Удаление жидкостей природного газа из газообразного потока природного газа

007664 Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение относится к удалению жидкостей природного газа из газообразного потока природного газа. В описании и формуле изобретения термин жидкости природного газа используется для обозначения более тяжелых углеводородов, таких как сжиженные компоненты нефтяного газа и природные бензины. Уровень техники Жидкости природного газа удаляют из газообразного потока, потому что они обладают экономической ценностью и, кроме того, удаление жидкостей природного газа приводит к снижению теплотворной способности потока природного газа. К примеру приведен молярный состав потока природного газа, из которого должны быть удалены жидкости природного газа: метан 86 мол.%, этан 6 мол.%, пропан 4 мол.%, бутан плюс 1 мол.% и другие компоненты, такие как азот, диоксид углерода и гелий - остальное. Настоящее изобретение относится, в частности, к удалению таких жидкостей природного газа из потока природного газа при повышенном давлении, например при давлениях выше 3 МПа (абсолютное значение) и ниже критического давления природного газа, которое равно приблизительно 7 МПа (абсолютное значение). Способ удаления наиболее тяжелых углеводородов из потока природного газа раскрыт в описании к патенту США 5325673. В этой публикации раскрывается способ предварительной обработки потока природного газа для сжижения путем удаления из него наиболее тяжелых углеводородов, включающий стадии:a) введение сырьевого потока природного газа в газоочистительную колонну, имеющую верхнюю обогатительную и нижнюю отгонную секции;b) контактирование сырьевого потока с потоком жидкого орошения, вводимого в верхнюю обогатительную секцию колонны с целью поглощения С 5+-углеводородов из сырьевого потока;c) отбор головного парообразного продукта, содержащего С 2-С 4-углеводороды и имеющего концентрацию С 6+-углеводородов ниже примерно 1 часть на миллион.d) повторное испарение части жидкости в нижней секции колонны для отгонки более легких углеводородов из сырьевого потока;e) отбор жидкого кубового продукта, обогащенного С 5+-углеводородами; иf) осуществление работы колонны таким образом, чтобы получать С 2-С 4-углеводороды преимущественно в головном продукте. Целью известного способа является получение головного продукта с очень низкой концентрацией С 6+-углеводородов, однако головной продукт все еще при этом содержит значительные количества этана,пропана и бутанов. Раскрытие изобретения Настоящее изобретение предлагает способ удаления жидкостей природного газа из газообразного потока природного газа, в котором осуществляется разделение при высоком давлении и который обеспечивает высокий выход пропана и высокий уровень отвода метана и этана. Кроме того, целью настоящего изобретения является создание способа удаления жидкостей природного газа, для которого не требуется ребойлера. С этой целью способ удаления жидкостей природного газа из газообразного потока при повышенном давлении для получения потока газообразного продукта с пониженным содержанием жидкостей природного газа согласно настоящему изобретению включает стадии:(a) охлаждение потока природного газа;(b) введение охлажденного потока природного газа в основание газоочистительной колонны, которая включает нижнюю отгонную секцию и верхнюю абсорбционную секцию, причем каждая из секций составляет по меньшей мере одну теоретическую ступень;(c) пропускание природного газа вверх через газоочистительную колонну и отвод с верхней части газоочистительной колонны головного потока;(d) частичная конденсация головного потока и разделение частично сконденсированного головного потока на газообразный поток с пониженным содержанием жидкостей природного газа и поток жидкого орошения, а также отвод газообразного потока в качестве потока газообразного продукта с пониженным содержанием жидкостей природного газа;(e) разделение потока жидкого орошения на первый поток орошения и на второй поток орошения;(f) введение первого потока орошения в верхнюю часть абсорбционной секции газоочистительной колонны;(g) введение второго потока орошения в верхнюю часть отгонной секции для отгонки желаемых легких газообразных компонентов; и(h) отвод с основания газоочистительной колонны жидкого кубового потока, обогащенного более тяжелыми компонентами. Способ согласно настоящему изобретению предпочтительно включает также введение в верхнюю часть абсорбционной секции углеводородной жидкости.-1 007664 Краткое описание чертежей Далее изобретение описывается более детально с использованием примера и со ссылками на сопровождающие чертежи, где на фиг. 1 схематически представлена технологическая схема первого воплощения настоящего изобретения и на фиг. 2 - технологическая схема второго воплощения настоящего изобретения. Осуществление изобретения Обратимся вначале к фиг. 1. Газообразный поток природного газа, содержащий жидкости природного газа (С 2-С 4-углеводороды и С 5+-углеводороды), в котором практически не содержится кислых газов,подается по трубопроводу 1 к теплообменнику 2, в котором этот поток частично конденсируется. Частично сконденсированный природный газ подается через трубопровод 3 в основание газоочистительной колонны 6. Давление поступающего в газоочистительную колонну природного газа находится в пределах от 3 до примерно 7 МПа (абс), а температура от 0 до -20 С. Газоочистительная колонна 6 работает под давлением, при котором подается природный газ. Газоочистительная колонна 6 включает две секции: нижнюю отгонную секцию 7 и верхнюю абсорбционную секцию 8, отделенную от отгонной секции 7 промежутком 9. Отгонная секция 7 содержит от 1 до 4 теоретических ступеней разделения, а абсорбционная секция 8 содержит от 4 до 10 теоретических тарелок. Теоретические ступени разделения могут обеспечиваться контактными тарелками (ректификационной колонны) или подходящим насадочным материалом. Газообразная фракция потока природного газа пропускается вверх в газоочистительной колонне 6 через отгонную секцию 7 и абсорбционную секцию 8. Жидкая фракция потока природного газа отводится из газоочистительной колонны 6 по трубопроводу 10. С верхней части газоочистительной колонны 6 головной поток с пониженным содержанием жидкостей природного газа отводится по трубопроводу 12. Головной поток частично конденсируется в теплообменнике 14 и разделяется в сепараторной емкости 17 на жидкий поток и поток газообразного продукта. Поток газообразного продукта выводится из сепараторной емкости 17 по трубопроводу 20 и направляется на установку для сжижения потока газообразного продукта (не показана). Жидкий поток отводится по трубопроводу 21. Температура частично сконденсированного головного продукта находится в пределах от -25 до -65 С, а количество жидкости в частично сконденсированном головном продукте находится в пределах от 10 до 35 мол.% в расчете на весь головной поток. Отводимый по трубопроводу 20 поток газообразного продукта перед его транспортировкой по назначению целесообразно подавать (не показано) в теплообменник 14 в качестве источника холода для частичной конденсации головного потока. Часть жидкого потока вводится по трубопроводу 22 в виде первого потока орошения в верхнюю часть газоочистительной колонны 6 над абсорбционной секцией 8 в качестве абсорбента. В абсорбционной секции 8 жидкость вводится в противоточный контакт с газом из отгонной секции 7. Более тяжелые по сравнению с метаном компоненты удаляются из газа первым потоком орошения, выполняющим роль абсорбента. Остаток жидкого потока вводится по трубопроводу 23 в виде второго потока орошения в газоочистительную колонну 6 в промежутке 9 над отгонной секцией 7. В отгонной секции 7 второй поток орошения и жидкость, поступающая сверху из абсорбционной секции 8, вводятся в противоточный контакт с восходящей газовой фракцией потока природного газа. Газообразная фракция отгоняет из жидкого потока легкие компоненты (метан и этан). После этого жидкий поток с низкой концентрацией легких компонентов отводится с основания газоочистительной колонны 6 по трубопроводу 10. Предпочтительно, чтобы второй поток орошения в трубопроводе 23 содержал от 10 до 95% массы жидкого потока, который выводится из сепараторной емкости 17. Кроме того, в верхнюю часть абсорбционной секции 8 через трубопровод 25 может вводиться какая-либо углеводородная жидкость. Подходящей углеводородной жидкостью является бутан. Количество этого дополнительного абсорбента составляет от 1 до 4 частей от количества жидкости, подводимой по трубопроводу 22. Предпочтительно, чтобы этот дополнительный абсорбент состоял из бутана плюс другие компоненты. Обратимся теперь к фиг. 2. Следует отметить, что детали, которые обсуждались со ссылкой на фиг. 1, обозначены теми же самыми позициями, и здесь они обсуждаться не будут. Жидкий кубовый продукт,отводимый по трубопроводу 10, вводится в верхнюю часть отгонной колонны 30 для отгонки от жидкого кубового потока газообразных компонентов, таких как метан и этан. Отгонная колонна 30 включает отгонную секцию 33, составляющую по меньшей мере одну теоретическую ступень разделения. Предпочтительно, чтобы отгонная секция 33 составляла 2-10 теоретических ступеней разделения. Давление в отгонной колонне 30 находится в пределах от 2-3,5 МПа (абс). С целью снижения давления жидкого кубового потока в трубопроводе 10 имеется редукционный клапан 34. С основания отгонной колонны 30 жидкий поток отводится по трубопроводу 35. Часть жидкого кубового потока испаряется в ребойлере 36 и образовавшийся пар вводится в основание отгонной колонны 30. Оставшуюся часть направляют по трубопроводу 38 на хранение (не показано) или на дальнейшую-2 007664 переработку (не показано). С верхней части отгонной колонны 30 газообразный поток отводится по трубопроводу 40. Газообразный поток частично конденсируется в теплообменнике 43 с образованием частично сконденсированного газообразного головного потока. Частично сконденсированный головной поток разделяется в сепараторе 46 на жидкую фракцию и газообразную фракцию. Жидкая фракция отводится по трубопроводу 48 и вводится в верхнюю часть отгонной колонны 30 в виде орошения. Газообразная фракция отводится по трубопроводу 50 и добавляется к потоку газообразного продукта. Давление газообразной головной фракции может быть повышено до давления потока газообразного продукта с помощью компрессора 53. Предпочтительно подавать по крайней мере часть потока газообразного продукта по трубопроводу 20 в теплообменник 14 в качестве источника холода для частичной конденсации головного потока 12. Предпочтительно, чтобы газообразный головной поток частично конденсировался путем непрямого теплообмена с потоком газообразного продукта, подаваемого в теплообменник 43 по трубопроводу 20. Предпочтительно, чтобы поток жидкого кубового продукта, выводимый из газоочистительной колонны 6 по трубопроводу 10, охлаждался путем непрямого теплообмена в теплообменнике 55 с потоком газообразного продукта. В теплообменнике 2 поток природного газа частично конденсируется в трубопроводе 1 и предпочтительно, чтобы это происходило путем непрямого теплообмена с потоком газообразного продукта. Предпочтительно, чтобы жидкий углеводород, подаваемый в верхнюю часть газоочистительной колонны 6, охлаждался в теплообменнике 57 путем непрямого теплообмена с газообразной головной фракцией. Далее изобретение описывается на примере со ссылками на три расчетных примера. В первом примере не в соответствии с настоящим изобретением в верхнюю часть газоочистительной колонны 6 через трубопровод 22 подается только орошение. Во втором примере согласно настоящему изобретению орошение подается через трубопроводы 22 и 23 и в третьем примере, согласно настоящему изобретению, по трубопроводу 25 подается дополнительная углеводородная жидкость. Условия в каждом из примеров подобраны таким образом, чтобы максимально повысить извлечение жидкостей природного газа. В этих примерах газоочистительная колонна содержит восемь теоретических ступеней разделения. В двух примерах согласно настоящему изобретению отгонная секция 7 содержит две теоретические ступени разделения, а абсорбционная секция 8 - шесть теоретических ступеней разделения. Результаты представлены в приведенных ниже табл. 1-8. В этих таблицах молярные скорости потока выражены в кмоль/с, массовые скорости потока - в кг/с,температуры - в С, давления - в МПа (абс.) и молярные составы - в мол.%. Бутан плюс компоненты означает бутан, изобутан, пентан, изопентан, гексан и гептан. Другими компонентами в составе являются вода, азот, водород, сульфид, диоксид углерода и гелий. Таблица 1. Данные по частично сконденсированному сырью, подаваемому по трубопроводу 3 Таблица 2. Данные по головному потоку, отводимому с верхней части газоочистительной колонны по трубопроводу 12. Следует обратить внимание на то, что скорости потока выше скоростей потока в трубопроводе 3 по причине внутренней рециркуляции. Таблица 3. Данные по орошению, подаваемому через трубопровод 22 в верхнюю часть газоочистительной колонны 6 Таблица 4. Данные по орошению, подаваемому через трубопровод 23 в верхнюю часть отгонной секции 7 газоочистительной колонны 6 Таблица 5. Данные по углеводородной жидкости, подаваемой через трубопровод 25 в верхнюю часть газоочистительной колонны 6-4 007664 Таблица 6. Данные по потоку газообразного продукта, отводимому по трубопроводу 20 Таблица 7. Данные по жидкой фракции газового сырья, отводимого с основания газоочистительной колонны 6 по трубопроводу 10 Результаты суммируются в табл. 8 путем сравнения содержания углеводородов в жидком потоке,который отводится с основания газоочистительной колонны 6 по трубопроводу 10. Таблица 8. Состав жидкого потока, отводимого по трубопроводу 10, в процентах от состава сырья, подаваемого по трубопроводу 1 (с учетом абсорбционной жидкости, подаваемой по трубопроводу 25 в последнем примере) Приведенные выше результаты иллюстрируют полезный эффект при извлечении жидкостей природного газа, связанный с разделением потока орошения на два потока: первый поток орошения, подаваемый в верхнюю часть газоочистительной колонны 6, и второй поток орошения, подаваемый в верхнюю часть отгонной секции 7. Способ согласно настоящему изобретению может быть использован для удаления более тяжелых компонентов из природного газа, который после обработки подается в трубопровод, по которому газ направляется к потребителю. Однако способ согласно настоящему изобретению предпочтительно использовать для удаления более тяжелых компонентов из природного газа, который после обработки направляется на установку сжижения природного газа. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ удаления жидкостей природного газа из газообразного потока природного газа при повышенном давлении с целью получения потока газообразного продукта с пониженным содержанием жидкостей природного газа, который включает стадии:(a) охлаждение потока природного газа;(b) введение охлажденного потока природного газа в основание газоочистительной колонны, которая включает нижнюю отгонную секцию и верхнюю абсорбционную секцию, причем каждая из секций-5 007664 содержит по меньшей мере одну теоретическую ступень;(c) пропускание природного газа вверх через газоочистительную колонну и отвод с верхней части газоочистительной колонны головного потока;(d) частичная конденсация головного потока и разделение частично сконденсированного головного потока на газообразный поток с пониженным содержанием жидкостей природного газа и поток жидкого орошения, а также отвод газообразного потока в качестве потока газообразного продукта с пониженным содержанием жидкостей природного газа;(e) разделение потока жидкого орошения на первый поток орошения и на второй поток орошения;(f) введение первого потока орошения в верхнюю часть абсорбционной секции газоочистительной колонны;(g) введение второго потока орошения в верхнюю часть отгонной секции для отгонки желаемых легких газообразных компонентов и(h) отвод с основания газоочистительной колонны жидкого кубового потока, обогащенного более тяжелыми компонентами. 2. Способ по п.1, характеризующийся тем, что частично сконденсированный головной поток на стадии (d) охлаждают путем непрямого теплообмена по крайней мере с частью потока газообразного продукта. 3. Способ по п.1 или 2, характеризующийся тем, что осуществляют введение жидкого кубового потока при более низком давлении в верхнюю часть отгонной колонны, содержащую по меньшей мере одну теоретическую ступень разделения; удаление с основания отгонной колонны жидкого потока, часть которого испаряется и вводится в основание отгонной колонны; удаление с верхней части отгонной колонны газообразного головного потока; частичная конденсация газообразного головного потока и разделение частично сконденсированного газообразного головного потока на жидкую фракцию и газообразную фракцию; введение жидкой фракции в верхнюю часть отгонной колонны; и добавление газообразной головной фракции к потоку газообразного продукта. 4. Способ по п.3, характеризующийся тем, что газообразный головной продукт частично конденсируют путем непрямого теплообмена с потоком газообразного продукта. 5. Способ по п.3 или 4, характеризующийся тем, что жидкий кубовый поток из газоочистительной колонны охлаждают путем непрямого теплообмена с потоком газообразного продукта. 6. Способ по любому из пп.1-5, характеризующийся тем, что поток природного газа частично конденсируют путем непрямого теплообмена с потоком газообразного продукта. 7. Способ по п.1, характеризующийся тем, что углеводородную жидкость вводят в верхнюю часть абсорбционной секции. 8. Способ по любому из пп.3-6, характеризующийся тем, что углеводородную жидкость вводят в верхнюю часть абсорбционной секции. 9. Способ по п.8, характеризующийся тем, что углеводородную жидкость охлаждают путем непрямого теплообмена с газообразной головной фракцией. 10. Способ сжижения природного газа, включающий удаление жидкостей природного газа из газообразного потока природного газа согласно способу по любому из пп.1-6, в результате чего получают поток газообразного продукта с пониженным содержанием жидкостей природного газа, и сжижение потока газообразного продукта, в результате чего получают сжиженный природный газ.