СПОСОБ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПОТОКА УГЛЕВОДОРОДОВ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
METHOD OF PROCESSING FLOW OF HYDROCARBONS AND DEVICE TO THIS END

Настоящее изобретение относится к способу обработки потока углеводородов, например потока природного газа, в частности, в процессе производства сжиженного природного газа.
Известны различные способы обработки потока природного газа, например, с целью удаления из природного газа нежелательных компонентов и/или для удовлетворения технических требований, предъявляемых потребителем.
Известны также различные методы сжижения потока природного газа с получением в результате сжиженного природного газа (СПГ). Сжижение потока природного газа желательно по ряду причин. К примеру, природный газ легче хранить и транспортировать на большие расстояния в виде жидкости, а не в газообразном виде, поскольку он занимает меньший объем и не требуется хранить его при высоких давлениях.
Обычно поток сжижаемого природного газа (содержащий, главным образом, метан) содержит этан, более тяжелые углеводороды и возможно другие компоненты, которые подлежат удалению до определенной степени перед сжижением природного газа. По этой причине поток природного газа обрабатывают. Одна из обработок может включать извлечение, по меньшей мере, некоторого количества этана, пропана и более тяжелых углеводородов, таких как бутан и пропан.
В патентном документе US 5291736 раскрыт известный способ обработки потока природного газа, относящийся к сжижению природного газа и в то же время к разделению углеводородов, более тяжелых, чем метан.
Поскольку указанный процесс обработки, независимо от того, является он или нет частью процесса сжижения, связан со значительным потреблением энергии, существует постоянная необходимость в обеспечении альтернативных процессов обработки природного газа, позволяющих уменьшить потребление энергии.
Задача настоящего изобретения заключается в удовлетворении вышеупомянутой потребности и в обеспечении процесса, в котором потребление энергии уменьшается.
Другая задача изобретения заключается в создании альтернативного способа обработки потока природного газа.
Одна или более из указанных выше задач или другие задачи решаются в соответствии с настоящим изобретением посредством создания способа обработки потока углеводородов, такого, как потока природного газа, при этом предложенный способ включает стадии:
(a) подачи частично сконденсированного сырьевого потока, имеющего давление свыше 50 бар, в первый аппарат для разделения газа/жидкости;
(b) разделения сырьевого потока в первом аппарате для разделения газа/жидкости на первый поток пара и первый поток жидкости;
(c) расширения первого потока пара, полученного на стадии (b), с получением в результате, по меньшей мере, частично сконденсированного первого потока пара;
(d) подачи, по меньшей мере, частичного сконденсированного первого потока пара, полученного на стадии (с), во второй газожидкостный сепаратор;
(e) разделения потока, полученного на стадии (d), во втором аппарате для разделения газа/жидкости на второй поток пара и второй поток жидкости;
(f) повышения давления второго потока жидкости, полученного на стадии (е), до давления, равного, по меньшей мере, 50 бар, с получением в результате сжатого второго потока жидкости; и
(g) возврата сжатого второго потока (50) жидкости, полученного на стадии (f), в первый аппарат для разделения газа/жидкости.
Согласно альтернативному воплощению изобретение относится к способу обработки потока углеводородов, такого, как поток природного газа, при этом способ включает, по меньшей мере, стадии:
(a) подачи частично сконденсированного сырьевого потока (10), предпочтительно имеющего давление свыше 30 бар, в первый аппарат (2) для разделения газа/жидкости;
(b) разделения сырьевого потока (10) в первом аппарате (2) для разделения газа/жидкости на первый поток (20) пара и первый поток (70) жидкости;
(c) расширения первого потока (20) пара, полученного на стадии (b), с получением в результате, по меньшей мере, частично сконденсированного первого потока (30) пара;
(d) подачи, по меньшей мере, частичного сконденсированного первого потока (30) пара, полученного на стадии (с), во второй аппарат (4) для разделения газа/жидкости;
(e) разделения потока (30), полученного на стадии (d), во втором аппарате (4) для разделения газа/жидкости на второй поток (60) пара и второй поток (40) жидкости;
(f) повышения давления второго потока (40) жидкости, произведенного на стадии (е), до давления, равного, по меньшей мере, 30 бар, с получением в результате сжатого второго потока (50) жидкости; и
(g) возврата сжатого второго потока (50) жидкости, полученного на стадии (f), в первый аппарат (2) для разделения газа/жидкости.
Неожиданного было обнаружено, что за счет использования способа, соответствующего настоящему изобретению, может быть достигнуто значительное снижение потребления энергии. Способ согласно изобретению является в особенности выгодным, поскольку получаемый сырьевой поток имеет относительно высокое давление, как правило, составляющее более 50 бар, предпочтительно выше 55 бар и более предпочтительно выше 60 бар.
Следует отметить, что всякий раз в описании и в формуле изобретения, там, где давление приведено в барах, величина давления указана в барах абсолютных.
В соответствии с настоящим изобретением для охлаждения первого потока пара не должна быть использована дорогостоящая схема охлаждения.
Потоком углеводородов может быть любой подходящий сырьевой поток, подлежащий обработке, но обычно - это поток природного газа, добытого из месторождений природного газа или нефти. В качестве альтернативы поток природного газа может быть также получен из другого источника, включающего искусственный источник, такой, как способ Фишера-Тропша.
Обычно поток природного газа состоит, главным образом, из метана. Предпочтительно сырьевой поток содержит, по меньшей мере, 60 мол.% метана, более предпочтительно, по меньшей мере, 75 мол.%, например, по меньшей мере, 80 мол.% метана.
2
2
2
2
В зависимости от источника природный газ может содержать различные количества углеводородов более тяжелых, чем метан, таких, как этан, пропан, бутаны и пентаны, а также некоторые ароматические углеводороды. Поток природного газа, кроме того, может содержать неуглеводородные компоненты, например, НО, ртуть, N, СО, HS и другие соединения серы.
2
2
2
2
При необходимости сырьевой поток, содержащий природный газ, перед его подачей в первый аппарат для разделения газа/жидкости может быть подвергнут предварительной обработке. Эта предварительная обработка может включать удаление нежелательных компонентов, таких, как НО, ртуть, N, СО, HS и другие соединения серы, или может включать проведение других стадий, например предварительное охлаждение или предварительное сжатие. Эти стадии хорошо известны специалистам в данной области техники и далее здесь рассмотрены не будут.
Обычно сырьевой поток имеет температуру в интервале от температуры окружающей среды до 90°С, предпочтительно от 20°С до 80°С. Предпочтительно, давление сырьевого потока находится в интервале от более чем 50 бар до 100 бар, более предпочтительно от более чем 55 бар до 90 бар, еще более предпочтительно от более чем 60 бар до 80 бар.
Первый и второй аппараты для разделения газа/жидкости могут представлять собой любые походящие средства для получения газообразного потока и жидкостного потока, например резервуар, скруббер, дистилляционная колонна и т.п. Обычно первый аппарат для разделения газа/жидкости представляет собой колонну, содержащую 1-30 контактных тарелок, предпочтительно 1-15 тарелок. В воплощении настоящего изобретения, раскрытом со ссылкой на фиг.1, второй аппарат для разделения газа/жидкости, как правило, представляет собой обычный резервуар, снабженный только одной тарелкой. В воплощении изобретения, раскрытом со ссылкой на фиг.2, второй аппарат для разделения газа/жидкости предпочтительно представляет собой колонну, содержащую 1-30 тарелок, более предпочтительно 1-15 тарелок.
В качестве альтернативы первый и второй аппараты для разделения газа/жидкости могут быть, каждый, снабжены насадкой (размещенной хаотически или с образованием определенной структуры). Когда аппарат для разделения газа/жидкости оборудован тарелками, ступень дистилляции соответствует одной тарелке, а если аппарат для разделения газа/жидкости заполнен насадкой (размещенной хаотически или с образованием определенной структуры) одна ступень дистилляции соответствует одной расчетной теоретической ступени.
В случае, когда в описании и формуле изобретения уровень ввода одного потока в аппарат для разделения газа/жидкости определяется относительно ввода другого потока, между этими двумя уровнями находится, по меньшей мере, одна ступень дистилляции. То же самое применимо к определению уровня, на котором поток отводят из аппарата для разделения газа/жидкости. Верх аппарата для разделения газа/жидкости представляет собой такую часть этого аппарата, которая расположена выше самой верхней ступени дистилляции, а низ аппарата для разделения газа/жидкости представляет собой такую часть этого аппарата, которая расположена ниже самой нижней ступени дистилляции.
Первый поток жидкости и второй поток пара могут быть использованы в качестве потоков продукта, или, при необходимости, они могут быть подвергнуты дальнейшей обработке.
На стадии (f) способа, соответствующего настоящему изобретению, давление второго потока жидкости, полученного на стадии (е), повышают до давления, равного, по меньшей мере, 50 бар, получая тем самым сжатый второй поток жидкости. Предпочтительно давление второго потока жидкости повышают до давления в интервале от более чем 55 бар до 90 бар, еще более предпочтительно от более чем 60 бар до 80 бар.
Обычно давление второго потока жидкости превышает давление в первом аппарате для разделения газа/жидкости на величину в интервале от 0 до 5 бар, предпочтительно превышает на величину от 0 до 2 бар, еще более предпочтительно от 0 до 1 бара, в частности, эти давления, по существу, одинаковы.
В соответствии с настоящим изобретением предпочтительно, чтобы на стадии (а) сырьевой поток подводили в первый аппарат для разделения газа/жидкости, по меньшей мере, двумя различными потоками, при этом сырьевой поток включает в себя сырьевой поток, подводимый в аппарат на более высоком уровне, и сырьевой поток, подводимый на более низком уровне. В этом воплощении сырьевой поток более высокого уровня подводят в более холодной (т.е. в более высокой) точке первого аппарата для разделения газа/жидкости, чем поток более низкого уровня, который подводят в более низко расположенной, т.е. более нагретой точке первого аппарата для разделения газа/ жидкости.
Кроме того, предпочтительно, чтобы поток более высокого уровня охлаждался в противотоке со вторым потоком пара, полученным на стадии (е). С этой целью может быть использован теплообменник.
Предпочтительно также, чтобы первый поток жидкости, произведенный на стадии (b), подавали в третий аппарат для разделения газа/жидкости, с получением в результате третьего потока пара и третьего потока жидкости. Предпочтительно третий поток пара объединяют со вторым потоком пара.
Согласно следующему аспекту настоящее изобретение относится к устройству для обработки потока углеводородов, такого, как поток природного газа, при этом устройство содержит, по меньшей мере:
первый аппарат для разделения газа/жидкости, предназначенный для разделения частично сконденсированного сырьевого потока на первый поток пара и первый поток жидкости;
детандер для расширения первого потока пара;
второй аппарат для разделения газа/жидкости, предназначенный для разделения расширенного первого потока пара на второй поток пара и второй поток жидкости;
устройство для сжатия, предназначенное для повышения давления второго потока жидкости до давления, равного, по меньшей мере, 50 бар, производимого перед его возвратом в первый аппарат для разделения газа/жидкости. Предпочтительно первый аппарат для разделения газа и жидкости содержит, по меньшей мере, два входа для сырьевого потока, включая один вход для сырьевого потока, вводимого в аппарат на более высоком уровне, и один вход для сырьевого потока, вводимого на более низком уровне.
В особенности предпочтительно, чтобы устройство, кроме того, содержало теплообменник для охлаждения сырьевого потока более высокого уровня в противотоке со вторым потоком пара.
Кроме того, предпочтительно, чтобы устройство содержало также третий аппарат для разделения газа/жидкости, служащий для разделения первого потока жидкости на третий поток пара и третий поток жидкости. Предпочтительно, третий поток пара может быть объединен со вторым потоком пара.
Далее настоящее изобретение будет дополнительно иллюстрировано сопровождающими, не ограничивающими изобретение чертежами.
Фиг.1 - принципиальная схема процесса обработки в соответствии с одним воплощением настоящего изобретения.
Фиг.2 - принципиальная схема процесса обработки в соответствии со вторым воплощением настоящего изобретения.
Для целей настоящего описания один ссылочный номер позиции на чертеже будет использован для обозначения трубопровода и потока, транспортируемого через этот трубопровод. Одинаковые ссылочные номера позиции относятся к одинаковым элементам схемы.
5
На фиг.1 схематически представлена схема процесса, позволяющая осуществить избирательное низкотемпературное разделение тяжелых углеводородов (С+) в установке для сжижения газа с возможностью гибкого извлечения/отвода сжиженных нефтяных газов.
Схема технологического процесса (или устройства) показана в целом ссылочным номером 1.
Частично сконденсированный сырьевой поток 10 углеводородов, например поток природного газа, подают в первый аппарат 2 для разделения газа/жидкости при определенном входном давлении и входной температуре. В воплощении, представленном на фиг.1, сырьевой поток 10 подают двумя различными потоками, а именно потоком, вводимом в аппарат на более высоком уровне 10а, и потоком, вводимом на более низком уровне 10b. При необходимости, сырьевой поток 10 может быть разделен на более чем два субпотока. Поток 10а более высокого уровня предварительно охлаждают в теплообменнике 6 и направляют в разделительный аппарат 2 через первый вход 11. Поток 10b более низкого уровня направляют в разделительный аппарат 2 через второй вход 12.
В иллюстрируемом воплощении при проведении технологического процесса поток 10а охлаждают в противотоке с другим потоком, т.е. потоком 60. Однако при необходимости может быть осуществлено какое-либо иное охлаждение.
Как правило, сырьевой поток 10 имеет температуру в интервале от температуры окружающей среды до 90°С, предпочтительно от 20°С до 80°С. Предпочтительно, давление сырьевого потока находится в интервале от более чем 50 бар до 100 бар, более предпочтительно от более чем 55 бар до 90 бар, еще более предпочтительно от более чем 60 бар до 80 бар. Температуру и давление потоков 10а и 10b выбирают для оптимизации стадии разделения газа/жидкости в разделительном аппарате 2. При необходимости, давление потоков 10а и 10b может быть отрегулировано в клапанах 13 и 14, соответственно.
Как было отмечено выше, поток 10 подают в аппарат 2 для разделения газа/ жидкости в виде потоков 10а и 10b. В этом аппарате сырьевой поток 10 разделяют на первый паровой поток 20 (отбираемый в данном случае сверху) и первый поток 70 жидкости (отводимый в данном случае снизу). Отбираемый сверху поток 20 покидает разделительный аппарат 2 через первый выход 15, и он обогащен метаном (и, кроме того, обычно этаном) по отношению к сырьевому потоку 10.
Поток 70, отводимый снизу, покидает разделительный аппарат 2 через второй выход 16 и обычно представляет собой жидкость. Поток 70 может содержать углеводороды, которые могут быть переработаны отдельно с образованием продуктов в виде сжиженных нефтяных газов. Обычно отведенный снизу поток 70 подвергается одной или более стадиям фракционирования с накапливанием различных жидких продуктов переработки природного газа.
Отводимый сверху поток 20 направляют в детандер 3, за счет чего, по меньшей мере, поток 20 частично конденсируется, и в результате получают поток 30. Затем поток 30 направляют во второй аппарат 4 для разделения газа/жидкости через его вход 21. Во втором разделительном аппарате 4 частично сконденсированный поток 30 разделяют на второй паровой поток 60 (отбираемый в данном случае сверху) и второй поток 40 жидкости (отводимый в данном случае снизу). Отбираемый сверху поток 60 покидает разделительный аппарат 4 через выход 22 и обычно представляет собой парообразный поток. Отбираемый снизу поток 40 покидает разделительный аппарат 4 через выход 23 и обычно представляет собой жидкостный поток.
После этого поток 40 сжимают в устройстве 5 для сжатия до давления, равного, по меньшей мере, 50 бар. Устройством 5 для сжатия может быть любое подходящее средство повышения давления, например насос. Сжатый поток 50, выходящий из устройства 5 для сжатия, затем возвращают в первый аппарат 2 для разделения газа/жидкости, предпочтительно в его холодную (в данном случае высоко расположенную) часть, через третий вход 17 первого разделительного аппарата 2.
Первый поток 70 жидкости и второй поток 60 пара могут быть использованы в качестве потоков продукта или, при необходимости, могут быть подвергнуты дальнейшей обработке.
В воплощении, иллюстрируемом на фиг.1, второй поток 60 пара в целях охлаждения сырьевого потока 10а, вводимого на более высоком уровне, используют в теплообменнике 6.
Кроме того, первый поток 70 жидкости (после необязательного сброса давления при прохождении клапана 33) направляют (в виде потока 70а) в третий аппарат 7 для разделения газа/жидкости (через вход 34) с получением в результате (на выходе 31) третьего потока 80 пара и (на выходе 32) третьего потока 90 жидкости.
2
Третий поток 80 пара объединяют со вторым потоком 65 пара (т.е. потоком 60 после теплообмена с использованием этого потока в теплообменнике 6) в точке 18 объединения и затем производят сжатие в компрессоре 8 с получением в результате газа-продукта 100, который обычно подвергают стадии сжижения в одном или большем количестве теплообменников (не показаны) с получением за счет этого сжиженного природного газа (СПГ). В том случае, когда поток 100 является сжижаемым потоком, могут быть осуществлены дополнительные стадии обработки для извлечения каких-либо включений, которые могут в процессе сжижения переходить в твердое состояние. В качестве примера (дополнительной, необязательно проводимой, стадии) может быть проведена стадия извлечения СО.
Поток 80 может быть сжат приблизительно до давления, равного давлению второго потока 65 пара прежде, чем поток 80 объединят со вторым потоком 65 пара в точке 18 объединения.
На фиг.2 схематически показано альтернативное воплощение настоящего изобретения с обеспечением интегрированного процесса достижения температуры точки росы газа и стабилизации конденсата, в котором третья колонна 7 выполнена в виде бутаноотгонной колонны (дебутанизатора)/колонны для стабилизации, и в результате получают третий поток 80 пара, обогащенного, по сравнению с третьим потоком 90 жидкости, бутаном и низкокипящими углеводородами (такими, как метан, этан и/или пропан).
Кроме того, фиг.2 показывает, что третий поток 80 пара, перед его объединением с потоком 65 в точке 18 объединения, предварительно охлаждают (поток 80а) в противотоке с подводимым извне хладагентом в теплообменнике 55 (воздушный охладитель, или водяной охладитель, или как показано), подают (в виде потока 80b) в четвертый аппарат 19 для разделения газа/жидкости через вход 41 и отводят через выход 42 из четвертого аппарата 19 для разделения газа/жидкости (в виде потока 80). Четвертый аппарат 19 для разделения газа/жидкости работает как парциальный конденсатор. Отбираемый снизу поток 110 жидкости, отводимый из четвертого аппарата 19 для разделения газа/жидкости через выход 43, сжимают с помощью насоса 51 и возвращают в виде потока 120 через вход 33 в верхнюю часть дебутанизатора 7.
Некоторую часть отводимого снизу потока 90 (или «конденсата») из дебутанизатора/колонны 7 для стабилизации разделяют в делителе 56 потока, затем в виде потока 130 обменивают теплотой в противотоке с подводимым извне потоком в теплообменнике 52 (действующем как кипятильник) и возвращают потоком 140 в нижнюю часть (через вход 35) дебутанизатора/колонны 7 для стабилизации. Основная часть потока 90 конденсата (после прохождения делителя 56 потока) обменивается в теплообменнике 53 теплотой в противотоке с первым потоком 70 жидкости, затем в теплообменнике 54 в противотоке с потоком 10b и используется в качестве потока продукта.
В дополнение к теплообмену или вместо теплообмена потока 70 (или 70а) с потоком 90 (в теплообменнике 53), поток 70 (или 70а) может обмениваться теплотой с потоком 80а, например, в теплообменнике 55.
При необходимости один или большее количество газообразных и/или жидкостных потоков (не показано) может быть введено в дебутанизатор/ колонну 7 для стабилизации.
5
Схема, представленная на фиг.2, обеспечивает получение потока 80 продукта - газа с неожиданно высоким содержанием СПГ (т.е. пропана и/или бутана) и потока 90 конденсата с неожиданно высоким содержанием С+(т.е. пентан и более высококипящие компоненты). Как показано выше, поток 80 может быть использован как отдельный поток продукта, но обычно его объединяют с потоком 65 для обогащения последнего потока.
5
2
2
2
2
Таблица 1 дает общее представление о расчетных температурах и давлениях потока в различных элементах схемы в примерах реализации процесса согласно схеме, представленной на фиг.2. Кроме того, в таблице 1 приведены данные по содержанию метана в мол.%. Сырьевой поток в трубопроводе 10 на фиг.2 характеризуется приблизительно следующим составом компонент: метан 75,2%, этан 9,2%, пропан 4,3%, бутаны 2,1%, C+ 5,2 мол.%, N 1,2 мол.% и СО 2,7 мол.%. Предварительно из потока были удалены HS и НО.
Таблица 1
Трубопровод
Давление (бар)
Температура (°С)
Метан (мол.%)
10
67,7
61,1
0,752
20
66,8
-1,0
0,807
30
42,2
-21,3
0,807
40
42,2
-21,3
0,291
50
69,7
-19,2
0,291
60
42,2
-21,3
0,831
65
41,7
85,6
0,831
70
67,0
4,9
0,287
80
42,7
10,0
0,456
90
9,5
173,3
0,0
100
49,6
78,8
0,795
110
8,9
10,0
0,027
Специалист в данной области техники достаточно легко сможет понять, что может быть осуществлено много модификаций изобретения, не выходящих за пределы объема приложенной формулы изобретения.
В качестве примера, детандер 3 и компрессор 8 могут быть функционально соединены.