KR102642311B1 - Natural gas processing device and natural gas processing method - Google Patents

Natural gas processing device and natural gas processing method Download PDF

Info

Publication number
KR102642311B1
KR102642311B1 KR1020207016933A KR20207016933A KR102642311B1 KR 102642311 B1 KR102642311 B1 KR 102642311B1 KR 1020207016933 A KR1020207016933 A KR 1020207016933A KR 20207016933 A KR20207016933 A KR 20207016933A KR 102642311 B1 KR102642311 B1 KR 102642311B1
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
natural gas
condensate
facility
gas
impurity removal
Prior art date
Application number
KR1020207016933A
Other languages
Korean (ko)
Other versions
KR20210031632A (en
Inventor
토루 나카야마
Original Assignee
닛키 글로벌 가부시키가이샤
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 닛키 글로벌 가부시키가이샤 filed Critical 닛키 글로벌 가부시키가이샤
Publication of KR20210031632A publication Critical patent/KR20210031632A/en
Application granted granted Critical
Publication of KR102642311B1 publication Critical patent/KR102642311B1/en

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/02—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography
    • B01D53/04—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by adsorption, e.g. preparative gas chromatography with stationary adsorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0243—Start-up or control of the process; Details of the apparatus used; Details of the refrigerant compression system used
    • F25J1/0244—Operation; Control and regulation; Instrumentation
    • F25J1/0245—Different modes, i.e. 'runs', of operation; Process control
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0233—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 1 carbon atom or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0228—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream
    • F25J3/0238—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the separated product stream separation of CnHm with 2 carbon atoms or more
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/02—Processes or apparatus using separation by rectification in a single pressure main column system
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
    • F25J2200/70—Refluxing the column with a condensed part of the feed stream, i.e. fractionator top is stripped or self-rectified
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2205/00—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means
    • F25J2205/02—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum
    • F25J2205/04—Processes or apparatus using other separation and/or other processing means using simple phase separation in a vessel or drum in the feed line, i.e. upstream of the fractionation step
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2210/00—Processes characterised by the type or other details of the feed stream
    • F25J2210/04—Mixing or blending of fluids with the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/62—Separating low boiling components, e.g. He, H2, N2, Air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/66—Separating acid gases, e.g. CO2, SO2, H2S or RSH
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/68—Separating water or hydrates
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/02—Expansion of a process fluid in a work-extracting turbine (i.e. isentropic expansion), e.g. of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2245/00—Processes or apparatus involving steps for recycling of process streams
    • F25J2245/02—Recycle of a stream in general, e.g. a by-pass stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2260/00—Coupling of processes or apparatus to other units; Integrated schemes
    • F25J2260/20—Integration in an installation for liquefying or solidifying a fluid stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2280/00—Control of the process or apparatus
    • F25J2280/02—Control in general, load changes, different modes ("runs"), measurements

Abstract

(과제) 천연가스의 공급량이 감소한 경우에도, 천연가스에 함유된 불순물의 제거를 안정적으로 실시하기 위한 기술을 제공한다. (해결수단) 천연가스 처리 장치에 있어서, 천연가스의 액화 전에 불순물 제거 처리를 실시하고, 그 다음에 탄화수소 분리 공정(25)을 실시하고, 분리 후의 메탄의 일부를 불순물 제거 설비군(20)의 입구측으로 리사이클링 시키도록 하고 있다. 그 때문에 웰의 천연가스 산출량이 적어져, 천연가스의 공급량이 적어질 때에도 불순물 제거 설비군(20)에 공급되는 가스의 양을 증가시킬 수 있다. 그 때문에 불순물 제거 처리군(20)에 있어서의 피처리 가스의 감소에 수반하는 처리효율 저하를 억제할 수 있다.(Task) Provide technology to stably remove impurities contained in natural gas even when the supply of natural gas decreases. (Solution) In a natural gas processing device, impurity removal treatment is performed before liquefaction of natural gas, followed by a hydrocarbon separation process (25), and a part of the separated methane is transferred to the impurity removal equipment group (20). Recycling is done at the entrance. Therefore, even when the natural gas output from the well decreases and the supply amount of natural gas decreases, the amount of gas supplied to the impurity removal facility group 20 can be increased. Therefore, a decrease in processing efficiency accompanying a decrease in the gas to be treated in the impurity removal treatment group 20 can be suppressed.

Figure R1020207016933
Figure R1020207016933

Description

천연가스 처리 장치 및 천연가스 처리 방법Natural gas processing device and natural gas processing method

본 발명은, 천연가스의 처리를 실시하는 천연가스 처리 장치에 관한 것이다.The present invention relates to a natural gas processing device for processing natural gas.

웰(well)로부터 산출된 탄화수소 가스인 천연가스를 액화하기 위한 천연가스 액화장치에는, 액화하기 전의 천연가스로부터 각종 불순물을 제거하는 전처리를 실시하는 전처리 설비와, 전처리 후의 천연가스를 액화하여 LNG(Liquefied Natural Gas)를 얻는 액화 설비가 설치되어 있다. 전처리 설비에 있어서는, -150℃ 이하로까지 냉각되는 천연가스의 액화 설비 내에서의 폐색 등을 방지하기 위해, 수분이나 이산화탄소를 제거하는 것 외에, 황화수소의 제거 등이 실시된다.A natural gas liquefaction device for liquefying natural gas, which is a hydrocarbon gas produced from a well, includes a pretreatment facility that performs pretreatment to remove various impurities from natural gas before liquefaction, and liquefies the natural gas after pretreatment to produce LNG (LNG). A liquefaction facility to obtain Liquefied Natural Gas is installed. In the pretreatment facility, in order to prevent blockage within the natural gas liquefaction facility cooled to -150°C or lower, moisture and carbon dioxide are removed, and hydrogen sulfide is removed.

전처리 설비의 예로서, 특허문헌 1에는, 천연가스 또는 CSG(탄층가스)로부터 액화천연가스(LNG)를 생성함에 있어, 액화 전의 천연가스를 MDEA(N-메틸디에탄올아민)와 접촉시켜, 황화수소나 이산화탄소를 흡수하여 제거하는 흡수 설비나, 분자사(分子篩) (흡착제) 용기를 구비한 탈수 플랜트(흡착탑)에 천연가스를 통과시켜, 수분 등을 흡착시켜 제거하는 흡착 설비가 기재되어 있다.As an example of a pretreatment facility, in Patent Document 1, in producing liquefied natural gas (LNG) from natural gas or CSG (coal seam gas), the natural gas before liquefaction is brought into contact with MDEA (N-methyldiethanolamine) to produce hydrogen sulfide. An absorption facility that absorbs and removes carbon dioxide, and an adsorption facility that passes natural gas through a dehydration plant (adsorption tower) equipped with a molecular yarn (adsorbent) container to adsorb and remove moisture, etc. are described.

그런데 천연가스전에 있어서, 개발로부터 고갈까지의 가스의 산출량은, 천연가스의 산출 개시 후, 서서히 상승하여, 산출량이 많은 상태에서 안정되는 기간 (plateau 기간)으로 이행한다. 그 후 plateau 기간에 이어 산출량이 서서히 감소하는 감퇴기에 접어들고, 이윽고 천연가스의 산출이 종료된다.However, in a natural gas field, the gas output from development to depletion gradually increases after the start of natural gas output, and transitions from a high output to a stable period (plateau period). Afterwards, following the plateau period, the production enters a decline period in which production gradually decreases, and natural gas production eventually ends.

이러한 천연가스의 산출량 경과 변화에 수반하여, 천연가스 처리 장치에 있어서는, 각 설비에 공급되는 천연가스의 공급량이 변화하게 된다. 한편, 전술한 흡수 설비나 흡착 설비를 포함하는 불순물을 제거하는 전처리 설비에 있어서는, 일반적으로 plateau 기간에 있어서의 공급량의 천연가스를 처리할 때에, 처리효율이 높아지도록 설계된다. 그 때문에 산출량이 서서히 감소하는 감퇴기에 접어들면 처리효율이 악화되어 버리는 문제가 있었다.In accordance with changes in the output of natural gas, the amount of natural gas supplied to each facility changes in the natural gas processing device. On the other hand, pretreatment facilities for removing impurities, including the above-mentioned absorption facility and adsorption facility, are generally designed to increase processing efficiency when processing natural gas in the amount supplied during the plateau period. Therefore, there was a problem that processing efficiency deteriorated when the output gradually decreased.

일본 특표2010-532796호 공보Japanese Patent Gazette No. 2010-532796

본 발명은, 이러한 배경 아래에서 이루어진 된으로서, 천연가스의 공급량이 감소한 경우에도, 천연가스에 함유된 불순물의 제거를 안정적으로 실시하기 위한 기술을 제공하고자 하는 것이다.The present invention, made under this background, seeks to provide a technology for stably removing impurities contained in natural gas even when the supply amount of natural gas is reduced.

본 발명의 천연가스 처리 장치는, 흡착제를 이용하여 천연가스에 포함된 불순물을 흡착 제거하는 흡착 설비와, 천연가스와 흡수액을 접촉시켜 천연가스에 포함된 불순물을 제거하는 흡수 설비로부터 선택된 적어도 하나의 전처리 설비를 구비하고, 공급 라인을 통하여 공급되는 천연가스에 포함된 불순물을 제거하는 불순물 제거 설비군과, The natural gas processing device of the present invention is at least one selected from an adsorption facility that adsorbs and removes impurities contained in natural gas using an adsorbent, and an absorption facility that removes impurities contained in natural gas by contacting natural gas with an absorption liquid. A group of impurity removal facilities equipped with pretreatment facilities and removing impurities contained in natural gas supplied through a supply line;

상기 불순물 제거 설비군에서 처리된 천연가스를, 메탄과 탄소수 2 이상의 중질 탄화수소로 증류 분리하고, 이송 라인을 통하여 상기 메탄을 이송하는 증류 설비와, A distillation facility for distilling and separating the natural gas treated in the impurity removal facility group into methane and heavy hydrocarbons with a carbon number of 2 or more, and transferring the methane through a transfer line;

상기 이송되는 메탄의 일부를 분류시켜, 상기 공급 라인으로부터 불순물 제거 설비군으로 공급되는 천연가스와 합류시키는 리사이클 가스 라인을 구비하는 것을 특징으로 한다.It is characterized in that it is provided with a recycling gas line that separates a part of the transported methane and merges it with natural gas supplied from the supply line to the impurity removal equipment group.

상기 천연가스 처리 장치는 이하의 특징을 구비할 수 있다.The natural gas processing device may have the following features.

(a) 상기 증류 설비로부터 이송된 메탄을 액화하기 위한 액화 설비를 구비하는 것.(a) Equipped with a liquefaction facility for liquefying methane transferred from the distillation facility.

(b) 상기 증류 설비는, 상기 천연가스를 감압 팽창시키는 것에 의해 온도를 저하시켜 얻어진 기액 혼합체에 대해서 상기 증류 분리를 실시하는 것과, (b) the distillation equipment performs the distillation separation on the gas-liquid mixture obtained by reducing the temperature of the natural gas by expanding it under reduced pressure;

상기 이송 라인은 상기 메탄을 승압하는 압축기를 구비하고, 상기 리사이클 가스 라인은 상기 압축기의 출구측으로부터 상기 메탄의 일부를 분류하는 위치에 설치되어 있는 것을 특징으로 하는 것.The transfer line is provided with a compressor that boosts the pressure of the methane, and the recycle gas line is installed at a position to separate a portion of the methane from the outlet side of the compressor.

(c) 상기 불순물 제거 설비군에 공급되기 전의 천연가스에 포함된 액체성분인 콘덴세이트를 분리한 후, 상기 공급 라인을 통하여, 상기 콘덴세이트 분리 후의 천연가스를 상기 불순물 제거 설비군에 공급하는 기액 분리 설비와, (c) A gas-liquid separation facility that separates condensate, which is a liquid component of natural gas before being supplied to the impurity removal facility group, and then supplies the condensate-separated natural gas to the impurity removal facility group through the supply line. and,

콘덴세이트 공급 라인을 통하여 상기 콘덴세이트가 공급되고, 상기 콘덴세이트에 포함되는 경질 탄화수소를 증류 분리하여 콘덴세이트의 증기압을 조정하는 증기압 조정 설비와, The condensate is supplied through a condensate supply line, and a vapor pressure adjustment facility for adjusting the vapor pressure of the condensate by distilling and separating light hydrocarbons contained in the condensate;

상기 증기압 조정 설비에서 경질 탄화수소가 분리된 후의 콘덴세이트의 일부를 분류시켜, 상기 콘덴세이트 공급 라인으로부터 증기압 조정 설비에 공급되는 콘덴세이트와 합류시키는 콘덴세이트 리사이클 라인을 구비하는 것.A condensate recycling line is provided to classify a part of the condensate after light hydrocarbons are separated in the vapor pressure adjustment facility and to merge it with the condensate supplied to the vapor pressure adjustment facility from the condensate supply line.

(d) 상기 콘덴세이트 리사이클 라인은, 상기 증기압 조정 설비로부터 콘덴세이트를 빼내는 콘덴세이트 발출(拔出) 라인과 상기 콘덴세이트 공급 라인과의 사이에 착탈 가능하게 설치되는 것.(d) The condensate recycling line is detachably installed between the condensate discharge line that extracts condensate from the vapor pressure adjustment facility and the condensate supply line.

(e) 상기 불순물 제거 설비군 및 상기 증류 설비는, 해상에 부유하는 부유체 상에 설치되는 것.(e) The impurity removal equipment group and the distillation equipment are installed on a floating body floating in the sea.

(f) 상기 부유체 상에는, 상기 증류 설비로부터 이송된 메탄을 액화하기 위한 액화 설비가 설치되어 있는 것.(f) A liquefaction facility for liquefying the methane transferred from the distillation facility is installed on the floating body.

본 발명은, 천연가스를 처리함에 있어, 천연가스의 액화 전에 복수의 전처리 설비에서 불순물 제거 처리를 실시하고, 그 다음에 메탄과 중질 탄화수소로 분리하고, 분리 후의 메탄의 일부를 불순물 제거 처리의 입구측으로 리사이클링 시키도록 하고 있다. 그 때문에 천연가스의 처리량이 적어졌을 때에도 각 전처리 설비에 있어서의 천연가스의 처리량을 유지하여, 양호한 효율로 안정된 처리를 실시할 수 있다.In the present invention, in processing natural gas, impurity removal treatment is performed in a plurality of pretreatment facilities before liquefaction of natural gas, and then methane and heavy hydrocarbon are separated, and a part of the separated methane is placed at the entrance of the impurity removal treatment. We are trying to get it recycled. Therefore, even when the processing amount of natural gas decreases, the processing amount of natural gas in each pretreatment facility can be maintained, and stable processing can be performed with good efficiency.

도 1은 천연가스 처리 장치에서 실시되는 각종 처리공정을 나타내는 공정도이다.
도 2는 상기 천연가스 처리 장치에 설치되어 있는 탄화수소 분리 설비의 구성도이다.
도 3은 상기 천연가스 처리 장치에 설치되어 있는 콘덴세이트의 증기압 조정 설비의 구성도이다.1 is a process diagram showing various processing processes performed in a natural gas processing device.
Figure 2 is a configuration diagram of a hydrocarbon separation facility installed in the natural gas processing device.
Figure 3 is a configuration diagram of a condensate vapor pressure adjustment facility installed in the natural gas processing device.

처음에, 도 1을 참조하면서 본 예의 천연가스 처리 장치에 있어서의 천연가스의 처리 흐름에 대해 설명한다. 본 예의 천연가스 처리 장치는, 천연가스(각 도면에는 NG라고 기재되어 있다)에 포함되는 메탄을 분리하여 액화하는 천연가스 액화 장치로서 구성되어 있다.First, the natural gas processing flow in the natural gas processing apparatus of this example will be explained with reference to FIG. 1. The natural gas processing device of this example is configured as a natural gas liquefaction device that separates and liquefies methane contained in natural gas (indicated as NG in each figure).

본 예의 천연가스 액화 장치에서 처리되는 NG에는, 적어도 황화수소 또는 이산화탄소가 포함되어 있고, 나아가서, 수분, 수은이나 산소가 포함되어 있다.NG processed in the natural gas liquefaction apparatus of this example contains at least hydrogen sulfide or carbon dioxide, and further contains moisture, mercury, and oxygen.

도 1에 도시된 바와 같이, 천연가스는, 기액 분리 공정(21)에서 천연가스 중에 포함된 액체가 분리된 후, 액화 전의 전처리로서 불순물 제거를 실시한다. 액체가 분리된 천연가스는, 우선 산성가스 제거 공정(22)에서, 이산화탄소나 황화수소 등(이것들을 함께 "산성가스"라고 하는 경우가 있다)의 제거를 실시한다. 산성가스 제거 공정(22)의 설비는, 예를 들어 산성가스를 흡수하는 흡수액과 천연가스를 향류 접촉시키는 흡수탑을 구비한 흡수 설비로 구성되고, 액화시 LNG 중에서 고체화될 우려가 있는 산성가스인 이산화탄소나 황화수소가, 천연가스로부터 흡수액에 흡수되어 제거된다.As shown in FIG. 1, after the liquid contained in natural gas is separated in the gas-liquid separation process 21, impurities are removed as a pretreatment before liquefaction. The natural gas from which the liquid has been separated is first subjected to removal of carbon dioxide, hydrogen sulfide, etc. (these are sometimes referred to together as "acid gas") in an acid gas removal process (22). The facility for the acid gas removal process 22 is, for example, composed of an absorption facility equipped with an absorption tower for countercurrent contact between an absorption liquid for absorbing acid gas and natural gas, and an acid gas that is likely to solidify in LNG when liquefied. Carbon dioxide and hydrogen sulfide are removed from natural gas by being absorbed into the absorption liquid.

산성가스 제거 공정(22)에서 처리된 천연가스는, 나아가서, 수분 제거 공정(23)에서 수분이 제거된다. 나아가서 수분 제거 공정(23)에서 처리된 천연가스는, 수은 제거 공정(24)에서 수은이 제거된다.Moisture is removed from the natural gas treated in the acid gas removal process (22) and further in the moisture removal process (23). Furthermore, mercury is removed from the natural gas treated in the moisture removal process (23) in the mercury removal process (24).

이들 수분 제거 공정(23), 수은 제거 공정(24)을 실시하는 설비는, 예를 들어 각각 수분을 흡착하는 흡착제, 수은을 흡착하는 수은 흡착제가 충전된 흡착 설비인 흡착탑을 구비하고 있다. 이들 흡착탑은, 흡착탑에 천연가스를 통과시킴으로써, 천연가스를 흡착탑 내에 충전된 흡착제 사이의 간극을 통과시켜 천연가스와 흡착제를 접촉시킨다. 이 때 천연가스와 흡착제가 접촉하는 것에 의해 흡착 대상물인 물이나 수은이 흡착제에 흡착되어, 천연가스 중의 물이나 수은이 제거된다. 이 수은 제거 공정(24)은 산성가스 제거 공정(22)의 전단에 위치될 수도 있다. 이들 산성가스 제거 공정(22), 수분 제거 공정(23) 및 수은 제거 공정(24)을 실시하는 전처리 설비를 포함하는 설비군을 불순물 제거 설비군(20)이라고 부르는 것으로 한다.The equipment for performing these moisture removal process 23 and mercury removal process 24 is equipped with, for example, an adsorption tower, which is an adsorption equipment filled with an adsorbent for adsorbing moisture and a mercury adsorbent for adsorbing mercury, respectively. These adsorption towers bring natural gas into contact with the adsorbent by passing natural gas through the gap between the adsorbents filled in the adsorption tower. At this time, when the natural gas and the adsorbent come into contact, water or mercury, which is an adsorbent object, is adsorbed to the adsorbent, and the water or mercury in the natural gas is removed. This mercury removal process 24 may be located upstream of the acid gas removal process 22. The equipment group including the pretreatment equipment for performing these acid gas removal process (22), moisture removal process (23), and mercury removal process (24) is called the impurity removal equipment group (20).

그 다음에 불순물이 제거된 천연가스는 탄화수소 분리 공정(25)에서, 메탄과 탄소수 2 이상의 중질 탄화수소로 분리된다. 탄화수소 분리 공정에는, 예를 들어 증류 설비(디메타나이저)가 사용된다. 디메타나이저를 포함한 탄화수소 분리 설비의 상세한 설명에 대해서는 후술한다.Next, the natural gas from which impurities have been removed is separated into methane and heavy hydrocarbons having 2 or more carbon atoms in the hydrocarbon separation process (25). In the hydrocarbon separation process, for example, distillation equipment (demethanizer) is used. A detailed description of the hydrocarbon separation equipment including the demethanizer will be described later.

탄화수소 분리 공정(25)에서 분리된 메탄은, 액화 공정(26)에서 액화되어 액화천연가스(LNG)가 된다. LNG는, 그 후, LNG의 일부를 기화(엔드 플래시)시키는 것에 의해, LNG의 온도조정을 실시하는 엔드 플래시 가스 공정(27), LNG를 저장하는 저장 공정(28) 등의 공정을 실시하여, 예를 들어 LNG 탱커에 출하된다.The methane separated in the hydrocarbon separation process 25 is liquefied in the liquefaction process 26 to become liquefied natural gas (LNG). The LNG is then subjected to processes such as an end flash gas process (27) in which the temperature of the LNG is adjusted by vaporizing (end flash) a part of the LNG, and a storage process (28) in which the LNG is stored. For example, it is shipped on an LNG tanker.

또 기액 분리 공정(21)에서 천연가스로부터 기액 분리된 액체 성분(콘덴세이트)의 일부는, 경질 탄화수소를 제거하는 증기압 조정 공정(31)이 실시된 후, 콘덴세이트로서 저장, 출하된다. 나아가서 기액 분리된 콘덴세이트로부터는, 수분을 포함하는 부동액이 상분리되고, 해당 부동액에 대해서 부동액 재생 처리(30)가 실시된다. 부동액에는 모노에틸렌글리콜(MEG) 등이 이용되고, 재생된 부동액은 천연가스의 웰에 재공급된다. 또 엔드 플래시 가스나 LNG 저장 공정(28)에서 LNG로부터 증발한 보일오프 가스(BOG)는, 승압 처리(29)가 실시되어, 주로 연소가스로서 사용되고, 잉여가 생겼을 경우에 나머지는 액화 공정(26)의 전단으로 되돌아감으로써 재차 액화할 수도 있다.In addition, a part of the liquid component (condensate) separated from natural gas in the gas-liquid separation process 21 is stored and shipped as condensate after the vapor pressure adjustment process 31 for removing light hydrocarbons is performed. Furthermore, antifreeze containing water is phase-separated from the gas-liquid separated condensate, and an antifreeze regeneration treatment (30) is performed on the antifreeze. Monoethylene glycol (MEG), etc. are used for antifreeze, and the regenerated antifreeze is re-supplied to the natural gas well. In addition, the boil-off gas (BOG) evaporated from LNG in the end flash gas or LNG storage process 28 is subjected to pressure boosting treatment 29 and is mainly used as combustion gas, and when a surplus occurs, the remainder is used in the liquefaction process 26. ) can also be liquefied again by returning to the front end.

또 본 실시형태는, 탄화수소 분리 공정(25)에서 분리된 메탄을, 산성가스 제거 공정(22)에 천연가스를 공급하는 공급 라인(100)으로 되돌려 기액 분리 공정(21) 측으로부터 공급되는 천연가스에 합류시키는 리사이클 가스 라인(10)을 구비하고 있다. 리사이클 가스 라인(10)에 대해서는, 탄화수소 분리 공정(25)을 실시하는 설비의 설명과 함께 설명한다.In addition, in this embodiment, the methane separated in the hydrocarbon separation process 25 is returned to the supply line 100 that supplies natural gas to the acid gas removal process 22, and the natural gas supplied from the gas-liquid separation process 21 is returned to the supply line 100 for supplying natural gas to the acid gas removal process 22. It is provided with a recycling gas line 10 that joins. The recycling gas line 10 will be explained along with a description of the equipment for performing the hydrocarbon separation process 25.

계속해서, 전술한 천연가스 처리 장치에 포함되어 탄화수소 분리 공정(25)을 실시하는 탄화수소 분리 설비에 대해 설명한다.Next, the hydrocarbon separation facility included in the above-described natural gas processing device and performing the hydrocarbon separation process 25 will be described.

도 2는 천연가스 처리 장치를 구성하는 탄화수소 분리 설비의 구성예이다. 탄화수소 분리 설비는, 수은 제거 공정(24)에서 처리된 천연가스가 공급되는 천연가스 공급 라인(101)과, 천연가스 공급 라인(101)으로부터 공급된 천연가스를 냉각하는 콜드 박스(11, 12)와, 콜드 박스(11, 12)에서 냉각되어 일부가 액화된 천연가스의 기액 분리를 실시하는 피드 세퍼레이터(13)와, 천연가스의 증류를 실시하여 메탄과 탄소수 2 이상의 중질 탄화수소로 분리하는 디메타나이저(17)를 구비하고 있다.Figure 2 is a configuration example of a hydrocarbon separation facility that constitutes a natural gas processing device. The hydrocarbon separation facility includes a natural gas supply line 101 through which natural gas processed in the mercury removal process 24 is supplied, and a cold box 11 and 12 for cooling the natural gas supplied from the natural gas supply line 101. A feed separator (13) that separates gas and liquid from natural gas that has been cooled and partially liquefied in the cold boxes (11, 12), and a dimethane that distills natural gas and separates it into methane and heavy hydrocarbons with a carbon number of 2 or more. It is equipped with a nizer (17).

천연가스 공급 라인(101)으로부터 공급된 천연가스는, 콜드 박스(11, 12)에 의해 냉각되고, 피드 세퍼레이터(13)에 의해 기액 분리된다. 그리고 기체성분 중 일부가 익스팬더(14)에 의해 감압 팽창되어, -50 ~ -80℃의 기액 혼합체로서 디메타나이저(17)에 공급된다. 도 2의 15는, JT(Joule-Thomson) 밸브(15)이다. 또 피드 세퍼레이터(13)에 의해 기액 분리된 천연가스 중 나머지 기체성분은, 콜드 박스(16)에서 냉각된 후, 감압 밸브(104)에서 감압 팽창되어 -70 ~ -100℃의 기액 혼합체로서 디메타나이저(17)에 공급된다. 피드 세퍼레이터(13)에 의해 기액 분리된 액체성분은, 콜드 박스(12)의 냉매로서 이용된 후, 디메타나이저(17)에 공급된다.Natural gas supplied from the natural gas supply line 101 is cooled by the cold boxes 11 and 12, and gas and liquid are separated by the feed separator 13. Then, some of the gas components are expanded under reduced pressure by the expander 14 and supplied to the demethanizer 17 as a gas-liquid mixture at -50 to -80°C. 15 in FIG. 2 is a JT (Joule-Thomson) valve 15. In addition, the remaining gas component of the natural gas separated from gas and liquid by the feed separator 13 is cooled in the cold box 16 and then expanded under reduced pressure in the pressure reducing valve 104 to form a gas-liquid mixture of -70 to -100 ° C. Supplied to Niger (17). The liquid component separated from gas and liquid by the feed separator 13 is used as a refrigerant in the cold box 12 and is then supplied to the demethanizer 17.

그리고 디메타나이저(17)는, 공급된 천연가스의 기액 혼합체를 증류함으로써 메탄을 분리하여, 탑 상단부에 설치된 이송 라인(105)을 통하여 배출시킨다. 또 탑 하단부로부터 에탄보다 중질인 중질 탄화수소(C2+)를 유출시킨다. 또한 도 2의 부호 171은, 리보일러를 표시하고 있다.And the demethanizer 17 separates methane by distilling the gas-liquid mixture of the supplied natural gas and discharges it through the transfer line 105 installed at the top of the tower. In addition, heavy hydrocarbons (C2+) heavier than ethane are discharged from the bottom of the tower. Additionally, reference numeral 171 in FIG. 2 indicates a reboiler.

또 본 실시형태에 따른 탄화수소 분리 설비는, 디메타나이저(17)로부터 배출된 메탄이나, 피드 세퍼레이터(13)에 의해 분리된 천연가스 가운데 액체성분을 콜드 박스(11, 12)의 냉매로서 이용하고 있다. 즉 본 실시형태에 따른 디메타나이저(17)는, 자기 냉매 타입의 증류 설비로서 구성되어 있다.In addition, the hydrocarbon separation facility according to the present embodiment uses the liquid component of the methane discharged from the demethanizer 17 or the natural gas separated by the feed separator 13 as a refrigerant in the cold boxes 11 and 12. there is. That is, the demethanizer 17 according to this embodiment is configured as a magnetic refrigerant type distillation facility.

그리고 디메타나이저(17)로부터 유출되는 메탄은, 콜드 박스(11)의 냉매로서 이용되고, 압축기(311), 부스터 압축기(312)에서 승압되고, 나아가서 공냉기(320)에 의해 냉각된 후, 액화 공정(26)을 실시하는 설비로 이송된다.Then, the methane flowing out from the demethanizer 17 is used as a refrigerant in the cold box 11, is pressured in the compressor 311 and the booster compressor 312, and is further cooled by the air cooler 320, It is transported to a facility that performs the liquefaction process (26).

이송 라인(105)에 있어서의, 압축기(311)의 하류측에는, 리사이클 가스 라인(10)의 일단이 접속되어 있다. 리사이클 가스 라인(10)의 타단측은, 도 1에 도시된 바와 같이 불순물 제거 설비군(20)의 입구측, 본 예에서는, 산성가스 제거 공정(22)의 입구측의 공급 라인(100)에 접속되어 있다. 또한 도 2에 도시된 바와 같이, 리사이클 가스 라인(10)에는 압력 조절 밸브(V10)가 설치될 수도 있다.One end of the recycling gas line 10 is connected to the transfer line 105 on the downstream side of the compressor 311. The other end of the recycling gas line 10 is connected to the supply line 100 at the inlet side of the impurity removal equipment group 20, in this example, the inlet side of the acid gas removal process 22, as shown in FIG. 1. It is done. Additionally, as shown in FIG. 2, a pressure control valve V10 may be installed in the recycling gas line 10.

여기서 천연가스전의 개발에서 고갈까지의 사이의 산출량 변화와, 산출량의 변화에 수반하는 천연가스 처리 장치에의 영향에 대해 설명한다. 이미 설명한 바와 같이 천연가스전에 있어서는, 가스전으로부터의 천연가스의 산출을 개시한 후, 서서히 산출량이 증가하고, 곧이어 산출량이 많은 상태가 유지되는 기간(plateau 기간)이 된다. 시간이 더 경과하면, 이윽고 천연가스의 산출량이 서서히 저하하는 감퇴기에 접어든다.Here, changes in output from the development of a natural gas field to depletion and the impact on natural gas processing equipment accompanying changes in output will be explained. As already explained, in a natural gas field, after the production of natural gas from the gas field begins, the production volume gradually increases, and then there is a period (plateau period) during which the production volume remains high. As more time passes, the output of natural gas gradually enters a decline period.

이와 같이 천연가스의 산출량은, 가스정의 개발로부터의 경과시간에 따라 변화한다. 한편, 천연가스 처리 장치에 있어서의 각 설비 중에서, 예를 들어 액화 공정(26)을 실시하는 액화 설비나, 그 이후의 공정 27, 28에 있어서는, 천연가스의 공급량이 변화하더라도 처리효율에는 거의 영향을 주지 않는다. 다시 말해서, 예를 들어 감퇴기에 있어서, 처리량이 저하하더라도, 단위중량당 메탄가스의 액화, LNG의 엔드 플래시나 저장을 실시하는데 필요한 에너지는 크게 변화하지 않는다.In this way, the output amount of natural gas changes depending on the elapsed time from the development of the gas well. On the other hand, among the various facilities in the natural gas processing device, for example, in the liquefaction facility that performs the liquefaction process 26 and the subsequent processes 27 and 28, even if the supply amount of natural gas changes, the processing efficiency is hardly affected. does not give In other words, for example, in the decay phase, even if the throughput decreases, the energy required to liquefy methane gas and perform end flash or storage of LNG per unit weight does not change significantly.

한편, 불순물 제거 설비군(20) 측에서, 이미 설명한 바와 같이 산성가스 제거 공정(22)은 흡수탑을 이용하고, 수분 제거 공정(23) 및 수은 제거 공정(24)에 있어서는 흡착탑을 이용하고 있다.Meanwhile, on the side of the impurity removal equipment group 20, as already explained, the acid gas removal process 22 uses an absorption tower, and the moisture removal process 23 and the mercury removal process 24 use an absorption tower. .

예를 들어 산성가스 제거 공정(22)의 흡수탑에 있어서는, 공급되는 천연가스의 양이 설계유량보다 적어지면 천연가스 양에 따라 흡수액 양도 저하함으로써 증기 부하, 액 부하 모두 적정 운전영역을 하회하여, 흡수액과 천연가스가 충분히 접촉하지 못하고, 흡수탑은 소정 성능을 발휘할 수 없게 됨으로써, 결과적으로 흡수탑의 운전을 계속하기 곤란해지는 경우가 있다.For example, in the absorption tower of the acid gas removal process 22, when the amount of natural gas supplied becomes less than the design flow rate, the amount of absorption liquid decreases according to the amount of natural gas, so that both the vapor load and the liquid load fall below the appropriate operating range, There are cases where the absorption liquid and the natural gas are not in sufficient contact, and the absorption tower is unable to achieve the desired performance, and as a result, it becomes difficult to continue operating the absorption tower.

또 수분 제거 공정(23) 및 수은 제거 공정(24)의 흡착탑에 공급되는 천연가스의 양이 운전에 적절한 변동 범위보다 적어지면, 흡착탑에 공급된 천연가스가, 충전된 흡착제 중에서 비교적 통과하기 쉬운 부위만을 통과하게 되어 버리는 편류(채널링)가 일어나는 경우가 있다. 이러한 채널링이 일어나면, 충전된 흡착제 가운데 일부에만 천연가스가 접촉하게 되므로, 가스 중에 포함된 피흡착성분(수분이나 수은)의 흡착 효율이 나빠진다. 또, 채널링이 발생하도록 저 유량의 운전을 정상적으로 실시하면 단락경로가 고정화되는 경우가 있다. 그 결과, 천연가스 유량이 적정 유량으로 돌아오더라도, 천연가스는 흡착재 전체와 균일한 접촉을 하지 않고, 우선적으로 단락경로로 흘러 버림으로써, 흡착 효율이 나빠질 뿐만 아니라 단락경로 부근의 흡착재만 흡착에 기여하기 때문에, 흡착재의 수명은 흡착재 전체를 전제로 한 설계 수명보다 극단적으로 짧아지는 일이 일어날 수 있다.In addition, when the amount of natural gas supplied to the adsorption tower of the moisture removal process 23 and the mercury removal process 24 becomes less than the fluctuation range appropriate for operation, the natural gas supplied to the adsorption tower may relatively easily pass through the filled adsorbent. There are cases where drift (channeling) occurs that causes the water to pass through the bay. When such channeling occurs, natural gas comes into contact with only a portion of the filled adsorbent, and thus the adsorption efficiency of adsorbed components (moisture or mercury) contained in the gas deteriorates. Additionally, if operation is performed normally at a low flow rate so that channeling occurs, the short circuit path may become fixed. As a result, even if the natural gas flow rate returns to the appropriate flow rate, the natural gas does not come into uniform contact with the entire adsorbent and preferentially flows into the short-circuit path, which not only deteriorates the adsorption efficiency but also causes only the adsorbent near the short-circuit path to adsorb. Because of this, the lifespan of the adsorbent may become extremely shorter than the design lifespan assuming the entire adsorbent.

나아가서 탄화수소 분리 공정(25)의 디메타나이저(17)는 증류탑이며, 증류탑에 있어서도, 공급되는 가스의 양이 적어지면, 그에 따라 증기 부하, 액 부하가 작아지는 것으로 증류 효율이 저하한다. 또 해당 디메타나이저는, 공급되는 천연가스에 대해, 익스팬더(14)에서 생성하는 냉열을 콜드 박스(11, 12, 16)에 도입함으로써 자기 냉각을 실시하여 중질 탄화수소를 분리하는 프로세스이기 때문에, 공급하는 가스의 양이 감소하면 익스팬더(14)로 얻을 수 있는 냉열도 감소함으로써, 중질 탄화수소의 분리 효율이 저하한다.Furthermore, the demethanizer 17 in the hydrocarbon separation process 25 is a distillation column, and even in the distillation column, if the amount of gas supplied decreases, the vapor load and liquid load decrease accordingly, and distillation efficiency decreases. In addition, since the demethanizer is a process of self-cooling the supplied natural gas by introducing cold heat generated by the expander 14 into the cold boxes 11, 12, and 16 to separate heavy hydrocarbons, When the amount of gas is reduced, the cold heat that can be obtained from the expander 14 also decreases, thereby reducing the separation efficiency of heavy hydrocarbons.

이상에서 예시한 바와 같이 웰로부터의 천연가스의 공급량이 설계 유량을 하회하는 것에 따른 영향은, 주로 불순물 제거 설비군(20)이나 탄화수소 분리 공정(25)의 증류 설비인 디메타나이저(17)에서 표면화된다.As exemplified above, the effect of the supply amount of natural gas from the well being less than the design flow rate is mainly in the impurity removal equipment group 20 or the demethanizer 17, which is a distillation equipment in the hydrocarbon separation process 25. It surfaces.

이러한 점에서, 천연가스 처리 장치 내의 각 설비를 설계함에 있어, 산출량이 많고, 산출개시 기간이나 감퇴기보다 긴, plateau 기간에 효율적인 처리를 할 수 있도록 설계하는 것이 바람직하다. 그 때문에 천연가스 처리 장치의 각 처리 설비에 있어서는, plateau 기간에 있어서의 천연가스의 공급 유량에 근거하여 각 설비에 있어서의 천연가스의 설계 유량을 설정하는 경우가 많다.In this regard, when designing each facility within the natural gas processing device, it is desirable to design it so that the output is high and efficient treatment can be performed during the plateau period, which is longer than the output start period or decline period. Therefore, in each processing facility of the natural gas processing device, the design flow rate of natural gas in each facility is often set based on the supply flow rate of natural gas in the plateau period.

그렇지만, 중소형의 가스전은 비교적 plateau 기간이 짧고, 수 년 ~ 10년 정도의 짧은 기간에 감퇴기로 이행해 버리는 일도 있다. 이 때문에, 천연가스 처리 장치가 설계 유량 그대로의 성능을 발휘하는 기간이 짧아져, 생산 효율이 나빠지는 경우가 있다.However, small and medium-sized gas fields have a relatively short plateau period, and may transition into a decline phase in a short period of several years to 10 years. For this reason, the period during which the natural gas processing device demonstrates performance at the designed flow rate is shortened, and production efficiency may deteriorate.

때문에 본 실시형태에 따른 천연가스 처리 장치에 있어서는, 웰의 가스전이 감퇴기에 접어들어 천연가스의 공급량이 줄어들었을 때, 리사이클 가스 라인(10)을 통하여 메탄가스의 일부를 불순물 제거 설비군(20)의 입구측으로 리사이클링 한다. 예를 들어 공급 라인(100)을 통하여 산성가스 제거 공정(22)에 공급되는 천연가스의 공급 유량이 미리 설정된 유량을 하회하는 상태가 되면, 리사이클 가스 라인(10)을 온 라인 상태로 한다. 그리고, 도 2에 나타내는 조절 밸브(V10)에 의해, 메탄가스의 리사이클 양을 조정하여, 산성가스 제거 공정(22)에 공급되는 천연가스의 공급 유량이, 예를 들어 plateau 기간과 동일한 정도가 되도록 한다.Therefore, in the natural gas processing device according to the present embodiment, when the gas field of the well enters the decline phase and the supply amount of natural gas decreases, a part of the methane gas is transferred to the impurity removal equipment group 20 through the recycling gas line 10. Recycle to the inlet side. For example, when the supply flow rate of natural gas supplied to the acid gas removal process 22 through the supply line 100 falls below the preset flow rate, the recycling gas line 10 is turned on-line. Then, the recycling amount of methane gas is adjusted by the control valve V10 shown in FIG. 2 so that the supply flow rate of natural gas supplied to the acid gas removal process 22 is, for example, the same as the plateau period. do.

전술한 구성에 의해, 불순물 제거 설비군(20)의 입구측에 있어서는, 웰 측으로부터 공급되는 천연가스와, 디메타나이저(17)로부터 배출되는 메탄가스의 일부가 합류한 후, 불순물 제거 설비군(20)에 공급된다. 그 결과, 예를 들어 산성가스 제거 공정(22) 내의 흡수탑에는, plateau 기간과 동일한 유량으로 천연가스가 공급된다.According to the above-described configuration, on the inlet side of the impurity removal equipment group 20, after the natural gas supplied from the well side and a part of the methane gas discharged from the demethanizer 17 merge, the impurity removal equipment group 20 It is supplied to (20). As a result, for example, natural gas is supplied to the absorption tower in the acid gas removal process 22 at the same flow rate as the plateau period.

전술한 메탄가스의 리사이클에 의해, 불순물 제거 설비군(20) 및 탄화수소 분리 설비에 공급되는 천연가스의 공급 유량, 즉, 각 설비 내를 흐르는 천연가스의 유량을 plateau 기간과 동일한 정도로 유지할 수 있다.By recycling the methane gas described above, the supply flow rate of natural gas supplied to the impurity removal facility group 20 and the hydrocarbon separation facility, that is, the flow rate of natural gas flowing within each facility, can be maintained at the same level as the plateau period.

이 결과, 산성가스 제거 공정(22) 내의 흡수탑에서는 천연가스의 유량 부족에 따른 증기 부하를 운전 가능한 유량으로 보전시킬 수 있어, 효율적으로 산성가스를 흡수할 수 있는 상태로 유지할 수 있다.As a result, in the absorption tower in the acid gas removal process 22, the steam load due to the insufficient flow rate of natural gas can be maintained at an operable flow rate, and the absorption tower can be maintained in a state capable of efficiently absorbing acid gas.

또 후단의 수분 제거 공정(23), 수은 제거 공정(24) 내의 각 흡착탑에 있어서도 천연가스의 유량 부족에 의한 채널링 발생을 억제하여, 효율적으로 수분이나 수은을 흡착할 수 있는 상태로 유지할 수 있다.In addition, channeling due to insufficient flow rate of natural gas can be suppressed in each adsorption tower in the subsequent moisture removal process 23 and mercury removal process 24, and can be maintained in a state capable of efficiently adsorbing moisture and mercury.

나아가서 탄화수소 분리 설비 내의 디메타나이저(증류 설비)(17)에 있어서도 액화된 천연가스의 공급유량 부족에 의한 냉열 생성량의 감소, 증류탑 내의 증기 부하의 저하를 억제하여, 효율적으로 메탄가스의 증류 분리를 실시할 수 있다.Furthermore, in the demethanizer (distillation facility) 17 in the hydrocarbon separation facility, the reduction in cold heat generation due to insufficient supply flow rate of liquefied natural gas and the decrease in vapor load in the distillation column are suppressed, enabling efficient distillation separation of methane gas. It can be implemented.

그리고 감퇴기에 있어서의 천연가스의 산출량 저하가 진행되어, 천연가스의 공급량이 더 줄어들더라도, 리사이클링 되는 메탄가스를 증가시킴으로써, 불순물 제거 설비군(20) 및 탄화수소 분리 설비에 공급되는 천연가스의 유량을 유지할 수 있다.And even if the decline in natural gas output in the decline period progresses and the supply amount of natural gas further decreases, by increasing the recycled methane gas, the flow rate of natural gas supplied to the impurity removal facility group 20 and the hydrocarbon separation facility can be increased. It can be maintained.

또한, 메탄가스의 리사이클 양은, 불순물 제거 설비군(20)의 입구측 압력을 plateau 기간과 동일한 정도로 유지할 수 있는 양으로 조정하는 경우로 한정되지 않는다. 예를 들어 리사이클 가스 라인(10)의 이송 가능 유량을 고려하여, 상기 압력이 plateau 기간의 8할 이상의 값으로 유지되도록 설정하는 등, 설비 능력 등에 따른 적절한 값을 설정할 수도 있다.In addition, the recycling amount of methane gas is not limited to the case where the inlet pressure of the impurity removal equipment group 20 is adjusted to an amount that can maintain the same level as the plateau period. For example, considering the transferable flow rate of the recycling gas line 10, an appropriate value may be set according to facility capabilities, such as setting the pressure to be maintained at a value of 80% or more during the plateau period.

또, 리사이클 가스 라인(10)을 메탄가스의 이송 라인(105)에 있어서의 압축기(311)의 하류측에 접속시킴으로써, 고압의 메탄가스를 리사이클링 할 수 있다. 그 결과, 불순물 제거 설비군(20)의 입구측의 유량 조정이 용이해짐과 함께, 승압에 필요한 압축기 설비를 저감시킬 수 있다.Additionally, by connecting the recycling gas line 10 to the downstream side of the compressor 311 in the methane gas transfer line 105, high-pressure methane gas can be recycled. As a result, it becomes easy to adjust the flow rate on the inlet side of the impurity removal equipment group 20, and the compressor equipment required for pressure boosting can be reduced.

전술한 실시형태에 의하면, 천연가스 액화 장치에 있어서, 천연가스의 액화 전에 불순물 제거 처리를 실시하고, 그 다음에 탄화수소 분리 공정(25)을 실시하고, 분리 후의 메탄의 일부를 불순물 제거 설비군(20)의 입구측으로 리사이클링 시키도록 하고 있다. 그 때문에 웰의 천연가스 산출량이 적어져, 천연가스의 공급량이 적어질 때에도 불순물 제거 설비군(20)에 공급되는 천연가스의 양을 plateau 기간과 동일한 정도로 유지할 수 있다. 그 때문에 불순물 제거 설비군(20) 내에 설치된 전처리 설비(산성가스의 흡수탑이나 수분, 수은의 흡착탑), 탄화수소 분리 설비 내에 설치된 디메타나이저(17)에 있어서, 천연가스의 공급량 감소에 수반하는 처리효율의 저하를 억제하여, 안정적인 처리를 실시할 수 있다.According to the above-described embodiment, in the natural gas liquefaction device, impurity removal treatment is performed before liquefaction of natural gas, followed by a hydrocarbon separation process (25), and a part of the separated methane is transferred to the impurity removal equipment group ( It is being recycled to the entrance of 20). Therefore, even when the natural gas output from the well decreases and the supply amount of natural gas decreases, the amount of natural gas supplied to the impurity removal facility group 20 can be maintained at the same level as the plateau period. Therefore, in the pretreatment equipment (acidic gas absorption tower or moisture and mercury absorption tower) installed in the impurity removal equipment group 20 and the demethanizer 17 installed in the hydrocarbon separation equipment, processing accompanying a decrease in the supply amount of natural gas Deterioration in efficiency can be suppressed and stable processing can be performed.

그 다음에, 콘덴세이트의 증기압 조정 공정(31)을 실시하는 설비에 리사이클 라인을 설치하는 실시형태에 대해 설명한다.Next, an embodiment in which a recycling line is installed in equipment that performs the condensate vapor pressure adjustment process (31) will be described.

도 3에 도시된 바와 같이 증기압 조정 공정(31)을 실시하는 설비는, 콘덴세이트용 증류탑(스태빌라이저)(131)을 구비하며, 이미 설명한 기액 분리 공정(21)에 있어서 분리된 콘덴세이트가 콘덴세이트 공급 라인(106)을 통하여 공급된다.As shown in FIG. 3, the equipment for performing the vapor pressure adjustment process 31 is equipped with a condensate distillation column (stabilizer) 131, and the condensate separated in the gas-liquid separation process 21 already described is supplied to the condensate supply line ( 106).

또 스태빌라이저(131)의 탑 상단부에는, 콘덴세이트의 증류에 의해 분리된 경질 가스를 배출시키기 위한 발출 라인(108)이 접속되고, 배출된 경질 가스는, 예를 들어 압축기(41)로 압축된 후, 산성가스 제거 공정(22)으로의 공급 라인(100)에 합류된다.In addition, an outlet line 108 is connected to the upper part of the tower of the stabilizer 131 for discharging the light gas separated by distillation of condensate, and the discharged light gas is compressed, for example, by the compressor 41, It joins the supply line 100 to the acid gas removal process 22.

나아가서 스태빌라이저(131)의 탑 하단부에는, 탑 바닥에 쌓이는, 경질 가스가 분리된 콘덴세이트를 배출시키기 위한 콘덴세이트 발출 라인(107)이 접속되고, 배출된 콘덴세이트는 콘덴세이트 저장 공정(32)으로 보내진다. 또한 콘덴세이트 발출 라인(107)에 설치된 부호 43은, 냉각기를 나타낸다.Furthermore, a condensate discharge line 107 is connected to the lower part of the tower of the stabilizer 131 for discharging condensate from which light gas is separated, which accumulates at the bottom of the tower, and the discharged condensate is sent to the condensate storage process 32. Additionally, the symbol 43 installed in the condensate discharge line 107 represents a cooler.

또 콘덴세이트 발출 라인(107)으로부터는 분기 라인(109)이 분기되어 있다. 분기 라인(109)에는, 리보일러(42)가 설치되어 배출된 중질분을 포함한 콘덴세이트를 가열하여 스태빌라이저(131)에 복귀시킨다.Additionally, a branch line 109 branches off from the condensate discharge line 107. A reboiler 42 is installed in the branch line 109 to heat the discharged condensate containing heavy matter and return it to the stabilizer 131.

콘덴세이트 발출 라인(107)에 있어서의 냉각기(43)의 하류측에는 콘덴세이트 리사이클 라인(110)의 일단이 접속되고, 그 타단은 콘덴세이트 공급 라인(106)에 접속되어 있다. 또한 도 3의 부호 44는 펌프를 나타낸다.One end of the condensate recycling line 110 is connected to the condensate discharge line 107 on the downstream side of the cooler 43, and the other end is connected to the condensate supply line 106. Additionally, symbol 44 in FIG. 3 represents a pump.

증기압 조정 공정(31)에 있어서도 웰로부터의 천연가스 산출량의 감소에 수반하여, 스태빌라이저(131)로의 콘덴세이트의 공급량이 적어지면 액 부하가 작아져 처리효율이 저하한다. 때문에 콘덴세이트 리사이클 라인(110)을 통하여 중질분을 포함한 콘덴세이트를 입구측으로 되돌리는 것에 의해, 스태빌라이저(131)로의 콘덴세이트의 공급량을 plateau 기간과 동일한 정도로 유지할 수 있다. 이것에 의해 감퇴기에 접어들어 웰의 천연가스 산출량이 적어졌을 때에도, 스태빌라이저(131)에 있어서, 콘덴세이트 양의 저하에 의한 처리효율의 저하를 억제할 수 있다.Also in the vapor pressure adjustment process 31, as the amount of natural gas output from the well decreases, the amount of condensate supplied to the stabilizer 131 decreases, the liquid load decreases, and treatment efficiency decreases. Therefore, by returning the condensate containing heavy matter to the inlet side through the condensate recycling line 110, the supply amount of condensate to the stabilizer 131 can be maintained at the same level as the plateau period. As a result, even when the natural gas output from the well decreases in the decline phase, a decrease in processing efficiency due to a decrease in the amount of condensate in the stabilizer 131 can be suppressed.

또 웰로부터의 천연가스의 공급량이 충분히 많을 때에는, 콘덴세이트 리사이클 라인(110)을 이용할 필요는 없다.Also, when the supply amount of natural gas from the well is sufficiently large, there is no need to use the condensate recycling line 110.

따라서, 콘덴세이트 공급 라인(106), 및 콘덴세이트 발출 라인(107)에 대해 콘덴세이트 리사이클 라인(110)을 착탈 가능하게 설치할 수도 있다. 이 구성에 의하면, 웰의 천연가스 산출량이 저하하는 감퇴기에 접어들 때 콘덴세이트 리사이클 라인(110)을 장착하는 것이 가능해진다. 또한, 스태빌라이저(131)의 기동을 신속히 실시하기 위해서, 건설시부터 설치해 둘 수도 있다.Therefore, the condensate recycling line 110 can be detachably installed with respect to the condensate supply line 106 and the condensate discharge line 107. According to this configuration, it becomes possible to install the condensate recycling line 110 when the natural gas output of the well enters a decline phase. Additionally, in order to quickly start the stabilizer 131, it may be installed from the time of construction.

또한, 도 2에 도시된, 이미 설명한 바와 같은 메탄가스용 리사이클 가스 라인(10)은, 대직경이고 연장 길이도 길기 때문에, 착탈 가능하게 구성하는 것은 곤란하다. 따라서, 천연가스 액화 장치의 건설시에 설치해 두고, 천연가스의 산출량이 저하하는 타이밍에 맞추어 사용을 개시하는 경우를 예시할 수 있다.In addition, since the recycling gas line 10 for methane gas shown in FIG. 2 and as already described has a large diameter and a long extension length, it is difficult to configure it to be detachable. Therefore, an example may be a case where a natural gas liquefaction device is installed at the time of construction and use is started at the timing when the output of natural gas decreases.

전술한 각 실시형태는, 천연가스의 액화 설비를 갖춘 천연가스 액화 장치에 적용하는 경우로 한정되는 것은 아니다. 예를 들어, 탄화수소 분리 공정(25)에서 얻어진 메탄가스를 기체 상태로 파이프라인 출하하는 천연가스 처리 장치에 있어서도, 해당 메탄가스의 일부를 불순물 제거 설비군(20)의 입구측에 리사이클링 하는 리사이클 가스 라인(10)을 설치할 수 있다.Each of the above-described embodiments is not limited to application to a natural gas liquefaction device equipped with a natural gas liquefaction facility. For example, even in a natural gas processing device that ships the methane gas obtained in the hydrocarbon separation process 25 in a gaseous state through a pipeline, a part of the methane gas is recycled to the inlet side of the impurity removal facility group 20 as a recycled gas. Line 10 can be installed.

또 최근 해저에 있어서의 중소가스전의 개발이 진행되고 있지만, 리사이클 가스 라인(10)을 갖춘 천연가스 처리 장치는, 해상에 부유하는 부유체 상에 설치될 수도 있다.In addition, although development of small and medium-sized gas fields on the seafloor is progressing in recent years, a natural gas processing device equipped with a recycled gas line 10 can also be installed on a floating body floating in the sea.

10: 리사이클 가스 라인
17: 디메타나이저
22: 산성가스 제거 공정
23: 수분 제거 공정
24: 수은 제거 공정
25: 탄화수소 분리 공정
26: 액화 공정
31: 증기압 조정 공정
100: 공급 라인
101: 천연가스 공급 라인
102: 액화 설비
131: 콘덴세이트용 증류탑
311: 압축기10: Recycle gas line
17: Demethanizer
22: Acid gas removal process
23: Moisture removal process
24: Mercury removal process
25: Hydrocarbon separation process
26: Liquefaction process
31: Vapor pressure adjustment process
100: supply line
101: Natural gas supply line
102: Liquefaction facility
131: Distillation column for condensate
311: compressor

Claims (8)

천연가스와 흡수액을 접촉시켜 천연가스에 포함된 산성가스를 제거하는 흡수 설비를 적어도 포함하고, 천연가스에 포함된 불순물을 제거하는 불순물 제거 설비군과,
상기 불순물 제거 설비군에 상기 천연가스를 공급하는 공급 라인과,
상기 불순물 제거 설비군에서 처리된 천연가스를, 메탄과 탄소수 2 이상의 중질 탄화수소로 증류 분리하고, 이송 라인을 통하여 상기 메탄을 이송하는 증류 설비와,
상기 이송되는 메탄의 일부를 분류시켜, 상기 공급 라인으로부터 불순물 제거 설비군으로 공급되는 천연가스와 합류시키는 리사이클 가스 라인과,
상기 불순물 제거 설비군의 상류에 설치되고, 천연가스에 포함된 액체성분인 콘덴세이트를 분리하는 기액 분리 설비와,
콘덴세이트 공급 라인을 통하여 상기 콘덴세이트가 공급되고, 상기 콘덴세이트에 포함되는 경질 탄화수소를 증류 분리하여 콘덴세이트의 증기압을 조정하는 증기압 조정 설비와,
상기 증기압 조정 설비에서 경질 탄화수소가 분리된 후의 콘덴세이트의 일부를 분류시켜, 상기 콘덴세이트 공급 라인으로부터 증기압 조정 설비에 공급되는 콘덴세이트와 합류시키는 콘덴세이트 리사이클 라인과,
상기 증기압 조정 설비에서 분리된 상기 경질 탄화수소를 배출시키기 위한 발출 라인
을 포함하며,
상기 공급 라인은, 상기 기액 분리 설비와 상기 불순물 제거 설비군을 연결하는 라인이고, 상기 기액 분리 설비에서 상기 콘덴세이트가 분리된 천연가스를 상기 불순물 제거 설비군에 공급하며,
상기 리사이클 가스 라인 및 상기 발출 라인은 상기 공급 라인에 합류되며,
상기 리사이클 가스 라인은 상기 메탄의 리사이클 양을 조정하기 위한 조절 밸브를 구비하고, 상기 불순물 제거 설비군의 입구측 압력을, 천연가스전으로부터의 천연가스의 산출량이 많은 상태에서 안정되는 기간인 plateau 기간의 8할 이상의 압력이 되도록 제어하는 것을 특징으로 하는 천연가스 처리 장치.A group of impurity removal facilities including at least an absorption facility for removing acidic gas contained in natural gas by contacting natural gas with an absorption liquid, and removing impurities contained in natural gas;
a supply line that supplies the natural gas to the impurity removal equipment group;
A distillation facility for distilling and separating the natural gas treated in the impurity removal facility group into methane and heavy hydrocarbons with a carbon number of 2 or more, and transferring the methane through a transfer line;
a recycling gas line that separates a portion of the transported methane and merges it with natural gas supplied from the supply line to a group of impurity removal facilities;
A gas-liquid separation facility installed upstream of the impurity removal facility group to separate condensate, a liquid component contained in natural gas;
The condensate is supplied through a condensate supply line, and a vapor pressure adjustment facility for adjusting the vapor pressure of the condensate by distilling and separating light hydrocarbons contained in the condensate;
A condensate recycling line that separates a part of the condensate after light hydrocarbons are separated in the vapor pressure adjustment facility and merges it with the condensate supplied to the vapor pressure adjustment facility from the condensate supply line;
Discharge line for discharging the light hydrocarbons separated from the vapor pressure adjustment facility.
Includes,
The supply line is a line connecting the gas-liquid separation facility and the impurity removal facility group, and supplies the natural gas from which the condensate has been separated in the gas-liquid separation facility to the impurity removal facility group,
the recycle gas line and the discharge line are joined to the supply line,
The recycling gas line is provided with a control valve for adjusting the recycling amount of methane, and adjusts the inlet pressure of the impurity removal facility group to the plateau period, which is a period in which the output of natural gas from the natural gas field is stable in a large state. A natural gas processing device characterized in that it is controlled to have a pressure of 80% or more. 청구항 1에 있어서,
상기 증류 설비로부터 이송된 메탄을 액화하기 위한 액화 설비를 포함하는 것을 특징으로 하는 천연가스 처리 장치.In claim 1,
A natural gas processing device comprising a liquefaction facility for liquefying methane transferred from the distillation facility. 청구항 1에 있어서,
상기 증류 설비는, 상기 천연가스를 감압 팽창시키는 것에 의해 온도를 저하시켜 얻어진 기액 혼합체에 대해서 상기 증류 분리를 실시하는 것과,
상기 이송 라인은 상기 메탄을 승압하는 압축기를 포함하고, 상기 리사이클 가스 라인은 상기 압축기의 출구측으로부터 상기 메탄의 일부를 분류하는 위치에 설치되어 있는 것을 특징으로 하는 천연가스 처리 장치.In claim 1,
The distillation equipment performs the distillation separation on the gas-liquid mixture obtained by reducing the temperature of the natural gas by expanding it under reduced pressure;
A natural gas processing device, wherein the transfer line includes a compressor for pressurizing the methane, and the recycle gas line is installed at a location to separate a portion of the methane from an outlet side of the compressor. 삭제delete 청구항 1에 있어서,
상기 콘덴세이트 리사이클 라인은, 상기 증기압 조정 설비로부터 콘덴세이트를 빼내는 콘덴세이트 발출(拔出) 라인과 상기 콘덴세이트 공급 라인과의 사이에 착탈 가능하게 설치되는 것을 특징으로 하는 천연가스 처리 장치.In claim 1,
A natural gas processing device, wherein the condensate recycling line is detachably installed between the condensate supply line and a condensate discharge line that extracts condensate from the vapor pressure adjustment facility. 청구항 1에 있어서,
상기 불순물 제거 설비군 및 상기 증류 설비는, 해상에 부유하는 부유체 상에 설치되는 것을 특징으로 하는 천연가스 처리 장치.In claim 1,
A natural gas processing device, wherein the impurity removal equipment group and the distillation equipment are installed on a floating body floating in the sea. 청구항 6에 있어서,
상기 부유체 상에는, 상기 증류 설비로부터 이송된 메탄을 액화하기 위한 액화 설비가 설치되어 있는 것을 특징으로 하는 천연가스 처리 장치.In claim 6,
A natural gas processing device, characterized in that a liquefaction facility for liquefying methane transferred from the distillation facility is installed on the floating body. 청구항 1에 기재된 천연가스 처리 장치에 의해 천연가스를 처리하는 천연가스 처리 방법으로서,
흡착제를 이용하여 천연가스에 포함된 불순물을 흡착 제거하는 흡착 설비와, 천연가스와 흡수액을 접촉시켜 천연가스에 포함된 불순물을 제거하는 흡수 설비로부터 적어도 하나 선택된 전처리 설비를 포함하는 불순물 제거 설비군을 이용하여, 공급 라인을 통하여 공급되는 천연가스에 포함된 불순물을 제거하는 공정과,
상기 불순물 제거 설비군에서 처리된 천연가스를, 메탄과 탄소수 2 이상의 중질 탄화수소로 증류 분리하고, 이송 라인을 통하여 상기 메탄을 이송하는 공정과,
상기 이송 라인을 통하여 이송되는 메탄의 일부를 분류시켜, 상기 공급 라인으로부터 불순물 제거 설비군으로 공급되는 천연가스와 합류시키는 공정과,
상기 불순물 제거 설비군에 공급되기 전의 천연가스에 포함된 액체성분인 콘덴세이트를 분리한 후, 상기 공급 라인을 통하여, 상기 콘덴세이트 분리 후의 천연가스를 상기 불순물 제거 설비군에 공급하는 공정과,
콘덴세이트 공급 라인을 통하여 상기 콘덴세이트가 공급되고, 상기 콘덴세이트에 포함되는 경질 탄화수소를 증류 분리하여 콘덴세이트의 증기압을 조정하는 공정과,
상기 증기압 조정 설비에서 경질 탄화수소가 분리된 후의 콘덴세이트의 일부를 분류시켜, 상기 콘덴세이트 공급 라인으로부터 증기압 조정 설비에 공급되는 콘덴세이트와 합류시키는 공정
을 포함하는 것을 특징으로 하는 천연가스 처리 방법.A natural gas processing method of processing natural gas by the natural gas processing device according to claim 1,
A group of impurity removal facilities including at least one pretreatment facility selected from an adsorption facility that adsorbs and removes impurities contained in natural gas using an adsorbent and an absorption facility that removes impurities contained in natural gas by contacting natural gas with an absorption liquid. A process of removing impurities contained in natural gas supplied through a supply line,
A process of distilling and separating the natural gas treated in the impurity removal equipment group into methane and heavy hydrocarbons with a carbon number of 2 or more, and transferring the methane through a transfer line;
A process of classifying a portion of the methane transported through the transfer line and combining it with natural gas supplied from the supply line to a group of impurity removal facilities;
A process of separating condensate, which is a liquid component contained in natural gas before being supplied to the impurity removal equipment group, and then supplying the condensate-separated natural gas to the impurity removal equipment group through the supply line;
A process of supplying the condensate through a condensate supply line, distilling and separating light hydrocarbons contained in the condensate, and adjusting the vapor pressure of the condensate;
A process of classifying a part of the condensate after light hydrocarbons are separated in the vapor pressure adjustment facility and combining it with condensate supplied to the vapor pressure adjustment facility from the condensate supply line.
A natural gas processing method comprising:
KR1020207016933A 2018-07-24 2018-07-24 Natural gas processing device and natural gas processing method KR102642311B1 (en)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2018/027710 WO2020021633A1 (en) 2018-07-24 2018-07-24 Natural gas treatment device and natural gas treatment method

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20210031632A KR20210031632A (en) 2021-03-22
KR102642311B1 true KR102642311B1 (en) 2024-03-05

Family

ID=69182321

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020207016933A KR102642311B1 (en) 2018-07-24 2018-07-24 Natural gas processing device and natural gas processing method

Country Status (3)

Country Link
KR (1) KR102642311B1 (en)
CN (1) CN111433329A (en)
WO (1) WO2020021633A1 (en)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2939814B2 (en) * 1990-03-05 1999-08-25 日本酸素株式会社 Methane separation device and method
KR100877029B1 (en) * 2001-06-08 2009-01-07 오르트로프 엔지니어스, 리미티드 Natural gas liquefaction
WO2014039758A2 (en) * 2012-09-07 2014-03-13 Chevron U.S.A. Inc. Process, method, and system for removing heavy metals from fluids
WO2016012250A1 (en) * 2014-07-24 2016-01-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A hydrocarbon condensate stabilizer and a method for producing a stabilized hydrocarbon condenstate stream
JP5976951B2 (en) * 2014-04-07 2016-08-24 三菱重工コンプレッサ株式会社 Floating liquefied gas production facility
KR101680465B1 (en) * 2014-04-24 2016-11-28 에어 프로덕츠 앤드 케미칼스, 인코오포레이티드 Integrated nitrogen removal in the production of liquefied natural gas using dedicated reinjection circuit

Family Cites Families (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6662589B1 (en) * 2003-04-16 2003-12-16 Air Products And Chemicals, Inc. Integrated high pressure NGL recovery in the production of liquefied natural gas
NZ582507A (en) 2007-07-09 2012-08-31 Lng Technology Pty Ltd A method and system for production of liquid natural gas

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2939814B2 (en) * 1990-03-05 1999-08-25 日本酸素株式会社 Methane separation device and method
KR100877029B1 (en) * 2001-06-08 2009-01-07 오르트로프 엔지니어스, 리미티드 Natural gas liquefaction
WO2014039758A2 (en) * 2012-09-07 2014-03-13 Chevron U.S.A. Inc. Process, method, and system for removing heavy metals from fluids
JP5976951B2 (en) * 2014-04-07 2016-08-24 三菱重工コンプレッサ株式会社 Floating liquefied gas production facility
KR101680465B1 (en) * 2014-04-24 2016-11-28 에어 프로덕츠 앤드 케미칼스, 인코오포레이티드 Integrated nitrogen removal in the production of liquefied natural gas using dedicated reinjection circuit
WO2016012250A1 (en) * 2014-07-24 2016-01-28 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. A hydrocarbon condensate stabilizer and a method for producing a stabilized hydrocarbon condenstate stream

Also Published As

Publication number Publication date
WO2020021633A1 (en) 2020-01-30
CN111433329A (en) 2020-07-17
KR20210031632A (en) 2021-03-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2194930C2 (en) Method for liquefaction of natural gas containing at least one freezable component
KR100338879B1 (en) Improved process for liquefaction of natural gas
CA2482159C (en) Configurations and methods for improved acid gas removal
US7192468B2 (en) Configurations and method for improved gas removal
EP2452140B1 (en) Method for producing methane-rich stream and c2+ hydrocarbon-rich stream, and related facility
RU2533260C2 (en) Method of purification from acidic compounds and gaseous flow liquefaction and device for its realisation
JP6967582B2 (en) Pretreatment of natural gas prior to liquefaction
US8585804B2 (en) Natural gas liquids recovery device and method
EP1569740A4 (en) Configurations and methods of acid gas removal
AU2009272889A1 (en) Two stage process for producing purified gas
KR101896119B1 (en) Method for processing a natrual load gas for obtaining a natrual processed gas and a reduction in c5+ hydrocarbons, and associated installation
GB2540468A (en) Method and apparatus for dehydration of a hydrocarbon gas
WO2016150827A1 (en) Process for producing a purified gas stream from natural gas wells
RU2670478C1 (en) Natural gas liquefaction, storage and shipment facility
KR102642311B1 (en) Natural gas processing device and natural gas processing method
US10393015B2 (en) Methods and systems for treating fuel gas
KR102248010B1 (en) Natural gas pretreatment facility
RU2754482C2 (en) Supplemented plant for production of liquefied natural gas and its operation method
KR102376275B1 (en) The System and Method for Carbon Dioxide Separation from Natural Gas before Gas Liquefaction Process
AU2015385052B2 (en) Natural gas liquefaction system and method
WO2015159546A1 (en) System and method for liquefying natural gas
AU2016363566B2 (en) Method of liquefying a contaminated hydrocarbon-containing gas stream
CA3006860A1 (en) Method of liquefying a co2 contaminated hydrocarbon-containing gas stream
WO2019193740A1 (en) Natural gas treatment method, and natural gas treatment device
AU2007201677A1 (en) Configurations and methods for improved acid gas removal

Legal Events

Date Code Title Description
A201 Request for examination
E902 Notification of reason for refusal
E902 Notification of reason for refusal
E90F Notification of reason for final refusal
E701 Decision to grant or registration of patent right
GRNT Written decision to grant