Способ и система для получения потока тощего метансодержащего газа
Изобретение относится к способу и системе получения потока тощего метансодержащего газа (22). Поток углеводородного сырья (10) подают в сепаратор (100). Отводят из сепаратора (100) нижний поток жидкости (12). Направляют нижний поток жидкости (12) в колонну стабилизации (200). Отводят из колонны стабилизации (200) поток стабилизированного конденсата (13), обогащенного пентаном. Отводят из колонны стабилизации (200) верхний поток стабилизатора (14), обогащенного этаном, пропаном и бутаном. Разделяют верхний поток стабилизатора (14) в соответствии с отношением деления потока на часть основного потока (15) и часть отводимого потока (16). Направляют часть отводимого потока (16) в установку фракционирования (300) для получения обогащенного этаном потока (17) и нижнего потока, обогащенного пропаном и бутаном (18). Техническим результатом является снижение капитальных и эксплуатационных затрат. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 2 ил.
Данное изобретение относится к способу и системе для получения потока тощего метансодержащего газа из потока углеводородного сырья, в частности, потока метансодержащего газа, содержащего по меньшей мере: метан, этан, пропан, бутан и пентан.
Важным примером метаносодержащего газа является природный газ. Природный газ и другие метансодержащие газы могут в дополнение к метану (C1) содержать некоторые количества углеводородов тяжелее метана (C2+); иногда называемых высшими углеводородами или природногазоконденсатными жидкостями (NGL, от англ. Natural Gas Liquids)), включая этан (C2), пропан (C3), бутан (C4) и углеводороды тяжелее бутана (C5+), такие как пентан (С5) и выше. Различные углеводороды тяжелее метана, могут извлекаться из метаносодержащего газа с той или иной степенью извлечения. Полученный газ можно назвать потоком тощего метансодержащего газа (или потоком обогащенного метаном газа), что означает, что содержание углеводородов, более тяжелых, чем метан в потоке газа ниже, чем в метансодержащем газе до указанного извлечения.
Получаемый тощий метансодержащий газ может использоваться различными способами, включая отправку по трубопроводу или в газовую сеть, например, для продажи в качестве газа для сбыта, например, газа для бытового использования, и может, в частности, быть сжижен для получения жидкого природного газа (LNG, от англ. Liquid Natural Gas). При сжижении поток метаносодержащего газа может транспортироваться и продаваться в виде сжиженного природного газа (LNG, от англ. Liquefied Natural Gas).
Более тяжелые углеводороды обычно экстрагируют в конденсированной форме в виде природногазоконденсатных жидкостей (C2+; NGL) и фракционируют для получения ценных углеводородных продуктов. Такие фракционированные потоки могут использоваться как пополнение хладагента, продаваться по отдельности или в виде природногазоконденсатных жидкостей (NGL) и/или продуктов, или конденсатов сжиженного нефтяного газа (LPG).
Из предшествующего уровня техники известны различные схемы извлечения NGL.
Например, в публикации заявки на патент США US2006/0260355 описаны способ и устройство для интегрированного извлечения природногазоконденсатных жидкостей (NGL) и получения сжиженного природного газа. Смесь метана с этаном и высшими углеводородами разделяют в скруберной колонне на верхний поток с высоким содержанием метана и нижнюю жидкость с низким содержанием метана. Нижнюю жидкость с низким содержанием метана, в целом описываемую как природногазоконденсатная жидкость (NGL), подают в систему фракционирования NGL. Там обычно происходит снижение давления NGL и разделение с использованием известного устройства разделения, такого как деэтанизатор, депропанизатор и/или дебутанизатор, для получения двух или большего количества углеводородных фракций.
Недостатком US2006/0260355 является необходимость в использовании различных последовательных колонн фракционирования для обеспечения работоспособности системы фракционирования, при этом получают обычно больше этана и пропана, чем требуется для пополнения хладагента.
В EP2597408 описывается линейка фракционирования NGL, содержащая ряд колонн фракционирования.
Недостатком предшествующего уровня техники является то, что такая схема извлечения NGL относительно дорогая и требует последовательного размещения множества относительно крупных колонн фракционирования. Указанная схема извлечения NGL обеспечивает производство большего количества хладагентов для пополнения, чем обычно требуется, и создает поток, обогащенный бутаном с высокой степенью чистоты, который зачастую полностью повторно вводится в поток сырья.
Из предшествующего уровня техники известны различные установки для отделения метана, этана, пропана и бутана, например, описанные в WO200494567, CN104628508 и US4285708.
Поэтому задача состоит в обеспечении усовершенствованного способа и системы, которые преодолевают по меньшей мере один из недостатков, связанных с предшествующим уровнем техники.
В первом аспекте обеспечен способ
получения потока тощего метансодержащего газа, включающий:
- подачу потока углеводородного сырья (10), содержащего по меньшей мере метан, этан, пропан, бутан и пентан, в сепаратор (100);
- отведение из сепаратора (100) парового верхнего потока (11), обогащенного метаном, содержащего по меньшей мере большую часть метана из потока углеводородного сырья (10);
- отведение из сепаратора (100) нижнего потока жидкости (12);
- направление нижнего потока жидкости (12) в колонну стабилизации (200);
- отведение из колонны стабилизации (200) потока стабилизированного конденсата (13), обогащенного пентаном,
- отведение из колонны стабилизации (200) верхнего потока стабилизатора (14), обогащенного этаном, пропаном и бутаном;
- разделение верхнего потока стабилизатора (14) в соответствии с отношением деления потока на часть основного потока (15) и часть отводимого потока (16),
- направление части отводимого потока (16) в установку фракционирования (300), содержащую одну или большее количество колонн фракционирования (310, 320) для получения обогащенного этаном потока (17),
- формирование потока тощего метансодержащего газа (22) путем объединения
- парового верхнего потока (11), обогащенного метаном, полученного из сепаратора (100), и
- части основного потока (15) верхнего потока стабилизатора (14), полученного из колонны стабилизации (200).
В соответствии с другим аспектом обеспечивается система для получения потока тощего метансодержащего газа, содержащая:
- сепаратор (100), выполненный с возможностью приема потока углеводородного сырья (10), содержащего по меньшей мере метан, этан, пропан, бутан и пентан;
- сепаратор (100), содержащий верхнее выходное отверстие, выполненное с возможностью выпуска парового верхнего потока (11), обогащенного метаном, содержащего по меньшей мере большую часть метана из потока углеводородного сырья (10);
- сепаратор (100), содержащий нижнее выходное отверстие, выполненное с возможностью выпуска нижнего потока жидкости (12);
- колонну стабилизации (200), сообщающуюся по текучей среде с нижним выходным отверстием сепаратора (100) для приема нижнего потока жидкости (12),
- колонну стабилизации (200), содержащую выходное отверстие, выполненное с возможностью выпуска потока стабилизированного конденсата (13), обогащенного пентаном,
- колонну стабилизации (200), содержащую верхнее выходное отверстие, выполненное с возможностью выпуска верхнего потока стабилизатора (14), обогащенного этаном, пропаном и бутаном;
- разделитель (25), выполненный с возможностью приема верхнего потока стабилизатора (14) и разделяющий верхний поток стабилизатора (14) на часть основного потока (15) и часть отводимого потока (16),
- установку фракционирования (300), сообщающуюся по текучей среде с разделителем (25) для приема части отводимого потока (16) и содержащую одну или большее количество колонн фракционирования (310, 320), выполненных с возможностью получения обогащенного этаном потока (17);
- трубопровод (22) для потока тощего метансодержащего газа, выполненный с возможностью приема
- парового верхнего потока (11), обогащенного метаном, полученного из сепаратора (100), и
- части основного потока (15) верхнего потока стабилизатора (14), полученного из колонны стабилизации (200).
Далее данное изобретение будет дополнительно проиллюстрировано примером со ссылкой на прилагаемые неограничивающие чертежи, на которых:
На фиг. 1 схематически проиллюстрирована технологическая линия для получения потока тощего метансодержащего газа в соответствии с первым вариантом реализации изобретения;
На фиг. 2 схематически проиллюстрирована технологическая линия для получения потока тощего метансодержащего газа в соответствии с альтернативным вариантом реализации изобретения.
В данном описании линии и проходящему по ней потоку присвоен один номер позиции. Одинаковые номера позиций присвоены аналогичным компонентам, потокам или линиям.
Описанные выше способ и система имеют то преимущество, что колонна стабилизатора расположена выше по потоку от установки фракционирования, благодаря чему установка фракционирования может быть относительно небольшой. Это обеспечивает снижение как капитальных, так и эксплуатационных затрат.
Кроме того, данная линия позволяет с помощью разделенного потока подавать в установку фракционирования то количество молекул, которое необходимо для пополнения хладагента. Это обеспечивает дополнительное снижение эксплуатационных расходов и экономию энергии. Кроме того, обеспечиваются производственные преимущества, когда установку фракционирования полностью обходят, и она не работает. При байпассировании установки фракционирования мощности, необходимые для работы установки фракционирования, в частности, верхний конденсатор, становятся доступными для сжижения.
В описанных способе и системе поток углеводородного сырья 10 подается в сепаратор 100, например, скруберную колонну или экстракционную колонну 100 (NGL), как показано на фиг. 1. Понятно, что поток углеводородного сырья, подаваемый в сепаратор 100, может подвергаться этапам обработки газа выше по потоку для получения потока углеводородного сырья 10 из потока природного газа или исходного потока углеводородного сырья 1, полученного из скважины.
В зависимости от источника исходный поток углеводородного сырья 1 может содержать различные количества углеводородов, более тяжелых, чем метан, таких как этан, пропан, бутаны и пентаны, а также некоторые ароматические углеводороды. Поток природного газа может также содержать неуглеводороды, такие как H2O, N2, CO2, H2S, другие соединения серы и т.п.
Если желательно, исходный поток углеводородного сырья 1 может быть предварительно обработан до его использования в описанном способе. Эта предварительная обработка может включать удаление любых нежелательных компонентов, таких как СО2 и H2S.
На фиг. 1 проиллюстрирован этап обработки газа 2, выполненный с возможностью приема исходного потока углеводородного сырья 1 и производства потока углеводородного сырья 10, подходящего для подачи в сепаратор 100. Этап обработки газа может содержать несколько установок.
Согласно варианту реализации изобретения перед подачей потока углеводородного сырья 10 в сепаратор 100 способ включает:
- получение исходного потока углеводородного сырья 1 и направление исходного потока углеводородного сырья 1 через одну или большее количество из следующих установок для получения потока углеводородного сырья 10:
- установка удаления конденсата 5, предназначенная для удаления конденсируемых веществ, таких как вода, и добавленных ингибиторов коррозии,
- установка удаления кислого газа 6, предназначенная для снижения количества кислотных компонентов, таких как CO2 и H2S,
- установка дегидратации 7, предназначенная для снижения содержания воды,
- установка удаления ртути 8, предназначенная для снижения содержания ртути.
На фиг. 1 схематически проиллюстрирован этап обработки газа 2, содержащий установку удаления конденсата 5, установку удаления кислого газа 6, установку дегидратации 7 и установку удаления ртути 8. Понятно, что одна или большее количество установок могут отсутствовать или могут быть добавлены в зависимости от состава исходного потока углеводородного сырья 1. На фиг. 1 не изображены боковые потоки, сливаемые потоки и т.п.
Поток углеводородного сырья 10, подаваемый в сепаратор 100, обычно содержит более 80 моль% метана или более 90 моль% метана, и обычно менее 20 моль% C2+-компонентов или менее 10 моль% C2+-компонентов.
С2+-компоненты могут, например, содержать 4-8 моль% С2, 1–3 моль% С3, 0,2–1 моль% С4 и 0,1–0,8 моль% С5+.
В соответствии со способом и системой согласно изобретению
получают поток тощего метансодержащего газа, содержащий более высокую фракцию метана, чем фракция метана потока углеводородного сырья 10, например, более 90 моль% метана и обычно менее 10 моль% C2+-компонентов, или более 92 моль% метана и обычно менее 8 моль% C2+-компонентов.
Поток тощего метансодержащего газа может также упоминаться как поток обогащенного метаном газа и обозначен в данном описании как поток тощего метансодержащего газа 22.
В соответствии с вариантом реализации изобретения сепаратор 100 является скруберной или экстракционной колонной.
Вариант реализации изобретения, проиллюстрированный на фиг. 1, содержит экстракционную колонну 100. Вариант осуществления со скруберной колонной будет описан более подробно ниже со ссылкой на фиг. 2.
Из сепаратора 100 получают паровой верхний поток 11, обогащенный метаном, содержащий по меньшей мере большую часть метана из потока углеводородного сырья 10. Нижний поток жидкости 12 может по-прежнему содержать некоторое количество метана.
При использовании экстракционной колонны в качестве сепаратора 100 уровень метана в нижнем потоке жидкости 12 относительно небольшой, и для отделения метана от нижнего потока жидкости обычно не требуется никаких дополнительных этапов обработки. На фиг. 1 проиллюстрирован вариант реализации изобретения с экстракционной колонной 100.
При использовании скруберной колонны могут потребоваться дополнительные этапы обработки и оборудование для отделения метана от нижнего потока жидкости. Это будет описано более подробно ниже со ссылкой на фиг. 2.
Экстракционная колонна 100 является предпочтительной в случаях, когда требуется высокий уровень извлечения LPG, используется тощий сырьевой газ или плавучий комплекс LNG.
Согласно варианту реализации изобретения и как показано на фиг. 1, подача потока углеводородного сырья 10 в сепаратор 100 включает:
- обеспечение потока углеводородного сырья 10,
- охлаждение потока углеводородного сырья 10 путем направления потока углеводородного сырья 10 через устройство охлаждения расширением 9, такое как клапан или расширитель, для получения потока охлажденного углеводородного сырья 10’ и
- дальнейшее охлаждение потока охлажденного углеводородного сырья 10’ путем теплообмена с паровым верхним потоком 11, обогащенным метаном, получение потока дополнительно охлажденного углеводородного сырья 10’’ и нагретого парового верхнего потока 11’, обогащенного метаном,
- подачу потока дополнительно охлажденного углеводородного сырья 10’’ в сепаратор 100,
- сжатие нагретого парового верхнего потока 11’, обогащенного метаном, с получением сжатого нагретого парового верхнего потока 11’’, обогащенного метаном, и
- передачу нагретого парового верхнего потока 11’, обогащенного метаном, который должен содержаться в потоке тощего метаносодержащего газа 22.
Экстракционная колонна 100 обычно работает при давлении в диапазоне 20–30 бар(а).
На фиг. 1 схематически изображено устройство охлаждения расширением 9, которое также может упоминаться как устройство снижения давления, содержащее входное отверстие 91 для приема потока углеводородного сырья и содержащее выходное отверстие 92 для выпуска потока охлажденного углеводородного сырья 10’.
Термин «устройство охлаждения расширением 9» используется для обозначения устройства расширения, в котором поток охлаждается по меньшей мере частично вследствие расширения.
На фиг. 1 также схематически изображен теплообменник 300, содержащий первое входное отверстие 301 для приема потока охлажденного углеводородного сырья 10’, второе входное отверстие 302 для приема парового верхнего потока 11, обогащенного метаном, первое выходное отверстие 303 для выпуска потока дополнительно охлажденного углеводородного сырья 10’’ и второе выходное отверстие 304 для выпуска нагретого парового верхнего потока 11’, обогащенного метаном. Теплообменник 300 может быть любым непрямым теплообменником подходящего типа, т.е. теплообменником, в котором текучие среды, которые обмениваются теплом, не находятся в прямом контакте друг с другом и не смешиваются.
Сепаратор 100 содержит верхнее выходное отверстие 1001, выполненное с возможностью выпуска парового верхнего потока 11, обогащенного метаном, содержащего по меньшей мере большую часть метана из потока углеводородного сырья 10. Верхнее выходное отверстие 1001 сообщается по текучей среде со вторым входным отверстием 302 теплообменника 300.
Второе выходное отверстие 304 теплообменника 300 сообщается по текучей среде с входным отверстием 1101 компрессора 110 для приема сжатого нагретого парового верхнего потока 11’’, обогащенного метаном. Сжатый нагретый паровой верхний поток 11’, обогащенный метаном, выпускается через выходное отверстие 1102 компрессора. Сжатый нагретый паровой верхний поток 11’, обогащенный метаном, обычно имеет давление в диапазоне от 50 до 90 бар(а) или от 50 до 70 бар(а), например, 60 бар(а). Выходное отверстие 1102 сообщается по текучей среде с трубопроводом потока тощего метансодержащего газа, выполненным с возможностью транспортировки потока тощего метансодержащего газа 22.
Теплообменник 300 изображен в виде единого теплообменника, но следует понимать, что теплообменник 300 может содержать несколько теплообменников, например, два расположенных последовательно теплообменника. Теплообменник 300 может содержать первый(ые) теплообменник(и) выше по потоку от устройства охлаждения расширением 9 и второй(ые) теплообменник(и) ниже по потоку от устройства охлаждения расширением 9.
Выше по потоку от сепаратора 100 может находиться предохладитель, такой как пропановый охладитель или охладитель смешанного хладагента. Предохладитель обычно размещается между этапом 2 обработки газа и устройством охлаждения расширением 9.
В соответствии с вариантом реализации изобретения поток охлажденного углеводородного сырья 10’ имеет давление в диапазоне 25–40 бар(а) и температуру в диапазоне от –65°С до –30°С.
Согласно варианту реализации изобретения способ дополнительно включает:
- подачу потока тощего метансодержащего газа 22 в систему сжижения 600 для получения потока сжиженного тощего метансодержащего газа 601.
На фиг. 1 система сжижения 600 изображена в виде блока, представляющего различные типы систем сжижения, которые могут использоваться. Система сжижения 600 может содержать основной криогенный теплообменник, в котором поток тощего метансодержащего газа 22 охлаждается смешанным хладагентом, предпочтительно разделенным на тяжелый и легкий смешанный хладагент, и конечный охладитель мгновенного действия, в котором происходит дальнейшее охлаждение и сжижение.
Поток сжиженного тощего метансодержащего газа 601, также называемый LNG, может направляться в резервуар для хранения LNG или транспортное средство для транспортировки LNG.
В альтернативном варианте поток тощего метансодержащего газа 22 может направляться в газовую сеть, например, для продажи в качестве газа для сбыта, например, газа для бытового использования (не показан).
В описанных способе и системе нижний поток жидкости 11, полученный из сепаратора 100, сначала направляют в колонну стабилизации для отделения большей части молекул С5+ до разделения более легких компонентов, в частности, этана (С2) и пропана (С3), в установке фракционирования 300.
Сепаратор 100 содержит нижнее выходное отверстие 1002, сообщающееся по текучей среде с входным отверстием 2001 колонны стабилизации 200 для введения нижнего потока жидкости 12, полученного из сепаратора 100, на промежуточный уровень колонны стабилизации 200.
Колонна стабилизации 200 производит (стабилизированный) заводской конденсат потока (стабилизированного) конденсата 13, обогащенного пентаном. Поток (стабилизированного) конденсата 13 может быть дополнительно обогащен С6+-компонентами.
Колонна стабилизации 200 имеет нижнее выходное отверстие 2003, предназначенное для выпуска потока (стабилизированного) конденсата 13 и, например, направления потока (стабилизированного) конденсата 13 в резервуар для хранения (стабилизированного) конденсата (не показан).
Согласно варианту реализации изобретения уровень давления в колонне стабилизации 200 составляет менее 17 бар(а).
Обычно давление выше в нижней части колонны стабилизации, чем в верхней ее части. Указание того, что уровень давления в колонне стабилизации 200 ниже 17 бар(а), следует понимать, что давление в верхней и нижней части ниже этого значения. Согласно примеру давление составляет 16,5 бар(а) в верхней части и 16,8 бар(а) в нижней.
Это обеспечивает преимущество, заключающееся в том, что верхний поток стабилизатора 14, обогащенный этаном, пропаном и бутаном, может быть сконденсирован с охлаждением окружающей средой, в частности потоком окружающей воды, тем самым избегая необходимости использования охлаждения с применением холодильных циклов, используемых для охлаждения и сжижения потока углеводородного сырья 10.
Согласно варианту реализации изобретения установка фракционирования 300 содержит первую колонну фракционирования 310 и вторую колонну фракционирования 320, в которой направление части отводимого потока 16 в установку фракционирования 300 включает:
- подачу части отводимого потока 16 в первую колонну фракционирования 310,
- получение обогащенного этаном потока 17 в виде верхнего потока из первой колонны фракционирования 310, и получение нижнего потока 18, обогащенного пропаном и бутаном, из первой колонны фракционирования 310,
- направление нижнего потока 18, обогащенного пропаном и бутаном, во вторую колонну фракционирования 320,
- получение обогащенного пропаном потока 19 в виде верхнего потока из второй колонны фракционирования 320 и получение обогащенного бутаном потока 20 в качестве нижнего потока из второй колонны фракционирования 320.
Нижний поток 18, обогащенный пропаном и бутаном, может быть введен во вторую колонну фракционирования 320 на промежуточном уровне/высоте.
Установка фракционирования 300 обычно содержит первую колонну фракционирования 310, являющуюся колонной деэтанизатора, и вторую колонну фракционирования 320, являющуюся колонной депропанизатора.
Последние два этапа (- направление нижнего потока 18, обогащенного пропаном и бутаном, во вторую колонну фракционирования 320, - получение обогащенного пропаном потока 19 в виде верхнего потока из второй колонны фракционирования 320, и получение обогащенного бутаном потока 20 в качестве нижнего потока из второй колонны фракционирования 320) являются необязательными и могут быть заменены на:
- направление нижнего потока 18, обогащенного пропаном и бутаном, в хранилище пропана и бутана или добавление нижнего потока 18, обогащенного пропаном и бутаном, в поток тощего метансодержащего газа 22. Этот последний вариант показан в виде потока 18’’ на фиг. 1.
Трубопровод 18, обеспечивающий сообщение по текучей среды между нижним выходным отверстием 3101 первой колонны фракционирования 310 и входным отверстием 3201 второй колонны фракционирования 320, содержит управляемый разделитель 181, выполненный с возможностью направления нижнего потока 18, обогащенного пропаном и бутаном, во входное отверстие 3201 второй колонны фракционирования 320 или в обводной трубопровод 18’’ для байпассирования второй колонны фракционирования 320. Управляемый разделитель 181 может быть клапаном.
Таким образом, согласно варианту реализации изобретения вторая колонна фракционирования 320 может быть байпассирована. Это может быть преимуществом в ситуациях, когда требуется пополнение этанового хладагента, но пополнение пропанового хладагента не требуется. Обводной трубопровод 18’’ выполнен с возможностью направления нижнего потока 18, обогащенного пропаном и бутаном, для объединения с потоком тощего метансодержащего газа 22 в трубопроводе.
Как указано выше, верхний поток стабилизатора 14 разделяется в соответствии с отношением деления потока на часть основного потока 15, которая направляется для включения в состав потока тощего метансодержащего газа 22, и часть отводимого потока 16, которая направляется в установку фракционирования 300.
Размещая колонну стабилизации 200 выше по потоку относительно установки фракционирования 300, можно направлять в нее только отводимый поток (например, 10%) и, таким образом, значительно уменьшить размер установки фракционирования 300 и потребности в нагреве/охлаждении для ее работы.
Кроме того, установка фракционирования 300 может частично или полностью байпассироваться, если не требуется отдельное получение этана и пропана, например, когда не осуществляется пополнение хладагента.
В соответствии с вариантом реализации изобретения отношение деления потока определяется как скорость потока части отводимого потока 16, деленная на скорость верхнего потока стабилизатора 14, и способ включает:
- активное управление отношением деления потока.
Согласно варианту реализации изобретения активное управление отношением деления потока осуществляется в диапазоне 0–0,25, предпочтительно в диапазоне 0–0,10.
В соответствии с вариантом реализации изобретения активное управление отношением деления потока реализовано двоичным переключателем между первым и вторым значением, причем первое значение равно 0, а второе значение больше нуля. Второе значение может быть фиксированным значением (например, 0,1 или 0,25) или может быть выбрано для обеспечения того, чтобы скорость отводимого потока находилась в заданном диапазоне или имела заданное значение для поддержания оптимального функционирования установки фракционирования 300.
Колонна стабилизации 200 имеет верхнее выходное отверстие 2002, выполненное с возможностью выпуска верхнего потока стабилизатора 14 через верхний трубопровод 14.
Верхний поток стабилизатора 14 может представлять собой паровой поток, поток жидкости или многофазный поток, содержащий пар и жидкость.
Верхний трубопровод 14 обеспечивает сообщение по текучей среде между верхним выходным отверстием 2002 и разделителем 25, причем разделитель 25 выполнен с возможностью приема верхнего потока стабилизатора 14 и разделения верхнего потока стабилизатора 14 на часть основного потока 15 и часть отводимого потока 16. Часть отводимого потока 16 направляется во входное отверстие 3103 первой колонны фракционирования 310 через трубопровод отводимого потока 16.
Разделитель предпочтительно является управляемым разделителем и может быть реализован в виде трехходового клапана.
Следует отметить, что состав верхнего потока стабилизатора 14, части основного потока 15 и части отводимого потока 16 одинаков.
Первая колонна фракционирования 310 дополнительно содержит верхнее выходное отверстие 3102, выполненное с возможностью выпуска обогащенного этаном потока 17, подлежащего объединению с потоком тощего метансодержащего газа 22.
Способ и система значительно уменьшают объем установки фракционирования и, таким образом, обеспечивают уменьшение занимаемого пространства.
Например, по сравнению со стандартным набором мощностей (деэтанизатор, депропанизатор, стабилизатор) в предложенном согласно данному изобретению решении (стабилизатор, деэтанизатор, депропанизатор), диаметр колонн деэтанизатора и депропанизатора может быть значительно уменьшен, т.е. в каждом случае уменьшение может составлять до около 70%. Кроме того, удается снизить эксплуатационные затраты, поскольку эксплуатация колонны фракционирования меньшего размера требует меньше энергии, и установка фракционирования не должна постоянно работать (с полной нагрузкой).
Таким образом, способ и система позволяют производить стабилизированный заводской конденсат и при необходимости — получать обогащенные этаном и/или пропаном потоки, когда требуется или желательно пополнение хладагента.
Таким образом, согласно варианту реализации изобретения способ дополнительно включает:
- направление обогащенного этаном потока 17 в хранилище этана 23 или добавление обогащенного этаном потока 17 в поток тощего метансодержащего газа 22,
- направление обогащенного пропаном потока 19 в хранилище пропана 24 или добавление обогащенного пропаном потока 19 в поток тощего метансодержащего газа 22,
- направление обогащенного бутаном потока 20 в хранилище бутана (не показано) или добавление обогащенного бутаном потока в поток тощего метансодержащего газа 22.
Верхнее выходное отверстие 3102 первой колонны фракционирования 310 предназначено для выпуска обогащенного этаном потока 17, который должен быть объединен с потоком тощего метансодержащего газа 22 или направлен в хранилище этана 23. Трубопровод 17 может содержать разделитель 171, предпочтительно управляемый разделитель, для регулирования количества обогащенного этаном потока, направляемого в хранилище этана 23 или в поток тощего метансодержащего газа 22.
Верхнее выходное отверстие 3202 второй колонны фракционирования 320 выполнено с возможностью выпуска потока пропана 19, который должен быть объединен с потоком тощего метансодержащего газа 22 или добавлен в хранилище пропана 24. Трубопровод 19 может содержать разделитель 191, предпочтительно управляемый разделитель, для регулирования количества обогащенного пропаном потока, направляемого в хранилище пропана 24 или в поток тощего метансодержащего газа 22.
Нижнее выходное отверстие 3203 второй колонны фракционирования 320, выполненное с возможностью направления обогащенного бутаном потока, сообщается по текучей среде с потоком тощего метансодержащего газа 22, предпочтительно через емкость для повторного введения 500, как более подробно описано ниже.
Трубопровод 18 обеспечивает сообщение по текучей среде между нижним выходным отверстием 3101 и входным отверстием 3201 второй колонны фракционирования 320.
Любые избыточные потоки, отличные от потока стабилизированного конденсата 13 и фракционированного этана и пропана, необходимого для пополнения хладагента, могут повторно вводиться или объединяться с паровым верхним потоком 11, обогащенным метаном, который подлежит сжижению.
Разделители 25, 171, 181, 191 могут управляться контроллером C, который обеспечивает управляющий сигнал по меньшей мере для разделителя 25 и, необязательно, также для соответствующих разделителей 171, 181, 191. Контроллер C может быть реализован в виде подходящего компьютера любого типа и также может быть встроен в более крупный контроллер, управляющий более крупными частями системы, проиллюстрированной на фиг. 1.
Контроллер С выполнен с возможностью вычисления целевого отношения деления потока и формирования управляющего сигнала для управления разделителем 25 в соответствии с целевым отношением деления потока. Контроллер С дополнительно предназначен для приема и обработки показателей количества этана, присутствующего в хранилище этана 23, и количества пропана, присутствующего в хранилище пропана 24.
Контроллер С может дополнительно быть выполнен с возможностью управления разделителями 171, 181, 191. Контроллер С может быть выполнен с возможностью:
- обеспечения управляющего сигнала для управления разделителем 171 с целью регулирования количества обогащенного этаном потока, направляемого в хранилище этана 23 и в поток тощего метансодержащего газа 22;
- обеспечения управляющего сигнала для управления разделителем 191 с целью регулирования количества обогащенного пропаном потока, направляемого в хранилище пропана 24 или в поток тощего метансодержащего газа 22; и/или
- обеспечения управляющего сигнала для управления разделителем 181 с целью регулирования количества обогащенного пропаном и бутаном потока 18, направляемого во вторую колонну фракционирования 320 и в обход нее.
Все потоки, образованные из нижнего потока жидкости 12, полученного из сепаратора 100, предпочтительно являющегося экстракционной колонной, которые должны быть добавлены в поток тощего метансодержащего газа 22, предпочтительно сначала собирают в емкости для повторного введения 500.
Таким образом, согласно варианту реализации изобретения, способ включает:
- сбор в емкости для повторного введения 500:
- части основного потока 15 верхнего потока стабилизатора 14, полученного из стабилизатора 200,
- необязательно верхнего потока, обогащенного этаном 17,
- необязательно верхнего потока, обогащенного пропаном 19, и
- необязательно обогащенного бутаном потока 20, полученного из установки фракционирования 300,
- получение потока для повторного введения 21 из емкости для повторного введения 500 и
- объединение потока для повторного введения 21 с паровым верхним потоком 11, обогащенным метаном, полученным из сепаратора 100, с образованием потока тощего метансодержащего газа 22.
Следует понимать, что сбор различных потоков в емкости для повторного введения 500 может включать в себя выполнение этапов выравнивания давления для выравнивания давлений различных потоков с тем, чтобы можно было объединить потоки.
Необязательно, в случае, когда установка фракционирования 300 также создает паровой верхний поток, обогащенный метаном, этот поток предпочтительно сжижают перед сбором в емкости для повторного введения 500. В альтернативном варианте паровой верхний поток, обогащенный метаном, направляют через систему сжижения 600, в частности, через основной криогенный теплообменник, параллельно потоку тощего метансодержащего газа 22.
Объединение потока для повторного введения 21 с паровым верхним потоком 11, обогащенным метаном, может включать в себя сжатие потока для повторного введения 21 с использованием насоса 210 для получения сжатого потока для повторного введения 21’.
Емкость для повторного введения 500 имеет одно или большее количество входных отверстий 151, выполненных с возможностью приема вышеупомянутых потоков. Предпочтительно, емкость для повторного введения 500 имеет входное отверстие 151 для каждого из указанных выше потоков. В альтернативном варианте, как показано в качестве примера на чертежах, потоки объединяются выше по потоку относительно емкости для повторного введения 500.
Емкость для повторного введения 500 имеет выходное отверстие 152, которое сообщается по текучей среде с трубопроводом 11 через трубопровод 21, 21’ для объединения потока для повторного введения 21 с паровым верхним потоком 11, обогащенным метаном, полученным из сепаратора 100, с образованием потока тощего метансодержащего газа 22.
Согласно еще одному варианту реализации изобретения сепаратор 100 представляет собой скруберную колонну. Вариант реализации изобретения схематически изображен на фиг. 2.
Поток (предварительно обработанного) углеводородного сырья 10 охлаждают в предохладителе (который не показан на фиг. 1) с использованием пропанового цикла или цикла смешанного хладагента, например, до –12°С.
В случае пропанового предохладителя верхняя часть скруберной колонны 100’ охлаждается в теплообменнике (например, реакторе, не показан) до минимальной температуры около –34°С (минимальная температура пропана плюс 3°С) и направляется в систему сжижения 600.
Так как нижний поток жидкости 12 из скруберной колонны обычно имеет относительно высокое содержание метана, как показано на фиг. 2, первая колонна фракционирования 310 может быть трехсторонним сепаратором, из которого получают обогащенный метаном поток 17’ в качестве верхнего потока, обогащенный этаном поток 17 — в виде бокового потока, и обогащенный пропаном и бутаном поток 18 — в виде нижнего потока.
Этот способ может, например, включать:
- подачу части отводимого потока 16 в первую колонну фракционирования 310,
- получение обогащенного метаном потока 17’ в виде верхнего потока из первой колонны фракционирования, получение обогащенного этаном потока 17 в виде бокового потока из первой колонны фракционирования 310, и получение нижнего потока 18, обогащенного пропаном и бутаном, из первой колонны фракционирования 310, и
- формирование потока тощего метансодержащего газа 22 путем объединения:
- парового верхнего потока 11, обогащенного метаном, полученного из сепаратора 100,
- обогащенного метаном потока 17, полученного в качестве верхнего потока из первой колонны фракционирования 310, и
- части основного потока 15 верхнего потока стабилизатора 14, полученного из колонны стабилизации 200.
В альтернативном варианте обогащенный метаном поток 17’, полученный в качестве верхнего потока, может направляться в систему сжижения 600 для охлаждения и сжижения отдельно и параллельно потоку тощего метансодержащего газа 22, с объединением с ним ниже по потоку от системы сжижения 600.
Специалисту в данной области техники будет понятно, что данное изобретение может осуществляться многими различными способами без выхода за пределы объема прилагаемой формулы изобретения. Например, в случаях использования термина «этап» или «этапы» следует понимать, что он употребляется не для указания определенного порядка. Этапы могут выполняться в любом подходящем порядке, включая одновременное выполнение.
1. Способ получения потока тощего метансодержащего газа, включающий:
- подачу потока углеводородного сырья (10), содержащего по меньшей мере метан, этан, пропан, бутан и пентан, в сепаратор (100);
- отведение из сепаратора (100) парового верхнего потока (11), обогащенного метаном, содержащего по меньшей мере большую часть метана, из потока углеводородного сырья (10);
- отведение из сепаратора (100) нижнего потока жидкости (12);
- направление нижнего потока жидкости (12) в колонну стабилизации (200);
- отведение из колонны стабилизации (200) потока стабилизированного конденсата (13), обогащенного пентаном,
- отведение из колонны стабилизации (200) верхнего потока стабилизатора (14), обогащенного этаном, пропаном и бутаном;
- разделение верхнего потока (14) в соответствии с отношением деления потока на часть основного потока (15) и часть отводимого потока (16),
- направление части отводимого потока (16) в установку фракционирования (300), содержащую одну или большее количество колонн фракционирования (310, 320), для получения обогащенного этаном потока (17) и нижнего потока, обогащенного пропаном и бутаном (18),
- формирование потока тощего метансодержащего газа (22) путем объединения:
- парового верхнего потока (11), обогащенного метаном, полученного из сепаратора (100), и
- части основного потока (15) верхнего потока стабилизатора (14), полученного из колонны стабилизации (200).
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что способ дополнительно включает:
- подачу потока тощего метансодержащего газа (22) в систему сжижения для получения потока сжиженного тощего метансодержащего газа (601).
3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что сепаратор (100) является скруберной или экстракционной колонной.
4. Способ по любому из пп. 1-3, отличающийся тем, что установка фракционирования (300) содержит первую колонну фракционирования (310) и вторую колонну фракционирования (320), в которой направление части отводимого потока (16) в установку фракционирования (300) включает:
- подачу части отводимого потока (16) в первую колонну фракционирования (310),
- получение обогащенного этаном потока (17) в виде верхнего потока из первой колонны фракционирования (310) и получение нижнего потока (18), обогащенного пропаном и бутаном, из первой колонны фракционирования (310),
- направление нижнего потока (18), обогащенного пропаном и бутаном, во вторую колонну фракционирования (320),
- получение обогащенного пропаном потока (19) в виде верхнего потока из второй колонны фракционирования (320) и получение обогащенного бутаном потока (20) в качестве нижнего потока из второй колонны фракционирования (320).
5. Способ по любому из пп. 1-4, отличающийся тем, что способ дополнительно включает:
- направление обогащенного этаном потока (17) в хранилище этана (23) или добавление обогащенного этаном потока (17) в поток тощего метансодержащего газа (22),
- направление обогащенного пропаном потока (19) в хранилище пропана (24) или добавление обогащенного пропаном потока (19) в поток тощего метансодержащего газа (22),
- направление обогащенного бутаном потока (20) в хранилище бутана (24) или добавление обогащенного бутаном потока в поток тощего метансодержащего газа (22).
6. Способ по любому из пп. 1-5, отличающийся тем, что способ включает:
- сбор в емкости для повторного введения 500:
- парового верхнего потока (11), обогащенного метаном, полученного из сепаратора (100),
- части основного потока (15) верхнего потока стабилизатора (14), полученного из колонны стабилизации (200),
- обогащенного бутаном потока (20), полученного из установки фракционирования (300),
- необязательно верхнего потока, обогащенного этаном (17), и
- необязательно верхнего потока, обогащенного пропаном (19);
- получение потока для повторного введения (21) из емкости для повторного введения (500) и
- объединение потока для повторного введения (21) с паровым верхним потоком (11), обогащенным метаном, полученным из сепаратора (100), с образованием потока тощего метансодержащего газа (22).
7. Способ по любому из пп. 1-6, отличающийся тем, что отношение деления потока определяется как скорость потока части отводимого потока (16), деленная на скорость верхнего потока стабилизатора (14), и способ включает управление отношением деления потока.
8. Способ по любому из пп. 1-7, отличающийся тем, что активное управление отношением деления потока осуществляется в диапазоне 0–0,25, предпочтительно в диапазоне 0–0,10.
9. Способ по любому из пп. 1-8, отличающийся тем, что подача потока углеводородного сырья (10) в сепаратор (100) включает:
- обеспечение потока углеводородного сырья (10),
- охлаждение потока углеводородного сырья (10) путем направления потока углеводородного сырья (10) через устройство охлаждения расширением (9), такое как клапан или расширитель, для получения потока охлажденного углеводородного сырья (10’) и
- дальнейшее охлаждение потока охлажденного углеводородного сырья (10’) путем теплообмена с паровым верхним потоком (11), обогащенным метаном, получение потока дополнительно охлажденного углеводородного сырья (10’’) и нагретого парового верхнего потока (11’), обогащенного метаном,
- подачу потока дополнительно охлажденного углеводородного сырья (10’’) в сепаратор (100),
- сжатие нагретого парового верхнего потока (11’), обогащенного метаном, с получением сжатого нагретого парового верхнего потока (11’’), обогащенного метаном, и
- направление нагретого парового верхнего потока (11’), обогащенного метаном, который должен содержаться в потоке тощего метансодержащего газа (22).
10. Способ по любому из пп. 1-9, отличающийся тем, что перед подачей потока углеводородного сырья (10) в сепаратор (100) способ включает:
- получение исходного потока углеводородного сырья (1) и направление исходного потока углеводородного сырья (1) через одну или большее количество из следующих установок для получения потока углеводородного сырья (10):
- установка удаления конденсата (5), предназначенная для удаления конденсируемых веществ, таких как вода, и добавленных ингибиторов коррозии,
- установка удаления кислого газа (6), предназначенная для снижения количества кислотных компонентов, таких как CO2 и H2S,
- установка дегидратации (7), предназначенная для снижения содержания воды,
- установка удаления ртути (8), предназначенная для снижения содержания ртути.
11. Способ по любому из пп. 1-10, отличающийся тем, что уровень давления в колонне стабилизатора (200) ниже 17 бар(а).
12. Способ по любому из пп. 1-11, отличающийся тем, что способ дополнительно включает:
- добавление обогащенного бутаном потока (20), полученного из установки фракционирования (300), в обогащенный метаном поток (22), направляемый на сжижение, или
- направление обогащенного бутаном потока (20) в хранилище бутана.
13. Система для получения потока тощего метансодержащего газа, содержащая:
- сепаратор (100), выполненный с возможностью приема потока углеводородного сырья (10), содержащего по меньшей мере метан, этан, пропан, бутан и пентан,
причем сепаратор (100) содержит верхнее выходное отверстие, выполненное с возможностью выпуска парового верхнего потока (11), обогащенного метаном, содержащего по меньшей мере большую часть метана из потока углеводородного сырья (10), и нижнее выходное отверстие, выполненное с возможностью выпуска нижнего потока жидкости (12);
- колонну стабилизации (200), сообщающуюся по текучей среде с нижним выходным отверстием сепаратора (100) для приема нижнего потока жидкости (12),
причем колонна стабилизации (200) содержит выходное отверстие, выполненное с возможностью выпуска потока стабилизированного конденсата (13), обогащенного пентаном, и верхнее выходное отверстие, выполненное с возможностью выпуска верхнего потока стабилизатора (14), обогащенного этаном, пропаном и бутаном;
- разделитель (25), выполненный с возможностью приема верхнего потока стабилизатора (14) и разделяющий верхний поток стабилизатора (14) на часть основного потока (15) и часть отводимого потока (16);
- установку фракционирования (300), сообщающуюся по текучей среде с разделителем (25) для приема части отводимого потока (16) и содержащую одну или большее количество колонн фракционирования (310, 320), выполненных с возможностью получения обогащенного этаном потока (17);
- трубопровод (22) для потока тощего метансодержащего газа, выполненный с возможностью приема парового верхнего потока (11), обогащенного метаном, полученного из сепаратора (100), и части основного потока (15) верхнего потока стабилизатора (14), полученного из колонны стабилизации (200).
