RU2795927C2 - Способ обработки питающего газового потока и установка для его осуществления - Google Patents

Abstract

Изобретение касается способа обработки питающего газа, в котором обеспечивают питающий газовый поток и направляют питающий газовый поток в экстракционную установку для извлечения жидкостей природного газа; в экстракционной установке охлаждают и предпочтительно по меньшей мере частично сжижают питающий газовый поток, расширяют в средстве расширения и разделяют в сепарационной колонне по меньшей мере один поток, полученный из охлажденного питающего газового потока, и после разделения извлекают обработанный газовый поток и поток жидкостей природного газа; сжимают обработанный газовый поток в по меньшей мере одном компрессоре установки сжатия для получения сжатого обработанного газового потока; в фракционной установке производят разделение потока жидкостей природного газа на множество углеводородных фракций. И из сжатого обработанного газового потока отбирают поток рецикла; и повторно вводят поток рецикла без его охлаждения в питающий газовый поток выше по ходу потока от экстракционной установки, в охлажденный питающий газовый поток или в поток, полученный из охлажденного питающего газового потока, выше по ходу потока от средства расширения. Изобретение также касается установки для обработки питающего потока. Технический результат - извлечение жидкостей природного газа, содержащихся в питающем газе с очень разными значениями содержания, извлечение легких соединений природного газа по отношению к более тяжелым соединениям, которые могут не являться желаемыми, низкие инвестиционные и эксплуатационные расходы. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 3 ил., 3 табл.

Description

Настоящее изобретение относится к способу обработки потока природного газа, включающему следующие стадии:

- обеспечивают питающий газовый поток и подают питающий газовый поток в газожидкостную экстракционную установку для извлечения жидкостей природного газа;

- в газожидкостной экстракционной установке охлаждают и предпочтительно по меньшей мере частично сжижают питающий газовый поток, расширяют в средстве расширения и разделяют в сепарационной колонне по меньшей мере один поток, полученный из охлажденного питающего газового потока, и после разделения извлекают обработанный газовый поток и поток жидкостей природного газа;

- сжимают обработанный газовый поток в по меньшей мере одном компрессоре установки сжатия газа для получения сжатого обработанного газового потока; и

- в фракционной установке производят разделение потока жидкостей природного газа на множество углеводородных фракций.

Такой способ выполнен с возможностью обеспечения извлечения жидкостей природного газа из питающего газового потока, затем селективного отделения из жидкостей природного газа легких жидких компонентов, например, этана, пропана, по отношению к более тяжелым жидким компонентам, в частности, к бутану, пентану или более тяжелым углеводородам.

Этот способ позволяет установкам, рассчитанным для извлечения питающего газа с низким содержанием жидкостей природного газа, просто обрабатывать композиции питающего газа с более высоким содержанием жидкостей природного газа, сводя к минимуму являющееся следствием этого чрезмерное увеличение размеров установок извлечения и фракционирования жидкостей природного газа, а также связанное с этим потребление энергии.

В целом, газожидкостные установки извлечения, предназначенные для извлечения жидкостей природного газа, выполнены и рассчитаны для производства определенного количества этих жидкостей, в частности, легких жидких компонентов, содержащихся в жидкостях природного газа, в частности, этана и пропана.

Это определенное количество должно отвечать потребностям установки, например, что касается необходимых хладагентов для линии сжижения, или рассчитано с учетом питания расположенного ниже по ходу потока комплекса, производящего олефины.

Во время проектирования в определенной степени учитывают вариативность состава питающего природного газа. Как правило, установка выполнена и рассчитана с учетом наиболее бедного газа, который в ней можно обрабатывать, и с учетом высокой степени извлечения жидкостей природного газа.

Это не приводит к полностью удовлетворительным результатам, в частности, чтобы обрабатывать питающие газы с более высоким содержанием жидкостей природного газа. Действительно, в случае более богатых композиций питающего газа происходит весьма значительное извлечение тяжелых соединений жидкостей природного газа, чтобы достичь требуемой степени извлечения для более легких соединений. Извлечение этих тяжелых соединений жидкостей природного газа не всегда является желаемым. Это приводит к двум нежелательным последствиям.

С одной стороны, необходимо принимать во внимание высокую степень извлечения жидкостей природного газа в случае богатых поступающих композиций, чтобы рассчитать параметры и размеры оборудования извлечения и фракционирования жидкостей природного газа.

Это не приводит к желаемым результатам, так как размер фракционной установки, например, размер холодной камеры существенно увеличивается, что, в свою очередь, приводит к повышению инвестиционных и операционных расходов, в частности, когда исходный природный газ имеет низкое содержание жидкостей природного газа.

С другой стороны, когда некоторые из этих жидкостей природного газа не являются желаемыми, необходимо предусматривать установку для повторного введения жидкостей природного газа, описанную, например, в документе US9423175. Повторное введение связано с дополнительными инвестиционными и эксплуатационными расходами.

Следовательно, задачей изобретения является получение способа обработки питающего газа, который обеспечивает извлечение жидкостей природного газа, содержащихся в питающем газе с очень разными значениями содержания, и который способствует извлечению легких соединений природного газа по отношению к более тяжелым соединениям, которые могут не являться желаемыми, и одновременно характеризуется низкими инвестиционными и эксплуатационными расходами.

В связи с вышеизложенным, объектом изобретения является способ обработки газа вышеупомянутого типа, отличающийся тем, что включает следующие стадии:

- из сжатого обработанного газового потока отбирают поток рецикла; и

- повторно вводят поток рецикла без его охлаждения в питающий газовый поток выше по ходу потока от экстракционной установки, в охлажденный питающий газовый поток или в поток, полученный из охлажденного питающего газового потока, выше по ходу потока от средства расширения.

Заявленный способ может иметь один или несколько следующих отличительных признаков, рассматриваемых отдельно или в любых технически возможных комбинациях:

- расход повторно вводимого потока рецикла регулируют в зависимости от содержания жидкостей природного газа в питающем газовом потоке;

- молярный расход повторно вводимого потока рецикла превышает 10% молярного расхода питающего газового потока перед повторным введением потока рецикла, при этом молярный расход повторно вводимого потока рецикла предпочтительно составляет от 30% до 400% молярного расхода питающего газового потока перед повторным введением потока рецикла;

- содержание углеводородов С2+ в питающем газовом потоке после повторного введения потока рецикла по меньшей мере на 20% меньше содержания углеводородов С2+ в питающем газовом потоке перед повторным введением потока рецикла;

- молярный расход потока жидкостей природного газа, подаваемого в фракционную установку, составляет меньше чем 20% от молярного расхода питающего газового потока после повторного введения потока рецикла;

- поток рецикла вводят без его охлаждения в питающий газовый поток выше по ходу потока от экстракционной установки;

- охлаждение и предпочтительно по меньшей мере частичное сжижение питающего газового потока включают в себя введение питающего газового потока в первичный теплообменник, охлаждение и предпочтительно по меньшей мере частичное сжижение питающего газового потока в первичном теплообменнике, при этом поток рецикла предпочтительно повторно вводят в питающий газовый поток выше по ходу потока от указанного первичного теплообменника;

- обработанный газовый поток пропускают через первичный теплообменник до сжатия в компрессоре;

- охлаждение питающего газового потока приводит к по меньшей мере частичному сжижению питающего газового потока, при этом охлажденный и по меньшей мере частично сжиженный питающий газовый поток, полученный из питающего газового потока, предпочтительно дополненного потоком рецикла, вводят в сепараторный сосуд для получения верхнего газового потока и нижнего жидкого потока, при этом по меньшей мере одну часть, полученную из верхнего газового потока, и по меньшей мере одну часть, полученную из нижнего жидкого потока, вводят после расширения в сепарационную колонну, при этом сепарационная колонна производит в верхней части колонны обработанный газовый поток и в нижней части колонны поток жидкостей природного газа;

- способ включает в себя расширение по меньшей мере одной части верхнего газового потока в средстве расширения, при этом средство расширения представляет собой турбину динамического расширения для получения динамически расширенной части, затем введение динамически расширенной части в сепарационную колонну;

- фракционирование включает в себя разделение потока жидкостей природного газа в по меньшей мере одной дистилляционной колонне на по меньшей мере одну легкую фракцию и одну тяжелую фракцию, предпочтительно на одну фракцию с высоким содержанием углеводородов С2, на одну фракцию с высоким содержанием углеводородов С3, на одну фракцию с высоким содержанием углеводородов С4 и на одну фракцию с высоким содержанием углеводородов С5+;

- поток рецикла повторно вводят в питающий газовый поток перед разделением питающего газового потока;

- поток рецикла повторно вводят в питающий газовый поток выше по ходу потока от экстракционной установки и ниже по ходу потока от стадии очистки и сушки;

- поток рецикла повторно вводят в питающий газовый поток исключительно в газообразном виде;

- средство расширения представляет собой турбину динамического расширения или клапан статического расширения;

- остаточный сжатый обработанный газовый поток, оставшийся после отбора потока рецикла, направляют в сеть распределения и/или в линию сжижения.

Объектом изобретения является также установка для обработки питающего газа, содержащая:

- экстракционную установку для извлечения жидкостей природного газа;

- устройство для обеспечения питающего газового потока и транспортировки питающего газового потока в газожидкостную экстракционную установку для извлечения жидкостей природного газа;

при этом экстракционная установка содержит:

* устройство для охлаждения и предпочтительно по меньшей мере частичного сжижения питающего газового потока, выполненное с возможностью производить охлажденный питающий поток;

* средство расширения и сепарационное устройство для разделения по меньшей мере одного потока, полученного из охлажденного питающего газового потока, содержащее сепарационную колонну, при этом сепарационное устройство выполнено с возможностью производить обработанный газовый поток и поток жидкостей природного газа;

- установку сжатия, содержащую по меньшей мере один компрессор газа, предназначенную для сжатия обработанного газового потока, выполненную с возможностью получения сжатого обработанного газового потока;

- фракционную установку для разделения потока жидкостей природного газа на множество углеводородных фракций;

отличающаяся тем, что содержит:

- устройство отбора потока рецикла из сжатого обработанного газового потока;

- устройство для повторного введения потока рецикла без его охлаждения в питающий газовый поток выше по ходу потока от экстракционной установки, в охлажденный питающий газовый поток или в поток, полученный из охлажденного питающего газового потока, выше по ходу потока от средства расширения.

Заявленная установка может иметь один или несколько следующих отличительных признаков, рассматриваемых отдельно или в любых технически возможных комбинациях:

- устройство повторного введения газа выполнено с возможностью вводить без охлаждения поток рецикла в питающий газовый поток выше по ходу потока от экстракционной установки;

- устройство охлаждения содержит первичный теплообменник для охлаждения и предпочтительно по меньшей мере частичного сжижения питающего газового потока, при этом устройство повторного введения газа предпочтительно вводит поток рецикла в питающий газовый поток выше по ходу потока от указанного первичного теплообменника, и

- устройство охлаждения выполнено с возможностью производить по меньшей мере частично сжиженный питающий газовый поток из питающего газового потока, предпочтительно дополненного потоком рецикла, при этом сепарационное устройство содержит:

- сепараторный сосуд, в который поступает охлажденный и по меньшей мере частично сжиженный питающий газовый поток, полученный из питающего газового потока, дополненного потоком рецикла, для получения верхнего газового потока и нижнего жидкого потока;

- устройство для расширения верхнего газового потока и нижнего жидкого потока, содержащее указанное средство расширения;

- сепарационную колонну, соединенную со средством расширения и производящую в верхней части колонны обработанный газовый поток и в нижней части колонны поток жидкостей природного газа;

- она содержит устройство для направления остаточного сжатого обработанного газового потока, оставшегося после отбора потока рецикла, в сеть распределения и/или в линию сжижения.

Изобретение будет более понятно из нижеследующего описания, представленного исключительно в качестве примера, со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых:

фиг. 1 - схематичный вид установки, предназначенной для осуществления первого заявленного способа во время использования с питающим газовым потоком с высоким содержанием жидкостей природного газа;

фиг. 2 - вид, аналогичный фиг. 1, установки во время использования с питающим газовым потоком с низким содержанием жидкостей природного газа;

фиг. 3 - пример установки извлечения жидкостей природного газа, которую можно предусмотреть в установке, показанной на фиг. 1.

В дальнейшем тексте описания поток, проходящий в трубопроводе, и трубопровод, в котором проходит этот поток, будут обозначены одинаковой позицией. Кроме того, если только не будет указано иное, процентные содержания являются молярными содержаниями, а давления выражены в относительных барах.

На фиг. 1 показана первая установка 10 для обработки питающего газа, выполненная с возможностью осуществления первого заявленного способа.

Установки 10 содержит устройство 12 для обеспечения и транспортировки питающего газового потока 14 и экстракционную установку 16 для извлечения жидкостей природного газа, выполненную с возможностью производить из питающего газового потока 14 обработанный газовый поток 18 и поток 20 жидкостей природного газа.

Установка 10 включает в себя также установку 22 сжатия, выполненную с возможностью получения сжатого обработанного газового потока 24 из обработанного газового потока 18, и фракционную установку 26, выполненную с возможностью получать углеводородные фракции 28, 30, 32, 33 из потока 20 жидкостей природного газа.

Согласно изобретению, установка 10 дополнительно содержит устройство 34 отбора, предназначенное для отбора потока 36 рецикла из сжатого обработанного газового потока 24, и устройство 38 для повторного введения потока 36 рецикла в питающий поток 14 выше по ходу потока от установки 16 для извлечения жидкостей природного газа.

Устройство 12 обеспечения и транспортировки содержит по меньшей мере один источник питающего газа 14 и по меньшей мере один трубопровод для транспортировки питающего газа 14 в экстракционную установку 16.

Не ограничительным примером экстракционной установки 16 является установка типа «Процесс переохлаждения газа» (“Gas Subcooled Process” или “GSP”), показанная на фиг. 3.

В этом случае она содержит первичный теплообменник 40, предназначенный для охлаждения и предпочтительно частичного сжижения питающего газового потока 14, в который добавили поток 36 рецикла, сепараторный сосуд 42, выполненный с возможностью производить верхний газовый поток 44 и нижний жидкой поток 46.

Газожидкостная экстракционная установка 16 также содержит сепарационную колонну 48, оснащенную нижним ребойлером и верхним теплообменником 51, средство расширения, в данном случае образованное турбиной 50 динамического расширения, выполненное с возможностью расширять по меньшей мере часть верхнего газового потока 44 перед его введением в сепарационную колонну 48, предпочтительно первый клапан 51А статического расширения, выполненный с возможностью расширять по меньшей мере другую часть верхнего газового потока 44, и клапан 52 статического расширения, выполненный с возможностью расширять по меньшей мере часть нижнего жидкого потока 46 перед его введением в сепарационную колонну 48.

Установка 22 сжатия содержит компрессор 53, связанный с турбиной 50 динамического расширения, и по меньшей мере один компрессор 54, предпочтительно связанный с охладителем 56. Предпочтительно она содержит между компрессором 53 и компрессором 54 сепаратор 58 жидкости.

Фракционная установка 26 содержит по меньшей мере одну дистилляционную колонну 60, предпочтительно оснащенную дефлегматором.

Устройство 34 отбора газа содержит, например, врезку, выполненную в трубопроводе, транспортирующем сжатый обработанный газовый поток 24 ниже по ходу потока от охладителя 56, и трубопровод для рециркуляции потока 36 рецикла, оснащенный клапаном 62 регулирования расхода.

Устройство 38 повторного введения газа предпочтительно содержит врезку, выполненную в трубопроводе, транспортирующем питающий газовый поток 14.

Далее следует описание осуществления заявленного способа в установке 10.

Сначала обеспечивают питающий газовый поток 14. Питающий газовый поток содержит углеводороды и представляет собой, например, природный газ.

Предпочтительно он содержит от 75 мол.% до 99 мол.% метана.

Когда питающий газ имеет высокое содержание жидкостей природного газа, предпочтительно он содержит от 3 мол.% до 10 мол.% углеводородов С2, от 1 мол.% до 8 мол.% углеводородов С3 и от 0,1 мол.% до 8 мол.% углеводородов С4+. С другой стороны, если питающий газ имеет низкое содержание жидкостей природного газа, содержание в нем С2+ существенно ниже, предпочтительно от 10% до 80% для каждого из углеводородных соединений С2, С3 и С4+, по сравнению с молярным содержанием вышеуказанного богатого состава.

Под «углеводородами Cn» следует понимать углеводородные соединения, образованные углеродом и водородом и содержащие число атомов углерода, равное n.Например, термин «углеводороды С2» включает в себя этан, этилен и ацетилен.

Под «углеводородами Cn+» следует понимать углеводородные соединения, образованные углеродом и водородом и содержащие число атомов углерода, превышающее или равное n.

Как правило, давление питающего газового потока 14 превышает 40 бар и, в частности, составляет от 50 бар до 75 бар.

Предпочтительно питающий газовый поток 14 очищают для удаления примесей, в частности, сернистых соединений, таких как меркаптаны, и сушат для удаления воды. Молярное содержание СО₂ понижают таким образом, чтобы избежать кристаллизации диоксида углерода, причем это содержание, как правило, ниже 1 мол. %. Массовое содержание сернистых соединений тоже понижают предпочтительно ниже 10 частей на миллион для сульфида водорода и, как правило, ниже 30 частей на миллион для сернистых соединений типа меркаптана. Наконец, молярное содержание воды понижают, чтобы избежать образования гидрата или льда, как правило, ниже 10 частей на миллион.

После этого питающий газовый поток 14 дополняют потоком 36 рецикла, что будет описано ниже, для получения дополненного питающего газового потока 64. Затем поток 64 направляют в газожидкостную экстракционную установку 16 для извлечения жидкостей природного газа.

В этой установке его охлаждают и предпочтительно по меньшей мере частично сжижают, расширяют и разделяют для получения обработанного газового потока 18 и потока 20 жидкостей природного газа.

Поток 20 жидкостей природного газа вводят в фракционную установку 26 для разделения на множество углеводородных фракций 28, 30, 32, 33.

В примере, представленном на фиг. 2, фракционная установка 26 производит по меньшей мере одну фракцию 28 углеводородов С2, содержащую более 90 мол.% углеводородов С2, фракцию 30 углеводородов С3, содержащую более 90 мол.% углеводородов С3, фракцию 32 углеводородов С4, содержащую более 90 мол.% углеводородов С4, и фракцию 33 углеводородов С5+.

Как правило, обработанный газовый поток 18 содержит менее 30 мол.% углеводородов С2+, содержащихся в дополненном питающем газовом потоке 64. Он имеет молярное содержание углеводородов С2+, как правило, ниже 5%.

Как правило, он содержит более 90 мол.% метана, содержащегося в дополненном питающем газовом потоке 64.

Обработанный газовый поток 18 затем вводят в установку 22 сжатия для получения сжатого газового потока 24.

Давление сжатого газового потока 24 превышает давление питающего газового потока 14. В частности, оно составляет от 50 бар до 100 бар.

Согласно изобретению, если питающий газ богат жидкостями природного газа, из сжатого газового потока 24 ниже по ходу потока от установки 22 сжатия отбирают поток 36 рецикла.

В данном случае поток 36 рецикла по существу имеет такой же состав, как и обработанный газовый поток 18 и как сжатый газовый поток 24.

Так, поток 36 рецикла имеет содержание углеводородов С2+ ниже 5 мол.%.

Поток 36 рецикла отбирают из сжатого газового потока 24 без расширения.

Затем поток 36 рецикла проходит через клапан 62 регулирования расхода для коррекции своего расхода. После этого его повторно вводят в питающий газовый поток 14 выше по ходу потока от экстракционной установки 16.

Расход потока 36 рецикла, повторно водимого в питающий газовый поток, регулируют при помощи регулировочного клапана 62 в зависимости от содержания жидкостей природного газа в питающем газовом потоке 14.

Молярный расход потока 36 рецикла ниже 90% от молярного расхода сжатого обработанного газового потока 24 до отбора потока 36 рецикла и, в частности, составляет от 25% до 80% молярного расхода сжатого обработанного газового потока 24 до отбора потока 36 рецикла.

Предпочтительно расход потока 36 рецикла, повторно водимого в питающий газовый поток 14, превышает 10 мол.% расхода питающего газового потока 14 до повторного введения потока 36 рецикла и предпочтительно составляет от 30 мол.% до 400 мол.% расхода питающего газового потока 14 до повторного введения потока 36 рецикла.

Поток 36 рецикла повторно вводят в питающий газовый поток 14 без охлаждения между точкой его отбора из сжатого газового потока 24 и точкой его повторного введения в питающий газовый поток 14.

Содержание углеводородов С2+ в питающем газовом потоке 64 после повторного введения потока 36 рецикла по меньшей мере на 25% ниже содержания углеводородов С2+ в питающем газовом потоке 14 до повторного введения потока 36 рецикла.

После этого питающий газовый поток 64, дополненный потоком 36 рецикла, подают в экстракционную установку 16, как было описано выше.

В конкретном примере, представленном на фиг. 3, поток 36 рецикла повторно вводят в питающий газовый поток 14 выше по ходу потока от первичного теплообменника 40 с целью получения дополненного питающего газового потока 64.

Дополненный питающий газовый поток 64 вводят в первичный теплообменник 40 для его охлаждения и предпочтительно по меньшей мере частичного сжижения в нем с целью получения охлажденного питающего газового потока 66.

Предпочтительно температура потока 66 ниже -10°С и, в частности, находится в пределах от -20°С до -50°С.

Молярное содержание жидкости в потоке 66 обычно составляет от 0% до 10%.

Затем поток 66 вводят в сепараторный сосуд 42, где его разделяют на верхний газовый поток 44 и на нижний жидкий поток 46.

Первую часть 67А верхнего потока 44 вводят в турбину 50 динамического расширения, где она динамически расширяется и образует первую расширенную часть 68А верхнего потока.

Например, давление первой части 68А ниже 50 бар и, в частности, составляет от 20 бар до 40 бар.

Затем первую расширенную часть 68А вводят в сепарационную колонну 48, в данном случае на первом промежуточном уровне N1.

Предпочтительно, вторую часть 67В верхнего потока 44 вводят последовательно в верхний теплообменник 51 для ее охлаждения в нем, затем в клапан 51А статического расширения для ее расширения и для получения второй расширенной части 68В верхнего потока.

Давление второй части 68В, например, ниже 50 бар и, в частности, составляет от 20 бар до 40 бар.

После этого вторую расширенную часть 68В вводят в сепарационную колонну 48, в данном случае на верхнем уровне NT, расположенном над первым промежуточным уровнем N1.

Нижний жидкий поток 46 расширяют в клапане 52 статического расширения для получения расширенного нижнего потока 70.

Давление расширенного нижнего потока 70 ниже 50 бар и, в частности, составляет от 20 бар до 40 бар.

Расширенный нижний поток 70 вводят в сепарационную колонну 48 на втором промежуточном уровне N2, расположенном под первым промежуточным уровнем N1 и над нижним ребойлером.

В нижней части сепарационная колонна 48 производит поток 20 жидкостей природного газа, предназначенный для питания фракционной установки 26.

Кроме того, в верхней части сепарационная колонна 48 производит верхний поток 72. Верхний поток 72 последовательно вводят в верхний теплообменник 51, затем в первичный теплообменник 40 для его нагрева в нем и получения обработанного газового потока 18.

Например, температура обработанного газового потока 18 превышает 10°С на выходе первичного теплообменника 40.

После этого обработанный газовый поток 18 сжимают в компрессоре 53. Затем он проходит через сепаратор 58 для удаления жидкостей, которые он может содержать, затем сжимается в компрессоре 54, после чего охлаждается в воздушном охладителе 56 для получения сжатого газового потока 24.

В фракционной установке 26 расширенный нижний поток 70 вводят по меньшей мере в одну дистилляционную колонну 60, предпочтительно в группу из последовательных колонн для получения каждой из фракций 28, 30, 32, 33.

Как было указано выше, поток 36 рецикла отбирают из сжатого газового потока 24 ниже по ходу потока от компрессора 54 и охладителя 56. Затем остаточный сжатый газовый поток 24А направляют в сеть распределения и/или в линию сжижения.

В примере, показанном на фиг. 2, в случае питающего газа с низким содержанием жидкостей природного газа регулировочный клапан 62 закрывают, и расход потока 36 рецикла является нулевым.

Следующие таблицы иллюстрируют примеры осуществления заявленного способа в случае питающего газа с низким содержанием жидкостей природного газа и в случае питающего газа с высоким содержанием жидкостей природного газа. Для сравнения в таблицах показан известный способ, осуществляемый с питающим газом, богатым жидкостями природного газа.

Способ	Поток	Расход (т/ч)	В том числе С2 (т/ч)	В том числе С3 (т/ч)	В том числе С4 (т/ч)	Примечания
Заявленный: для питающего газа с низким содержанием жидкостей природного газа (фиг. 2)	14	740	20,1 (1,5 мол.%)	7,8 (0,4 мол.%)	3,9 (0,16 мол.%)	Молярная масса: 16,63
	20	30,9	Не определен	Не определен		-
	24	709,1	3 (0,23 мол.%)	0,2 (0,01 мол.%)	0	Молярная масса: 16,24
	24А	То же 24	То же 24	То же 24		То же 24
	28	17,1	99,5 мол.%	Не определен		-
	30	7,6	Не определен	99,5 мол.%		-
	32	3,9	Не определен	Не определен	97,5%	-
	33	2,3	Не определен	Не определен	Не определен	Молярная масса: 78,2
	36	0	-	-		Нет рецикла
	64	То же 14	То же 14	То же 14		То же 14

Способ	Поток	Расход (т/ч)	В том числе С2 (т/ч)	В том числе С3 (т/ч)	В том числе С4 (т/ч)	Примечания
Заявленный: для питающего газа с высоким содержанием жидкостей природного газа (фиг. 1)	14	200	18,5 (5,5 мол.%)	9,9 (2,0 мол.%)	3,9 (0,6 мол.%)	Молярная масса: 17,85
	20	33,4	Не определен	Не определен		-
	24	640,17	Не определен	Не определен		-
	24А	166,6	1,5 (0,48 мол.%)	0,1 (0,01 мол.%)		Молярная масса: 16,16
	28	17,1	99,5 мол.%	Не определен		-
	30	9,7	Не определен	99,5 мол.%		-
	32	3,9	Не определен	Не определен	97,5 мол.%	-
	33	2,6	Не определен	Не определен	Не определен	Молярная масса: 79,15
	36	474,1	Не определен	Не определен		-
	64	674,1	22,8 (1,87 мол.%)	10,0 (0,56 мол.%)		Молярная масса: 16,62

Способ	Поток	Расход (т/ч)	В том числе С2 (т/ч)	В том числе С3 (т/ч)	В том числе С4 (т/ч)	Примечания
Известный из уровня техники: для питающего газа с высоким содержанием жидкостей природного газа (фиг. 1 без отводного потока 36)	14	740	68,5 (5,5 мол.%)	36,6 (2,0 мол.%)		Молярная масса: 17,85
	20	76,0	Не определен	Не определен		-
	24	663	4,3 мол.%	0,1 мол.%		Молярная масса: 16,72
	28	17,2	99,5 мол.%	Не определен		-
	30	34,3	Не определен	99,5 мол.%		-
	32	14,2	Не определен	Не определен	97,5 мол.%	-
	33	9,7	Не определен	Не определен	Не определен	Молярная масса: 79,15

Как видно из этих таблиц, переход от питающего газа с низким содержанием жидкостей природного газа к питающему газу с высоким содержанием жидкостей природного газа в рамках известного способа предшествующего уровня техники приводит к значительному увеличению расхода потока 20 жидкостей природного газа, извлекаемых из экстракционной установки 16, что требует существенного увеличения размерных параметров фракционной установки 26 для соответствия потоку 20 и возможного повторного введения части этого потока в обработанный газ, учитывая нежелательные жидкие соединения природного газа.

С другой стороны, использование потока 36 рецикла, полученного из сжатого обработанного газового потока 24, выходящего из установки 22 сжатия, снижает содержание углеводородов С2+ в питающем газовом потоке 14 и ограничивает молекулярный вес дополненного питающего газового потока 64. Это приводит в экстракционной установке к получению потока 20 жидкостей природного газа с значительно более низким расходом (33,4 т/ч для заявленного способа в соответствии с настоящим изобретением по сравнению с расходом 76 т/ч для известного из уровня техники способа).

Рецикл позволяет сохранять по существу постоянный состав дополненного питающего газового потока 64, вводимого в экстракционную установку 16, и обеспечивает корректную термическую картину, одновременно ограничивая количество жидкостей природного газа и тяжелых компонентов, поступающих в установку. Рецикл, в частности, увеличивает соотношение С2/С3+ в дополненном питающем газовом потоке 64 для извлечения требуемого количества фракции С2 с одновременным уменьшением извлечения фракции С3+ (потенциально нежелательные продукты), что позволяет минимизировать проектный размер экстракционной установки 16.

Это позволяет ограничить влияние состава более богатого питающего газа на проектные размеры оборудования.

Таким образом, получают аналогичную производственную мощность по производству жидкостей природного газа с более богатым составом питающего газа без (или с минимизацией) дополнительных инвестиционных и операционных расходов.

Таким образом, заявленный способ можно осуществлять для широкого спектра составов питающего газа, причем без существенного увеличения связанных с ним расходов.

В варианте выполнения (показанном на фигурах пунктирной линией) компрессор 54 содержит множество ступеней, при этом поток 36 рецикла отбирают на промежуточной ступени компрессора 54, а не ниже по ходу потока от компрессора 54.

В варианте (показанном пунктирной линией) поток 36 рецикла повторно вводят в охлажденный питающий газовый поток 66 внутри экстракционной установки 16 ниже по ходу потока от теплообменника 40 и выше по ходу потока от сепараторного сосуда 42.

В альтернативном варианте поток 36 рецикла повторно вводят в поток, полученный из охлажденного питающего газового потока, ниже по ходу потока от сепараторного сосуда 42 и выше по ходу потока от сепарационной колонны 48. Например, поток рецикла повторно вводят в верхний газовый поток 44 выше по ходу потока от турбины 50 динамического расширения, предпочтительно выше по ходу потока от разделения на первую часть 67А верхнего потока 44 и вторую часть 67В верхнего потока 44.

Во всех вышеупомянутых случаях поток 36 рецикла повторно вводят в охлажденный питающий газовый поток 66 или в поток, полученный из охлажденного питающего газового потока 66, без охлаждения между точкой его отбора из сжатого газового потока 24 и точкой его повторного введения.

В варианте выполнения турбина 50 динамического расширения заменена клапаном статического расширения.

Claims (35)

1. Способ обработки питающего газа, включающий следующие стадии:

- обеспечивают питающий газовый поток (14, 64) и направляют питающий газовый поток (14, 64) в экстракционную установку (16) для извлечения жидкостей природного газа;

- в экстракционной установке (16) охлаждают и предпочтительно по меньшей мере частично сжижают питающий газовый поток (64), расширяют в средстве (50) расширения и разделяют в сепарационной колонне (48) по меньшей мере один поток, полученный из охлажденного питающего газового потока, и после разделения извлекают обработанный газовый поток (18) и поток (20) жидкостей природного газа;

- сжимают обработанный газовый поток (18) в по меньшей мере одном компрессоре (54) установки (22) сжатия для получения сжатого обработанного газового потока;

- в фракционной установке (26) производят разделение потока (20) жидкостей природного газа на множество углеводородных фракций (28, 30, 32, 33);

отличающийся тем, что включает следующие стадии:

- из сжатого обработанного газового потока (24) отбирают поток (36) рецикла; и

- повторно вводят поток (36) рецикла без его охлаждения в питающий газовый поток (14) выше по ходу потока от экстракционной установки, в охлажденный питающий газовый поток или в поток, полученный из охлажденного питающего газового потока, выше по ходу потока от средства (50) расширения.

2. Способ по п. 1, в котором расход повторно вводимого потока (36) рецикла регулируют в зависимости от содержания жидкостей природного газа в питающем газовом потоке (14).

3. Способ по п. 1 или 2, в котором молярный расход повторно вводимого потока (36) рецикла превышает 10% от молярного расхода питающего газового потока (14) перед повторным введением потока (36) рецикла, при этом молярный расход повторно вводимого потока (36) рецикла предпочтительно составляет от 30% до 400% молярного расхода питающего газового потока (14) перед повторным введением потока (36) рецикла.

4. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором содержание углеводородов С2+ в питающем газовом потоке (64) после повторного введения потока (36) рецикла по меньшей мере на 20 мол.% ниже содержания углеводородов С2+ в питающем газовом потоке (14) до повторного введения потока (36) рецикла.

5. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором молярный расход потока (20) жидкостей природного газа, подаваемого в фракционную установку (26), меньше 20% от молярного расхода питающего газового потока (64) после повторного введения потока (36) рецикла.

6. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором поток (36) рецикла повторно вводят без его охлаждения в питающий газовый поток (14) выше по ходу потока от экстракционной установки (16).

7. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором охлаждение и предпочтительно по меньшей мере частичное сжижение питающего газового потока (64) включают в себя введение питающего газового потока (64) в первичный теплообменник (40), охлаждение и предпочтительно по меньшей мере частичное сжижение питающего газового потока (64) в первичном теплообменнике (40), при этом поток (36) рецикла предпочтительно повторно вводят в питающий газовый поток (14) выше по ходу потока от первичного теплообменника (40).

8. Способ по п. 7, в котором обработанный газовый поток (18) пропускают через первичный теплообменник (40) до сжатия в компрессоре (54).

9. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором охлаждение питающего газового потока (64) приводит к по меньшей мере частичному сжижению питающего газового потока (64), при этом охлажденный и по меньшей мере частично сжиженный питающий газовый поток (66), полученный из питающего газового потока (64), предпочтительно дополненного потоком (36) рецикла, вводят в сепараторный сосуд (42) для получения верхнего газового потока (44) и нижнего жидкого потока (46), при этом по меньшей мере одну часть, полученную из верхнего газового потока (44), и по меньшей мере одну часть, полученную из нижнего жидкого потока (46), вводят после расширения в сепарационную колонну (48), при этом сепарационная колонна (48) производит в верхней части обработанный газовый поток (18) и в нижней части - поток (20) жидкостей природного газа.

10. Способ по п. 9, включающий в себя расширение по меньшей мере одной части (67А) верхнего газового потока (44) в средстве расширения, при этом указанное средство расширения представляет собой турбину (50) динамического расширения, для получения динамически расширенной части (68А), затем введение динамически расширенной части (68А) в сепарационную колонну (48).

11. Способ по любому из предыдущих пунктов, в котором фракционирование включает в себя разделение потока (20) жидкостей природного газа в по меньшей мере одной дистилляционной колонне (60) на по меньшей мере одну легкую фракцию и одну тяжелую фракцию, предпочтительно на одну фракцию (28) с высоким содержанием углеводородов С2, на одну фракцию (30) с высоким содержанием углеводородов С3, на одну фракцию (32) с высоким содержанием углеводородов С4 и на одну фракцию (33) с высоким содержанием углеводородов С5+.

12. Установка (10) для обработки питающего газа, содержащая:

- экстракционную установку (16) для извлечения жидкостей природного газа;

- устройство для обеспечения питающего газового потока (14, 64) и транспортировки питающего газового потока (64) в экстракционную установку (16) для извлечения жидкостей природного газа;

при этом экстракционная установка (16) содержит:

* устройство для охлаждения и предпочтительно по меньшей мере частичного сжижения питающего газового потока (64), выполненное с возможностью производить охлажденный питающий поток;

* средство (50) расширения и сепарационное устройство для разделения по меньшей мере одного потока, полученного из охлажденного питающего газового потока, содержащее сепарационную колонну (48), при этом сепарационное устройство выполнено с возможностью производить обработанный газовый поток (18) и поток (20) жидкостей природного газа;

- установку (22) сжатия, содержащую по меньшей мере один компрессор (54), для сжатия обработанного газового потока (18), выполненную с возможностью получения сжатого обработанного газового потока;

- фракционную установку (26) для разделения потока (20) жидкостей природного газа на множество углеводородных фракций (28, 30, 32, 33);

отличающаяся тем, что содержит:

- устройство (34) для отбора потока (36) рецикла из сжатого обработанного газового потока (18);

- устройство (38) для повторного введения без его охлаждения потока (36) рецикла в питающий газовый поток (14) выше по ходу потока от экстракционной установки, в охлажденный питающий газовый поток или в поток, полученный из охлажденного питающего газового потока, выше по ходу потока от средства (50) расширения.

13. Установка (10) по п. 12, в которой устройство (38) для повторного введения выполнено с возможностью вводить без охлаждения поток (36) рецикла в питающий газовый поток (14) выше по ходу потока от экстракционной установки (16).

14. Установка (10) по п. 13, в которой устройство охлаждения содержит первичный теплообменник (40) для охлаждения и предпочтительно по меньшей мере частичного сжижения питающего газового потока (64), при этом устройство (38) для повторного введения газа предпочтительно вводит поток (36) рецикла в питающий газовый поток (14) выше по ходу потока от первичного теплообменника (40).

15. Установка (10) по любому из пп. 13, 14, в которой устройство охлаждения выполнено с возможностью производить по меньшей мере частично сжиженный питающий газовый поток (66) из питающего газового потока (64), предпочтительно дополненного потоком (36) рецикла, при этом сепарационное устройство содержит:

- сепараторный сосуд (42), в который поступает охлажденный и по меньшей мере частично сжиженный питающий газовый поток (66), полученный из питающего газового потока (64), дополненного потоком (36) рецикла, для получения верхнего газового потока (44) и нижнего жидкого потока (46);

- устройство для расширения верхнего газового потока (44) и нижнего жидкого потока (46), содержащее указанное средство (50) расширения;

- сепарационную колонну (48), соединенную с устройством расширения и производящую в верхней части колонны обработанный газовый поток (18) и в нижней части - поток (20) жидкостей природного газа.

Images