СПОСОБ ОБРАБОТКИ ЗАГРУЗОЧНОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ ОБРАБОТАННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА И ФРАКЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ С  И СООТВЕТСТВУЮЩАЯ УСТАНОВКА Российский патент 2014 года по МПК B01D53/00 F25J3/06 C10G5/06 C10L3/10 

Изобретение относится к способу обработки осушенного загрузочного природного газа, из которого был удален углекислый газ, для получения природного газа, предназначенного для сжижения, и фракции углеводородов C₅ ⁺ типа, включающего следующие этапы:

- охлаждение загрузочного природного газа в первом теплообменнике для образования предварительно охлажденного загрузочного потока;

- введение предварительно охлажденного загрузочного потока в первый разделительный резервуар для образования предварительно охлажденного газового потока и в случае необходимости предварительно охлажденного жидкого потока;

- динамическое расширение предварительно охлажденного газового потока в расширительной турбине и введение расширенного потока, выходящего из расширительной турбины, в первую колонну очистки;

- в случае необходимости расширение предварительно охлажденного жидкого потока и введение в первую колонну;

- получение в верхней части первой колонны очищенного верхнего потока природного газа;

- улавливание в нижней части первой колонны нижнего потока сжиженного природного газа;

- введение нижнего потока сжиженного природного газа во вторую колонну для удаления углеводородов C₅ ⁺;

- получение в нижней части второй колонны фракции углеводородов C₅ ⁺;

- получение в верхней части второй колонны верхнего газового потока и введение газового потока из верхней части колонны во второй разделительный резервуар для образования нижнего жидкого потока и верхнего газового потока;

- введение первой части нижнего жидкого потока противотоком во вторую колонну и введение второй части нижнего жидкого потока противотоком в первую колонну;

- впрыскивание по меньшей мере части верхнего газового потока, выходящего из второго разделительного резервуара, в верхний поток очищенного природного газа для образования обработанного природного газа.

Этот способ предназначен для применения в новых установках для обработки природного газа на входе в установку сжижения или для изменения существующих установок для обработки с целью повышения их безопасности.

Более конкретно, этот способ адаптирован для производства природного газа на плавучих платформах по производству, хранению и выгрузке, обозначаемых английским сокращением «FPSO» («Floating Production Storage and Off-loading» - плавучая система нефтедобычи, хранения и выгрузки). Эти FPSO позволяют получать природный газ из глубоководных месторождений, более конкретно, расположенных на дне водных пространств, таких как озера, моря или океаны.

Для облегчения транспортировки природного газа, добытого из месторождения, известен прием его сжижения для уменьшения в объеме и получения возможности его перевозки водным транспортом. Перед сжижением полученный природный газ надо обработать для удаления некоторых соединений.

В частности, содержание двуокиси углерода необходимо снизить до уровня ниже 50·10^-6, содержание воды должно быть минимальным и, как правило, ниже 1·10^-6, а содержание сернистых соединений, таких как меркаптаны, должно быть низким. Более конкретно, концентрацию сероводорода обычно устанавливают на уровне ниже 10·10^-6, а концентрация других сернистых соединений должна быть ниже 30·10^-6.

Для удаления кислых соединений, двуокиси углерода и меркаптанов проводят промывку растворителем, таким как водный раствор аминов. Для удаления воды обычно применяют молекулярные сита.

Кроме того, добытый природный газ обычно содержит небольшое количество тяжелых углеводородных соединений, таких как углеводороды C₅ ⁺, например бензол.

Эти соединения C₅ ⁺ необходимо удалить из природного газа перед сжижением, чтобы не допустить закупорки в основном охладителе установки сжижения газа и в оборудовании, расположенном за ним по потоку.

Известен классический способ такого удаления, например, криогенной перегонкой. Такая перегонка обычно включает этапы охлаждения загрузочного газа в серии охладителей, в которых используется пропановый хладагент, и подачу в первую фракционную колонну.

Затем способ включает перегонку в колонне, обычно работающей под давлением свыше 40 бар, как правило, называемой английским термином «scrub column» («скрубберная колонна»).

После этого верхнюю фракцию колонны частично конденсируют в охладителе, использующем более летучий хладагент, нежели пропан, перед каскадным применением этого способа в серии из трех колонн для получения газовой смеси, богатой C₂, пропана, бутана и фракции углеводородов C₅ ⁺.

Другие способы обработки описаны, например, в документе US 7010937.

Эти способы можно оптимизировать термически для обеспечения полного удаления углеводородов C₅ ⁺ при хорошем энергетическом КПД.

В любом случае эти способы не дают полного удовлетворения, в частности, потому, что их необходимо осуществлять на небольшом пространстве, таком как плавучая морская платформа, и/или в условиях, в которых действуют повышенные требования к безопасности, как, например, в городских зонах.

В этом плане применение углеводородных хладагентов, таких как пропан или бутан, и, в частности, присутствие хранилищ, предоставляющих эти хладагенты, является причиной проблем, связанных с безопасностью, принимая во внимание, более конкретно, их взрывоопасность.

Таким образом, задача изобретения состоит в разработке способа обработки загрузочного природного газа для удаления из него углеводородов C₅ ⁺ ввиду его последующего сжижения, который был бы особенно компактным и надежным, чтобы его можно было осуществлять на плавучей платформе или в условиях окружающей среды, требующих особого внимания.

В этой связи объектом изобретения является способ упомянутого выше типа, который включает следующие этапы:

- подогрев верхнего потока очищенного природного газа, выходящего из первой колонны, в первом теплообменнике теплообменом с загрузочным природным газом;

- расширение нижнего потока сжиженного природного газа, выходящего из первой колонны, перед его введением во вторую колонну;

- сжатие газового потока из верхней части колонны в первом компрессоре и охлаждение перед его введением во второй разделительный резервуар.

Способ по изобретению может включать одну или несколько следующих характеристик, взятых по отдельности или в любой (во всех) технически возможной(ых) комбинации(ях):

- во время этапа динамического расширения предварительно охлажденный газовый поток расширяют до давления выше 35 бар, предпочтительно выше 40 бар, более предпочтительно выше 44 бар;

- давление во второй колоне составляет ниже 25 бар, предпочтительно ниже 20 бар, более предпочтительно ниже 15 бар;

- температура предварительно охлажденного газового потока после прохождения через расширительную турбину превышает температуру отбора верхнего потока очищенного природного газа из верхней части первой колонны;

- способ включает обеспечение теплообмена во втором теплообменнике между второй частью нижнего жидкого потока и нижним потоком сжиженного природного газа, выходящим из первой колонны;

- второй теплообменник является двухпоточным теплообменником;

- способ включает отбор фракции верхнего газового потока, выходящего из второго разделительного резервуара, и введение отобранной фракции во вторую часть нижнего жидкого потока, выходящего из второго разделительного резервуара;

- в третьем теплообменнике обеспечивают теплообмен между верхним газовым потоком, выходящим из второй колонны, после его сжатия в первом компрессоре и нижним потоком сжиженного природного газа, выходящим из первой колонны;

- третий теплообменник является двухпоточным теплообменником;

- способ включает этап отбора вторичного потока из второй части нижнего жидкого потока перед его введением в первую колонну и введение вторичного потока в верхний поток очищенного природного газа, выходящий из первой колонны;

- большую часть предварительно охлажденного газового потока, выходящего из первого разделительного резервуара, подают в турбину динамического расширения;

- число теоретических ступеней в первой колонне составляет меньше 4.

- загрузочный природный газ охлаждают исключительно теплообменом с верхним потоком очищенного природного газа, выходящим из первой колонны, без привнесения холода от внешнего холодильного цикла,

- давление пара потока углеводородов C₅ ⁺ составляет ниже 1 бара, предпочтительно ниже или равно 0,8 бар,

- содержание углеводородов C₄ ^- в потоке, богатом углеводородами C₅ ⁺, составляет ниже 10 молярных %,

- содержание углеводородов C₃ ^- в потоке, богатом углеводородами C₅ ⁺, составляет ниже 1 молярного %,

- давление пара потока углеводородов C₅ ⁺ составляет ниже 1 бара, предпочтительно ниже или равно 0,8 бар, и

- первый теплообменник является двухпоточным теплообменником.

Объектом изобретения также является установка для обработки осушенного загрузочного природного газа, из которого был удален углекислый газ, для получения обработанного природного газа, предназначенного для сжижения, и фракции углеводородов C₅ ⁺, причем эта установка является установкой типа, который включает:

- средства охлаждения загрузочного природного газа для образования предварительно охлажденного загрузочного потока, содержащие первый теплообменник;

- первый разделительный резервуар для образования предварительно охлажденного газового потока и в случае необходимости предварительно охлажденного жидкого потока;

- средства введения предварительно охлажденного загрузочного потока в первый разделительный резервуар;

- турбину динамического расширения предварительно охлажденного газового потока;

- первую колонну очистки;

- средства введения расширенного потока, выходящего из расширительной турбины, в первую колонну;

- в случае необходимости средства расширения и введения в первую колонну предварительно охлажденного жидкого потока;

- средства улавливания в верхней части первой колонны верхнего потока очищенного природного газа;

- средства улавливания в нижней части первой колонны нижнего потока сжиженного природного газа;

- вторую колонну для удаления углеводородов C₅ ⁺;

- средства введения нижнего потока сжиженного природного газа во вторую колонну;

- средства улавливания в нижней части второй колонны фракции углеводородов C₅ ⁺;

- средства улавливания в верхней части второй колонны верхнего газового потока;

- второй разделительный резервуар;

- средства введения газового потока из верхней части колонны во второй разделительный резервуар для образования нижнего жидкого потока и верхнего газового потока;

- средства введения первой части нижнего жидкого потока противотоком во вторую колонну и средства введения второй части нижнего жидкого потока противотоком в первую колонну;

- средства впрыскивания по меньшей мере части верхнего газового потока, выходящего из второго разделительного резервуара, в верхний поток очищенного природного газа для образования потока обработанного природного газа.

Согласно изобретению эта установка содержит:

- средства введения верхнего потока очищенного природного газа, выходящего из первой колонны, в первый теплообменник для подогрева верхнего потока очищенного природного газа, выходящего из первой колонны, в первом теплообменнике теплообменом с загрузочным природным газом;

- средства расширения нижнего потока сжиженного природного газа, выходящего из первой колонны, до его введения во вторую колонну;

- средства сжатия газового потока из верхней части колонны до его введения во второй разделительный резервуар, содержащие первый компрессор.

Установка согласно изобретению может содержать одну или несколько следующих характеристик, взятых по отдельности или в любой (во всех) технически возможной(ых) комбинации(ях):

- установка содержит второй теплообменник, предназначенный для обеспечения теплообмена между нижним потоком сжиженного природного газа, выходящим из первой колонны, и второй частью нижнего жидкого потока, выходящего из второго разделительного резервуара;

- второй теплообменник является двухпоточным теплообменником;

- установка включает средства отбора по меньшей мере части верхнего газового потока, выходящего из второго разделительного резервуара, для его введения при перемешивании во вторую часть нижнего жидкого потока, выходящего из второго разделительного резервуара;

- установка содержит третий теплообменник, предназначенный для обеспечения теплообмена между сжатым верхним газовым потоком, выходящим из второй колонны, и нижним потоком сжиженного природного газа, выходящим из первой колонны;

- третий теплообменник является двухпоточным теплообменником;

- первый теплообменник, предпочтительно второй теплообменник и третий теплообменник, являются теплообменниками кожухотрубного типа и выполнены из стали;

- первая колонна и вторая колонна оснащены структурированной упаковкой;

- первый разделительный резервуар, второй разделительный резервуар и днища первой колонны и второй колонны оснащены направляющими щитками, предупреждающими колебательные движения жидкости.

Изобретение будет более понятным из нижеследующего описания, представленного в качестве неограничивающего примера, со ссылками на прилагаемые чертежи.

На фиг.1 представлена функциональная блок-схема первой установки согласно изобретению для осуществления первого способа согласно изобретению;

на фиг.2 представлена функциональная блок-схема второй установки согласно изобретению для осуществления второго способа согласно изобретению;

на фиг.3 представлена функциональная блок-схема третьей установки согласно изобретению для осуществления третьего способа согласно изобретению.

Ниже в тексте описания одной ссылкой будет обозначен поток, циркулирующий в трубопроводе, и трубопровод, по которому его транспортируют.

Кроме того, если не указано иное, приведенные проценты являются молярными процентами, а давление дано в абсолютных барах.

Первая установка 10 для обработки согласно изобретению представлена на фигуре 1.

Эта установка 10 предназначена для обработки потока загрузочного осушенного природного газа 12, из которого был удален углекислый газ, для удаления из него углеводородов C₅ ⁺. Она позволяет производить обработанный природный газ 14, предназначенный для сжатия и последующего сжижения в блоке сжижения природного газа (не представлен), расположенном на выходе из установки, и фракции 16 углеводородов C₅ ⁺.

Установка 10 (фиг.1) содержит расположенные вниз по потоку первый теплообменник 20, первый разделительный резервуар 22, турбину динамического расширения 24 и первую колонну очистки 26.

Кроме того, установка 10 содержит на выходе из колонны очистки 26 второй теплообменник 28, вторую колонну 30 для улавливания углеводородов C₅ ⁺, оснащенную теплообменником-ребойлером 32.

Установка 10 содержит на выходе из колонны для улавливания 30 нижний теплообменник 34 и верхний теплообменник 36, установленный на выходе из первого компрессора 38.

Установка 10 также содержит второй разделительный резервуар 40, второй компрессор 42, соединенный с турбиной динамического расширения 24, первый задний теплообменник 44, третий компрессор 46 и второй задний теплообменник 48.

Согласно изобретению первая колонна 26 состоит менее чем из шести ступеней, предпочтительно менее чем из четырех теоретических ступеней фракционирования для упрощения ее конструкции. Предпочтительно она состоит из двух теоретических ступеней фракционирования.

Резервуары 22, 40 и днища колонн 26, 30 оснащены направляющими щитками, позволяющими предупредить колебательные движения жидкости.

Кроме того, колонны 26 и 30 предпочтительно оснащены структурированной упаковкой. Структурированная упаковка является, например, упаковкой, предлагаемой компанией Сюльзер (Sulzer) под названием меллапак (Mellapak). Как мы увидим ниже, с учетом обмена тепловой мощностью первый теплообменник 20 и второй теплообменник 28 предпочтительно могут быть выполнены на основе стальных кожухотрубных теплообменников, соответствующих стандартам Ассоциации изготовителей трубчатых теплообменников (ТЕМА). Эти теплообменники очень прочны. КПД теплообмена увеличивается за счет применения труб, оснащенных низкими ребрами.

Ниже приведено описание первого способа обработки согласно изобретению.

В этом примере КПД каждого компрессора составляет 82% (политропный), а КПД каждой турбины составляет 86% (адиабатический).

Загрузочным природным газом 12 в этом примере является осушенный природный газ, из которого был удален углекислый газ, содержащий в молярных процентах 5,00% азота, 86,60% метана, 5,00% этана, 1,50% пропана, 0,50% углеводородов i-C₄, 0,50% углеводородов n-C₄, 0,20% углеводородов i-C₅, 0,20% углеводородов n-C₅, 0,20% углеводородов n-C₆, 0,10% бензола и 0,20% углеводородов n-C₇.

Таким образом, в общем он содержит в молярных процентах от 0% до 15% азота, от 0% до 5% углеводородов C₅ ⁺, которые необходимо удалить, и от 80% до 95% углеводородов C₄ ^-.

Этот осушенный газ 12, из которого был удален углекислый газ, получен из загрузки 50 после пропускания этой загрузки 50 через блок 52 для удаления примесей. Блок 52 обрабатывает загрузку 50, уменьшая содержание углекислого газа до уровня менее 50·10^-6, содержание сероводорода до уровня менее 10·10^-6 и содержание в других сернистых соединениях, таких как меркаптаны, до уровня ниже 30·10^-6.

Для этого удаление кислых соединений, двуокиси углерода, сероводорода, легких меркаптанов проводят, например, промывкой растворителем, таким как водный раствор амина, в блоке 52. Удаление воды проводят, например, с помощью молекулярных сит, присутствующих в блоке 52, которые можно также использовать для абсорбирования меркаптанов.

Так, загрузочный природный газ 12 имеет давление выше 45 бар и, более конкретно, практически равное 60 бар. Он содержит менее 50·10^-6 двуокиси углерода и менее 1·10^-6 воды.

Температура природного газа на входе приближена к температуре окружающей среды и, более конкретно, составляет 35°C.

В этом примере расход природного газа 12 составляет 40000 кмоль/час.

Загрузочный природный газ 12 вводят в первый теплообменник 20 для его охлаждения до температуры ниже 0°C, более конкретно, практически равной -20°C для образования предварительно охлажденного загрузочного потока 54.

Поток 54 вводят в первый разделительный резервуар 22 для образования в верхней части предварительно охлажденного газового потока 56 и в случае необходимости в нижней части предварительно охлажденного жидкого потока 58.

Затем предварительно охлажденный газовый поток 56 вводят в турбину 24 для его динамического расширения до давления, превышающего 35 бар, предпочтительно превышающего 40 бар, более предпочтительно превышающего 44 бар, и образования верхнего потока 60 подачи в колонну. В этом примере давление потока 60 составляет 45 бар, что по существу соответствует давлению в колонне 26.

Поток 60 имеет температуру ниже -25°C и, более конкретно, практически равную -35,4°C. Его вводят в первую фракционную колонну 26 ниже активной зоны фракционирования.

Предварительно охлажденный жидкий поток 58, если таковой присутствует, расширяется при прохождении через первый клапан статического расширения 62 до давления, превышающего 35 бар, предпочтительно превышающего 40 бар, более предпочтительно превышающего 45 бар, для образования нижнего потока 64 подачи в колонну.

Температура нижнего потока 64 подачи в колонну составляет ниже -20°C и практически равна -23°C.

Нижний поток 64 подачи в колонну вводят в первую фракционную колонну 26 ниже верхнего потока 60 подачи в колонну.

Получают верхний поток очищенного природного газа 70, бедный углеводородами C₅ ⁺, и отводят его от верхней части колонны 26. Этот газ 70 имеет температуру ниже -25°C и, более конкретно, равную -36,3°C.

Содержание метана в этом газе 70 составляет выше 85%, а содержание углеводородов C₅ ⁺ составляет ниже 0,1%.

Затем верхний поток очищенного природного газа 70 вводят в первый теплообменник 20, где осуществляется теплообмен с загрузочным природным газом 12. Очищенный газ 70 охлаждает загрузочный природный газ 12 и нагревается до температуры немного ниже температуры окружающей среды и, более конкретно, равной 30°C, образуя таким образом подогретый верхний поток 72.

Так, согласно изобретению загрузочный природный газ 12 охлаждается исключительно за счет теплообмена с верхним потоком очищенного природного газа 70 без необходимости дополнительного привнесения холода от внешнего холодильного цикла. Это позволяет значительно упростить конструкцию установки 10 и осуществление способа.

Колонна 26 производит в нижней части нижний поток сжиженного газа 74, богатый углеводородами C₅ ⁺. Этот сжиженный газ 74 имеет повышенное содержание углеводородов C₅ ⁺, которое соответствует более 90% углеводородов C₅ ⁺, присутствующих в загрузочном природном газе 12. Эту фракцию обычно обозначают названием NGL «Natural Gas Liquid - (сжиженный углеводородный газ)».

Нижний поток сжиженного газа 74, отобранный в нижней части колонны 26, затем расширяют во втором клапане статического расширения 76 до давления ниже 25 бар, предпочтительно ниже 20 бар, более предпочтительно ниже 15 бар, для образования расширенного нижнего потока сжиженного газа 78.

Затем сжиженный газ 78 вводят во второй теплообменник 28 для его подогрева до температуры выше -20°C, предпочтительно практически равной -19°C, и получения подогретого сжиженного газа 80.

Затем подогретый сжиженный природный газ 80 вводят на промежуточном уровне подачи во вторую колонну 30.

Поток, подаваемый на ребойлер 82, отводят из нижней части второй колонны 30 ниже промежуточного уровня подачи и повторно вводят в эту колонну 30 после пропускания через теплообменник-ребойлер 32, в котором он нагревается.

Нижний поток 84 отводят из нижней части второй колонны 30, затем его вводят в нижний теплообменник 34 для образования после нагрева до температуры окружающей среды фракции 16 углеводородов C₅ ⁺.

Эта фракция 16 представляет собой поток, расход которого зависит от содержания углеводородов C₅ ⁺ в загрузочном газе 12. В этом примере этот расход составляет около 29800 кг/час. Давление пара этой фракции составляет ниже 1 бара, предпочтительно ниже 0,8 бар, и содержание углеводородов C₅ ⁺ составляет выше 89 молярных %.

Содержание углеводородов C₄ ^- в молярных процентах во фракции 16 составляет ниже 10%, а содержание углеводородов C₃ ^- в молярных процентах во фракции 16 составляет ниже 1%.

Верхний газовый поток 86 из колонны отводят из верхней части колонны 30. Этот поток 86 сжимают в первом компрессоре 38 до давления, превышающего 40 бар, и, более конкретно, равного 45,7 бар.

Затем этот сжатый поток охлаждают в верхнем теплообменнике 36 теплообменом с хладагентом до температуры около 35°C для образования охлажденного сжатого верхнего потока 88.

После этого поток 88 вводят во второй разделительный резервуар 40. Второй разделительный резервуар 40 производит верхний газовый поток 90, который отводят к третьему клапану статического расширения 92 и который образует после прохождения через клапан 92 расширенный верхний поток 94.

Давление расширенного верхнего потока 94 практически равно давлению в первой фракционной колонне 26 и его расход составляет около 15760 кг/час.

Затем расширенный верхний поток 94 впрыскивают в подогретый верхний поток 72 для образования обработанного природного газа 14.

После этого обработанный природный газ 14 вводят последовательно во второй компрессор 42, во второй задний теплообменник 44, в третий компрессор 46 и, наконец, в третий задний теплообменник 48 для получения сжатого обработанного газа 96, предназначенного для сжижения.

Таким образом, сжатый обработанный газ 96 имеет давление выше 60 бар, более конкретно, практически равное 75 бар, и температуру, практически равную температуре хладагента, циркулирующего во втором заднем теплообменнике 48, то есть около 40°C.

Сжатый обработанный газ 96 направляют в блок сжижения природного газа (не представлен) для образования после полного сжижения сжиженного природного газа, который можно транспортировать.

Нижний жидкий поток 100 отводят из нижней части второго разделительного резервуара 40. Этот жидкий поток 100 разделяют на первую часть 102, образующую обратный поток во вторую колонну 30, и вторую часть 104, образующую обратный поток в первую колонну 26.

Отношение массового расхода первой части 102 к массовому расходу второй части 104 предпочтительно составляет от 30% до 90%.

Первую часть 102 расширяют в четвертом клапане расширения 106 при давлении ниже 25 бар, предпочтительно ниже 20 бар, более предпочтительно ниже 15 бар, для введения в качестве обратного потока рядом с верхней частью второй колонны 30. Температура второй части 102 после расширения в клапане 106 составляет ниже 15°C и, более конкретно, равна 9,7°C.

Вторую часть 104 отводят ко второму теплообменнику 28 для создания теплообмена с нижним потоком сжиженного природного газа 78 из фракционной колоны 26. Вторая часть 104 нагревает нижний поток сжиженного природного газа 78 и образует вторую охлажденную часть 108.

Затем вторую охлажденную часть 108, имеющую температуру ниже 30°C и, более конкретно, равную -35°C, вводят в первую колонну 26 после расширения в пятом клапане расширения 110 до давления в первой фракционной колонне 26.

Вторичный поток 112 отбирают из второй части обратного потока 108 на участке между его прохождением во второй теплообменник 28 и его прохождением в пятый клапан расширения 110. Отношение массового расхода вторичного потока 112 к общему потоку второй части охлажденного обратного потока 108 составляет менее 10%.

Затем вторичный поток 112 расширяют в шестом расширительном клапане 114 до давления, практически равного давлению в первой фракционной колонне 26, для смешивания с верхним потоком природного газа 70, выходящим из первой колонны 26, перед его прохождением в первый теплообменник 20.

В качестве иллюстрации молярная композиция нижнего потока сжиженного природного газа 74, композиции верхнего газового потока 90 и нижнего жидкого потока 100, а также композиция обработанного газа 14 приведены в таблице 1.

Таблица 1 Поток (молярных %) 74 90 100 14 Азот 0,38 0,89 0,12 5,05 Метан 31,34 63,28 18,41 87,40 Этан 12,39 16,54 15,36 5,05 Пропан 12,77 10,15 22,39 1,51 i-C4 9,07 4,45 18,28 0,50 n-C4 11,95 4,47 23,22 0,46 i-C5 5,01 0,14 1,43 194·10^-6 n-C5 4,96 0,07 0,80 98·10^-6 n-C6 4,85 - 0,01 2·10^-6 Бензол 2,42 - - 1·10^-6 n-C7 4,85 - - 0·10^-6

Примеры температуры, давления и массового расхода разных потоков, поясняемых в способе, представленном на фигуре 1, обобщены в таблице 2 ниже.

Таблица 2 Поток Давление (бар) Температура (°C) Расход (кг/час) 12 60 35 751179 54 60 -20 751179 60 45 -35,4 708045 64 45 -23 43134 70 44,8 -36,3 704487 14 44,3 30,2 721380 96 75 35 721380 80 11,5 -19 73913 16 10,6 35 29799 88 45,4 35 57941 94 45,3 35 15760 102 45,4 35 13830 108 45,2 -35 28360 112 45,2 -35 1140

Энергопотребление способа приведено в таблице 3.

Таблица 3 Компрессор 38 1,91 МВт Компрессор 46 13,62 МВт Всего 15,53 МВт Теплообменник 32 9,05 МВт

Вторая установка 130 согласно изобретению представлена на фигуре 2. Эта установка 130 предназначена для осуществления второго способа согласно изобретению.

Второй способ согласно изобретению отличается от первого способа тем, что отбираемую фракцию 132 отводят из верхнего газового потока 90.

Отбираемую фракцию 132 вводят после пропускания через седьмой регулирующий клапан 134 во вторую часть 104 за восьмым регулирующим клапаном 136 и перед вторым теплообменником 28.

Отношение массового расхода отираемой фракции 132 к общему расходу верхнего газового потока 90, выходящего из второго разделительного резервуара 40, составляет менее 10%.

В качестве иллюстрации молярная композиция нижнего потока сжиженного природного газа 74, композиции верхнего газового потока 90 и нижнего жидкого потока 100, а также композиция обработанного газа 14 приведены в таблице 4.

Таблица 4 Поток (молярных %) 74 90 100 14 Азот 0,43 0,97 0,14 5,05 Метан 32,58 64,23 19,46 87,40 Этан 12,36 16,06 15,28 5,05 Пропан 12,59 9,76 21,82 1,51 i-C4 8,99 4,34 17,87 0,50 n-C4 11,92 4,40 22,90 0,46 i-C5 4,85 0,16 1,60 204·10^-6 n-C5 4,77 0,08 0,93 104·10^-6 n-C6 4,60 - 0,01 2·10^-6 Бензол 2,30 - - 1·10^-6 n-C7 4,60 - - 0·10^-6

Примеры температуры, давления и массового расхода разных потоков, поясняемых в способе, представленном на фигуре 2, обобщены в таблице 5 ниже.

Таблица 5 Поток Давление (бар) Температура (°C) Расход (кг/час) 12 60 35 751179 54 60 -21 751179 60 47 -34,1 706827 64 47 -23,6 44352 70 46,8 -35,4 708442 14 46,3 31.3 721430 96 75 36 721430 80 11,5 -10,6 76608 16 10,6 35 29750 88 47,4 35 60585 94 47,3 35 11690 102 47,4 35 13730 108 47,2 -35 35165 112 47,2 -35 1290 132 47,4 35 4990

Энергопотребление способа приведено в таблице 6 ниже.

Таблица 6 Компрессор 38 2,09 МВт Компрессор 46 12,75 МВт Всего 14,84 МВт Теплообменник 32 8,7 МВт

Композиция обратного потока 104 первой колонны 26, обогащенного легкими газами путем введения отбираемой фракции 132, приводит к испарению этих газов в верхней части колонны 26, что снижает температуру верхней части этой колонны 26. Таким образом, температура верхней части колонны ниже температуры верхнего потока 60.

Третья установка 150 согласно изобретению представлена на фигуре 3. Третья установка 150 предназначена для осуществления третьего способа согласно изобретению.

В отличие от второй установки 130 третья установка 150 содержит третий теплообменник 152, расположенный по потоку за вторым теплообменником 28.

Третий способ согласно изобретению отличается от второго способа согласно изобретению тем, что подогретый сжиженный природный газ 80 вводят в третий теплообменник 152 по потоку за вторым теплообменником 28 для его нагрева перед введением во вторую колонну 30 для улавливания.

Таким образом, температура сжиженного природного газа 153, выходящего из третьего теплообменника 152, составляет выше 15°C и, более конкретно, равна 10°C.

Сжатый верхний поток 88 также вводят в третий теплообменник 152, чтобы охладить его теплообменом с сжиженным природным газом 80 до температуры ниже 0°C и, более конкретно, равной -3,4°C.

Помимо этого, ход третьего способа идентичен таковому второго способа.

В качестве иллюстрации молярная композиция нижнего потока сжиженного природного газа 74, композиции верхнего газового потока 90 и нижнего жидкого потока 100, а также композиция обработанного газа 14 приведены в таблице 7.

Таблица 7 Поток (молярных %) 74 90 100 14 Азот 0,44 1,59 0,21 5,05 Метан 33,00 80,54 28,19 87,40 Этан 12,27 10,91 17,11 5,05 Пропан 12,49 4,19 19,84 1,51 i-C4 9,01 1,43 14,71 0,50 n-C4 11,98 1,30 18,35 0,46 i-C5 4,75 0,03 1,06 192·10^-6 n-C5 4,66 0,01 0,53 93·10^-6 n-C6 4,55 - - 2·10^-6 Бензол 2,28 - - 1·10^-6 n-C7 4,56 - - 0·10^-6

Примеры температуры, давления и массового расхода разных потоков, поясняемых в способе, представленном на фигуре 3, обобщены в таблице 8 ниже.

Таблица 8 Поток Давление (бар) Температура (°C) Расход (кг/час) 12 60 35 751179 54 60 -21 751179 60 48 -33 706827 64 48 -23,4 44352 70 47,8 -34,8 713145 14 47,5 30,3 721360 96 74,5 35 721360 80 11,5 -25 77047 16 10,6 35 29820 88 48,7 -3,4 62766 94 48 -3,4 4200 102 48,1 -3,4 15540 108 47,9 -34,2 43026 112 47,9 -34,2 4010 132 48,1 -3,4 3020 153 11,5 10 77047

Энергопотребление способа приведено в таблице 9 ниже.

Таблица 9 Компрессор 38 2,24 МВт Компрессор 46 12,29 МВт Всего 14,53 МВт Теплообменник 32 7,7 МВт

Благодаря изобретению, которое описано выше, появилась возможность производить обработанный газ 14, который поддается сжижению, с использованием ряда малообъемного оборудования при улучшенном КПД.

Так, установки 10, 130, 150 согласно изобретению, описанные выше, размещают, например, на земле или предпочтительно на плавучей конструкции или на конструкции, зафиксированной на поверхности воды, такой как платформа или плавучая секция по производству, хранению и обработке углеводородов, обозначаемая английским сокращением «FPSO».

Холод, необходимый для осуществления способа, получают исключительно динамическим расширением потока 56 в турбине 24 и теплообменом между верхним потоком очищенного газа 70 и загрузочным природным газом 12.

Отсутствие внешних холодильных циклов позволяет обойтись относительно небольшим перечнем жидкостного оборудования, ограниченным днищами резервуаров 22, 44 и колонн 26, 30.

Более того, колонна очистки 26 имеет небольшое число ступеней фракционирования и структурированную упаковку. Следовательно, ее легко задействовать на плавучей платформе.

Кроме того, в установке отсутствуют насосы и используются простые жидкостные теплообменники, которые могут быть стальными кожухотрубными теплообменниками.

Охлаждение способа, практически исключительно обеспечиваемое расширительной турбиной 24 без привнесения холода извне, позволяет запустить способ быстро и постепенно.

Более того, на этапе запуска обработанный газ 14 можно вернуть в цикл в загрузочный газ, чтобы ограничить или предотвратить сжигание в факеле.

Кроме того, этот способ является очень гибким, поскольку он позволяет получить обработанный газ 14, содержание бензола в котором практически равно 1·10^-6 и содержание C₅ ⁺ в котором составляет ниже 0,1 молярного %, на основе загрузочного газа, содержание C₄ ⁺ в котором сильно изменяется, как это видно из таблицы 10 ниже.

Таблица 10 Газ   1 2 3 4 5 Содержание C₄ ⁺ в загрузочном газе 12 Молярные % 3,4 3,28 1,9 1,44 0,78 Температура предварительного охлаждения загрузочного газа в теплообменнике 20 °C -2,1 -20,4 -36,1 -44 -57 Давление в колонне 26 бар 46,8 49,8 49,8 49,8 48,8 Мощность турбины 24 кВт 3452 2576 2271 1988 1924 Расход произведенной фракции C₅ ⁺ кг/час 29750 14019 7892 862 5553

Следует отметить, что теплообменники 20, 28 и 152 являются двухпоточными теплообменниками.

Так, теплообменник 28 предназначен для обеспечения теплообмена исключительно между сжиженным газом 78 и второй частью 104, образуя обратный поток первой колонны 26.

Теплообменник 20 предназначен для обеспечения теплообмена исключительно между потоком газа 12 и очищенным природным газом 70.

Теплообменник 152 предназначен для обеспечения теплообмена исключительно между подогретым сжиженным природным газом 80 и охлажденным сжатым верхним потоком 88.

Изобретение относится к способу обработки осушенного загрузочного природного газа, включающему введение загрузочного потока (54) в первый разделительный резервуар (22), динамическое расширение газового потока (56), выходящего из резервуара (22), в турбине (24), затем его введение в первую колонну (26) очистки. Способ включает получение в верхней части первой колонны (26) очищенного газа (70) и улавливание в нижней части первой колонны (26) нижнего потока сжиженного газа (74), который после расширения вводят во вторую колонну (30) для удаления углеводородов C₅ ⁺. Верхний поток очищенного природного газа (70), выходящий из первой колонны (26), направляют напрямую в теплообменник (20) и подогревают в первом теплообменнике (20) теплообменом только с загрузочным газом (12). Способ включает сжатие газового потока (86) из верхней части второй колонны (30) в компрессоре (38) перед его введением во второй разделительный резервуар (40). Изобретение также касается установки для обработки осушенного загрузочного природного газа. Технический результат - обработка загрузочного природного газа для удаления из него углеводородов C₅ ⁺ ввиду его последующего сжижения. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 3 ил., 10 табл.

1. Способ обработки осушенного загрузочного природного газа (12), из которого был удален углекислый газ, для получения обработанного природного газа (14), предназначенного для сжижения, и фракции (16) углеводородов $$C_5^{+}$$ , включающий охлаждение загрузочного природного газа (12) в первом теплообменнике (20) для образования предварительно охлажденного загрузочного потока (54); введение предварительно охлажденного загрузочного потока (54) в первый разделительный резервуар (22) для образования предварительно охлажденного газового потока (56) и в случае необходимости предварительно охлажденного жидкого потока (58); динамическое расширение предварительно охлажденного газового потока (56) в расширительной турбине (24) и введение расширенного потока (60), выходящего из расширительной турбины (24), в первую колонну (26) очистки; в случае необходимости расширение предварительно охлажденного жидкого потока (58) и введение в первую колонну (26); получение в верхней части первой колонны (26) очищенного верхнего природного газа (70); рекуперация в нижней части первой колонны (26) нижнего сжиженного природного газа (74); введение нижнего сжиженного природного газа (74) во вторую колонну для удаления углеводородов $$C_5^{+}$$ ; получение в нижней части второй колонны (30) фракции (16) углеводородов $$C_5^{+}$$ ; получение в верхней части второй колонны (30) верхнего газового потока (86) и введение газового потока (86) из верхней части колонны во второй разделительный резервуар (40) для образования нижнего жидкого потока (100) и верхнего газового потока (90); введение первой части (102) нижнего жидкого потока (100) противотоком во вторую колонну (30) и введение второй части (104) нижнего жидкого потока (100) противотоком в первую колонну (26); впрыскивание по меньшей мере части верхнего газового потока (90), выходящего из второго разделительного резервуара (40), в верхний поток очищенного природного газа (70) для образования обработанного природного газа (14), отличающийся тем, что включает направление верхнего потока очищенного природного газа (70), выходящего из первой колонны (26), напрямую в теплообменник (20) и его подогрев в первом теплообменнике (20) путем теплообмена только с загрузочным природным газом (12); расширение нижнего сжиженного природного газа (74), выходящего из первой колонны, перед его введением во вторую колонну (30); сжатие газового потока (86) из верхней части колонны в первом компрессоре (38) и охлаждение перед его введением во второй разделительный резервуар (40); при этом во время этапа динамического расширения предварительно охлажденный газовый поток (56) расширяют до давления выше 35 бар, предпочтительно выше 40 бар, более предпочтительно выше 44 бар, причем давление во второй колоне (30) составляет ниже 25 бар, предпочтительно ниже 20 бар, более предпочтительно ниже 15 бар.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что температура предварительно охлажденного газового потока (56) после прохождения через расширительную турбину (24) превышает температуру отобранного из верхней части первой колонны (26) верхнего потока очищенного природного газа (70).

3. Способ по п.1 или п.2, отличающийся тем, что обеспечивают теплообмен во втором теплообменнике (28) между второй частью (104) нижнего жидкого потока (100) и нижним потоком сжиженного природного газа (74), выходящим из первой колонны (26), причем второй теплообменник предпочтительно является двухпоточным теплообменником.

4. Способ по п.1 или п.2, отличающийся тем, что он включает отбор фракции (132) верхнего газового потока (90), выходящего из второго разделительного резервуара (40), и введение отобранной фракции (132) во вторую часть (104) нижнего жидкого потока (100), выходящего из второго разделительного резервуара (40).

5. Способ по п.1 или п.2, отличающийся тем, что в третьем теплообменнике (152) обеспечивают теплообмен между верхним газовым потоком (86), выходящим из второй колонны (30), после его сжатия в первом компрессоре (38) и нижним потоком сжиженного природного газа (74), выходящим из первой колонны (26), причем третий теплообменник предпочтительно является двухпоточным теплообменником.

6. Способ по п.1 или п.2, отличающийся тем, что он включает этап отбора вторичного потока (112) из второй части (104) нижнего жидкого потока (100) перед его введением в первую колонну (26) и введение вторичного потока (112) в верхний поток очищенного природного газа, выходящий из первой колонны (26).

7. Способ по п.1 или п.2, отличающийся тем, что весь предварительно охлажденный газовый поток (56), выходящий из первого разделительного резервуара (22), подают в турбину динамического расширения (24).

8. Способ по п.1 или п.2, отличающийся тем, что число теоретических ступеней в первой колонне (26) составляет меньше 4.

9. Способ по п.1 или п.2, отличающийся тем, что загрузочный природный газ (12) охлаждают исключительно теплообменом с верхним потоком очищенного природного газа (70), выходящим из первой колонны (26), без привнесения холода от внешнего холодильного цикла.

10. Способ по п.1 или п.2, отличающийся тем, что давление пара потока углеводородов $$C_5^{+}$$ составляет ниже 1 бар, предпочтительно ниже или равно 0,8 бар.

11. Способ по п.1 или п.2, отличающийся тем, что первый теплообменник (20) является двухпоточным теплообменником.

12. Установка (10; 130; 150) для обработки осушенного загрузочного природного газа (12), из которого был удален углекислый газ, для получения обработанного природного газа (14), предназначенного для сжижения, и фракции углеводородов $$C_5^{+}$$ , содержащая средства охлаждения загрузочного природного газа (12) для образования предварительно охлажденного загрузочного потока (54), содержащие первый теплообменник (20); первый разделительный резервуар (22) для образования предварительно охлажденного газового потока (56) и, в случае необходимости, охлажденного жидкого потока (58); средства введения предварительно охлажденного загрузочного потока (54) в первый разделительный резервуар (22); турбину динамического расширения предварительно охлажденного газового потока (56); первую колонну (26) очистки; средства введения расширенного потока (60), выходящего из расширительной турбины (24), в первую колонну (26); в случае необходимости, средства расширения и введения в первую колонну (26) предварительно охлажденного жидкого потока (58); средства рекуперации в верхней части первой колонны (26) верхнего потока очищенного природного газа (70); средства рекуперации в нижней части первой колонны (26) нижнего потока сжиженного природного газа (74); вторую колонну (30) для удаления углеводородов $$C_5^{+}$$ ; средства введения нижнего потока сжиженного природного газа (74) во вторую колонну (30); средства рекуперации в нижней части второй колонны (30) фракции (16) углеводородов $$C_5^{+}$$ ; средства рекуперации в верхней части второй колонны (30) верхнего газового потока (86); второй разделительный резервуар (40); средства введения газового потока из верхней части колонны (86) во второй разделительный резервуар (40) для образования нижнего жидкого потока (100) и верхнего газового потока (90); средства введения первой части (102) нижнего жидкого потока (100) противотоком во вторую колонну (30) и средства введения второй части (104) нижнего жидкого потока (100) противотоком в первую колонну (26); средства впрыскивания по меньшей мере части верхнего газового потока (90), выходящего из второго разделительного резервуара (40), в верхний поток очищенного природного газа (70) для образования потока обработанного природного газа (14), отличающаяся тем, что содержит средства введения верхнего потока очищенного природного газа (70), выходящего из первой колонны (26), напрямую в первый теплообменник (20) для его подогрева в первом теплообменнике (20) путем теплообмена только с загрузочным природным газом (12); средства расширения (76) нижнего потока сжиженного природного газа (74), выходящего из первой колонны (26), до его введения во вторую колонну (30); средства сжатия газового потока (86) из верхней части колонны до его введения во второй разделительный резервуар (40), содержащие первый компрессор (38), при этом турбина динамического расширения (24) предназначена для расширения предварительно охлажденного газового потока (56) до давления выше 35 бар, предпочтительно выше 40 бар, более предпочтительно выше 44 бар, при этом давление во второй колоне (30) составляет ниже 25 бар, предпочтительно ниже 20 бар, более предпочтительно ниже 15 бар.

13. Установка (10; 130; 150) по п.12, отличающаяся тем, что она содержит второй теплообменник (28), предназначенный для обеспечения теплообмена между нижним потоком сжиженного природного газа (74), выходящим из первой колонны, и второй частью (104) нижнего жидкого потока (100), выходящего из второго разделительного резервуара (40), причем второй теплообменник предпочтительно является двухпоточным теплообменником.

14. Установка (130; 150) по п.12 или п.13, отличающаяся тем, что она содержит средства отбора по меньшей мере части верхнего газового потока (90), выходящего из второго разделительного резервуара (40), для его введения при перемешивании во вторую часть (104) нижнего жидкого потока (90), выходящего из второго разделительного резервуара (40).

15. Установка (150) по п.12 или п.13, отличающаяся тем, что она содержит третий теплообменник (152), предназначенный для обеспечения теплообмена между сжатым верхним газовым потоком (88), выходящим из второй колонны (30), и нижним потоком сжиженного природного газа (74), выходящим из первой колонны (26), причем третий теплообменник предпочтительно является двухпоточным теплообменником.

16. Установка (150) по п.14, отличающаяся тем, что она содержит третий теплообменник (152), предназначенный для обеспечения теплообмена между сжатым верхним газовым потоком (88), выходящим из второй колонны (30), и нижним потоком сжиженного природного газа (74), выходящим из первой колонны (26), причем третий теплообменник предпочтительно является двухпоточным теплообменником.