Способ переработки природного углеводородного газа с варьируемым содержанием азота
Изобретение относится к способу переработки природного углеводородного газа с варьируемым содержанием азота, включающему стадию подготовки газа к криогенному разделению, стадию криогенного разделения газов с использованием метана в качестве хладагента в криогенном блоке, стадию компримирования внутренних и внешних технологических продуктов, стадию фракционирования тяжелой углеводородной части природного газа (С2 и выше). Способ характеризуется тем, что при снижении содержания азота ниже проектных значений на стадии криогенного разделения газа появляется избыток холодильных мощностей, что позволяет получать на этой стадии сжиженный метан, при этом стадию фракционирования тяжёлой углеводородной части дополняют процессом разделения ШФЛУ на пропановую, бутановую и пентан-гексановую фракции, а стадию криогенного разделения газов дополняют процессом тонкой очистки и сжижения гелия с получением товарного жидкого гелия. Использование предлагаемого способа позволяет расширить ассортимент выпускаемой продукции за счет производства дополнительного товарного продукта - сжиженного природного газа (метана), а также ряда фракций углеводородов и жидкого гелия. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 2 табл., 3 ил.
Изобретение относится к технологии переработки природного газа в условиях изменяющегося содержания азота в сырье с получением топливного газа постоянного состава и может быть использовано при проектировании предприятий газоперерабатывающей промышленности.
Природный углеводородный газ, основным компонентом которого является метан, широко используется в качестве газообразного топлива промышленного и бытового назначения. Однако наряду с метаном природный углеводородный газа содержит большое число примесных органических и неорганических компонентов: этан и более тяжелые углеводороды, вода, сероводород, меркаптаны, диоксид углерода, гелий, азот. Содержание азота в товарном топливном газе не должно превышать двух процентов, во-первых, потому что примесь азота снижает теплотворную способность топлива и его энергетическую ценность, и, во-вторых, транспорт балластной примеси с топливным газом пропорционально удорожает его транспортировку потребителям, что особенно существенно при экспортных поставках топливного газа на большие расстояния (тысячи километров). При этом концентрация азота в исходном природном газе, поступающем по магистральному трубопроводу с газовых месторождений на газоперерабатывающее предприятие, в несколько раз больше допустимой величины.
Негативное влияние на работу газоперерабатывающих предприятий оказывает нестабильность концентрации азота в исходном сырье, связанная со следующими факторами:
- природный газ поступает в магистральный сырьевой трубопровод от нескольких месторождений с различной концентрацией азота, при этом вклад природного газа каждого месторождения в общий сырьевой поток может существенно изменяться;
- концентрация азота в природном газе конкретного газового месторождения может существенно изменяться при отборе газа с различных горизонтов;
- по мере эксплуатации конкретного газового месторождения концентрация азота в природном газе изменяется во времени.
Эти факторы приводят к существенной нестационарности работы газоперерабатывающего предприятия, так как изменение избыточной концентрации азота в исходном сырье, удаляемого из очищаемого природного газа на наиболее энергоемкой стадии процесса криогенного извлечения азота из топливного газа, приводит к необходимости систематического изменения режима работы холодильного и фракционирующего оборудования, поскольку временной интервал между вводом природного газа определенного состава по азоту в магистральный трубопровод и поступлением его на переработку в газоперерабатывающее предприятие составляет от нескольких часов до суток в зависимости от длины магистрального трубопровода.
Известен способ переработки природного газа, который предусматривает многостадийное низкотемпературное охлаждение газа с конденсацией за счет рекуперации тепла в холодильниках, одноступенчатого сепарирования, сброса давления на потоках газа путем его расширения при дросселировании и расширении в турбодетандере, подачу всех холодных потоков в ректификационную колонну с получением метановой газовой фракции и фракции, содержащей в основном этан, пропан и тяжелые углеводороды (Переработка углеводородного газа: пат. 4889545 US; заявл. 21.11.88; опубл. 26.12.89). Недостатками данного способа являются:
- однократная сепарация, при которой жидкий конденсат смешивается с третьей паровой фазой, что резко снижает качество сепарирования в целом;
- в ректификационной колонне в данном процессе всего два продукта: газовый поток сверху колонны и жидкий продукт снизу колонны;
- в результате фракционирования всего исходного сырья в одной ректификационной колонне часть этана неизбежно переходит в газовый поток, отводимый сверху колонны, что, с одной стороны, снижает теплотворную способность метановой фракции, а с другой - приводит к потере ценного сырья для нефтехимии;
- не происходит удаление излишков азота из метановой фракции, что снижает теплотворную способность метановой фракции и не позволяет рассматривать вырабатываемый топливный газ как экспортную продукцию.
Известен также способ переработки сжиженного природного и углеводородного газа, который предусматривает низкотемпературное охлаждение газа с конденсацией за счет рекуперации тепла в холодильнике, двухступенчатое сепарирование получившегося двухфазного потока, сброса давления на потоках газов путем их расширения в двух турбодетандерах, дросселирования жидкой фазы, и подачу жидкой и газовой фазы в ректификационную колонну с получением метановой газовой фракции и фракции, содержащей в основном этан, пропан и тяжелые углеводороды (Переработка сжиженного природного и углеводородного газа: пат. 8794030 US; заявл. 08.03.2013; опубл. 05.08.2014). Недостатками данного способа являются:
- переработка исходного сжиженного углеводородного газа при условии его предварительного нагрева и испарения приводит к дополнительным энергетическим затратам на стадии подготовки исходного сырья, так как природный газ необходимо сначала сжижать, а потом испарять;
- в ректификационной колонне в данном процессе всего два продукта: газовый поток сверху колонны и жидкий продукт снизу колонны;
- в результате фракционирования всего исходного сырья в одной ректификационной колонне часть этана неизбежно переходит в газовый поток, отводимый сверху колонны, что, с одной стороны, снижает теплотворную способность метановой фракции, а с другой - приводит к потере ценного сырья для нефтехимии;
- не происходит удаления азота, находящегося в исходном сырье.
Известен способ низкотемпературного разделения углеводородного газа, реализуемый в установке, состоящей из блока предварительного охлаждения газа, включающего последовательно установленные теплообменник, пропановый холодильник и сепаратор первой ступени, блока конденсации и переохлаждения газа, включающего теплообменники, сепараторы второй и третьей ступени, отпарные колонны и турбодетандерный агрегат, блока выделения этана и широкой фракции легких углеводородов, включающего теплообменники, деметанизатор с трубопроводом отвода кубовой жидкости в деэтанизатор со встроенным дефлегматором, на трубопроводе отвода кубовой жидкости из которого установлен воздушный холодильник, блока получения гелиевого концентрата, отличающаяся тем, что установка содержит пропановый испаритель с трубопроводом подачи пропана в него, установленный последовательно после воздушного холодильника, соединенного с трубопроводом отвода кубовой жидкости из деметанизатора, а трубопровод подачи пропана в пропановый испаритель соединен с трубопроводом подачи пропана в дефлегматор деэтанизатора (Установка низкотемпературного разделения углеводородного газа: пат. 44801 RU; заявл. 02.09.2004; опубл. 27.03.2005). Недостатками данного изобретения, реализуемого в системе из шести ректификационных колонн и четырёх сепараторов, являются:
- получение газообразного гелиевого концентрата, что требует установки дополнительной аппаратуры для его концентрирования и последующего сжижения;
- получение широкой фракции лёгких углеводородов не предусматривает вариантов её дальнейшего использования, при этом, при остановке продуктопровода, установка переводится на режим с выработкой этановой фракции и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), при котором усложняется хранение и транспортировка газообразной этановой фракции;
- для функционирования процесса необходима пропановая холодильная установка и криогенная установка получения жидкого азота;
- технология не предусматривает рекуперацию тепла, что существенно увеличивает затраты и стоимость переработки природного газа;
- пропановое охлаждение не позволяет отделить азот от метана, что приведёт к загрязнению товарной метановой фракции азотом и снижению теплотворной способности метановой фракции.
Общим недостатком рассмотренных способов переработки природного углеводородного газа является неполное использование криогенного оборудования в случае снижения содержания азота в природном газе.
Задача, на решение которой направлено заявленное техническое решение, заключается в разработке способа переработки природного углеводородного газа с варьируемым содержанием азота, позволяющим расширить ассортимент выпускаемой продукции за счет производства дополнительного товарного продукта сжиженного природного газа (метана).
Поставленная задача решается за счет того, что в способе переработки природного углеводородного газа с повышенным содержанием азота, включающем стадию подготовки газа к криогенному разделению, стадию криогенного разделения газов с использованием метана в качестве хладагента в криогенном блоке, стадию компримирования внешних и внутренних технологических продуктов, стадию фракционирования тяжелой углеводородной части природного газа (С2 и выше) при снижении содержания азота ниже проектных значений на стадии криогенного разделения газа появляется избыток холодильных мощностей, что позволяет получать на этой стадии сжиженный метан, при этом стадию фракционирования тяжёлой углеводородной части дополняют процессом разделения ШФЛУ на пропановую, бутановую и пентан-гексановую фракции, а стадию криогенного разделения газов дополняют процессом тонкой очистки и сжижения гелия с получением товарного жидкого гелия.
Целесообразно процесс тонкой очистки и сжижения гелия дополнить процессом выделения из очищенного гелия изотопов гелий-3 и гелий-4 методом мембранной сепарации с дальнейшей отгрузкой изотопов гелий-3 и гелий-4 в качестве товарных продуктов, при этом гелий-3 может использоваться в качестве термоядерного топлива в соответствующих реакторах и в приборах на основе изотопной техники.
На фигуре 1 представлена схема газоперерабатывающего предприятия для переработки природного углеводородного газа по прототипу.
На фигурах 2 и 3 представлены схемы газоперерабатывающего предприятия для переработки природного углеводородного газа с варьируемым содержанием азота по заявляемому изобретению, предусматривающие только выделение ШФЛУ и гелий-азотной смеси (фигура 2) с дополнительным разделением ШФЛУ на углеводородные фракции и с получением сжиженного гелия (фигура 3):
101 - стадия подготовки природного газа к криогенному разделению;
102 - стадия криогенного разделения газов;
103 - стадия компримирования внутренних и внешних технологических продуктов;
104 - стадия фракционирования тяжёлой углеводородной части природного газа;
105 - стадия фракционирования ШФЛУ;
106 - стадия получения жидкого гелия;
1-12 - трубопроводы.
Природный газ из магистрального газопровода по трубопроводу 1 поступает на стадию подготовки газа к криогенному разделению 101, где очищается от примесей воды, сернистых соединений, ртути и прочих нежелательных примесей. Со стадии подготовки газа к криогенному разделению 101 подготовленный природный газ по трубопроводу 2 поступает на стадию криогенного разделения газов 102 с использованием метана в качестве хладагента, где разделяется на тяжёлую углеводородную часть, содержащую углеводороды С2 и выше, товарный газ (метан) и гелиевый концентрат, отводимые по трубопроводам 3, 4 и 5 соответственно. На стадии компримирования внутренних и внешних технологических продуктов 103 происходит компримирование хладагента, товарного газа и других продуктов. Тяжёлая углеводородная часть по трубопроводу 3 поступает на стадию фракционирования тяжёлой углеводородной части природного газа 104, где разделяется на этановую фракцию и ШФЛУ, отводимые по трубопроводам 6 и 7 соответственно (фигура 1). В случае снижения содержания азота ниже проектных значений на стадии криогенного разделения газов 102 появляются незадействованные холодильные мощности, которые позволяют дополнительно ожижать часть товарного газа с получением нового товарного продукта - сжиженного природного газа, отводимого по трубопроводу 8 (фигура 2). Далее ШФЛУ подвергается фракционированию на стадии 105 с получением пропановой, бутановой и пентан-гексановой фракций, отводимых по трубопроводам соответственно 9, 10 и 11, гелиевый концентрат, отводимый по трубопроводу 5, перерабатывается на стадии 106 с получением жидкого гелия, отводимого по трубопроводу 12 (фигура 3).
Пример. По предлагаемому варианту проведено математическое моделирование процесса по переработке природного углеводородного газа объёмом 6 млн ст. м3/ч. За проектное значение содержания азота принято 7 мол.%. При снижении содержания азота до 4 мол.% появляется возможность выработки до 14 т/ч сжиженного природного газа. Материальные балансы процесса приведены в таблицах 1 (проектный случай) и 2 (случай с пониженным содержанием азота) (фигуры 1 и 2).
При дальнейшем разделении ШФЛУ на стадии фракционирования тяжёлой углеводородной части можно получить пропановую, бутановую и пентан-гексановую фракции в соотношении 0,66:0,26:0,08, а стадию криогенного разделения газов дополняют процессом тонкой очистки и сжижения гелия с получением товарного жидкого гелия с концентрацией гелия не менее 99,999 % (фигура 3) в количестве не менее 1,35 т/ч или 10,8 тыс. т/г.
Таким образом, заявляемое изобретение решает поставленную задачу переработки природного углеводородного газа с варьируемым содержанием азота, позволяя расширить ассортимент выпускаемой продукции за счет производства дополнительного товарного продукта - сжиженного природного газа (метана), а также ряда фракций углеводородов и жидкого гелия.
| Таблица 1 | |||||||
| Наименование | Ед. измерения | Сырье | Полученные продукты | Потери | |||
| Природный газ | Метановая фракция | Фракция этановая | ШФЛУ | Азот + Гелий | |||
| Температура | °C | 5,00 | 19,62 | 18,84 | 34,94 | 43,75 | - |
| Давление (абс.) | МПа | 7,35 | 1,90 | 1,94 | 1,98 | 2,50 | - |
| Объемный расход | тыс. ст. м3/ч | 6000,00 | 3824,75 | 209,05 | 99,41 | 278,59 | - |
| Массовый расход | т/ч | 4565,40 | 3508,28 | 352,26 | 282,54 | 411,88 | 10,44 |
| Мольное содержание компонентов: | |||||||
| - водород | мол.% | 0,0646 | - | - | - | 1,0249 | - |
| - гелий | 0,4034 | - | - | - | 6,4006 | - | |
| - азот | 7,3031 | 1,6975 | - | - | 92,5705 | - | |
| - диоксид углерода | 0,1441 | 0,0001 | 0,0034 | - | - | - | |
| - метан | 85,1366 | 98,1962 | 3,1350 | - | 0,0040 | - | |
| - этан | 4,5969 | 0,1062 | 95,1370 | 0,1625 | - | - | |
| - пропан | 1,5641 | - | 1,7245 | 65,8984 | - | - | |
| - изобутан | 0,2257 | - | 0,0001 | 10,0334 | - | - | |
| - бутан | 0,3629 | - | - | 16,1304 | - | - | |
| - изопентан | 0,0716 | - | - | 3,1876 | - | - | |
| - пентан | 0,0435 | - | - | 1,9339 | - | - | |
| - гексан | 0,0425 | - | - | 1,8851 | - | - | |
| - гептан | 0,0126 | - | - | 0,5602 | - | - | |
| - октан | 0,0025 | - | - | 0,1112 | - | - | |
| - нонан | 0,0006 | - | - | 0,0267 | - | - | |
| - декан | 0,0001 | - | - | 0,0045 | - | - | |
| - метанол | 0,0226 | - | - | 0,0661 | - | - | |
| - вода | 0,0026 | - | - | - | - | - | |
| Итого: | 100,0000 | 100,0000 | 100,0000 | 100,0000 | 100,0000 | - |
| Таблица 2 | ||||||||
| Наименование | Ед. измерения | Сырье | Полученные продукты | Потери | ||||
| Природный газ | Метановая фракция | Фракция этановая | ШФЛУ | Азот + Гелий | Сжиженный природный газ | |||
| Температура | °C | 5,00 | 13,82 | 13,28 | 34,98 | 43,75 | минус 157,70 | - |
| Давление (абс.) | МПа | 7,35 | 1,90 | 1,90 | 1,94 | 2,45 | 0,15 | - |
| Объемный расход | тыс. ст. м3/ч | 6000,00 | 5382,12 | 287,66 | 107,31 | 218,21 | 20,83 | - |
| Массовый расход | т/ч | 4455,62 | 3617,11 | 356,94 | 220,31 | 243,76 | 14,00 | 17,49 |
| Мольное содержание компонентов: | - | |||||||
| - водород | % мол.% | 0,0306 | - | - | - | 0,8419 | - | - |
| - гелий | 0,1398 | - | - | - | 3,8435 | - | - | |
| - азот | 4,7533 | 1,4346 | - | - | 95,3106 | 1,4346 | - | |
| - диоксид углерода | 0,0518 | 0,0001 | 0,0026 | - | - | 0,0001 | - | |
| - метан | 88,5043 | 98,4650 | 3,3486 | - | 0,0040 | 98,4650 | - | |
| - этан | 4,6496 | 0,1003 | 94,8866 | 0,4987 | - | 0,1003 | - | |
| - пропан | 1,3005 | - | 1,7620 | 67,9837 | - | - | - | |
| - изобутан | 0,1837 | - | 0,0001 | 10,2653 | - | - | - | |
| - бутан | 0,2954 | - | 0,0001 | 16,5041 | - | - | - | |
| - изопентан | 0,0347 | - | - | 1,9372 | - | - | - | |
| - пентан | 0,0210 | - | - | 1,1753 | - | - | - | |
| - гексан | 0,0205 | - | - | 1,1456 | - | - | - | |
| - гептан | 0,0061 | - | - | 0,3404 | - | - | - | |
| - октан | 0,0012 | - | - | 0,0676 | - | - | - | |
| - нонан | 0,0003 | - | - | 0,0162 | - | - | - | |
| - декан | 0,0001 | - | - | 0,0027 | - | - | - | |
| - метанол | 0,0071 | - | - | 0,0632 | - | - | - | |
| - вода | 0,0006 | - | - | - | - | - | - | |
| Итого: | 100,0000 | 100,0000 | 100,0000 | 100,0000 | 100,0000 | 100,0000 | - |
1. Способ переработки природного углеводородного газа с варьируемым содержанием азота, включающий стадию подготовки газа к криогенному разделению, стадию криогенного разделения газов с использованием метана в качестве хладагента в криогенном блоке, стадию компримирования внутренних и внешних технологических продуктов, стадию фракционирования тяжелой углеводородной части природного газа (С2 и выше), отличающийся тем, что при снижении содержания азота ниже проектных значений на стадии криогенного разделения газа появляется избыток холодильных мощностей, что позволяет получать на этой стадии сжиженный метан, при этом стадию фракционирования тяжёлой углеводородной части дополняют процессом разделения ШФЛУ на пропановую, бутановую и пентан-гексановую фракции, а стадию криогенного разделения газов дополняют процессом тонкой очистки и сжижения гелия с получением товарного жидкого гелия.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что процесс тонкой очистки и сжижения гелия дополняют процессом выделения из очищенного гелия изотопов гелий-3 и гелий-4 методом мембранной сепарации с дальнейшей отгрузкой изотопов гелий-3 и гелий-4 в качестве товарных продуктов, при этом гелий-3 может использоваться в качестве термоядерного топлива в соответствующих реакторах и в приборах на основе изотопной техники.
