Способ извлечения фракции с2+ из сырого газа и установка для его осуществления

Группа изобретений относится к газохимической промышленности. Техническим результатом является повышение эффективности предлагаемой технологии за счет упрощения схемы переработки газа и снижения капитальных и энергетических затрат без ухудшения качества получаемой продукции. Предлагаемый способ позволяет извлечь из природного газа товарный газ и фракцию С2+ путем низкотемпературной сепарации, ректификации и теплообмена. Установка для извлечения фракции С2+ из сырого газа содержит колонну-деметанизатор, оснащенную кипятильником и тарелками, пять рекуперативных теплообменников, низкотемпературный сепаратор, три турбокомпрессора, два турбодетандерных агрегата, каждый из которых включает турбодетандер и турбокомпрессор, установленный на одном валу с турбодетандером, дроссель, аппарат воздушного охлаждения, секцию пропанового охлаждения и соединительные трубопроводы. 2 н.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл.

 

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2. Установка для извлечения фракции С2+ из сырого газа по п. 1, содержащая колонну-деметанизатор, оснащенную кипятильником и тарелками, пять рекуперативных теплообменников, низкотемпературный сепаратор, три турбокомпрессора, два турбодетандерных агрегата, каждый из которых включает турбодетандер и турбокомпрессор, установленный на одном валу с турбодетандером, дроссель, аппарат воздушного охлаждения, секцию пропанового охлаждения и соединительные трубопроводы, при этом трубопровод подачи сырого газа через кипятильник колонны-деметанизатора сообщен по большему подпотоку через первый теплообменник, а по меньшему подпотоку через второй теплообменник объединенным потоком охлажденного сырого газа через последовательно соединенные третий и четвертый теплообменники с сепаратором, который по потоку отсепарированного газа соединен через первый турбодетандерный агрегат с верхней частью колонны-деметанизатора, а по отсепарированной жидкости через дроссель - со средней частью колонны-деметанизатора, выход для жидкости которой предназначен для вывода фракции С2+ с установки, а выход для газа обратным потоком товарного газа через последовательно соединенные пятый, третий и первый теплообменники соединен с первым турбодетандерным агрегатом, который через первый турбокомпрессор соединен по большему потоку через второй турбодетандерный агрегат со вторым турбокомпрессором, выход которого предназначен для вывода товарного газа с установки, а по меньшему потоку - через последовательно соединенные третий турбокомпрессор, аппарат воздушного охлаждения, секцию пропанового охлаждения, пятый теплообменник и второй турбодетандерный агрегат - с верхней частью колонны-деметанизатора, при этом колонна-деметанизатор снабжена выходами для отбора холодных промежуточных фракций с двух тарелок и входами для возврата упомянутых фракций на те же тарелки, причем выход одной из тарелок через четвертый теплообменник, а выход другой тарелки через второй теплообменник соединены с входами соответствующих тарелок колонны-деметанизатора.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу получения продукта метанола, продукта H2 и продукта CO из синтез-газа, содержащего H2 и CO, в частности из отходящего газа производства ацетилена.

Группа изобретений предназначена для отделения примесей от жидкости и могут быть использованы для получения СПГ повышенного качества. Установка содержит подогреватель сырьевого СПГ, компрессор, бак-сепаратор чистого СПГ с трубопроводом отвода отсепарированных паров и ректификационную колонну с патрубком слива кубовой жидкости.

Изобретение раскрывает установку подготовки попутного нефтяного газа, включающую нагреватель и конвертор, оснащенный линией вывода конвертированного газа с рекуперационным устройством, при этом установка оборудована конвертором селективного метанирования попутного нефтяного газа с линией ввода парогазовой смеси и оснащена блоком подготовки воды, соединенным линией подачи подготовленной воды с линией подачи попутного нефтяного газа и оснащенным линиями вывода солевого концентрата, ввода воды и подачи дегазированного водного конденсата из дефлегматора, который установлен на линии ввода парогазовой смеси.

Азот удаляют из криогенной углеводородной композиции. Криогенная углеводородная композиция делится на первую часть и вторую часть, имеющую тот же самый состав и фазу, что и первая часть.

Заявлен способ обратного сжижения богатой метаном фракции, в частности испаренного газа. При этом богатую метаном фракцию сжимают до давления, которое по меньшей мере на 20% превышает критическое давление подлежащей сжатию фракции, сжижают и переохлаждают.

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 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 газовой промышленности, в частности к подготовке природного газа и извлечению нестабильного углеводородного конденсата из пластового газа, и может быть использовано на газоконденсатных месторождениях, расположенных в зоне многолетнемерзлых грунтов. Установка абсорбционной подготовки природного газа содержит абсорбер, первый, второй и третий сепараторы, первый, второй, третий и четвертый теплообменники, первый, второй и третий трехфазные разделители, аппарат воздушного охлаждения газа первичной сепарации, узел подачи метанола, охладитель газа, печь с теплообменной поверхностью и сборную емкость дегазации, имеющую выход, подключенный к трубопроводу отвода товарного жидкого углеводородного продукта. В качестве абсорбента в абсорбере используется жидкий углеводородный продукт, полученный из жидкой углеводородной фазы, отводимой из первого сепаратора. Получение абсорбента происходит путем последовательного отделения газа от упомянутого жидкого углеводородного продукта в первом трехфазном разделителе, втором трехфазном разделителе, третьем трехфазном разделителе и третьем сепараторе с промежуточным нагревом в печи. Газ из абсорбера проходит через четвертый и первый теплообменники и поступает в трубопровод отвода товарного газа. Техническим результатом является повышение качества подготовки природного газа. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к подготовке природного газа и извлечению нестабильного углеводородного конденсата из пластового газа, и может быть использовано на газоконденсатных месторождениях, расположенных в зоне многолетнемерзлых грунтов. Установка подготовки природного газа содержит абсорбер, первый, второй и третий сепараторы, первый, второй, третий и четвертый теплообменники, первый, второй и третий трехфазные разделители, к каждому из которых подключен трубопровод отвода водометанольной фазы, аппарат воздушного охлаждения газа первичной сепарации, узел подачи метанола, охладитель газа, ректификационную колонну, печь с теплообменной поверхностью и сборную емкость дегазации, имеющую первый выход, подключенный к трубопроводу отвода товарного жидкого углеводородного продукта. В качестве абсорбента в абсорбере используется жидкий углеводородный продукт, полученный из жидкой углеводородной фазы, отводимой из первого сепаратора. Получение абсорбента происходит путем последовательного отделения газа в первом трехфазном разделителе, втором трехфазном разделителе, третьем трехфазном разделителе и ректификации в ректификационной колонне. Газ из абсорбера проходит через четвертый и первый теплообменники и поступает в трубопровод отвода товарного газа. Техническим результатом является повышение качества подготовки природного газа. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к газоперерабатывающей промышленности и может использоваться при переработке газа для извлечения сжиженных углеводородных газов из природного газа магистральных газопроводов. Поток природного газа последовательно охлаждают и направляют на первую ступень низкотемпературной сепарации, затем отсепарированный на первой ступени газ расширяют в турбодетандере и направляют на вторую ступень низкотемпературной сепарации. Жидкую углеводородную фракцию, полученную на первой ступени сепарации, после дросселирования также направляют на вторую ступень сепарации. Отсепарированный газовый поток метан-этановой фракции направляют обратным потоком на охлаждение природного газа. Полученный жидкостной поток подают в верхнюю часть колонны-деэтанизатора, откуда отбирают газовый поток метан-этановой фракции и после дросселирования объединяют с обратным газовым потоком метан-этановой фракции, полученной на второй ступени сепарации, затем объединенный поток метан-этанового газа, после рекуперации его холода, дополнительно охлаждают и выводят с установки в качестве товарного газа. Жидкую фракцию С3+, полученную в колонне-деэтанизаторе, после дросселирования направляют в среднюю часть колонны-депропанизатора, откуда газовый поток пропановой фракции направляют на дефлегмацию, после чего полученную жидкую пропановую фракцию делят на два потока, меньший из которых подают в верхнюю часть колонны-депропанизатора в качестве орошения, а больший выводят с установки. Жидкий поток фракции С4+ с низа колонны-депропанизатора после дросселирования направляют в среднюю часть колонны-дебутанизатора, с верха которой газовый поток бутановой фракции направляют на дефлегмацию. После чего полученную жидкую бутановую фракцию делят на два потока, меньший из которых подают в верхнюю часть колонны-дебутанизатора в качестве орошения, больший охлаждают и выводят с установки, а поток жидкой фракции С5+ с низа колонны-дебутанизатора после охлаждения выводят с установки. Установка содержит два рекуперативных теплообменника, два низкотемпературных сепаратора, колонну-деэтанизатор, колонну-депропанизатор, оснащенную дефлегматором, включающим третий рекуперативный теплообменник и сепаратор, колонну-дебутанизатор, оснащенную дефлегматором, включающим водяной холодильник и сепаратор, три насоса, три аппарата воздушного охлаждения, турбодетандер, четыре дросселя и соединительные трубопроводы. Техническим результатом является повышение эффективности переработки газа, а также возможность получения отдельно пропановой и бутановой фракций. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области сжижения газов и их смесей и может быть применено для частичного сжижения в каскадных установках на газораспределительных станциях (ГРС) магистральных газопроводов. Отбирают поток природного газа из магистрального газопровода на ГРС, предварительно осушают, очищают и направляют его в многопоточный теплообменник. Затем в испаритель нижнего каскада двухкаскадной холодильной машины, где природный газ охлаждается до температуры начала его конденсации и, по крайней мере, частично конденсируется. В нижнем и верхнем каскадах холодильной машины циркулируют хладагент нижнего каскада и хладагент верхнего каскада, которые представляют собой чистый химический компонент или азеотропную смесь, кипящую при постоянной температуре в испарителе нижнего каскада и верхнего каскада соответственно. После испарителя нижнего каскада природный газ расширяют в расширительном устройстве, а затем подают в сборник-сепаратор. Его разделяют на поток сжиженного природного газа, отводимого в качестве товарного продукта, и обратный поток несжиженного природного газа. Обратный поток подают в многопоточный теплообменник в качестве среды, охлаждающей природный газ, после чего отводят в распределительный газопровод на ГРС. Часть паров хладагента нижнего каскада, отгоняемых из испарителя нижнего каскада, направляется для предварительного охлаждения природного газа в многопоточный теплообменник. Природный газ на выходе из испарителя нижнего каскада имеет температуру, равную сумме температуры кипения хладагента и температурной недорекуперации в испарителе нижнего каскада. При увеличении расхода газа через ГРС в холодный период года увеличивают величину расхода природного газа, поступающего на сжижение, относительно величины расхода, обеспечивающего максимально достижимый коэффициент сжижения природного газа. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к области сжижения газов и их смесей и может быть применено для частичного сжижения в каскадных установках на газораспределительных станциях (ГРС) магистральных газопроводов. Отбирают поток природного газа из магистрального газопровода на ГРС, предварительно осушают, очищают и направляют его в многопоточный теплообменник. Затем в испаритель нижнего каскада двухкаскадной холодильной машины, где природный газ охлаждается до температуры начала его конденсации и, по крайней мере, частично конденсируется. В нижнем и верхнем каскадах холодильной машины циркулируют хладагент нижнего каскада и хладагент верхнего каскада, которые представляют собой чистый химический компонент или азеотропную смесь, кипящую при постоянной температуре в испарителе нижнего каскада и верхнего каскада соответственно. После испарителя нижнего каскада природный газ расширяют в расширительном устройстве, а затем подают в сборник-сепаратор. Его разделяют на поток сжиженного природного газа, отводимого в качестве товарного продукта, и обратный поток несжиженного природного газа. Обратный поток подают в многопоточный теплообменник в качестве среды, охлаждающей природный газ, после чего отводят в распределительный газопровод на ГРС. Часть паров хладагента нижнего каскада, отгоняемых из испарителя нижнего каскада, направляется для предварительного охлаждения природного газа в многопоточный теплообменник. Природный газ на выходе из испарителя нижнего каскада имеет температуру, равную сумме температуры кипения хладагента и температурной недорекуперации в испарителе нижнего каскада. При увеличении расхода газа через ГРС в холодный период года увеличивают величину расхода природного газа, поступающего на сжижение, относительно величины расхода, обеспечивающего максимально достижимый коэффициент сжижения природного газа. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к подготовке природного газа и извлечению нестабильного углеводородного конденсата из пластового газа, и может быть использовано на газоконденсатных месторождениях, расположенных в зоне многолетнемерзлых грунтов. В способе абсорбционной подготовки природного газа природный газ подвергают первичной сепарации, после чего газ охлаждают и подают на вторичную сепарацию, снова охлаждают и подают на вход абсорбера. В абсорбере газ подвергают абсорбции жидким углеводородным абсорбентом, который получают из отсепарированного после первичного сепаратора жидкого углеводородного потока путем его последовательного трехступенчатого трехфазного разделения с последующей ректификацией и нагревом. После второй ступени трехфазного разделения производят нагрев жидкого углеводородного потока. Газ, отводимый из абсорбера, нагревают и отводят потребителю. Поток жидких углеводородов после вторичной сепарации, поток части жидкой углеводородной фазы после первой ступени трехфазного разделения, поток жидких углеводородов, отводимых из абсорбера, и поток газа, состоящий из смешанных потоков газовой фазы после второй и третьей ступеней трехфазного разделения и потока газов, выделенных после ректификации, подвергают смешению, после чего из полученной смеси отделяют метан-этановую фракцию и отводят упомянутую смесь в виде жидкого углеводородного продукта потребителю. Техническим результатом является повышение качества подготовки природного газа. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к подготовке природного газа и извлечению нестабильного углеводородного конденсата из пластового газа, и может быть использовано на газоконденсатных месторождениях, расположенных в зоне многолетнемерзлых грунтов. В способе абсорбционной подготовки природного газа природный газ подвергают первичной сепарации, после чего его охлаждают и подают на вторичную сепарацию. Отсепарированный при вторичной сепарации газ охлаждают и подают на вход абсорбера, в котором газ подвергают абсорбции жидким углеводородным абсорбентом. Его получают из отсепарированного после первичного сепаратора жидкого углеводородного потока путем его последовательного трехступенчатого трехфазного разделения, а затем его сепарации от остаточных газов и охлаждения. После второй и третьей ступени трехфазного разделения производят нагрев жидкого углеводородного потока. Газ, отводимый из абсорбера, нагревают и отводят потребителю. Поток жидких углеводородов после вторичной сепарации, поток части жидкой углеводородной фазы после первой ступени трехфазного разделения, поток жидких углеводородов, отводимых из абсорбера, и поток газа, состоящий из смешанных потоков газовой фазы после второй и третьей ступени трехфазного разделения и потока газов после сепарации от остаточных газов, подвергают смешению, после чего из полученной смеси отделяют метан-этановую фракцию и отводят ее в виде жидкого углеводородного продукта потребителю. Техническим результатом является повышение качества подготовки природного газа. 6 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к газохимическому комплексу, обеспечивающему переработку природных углеводородных газов различных месторождений, и может быть использовано в газовой промышленности в условиях ее интенсивного развития. Газохимический комплекс включает газоперерабатывающий завод, газохимический завод, завод по производству удобрений и объединяющую заводы друг с другом газотранспортную сеть. На газоперерабатывающем заводе природный углеводородный газ с содержанием этана более 3-4% об. последовательно очищают от примесей и фракционируют на метан, этан и широкую фракцию легких углеводородов. Метан направляют в виде товарного топливного газа потребителям и/или на завод по сжижению природного газа. Этан направляют на установки пиролиза этана газохимического завода с получением этилена и его полимеризацией в полиэтилен. Широкую фракцию легких углеводородов разделяют на пропан, подаваемый на установки дегидрирования пропана газохимического завода с получением пропилена и его полимеризацией в полипропилен, товарные бутан и углеводороды С5 и выше в виде конденсата. Изобретение позволяет высокоэффективно перерабатывать природные углеводородные газы одного или нескольких месторождений с выработкой максимально разнообразного ассортимента конечной продукции. 8 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к газохимической промышленности. Техническим результатом является повышение эффективности предлагаемой технологии за счет упрощения схемы переработки газа и снижения капитальных и энергетических затрат без ухудшения качества получаемой продукции. Предлагаемый способ позволяет извлечь из природного газа товарный газ и фракцию С2+ путем низкотемпературной сепарации, ректификации и теплообмена. Установка для извлечения фракции С2+ из сырого газа содержит колонну-деметанизатор, оснащенную кипятильником и тарелками, пять рекуперативных теплообменников, низкотемпературный сепаратор, три турбокомпрессора, два турбодетандерных агрегата, каждый из которых включает турбодетандер и турбокомпрессор, установленный на одном валу с турбодетандером, дроссель, аппарат воздушного охлаждения, секцию пропанового охлаждения и соединительные трубопроводы. 2 н.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл.

Наверх