Способ комплексного извлечения ценных примесей из природного гелийсодержащего углеводородного газа с повышенным содержанием азота

Способ комплексного извлечения ценных примесей из природного гелийсодержащего углеводородного газа с повышенным содержанием азота

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к технологии дополнительного извлечения ценных компонентов из природного углеводородного газа и может быть использовано на предприятиях газоперерабатывающей промышленности.

Природный углеводородный газ, основным компонентом которого является метан, широко используется в качестве газообразного топлива промышленного и бытового назначения. Однако наряду с метаном в состав природного углеводородного газа входит большое число примесных органических и неорганических компонентов: этан и более тяжелые углеводороды, вода, сероводород, меркаптан, диоксид углерода, гелий, азот. Особенностью примесных компонентов является то, что с одной стороны эти компоненты являются веществами, снижающими теплотворную способность природного углеводородного газа как топлива и представляющие собой балласт при транспортировке природного углеводородного газа, удорожая транспортировку, а с другой стороны все перечисленные примеси кроме воды являются достаточно ценным сырьем для химической и нефтехимической промышленности с возможностью дальнейшего производства полимеров, топлива для автомобильного транспорта, серы, метанола, благородного газа, ядерного топлива, аммиака, азотной кислоты и другой продукции.

Одной из основных нежелательных примесей в природном углеводородном газе является азот, содержание которого в природном углеводородном газе достигает 10 % об., так например, в мощном Ковыктинском месторождении содержание азота в природном углеводородном газе составляет 7,2 % об. Наряду с этим в газе Ковыктинского месторождения содержится до 0,4 % об. гелия, что позволяет подобный газ отнести к весьма богатым гелием природным газам. Потребность в гелии в мировой технике интенсивно возрастает. Так, по оценкам ООО «Газпром ВНИИГАЗ» к 2030 году мировое потребление гелия может достичь 238-312 млн. м³, тогда как прогнозируемое производство гелия составит 213-238 млн. м³, то есть дефицит производства гелия ожидается на уровне 25-74 млн. м³. В настоящее время 100 % российского гелия вырабатывается на единственном гелиевом заводе ООО «Газпром добыча Оренбург» в количестве всего около 9 млн. м³/год из газового конденсата с содержанием гелия в газе всего 0,055 % (Конторович А.Э., Коржубаев А.Г., Эдер Л.В. Сырьевая база и перспективы развития гелиевой промышленности России и мира (Институт геологии нефти и газа СО РАН) // 29.10.2007.: http://www.geoinform.ru/). При глубокой переработке природных углеводородных газов Ковыктинского и других месторождений Восточной Сибири из них можно извлечь до 60 млн. м³/год гелия, что станет высокодоходной статьей экспорта России и позволит компенсировать мировой дефицит гелия.

Таким образом, при освоении мощных газовых месторождений становится целесообразной глубокая переработка природного углеводородного газа с одновременным извлечением широкого спектра примесей из добываемого природного углеводородного газа, однако анализ технической и патентной литературы свидетельствует о том, что существующие технические решения направлены, в основном, на извлечение из природного углеводородного газа одной характерной примеси или группы однотипных примесей.

Известен, например, способ удаления азота из природного газа включающий: а) абсорбцию углеводородного компонента природного газа прямогонной нафтой, по существу состоящей из С₅-С₈ парафиновых углеводородов, в устройстве для осуществления абсорбции и выпуск не поглощенного азота; б) десорбцию углеводородного компонента из прямогонной нафты в отпарной колонне при температуре на ее дне в интервале 150-200 ^оС; в) рециркуляцию на стадию (а) прямогонной нафты, регенерированной при десорбции; г) подачу десорбированного углеводородного компонента в распределительную сеть (Способ удаления азота из природного газа: пат. 2185226 Рос. Федерация. № 2000103939/12; заявл. 18.02.2000; опубл. 20.07.2002). Недостатками данного способа являются:

• сброс удаленного азота в атмосферу и потеря этого потенциального для дальнейшей переработки исходного сырья;

• абсорбция всей углеводородной части природного газа нафтой с последующей его десорбцией приводит к экономически неэффективным большим энергозатратам на проведение процесса десорбции и циркуляцию большого количества нафты в системе;

• предусмотрена только предварительная обработка природного газа для удаления примеси диоксида углерода мембранным методом, однако остальные примеси, например, сероводород не удаляются, что приводит в конечном итоге к загрязнению окружающей среды.

Известен способ выделения этановой фракции путем низкотемпературной ректификации, который включает подачу углеводородного газа в ректификационную колонну на деэтанизацию, низкотемпературную конденсацию полученных паров в теплообменнике и подачу их в рефлюксную емкость, отвод части сконденсированной жидкости в ректификационную колонну на орошение и вывод товарных продуктов (Способ выделения этановой фракции: пат. 2459160 Рос. Федерация. № 2010136352/20; заявл. 30.08.2010; опубл: 20.08.2012). Недостатками данного способа являются:

• необходимость предварительного извлечения фракции С₂ и выше из исходного природного газа;

• проведение процесса деэтанизации сырья при низком давлении (1,01 МПа вместо 2,63 МПа) приводит к необходимости поддерживания отрицательной температуры (минус 27,6 ^оС), обеспечиваемой за счет дорогостоящего пропанового охлаждения вместо положительной температуры (6,8 ^оС), обеспечиваемой дешевой захоложенной водой, что приведет к фактическому увеличению энергозатрат в денежном выражении, несмотря на их некоторое снижение в калорическом выражении;

• после предварительного извлечения фракции С₂ и выше из исходного природного газа образуется метановая фракция, загрязненная азотом, сероводородом, диоксидом углерода и другими примесями, снижающими калорийность метановой фракции как топлива.

Известен также способ получения гелия, при котором гелий выделяют из гелий-, азот- и метансодержащей газовой фракции, таким образом, что гелийсодержащую фракцию, по меньшей мере, частично конденсируют и разделяют на обогащенную гелием газовую фракцию (а) и обедненную гелием жидкую фракцию (б). Затем обогащенную гелием газовую фракцию (а) конденсируют до тех пор, пока концентрация гелия в результирующей газовой фракции не составит, по меньшей мере, 90 %, предпочтительно, по меньшей мере, 95 %, а в частности, по меньшей мере, 98 %. Далее обедненную гелием жидкую фракцию (б) расширяют, испаряют до тех пор, пока по меньшей мере 70 %, предпочтительно по меньшей мере 85 %, содержащегося в ней гелия не окажется в газообразном состоянии, и разделяют на богатую гелием газовую фракцию и бедную гелием жидкую фракцию. После чего богатую гелием газовую фракцию подогревают и добавляют в исходную гелийсодержащую фракцию (Способ получения гелия: пат. 2486131 Рос. Федерация. № 2009104099/05; заявл. 06.02.2009; опубл. 27.06.2013). Недостатками данного способа являются:

• необходимость предварительного получения концентрированной исходной гелийсодержащей фракции, которая содержит до 10 % гелия;

• возврат богатой гелием газовой фракции в исходную гелийсодержащую фракцию нерационален, поскольку эта фракция, полученная из фракции (б) уже подвергалась ранее конденсации и рациональнее направлять ее в газовую фракцию (а).

Известен также способ извлечения гелия из природного газа, включающий получение гелиевого концентрата с последующей его низкотемпературной или мембранной сепарацией и адсорбционной очисткой от примесей, отличающийся тем, что перед получением гелиевого концентрата поток природного газа подвергают конверсии с получением синтез-газа, проводят каталитический синтез продуктов, которые затем конденсируют с выделением гелиевого концентрата (Способ извлечения гелия из природного газа: пат. 2478569 Рос. Федерация. № 2011146306/05; заявл. 16.11.2011; опубл. 10.04.2013).

Недостатками данного способа являются:

• полное превращение исходного природного углеводородного газа в синтез-газ с последующим получением метанола приводит к потере углеводородного газа как топлива;

• для получения гелиевого концентрата поток сбросного газа после конверсии СО в конверторе подают на абсорбционную очистку от диоксида углерода растворами поташа и моноэтаноламина в абсорбер и/или короткоцикловую адсорбцию в адсорбер и получают газ, обогащенный водородом, а затем окончательно выделяют водород путем короткоцикловой адсорбции на активированном угле или цеолите в адсорбере, однако при адсорбции водорода активность рассматриваемых адсорбентов очень низка - на уровне 100 нсм³/г (0,001 г/г или 0,1 % масс.) на цеолитах (Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Изотермы адсорбции водорода на синтетических цеолитах: http://www.ngpedia.ru/) и 1-2 кг/м³ (0,002 г/г или 0,2 % масс.) на активированных углях (Тарасов Б.П., Гольдшлегер Н.Ф. Сорбция водорода углеродными наноструктурами // International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology. 2002. № 3. С. 20-38). Это делает экономически нецелесообразным адсорбционное извлечение водорода из гелиевого концентрата с высокой концентрацией водорода (обычно активность адсорбентов (адсорбционная емкость) в промышленных условиях в процессах очистки технологических потоков по иным достаточно легко сорбируемым веществам в десятки раз выше и составляет 10-15 % масс.).

Известен также способ обработки потока природного газа включающий стадии:

(a) подачи частично сконденсированного сырьевого потока в первый аппарат для разделения газа и жидкости при давлении выше 20 бар и ниже 40 бар;

(б) разделения сырьевого потока в первом аппарате для разделения газа и жидкости на газообразный поток и жидкостной поток;

(в) расширения жидкостного потока, полученного на стадии (б), и подачи его во второй аппарат для разделения газа и жидкости;

(г) разделения указанного газообразного потока, по меньшей мере, на два подпотока, причем сразу после разделения подпотоки имеют одинаковый состав и фазовое состояние;

(д) расширения первого подпотока, полученного на стадии (г), с получением в результате, по меньшей мере, частично сконденсированного первого подпотока, и подачи после этого указанного частично сконденсированного первого подпотока во второй аппарат для разделения газа и жидкости;

(е) охлаждения второго подпотока, полученного на стадии (г), холодным потоком, с получением в результате, по меньшей мере, частично сконденсированного второго подпотока, и подачи после этого, по меньшей мере, частично сконденсированного второго подпотока во второй аппарат для разделения газа и жидкости;

(ж) отвода газообразного потока из второго аппарата для разделения газа и жидкости;

(з) отвода жидкостного потока из второго аппарата для разделения газа и жидкости (Способ и устройство для обработки потока углеводородов: пат. 2460022 Рос. Федерация. № 2009119469/06; заявл. 23.10.2007, опубл. 27.08.2012). Недостатками данного способа являются:

• низкая технологичность процесса, поскольку достаточно сложная схема совместной работы первого и второго аппарата сводится к тому, что исходное сырье разделяется после первого аппарата на четыре потока, три из которых возвращаются в качестве сырья во второй аппарат;

• из приведенного примера остается совершенно непонятно, как должен функционировать второй аппарат, поскольку поток 100, выходящий снизу второго аппарата не может находиться в парожидкостном состоянии, а поток 110 - в паровой фазе (таблица 1);

• приведенные расчеты не убеждают в возможности практической реализации заявляемого изобретения, поскольку показатели, характеризующие результативность процесса не соответствуют технологическим параметрам.

При разработке данного изобретения была поставлена задача обеспечения комплексного извлечения ценных примесей из природного гелийсодержащего углеводородного газа с повышенным содержанием азота с его предварительной глубокой осушкой и очисткой, и дальнейшим выделением из него последовательно (по температурам кипения) пентан-гесановой углеводородной фракции, бутановой фракции, пропановой фракции, этана, товарного топливного газа, жидкого азота и жидкого гелия высокой степени чистоты с применением эффективных технологий криогенного, ректификационного, абсорбционного, гравитационного и фильтрационного разделения и минимизации энергозатрат на реализацию процесса в целом за счет оптимального использования рекуперации тепла при теплообмене между горячими и холодными потоками и применения турбодетандеров и тепловых насосов.

Поставленная задача решена за счет того, что разработан способ комплексного извлечения ценных примесей из природного гелийсодержащего углеводородного газа с повышенным содержанием азота, включающий стадии:

(а) первого уровня очистки сырьевого потока природного углеводородного газа от механических примесей и капельной жидкости методом гравитационной сепарации с получением первого потока очищенного углеводородного газа;

(б) второго уровня очистки первого потока очищенного углеводородного газа от примесей сероводорода, диоксида углерода и метанола методом абсорбции с использованием регенерированного абсорбента в абсорбционной колонне высокого давления с получением второго потока очищенного углеводородного газа и потока насыщенного абсорбента;

(в) регенерации потока насыщенного абсорбента в системе последовательных экспанзеров с сепараторами при постепенно увеличиваемой температуре абсорбента и снижении давления в экспанзерах и далее в регенерационной колонне низкого давления с получением регенерированного абсорбента, возвращаемого после системы рекуперативных теплообменников на стадию (б), и кислого и экспанзерного газов. Кислый газ очищается от метанола и частично от сероводорода и диоксида углерода в промывной колонне технологической водой с получением кислой воды и потока низконапорного кислого газа, а экспанзерный газ отправляется в топливную сеть;

(г) отпарки кислой воды со стадии (в) от метанола, сероводорода и диоксида углерода с получением отпаренной технологической воды, возвращаемой на стадию (в), и газов отпарки, подвергаемых далее охлаждению, частичной конденсации и сепарированию с получением технического метанола и потока низконапорных газов отпарки, при этом технический метанол подвергается дополнительной очистке с получением товарного высокочистого метанола;

(д) компримирования и осушки низконапорных кислых газов со стадии (в) в смеси с балансовой частью низконапорных газов отпарки со стадии (г) в первой системе адсорберов со стационарным слоем адсорбента с применением в адсорберах адсорбента на основе цеолита, с получением компримированного и осушенного балластного газа с последующей закачкой его в смеси с высокочистым метанолом или техническим метанолом со стадии (г) в товарный топливный газ с обеспечением необходимой для товарного топливного газа требуемой теплотворной способности, оставшаяся часть низконапорных газов отпарки со стадии (г) сбрасывается на факел, или низконапорный кислый газ со стадии (в) в смеси с полным объемом низконапорных газов отпарки со стадии (г) направляется в качестве сырья на газохимическое предприятие.

(е) третьего уровня осушки и очистки от соединений ртути второго потока очищенного углеводородного газа со стадии (б) во второй системе адсорберов со стационарным слоем адсорбента с применением в адсорберах осушки газа адсорбента на основе оксида алюминия и цеолита КА с диаметром пор 3А, в адсорберах очистки газа от ртути - адсорбента на основе оксида алюминия, промотированного медью, с получением третьего потока осушенного и очищенного углеводородного газа, который частично используется при регенерации адсорбентов в качестве десорбирующего агента.

(ж) низкотемпературного разделения третьего потока осушенного и очищенного углеводородного газа со стадии (е) в первой ректификационной колонне с получением с верха колонны потока деэтанизированного газа и снизу колонны первого остатка, содержащего углеводороды С₂ и выше;

(з) расширения и охлаждения деэтанизированного газа со стадии (ж) с частичной его конденсацией в «холодном боксе» в системе рекуперативных теплообменников с использованием потоков разнотемпературных хладагентов;

(и) криогенного деазотирования частично конденсированного деэтанизированного газа со стадии (з) во второй ректификационной колонне и в колонне выделения азота и гелия с получением с верха колонны азотно-гелиевой смеси и снизу второй ректификационной колонны второго остатка, представляющего собой метановую фракцию;

(к) удаления водорода из азотно-гелиевой смеси со стадии (и) каталитическим газофазным методом окисления водорода кислородом воздуха до воды с последующей осушкой потока неосушенной азотно-гелиевой смеси в четвертой системе адсорберов со стационарным слоем цеолитного адсорбента, осушки азотно-гелиевой смеси от воды, образовавшейся при окислении водорода, криогенного выделения гелия с получением в качестве товарного продукта жидкого азота и полупродукта жидкого гелия;

(л) криогенной доочистки полупродукта жидкого гелия чистотой 99,97 % от примесей азота, кислорода, аргона и неона в системе последовательно работающих адсорберов со стационарным слоем адсорбента с использованием в качестве адсорбента активированного угля и получения на этой стадии товарного продукта жидкого гелия чистотой до 99,9999 %;

(м) разделения первого остатка со стадии (ж) в четвертой ректификационной колонне с получением с верха колонны этана и снизу колонны четвертого остатка - широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), представляющей собой фракцию, состоящую преимущественно из пропана и более тяжелых углеводородов;

(н) адсорбционной очистки ШФЛУ от сернистых соединений, в том числе от меркаптанов, в третьей системе адсорберов со стационарным слоем адсорбента с применением в адсорберах адсорбента на основе цеолита с получением очищенной ШФЛУ и проведение регенерации цеолитов товарной метановой фракции после дожимной компрессорной станции без примеси меркаптанов и сброс газа регенерации, насыщенный метанолом и меркаптанами, на дожимные компрессорные станции;

(о) газофракционирования очищенной ШФЛУ, поступающей со стадии (н), по крайней мере, в двух ректификационных колоннах разделения углеводородов с получением пропановой, бутановой, пентан-гексановой фракций с последующей закачкой их в резервуарные парки для хранения товарной продукции;

(п) подготовки товарного топливного газа компаундированием метановой фракции со стадии (и) и компримированного и осушенного балластного газа со стадии (д) с добавкой технического метанола со стадии (г), компримирование газа с давлением 1,9 МПа до 5,6-7,5 МПа для закачки в магистральный газопровод, при этом подача газа регенерации со стадии (н) на дожимные компрессорные станции раздельна;

(р) формирования оптимального набора потоков разнотемпературных хладагентов и потока с «теплового насоса» для рекуперативных теплообменников «холодного бокса», отбираемых на стадиях (ж), (и), (к), (л), обеспечивающего минимизацию энергозатрат на реализацию способа глубокой переработки природного газа в целом;

(с) хранения жидких азота и гелия в сосудах Дьюара в товарном парке и их загрузки в системы транспорта сжиженных газов;

(т) выработки очищенного от азота метана в жидком виде и, соответственно, его хранения и транспортировки на стадии (и) либо за счет повышения мощности на компрессорах теплового насоса на стадиях (к) и (с) или при сохранении неизменной мощности при снижении доли избыточного азота в перерабатываемом газе.

Предложенная многостадийная схема комплексного извлечения ценных примесей из природного гелийсодержащего углеводородного газа с повышенным содержанием азота позволяет:

1) обеспечить предварительную глубокую осушку и очистку исходного природного углеводородного газа от диоксида углерода, сероводорода, меркаптана и соединений ртути;

2) обеспечить выделение из очищенного углеводородного газа последовательно (по температурам кипения) пентан-гесановой углеводородной фракции, бутановой фракции, пропановой фракции, этана, товарного топливного газа, жидкого азота и жидкого гелия;

3) обеспечить дополнительную очистку гелия от примесей азота, водорода, кислорода, диоксида углерода, аргона и неона с получением жидкого гелия высокой степени чистоты (до 99,9999 %), конкурентно-способного по отношению к гелию других мировых производителей;

4) сформировать систему оптимального использования рекуперации тепла при теплообмене между горячими и холодными потоками за счет объединения теплообменных аппаратов в «холодном боксе», что сводит к минимуму потери холода в окружающую среду и сокращение потребности в энергии на охлаждение рециркулирующей азотно-метановой фракции в «тепловом насосе»;

5) минимизировать выбросы в окружающую среду кислых стоков и компонентов исходного природного углеводородного газа за счет отпарки кислых стоков и использования технологических газовых потоков для регенерации адсорбентов;

6) расширить промышленную базу недостаточно развитого восточного региона России за счет строительства ряда предприятий газохимического направления, использующих в качестве сырья вырабатываемые углеводородные фракции для дальнейшей переработки их в полиэтилен, полипропилен, окись этилена, этанол, метанол, гликоли, компоненты автомобильного топлива и т.д.

Целесообразно для интенсификации первого уровня очистки сырьевого потока природного углеводородного газа от механических примесей и капельной жидкости на стадии (а) в гравитационном сепараторе дополнительно разместить встроенный фильтр-коалесцентер, обеспечивающий слияние и укрупнение мелких капель жидкости, что увеличит скорость их осаждения и глубину очистки газа.

Целесообразно также, на втором уровне совместной очистки первого потока очищенного углеводородного газа от примесей сероводорода, диоксида углерода и метанола методом абсорбции использовать на стадии (б) в качестве регенерированного абсорбента водный раствор аминов, содержащий 20-40 % аминов, при этом в качестве аминов можно использовать моноэтаноламин, диэтаноламин, триэтаноламин, метилдиэтаноламин или их смеси и при повышенной концентрации сероводорода в очищаемом газе добавлять в водный раствор амина, содержащего триэтаноламин, вводят 5-12 % пиперазина, усиливающего активность по отношению к СО₂. Использование на стадиях (б) и (в) в абсорбционной, регенерационной и промывной колоннах контактных устройства в виде перекрестно-точных насадок, имеющих самостоятельные проходные сечения для газовой и жидкой фаз позволяет оптимизировать технологический процесс на этих стадиях, снизить эксплуатационные затраты на реализацию второго уровня очистки первого потока очищенного углеводородного газа с одновременным повышением качества очистки газа от извлекаемых примесей.

Целесообразно также, на стадии (г) отпарку кислой воды со стадии (в) с получением отпаренной технологической воды, возвращаемой на стадию (в), и газов отпарки выполнять в первой дополнительной ректификационной колонне, что с позиций энергозатрат существенно экономичней, чем традиционная реализация отпарки в выпарном аппарате, в котором должна поддерживаться во всем объеме жидкой фазы низкая концентрация метанола в отпаренной технологической воде, равновесная паровой фазе с высокой концентрацией паров воды, причем при отпарке получают в итоге разбавленный водный раствор метанола, тогда как в ректификационной колонне это равновесие поддерживается только с незначительным объемом жидкой фазы в нижнем днище колонны, а дополнительную очистку технического метанола с получением товарного высокочистого метанола выполнять в дополнительном блоке ректификационных колонн или, по крайней мере, во второй дополнительной ректификационной колонне с возможностью обеспечения чистоты метанола до уровня более 99 %. Кроме того, предлагаемая технология практически исключает кислые стоки в окружающую среду, поскольку вся отпаренная технологическая вода возвращается на стадию (в) и по мере необходимости дополнительно подпитывается свежей водой. С точки зрения охраны окружающей среды также возникает проблема утилизации совокупности кислых газов со стадии (в) и низконапорных газов отпарки со стадии (г), первые из которых состоят преимущественно из сероводорода и оксида углерода с примесью метанола, а вторые преимущественно из диоксида углерода, поскольку как непосредственный сброс этих газов в атмосферу, так и сброс их на факел приведет к существенному локальному загрязнению воздушной среды. Однако задача утилизации этих газов может быть решена за счет того, что топливный газ, вырабатываемый по данному способу содержит не более 2 % об. азота и имеет за счет этого теплоту сгорания существенно большую, чем это требуется по стандарту. Существенный резерв вырабатываемого топливного газа по теплоте сгорания позволяет закачивать в выработанную метановую фракцию с низким содержанием азота в полном объеме кислые газы стадии (в) и в балансовом количестве, обеспечивающем необходимую теплоту сгорания товарного топливного газа, низконапорных газов отпарки со стадии (г), подвергаемых дополнительно компримированию до давления 2,0 МПа (абс.) и осушке при температуре 20-40 ^оС до точки росы не выше минус 20 ^оС. При этом на стадии (д) в процессе осушки низконапорных кислых газов в адсорберах для удаления влаги из газа целесообразно использовать цеолит типа КА, обладающий наиболее высокой селективностью по воде при осушке газов по сравнению с другими адсорбентами, хотя он имеет относительно невысокую влагоемкость. Альтернативным решением при осушке низконапорных кислых газов в адсорберах для удаления влаги из газа является использование по ходу потока газа двух слоев адсорбента, при этом в первом слое в качестве адсорбента можно использовать гранулированный оксид алюминия, обладающий высокой влагоемкостью, но обеспечивающий довольно низкую глубину осушки газа, а во втором слое в качестве адсорбента использовать цеолит типа КА, гарантирующий глубокую доосушку газа. Регенерацию адсорбентов на стадии (д) целесообразно осуществлять потоком газообразного азота низкого давления со стадии (к) нагретым до температуры 300-350 ^оС, а охлаждение адсорбентов после регенерации проводить потоком холодного газообразного азота низкого давления со стадии (к), затем газообразный азот низкого давления после регенерации и охлаждения адсорбента можно сбрасывать на факел.

Целесообразно на стадии (е) - третьем уровне осушки, очистки от соединений ртути второго потока очищенного углеводородного газа со стадии (б) и доочистки его от паров метанола во второй системе адсорберов со стационарным слоем адсорбента с применением в адсорберах осушки газа и очистки его от паров метанола адсорбента на основе оксида алюминия и цеолита КА обеспечивать регенерацию адсорбентов, в адсорберах очистки газа от ртути - адсорбента на основе оксида алюминия, промотированного медью выгружать адсорбент из адсорберов по мере отработки. Регенерацию адсорбентов - оксида алюминия и цеолита КА - можно проводить потоком газообразного агента низкого или среднего давления, нагретого до температуры 300-350 ^оС, а охлаждение адсорбентов после регенерации проводить потоком холодного газообразного агента низкого или среднего давления, при этом в качестве газообразного агента низкого или среднего давления можно использовать метановую фракцию, отводимую со стадии деазотирования (и) с последующим ее компримированием или часть второго потока очищенного углеводородного газа со стадии (б) с последующим его охлаждением, конденсацией и отделением десорбированной воды и возвращением на начало стадии (е), а для охлаждения адсорбентов осушки газа после регенерации в качестве газообразного агента низкого или среднего давления можно использовать часть третьего потока осушенного и очищенного углеводородного газа со стадии (е), при этом расход газообразного агента низкого или среднего давления для охлаждения и регенерации насыщенного адсорбента составляет 5-10 % от общего количества второго потока очищенного углеводородного газа, поступающего на стадию (е). В результате глубокой очистки и осушки второго потока очищенного углеводородного газа на стадии (е) содержание влаги в осушенном третьем потоке осушенного и очищенного природного газа составляет не более 0,1 ppmv (или 0,00001 % об.), содержание диоксида углерода не более 2 ppmv, метанола не более 50 ppmv, что обеспечивает нормальное функционирование последующей криогенной аппаратуры. Для защиты оборудования от вероятности попадания микроскопических частичек адсорбента полученный третий поток осушенного и очищенного природного газа подвергают фильтрации, при этом размер микроскопических частичек адсорбента в третьем потоке осушенного и очищенного природного газа должен быть не более 50 мкм.

Наличие на стадии (з) в «холодном боксе» системы рекуперативных теплообменников с использованием потоков разнотемпературных хладагентов делает целесообразным размещение в «холодном боксе» также и криогенной аппаратуры со стадий (и) и (к), что резко сокращает потери холода в окружающую среду и снижает энергозатраты на реализацию способа в целом.

На стадии (л) предусмотрена доочистка полупродукта жидкого гелия от примесей азота, водорода, кислорода, аргона и неона, которую осуществляют в адсорберах с активированным углем при температуре 70-100 К и давлении 4 МПа, поскольку адсорбцию аргона, неона, азота, водорода в существенных количествах на активированных углях можно обеспечить только в криогенных условиях при высоком давлении в адсорберах, при этом регенерацию адсорбента активированного угля можно осуществить потоком газообразного азота низкого давления со стадии (к) нагретым до температуры 200-250 ^оС со сбросом продуктов десорбции на факел, а охлаждение адсорбента после регенерации проводить потоком холодного газообразного азота низкого давления со стадии (к). Качество очистки жидкого гелия на стадии (л) может оцениваться по проскоку неона в поток жидкого гелия на выходе из последнего адсорбера последовательной системы адсорберов. Альтернативой экономически затратной криогенной доочистке полупродукта жидкого гелия может служить замена адсорбционного жидкофазного метода очистки гелия от водорода при отсутствии неона и ксенона на каталитический газофазный метод окисления водорода кислородом воздуха до воды с последующей осушкой потока неосушенной азотно-гелиевой смеси на стадии (к) в четвертой системе адсорберов со стационарным слоем цеолитного адсорбента, в качестве которого может быть использован селективный цеолит типа КА, при этом регенерацию адсорбентов проводят потоком газообразного азота низкого давления со стадии (к) нагретым до температуры 300-350 ^оС, а охлаждение адсорбентов после регенерации можно осуществить потоком холодного газообразного азота низкого давления со стадии (к); далее газообразный азот низкого давления после регенерации и охлаждения адсорбента сбрасывают на факел.

Целесообразно при адсорбционной очистке ШФЛУ от сернистых соединений, в том числе от меркаптанов, в третьей системе адсорберов со стационарным слоем адсорбента на стадии (н) использовать в адсорберах широкопористый цеолит типа NaX, обладающий высокой селективностью по отношению к сернистым соединениям. Целесообразно также, при переходе от стадии адсорбции к стадии регенерации вначале для опорожнения адсорбера и продувки слоя адсорбента перед его регенерацией использовать азот, регенерацию адсорбентов осуществлять метановой фракцией при давлении около 0,08 МПа нагретой до температуры 300-350 ^оС, а охлаждение адсорбентов после регенерации проводить потоком холодной метановой фракции со стадии (и). Это позволяет создать азотную подушку над вытесняемой из адсорбера жидкой ШФЛУ и препятствует ее загрязнению метаном за счет его равновесного перехода метана из газов десорбции в ШФЛУ, что может снизить качество пропановой фракции, получаемой далее из ШФЛУ. Метановая фракция после регенерации и охлаждения адсорбента компримируется и закачивается в товарный топливный газ.

С позиций снижения энергозатрат и максимального использования внутренних энергоресурсов целесообразно, чтобы подвод тепла в аппараты криогенных стадий (з), (и), (к), (л) обеспечивался в рекуперативных теплообменниках, объединенных в «холодный бокс», более горячими технологическими потоками или за счет теплоты конденсации газовых потоков с более высокой температурой или «тепловыми насосами», а съем тепла в аппаратах криогенных стадий (з), (и), (к), (л) обеспечивается в рекуперативных теплообменниках, объединенных в «холодный бокс», более холодными технологическими потоками или за счет теплоты испарения жидких потоков с более низкой температурой или холодильными циклами.

Целесообразно на стадии (о) в качестве источника тепла для обогрева кипятильников двух ректификационных колонн разделения углеводородов (дебутанизатора и депропанизатора) использовать масло АМТ-300 или иной аналогичный теплоноситель с температурой нагрева до 260 ^оС, что позволяет исключить потребность в обеспечении предприятия дорогостоящим и дефицитным теплоносителем - водяным паром высокого давления. Подогрев теплоносителя до температуры 260 ^оС можно обеспечить в трубчатой печи, топливом которой может служить газ из топливной сети предприятия, куда сбрасываются сдувки газовых потоков с технологических стадий.

Целесообразно на стадии (о) газофракционирование очищенной ШФЛУ, осуществлять в ректификационных колоннах разделения углеводородов при технологических режимах, обеспечивающих такую высокую четкость разделения и качество вырабатываемых продуктов, чтобы получаемая пропановая фракция содержала не менее 97 % об. пропана, бутановая фракция - не менее 98 % об. суммы бутанов, пентан-гексановая фракция - не менее 98 % об. пентана и высших углеводородов.

Рационально с позиции снижения энергозатрат на стадии (к) в качестве рабочего тела для «теплового насоса» использовать метано-азотную смесь с полным отсутствием этана, которая вырабатывается в дополнительной боковой колонне, подсоединенной ко второй ректификационной колонне, в которую переток метано-азотной фракции осуществляется периодически для обновления качества этой фракции и удаления накапливаемых примесей.

Чтобы обеспечить гибкость функционирования предприятия при изменении количества и качества исходного сырья и рыночной ситуации целесообразно чтобы на предприятии по переработке природного гелийсодержащего газа процесс переработки был реализован на нескольких, по крайней мере двух параллельных технологических линиях, при этом количество линий, включающих стадии выработки этана, ШФЛУ и деазотирования, больше количества линий со стадиями получения гелия, что позволяет азотно-гелиевую смесь со всех линий объединять в общий коллектор, откуда распределять ее по стадиям получения гелия в соответствии с содержанием гелия в азотно-гелиевой смеси и мощностью ожижителя гелия, а избыток сбрасывается на свечу или отправляется на хранение для последующей переработки при изменении производственной ситуации.

На фиг. 1 представлена схематическая иллюстрация способа комплексного извлечения ценных примесей из природного гелийсодержащего углеводородного газа с повышенным содержанием азота, реализуемого на установке, включающей блоки, установки и трубопроводы.

100 - блок сепарации исходного сырья;

110 - блок абсорбционной очистки углеводородных газов от кислых газов;

120 - блок регенерации насыщенного абсорбента;

130 - блок отпарки технологического конденсата (кислой воды);

140 - блок компримирования и осушки низконапорных кислых газов;

150 - блок осушки углеводородного газа и удаления из него ртути;

160 - блок низкотемпературной ректификации;

170 - блок расширения и охлаждения деэтанизированного газа («холодный бокс»);

180 - блок криогенного деазотирования;

190 - блок получения гелия;

200 -