Заявитель испрашивает преимущество согласно п. 119(e) 35 раздела Свода законов США по предварительной заявке на патент США № 62/554,633, поданной 6 сентября 2017 г.

Предпосылки создания изобретения

Природный газ является важным сырьевым товаром во всем мире и используется как в качестве источника энергии, так и в качестве источника сырья. Предполагается, что мировое потребление природного газа увеличится с 124 триллионов кубических футов в 2015 г. до 177 триллионов кубических футов в 2040 г. [U.S Energy Information Administration, International Energy Outlook 2017 (IEO2017)].

Природный газ играет важную роль не только в качестве источника энергии, но и в качестве источника сырья для нефтехимического производства. Обычно природный газ добывают из береговых и морских нефтегазовых добывающих скважин. Основным компонентом природного газа, как правило, является метан. Однако природный газ также содержит некоторые количества других углеводородов, таких как этан, пропан, бутаны, пентаны и более тяжелые компоненты. Помимо углеводородных компонентов природный газ может также содержать небольшие количества воды, водорода, азота, гелия, аргона, сероводорода, углекислого газа и/или меркаптанов. Например, типичный природный газ может содержать около 70–90 об.% метана, около 5–10 об.% этана, а остаток представляет собой пропан, бутаны, пентаны, более тяжелые углеводороды и следовые количества различных других газов (например, азота, углекислого газа и сероводорода).

Хотя природный газ обычно транспортируют в транспортных трубопроводах высокого давления, природный газ также часто транспортируют в сжиженном виде. В этом случае природный газ сначала сжижают криогенным способом, а затем сжиженный газ транспортируют грузовыми транспортными средствами (например, грузовиками, поездами, судами). Однако сжижение природного газа может быть сложной задачей, поскольку некоторые компоненты, такие как более тяжелые углеводороды, при криогенных температурах могут образовывать твердые вещества, приводящие к проблемам в работе оборудования.

При переработке природного газа подаваемый поток, как правило, обрабатывают для удаления примесей, таких как углекислый газ и соединения серы. Но природный газ также можно обрабатывать для снижения уровня более тяжелых углеводородов, чтобы таким образом избежать затвердевания и засорения криогенного теплообменного оборудования. Дополнительно в процессе переработки природного газа можно также снижать содержание более легких углеводородов, таких как C2, C3 и C4, для выполнения коммерческих требований к природному газу. Кроме того, эти более легкие углеводороды представляют собой ценные сырьевые материалы. C2 является важным сырьем для нефтехимического производства, C3 и C4 можно продавать в виде сжиженного нефтяного газа (СНГ), а углеводороды C5+ можно использовать для смешивания бензинов. Извлечение газоконденсатных жидкостей (NGL) относится к процессу выделения и сбора этих более легких и более тяжелых углеводородных продуктов из природного газа.

Несколько известных способов сжижения природного газа и извлечения углеводородов C2+ (извлечения NGL) включают криогенное расширение с использованием турбодетандера. В технологии обработки переохлажденного газа (GSP), разработанной в конце 1970-х, подаваемый поток природного газа после охлаждения в основном теплообменнике разделяют в газожидкостном сепараторе на газовую фракцию и жидкую фракцию. Жидкую фракцию расширяют и направляют в колонну-деметанизатор (или деэтанизатор). Газовую фракцию разделяют на два потока. Первый поток расширяют в турбодетандере и подают в деметанизатор (или деэтанизатор). Второй поток дополнительно охлаждают путем теплообмена с потоком верхнего газообразного продукта из деметанизатора (или деэтанизатора), а затем вводят в деметанизатор (или деэтанизатор) в виде потока флегмы. Продукт NGL отводят из нижней части деметанизатора (или деэтанизатора), а верхний газ из деметанизатора (или деэтанизатора) отводят в виде продуктового потока остаточного газа, содержащего преимущественно метан. См., например, Campbell et al. (US 4,157,904).

Модификацией технологии GSP является технология рециркуляции расщепленного пара (RSV). В технологии RSV из продуктового потока остаточного газа обеспечивают дополнительный поток флегмы для колонны-деметанизатора (или деэтанизатора). Продуктовый поток остаточного газа подвергают сжатию после охлаждения путем теплообмена с частью газовой фракции из газожидкостного сепаратора и путем теплообмена с подаваемым потоком природного газа. Часть сжатого остаточного газа охлаждают путем теплообмена с потоком верхнего газообразного продукта из колонны-деметанизатора (или деэтанизатора), расширяют и вводят в колонну-деметанизатор (или деэтанизатора) в виде потока флегмы. См., например, Campbell et al. (US 5,568,737).

Известны и другие способы извлечения газоконденсатных жидкостей. Например, в патенте Buck (патент США № 4,617,039) описан способ, в котором подаваемый поток природного газа охлаждают, частично конденсируют, а затем разделяют в сепараторе высокого давления. Поток жидкости из сепаратора нагревают и подают в нижнюю часть ректификационной колонны (деэтанизатора). Поток пара из сепаратора расширяют и вводят в сепаратор/абсорбер. Кубовую жидкость из сепаратора/абсорбера используют в качестве жидкости для подачи в колонну-деэтанизатор. Поток верхнего продукта из колонны-деэтанизатора охлаждают и частично конденсируют путем теплообмена с потоком пара, отводимым из верхней части сепаратора/абсорбера. Затем частично конденсированный поток верхнего продукта из колонны-деэтанизатора вводят в верхнюю зону сепаратора/абсорбера. Поток пара, отводимый с верхней части сепаратора/абсорбера, можно дополнительно нагреть путем теплообмена и сжать с получением остаточного газа, который после дополнительного сжатия можно повторно ввести в трубопровод природного газа.

В таких способах извлечения NGL (например, извлечения этана, этилена, пропана, пропилена и более тяжелых компонентов) часто существует потребность во внешней холодильной системе, такой как пропановая холодильная установка, для достижения температур, пригодных для криогенного разделения. В таком способе основной (-ые) теплообменник (-и), как правило, находятся в сообщении по текучей среде с внешней холодильной системой.

Существует потребность в более эффективных способах извлечения NGL, в частности, способах, которые не зависят от внешней холодильной системы и способны обеспечить снижение энергозатрат.

Изложение сущности изобретения

Настоящее изобретение обеспечивает улучшенную тепловую интеграцию в пределах установки для извлечения газоконденсатной жидкости (NGL), что снижает потребность во внешней холодильной системе и тем самым уменьшает количество единиц оборудования, необходимого для работы установки.

В типичной турбодетандерной установке сухой и обработанный (например, обработанный в блоке аминоочистки для удаления CO₂ и/или соединений серы, в установке с молекулярными ситами или гликолевой установке для осушки газа, и/или на абсорбирующем слое для удаления ртути) подаваемый природный газ охлаждают в одном или более теплообменниках путем косвенного теплообмена с одним или более холодными технологическими потоками, действие которых часто усиливают с помощью внешней холодильной системы, такой как холодильный цикл пропана. Такая типичная установка для извлечения NGL показана на Фиг. 1.

Подаваемый поток природного газа охлаждают технологическими потоками в основном (-ых) теплообменнике (-ах), который (-ые) обычно образован (-ы) из одного или более паяных алюминиевых теплообменников. Подаваемый поток также можно охлаждать с помощью хладагента (например, протекающего в холодильном цикле с замкнутым контуром, таком как холодильный цикл пропана с замкнутым контуром) в одном или более кожухотрубных теплообменниках (холодильных установках). В альтернативном варианте осуществления хладагент может проходить через один или более каналов основного (-ых) паяного (-ых) алюминиевого (-ых) теплообменника (-ов). При таком охлаждении подаваемый поток частично конденсируется, и частично конденсированный подаваемый поток затем направляют на начальную сепарацию газа и жидкости в холодном сепараторе. Из холодного сепаратора газовые и жидкие фракции направляют в разделительную или ректификационную колонну для извлечения газоконденсатных жидкостей (NGL) и получения продуктового потока остаточного газа, содержащего преимущественно метан.

В установке и способе в соответствии с изобретением для охлаждения подаваемого потока природного газа не требуется (и предпочтительно не используется) внешняя холодильная система, такая как холодильный цикл пропана с замкнутым контуром. Вместо этого часть потока остаточного газа, полученного на установке, расширяют, а затем используют в качестве охлаждающей среды в основном (-ых) теплообменнике (-ах), а также используют в качестве охлаждающей среды в теплообменнике для охлаждения потока (-ов) флегмы, используемого (-ых) в разделительной или ректификационной колонне.

Таким образом, вариант осуществления способа для извлечения NGL в соответствии с изобретением включает:

введение подаваемого потока природного газа в основной (-ые) теплообменник (-и), в котором (-ых) подаваемый поток охлаждают и частично конденсируют,

введение частично конденсированного подаваемого потока в холодный газожидкостный сепаратор, в котором частично конденсированный подаваемый поток разделяется на жидкую фракцию и газообразную фракцию,

введение жидкой фракции в систему разделительной или ректификационной колонны,

разделение газообразной фракции на первую часть и вторую часть,

охлаждение первой части газообразной фракции в верхнем теплообменнике путем косвенного теплообмена с потоком верхнего газообразного продукта, отводимым из верхней части системы разделительной или ректификационной колонны, и введение охлажденной и частично конденсированной первой части газообразной фракции в систему разделительной или ректификационной колонны,

расширение второй части газообразной фракции и введение расширенной второй части газообразной фракции в разделительную или ректификационную колонну,

отведение потока жидкого продукта C2+ или C3+ (NGL) из нижней части системы разделительной или ректификационной колонны,

отведение потока верхнего газообразного продукта из верхней части системы разделительной или ректификационной колонны, причем поток верхнего газообразного продукта обогащают метаном,

использование потока верхнего газообразного продукта в качестве охлаждающей среды в верхнем теплообменнике и в основном (-ых) теплообменнике (-ах),

сжатие потока верхнего газообразного продукта в компрессорном агрегате остаточного газа с получением потока остаточного газа под давлением,

расширение части потока остаточного газа под давлением и использование расширенного остаточного газа в качестве охлаждающей среды в верхнем теплообменнике и в основном (-ых) теплообменнике (-ах), и

сжатие расширенного остаточного газа, используемого в качестве охлаждающей среды, с образованием потока сжатого остаточного газа, а затем объединение потока сжатого остаточного газа с потоком верхнего газообразного продукта выше по потоку от компрессорного агрегата остаточного газа.

В соответствии с одним аспектом вышеописанного варианта осуществления способа система разделительной или ректификационной колонны содержит одну колонну, которая выступает в качестве колонны-деметанизатора или колонны-деэтанизатора. В соответствии с другим аспектом вышеописанного варианта осуществления система разделительной или ректификационной колонны содержит две колонны, которые совместно выступают в качестве колонны-деметанизатора или колонны-деэтанизатора.

Другой вариант осуществления способа для извлечения NGL в соответствии с изобретением включает:

введение подаваемого потока природного газа в основной (-ые) теплообменник (-и), в котором (-ых) подаваемый поток охлаждают и частично конденсируют,

введение частично конденсированного подаваемого потока в холодный газожидкостный сепаратор, в котором частично конденсированный подаваемый поток разделяется на жидкую фракцию и газообразную фракцию,

введение жидкой фракции в разделительную или ректификационную колонну,

разделение газообразной фракции на первую часть и вторую часть,

охлаждение первой части газообразной фракции в верхнем теплообменнике путем косвенного теплообмена с потоком верхнего газообразного продукта, отводимым из верхней части разделительной или ректификационной колонны, и введение охлажденной и частично конденсированной первой части газообразной фракции в разделительную или ректификационную колонну в точке, расположенной выше точки введения жидкой фракции в разделительную или ректификационную колонну,

расширение второй части газообразной фракции и введение расширенной второй части газообразной фракции в разделительную или ректификационную колонну в точке, расположенной выше точки введения жидкой фракции в разделительную или ректификационную колонну,

отведение потока жидкого продукта C2+ или C3+ (NGL) из нижней части разделительной или ректификационной колонны,

отведение потока верхнего газообразного продукта из верхней части разделительной или ректификационной колонны, причем поток верхнего газообразного продукта обогащают метаном,

использование потока верхнего газообразного продукта в качестве охлаждающей среды в верхнем теплообменнике и в основном (-ых) теплообменнике (-ах),

сжатие потока верхнего газообразного продукта в компрессорном агрегате остаточного газа с получением потока остаточного газа под давлением,

расширение части потока остаточного газа под давлением и использование расширенного остаточного газа в качестве охлаждающей среды в верхнем теплообменнике и в основном (-ых) теплообменнике (-ах), и

сжатие расширенного остаточного газа, используемого в качестве охлаждающей среды, с образованием потока сжатого остаточного газа, а затем объединение потока сжатого остаточного газа с потоком верхнего газообразного продукта выше по потоку от компрессорного агрегата остаточного газа.

Кроме того, вариант осуществления устройства для извлечения NGL в соответствии с изобретением содержит:

основной (-ые) теплообменник (-и) для охлаждения и частичной конденсации подаваемого потока природного газа,

систему разделительной или ректификационной колонны для разделения подаваемого потока природного газа на поток жидкого продукта C2+ или C3+ и поток верхнего газообразного продукта, обогащенного метаном,

холодный газожидкостный сепаратор, в котором частично конденсированный подаваемый поток разделяется на жидкую фракцию и газообразную фракцию,

трубопровод для отведения жидкой фракции из нижней части холодного газожидкостного сепаратора и введения жидкой фракции в систему разделительной или ректификационной колонны,

средство (например, разветвления трубопроводов) для разделения газообразной фракции на первую часть и вторую часть,

верхний теплообменник для охлаждения первой части газообразной фракции путем косвенного теплообмена с потоком верхнего газообразного продукта, отводимым из верхней части системы разделительной или ректификационной колонны,

трубопровод для отведения охлажденной первой части газообразной фракции из верхнего теплообменника и введения охлажденной первой части в систему разделительной или ректификационной колонны,

средство для расширения (например, турбодетандер) второй части газообразной фракции,

трубопровод для отведения расширенной первой части газообразной фракции из средства для расширения и введения расширенной второй части газообразной фракции в систему разделительной или ректификационной колонны,

нижнее выпускное отверстие для отведения потока жидкого продукта C2+ или C3+ (NGL) из нижней части системы разделительной или ректификационной колонны,

верхнее выпускное отверстие для отведения потока верхнего газообразного продукта из верхней части разделительной или ректификационной колонны,

компрессорный агрегат остаточного газа для сжатия потока верхнего газообразного продукта с получением потока остаточного газа под давлением,

средство для расширения (например, турбодетандер) части потока остаточного газа под давлением с образованием потока расширенного остаточного газа,

трубопровод для отведения потока расширенного остаточного газа из средства для расширения и введения потока расширенного остаточного газа в верхний теплообменник в качестве охлаждающей среды,

трубопровод для отведения потока расширенного остаточного газа из верхнего теплообменника и введения потока расширенного остаточного газа в основной теплообменник в качестве охлаждающей среды, и

средство для сжатия (например, одно- или многоступенчатый компрессор) расширенного остаточного газа с образованием потока сжатого остаточного газа и средство для объединения потока сжатого остаточного газа с потоком верхнего газообразного продукта выше по потоку от компрессорного агрегата остаточного газа.

В соответствии с одним аспектом вышеописанного варианта осуществления устройства система разделительной или ректификационной колонны содержит одну колонну, который выступает в качестве колонны-деметанизатора или колонны-деэтанизатора. В соответствии с другим аспектом вышеописанного варианта осуществления система разделительной или ректификационной колонны содержит две колонны, которые совместно выступают в качестве колонны-деметанизатора или колонны-деэтанизатора.

Другой вариант осуществления устройства для извлечения NGL в соответствии с изобретением включает:

основной (-ые) теплообменник (-и) для охлаждения и частичной конденсации подаваемого потока природного газа,

разделительную или ректификационную колонну для разделения подаваемого потока природного газа на поток жидкого продукта C2+ или C3+ и поток верхнего газообразного продукта, обогащенного метаном,

холодный газожидкостный сепаратор, в котором частично конденсированный подаваемый поток разделяется на жидкую фракцию и газообразную фракцию,

трубопровод для отведения жидкой фракции из нижней части холодного газожидкостного сепаратора и введения жидкой фракции в разделительную или ректификационную колонну,

средство (например, разветвления трубопроводов) для разделения газообразной фракции на первую часть и вторую часть,

верхний теплообменник для охлаждения первой части газообразной фракции путем косвенного теплообмена с потоком верхнего газообразного продукта, отводимым из верхней части разделительной или ректификационной колонны,

трубопровод для отведения охлажденной первой части газообразной фракции из верхнего теплообменника и введения охлажденной первой части в разделительную или ректификационную колонну в точке, расположенной выше точки введения жидкой фракции в разделительную или ректификационную колонну,

средство для расширения (например, турбодетандер) второй части газообразной фракции,

трубопровод для отведения расширенной первой части газообразной фракции из средства для расширения и введения расширенной второй части газообразной фракции в разделительную или ректификационную колонну в точке, расположенной выше точки введения жидкой фракции в разделительную или ректификационную колонну,

нижнее выпускное отверстие для отведения потока жидкого продукта C2+ или C3+ (NGL) из нижней части разделительной или ректификационной колонны,

верхнее выпускное отверстие для отведения потока верхнего газообразного продукта из верхней части разделительной или ректификационной колонны,

компрессорный агрегат остаточного газа для сжатия потока верхнего газообразного продукта с получением потока остаточного газа под давлением,

средство для расширения (например, турбодетандер) части потока остаточного газа под давлением с образованием потока расширенного остаточного газа,

трубопровод для отведения потока расширенного остаточного газа из средства для расширения и введения потока расширенного остаточного газа в верхний теплообменник в качестве охлаждающей среды,

трубопровод для отведения потока расширенного остаточного газа из верхнего теплообменника и введения потока расширенного остаточного газа в основной теплообменник в качестве охлаждающей среды, и

средство для сжатия (например, одно- или многоступенчатый компрессор) расширенного остаточного газа с образованием потока сжатого остаточного газа и средство для объединения потока сжатого остаточного газа с потоком верхнего газообразного продукта выше по потоку от компрессорного агрегата остаточного газа.

Краткое описание графических материалов

Настоящее изобретение, а также дополнительные преимущества, признаки и примеры настоящего изобретения более подробно представлены в последующих описаниях вариантов осуществления на основе фигур (в которых одинаковые номера позиций используются для обозначения соответствующих или аналогичных элементов), причем:

на Фиг. 1 представлено схематическое изображение типичной установки для извлечения газоконденсатных жидкостей;

на Фиг. 2 представлено схематическое изображение установки для извлечения газоконденсатных жидкостей в соответствии с изобретением для извлечения этана и более тяжелых компонентов;

на Фиг. 3 представлено схематическое изображение альтернативного варианта установки для извлечения газоконденсатных жидкостей в соответствии с изобретением для извлечения этана, пропана и более тяжелых компонентов;

на Фиг. 4 представлено схематическое изображение альтернативного варианта установки для извлечения газоконденсатных жидкостей в соответствии с изобретением для извлечения пропана и более тяжелых компонентов; и

на Фиг. 5 представлено схематическое изображение модификации установки для извлечения NGL в соответствии с изобретением, в которой одна колонна ректификационной системы заменена двумя колоннами.

Подробное описание изобретения

В настоящем изобретении предусмотрено добавление в способ или установку для извлечения газоконденсатных жидкостей блока расширения, такого как турбодетандер, что позволяет использовать продуктовый газ высокого давления (остаточный газ) в качестве хладагента для обеспечения необходимого охлаждения в любой из этих операций.

Дополнительный турбодетандер принимает остаточный газ высокого давления, который представляет собой обогащенный метаном или обогащенный метаном и этаном газ, на выходе рекомпрессионного оборудования продуктового трубопровода (компрессорного агрегата остаточного газа) и расширяет, например, в турбодетандере, газ до давления в диапазоне, например, 100–300 фунтов на кв. дюйм. Полученный холодный газ-хладагент затем проходит через верхний теплообменник и основной (-ые) теплообменник (-и) и затем предпочтительно использует энергию расширения остаточного газа для повышения давления полученного нагретого газа-хладагента обратно на входе рекомпрессионного оборудования продуктового трубопровода.

Настоящее изобретение обладает разнообразными преимуществами. Во-первых, отказ от внешней холодильной установки (такой как пропановая холодильная система с замкнутым контуром) может повысить эффективность процесса по сравнению с другими конфигурациями установки для извлечения NGL, такими как GSP, RSV и CryoPlus. Общая мощность для установки (остаточный газ и хладагент), необходимая для работы, составляет примерно на 5–20 об.% меньше, чем в таких других конфигурациях установки для извлечения NGL, в которых используется внешняя холодильная система, такая как пропановая холодильная система с замкнутым контуром.

Более высокая эффективность частично обусловлена возможностью использовать оборудование с более высокими показателями КПД. Компрессоры холодильного контура (как правило, маслозаполненные винтовые компрессоры) обычно имеют КПД 65–75%, тогда как компрессоры остаточного газа обычно имеют КПД 80–85%, и КПД может достигать 90%. Детандер, например детандер, используемый для расширения части остаточного газа, который затем используется в качестве хладагента, имеет КПД около ~ 85%, а компрессор, соединенный с таким детандером, имеет КПД ~ 75%.

Кроме того, теплообмен в основном (-ых) теплообменнике (-ах) является более эффективным, поскольку максимальная разность температур между кривыми охлаждения и нагрева является низкой. Максимальная разность температур между кривыми охлаждения и нагрева остаточного газа при теплообмене с подаваемым газом может составлять всего 15°F. При этом для теплообмена между пропановым хладагентом и подаваемым газом максимальная разность температур кривыми между кривыми охлаждения и нагрева хладагента при теплообмене с подаваемым газом обычно составляет около 40°F или более.

В способе в соответствии с настоящим изобретением использование только сжатия остаточного газа в качестве источника как сжатия продуктового остаточного газа, так и сжатия хладагента обеспечивает дополнительную гибкость в отношении эксплуатации установки по сравнению с существующими технологиями. Операционная компания может либо использовать сжатие остаточного газа для сжатия большего количества продуктового остаточного газа, выводимого с установки на продажу, либо вместо этого повторно использовать большее количество остаточного газа высокого давления в качестве хладагента для повышения уровня охлаждения в установке и, таким образом, достижения более высокого уровня извлечения продуктов NGL.

Способ/установка в соответствии с изобретением также позволяет основному (-ым) теплообменнику (-ам), обычно паяному (-ым) алюминиевому (-ым) теплообменнику (-ам), работать при более низком тепловом напряжении. В любой заданной точке в пределах теплообменника разность температур между горячей (-ими) текучей (-ими) средой (-ами) и холодной (-ыми) средой (-ами) может вызывать тепловое напряжение внутри теплообменника. Тепловое напряжение большой или малой продолжительности может влиять на срок службы теплообменника, при этом более низкие напряжения увеличивают срок службы оборудования. Максимальная допустимая разность температур составляет обычно 50°F в зависимости от ограничений, налагаемых производителем теплообменника, и большинство способов, таких как способ, показанный на Фиг. 1, ограничены по своей эффективности такими эксплуатационными и конструкционными ограничениями, отчасти из-за применения пропановой холодильной системы с замкнутым контуром. Поскольку пропан кипит при одной температуре (как правило, от -20 до -30°F) при заданном давлении, а подаваемый в установку газ конденсируется в некотором диапазоне температур (как правило, от 100 до -50 °F), применение пропана в качестве хладагента ограничено в одном теплообменнике, так как тепловые напряжения могут достичь высоких значений из-за большой разности температур между текучими средами.

Эти меньшие разности температур, возможные в контексте способа/установки изобретения, позволят увеличить срок службы паяных алюминиевых теплообменников, поскольку они менее склонны к отказу из-за разрушения и растрескивания вследствие температурного напряжения.

Еще одним преимуществом способа/установки в соответствии с изобретением является устранение загрязнения хладагента смазочным маслом. Обычно в типичных пропановых холодильных системах применяют маслозаполненные винтовые компрессоры. Это означает, что хладагент находится в тесном контакте со смазочным маслом компрессора, и поэтому хладагент переносит некоторое количество смазочного масла из компрессора в теплообменное оборудование. Захваченное смазочное масло может привести к засорению теплообменного оборудования и/или к потере поверхности теплообмена и, в результате, к снижению эксплуатационных характеристик. При отказе от пропановой холодильной установки с замкнутым контуром можно также устранить проблемы, связанные со смазочным маслом в холодильной системе. При этом также уменьшается объем требований к знаниям оператора в области технического обслуживания, так как единственным используемым сжатием является сжатие остаточного газа, в противоположность сжатию остаточного газа и хладагента.

Кроме того, поскольку способ/установка в соответствии с изобретением не требует наличия внешней холодильной системы, достигается существенная экономия с точки зрения требуемой для установки опорной поверхности (площади участка). Вместо внешней холодильной системы холодильная система установки может работать с одним дополнительным турбодетандером для расширения части подпотока остаточного газа, которую будут использовать для охлаждения, и предпочтительно доохладителем (например, воздушным холодильником) ниже по потоку от компрессорного агрегата остаточного газа для охлаждения сжатого остаточного газа.

Дополнительное преимущество заключается в том, что, поскольку способ/установка в соответствии с изобретением не требует внешней холодильной системы, нет необходимости в хранении или приобретении технологического хладагента.

В одном варианте осуществления способа и устройства в соответствии с изобретением разделительная или ректификационная колонна работает в качестве деметанизатора, разделяя подаваемый поток на поток верхнего газообразного продукта, обогащенный метаном и более низкокипящими компонентами, и поток кубовой жидкости, обогащенный этаном и более высококипящими компонентами. В другом варианте осуществления способа и устройства в соответствии с изобретением разделительная или ректификационная колонна работает в качестве деэтанизатора, разделяя подаваемый поток на поток верхнего газообразного продукта, обогащенный этаном и более низкокипящими компонентами, и поток кубовой жидкости, обогащенный пропаном и более высококипящими компонентами.

Разделительная или ректификационная колонна содержит одну или более ступеней контакта или сепарации, таких как тарелки и/или насадка, для обеспечения необходимого контакта и улучшения массообмена между восходящим потоком пара и нисходящим потоком жидкости. Такие тарелки и насадки хорошо известны в данной области.

В соответствии с одним вариантом осуществления изобретения жидкую фракцию из холодного газожидкостного сепаратора расширяют посредством расширительного клапана и затем вводят в нижнюю область разделительной или ректификационной колонны. В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения жидкую фракцию из холодного газожидкостного сепаратора сначала расширяют посредством расширительного клапана и вводят в основной теплообменник, в котором она выступает в качестве охлаждающей среды, а затем вводят в нижнюю область разделительной или ректификационной колонны.

В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения жидкую фракцию из холодного газожидкостного сепаратора разделяют на два подпотока. Один подпоток расширяют посредством расширительного клапана и затем вводят в нижнюю область разделительной или ректификационной колонны. Другой подпоток объединяют с первой частью газообразной фракции из холодного газожидкостного сепаратора. Полученный комбинированный поток охлаждают в верхнем теплообменнике путем теплообмена с потоком верхнего газообразного продукта, отводимого с верха разделительной или ректификационной колонны. Затем комбинированный поток расширяют посредством расширительного клапана и вводят в верхнюю область разделительной или ректификационной колонны.

В одном варианте осуществления изобретения часть сжатого остаточного газа направляют непосредственно в турбодетандер, а полученную расширенную часть остаточного газа используют в качестве охлаждающей среды в верхнем теплообменнике и затем в основном теплообменнике, после чего сжимают и объединяют с потоком верхнего газообразного продукта, отводимого с верха разделительной или ректификационной колонны. В еще одном варианте осуществления часть сжатого остаточного газа сначала охлаждают в основном теплообменнике, а затем направляют в турбодетандер. В каждом из этих вариантов осуществления полученную расширенную часть остаточного газа используют в качестве охлаждающей среды в верхнем теплообменнике и затем в основном теплообменнике, после чего сжимают и объединяют с потоком верхнего газообразного продукта, отводимого с верха разделительной или ректификационной колонны.

В еще одном варианте осуществления дополнительную часть сжатого остаточного газа охлаждают в основном теплообменнике и верхнем теплообменнике, расширяют в расширительном клапане и вводят в верхнюю область разделительной или ректификационной колонны в виде потока флегмы.

На Фиг. 1 представлена типичная установка (конструкция по технологии RSV) для криогенного извлечения газоконденсатных жидкостей. Подаваемый поток 1 природного газа, обычно предварительно обработанный для удаления воды и необязательно CO₂ и/или H₂S, вводят в систему при температуре, например, от 40 до 120°F и давлении от 500 до 1100 фунтов на кв. дюйм. Подаваемый поток природного газа охлаждают в основном теплообменнике 2 путем косвенного теплообмена с технологическими потоками до температуры от -50 до 40°F, а затем дополнительно охлаждают во вторичном теплообменнике 3 путем косвенного теплообмена с хладагентом (например, пропаном) из холодильного цикла с замкнутым контуром. После этого подаваемый поток 1 охлажденного природного газа можно дополнительно охладить в основном теплообменнике 2, а затем направить в холодный газожидкостный сепаратор 4, где охлажденный и частично конденсированный подаваемый поток 1 разделяют на жидкую фракцию 5 и газообразную фракцию 6.

Жидкую фракцию 5 вводят в нижнюю область разделительной или ректификационной колонны 9, которая представляет собой деметанизатор, т. е. разделяет подаваемый поток на поток верхнего газообразного продукта, содержащего преимущественно метан, и поток нижнего жидкого продукта, содержащего этан и более тяжелые компоненты, т. е. продуктовый поток NGL. В альтернативном варианте осуществления колонна 9 может представлять собой деэтанизатор, который разделяет подаваемый поток на поток верхнего газообразного продукта, содержащего преимущественно метан плюс этан, и поток нижнего жидкого продукта, содержащего пропан и более тяжелые компоненты (продукт NGL). Рабочее давление колонны 9 (т. е. давление в верхней области) составляет, например, 150–450 фунтов на кв. дюйм.

Газообразную фракцию 6 из сепаратора 4 разделяют на первый подпоток 7 газа и второй подпоток 8 газа. Первый подпоток 7 газа расширяют до давления, например, 150–450 фунтов на кв. дюйм, а затем вводят в разделительную или ректификационную колонну 9 в ее средней точке. Второй подпоток 8 газа охлаждают путем косвенного теплообмена в верхнем теплообменнике 10 до температуры от -160 до -75°F, расширяют посредством расширительного клапана и затем вводят в верхнюю область разделительной или ректификационной колонны 9 (деметанизатор или деэтанизатор) в виде потока флегмы.

Необязательно перед введением жидкой фракции 5 в нижнюю область колонны 9 подпоток 19 жидкой фракции отводят и объединяют со вторым подпотоком 8 газа, а затем комбинированный поток охлаждают путем косвенного теплообмена в верхнем теплообменнике 10, расширяют посредством расширительного клапана и вводят в верхнюю область разделительной или ректификационной колонны 9.

Для создания восходящего потока пара в разделительной или ректификационной колонне 9 из нижней области колонны 9 отводят поток 24 ребойлера и используют его в качестве охлаждающей теплообменной среды в основном теплообменнике 2. Полученный нагретый поток 25 возвращают в нижнюю область колонны 9 в точке, расположенной ниже точки отвода потока 24. Кроме того, из нижней области колонны 9 можно отвести дополнительный поток 26 ребойлера в точке, расположенной ниже точки, в которой поток 25 возвращают в нижнюю область, и использовать в качестве дополнительной охлаждающей теплообменной среды в основном теплообменнике 2. Полученный нагретый поток 27 возвращают в нижнюю область колонны 9 в точке, расположенной ниже точки отвода потока 26.

Поток 11 жидкого продукта NGL (продукт C2+ или продукт C3+) отводят из нижней части колонны 9. Давление потока жидкого продукта повышают, например, до 300–700 фунтов на кв. дюйм с помощью подпорного насоса 12 NGL. Поток 11 жидкого продукта с повышенным давлением затем используют в качестве охлаждающей среды в основном теплообменнике 2, после чего отводят из системы при температуре, например, 40–115°F и давлении 300–700 фунтов на кв. дюйм.

[0049] Поток 13 верхнего газообразного продукта отводят с верха разделительной или ректификационной колонны 9 при давлении 150–450 фунтов на кв. дюйм и температуре, например, от -165 до -70 °F, нагревают путем косвенного теплообмена в верхнем теплообменнике 10, а затем дополнительно нагревают путем косвенного теплообмена в основном теплообменнике 2.

Этот поток 13 верхнего газообразного продукта характеризуется как остаточный газ и содержит значительное количество метана. Если колонна 9 представляет собой деэтанизатор, этот поток также будет содержать заметное количество этана. После использования в качестве охлаждающей среды в верхнем теплообменнике 10 и основном теплообменнике 2 поток 13 верхнего газообразного продукта подвергают сжатию в одном или более компрессорах 18, 16 (или одном или более многоступенчатых компрессорах), охлаждают в доохладителе 23 (например, воздушном холодильнике), а затем выводят из системы в виде потока 14 сжатого остаточного газа, например, при температуре 60–120 °F и давлении 900–1440 фунтов на кв. дюйм. Подпоток 17 отводят от потока 14 остаточного газа, охлаждают в основном теплообменнике 2 и дополнительно охлаждают в верхнем теплообменнике 10 перед возвратом в верхнюю область колонны 9 в виде потока флегмы.

На Фиг. 2 представлена принципиальная схема установки для извлечения газоконденсатных жидкостей в соответствии с настоящим изобретением. В отличие от установки, показанной на Фиг. 1, в данном варианте осуществления отсутствует вторичный теплообменник 3, в котором подаваемый поток охлаждают путем косвенного теплообмена с хладагентом из холодильного цикла с замкнутым контуром. Вместо этого в данном варианте осуществления используют часть остаточного газа, обеспечиваемого из потока 13 верхнего газообразного продукта, который отводят с верха колонны 9, с обеспечением охлаждения, как дополнительно описано ниже.

Подаваемый поток 1 природного газа, предварительно обработанный для удаления воды, CO₂ и/или H₂S, содержит, например, 45–95 об.%. C1, 3–25 об.% C2, 2–20 об.% C3, 0,5–7 об.% C4, 0,1–8 об.% C5 и 0–5 об.% C6 и более тяжелых углеводородов. В качестве конкретного примера сухой подаваемый газ имеет следующий состав: 2,4 об.% азота, 71,0 об.% C1 (метан), 13,7 об.% C2 (этан), 8,1 об.% C3 (пропан), 0,9 об.% iC4 (изобутан), 2,3 об.% nC4 (нормальный бутан), 0,3 об.% iC5 (изопентан), 0,5 об.% nC5 (нормальный пентан) и 0,6 об.% C6 (гексаны) и более тяжелых углеводородов, а также имеет давление 500–1100 фунтов на кв. дюйм и температуру 40–120 °F. Поток 1 сухого подаваемого газа подвергают сжатию в подающем компрессоре 18 до давления 700–1400 фунтов на кв. дюйм, предпочтительно 900–1250 фунтов на кв. дюйм, а затем вводят в основной теплообменник 2 (который обычно образован из одного или более паяных алюминиевых теплообменников), где его охлаждают (и частично конденсируют) до температуры от -10 до 20°F, предпочтительно от 0 до 10°F. После этого полученный охлажденный частично конденсированный подаваемый газ подают в холодный газожидкостный сепаратор 4.

В холодном газожидкостном сепараторе 4 охлажденный и частично конденсированный подаваемый газ разделяют на жидкую фракцию 5 и газообразную фракцию 6. Жидкую фракцию 5 расширяют через расширительный клапан до давления, например, 150–450 фунтов на кв. дюйм, предпочтительно 200–330 фунтов на кв. дюйм, а также температуры, например, от -10 до -50 °F, предпочтительно от -15 до -30°F, а затем вводят в нижнюю область разделительной или ректификационной колонны 9. Поток 5 вводят в точке, расположенной ниже точки, в которой диаметр колонны увеличивается, а также выше самого нижнего средства обеспечения контакта жидкости и пара в колонне. В данном варианте осуществления колонна 9 работает в качестве деметанизатора.

Газообразную фракцию 6 из сепаратора 4 разделяют на первый подпоток 7 газа и второй подпоток 8 газа. Первый подпоток 7 газа расширяют в турбодетандере 22 до давления, например, 150–450 фунтов на кв. дюйм, предпочтительно 200–330 фунтов на кв. дюйм, что приводит к понижению температуры подпотока, например, до значений от -30 до -110°F, предпочтительно от -60 до -90°F. Затем подпоток 7 вводят в колонну 9 в ее средней точке (т. е. в точке над точкой введения потока 5). Второй подпоток 8 газа охлаждают путем косвенного теплообмена в верхнем теплообменнике 10 до температуры, например, от -65 до -150°F, предпочтительно от -80 до -145°F, под высоким давлением. Затем подпоток 8 расширяют через расширительный клапан до давления, например, 150–450 фунтов на кв. дюйм, предпочтительно 200–330 фунтов на кв. дюйм, а также температуры, например, от -110 до -150°F, предпочтительно от -120 до -145°F, после чего вводят в верхнюю область колонны 9 в виде потока флегмы. Предпочтительно турбодетандер 22 соединен с подающим компрессором 18. Рабочее давление колонны 9 (т.е. давление в верхней области) составляет, например, 200–330 фунтов на кв. дюйм.

Обычно рабочие давления и температуры для колонны 9 ниже, когда колонна функционирует в качестве деметанизатора, по сравнению со случаем, когда колонна функционирует в качестве деэтанизатора. Например, рабочее давление в колонне-деметанизаторе предпочтительно составляет от 200 до 330 фунтов на кв. дюйм, а рабочее давление в колонне-деэтанизаторе предпочтительно составляет от 300 до 450 фунтов на кв. дюйм, в зависимости от состава газа и уровня сепарации.

Перед введением жидкой фракции 5 в колонну 9 от нее необязательно отводят подпоток 19 жидкой фракции, который объединяют со вторым подпотоком 8 газа. Затем комбинированный поток охлаждают путем косвенного теплообмена в верхнем теплообменнике 10, после чего расширяют и вводят в верхнюю область колонны 9.

Для создания восходящего потока пара в разделительной или ректификационной колонне 9 из нижней области колонны 9 можно отвести поток 24 ребойлера при температуре, например, от -10 до 20°F, предпочтительно от 0 до 10°F, и использовать его в качестве охлаждающей теплообменной среды в основном теплообменнике 2. Полученный нагретый поток 25 возвращают в нижнюю область колонны 9 в точке, расположенной ниже точки отвода потока 24. Кроме того, из нижней области колонны 9 можно отвести дополнительный поток 26 ребойлера в точке, расположенной ниже точки, в которой поток 25 возвращают в нижнюю область, и при температуре 25–50°F, предпочтительно 30–40°F, его можно использовать в качестве дополнительной охлаждающей теплообменной среды в основном теплообменнике 2. Полученный нагретый поток 27 возвращают в нижнюю область колонны 9 в точке, расположенной ниже точки отвода потока 26.

Поток 11 жидкого продукта NGL (продукт C2+) отводят из нижней части колонны 9. Этот поток представляет собой обогащенный этаном поток с более высокой концентраций этана, чем подаваемый поток 1. Давление потока 11 увеличивают с помощью подпорного насоса 12 NGL, например, до давления 300–700 фунтов на кв. дюйм, предпочтительно 600–650 фунтов на кв. дюйм. Поток 11 жидкого продукта с повышенным давлением затем используют в качестве охлаждающей среды в основном теплообменнике 2, после чего отводят из системы, например, при температуре 40–115°F и давлении 300–700 фунтов на кв. дюйм. (при необходимости это давление можно дополнительно повысить до давления в трубопроводе от 400 до 1400 фунтов на кв. дюйм с помощью дополнительных насосов). Поток жидкого продукта NGL (продукт C2+) имеет следующий состав: например, 0–2 об.%. C1, 30–60 об.% C2, 20–40 об.% C3, 5–15 об.% C4, 1–5 об.% C5 и 1–5 об.% C6 и более тяжелых углеводородов. Например, поток продукта NGL может содержать 0,8 об.% C1, 50,5 об.% C2, 30,5 об.% C3, 3,4 об.% iC4, 8,9 об.% nC4, 1,7 об.% iC5, 1,9 об.% nC5 и 2,3 об.% C6 и более тяжелых углеводородов.

Поток 13 верхнего газообразного продукта отводят с верха разделительной колонны 9 при давлении, например, 150–450 фунтов на кв. дюйм, предпочтительно 200–330 фунтов на кв. дюйм, а также при температуре, например, от -80 до -170°F, предпочтительно от -100 до -165°F. Этот поток представляет собой обогащенный метаном поток с более высокой концентрацией метана, чем подаваемый поток 1. Затем поток 13 верхнего газообразного продукта нагревают путем косвенного теплообмена в верхнем теплообменнике 10 до температуры, например, от -20 до 10°F, предпочтительно от -5 до 5°F, а затем дополнительно нагревают путем косвенного теплообмена в основном теплообменнике 2 до температуры, например, 90–115°F, предпочтительно 105–110°F. Затем этот поток 13 остаточного газа подают в компрессорный агрегат 16 остаточного газа, содержащий один или более компрессоров, где его подвергают сжатию до давления, например, 900–1440 фунтов на кв. дюйм, предпочтительно 1000–1200 фунтов на кв. дюйм. Затем сжатый остаточный газ охлаждают в доохладителе 23 (например, воздушном холодильнике) и извлекают в виде остаточного газа для продажи, имеющего следующий состав: например, 90–99 об.%. C1 и 0,5–15 об.% C2. Например, предназначенный для продажи остаточный газ имеет следующий состав: 3,3 об.% азота, 96,2 об.% C1 и 0,5 об.% C2, давление 900–1440 фунтов на кв. дюйм и температуру 60–120°F.

После сжатия в компрессорном агрегате 16 остаточного газа первый подпоток 17 отделяют от потока 14 сжатого остаточного газа и охлаждают в основном теплообменнике 2 до температуры, например, 10–30°F, предпочтительно 15–25°F. Затем подпоток 17 дополнительно охлаждают в верхнем теплообменнике 10 до температуры, например, от -145 до -165°F, предпочтительно от -155 до -160°F. После этого подпоток 17 расширяют через расширительный клапан до давления, например, от 150–450 фунтов на кв. дюйм, предпочтительно 200–330 фунтов на кв. дюйм, а также до температуры от -150 до -170°F, предпочтительно от -155 до -165°F, а затем подают в верхнюю область колонны 9 в виде потока флегмы.

Для обеспечения дополнительного охлаждения после сжатия в компрессорном агрегате 16 остаточного газа (и доохладителе 23) второй подпоток 20 потока 14 сжатого остаточного газа расширяют в турбодетандере 21 (или, возможно, в двух или более небольших детандерах) до давления, например, 100–300 фунтов на кв. дюйм, предпочтительно 140–200 фунтов на кв. дюйм, а также до температуры, например, от -65 до -100°F, предпочтительно от -75 до -95°F. Затем подпоток 20 используют в качестве охлаждающей среды, сначала в верхнем теплообменнике 10, а затем в основном теплообменнике 2, после чего подвергают сжатию в компрессоре 15 до давления, например, 250–400 фунтов на кв. дюйм, предпочтительно 300–380 фунтов на кв. дюйм. Затем полученный сжатый подпоток 20 предпочтительно охлаждают в доохладителе (не показан) и объединяют с потоком 13 остаточного газа, отводимым с верха колонны 9, а затем комбинированный поток направляют в компрессорный агрегат 16 остаточного газа. Предпочтительно турбодетандер 21 соединен с компрессором 15.

В одной модификации варианта осуществления, показанного на Фиг. 2 (не показана на фигуре), можно использовать теплообменник (например, кожухотрубный теплообменник) для обеспечения теплообмена между остаточным газом на выходе из компрессора 15 (перед его введением в компрессорный агрегат 16 остаточного газа), и расширенной частью остаточного газа на выходе из детандера 21 (перед введением в верхний теплообменник 10). Такая модификация (которую также можно реализовать в вариантах осуществления, показанных на Фиг. 3 и 4) обеспечивает большую гибкость в отношении регулирования режима хладагента.

На Фиг. 3 представлено схематическое изображение дополнительного варианта осуществления установки для извлечения газоконденсатных жидкостей в соответствии с изобретением. Этот вариант осуществления аналогичен варианту осуществления, показанному на Фиг. 2. Вариант осуществления, показанный на Фиг. 3, отличается от варианта осуществления, показанного на Фиг. 2, в отношении создания и обработки второго подпотока 20 сжатого остаточного газа 14. В данном варианте осуществления колонна 9 работает в качестве деметанизатора. Рабочее давление колонны 9 (т. е. давление в верхней области) составляет, например, 150–450 фунтов на кв. дюйм, предпочтительно 200–330 фунтов на кв. дюйм.

На Фиг. 3 после сжатия в компрессорном агрегате 16 остаточного газа и охлаждения в доохладителе 23 второй подпоток 20 потока 14 сжатого остаточного газа отделяют и охлаждают в основном теплообменнике 2. Перед расширением в турбодетандере 21 второй подпоток 20 используют в качестве нагревающей среды в основном теплообменнике 2, где его охлаждают до температуры, например, -20–40 °F, предпочтительно 5–20°F. Затем второй подпоток 20 расширяют в турбодетандере 21 (или, возможно, двух или более небольших детандерах) до давления, например, 100–300 фунтов на кв. дюйм, предпочтительно 140–200 фунтов на кв. дюйм, а также температуры, например, от -130 до -170°F, предпочтительно от -150 до -165°F, после чего используют в качестве охлаждающей среды, сначала в верхнем теплообменнике 10, а затем в основном теплообменнике 2. Затем подпоток 20 сжимают в компрессоре 15, охлаждают в доохладителе (не показан; например, в воздушном холодильнике) и объединяют с потоком 13 остаточного газа, отводимым с верха колонны 9, а затем комбинированный поток направляют в компрессорный агрегат 16 остаточного газа. В этом случае турбодетандер 21 также предпочтительно соединен с компрессором 15.

На Фиг. 4 представлено схематическое изображение дополнительного варианта осуществления установки для извлечения газоконденсатных жидкостей в соответствии с изобретением. Этот вариант осуществления аналогичен варианту осуществления, показанному на Фиг. 2. Однако в варианте осуществления, показанном на Фиг. 4, разделительная или ректификационная колонна 9 представляет собой деэтанизатор, и обработка жидкой фракции 5 из холодного газожидкостного сепаратора 4 и нагревание колонны 9 отличаются от этих же действий, показанных на Фиг. 2. Рабочее давление колонны 9 (т. е. давление в верхней области) составляет, например, 150–450 фунтов на кв. дюйм, предпочтительно 300–400 фунтов на кв. дюйм. Поток 11 жидкого продукта NGL, отводимый из нижней части колонны 9, представляет собой поток жидкости C3+. Этот поток представляет собой обогащенный пропаном поток с более высокой концентраций пропана, чем подаваемый поток 1. Поток 13 верхнего газообразного продукта, отводимый с верха разделительной колонны 9, представляет собой поток C2. Этот поток представляет собой обогащенный метаном и этаном поток с более высокими концентрациями метана и этана, чем подаваемый поток 1.

На Фиг. 4 жидкую фракцию 5 сначала расширяют через расширительный клапан, например, до давления 150–400 фунтов на кв. дюйм, предпочтительно 300–400 фунтов на кв. дюйм. Затем жидкую фракцию 5 нагревают в основном теплообменнике 2, например, до температуры 60–120 °F, предпочтительно 90–115 °F, после чего вводят в нижнюю область колонны 9. Кроме того, в варианте осуществления, показанном на Фиг. 4, для создания восходящего потока пара в разделительной или ректификационной колонне 9 не используют потоки 24–27 ребойлера. Вместо этого поток жидкости отводят из нижней области колонны 9, нагревают в теплообменнике ребойлера путем косвенного теплообмена с внешней нагревающей средой, а затем возвращается в нижнюю область колонны 9.

На Фиг. 5 представлена модификация, которую можно реализовать в каждом из вариантов осуществления, показанных на Фиг. 2–4. В этой модификации одну колонну, деметанизатор или деэтанизатор, заменяют двумя колоннами: колонной отделения легких фракций (LEFC) и колонной отделения тяжелых фракций (HEFC).

Первый подпоток 7 газа из сепаратора 4 расширяют в турбодетандере 22 до давления, например, 150–450 фунтов на кв. дюйм, предпочтительно 200–330 фунтов на кв. дюйм, что приводит к понижению температуры подпотока до температуры, например, от -30 до -110°F, предпочтительно от -60 до -90°F. Затем подпоток 7 вводят в нижнюю область колонны 28, т. е. LEFC.

Второй подпоток 8 газа из сепаратора 4 после охлаждения путем косвенного теплообмена в верхнем теплообменнике 10 до температуры, например, от -65 до -150°F, предпочтительно от -80 до -145°F, расширяют через расширительный клапан до давления, например, 150–450 фунтов на кв. дюйм, предпочтительно 200–330 фунтов на кв. дюйм, а также до температуры, например, от -110 до -150°F, предпочтительно от -120 до -145°F. Затем второй подпоток 8 газа вводят в колонну 28 в ее средней точке. Как и в вариантах осуществления, показанных на Фиг. 2–4, подпоток 19 жидкой фракции 5 необязательно объединяют со вторым подпотоком 8 газа, после чего комбинированный поток охлаждают в верхнем теплообменнике 10.

Первый подпоток 17 потока 14 сжатого остаточного газа охлаждают в основном теплообменнике 2 до температуры, например, 10–30°F, предпочтительно 15–25°F. Затем подпоток 17 дополнительно охлаждают в верхнем теплообменнике 10 до температуры, например, от -145 до -165°F, предпочтительно от -155 до -160°F. После этого подпоток 17 расширяют через расширительный клапан до давления, например, от 150–450 фунтов на кв. дюйм, предпочтительно 200–330 фунтов на кв. дюйм, а также до температуры от -150 до -170°F, предпочтительно от -155 до -165°F, а затем подают в верхнюю область колонны 28 в виде потока флегмы.

Поток 30 кубовой жидкости отводят из нижней части колонны 28, необязательно повышают давление в насосе 31, а затем вводят в верхнюю область колонны 29, т.е. HEFC. Жидкую фракцию 5 из сепаратора 4 вводят в верхнюю область колонны 29 в точке, расположенной ниже точки введения потока 30 кубовой жидкости.

Кроме того, поток 32 верхнего продукта, взятый из колонны 29, направляют в верхний теплообменник 10, где его охлаждают и частично конденсируют. Полученный поток 33 затем направляют в колонну 28, где его вводят ниже потока 17, но выше потока 8.

Поток 24 ребойлера отводят из колонны 29 в точке, расположенной ниже точки введения жидкой фракции 5, и используют в качестве охлаждающей теплообменной среды в основном теплообменнике 2. Полученный нагретый поток 25 возвращают в колонну 29 в точке, расположенной ниже точки отвода потока 24. Кроме того, из нижней области колонны 29 можно отвести дополнительный поток 26 ребойлера в точке, расположенной ниже точки, в которой поток 25 возвращают в колонну 29, и использовать его в качестве дополнительной охлаждающей теплообменной среды в основном теплообменнике 2. Полученный нагретый поток 27 возвращают в нижнюю область колонны 29 в точке, расположенной ниже точки отвода потока 26.

Колонны 28 и 29 (т. е. LEFC и HEFC) можно совместно использовать в качестве деметанизатора или деэтанизатора. Таким образом, когда две колонны выступают в качестве деметанизатора, поток 13 верхнего газообразного продукта отводят с верха колонны 28 при давлении, например, 150–450 фунтов на кв. дюйм, предпочтительно 200–330 фунтов на кв. дюйм, а также при температуре, например, от -80 до -170°F, предпочтительно от -100 до -165°F. Этот поток представляет собой обогащенный метаном поток с более высокой концентрацией метана, чем подаваемый поток 1. Поток 11 жидкого продукта NGL (продукт C2+) отводят из нижней части колонны 29. Этот поток представляет собой обогащенный этаном поток с более высокой концентраций этана, чем подаваемый поток 1.

Когда две колонны используют в качестве деметанизатора, поток 13 верхнего газообразного продукта, отводимый с верха колонны 28, представляет собой поток C2. Этот поток представляет собой обогащенный метаном и этаном поток с более высокими концентрациями метана и этана, чем подаваемый поток 1. Поток 11 жидкого продукта NGL, отводимый из нижней части колонны 29, представляет собой поток жидкости C3+. Этот поток представляет собой обогащенный пропаном поток с более высокой концентраций пропана, чем подаваемый поток 1.

Предшествующие примеры можно повторить с аналогичным успехом с использованием композиций и/или рабочих режимов настоящего изобретения, описанных в общем или конкретно, вместо композиций и/или эксплуатационных режимов, использованных в предшествующих примерах.

Из представленного выше описания специалист в данной области может легко определить основные характеристики настоящего изобретения и может внести различные изменения и модификации в изобретение, чтобы адаптировать его к различным вариантам применения и условиям, без отклонения от сущности и объема изобретения.

Без дополнительного описания предполагается, что специалист в данной области может, используя предыдущее описание, в полной мере использовать настоящее изобретение. Таким образом, предшествующие предпочтительные конкретные варианты осуществления следует рассматривать как исключительно иллюстративные и ни в коей мере не ограничивающие остальную часть описания.

Полные описания всех заявок, патентов и публикаций, цитируемых в настоящем документе, включены в настоящий документ путем ссылки.

Изобретение относится к извлечению газоконденсаторных жидкостей. Способ извлечения газоконденсатных жидкостей (NGL), включающий: введение подаваемого потока природного газа в основной теплообменник, в котором подаваемый поток охлаждается и частично конденсируется, введение частично конденсированного подаваемого потока в холодный газожидкостный сепаратор, в котором частично конденсированный подаваемый поток разделяется на жидкую фракцию и газообразную фракцию, введение жидкой фракции в разделительную или ректификационную колонну, разделение газообразной фракции на первую часть и вторую часть, охлаждение первой части газообразной фракции в верхнем теплообменнике путем косвенного теплообмена с потоком верхнего газообразного продукта, отводимым из верхней части разделительной или ректификационной колонны, и введение охлажденной и частично конденсированной первой части газообразной фракции в разделительную или ректификационную колонну в точке, расположенной выше точки введения жидкой фракции в разделительную или ректификационную колонну, расширение второй части газообразной фракции и введение расширенной второй части газообразной фракции в разделительную или ректификационную колонну в точке, расположенной выше точки введения жидкой фракции в разделительную или ректификационную колонну, отведение потока жидкого продукта C2+ или C3+ (NGL) из нижней части разделительной или ректификационной колонны, отведение потока верхнего газообразного продукта из верхней части разделительной или ректификационной колонны, причем поток верхнего газообразного продукта обогащают метаном, использование потока верхнего газообразного продукта в качестве охлаждающей среды в верхнем теплообменнике и затем в основном теплообменнике, сжатие потока верхнего газообразного продукта в компрессорном агрегате остаточного газа с получением потока остаточного газа под давлением, расширение части потока остаточного газа под давлением и использование расширенного остаточного газа в качестве охлаждающей среды в верхнем теплообменнике и в основном теплообменнике, и сжатие расширенного остаточного газа, используемого в качестве охлаждающей среды, с образованием потока сжатого остаточного газа, а затем объединение потока сжатого остаточного газа с потоком верхнего газообразного продукта выше по потоку от компрессорного агрегата остаточного газа. Технический результат – повышение эффективности извлечения газоконденсатной жидкости и снижения энергозатрат. 4 н. и 25 з.п. ф-лы, 5 ил.

1. Способ извлечения газоконденсатных жидкостей (NGL), включающий:

введение подаваемого потока природного газа в основной теплообменник, в котором подаваемый поток охлаждается и частично конденсируется,

введение частично конденсированного подаваемого потока в холодный газожидкостный сепаратор, в котором частично конденсированный подаваемый поток разделяется на жидкую фракцию и газообразную фракцию,

введение жидкой фракции в разделительную или ректификационную колонну,

разделение газообразной фракции на первую часть и вторую часть,

охлаждение первой части газообразной фракции в верхнем теплообменнике путем косвенного теплообмена с потоком верхнего газообразного продукта, отводимым из верхней части разделительной или ректификационной колонны, и введение охлажденной и частично конденсированной первой части газообразной фракции в разделительную или ректификационную колонну в точке, расположенной выше точки введения жидкой фракции в разделительную или ректификационную колонну,

расширение второй части газообразной фракции и введение расширенной второй части газообразной фракции в разделительную или ректификационную колонну в точке, расположенной выше точки введения жидкой фракции в разделительную или ректификационную колонну,

отведение потока жидкого продукта C2+ или C3+ (NGL) из нижней части разделительной или ректификационной колонны,

отведение потока верхнего газообразного продукта из верхней части разделительной или ректификационной колонны, причем поток верхнего газообразного продукта обогащают метаном,

использование потока верхнего газообразного продукта в качестве охлаждающей среды в верхнем теплообменнике и затем в основном теплообменнике,

сжатие потока верхнего газообразного продукта в компрессорном агрегате остаточного газа с получением потока остаточного газа под давлением,

расширение части потока остаточного газа под давлением и использование расширенного остаточного газа в качестве охлаждающей среды в верхнем теплообменнике и в основном теплообменнике, и

сжатие расширенного остаточного газа, используемого в качестве охлаждающей среды, с образованием потока сжатого остаточного газа, а затем объединение потока сжатого остаточного газа с потоком верхнего газообразного продукта выше по потоку от компрессорного агрегата остаточного газа.

2. Способ по п. 1, в котором разделительная или ректификационная колонна представляет собой деметанизатор.

3. Способ по п. 1, в котором разделительная или ректификационная колонна представляет собой деэтанизатор.

4. Способ по любому из пп. 1–3, в котором подаваемый поток газа подвергают сжатию с помощью подающего компрессора перед введением в указанный основной теплообменник.

5. Способ по п. 4, в котором расширение второй части газообразной фракции выполняют в турбодетандере, который соединен с указанным подающим компрессором.

6. Способ по любому из пп. 1–5, в котором охлажденную первую часть газовой фракции расширяют посредством расширительного клапана, после чего вводят в разделительную или ректификационную колонну.

7. Способ по п. 1, в котором жидкую фракцию из холодного газожидкостного сепаратора расширяют посредством расширительного клапана, после чего вводят в нижнюю область разделительной или ректификационной колонны.

8. Способ по любому из пп. 1–6, в котором жидкую фракцию из холодного газожидкостного сепаратора разделяют на первый подпоток жидкости и второй подпоток жидкости, первый подпоток жидкости расширяют посредством расширительного клапана и затем вводят в нижнюю область разделительной или ректификационной колонны, а второй подпоток жидкости объединяют с первой частью газообразной фракции из холодного газожидкостного сепаратора, и полученный комбинированный поток охлаждают в верхнем теплообменнике путем теплообмена с потоком верхнего газообразного продукта, отводимого с верха разделительной или ректификационной колонны.

9. Способ по п. 8, в котором указанный комбинированный поток расширяют посредством расширительного клапана, после чего вводят в верхнюю область разделительной или ректификационной колонны.

10. Способ по любому из пп. 1–9, в котором указанную часть сжатого остаточного газа для расширения направляют непосредственно в турбодетандер для расширения, а полученную расширенную часть остаточного газа затем используют в качестве охлаждающей среды в верхнем теплообменнике и в основном теплообменнике.

11. Способ по любому из пп. 1–10, в котором указанную часть сжатого остаточного газа для расширения сначала охлаждают в основном теплообменнике, а затем направляют в турбодетандер для расширения.

12. Способ по любому из пп. 1–11, в котором дополнительную часть сжатого остаточного газа охлаждают в основном теплообменнике и верхнем теплообменнике, расширяют в расширительном клапане и вводят в верхнюю область разделительной или ректификационной колонны в виде потока флегмы.

13. Способ по любому из пп. 1–12, в котором разделительная или ректификационная колонна представляет собой деэтанизатор, а указанную жидкую фракцию из указанного холодного газожидкостного сепаратора сначала расширяют посредством расширительного клапана, затем вводят в указанный основной теплообменник в качестве охлаждающей среды, а затем вводят в нижнюю область разделительной или ректификационной колонны.

14. Установка для извлечения газоконденсатных жидкостей (NGL), содержащая:

основной теплообменник для охлаждения и частичной конденсации подаваемого потока природного газа,

разделительную или ректификационную колонну для разделения подаваемого потока природного газа на поток жидкого продукта C2+ или C3+ и поток верхнего газообразного продукта, обогащенного метаном,

холодный газожидкостный сепаратор, в котором частично конденсированный подаваемый поток разделяется на жидкую фракцию и газообразную фракцию,

трубопровод для отведения жидкой фракции из нижней части холодного газожидкостного сепаратора и введения жидкой фракции в разделительную или ректификационную колонну,

средство для разделения газообразной фракции на первую часть и вторую часть,

верхний теплообменник для охлаждения первой части газообразной фракции путем косвенного теплообмена с потоком верхнего газообразного продукта, отводимым из верхней части разделительной или ректификационной колонны,

трубопровод для отведения охлажденной первой части газообразной фракции из верхнего теплообменника и введения охлажденной первой части в разделительную или ректификационную колонну в точке, расположенной выше точки введения жидкой фракции в разделительную или ректификационную колонну,

средство для расширения второй части газообразной фракции,

трубопровод для отведения расширенной первой части газообразной фракции из средства для расширения и введения расширенной второй части газообразной фракции в разделительную или ректификационную колонну в точке, расположенной выше точки введения жидкой фракции в разделительную или ректификационную колонну,

нижнее выпускное отверстие для отведения потока жидкого продукта C2+ или C3+ из нижней части разделительной или ректификационной колонны,

верхнее выпускное отверстие для отведения потока верхнего газообразного продукта из верхней части разделительной или ректификационной колонны,

компрессорный агрегат остаточного газа для сжатия потока верхнего газообразного продукта с получением потока остаточного газа под давлением,

средство для расширения части потока остаточного газа под давлением с образованием потока расширенного остаточного газа,

трубопровод для отведения потока расширенного остаточного газа из средства для расширения и введения потока расширенного остаточного газа в верхний теплообменник в качестве охлаждающей среды,

трубопровод для отведения потока расширенного остаточного газа из верхнего теплообменника и введения потока расширенного остаточного газа в основной теплообменник в качестве охлаждающей среды, и

средство для сжатия расширенного остаточного газа с образованием потока сжатого остаточного газа и средство для объединения потока сжатого остаточного газа с потоком верхнего газообразного продукта выше по потоку от компрессорного агрегата остаточного газа.

15. Установка по п. 14, в которой разделительная или ректификационная колонна представляет собой деметанизатор.

16. Установка по п. 14, в которой разделительная или ректификационная колонна представляет собой деэтанизатор.

17. Установка по любому из пп. 14–16, дополнительно содержащая подающий компрессор для сжатия подаваемого потока газа перед введением в указанный основной теплообменник.

18. Установка по п. 17, в которой средство для расширения второй части газообразной фракции представляет собой турбодетандер, который соединен с указанным подающим компрессором.

19. Установка по любому из пп. 14–18, дополнительно содержащая средство для разделения жидкой фракции из холодного газожидкостного сепаратора на первый подпоток жидкости и второй подпоток жидкости, расширительный клапан для расширения первого подпотока жидкости перед введением первого подпотока жидкости в нижнюю область разделительной или ректификационной колонны и средство для объединения второго подпотока жидкости с первой частью газообразной фракции из холодного газожидкостного сепаратора.

20. Установка по п. 19, дополнительно содержащая расширительный клапан для расширения комбинированного потока перед введением комбинированного потока в верхнюю область разделительной или ректификационной колонны.

21. Установка по любому из пп. 14–20, дополнительно содержащая средство для введения части сжатого остаточного газа в основной теплообменник перед расширением, где его охлаждают, причем средство для расширения части сжатого остаточного газа представляет собой турбодетандер для расширения.

22. Установка по любому из пп. 14–21, дополнительно содержащая средство для отведения дополнительной части сжатого остаточного газа, средство для введения дополнительной части сжатого остаточного газа в основной теплообменник и затем в верхний теплообменник, расширительный клапан для расширения дополнительной части сжатого остаточного газа, а также средство для введения дополнительной части в верхнюю область разделительной или ректификационной колонны в виде потока флегмы.

23. Установка по любому из пп. 14–22, в которой разделительная или ректификационная колонна представляет собой деэтанизатор, а указанная установка дополнительно содержит расширительный клапан для расширения жидкой фракции из указанного холодного газожидкостного сепаратора, средство для введения расширенной жидкой фракции в указанный основной теплообменник в качестве охлаждающей среды, а также средство для введения расширенной жидкой фракции в нижнюю область разделительной или ректификационной колонны.

24. Способ извлечения газоконденсатных жидкостей (NGL), включающий: