УСТАНОВКА ФРАКЦИОНИРОВАНИЯ ГАЗООБРАЗНЫХ И ЖИДКИХ ПОТОКОВ УГЛЕВОДОРОДОВ

Полезная модель относится к переработке газообразных и жидких углеводородов, а именно нефтяных и природных газов и газовых конденсатов для получения товарного газа, этановой, пропан-бутановой, пентан-гексановой фракций и стабильного конденсата, и может быть использована на предприятиях нефтяной и газовой промышленности.
Известна технологическая установка для переработки горючих сред, например нефтеперерабатывающая установка, в которой из нефти извлекаются газообразные углеводороды, а бросовые или остаточные газы от неконтролируемого роста давления в технологическом процессе выпускаются через технологические или предохранительные клапаны в установке и отводятся по коллекторному трубопроводу в накопитель низкого давления, а возвратный трубопровод проходит от накопителя к технологической установке для обработки бросовых или остаточных газов от неконтролируемого роста давления для избежания использования факела. Накопитель низкого давления включает накопитель для хранения сырой нефти или исходного сырьевого продукта технологической установки выше по ходу потока от технологической установки. Возвратный трубопровод присоединен к газовому участку накопителя для хранения исходного сырьевого продукта, при этом любой конденсированный газ и жидкость из среды, которая вводится в накопитель по коллекторному трубопроводу, возвращается в технологический процесс по трубопроводу для исходного продукта. Кроме того, в возвратном трубопроводе предусмотрен вентилятор или компрессор. [Патент РФ №2229662, 7 МПК F25J 3/00, з. №2000129152, приоритет от 16.04.1999, опубл. 27.05.2004].
Недостатком данной технологической установки является то, что накопители имеют сложную систему обеспечения безопасности (предохранительные клапаны со сбросом на факел или в атмосферу, регуляторы уровня и давления, обеспечение герметичности и т.п.), которая не позволяет обеспечить повторную переработку всех бросовых или остаточных газов от неконтролируемого роста давления в технологическом процессе.
Известна также установка фракционирования газообразных и жидких потоков углеводородов, содержащая блок стабилизации конденсата путем нагревания, соединенный с линией подачи нестабильного газового конденсата и линиями отвода стабильного конденсата и газов стабилизации, первый, второй и третий блоки аминовой очистки от кислых компонентов и осушки с линиями подачи в них сырого природного газа, при этом выходы первого и второго блоков аминовой очистки от кислых компонентов и осушки соединены соответственно через первый и второй блоки адсорбционной очистки от меркаптанов линиями подачи очищенного газа с первым и вторым блоками выделения этановой фракции и широкой фракции легких углеводородов путем низкотемпературной конденсации и ректификации, выходы которых соединены с блоком ректификационного разделения широкой фракции легких углеводородов, причем линия подачи очищенного газа во второй блок выделения этановой фракции и широкой фракции легких углеводородов путем низкотемпературной конденсации и ректификации снабжена линией отвода товарного газа, выход третьего блока аминовой очистки от кислых компонентов и осушки соединен с блоком выделения пропан-бутановой фракции путем низкотемпературной масляной абсорбции, линия отвода газов стабилизации соединена с линией подачи сырого природного газа в первый блок аминовой очистки от кислых компонентов и осушки [Патент РФ №20785, 7 МПК F25J 3/02, з. №2001116006, приоритет 08.06.2001, опубл. 27.11.2001 в бюл. №33].
Недостатком известной установки является то, что утилизация низконапорных газов, содержащих высокосернистые соединения, производится в топливный газ, который впоследствии просто сжигается на Каргалинской ТЭЦ. В результате этого целевые продукты при переработке природного газа выделяются не полностью, что в целом снижает производительность установки.
Наиболее близкой к заявляемой по назначению, совокупности существенных признаков и достигаемому результату является применяемая на Оренбургском газоперерабатывающем комплексе, включающем Оренбургский газоперерабатывающий (ОГПЗ) и Оренбургский гелиевый (ОГЗ) заводы, установка фракционирования газообразных и жидких потоков углеводородов, включающая блок I очистки природного газа, предусматривающий раздельную переработку трех потоков сырого природного газа, и блок II стабилизации конденсата, предусматривающий переработку потока нестабильного конденсата [Технология переработки сероводородсодержащего природного газа и конденсата. Под ред. В.И.Вакулина, Оренбург, 1990 г., приложение с.197], принятая за прототип.
Блок I очистки природного газа включает первый, второй и третий блоки аминовой очистки от кислых компонентов и осушки с линиями 4-6 подачи в них сырого природного газа и линиями 7а-9а (на схеме показано пунктиром) отвода газов стабилизации низкого давления, блоки 11 и 12 адсорбционной очистки от меркаптанов, блоки 15 и 19 низкотемпературной конденсации и ректификации, блок 16 ректификационного разделения широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) с линиями выхода пропан-бутановой (ПБФ) и пентан-гексановой (ПГФ) фракций, и блок 13 низкотемпературной масляной абсорбции с линиями выхода товарного газа и ПБФ.
Блок II стабилизации конденсата содержит линиию подачи нестабильного газового конденсата, линию 16 отвода стабильного конденсата и линию 25 отвода газов стабилизации высокого давления,
которая снабжена компрессором 26 газа высокого давления и соединена с линиями подачи сырого природного газа (см. прилагаемый чертеж).
Действующая установка предусматривает параллельную аминовую очистку от кислых компонентов (от сероводорода и углекислого газа) и гликолевую осушку трех потоков сырого природного газа на первой, второй и третьей очередях ОГПЗ (блоки 1, 2 и 3 соответственно с линиями 4, 5 и 6 подачи в них сырого природного газа, с последующей его очисткой от меркаптанов на блоках 11 и 12 адсорбционной очистки. К газам стабилизации низкого давления (до 0,6 МПа) относят газы выветривания и экспанзерные газы расширения, образующиеся при аминовой очистке природного газа от кислых компонентов на всех трех блоках в процессе выделения в выветривателях или расширителях (экспанзерах) растворенных на стадии абсорбции, а также хвостовые газы, образующиеся в процессе извлечения ШФЛУ на первой и второй очередях ОГПЗ. После выхода из абсорберов «богатые» амины имеют в своем составе, при давлении до 6 МПа, растворенные углеводородные газы и сероводород. Для того чтобы провести термическую регенерацию, предварительно производится снижение давления аминов до 0,6 МПа в емкостях-экспанзерах. При этом из аминов выделяются растворенные углеводородные газы (газы выветривания аминов), т.е. экспанзерые газы, которые после предварительной очистки от сероводорода (до 100мг/м3) выводятся в топливную сеть 22 для сжигания. Также при осушке газа из него выделяется смесь моноэтиленгликоля (МЭГ) и углеводородный конденсат осушки с давлением до 6 МПа. В процессе подготовке МЭГ к регенерации от него отделяется углеводородный конденсат и снижается давление до 0,6 МПа. При этом из МЭГ также выделяются газы выветривания, которые отводятся в топливную сеть 22.
3
3
Газы стабилизации низкого давления с содержанием сероводорода до 100 мг/м и меркаптанов до 400 мг/м отводятся в линию 21 топливного газа, а затем на сжигание в топливную сеть 22.
Часть очищенного от кислых компонентов и меркаптанов и осушенного природного газа из линий 14 и 18 отводится по линиям 17 и 20 в линию 21 топливного газа и на сжигание в топливную сеть 22.
Основная часть очищенного природного газа далее поступает на следующую переработку:
- первый поток природного газа на блоке 15 низкотемпературной конденсации и ректификации (на второй и третьей очередях ОГЗ) охлаждается в системе детандеров и холодильников до температуры конденсации, затем направляется в деметанизатор для выделения метановой фракции, в деэтанизатор, верхним продуктом которого является этановая фракция, а нижним - широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ);
второй поток подвергают переработке на блоке 19 низкотемпературной конденсации и ректификации с получением метановой и этановой фракций и ШФЛУ;
- ШФЛУ, получаемую при переработке первого и второго потоков газа, подвергают фракционированию на блоке 16 ректификационного разделения с получением пропан-бутановой (ПБФ) и пентан-гексановой (ПГФ) фракций;
- из третьего потока на блоке 13 низкотемпературной масляной абсорбции производится выделение ПБФ.
Нагретый нестабильный газовый конденсат разделяется на тяжелые углеводороды (стабильный конденсат) и более легкие (газы стабилизации) на блоке 23 (III очереди ОГПЗ), выходы которого соединены с линией 24 отвода стабильного конденсата и линией 25 отвода газов стабилизации высокого давления (ВД). Газы стабилизации высокого давления (с давлением 1-2 МПа) по линии 25 через компрессор газа высокого давления 26 подаются в линии подачи сырого газа 4-6, где смешиваются с потоками сырого газа перед их аминовой очисткой от кислых компонентов и осушкой для совместной последующей переработки с целью выделения этановой фракции и ШФЛУ на блоках низкотемпературной конденсации и ректификации (с
последующим разделением ШФЛУ на ПБФ и ПГФ на блоке 16) и ПБФ на блоке 13 низкотемпературной масляной абсорбции.
Недостатком известной установки является то, что она не позволяет перерабатывать газы выветривания, экспанзерные и хвостовые газы трех блоков аминовой очистки от кислых компонентов и осушки, то есть газы стабилизации низкого давления, содержащие значительное количество сернистых соединений, которые сжигаются в топливной сети (для собственных нужд завода и на Каргалинской ТЭЦ), что не обеспечивает выделение из сырого природного газа целевых продуктов в полном объеме, и приводит к недополучению или потере товарной продукции и загрязнению окружающей среды вредными выбросами.
Задачей заявляемой полезной модели является повышение производительности установки путем увеличения выпуска целевых продуктов за счет более полной утилизации газов стабилизации низкого давления и обеспечение экологической безопасности.
Указанная задача в заявляемой установке фракционирования газообразных и жидких потоков углеводородов, содержащей блок очистки природного газа, включающий первый, второй и третий блоки аминовой очистки от кислых компонентов и осушки с линиями подачи в них сырого природного газа и линиями отвода газов стабилизации низкого давления, блоки адсорбционной очистки от меркаптанов, блоки низкотемпературной конденсации и ректификации, блок ректификационного разделения ШФЛУ с линиями выхода ПБФ и ПГФ, блок низкотемпературной масляной абсорбции с линиями выхода товарного газа и ПБФ, и блок стабилизации конденсата с линиями подачи нестабильного газового конденсата, отвода стабильного конденсата и линией отвода газов стабилизации высокого давления, которая снабжена компрессором и соединена с линиями подачи сырого природного газа, решается тем, что она снабжена низконапорным коллектором, который одним концом соединен с линиями отвода газов стабилизации низкого давления, а вторым через компрессор газов низкого давления с выходом
компрессора газов высокого давления, вход которого через редукционный клапан соединен с низконапорным коллектором.
Отличием заявляемой полезной модели является наличие низконапорного коллектора, который одним концом соединен с линиями отвода газов стабилизации низкого давления, а вторым через компрессор газов низкого давления с выходом компрессора газов высокого давления, вход которого через редукционный клапан соединен с низконапорным коллектором.
Наличие низконапорного коллектора, который одним концом соединен с линиями отвода газов стабилизации низкого давления, а вторым через компрессор газов низкого давления с выходом компрессора газов высокого давления, позволяет направить газы стабилизации низкого давления совместно с газами стабилизации высокого давления в линии подачи сырого природного газа на повторную переработку и за счет выделения дополнительных объемов целевых продуктов позволит повысить производительность установки и снизить вредные выбросы.
Соединение входа компрессора газов высокого давления через редукционный клапан с низконапорным коллектором позволяет догрузить нагрузкой компрессор газов стабилизации низкого давления в случае его недогрузки, что обеспечивает надежность работы установки.
Технический результат состоит в обеспечении возможности утилизации газов стабилизации низкого давления путем их смешения с газами стабилизации высокого давления и потоками сырого природного газа, из которых при дальнейшей переработке выделяются дополнительные объемы целевых продуктов, а также повышении экологической безопасности.
На чертеже представлена блок-схема заявляемой установки фракционирования газообразных и жидких потоков углеводородов.
Заявляемая установка фракционирования газообразных и жидких потоков углеводородов состоит из блока I очистки природного газа и блока II стабилизации конденсата.
Блок I очистки природного газа включает блоки 1, 2 и 3 аминовой очистки от кислых компонентов и осушки с линиями 4, 5 и 6 подачи в них соответственно первого, второго и третьего потоков сырого природного газа и линиями 7, 8, 9 отвода газов стабилизации низкого давления в низконапорный коллектор 10.
Блоки 1 и 2 аминовой очистки от кислых компонентов и осушки первого и второго потоков сырого природного газа соединены с блоками 11 и 12 адсорбционной очистки от меркаптанов, блок 3 аминовой очистки от кислых компонентов и осушки сырого газа третьего потока соединен с блоком 13 низкотемпературной масляной абсорбции.
Блок 11 адсорбционной очистки от меркаптанов соединен линией 14 подачи очищенного газа с блоком 15 выделения этановой фракции и ШФЛУ путем низкотемпературной конденсации и ректификации, выход которого соединен с блоком 16 ректификационного разделения ШФЛУ. Линия 14 подачи очищенного газа соединена с линией 17 отвода товарного газа.
Блок 12 адсорбционной очистки от меркаптанов линией 18 подачи очищенного газа соединен с блоком 19 выделения этановой фракции и ШФЛУ путем низкотемпературной конденсации и ректификации, выход которого соединен с блоком 16 ректификационного разделения ШФЛУ. Линия 18 подачи очищенного газа соединена с линией 20 отвода товарного газа. Линии 17 и 20 соединены с топливным коллектором 21, который соединен с топливной сетью 22.
Блок II стабилизации конденсата включает линию подачи нестабильного газового конденсата в блок 23 стабилизации газового конденсата, выходы которого соединены с линией 24 отвода стабильного газового конденсата и линией 25 отвода газов стабилизации высокого давления, снабженной компрессором 26 газа высокого давления. Линия 25
отвода газов стабилизации высокого давления соединена с линиями 4, 5, 6 подачи сырого природного газа на блоки 1, 2, 3 аминовой очистки от кислых компонентов и осушки.
Кроме того, низконапорный коллектор 10 соединен через компрессор 27 газов низкого давления с выходом компрессора 26 газов высокого давления в линию 25 отвода газов стабилизации высокого давления, а линией 28 через редуцирующий клапан 29 с входом компрессора 26.
Заявляемая установка фракционирования газообразных и жидких потоков углеводородов работает следующим образом.
Сырой газ тремя потоками по линиям 4, 5 и 6 направляется на блоки 1, 2 и 3 аминовой очистки от кислых компонентов и осушки, где в абсорберах производится очистка сырого газа от сероводорода, сероокиси углерода и сероуглерода. После выхода из абсорберов «богатые» амины имеют в своем составе, при давлении до 6 МПа, растворенные углеводородные газы и сероводород. Перед термической регенерацией предварительно снижается давление аминов до 0,6 МПа в емкостях-экспанзерах. При этом из аминов выделяются растворенные углеводородные газы - газы стабилизации низкого давления, которые после очистки от сероводорода отводятся в низконапорный коллектор 10. При осушке газа из него выделяется смесь моноэтиленгликоля (МЭГ) и углеводородный конденсат осушки с давлением до 6 МПа. В процессе подготовки МЭГ к регенерации от него отделяется углеводородный конденсат, снижается давление до 0,6 МПа и выделяются газы выветривания, которые также направляются в низконапорный коллектор 10.
Затем первый и второй потоки очищенного от кислых компонентов и осушенного газа подаются на блоки 11 и 12 адсорбционной очистки от меркаптанов, а третий поток подается на блок 13 низкотемпературной масляной абсорбции.
Третий поток газа на блоке 13 низкотемпературной масляной абсорбции подвергается следующей переработке: охлаждается до -30°С в
9
11
пропановом испарителе и очищается от меркаптанов в масляном абсорбере, где в качестве масла абсорбции используется керосиновая фракция (С-С), при этом одновременно с меркаптанами масло абсорбции поглощает углеводороды. Очищенный от меркаптанов газ через рекуперативные теплообменники поступает в трубопровод товарного газа (на чертеже не показано). Из насыщенного масла абсорбции в колонне дебутанизации выделяют пропан-бутановую фракцию (ПБФ).
Первый поток природного газа после очистки от меркаптанов на блоке 11 направляется по линии 14, где разделяется на два потока: меньшая часть газа (до 10% об.) направляется по линии 17 отвода товарного газа в топливный коллектор 21, а большая часть (до 90% об.) подается на блок 15 выделения этановой фракции и широкой фракции легких углеводородов путем низкотемпературной конденсации и ректификации, где охлаждается в системе детандеров и холодильников до температуры конденсации, затем направляется в деметанизатор для выделения метановой фракции (товарный газ), в деэтанизатор, верхним продуктом которого является этановая фракция, а нижним - ШФЛУ.
Товарный газ, получаемый с верха деметанизаторов блока 15 выделения этановой фракции и ШФЛУ путем низкотемпературной конденсации и ректификации, направляется в магистральный газопровод; этановая фракция направляется в этанопровод; а ШФЛУ подается на блок 16 для разделения на ПБФ и ПГФ.
Второй поток природного газа после адсорбционной очистки от меркаптанов на блоке 12 направляется по линии 18, где разделяется на два потока: меньшая часть газа (до 10% об.) отводится по линии 20 в топливный коллектор 21, а большая часть (до 90% об.) подается на блок 19 низкотемпературной конденсации и ректификации, где охлаждается в системе детандеров и холодильников до температуры конденсации, затем направляется в деметанизатор для выделения метановой фракции (товарного
газа), в деэтанизатор, верхним продуктом которого является этановая фракция, а нижним - ШФЛУ.
Нагретый поток нестабильного газового конденсата поступает на блок 23 стабилизации газового конденсата, где последовательно проходит первую и вторую ступени дегазации. Выделившиеся из него при этом фракции легких углеводородов - газы стабилизации высокого давления (1-2 МПа) направляются по линии 25 на компримирование в поршневой компрессор 26, откуда с давлением 6 МПа поступают на смешивание с потоком сырого природного газа в линии 4, 5, 6.
Образующиеся в процессе аминовой очистки газы стабилизации низкого давления (до 0,6 МПа) со всех трех блоков отводятся по линиям 7, 8, 9 в низконапорный коллектор 10, далее дожимаются центробежным компрессором 27 до давления 6 МПа и направляются в линию 25 отвода газов стабилизации высокого давления, откуда совместным потоком поступают на смешение с сырым природным газом в линии 4, 5, 6.
Далее газы стабилизации низкого давления в смеси с сырым природным газом и газами стабилизации высокого давления повторно проходят весь цикл очистки на имеющемся оборудовании.
Газы стабилизации низкого давления имеют следующий состав (% об.):
СO<sub>2</sub>
N
С<sub>1</sub>
С<sub>2</sub>
С<sub>3</sub>
iC<sub>4</sub>
nС<sub>4</sub>
iC<sub>5</sub>
nС<sub>5</sub>
С<sub>6+</sub>
H<sub>2</sub>S мг/м<sup>3</sup>
RSH мг/м<sup>3</sup>
1,27
0,9
64
15
8
1
4
1
0,4
0,1
100
400
В условиях малой загруженности компрессора 27 его догружают по линии 28 газами стабилизации высокого давления, снижение давления которых производится редуцирующим клапаном 29 до 0,6 МПа, и затем по низконапорному коллектору 10 подают на вход компрессора 27 газов низкого давления.
Предлагаемая установка по сравнению с прототипом имеет следующие преимущества:
- исключается использование высокосернистых газов в виде топлива;
- обеспечивается получение дополнительных объемов целевой продукции;
- повышается эффективность очистки природного газа и нестабильного конденсата;
- повышается надежность работы установки;
- снижаются выбросы вредных веществ в атмосферу.
Использование предлагаемой полезной модели обеспечивает получение дополнительных объемов целевой продукции: ПБФ - до 19000 т/год, ПГФ - до 3700 т/год, этана - до 11000 т/год.
Таким образом, использование предлагаемой полезной модели позволит более полно утилизировать газы стабилизации низкого давления, повысить производительность установки и обеспечить экологическую безопасность.