способ выделения сжиженных углеводородов из природного газа

Формула изобретения

1. Способ выделения сжиженных углеводородов из природного газа, включающий предварительную осушку газа, расширение его в вихревой трубе и разделение образующейся парожидкостной смеси в конденсатосборнике с рекуперативной утилизацией холода обратного потока газа низкого давления для предварительного охлаждения прямого потока газа высокого давления, поступающего на вход вихревой трубы, отличающийся тем, что исходный сжатый природный газ предварительно разделяется на два потока - основной и вспомогательный, каждый из которых индивидуально подвергается вихревому энергоразделению, основной - в охлаждаемой обратным потоком газа низкого давления вихревой трубе, для которой доля холодного потока равна 1, а вспомогательный - в делящей вихревой трубе с долей холодного потока <1, холодный поток которой используется для дополнительного охлаждения основного потока природного газа высокого давления в одном из переключающихся рекуперативных теплообменников-вымораживателей.

2. Способ выделения сжиженных углеводородов из природного газа по п.1, отличающийся тем, что горячий поток с выхода делящей вихревой трубы подается на отогрев теплообменника-вымораживателя, не используемого в данный момент в работе.

3. Способ выделения сжиженных углеводородов из природного газа по п.1, отличающийся тем, что делящая вихревая труба выполнена охлаждаемой, а в качестве охлаждающего агента используется газ низкого давления с выхода предварительного теплообменника.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к криогенной технике, а именно к способу выделения из природного газа сжиженных углеводородных газов, например пропанбутановых фракций.

Известны способы низкотемпературной сепарации природного газа, в которых газ дросселируется, вследствие понижения его температуры происходит конденсация части углеводородов и отделение их от газа /1/. Однако снижение температуры при этом недостаточно велико и не обеспечивает необходимой степени извлечения конденсата.

Для выделения сжиженных углеводородов из природного газа и очистки его от сернистых соединений используются циклы с предварительной осушкой газа, охлаждением его в теплообменнике и последующим расширением его в делящей вихревой трубе /2/ - прототип.

При этом холодный поток из вихревой трубы направляется в сепаратор, где происходит отделение образовавшейся жидкой фазы, и далее - в теплообменник для охлаждения прямого потока сжатого газа. Горячий поток выводится из системы.

Способ обладает рядом достоинств (низкая стоимость, простота реализации и регулировки параметров процесса, повышение на 20...40% выхода углеводородного конденсата по сравнению с чисто дроссельными циклами за счет получения более низких температур), но характеризуется недостаточно высоким коэффициентом извлечения высших углеводородов из природного газа. Отмеченное обстоятельство связано с принципиальными особенностями работы делящей вихревой трубы.

Сжатый природный газ поступает на вход вихревой трубы достаточно охлажденным (парциальные давления многих тяжелых углеводородов практически равны давлениям насыщения), поэтому при его расширении в вихревой трубе протекает процесс образования жидкой фазы. Наличие в вихревой трубе сильного поля центробежных сил, обусловленное высокими тангенциальными скоростями, близкими к звуковым в периферийном вихре, и скачкообразный характер фазового перехода паров углеводородов в капли жидкости приводят к тому, что образовавшиеся в этой зоне капли тяжелых углеводородов отбрасываются центробежными силами на периферию и образуют пленку жидкости на станке камеры энергоразделения.

Вместе с нагретыми периферийными слоями вихря данная пленка, постепенно испаряясь, движется по направлению к "горячему" концу вихревой трубы и, в конечном итоге, выносится вместе с горячим потоком из вихревой трубы.

Таким образом, использование делящей вихревой трубы, для которой доля холодного потока всегда меньше единицы, на низком температурном уровне (Т<250 К) неизбежно приводит к потерям уже сконденсировавшихся углеводородов с горячим потоком, выводимым из системы.

Еще одним недостатком указанного способа является наличие объемных и дорогих блоков адсорбционной осушки природного газа, необходимых для предотвращения периодической забивки теплообменников в процессе их эксплуатации кристаллогидратами углеводородов, содержащихся в природном газе.

На практике установки для извлечения сжиженных углеводородов из природного газа реализуются в виде двух параллельных линий блоков осушки с периодическим переключением с одной на другую. Это позволяет одну из них эксплуатировать, а вторую - регенерировать. В последнем случае отогрев осуществляется за счет внешнего источника теплого газа.

Им может быть, например, инертный газ (азот), для чего необходимо дополнительное дорогостоящее оборудование, а также значительная энергия на его подогрев, так как адсорбент необходимо нагреть до температуры 200...350^oC и выдерживать в течение нескольких часов.

Все это приводит к удорожанию себестоимости получаемого продукта.

Целью изобретения является повышение эффективности выделения сжиженных углеводородов из природного газа.

Данная цель достигается тем, что исходный сжатый природный газ предварительно разделяется на два потока - основной и вспомогательный, каждый из которых индивидуально подвергается вихревому энергоразделению. При этом основной поток высокого давления после предварительного охлаждения расширяется в охлаждаемой обратным потоком газа низкого давления вихревой трубе, для которой доля холодного потока равна 1. Вспомогательный поток, имеющий температуру Т= 270...300 К, расширяется в делящей вихревой трубе с долей холодного потока < 1, причем холодный поток используется для дополнительного охлаждения основного потока природного газа высокого давления в одном из переключающихся рекуперативных теплообменников-вымораживателях. Горячий поток с выхода делящей вихревой трубы подается на отогрев теплообменника-вымораживателя, не используемого в данный момент в работе.

Принципиальная схема установки для реализации предлагаемого способа приведена на чертеже.

Природный газ высокого давления, разделяясь на два потока, поступает, соответственно, в один из предварительных теплообменников-вымораживателей 1 и на вход делящей вихревой трубы 2, где в результате вихревого эффекта происходит разделение входного потока на две части - холодную и горячую. При этом в каждый момент времени эксплуатируется только один из предварительных теплообменников 1 (например, правый).

Холодный поток газа низкого давления с выхода делящей вихревой трубы противотоком направляется в один из задействованных в работе предварительных теплообменников 1, а горячий - поступает на отогрев второго параллельно установленного теплообменника 1, не используемого в данный момент в работе установки.

Охлажденный в предварительном теплообменнике газ высокого давления проходит через рекуперативный теплообменник 3, где его температура дополнительно понижается за счет теплообмена с обратным потоком несконденсировавшегося газа низкого давления, и далее поступает на вход охлаждаемой вихревой трубы 4. В результате протекания в ней процесса энергоразделения и отвода тепла от нагретых периферийных слоев внешним охлаждающим агентом, температура природного газа падает, причем заметно больше, чем при простом адиабатном расширении. При этом весь выходящий из охлаждаемой вихревой трубы поток является холодным (доля холодного потока равна 1) и, следовательно, вся образующаяся жидкая фаза попадает в конденсатосборник 5.

В нем жидкая фаза отделяется от паровой и выводится из установки, а несконденсировавшийся газ направляется последовательно в теплообменник 3, охлаждающую рубашку охлаждаемой вихревой трубы 4 и теплообменник 1 для охлаждения прямого потока газа высокого давления.

Для дополнительного повышения холодопроизводительности делящая вихревая труба 2 выполнена охлаждаемой, а в качестве хладагента используется газ низкого давления, подаваемый с выхода предварительного теплообменника 1.

Температура горячего потока газа низкого давления на выходе из охлаждаемой делящей ВТ на 30...35^oC превышает температуру газа на входе в вихревую трубу. Данное обстоятельство позволяет параллельно с выделением тяжелых углеводородов из природного газа с большой эффективностью использовать горячий поток вихревой трубы для отогрева теплообменников, не эксплуатируемых в данный момент. В результате существенно повышается надежность работы установки.

Для охлаждаемой вихревой трубы доля холодного потока равна единице, и, следовательно, ее применение на низком температурном уровне (Т < 250 К) позволяет отвести все сконденсировавшиеся в ней фракции тяжелых углеводородов в конденсатосборник и после отделения вывести из установки. Включение делящей охлаждаемой вихревой трубы на высоком температурном уровне (Т=270...300 К) в контур в качестве источника дополнительной холодопроизводительности дает возможность регулировать температуру газа, поступающего на вход охлаждаемой вихревой трубы. В свою очередь, это позволяет изменять температурный режим ее работы таким образом, чтобы максимально эффективно извлекать из природного газа пропан-бутановые фракции требуемого состава.

Для подтверждения возможности осуществления изобретения ниже приводится его расчетное обоснование.

Уравнение теплового баланса работы делящей охлаждаемой вихревой трубы в расчете на 1 кг сжатого газа имеет вид:

i_вх = i_х+(1-)i_г+Q₁, (1)

где i_вх - энтальпия потока природного газа на входе в вихревую трубу, кДж/кг;

i_х - энтальпия потока ПГ на выходе холодного конца вихревой трубы, кДж/кг;

i_r - энтальпия потока ПГ на выходе горячего конца вихревой трубы, кДж/кг;

Q₁ - удельный тепловой поток, отводимый от вихревой трубы охлаждающим газом, кДж/кг.

Q₁ = (i_вт-i_то)[/(1-)-k],

где i_вт - энтальпия потока природного газа низкого давления на выходе из рубашки охлаждения делящей ВТ, кДж/кг;

i_то - энтальпия потока природного газа низкого давления на входе в рубашку охлаждения делящей ВТ (на выходе из предварительного теплообменника), кДж/кг;

k - отношение массового расхода образующейся жидкости к массовому расходу природного газа на входе в установку;

- отношение массового расхода потока природного газа, направляемого в охлаждаемую вихревую трубу на выделение тяжелых углеводородов, к массовому расходу природного газа на входе в установку.

Уравнение теплового баланса работы охлаждаемой вихревой трубы в расчете на 1 кг сжатого газа имеет вид:

i_овх = i_ох + Q₂, (2)

где i_овх - энтальпия потока природного газа высокого давления на входе в охлаждаемую вихревую трубу, кДж/кг;

i_ох - энтальпия потока ПГ низкого давления на выходе охлаждаемой вихревой трубы, кДж/кг;

Q₂ - удельный тепловой поток, отводимый от охлаждаемой вихревой трубы охлаждающим газом, кДж/кг.

Q₂ = (i_овт-i_s)(1-k/),

где i_овт - энтальпия потока ПГ низкого давления на выходе из рубашки охлаждения охлаждаемой вихревой трубы, кДж/кг,

i_s - энтальпия потока ПГ низкого давления на входе в рубашку охлаждения охлаждаемой вихревой трубы, кДж/кг.

Уравнение теплового баланса предварительного теплообменника-вымораживателя:



где i_т1 - энтальпия потока ПГ высокого давления на выходе из предварительного теплообменника, кДж/кг;

i_то1 - энтальпия потока ПГ низкого давления на входе в предварительный теплообменник, кДж/кг.

Уравнение теплового баланса рекуперативного теплообменника:

i_т1-i_т2 = (i_то1-i_овт)(1-k/),

где i_т2 - энтальпия потока ПГ высокого давления на выходе из рекуперативного теплообменника, кДж/кг.

В качестве примера будем рассматривать природный конкретного состава с технологическими параметрами, характерными для условий ГРС:

Содержание компонент (объемные %):

Метан - 90,0

Этан - 2,0

Пропан - 3,0

Бутан - 2,0

Азот - 2,0

Углекислый газ - 1,0.

Влагосодержание - 0,1 г/нм³;

Входная температура - 274 К;

Входное давление - 3,3 МПа;

Выходное давление - 0,4 МПа;

Недорекуперации на выходе из предварительного теплообменника - 5^oC.

Количество углеводородов, извлекаемых из природного газа, будет определяться состоянием равновесия жидкой и газообразной фаз компонент, содержащихся в природном газе, при давлении и температуре, которые имеет двухфазный поток на выходе из охлаждаемой вихревой трубы.

Расчеты, проведенные по константам фазового равновесия для веществ, входящих в состав ПГ, при принятых концентрациях дают следующие результаты:

Температура газа - 183 К (-90^oC), давление - 0,4 МПа:

- степень извлечения бутана -99,0%;

- степень извлечения пропана - 70,7%.

Указанное значение температуры холодного потока на выходе охлаждаемой вихревой трубы достигается при величине отношения расхода основного потока, направляемого на извлечение тяжелых углеводородов, к расходу потока на входе в установку, равной 0,82.

Соответственно значение доли потока, подаваемого на делящую вихревую трубу, в расчете на входной поток составит 0,18.

Температура горячего потока на выходе делящей ВТ будет равна 306 К, что вполне достаточно, чтобы за 1,0...1,5 часа отогреть до температуры окружающей среды теплообменный аппарат массой 2000 кг.

Таким образом, приведенные результаты показывают принципиальную возможность реализации предлагаемого способа. При этом, изменяя соотношение потоков, направляемых на ОВТ и делящую ВТ, можно регулировать температуру, при которой образуется жидкая фаза углеводородов, а следовательно, и выход того или иного вещества.

Литература

1. Мартынов А. В. , Бродянский В. М. Что такое вихревая труба. - М.: Энергия, 1976, с. 138-144.

2. Жидков М. А. и др. Низкотемпературная очистка природного газа. // Известия Академии наук Эстонской ССР, 1980, т. 29, N 3, с. 221-223.1