбирают рециркуляционный поток (152);

- устанавливают определенное теплообменное взаимодействие между рециркуляционным потоком (152) и по меньшей мере одной частью верхнего потока (131), выходящего из колонны (35) выделения;

- после расширения охлажденный и расширенный рециркуляционный поток повторно вводят в колонну (35) выделения;

при этом описываемый способ включает отбор в кубе колонны (35) выделения по меньшей мере одного кубового потока (165) повторного кипячения и обеспечение определенного теплообменного взаимодействия между кубовым потоком повторного кипячения и по меньшей мере одной частью исходного природного газа (13) или/и рециркуляционным потоком (152), при этом осуществление повторного кипячения кубовой жидкости обеспечивается за счет калорий, поглощаемых из исходного потока (13) природного газа или/и рециркуляционного потока (152).

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что по меньшей мере одну часть верхнего потока (131) колонны (35) выделения и рециркуляционный поток (152) вводят в определенное теплообменное взаимодействие с исходным потоком (13) природного газа и кубовым потоком (165) повторного кипячения.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что рециркуляционный поток (154), выходящий из первого расположенного выше по технологическому потоку теплообменника (25), вторичный поток (192) флегмы, выходящий из верхнего конденсатора (63), и верхний поток (131), выходящий из колонны (35) выделения, вводят в определенное теплообменное взаимодействие в первом верхнем теплообменнике (33).

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что по меньшей мере один боковой поток (161, 163) повторного кипячения отбирают выше кубового потока (165) повторного кипячения, при этом указанный или каждый боковой поток (161, 163) повторного кипячения вводится в определенное теплообменное взаимодействие с по меньшей мере одной частью исходного потока (13) природного газа.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что обогащенный этаном поток (19) отводят с промежуточного уровня колонны (61) фракционирования, расположенного выше уровня подачи колонны (61) и ниже верхнего уровня колонны (61) фракционирования.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что он включает следующие стадии:

- исходный поток (13) природного газа разделяют на первый исходный поток (207) и второй исходный поток (209);

- первый исходный поток (207) подают в первый расположенный выше по технологическому потоку теплообменник (25);

- по меньшей мере одну часть второго исходного потока (209) вводят во вспомогательную турбину (203) динамического расширения для получения вспомогательного потока (215) флегмы из выходного потока, вытекающего из вспомогательной турбины (203);

- вспомогательный поток (215) флегмы подают в колонну (35) выделения.

7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что по меньшей мере одну часть рециркуляционного потока (152) сжимают во вспомогательном компрессоре (205), сопряженном со вспомогательной турбиной (203).

8. Способ по п. 6, отличающийся тем, что по меньшей мере одну часть верхнего потока сжимают во вспомогательном компрессоре (205), сопряженном со вспомогательной турбиной (203), предпочтительно между первым компрессором (31), сопряженным с первой турбиной (29), и вторым компрессором (43).

9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что он включает отбор обводного потока (253) из рециркуляционного потока (152), при этом обводной поток (253) повторно вводят в поток, расположенный выше по технологическому потоку от первой турбины (29) динамического расширения.

10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что жидкий поток (117), выходящий из первого расположенного выше по технологическому потоку сосуда (27) сепаратора, расширяют и вводят во второй расположенный выше по технологическому потоку сосуд (223) сепаратора с целью получения жидкой фракции (227) и газовой фракции (233),

жидкую фракцию (227) после расширения вводят на первом промежуточном уровне (N1) колонны (35) выделения, газовую фракцию (233) вводят на верхнем уровне (N11) колонны (35) выделения, расположенном выше промежуточного уровня (N1),

жидкий поток (117), выходящий из первого расположенного выше по технологическому потоку сосуда (25) сепаратора, предпочтительно вводят в определенное теплообменное взаимодействие с исходным потоком (13) природного газа с целью нагревания перед введением во второй расположенный выше по технологическому потоку сосуд (223) сепаратора.

11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что он включает установление теплообмена между нижним потоком (171), выходящим из колонны (35) выделения, и исходным потоком (13) природного газа и кубовым потоком (165) повторного кипячения в первом расположенном выше по технологическому потоку теплообменнике (25) перед его подачей в колонну (61) фракционирования.

12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что газовый поток (115), выходящий из первого сосуда (27) сепаратора, разделяют на поток (121) питания и поток (123) флегмы, причем поток (121) питания предназначен для питания турбины (29) динамического расширения, и поток (123) флегмы после охлаждения, частичной или полной конденсации и расширения в клапане вводят в колонну (35) выделения.

13. Установка (11; 201; 221; 241; 251; 271) для одновременного получения обработанного природного газа (15), фракции (17), обогащенной С3+-углеводородами, и, в некоторых условиях получения, обогащенного этаном потока (19), из исходного потока (13) природного газа, содержащего метан, этан и С3+-углеводороды, включающая:

- узел охлаждения и частичного конденсирования исходного потока (13) природного газа, содержащий по меньшей мере один первый расположенный выше по технологическому потоку теплообменник (25), для образования охлажденного исходного потока (113);

- узел разделения охлажденного исходного потока (113) на жидкий поток (117) и газовый поток (115);

- колонну (35) выделения С2+-углеводородов;

- узел расширения жидкого потока (117) и введения потока, образующегося из жидкого потока (117), в колонну (35) выделения на первом промежуточном уровне (N1);

- узел формирования из газового потока (115) потока (121) для осуществления питания турбины;

- узел расширения потока (121) питания, включающий турбину (29) динамического расширения, и узел подачи расширенного потока питания в колонну (35) выделения на втором промежуточном уровне (N2);

- узел выделения и сжатия по меньшей мере одной части верхнего потока (131) колонны (35) выделения с целью получения природного газа (15) и узел выделения нижнего потока колонны (35) выделения с целью получения жидкого потока (171), обогащенного С2+-углеводородами;

- колонну (61) фракционирования, снабженную верхним конденсатором (63),

- узел подачи жидкого потока на уровне (Р1) питания колонны (61) фракционирования, причем в указанных условиях из потока, выходящего из колонны (61) фракционирования, можно получать обогащенный этаном поток (19), при этом в колонне (61) фракционирования можно вырабатывать нижний поток (181), предназначенный для получения, по меньшей мере частично, фракции (17) С3+-углеводородов;

- узел подачи первичного потока (190) флегмы, полученного в верхнем конденсаторе (63), в колонну (61) фракционирования;

- узел получения вторичного потока (192) флегмы из верхнего конденсатора (63) и узел подачи вторичного потока (192) флегмы в верхнюю часть колонны (35) выделения,

отличающаяся тем, что описываемая установка включает:

- узел отбора рециркуляционного потока (152) из верхнего потока (131, 140, 141) колонны (35) выделения;

- узел установления теплообмена между рециркуляционным потоком (152) и по меньшей мере одной частью верхнего потока (131), выходящего из колонны (35) выделения;

- узел повторного введения, после расширения (35), рециркуляционного потока (152) в колонну (35) выделения, при этом указанная установка дополнительно включает узел отбора в кубе колонны (35) выделения по меньшей мере одного кубового потока (165) повторного кипячения и узел установления теплообмена между кубовым потоком повторного кипячения и по меньшей мере одной частью исходного природного газа (13) или/и рециркуляционным потоком (152), причем обеспечивается возможность осуществления повторного кипячения за счет калорий, поглощаемых из исходного потока (13) природного газа или/и рециркуляционного потока (152).

14. Установка (11; 201; 221; 241; 251) по п. 13, отличающаяся тем, что она включает первый расположенный выше по технологическому потоку теплообменник (25), при помощи которого можно устанавливать теплообменное взаимодействие между по меньшей мере одной частью исходного потока (13) природного газа, кубовым потоком (165) повторного кипячения, необязательно боковыми потоками (161, 163) повторного кипячения, по меньшей мере одной частью верхнего потока (131) и рециркуляционным потоком (152).

15. Установка (271) по п. 13, отличающаяся тем, что она включает первый расположенный выше по технологическому потоку теплообменник (25), способный обеспечивать теплообмен между первой частью исходного потока (13) природного газа и по меньшей мере одной частью верхнего потока (131); второй расположенный выше по технологическому потоку теплообменник (273), отличный от первого расположенного выше по технологическому потоку теплообменника (25), способный обеспечивать теплообмен между второй частью исходного потока (13) газа и кубовым потоком (165) повторного кипячения, вытекающим из колонны (35) выделения, и третий расположенный выше по технологическому потоку теплообменник (275), отличный от первого расположенного выше по технологическому потоку теплообменника (25) и второго расположенного выше по технологическому потоку теплообменника (273), причем третий расположенный выше по технологическому потоку теплообменник (275) способен обеспечивать теплообмен между по меньшей мере одной частью рециркуляционного потока (152) и по меньшей мере одной частью верхнего потока (131), при этом установка (271) предпочтительно включает вспомогательный компрессор (277), с помощью которого можно сжимать часть рециркуляционного потока (152), предназначенного для введения в третий расположенный выше по технологическому потоку теплообменник (275).



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Способ подготовки попутного нефтяного газа включает компримирование газа путем сжатия и охлаждения компрессата хладагентом в условиях дефлегмации и стабилизации флегмы за счет нагрева компрессатом с получением подготовленного газа и конденсата.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Способ переработки попутного нефтяного газа включает компримирование газа путем сжатия и охлаждения компрессата в условиях дефлегмации и стабилизации флегмы с получением сжатого газа и жидкого продукта.

Изобретение относится к способу и устройству для удаления азота из криогенной углеводородной композиции. По меньшей мере первую часть криогенной углеводородной композиции подают в колонну десорбции азота.

Изобретение относится к способу и устройству для удаления азота из криогенной углеводородной композиции. По меньшей мере первая порция криогенной углеводородной композиции подается в колонну отпаривания азота в виде первого потока сырья для колонны отпаривания азота.

Изобретение относится к способам и устройству для извлечения потока сжиженного природного газа (СПГ) из потока углеводородсодержащего исходного газа с использованием единственного замкнутого цикла со смешанным хладагентом.

Изобретение относится к способу удаления тяжелых углеводородов из исходного потока природного газа. Способ включает стадии: охлаждение исходного потока природного газа; введение охлажденного исходного потока природного газа в систему разделения газ-жидкость и разделение охлажденного исходного потока природного газа на паровой поток природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и на поток жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами; нагревание парового потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами; пропускание по меньшей мере части парового потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, через один или несколько слоев адсорбционной системы для адсорбирования из него тяжелых углеводородов с получением таким образом потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами; и охлаждение по меньшей мере части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, с получением охлажденного потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами.

Изобретение относится к способам подготовки углеводородных газов. Способ подготовки попутного нефтяного газа включает низкотемпературную сепарацию газа за счет его последовательного охлаждения подготовленным газом и сторонним хладоагентом с конденсацией флегмы.

Изобретение относится к криогенной технике, а именно к способам и устройствам получения компонентов газовых смесей методом ректификации. Способ низкотемпературного разделения газовой смеси заключается в том, что в колонну подают охлажденную разделяемую газовую смесь, подводят тепло к жидкой фракции высококипящего компонента разделяемой газовой смеси в кубе колонны от испарителя и электронагревателя, отводят тепло от разделяемой газовой смеси хладагентом в конденсаторе с образованием флегмы и газообразной фракции низкокипящего компонента и осуществляют контроль температуры по высоте колонны.

Изобретение относится к области технологии разделения стабильных изотопов азота 14N и 15N. Способ концентрирования изотопов азота включает проведение противоточного массообменного процесса с использованием молекулярного азота в качестве рабочего вещества, при этом газообразную смесь изотопов азота приводят в контакт с раствором нитрогенильного комплексного соединения переходного металла, способного к термическому отщеплению молекулярного азота и вступающего с ним в реакцию химического изотопного обмена с накоплением 15N в одной из фаз, a 14N - в другой.

Изобретение относится к технологии извлечения ценных компонентов из природного углеводородного газа и может быть использовано на предприятиях газоперерабатывающей промышленности.

Изобретение относится к области переработки природного газа, а именно к способу получения синтез-газа для производства метанола, а также может быть использовано на предприятиях химической и нефтехимической промышленности, производящих метанол.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности, в частности к установке для очистки и осушки газов от серосодержащих соединений, и может быть использовано при подготовке попутного нефтяного газа и природного газа к потреблению.

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 углеводородных газов путем низкотемпературной сепарации и может быть использовано для подготовки попутного нефтяного газа в нефтяной промышленности.

Изобретение относится к способам подготовки углеводородных газов методом низкотемпературной сепарации и может быть использовано для подготовки попутного нефтяного газа в нефтяной промышленности.

Изобретение относится к способу очистки природного газа от примесей диоксида углерода, метанола и воды, при его подготовке к извлечению криогенным методом сжиженного метана, этана и широкой фракции легких углеводородов, и может быть использовано на предприятиях газовой промышленности.

Изобретение относится к способу удаления тяжелых углеводородов из исходного потока природного газа. Способ включает стадии: охлаждение исходного потока природного газа; введение охлажденного исходного потока природного газа в систему разделения газ-жидкость и разделение охлажденного исходного потока природного газа на паровой поток природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, и на поток жидкости, обогащенной тяжелыми углеводородами; нагревание парового потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами; пропускание по меньшей мере части парового потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, через один или несколько слоев адсорбционной системы для адсорбирования из него тяжелых углеводородов с получением таким образом потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами; и охлаждение по меньшей мере части потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами, с получением охлажденного потока природного газа, обедненного тяжелыми углеводородами.

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 технологии и оборудованию для подготовки углеводородных газов и может быть использовано для отбензинивания низконапорного попутного нефтяного газа в нефтяной промышленности.

Изобретение относится к вариантам способа формования гранулы газового гидрата в формующей газовый гидрат установке, включающей в себя генератор, в который подают исходный газообразный материал и воду, и выполненной с возможностью обеспечения реакции исходного газообразного материала с водой при высоком давлении в генераторе, чтобы производить суспензию газового гидрата, и для удаления воды из суспензии газового гидрата, который производят для того, чтобы формовать суспензию газового гидрата в гранулу газового гидрата требуемого размера, причем данный способ включает следующие стадии, на которых в одном из вариантов: подают суспензию газового гидрата в цилиндрическую компрессионную камеру, оборудованную компрессионным плунжером, способным перемещаться и возвращаться в цилиндрической компрессионной камере в направлении оси компрессионной камеры, и перемещают компрессионный плунжер для прикладывания компрессионного действия для выдавливания воды из суспензии газового гидрата и формования гранулы газового гидрата, и минимизируют скорость перемещения компрессионного плунжера в то время, когда вода выдавливается из суспензии газового гидрата так, что соединение между частицами газового гидрата усиливается и сформованная гранула газового гидрата имеет повышенное сопротивление сдвигу.

Изобретение описывает способ получения метана из биомассы, включающий гидропиролиз биомассы в реакторе гидропиролиза, с получением продукта гидропиролиза; отделение угля из продукта гидропиролиза; гидроковерсию продукта гидропиролиза с получением продукта гидроконверсии; выделение из продукта сконденсированной воды и газообразной смеси, содержащей СО2, Н2 и метан; введение первой части газообразной смеси в установку парового реформинга; введение второй части газообразной смеси в реактор метанирования, при этом стадии гидропиролиза и гидроконверсии являются экзотермическими.

Изобретение относится к способу одновременного получения обработанного природного газа, фракции обогащенной С3+ углеводородами и обогащенного этаном потока. Способ характеризуется тем, что включает следующие стадии: отбор рециркуляционного потока в верхнем потоке, выходящем из колонны выделения; установление определенного теплообменного взаимодействия между рециркуляционным потоком и по меньшей мере одной частью верхнего потока, выходящего из колонны выделения; повторное введение, после расширения, охлажденного и расширенного рециркуляционного потока в колонну выделения; отбор в кубе колонны выделения по меньшей мере одного кубового потока повторного кипячения и обеспечение теплообмена между потоком повторного кипячения и по меньшей мере одной частью исходного природного газа илии с рециркуляционным потоком, при этом осуществление повторного кипячения кубовой жидкости обеспечивается за счет калорий, поглощаемых из исходного потока природного газа илии рециркуляционного потока. Изобретение также относится к устройству. Предлагаемое изобретение позволяет снизить энергопотребление. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 6 ил., 9 табл.

Наверх