RU2614947C1 - Method for natural gas processing with c2+ recovery and plant for its implementation - Google Patents
Method for natural gas processing with c2+ recovery and plant for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2614947C1 RU2614947C1 RU2016118249A RU2016118249A RU2614947C1 RU 2614947 C1 RU2614947 C1 RU 2614947C1 RU 2016118249 A RU2016118249 A RU 2016118249A RU 2016118249 A RU2016118249 A RU 2016118249A RU 2614947 C1 RU2614947 C1 RU 2614947C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- helium
- gas
- demethanizer
- fraction
- column
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- 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
- 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
- F25J3/028—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 noble gases
- F25J3/029—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 noble gases of helium
-
- 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
- F25J2200/40—Features relating to the provision of boil-up in the bottom of a column
-
- 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
- F25J2200/00—Processes or apparatus using separation by rectification
- F25J2200/74—Refluxing the column with at least a part of the partially condensed overhead 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
- 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
-
- 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
- F25J2235/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams
- F25J2235/60—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure or for conveying of liquid process streams the fluid being (a mixture of) hydrocarbons
-
- 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
- F25J2270/00—Refrigeration techniques used
- F25J2270/02—Internal refrigeration with liquid vaporising loop
-
- 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
- F25J2270/00—Refrigeration techniques used
- F25J2270/42—Quasi-closed internal or closed external nitrogen refrigeration cycle
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Description
Группа изобретений относится к газохимической промышленности и может использоваться при переработке газа, в частности для выделения из природного газа метана, жидкой фракции легких углеводородов (С2+) и гелиевого концентрата.The group of inventions relates to the gas chemical industry and can be used in gas processing, in particular for the separation of methane from natural gas, the liquid fraction of light hydrocarbons (C 2+ ) and helium concentrate.
Известен способ подготовки к транспортированию смеси углеводородов (патент РФ №2297573, F17D 1/02, опубл. 20.04.2007), в котором смесь предварительно разделяют на метановую фракцию C1 с последующей подачей ее в газопровод и фракцию углеводородов С2+, которую перед подачей в трубопровод стабилизируют путем перевода в жидкое состояние посредством предварительного охлаждения до температуры не выше 16°С и подают в продуктопровод, поддерживая давление в начале трубопровода не ниже 3,2 МПа. При этом создают оптимальные условия - максимальную температуру и минимальное начальное давление подготовленной жидкой смеси углеводородов, что исключает образование двухфазной смеси в трубопроводе при ее дальнейшей транспортировке. Недостатком указанного способа является необходимость дополнительного обогащения газа гелием с целью получения гелиевого концентрата, что усложняет процесс переработки газа и требует увеличения капитальных затрат.A known method of preparation for transportation of a mixture of hydrocarbons (RF patent No. 2297573, F17D 1/02, publ. 04/20/2007), in which the mixture is preliminarily separated into a methane fraction C 1 with its subsequent supply to the gas pipeline and the fraction of hydrocarbons C 2+ , which before feeding into the pipeline is stabilized by transferring to a liquid state by preliminary cooling to a temperature of no higher than 16 ° C and fed into the product pipeline, maintaining the pressure at the beginning of the pipeline at least 3.2 MPa. In this case, optimal conditions are created - the maximum temperature and the minimum initial pressure of the prepared liquid mixture of hydrocarbons, which eliminates the formation of a two-phase mixture in the pipeline during its further transportation. The disadvantage of this method is the need for additional enrichment of gas with helium in order to obtain helium concentrate, which complicates the process of gas processing and requires an increase in capital costs.
Известен наиболее близкий к предлагаемому способ переработки природного газа (прототип) (патент РФ №2502545, B01D 53/00, опубл. 27.12.2013), включающий разделение потока природного газа на две части, меньшую из которых охлаждают и частично конденсируют, а большую часть - последовательно охлаждают. Охлажденные потоки газа объединяют, сепарируют и отделяют сжиженные углеводороды, которые после дросселирования подают в деметанизатор. Отсепарированный газ разделяют на два потока, один из которых охлаждают, а другой поток обогащают азотом, после чего полученные потоки объединяют и передают на сепарирование. Полученные жидкость дросселируют, а газ расширяют и подают в колонну обогащения азота для получения метан-азотного газа и потока деазотированного сжиженного метана с этаном и более тяжелыми углеводородами, который дросселируют и частично испаряют, затем путем сепарации отделяют жидкую фракцию, которую после дросселирования и частичного испарения передают в деметанизатор. Отсепарированный метан-азотный газ последовательно охлаждают и после последующего сепарирования большую часть его и всю жидкость направляют в колонну разделения азота и метана. Меньшую часть отсепарированного газа после охлаждения в гелиевой колонне направляют в колонну разделения азота и метана, из которой осуществляют отбор азотногелиевого газа для последующей подачи в гелиевую колонну для выработки гелиевого концентрата и получения товарного гелия и отбора жидкого азота, который охлаждают, дросселируют и делят на две части, меньшую из которых после испарения в качестве питания, а большую в качестве орошения подают в колонну разделения азота и метана. Азотометановую жидкость, полученную из колонны разделения азота и метана, охлаждают, дросселируют и вновь подают в колонну разделения азота и метана, из которой отбирают жидкий метан, который сжимают и после испарения и нагрева эжектируют в поток метана. Полученный объединенный поток метана смешивают с циркуляционным метаном, полученным после охлаждения метан-азотного газа, последовательно охлаждают и сжимают для вывода товарного газа, часть которого отводят для получения упомянутого циркуляционного метана путем ее дополнительного сжатия, охлаждения и конденсирования, дросселирования и испарения. Недостатком известного способа является:Known closest to the proposed method of processing natural gas (prototype) (RF patent No. 2502545, B01D 53/00, publ. 12/27/2013), including the separation of the natural gas stream into two parts, the smaller of which is cooled and partially condensed, and most - cool in sequence. Cooled gas streams are combined, separated and liquefied hydrocarbons are separated, which, after throttling, are fed to a demethanizer. The separated gas is divided into two streams, one of which is cooled, and the other stream is enriched with nitrogen, after which the resulting streams are combined and transferred to separation. The resulting liquid is throttled, and the gas is expanded and fed into a nitrogen enrichment column to produce methane-nitrogen gas and a stream of de-nitrated liquefied methane with ethane and heavier hydrocarbons, which are throttled and partially evaporated, then the liquid fraction is separated by separation, which after throttling and partial evaporation passed to the demethanizer. The separated methane-nitrogen gas is successively cooled and, after subsequent separation, most of it and all the liquid are sent to a nitrogen and methane separation column. A smaller part of the separated gas, after cooling in a helium column, is sent to a nitrogen and methane separation column, from which nitrogen-helium gas is selected for subsequent supply to a helium column to produce a helium concentrate and production of commodity helium and selection of liquid nitrogen, which is cooled, throttled and divided into two parts, the smaller of which after evaporation as a feed, and the larger as irrigation is fed to a nitrogen and methane separation column. The nitrogen-methane liquid obtained from the nitrogen-methane separation column is cooled, throttled and again fed to the nitrogen-methane separation column, from which liquid methane is taken, which is compressed and, after evaporation and heating, is ejected into the methane stream. The resulting combined methane stream is mixed with circulating methane obtained after cooling methane-nitrogen gas, sequentially cooled and compressed to produce commercial gas, a portion of which is diverted to produce said circulating methane by additional compression, cooling and condensation, throttling and evaporation. The disadvantage of this method is:
- наличие пропановых холодильных установок, что усложняет процесс переработки газа и увеличивает энергетические затраты;- the presence of propane refrigeration units, which complicates the process of gas processing and increases energy costs;
- невозможность обеспечения глубины и эффективности извлечения целевых компонентов при изменении состава сырьевого газа, в частности при уменьшении содержания азота в сырьевом газе.- the inability to ensure the depth and efficiency of the extraction of the target components when changing the composition of the raw gas, in particular when reducing the nitrogen content in the raw gas.
Известна установка низкотемпературного разделения углеводородного газа (патент РФ №44801, F25J 3/00, опубл. 27.03.2005), состоящая из блока предварительного охлаждения газа, включающего последовательно установленные теплообменник, пропановый холодильник и сепаратор первой ступени, блока конденсации и переохлаждения газа, включающего теплообменники, сепараторы второй и третьей ступени, отпарные колонны и турбодетандерный агрегат, блока выделения этана и широкой фракции легких углеводородов, включающего теплообменники, деметанизатор с трубопроводом отвода кубовой жидкости в деэтанизатор со встроенным дефлегматором, на трубопроводе отвода кубовой жидкости из которого установлен воздушный холодильник, блока получения гелиевого концентрата, содержит пропановый испаритель с трубопроводом подачи пропана в него, установленный последовательно после воздушного холодильника, соединенного с трубопроводом отвода кубовой жидкости из деметанизатора, а трубопровод подачи пропана в пропановый испаритель соединен с трубопроводом подачи пропана в дефлегматор деэтанизатора. Недостатком данной установки является использование трех ступеней сепарации и трех колонн для выделения гелиевого концентрата, что требует дополнительного оборудования и приводит к увеличению капитальных и энергетических затрат.A known installation of low-temperature separation of hydrocarbon gas (RF patent No. 44801, F25J 3/00, publ. 03/27/2005), consisting of a gas pre-cooling unit including a heat exchanger, a propane cooler and a first stage separator, a gas condensation and supercooling unit including heat exchangers, separators of the second and third stages, stripping columns and a turboexpander unit, a unit for the separation of ethane and a wide fraction of light hydrocarbons, including heat exchangers, a pipe demethanizer the bottom of the bottoms liquid outlet to a deethanizer with a built-in reflux condenser, on the bottom bottoms discharge pipe from which an air cooler, a helium concentrate production unit is installed, contains a propane evaporator with a propane supply pipe into it, installed in series after the air cooler connected to the bottom bottoms pipe from the demethanizer and the propane supply line to the propane evaporator is connected to the propane supply line to the deethanizer reflux condenser. The disadvantage of this installation is the use of three stages of separation and three columns for the separation of helium concentrate, which requires additional equipment and leads to an increase in capital and energy costs.
Известна установка низкотемпературного разделения газа (прототип) (патент РФ №77949, F25J 3/00, опубл. 10.11.2008) с целью получения метана, этана, широкой фракции легких углеводородов и гелиевого концентрата, состоящая из блока предварительного охлаждения газа, включающего последовательно установленные теплообменник, пропановый холодильник и сепаратор первой ступени, блока конденсации и охлаждения газа, включающего теплообменники, сепараторы второй и третьей ступени, отпарные колонны и турбодетандерный агрегат в виде турбинного модуля, содержащего турбодетандер и турбокомпрессор, блока выделения этана и широкой фракции легких углеводородов, включающего деметанизатор, деэтанизатор, теплообменники, блока получения гелиевого концентрата и соединительных трубопроводов. Турбодетандерный агрегат содержит два или более параллельно установленных турбинных модуля, число которых определяется в зависимости от объема поступающего в турбодетандер газа. Использование многопоточных теплообменников позволяет снизить хладопотери, теплопритоки и энергетические затраты. Недостатком известной установки является использование:A known installation of low-temperature gas separation (prototype) (RF patent No. 77949, F25J 3/00, publ. 10.11.2008) in order to obtain methane, ethane, a wide fraction of light hydrocarbons and helium concentrate, consisting of a gas pre-cooling unit, including sequentially installed a heat exchanger, a propane refrigerator and a separator of the first stage, a condensation and gas cooling unit, including heat exchangers, second and third stage separators, stripping columns and a turbine expander in the form of a turbine module, containing its expansion turbine and the turbocharger unit separation of ethane and wide fraction of light hydrocarbons, comprising a demethanizer, a deethanizer, heat exchangers, receiving unit helium concentrate and connecting piping. The turbo-expander unit contains two or more parallel installed turbine modules, the number of which is determined depending on the volume of gas entering the turbo-expander. The use of multi-threaded heat exchangers allows to reduce cold losses, heat influx and energy costs. A disadvantage of the known installation is the use of:
- внешнего пропанового цикла в блоке предварительного охлаждения газа, что приводит к усложнению схемы и требует дополнительных энергетических затрат;- an external propane cycle in the gas pre-cooling unit, which leads to a complication of the circuit and requires additional energy costs;
- трех ступеней сепарации, что требует дополнительного оборудования и увеличения капитальных затрат на емкостное оборудование;- three stages of separation, which requires additional equipment and an increase in capital costs for capacitive equipment;
- использование трех колонн для выделения гелиевого концентрата, что также требует дополнительного оборудования и увеличения капитальных затрат.- the use of three columns for the separation of helium concentrate, which also requires additional equipment and increased capital costs.
Задачей, на решение которой направлена предлагаемая группа изобретений, является разработка альтернативного способа и устройства, позволяющих осуществлять глубокое извлечение целевых компонентов.The problem to which the proposed group of inventions is directed is the development of an alternative method and device that allows for deep extraction of the target components.
Техническим результатом, на достижение которого направлена предлагаемая группа изобретений, является повышение эффективности переработки газа за счет уменьшения капитальных, эксплуатационных и энергетических затрат, а также обеспечение эффективности и глубины извлечения целевых компонентов природного газа при изменении состава сырьевого газа, поступающего на установку.The technical result, to which the proposed group of inventions is directed, is to increase the efficiency of gas processing by reducing capital, operating and energy costs, as well as ensuring the efficiency and depth of extraction of the target components of natural gas when changing the composition of the raw gas supplied to the installation.
Для достижения указанного технического результата в способе переработки природного газа подготовленный сырьевой природный газ делят на два подпотока, больший из которых после двухступенчатого охлаждения направляют на низкотемпературную сепарацию, при этом на первой ступени для охлаждения используют холод обратных потоков полученных метановых фракций высокого, среднего, низкого давления и гелиевого концентрата. Меньший подпоток сырьевого газа последовательно охлаждают, при этом для охлаждения используют холод отобранных из деметанизатора промежуточных метановых фракций, и также направляют на низкотемпературную сепарацию. Затем полученную после сепарации жидкую углеводородную фракцию дросселируют и направляют в деметанизатор, а полученный после сепарации газ делят на два потока, меньший из которых охлаждают и после дросселирования направляют в деметанизатор, больший поток отсепарированного газа расширяют в турбодетандере и также направляют в деметанизатор, после чего полученную в деметанизаторе жидкую фракцию С2+ отводят с установки. Отобранный из деметанизатора метано-гелиевый газ последовательно охлаждают и направляют в колонну предварительного концентрирования гелия, откуда отбирают жидкую метановую фракцию среднего давления и делят ее на два потока, больший из которых после дросселирования направляют обратным потоком на охлаждение сырьевого газа, после чего компримируют и выводят с установки. Меньший поток метановой фракции среднего давления сжимают и после использования холода указанного потока для охлаждения сырьевого газа выводят с установки в виде метановой фракции высокого давления. Обогащенный гелием газ из колонны предварительного концентрирования гелия последовательно охлаждают и после дросселирования подают в колонну выделения гелиевого концентрата, откуда полученный гелиевый концентрат выводят с установки после использования его холода для охлаждения сырьевого газа, а полученную в колонне выделения гелиевого концентрата жидкую метановую фракцию дросселируют и направляют на низкотемпературную сепарацию. Затем полученную после сепарации жидкую метановую фракцию нагревают и объединяют с отсепарированным газом, после чего объединенный поток дросселируют, нагревают и после использования его холода для охлаждения сырьевого газа выводят с установки в качестве метановой фракции среднего давления.To achieve the specified technical result in the method of processing natural gas, the prepared raw natural gas is divided into two substreams, the largest of which, after two-stage cooling, is sent to low-temperature separation, while the first stage uses cooling of the return flows of the obtained methane fractions of high, medium, low pressure and helium concentrate. A smaller feed gas sub-stream is subsequently cooled, and the cold of the intermediate methane fractions taken from the demethanizer is used for cooling, and is also sent to low-temperature separation. Then, the liquid hydrocarbon fraction obtained after separation is throttled and sent to a demethanizer, and the gas obtained after separation is divided into two streams, the smaller of which is cooled and after throttling is directed to a demethanizer, a larger stream of separated gas is expanded in a turboexpander and also sent to a demethanizer, after which the obtained in the demethanizer, the C 2+ liquid fraction is removed from the unit. The methane-helium gas taken from the demethanizer is sequentially cooled and sent to the helium preconcentration column, from which the medium-pressure liquid methane fraction is taken and divided into two streams, the largest of which, after throttling, is directed back to cool the feed gas, after which it is compressed and removed from installation. A smaller stream of medium-pressure methane fraction is compressed and after using the cold of said stream to cool the feed gas, it is removed from the plant in the form of a high-pressure methane fraction. The gas enriched with helium from the helium preconcentration column is successively cooled and, after throttling, is fed to the helium concentrate separation column, from where the obtained helium concentrate is removed from the unit after using its cold to cool the feed gas, and the liquid methane fraction obtained in the helium concentrate separation column is throttled and sent to low temperature separation. Then, the liquid methane fraction obtained after separation is heated and combined with the separated gas, after which the combined stream is throttled, heated, and after using its cold to cool the feed gas, it is removed from the installation as a medium-pressure methane fraction.
Установка для переработки природного газа содержит семь рекуперативных теплообменников, деметанизатор, оснащенный тарелками и встроенным кипятильником, два низкотемпературных сепаратора, турбодетандерный агрегат, включающий турбодетандер и турбокомпрессор, колонну предварительного концентрирования гелия со встроенным кипятильником, колонну выделения гелиевого концентрата со встроенным кипятильником, насос, шесть дросселей и соединительные трубопроводы. Трубопровод подачи сырьевого газа по большему потоку через последовательно соединенные первый теплообменник и кипятильник колонны предварительного концентрирования гелия, а по меньшему потоку через последовательно соединенные второй и третий теплообменники сообщен с первым сепаратором, который по меньшему потоку отсепарированного газа через четвертый теплообменник и первый дроссель соединен с верхней частью деметанизатора, по большему потоку отсепарированного газа через турбодетандер соединен со средней частью деметанизатора и по отсепарированной жидкости через второй дроссель соединен со средней частью деметанизатора. Выход для жидкости деметанизатора предназначен для вывода фракции С2+ с установки, а выход для газа через кипятильник колонны выделения гелиевого концентрата и пятый теплообменник соединен с верхней частью колонны предварительного концентрирования гелия. Деметанизатор снабжен выходами холодных промежуточных метановых фракций с двух тарелок и входами для возврата упомянутых фракций на те же тарелки, причем выход одной из тарелок через второй теплообменник, а выход другой тарелки через третий теплообменник соединены с входами соответствующих тарелок деметанизатора. Выход для жидкой фракции колонны предварительного концентрирования гелия по большему потоку жидкой метановой фракции среднего давления через третий дроссель соединен обратным потоком полученной после дросселирования метановой фракции низкого давления через пятый, четвертый и первый теплообменники с турбокомпрессором, выход которого предназначен для вывода метановой фракции низкого давления с установки. По меньшему потоку жидкой метановой фракции среднего давления колонна предварительного концентрирования гелия соединена с насосом, выход которого предназначен для последовательного вывода с установки обратным потоком через четвертый и первый теплообменники метановой фракции высокого давления. Выход для обогащенного гелием газа колонны предварительного концентрирования гелия через шестой, седьмой теплообменники и четвертый дроссель соединен с верхней частью колонны выделения гелиевого концентрата. Выход для газа колонны выделения гелиевого концентрата предназначен для последовательного вывода с установки обратным потоком через четвертый и первый теплообменники гелиевого концентрата, а выход для жидкой фракции соединен через пятый дроссель со вторым сепаратором, оба выхода которого объединены общим потоком отсепарированного газа и нагретой в шестом теплообменнике отсепарированной жидкости и через шестой дроссель сообщены общим потоком с седьмым теплообменником. Выход седьмого теплообменника предназначен для последовательного вывода с установки обратным потоком через четвертый и первый теплообменники метановой фракции среднего давления.The natural gas processing unit contains seven recuperative heat exchangers, a demethanizer equipped with plates and an integrated boiler, two low-temperature separators, a turboexpander unit including a turboexpander and a turbocompressor, a helium pre-concentration column with a built-in boiler, a helium concentrate separation column with a built-in six boiler, a boiler and connecting pipelines. The pipeline for supplying raw gas in a larger flow through the first heat exchanger and the boiler of the helium preconcentration column connected in series, and in a smaller flow through the second and third heat exchangers connected in series, is connected to the first separator, which is connected to the upper separator by a smaller stream of separated gas through the fourth heat exchanger and the first choke part of the demethanizer, the greater flow of the separated gas through the turboexpander is connected to the middle part of the demethanizer and through the separated liquid through the second throttle connected to the middle part of the demethanizer. The liquid outlet for the demethanizer is designed to withdraw the C 2+ fraction from the unit, and the gas outlet through the boiler of the helium concentrate separation column and the fifth heat exchanger is connected to the upper part of the helium pre-concentration column. The demethanizer is equipped with exits of cold intermediate methane fractions from two plates and inputs for returning the said fractions to the same plates, the output of one of the plates through the second heat exchanger, and the output of the other plate through the third heat exchanger connected to the inputs of the corresponding plates of the demethanizer. The output for the liquid fraction of the column for preconcentration of helium over a large flow of medium-pressure liquid methane fraction through the third choke is connected by a reverse flow obtained after throttling the low-pressure methane fraction through the fifth, fourth and first heat exchangers with a turbocharger, the output of which is designed to remove the low-pressure methane fraction from the installation . According to the smaller flow of the medium-pressure liquid methane fraction, the helium pre-concentration column is connected to a pump, the output of which is intended for serial output from the installation by reverse flow through the fourth and first high-pressure methane fraction heat exchangers. The outlet for the helium-enriched gas of the column for preconcentration of helium through the sixth, seventh heat exchangers and the fourth choke is connected to the upper part of the column for separating helium concentrate. The gas outlet of the helium concentrate recovery column is intended for sequential withdrawal from the installation by reverse flow through the fourth and first heat exchangers of helium concentrate, and the outlet for the liquid fraction is connected through a fifth choke to a second separator, both outputs of which are combined by a common stream of separated gas and separated in the sixth heat exchanger liquids and through the sixth throttle are communicated in common flow with the seventh heat exchanger. The output of the seventh heat exchanger is designed for serial output from the installation by reverse flow through the fourth and first heat exchangers of the methane fraction of medium pressure.
Реализация предложенной группы изобретений позволяет получить метановый товарный газ с тремя уровнями давления (низким, средним и высоким), который после дожатия на дожимной компрессорной станции (ДКС) (фракций низкого и среднего давления) может быть направлен в магистральный газопровод, жидкую фракцию легких углеводородов (С2+), которую можно транспортировать по продуктопроводу без дополнительной подготовки, и гелиевый концентрат. Использование в предлагаемой установке для охлаждения сырьевого газа холода обратных потоков полученных метановых фракций высокого, низкого, среднего давления и гелиевого концентрата позволяет исключить дополнительное холодильное оборудование, что обеспечивает сокращение капитальных, эксплуатационных и энергетических затрат. Кроме того, при уменьшении содержания азота в составе сырьевого газа (менее 15%) предлагаемая группа изобретений позволяет обеспечить эффективность и глубину извлечения целевых компонентов: с установки выводят 72% в качестве товарного газа, содержащего 97,9% метана.The implementation of the proposed group of inventions allows to obtain methane commercial gas with three pressure levels (low, medium and high), which, after squeezing at the booster compressor station (DCS) (low and medium pressure fractions), can be sent to the main gas pipeline, the liquid fraction of light hydrocarbons ( C 2+ ), which can be transported through the product pipeline without additional preparation, and helium concentrate. The use in the proposed installation for cooling raw gas of cold return flows of the obtained methane fractions of high, low, medium pressure and helium concentrate eliminates additional refrigeration equipment, which reduces capital, operating and energy costs. In addition, with a decrease in the nitrogen content in the feed gas (less than 15%), the proposed group of inventions allows for the efficiency and depth of extraction of the target components: 72% is removed from the plant as commercial gas containing 97.9% methane.
На чертеже представлена схема установки для осуществления предлагаемого способа переработки природного газа с извлечением фракции С2+.The drawing shows a diagram of the installation for implementing the proposed method of processing natural gas with the extraction of fractions With 2+ .
Установка содержит семь рекуперативных теплообменников: первый 1, второй 3, третий 4, четвертый 6, пятый 11, шестой 14, седьмой 15, два из которых: первый 1 и четвертый 6 выполнены многопоточными, деметанизатор 9, оснащенный тарелками и встроенным кипятильником 25, два низкотемпературных сепаратора 5 и 17, турбодетандерный агрегат, включающий турбодетандер 7 и турбокомпрессор 8, колонну предварительного концентрирования гелия 12 со встроенным кипятильником 2, колонну выделения гелиевого концентрата 16 со встроенным кипятильником 10 и дефлегматором 18, жидкостный насос 13, шесть дросселей: первый 19, второй 20, третий 21, четвертый 22, пятый 23, шестой 24 и трубопроводы (на чертеже не показаны). Первый вход первого теплообменника 1 предназначен для подачи на установку большего подпотока сырьевого газа, первый выход упомянутого теплообменника соединен через кипятильник 2 колонны предварительного концентрирования гелия 12 с первым входом первого сепаратора 5, выход по жидкости которого через второй дроссель 20 соединен с первым входом деметанизатора 9, первый выход которого предназначен для вывода с установки жидкой фракции легких углеводородов С2+. Первый вход второго теплообменника 3 предназначен для подачи на установку меньшего подпотока сырьевого газа, первый выход упомянутого теплообменника через третий теплообменник 4 соединен со вторым входом первого сепаратора 5, выход по газу которого соединен через четвертый теплообменник 6 и первый дроссель 19 со вторым входом деметанизатора 9 и параллельно соединен с входом турбодетандера 7, выход которого соединен с третьим входом деметанизатора 9, выход по газу которого соединен последовательно через кипятильник 10 колонны выделения гелиевого концентрата 16 и пятый теплообменник 11 с входом колонны предварительного концентрирования гелия 12. Деметанизатор 9 снабжен выходами для холодных промежуточных метановых фракций с двух тарелок и входами для возврата упомянутых фракций на те же тарелки, причем выход одной из тарелок через второй теплообменник 3, а выход другой тарелки через третий теплообменник 4 соединены с входами соответствующих тарелок деметанизатора 9. Выход по газу колонны предварительного концентрирования гелия 12 последовательно соединен через шестой 14, седьмой 15 теплообменники и четвертый дроссель 22 с входом колонны выделения гелиевого концентрата 16, выход для гелиевого концентрата которой через четвертый теплообменник 6 соединен со вторым входом первого теплообменника 1, второй выход которого предназначен для вывода с установки гелиевого концентрата. Выход для жидкой фракции колонны предварительного концентрирования гелия 12 соединен через насос 13 и четвертый теплообменник 6 с третьим входом первого теплообменника 1, третий выход которого предназначен для вывода с установки метановой фракции высокого давления. Кроме того, параллельно выход для жидкой фракции колонны предварительного концентрирования гелия 12 соединен через третий дроссель 21, пятый теплообменник 11 и четвертый теплообменник 6 с четвертым входом первого теплообменника 1, четвертый выход которого соединен с входом турбокомпрессора 8, выход которого предназначен для вывода товарного продукта на ДКС. Выход по жидкости колонны выделения гелиевого концентрата 16 через пятый дроссель 23 соединен с входом второго сепаратора 17, оба выхода которого объединены общим потоком отсепарированного газа и нагретой в шестом теплообменнике 14 отсепарированной жидкости и через шестой дроссель 24, седьмой теплообменник 15, четвертый теплообменник 6 соединены объединенным общим потоком с пятым входом первого теплообменника 1, пятый выход которого предназначен для вывода с установки на ДКС метановой фракции среднего давления.The installation contains seven recuperative heat exchangers: the first 1, second 3, third 4, fourth 6, fifth 11, sixth 14, seventh 15, two of which: the first 1 and fourth 6 are multi-threaded,
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Сырьевой газ, поступающий на переработку после адсорбционной очистки от СО2 и осушки с температурой 30°С, делят на два подпотока (больший и меньший), что обеспечивает последующее максимальное охлаждение сырьевого газа:The feed gas entering the processing after adsorption purification from CO 2 and drying at a temperature of 30 ° C is divided into two substreams (larger and smaller), which ensures subsequent maximum cooling of the feed gas:
- первый подпоток (больший) охлаждают в первом теплообменнике 1 до температуры минус 53,3°С за счет рекуперации холода обратных потоков метановой фракции высокого, среднего и низкого давления и потока гелиевого концентрата, затем охлаждают в кипятильнике 2 колонны предварительного концентрирования гелия 12 до температуры минус 57°С и направляют на разделение в первый низкотемпературный сепаратор 5;- the first substream (larger) is cooled in the
- второй подпоток (меньший) последовательно охлаждают во втором 3 и третьем 4 теплообменниках до температуры минус 57°С, при этом для охлаждения используют потоки холодных промежуточных фракций, отобранных с двух тарелок (с температурой минус 58°С и с температурой минус 88°С) деметанизатора 9, которые затем возвращают на соответствующие тарелки, после чего указанный поток направляют в низкотемпературный сепаратор 5.- the second substream (smaller) is successively cooled in the second 3 and third 4 heat exchangers to a temperature of minus 57 ° C, while flows of cold intermediate fractions taken from two plates (with a temperature of minus 58 ° C and a temperature of minus 88 ° C are used for cooling) )
Полученный в первом сепараторе 5 газ делят на два потока:The gas obtained in the
- первый поток (меньший) отсепарированного газа охлаждают в четвертом теплообменнике 6 до температуры минус 94°С, дросселируют (через дроссель 19) до давления 3,05 МПа, что обеспечивает охлаждение газа до температуры минус 97,5°С, и направляют на разделение в верхнюю часть деметанизатора 9;- the first stream (smaller) of the separated gas is cooled in the
- второй поток (больший) полученного в сепараторе 5 газа расширяют в турбодетандере 7, при этом давление понижают до 3,05 МПа, и с температурой минус 89,1°С направляют указанный поток в среднюю часть деметанизатора 9 на разделение.- the second stream (larger) of the gas obtained in the
Жидкую углеводородную фракцию, полученную в первом сепараторе 5, дросселируют (через дроссель 20) до давления 3,05 МПа и с температурой минус 86,8 направляют в среднюю часть деметанизатора 9, при этом давление в деметанизаторе 9 поддерживают на уровне 3,0÷3,05 МПа. Температуру нижней части деметанизатора 9 поддерживают за счет кипения кубовой жидкости кипятильника 25.The liquid hydrocarbon fraction obtained in the
Жидкую фракцию легких углеводородов С2+ из нижней части деметанизатора 9 выводят с установки.The liquid fraction of light hydrocarbons With 2+ from the bottom of the
Газ, содержащий метан и гелий, отобранный из верхней части деметанизатора 9, последовательно охлаждают в кипятильнике 10 колонны выделения гелиевого концентрата 16 до температуры минус 94,6°С и в пятом теплообменнике 11 (за счет рекуперации холода обратного потока отобранной из колонны предварительного концентрирования гелия 12 метановой фракции низкого давления) до температуры минус 99°С, после чего направляют в верхнюю часть колонны предварительного концентрирования гелия 12, при этом давление в колонне предварительного концентрирования гелия 12 поддерживают на уровне 2,9÷3,0 МПа.The gas containing methane and helium taken from the upper part of the
Отобранную из нижней части колонны предварительного концентрирования гелия 12 жидкую метановую фракцию среднего давления делят на два потока:The medium-pressure liquid methane fraction selected from the lower part of the
- первый поток (больший) метановой фракции среднего давления дросселируют (через дроссель 21) до давления 1 МПа и с температурой минус 124,8°С полученную метановую фракцию низкого давления последовательно направляют в обратный поток в пятый 11 (для охлаждения отобранного из верхней части деметанизатора 9 метано-гелиевого газа), четвертый 6 и первый 1 теплообменники для охлаждения сырьевого газа. Полученную на выходе первого 1 теплообменника с температурой 26°С метановую фракцию низкого давления компримируют с помощью турбокомпрессора 8 до давления 1,2 МПа и выводят с установки на ДКС (на чертеже не показана) с последующей подачей в магистральный газопровод;- the first stream (larger) of the medium-pressure methane fraction is throttled (through the throttle 21) to a pressure of 1 MPa and with a temperature of minus 124.8 ° С, the resulting low-pressure methane fraction is successively directed into the return stream to the fifth 11 (for cooling selected from the upper part of the
- второй поток (меньший) метановой фракции среднего давления, отобранной из колонны предварительного концентрирования гелия 12, сжимают посредством жидкостного насоса 13 до давления 7 МПа с повышением температуры до минус 90°С и полученную метановую фракцию высокого давления последовательно направляют в обратный поток в четвертый 6 и первый 1 теплообменники для охлаждения сырьевого газа, после чего метановую фракцию высокого давления выводят с установки с последующей подачей в магистральный газопровод.- the second stream (smaller) of the medium-pressure methane fraction taken from the
С верха колонны предварительного концентрирования гелия 12 отбирают обогащенный гелием газ (содержание гелия 2,62% об.) с температурой минус 98°С и давлением 3,0 МПа, последовательно охлаждают его в шестом 14, седьмом 15 теплообменниках до температуры минус 114°С и после дросселирования (через дроссель 22) до давления 2,7 МПа с температурой минус 115,2°С подают в верхнюю часть колонны выделения гелиевого концентрата 16, при этом давление в колонне выделения гелиевого концентрата 16 поддерживают на уровне 2,7 МПа, а в дефлегматоре 18 колонны 16 используют холод азота замкнутого холодильного цикла (на чертеже не показан).Helium-enriched gas (helium content of 2.62% vol.) With a temperature of minus 98 ° С and a pressure of 3.0 MPa is taken from the top of the column for preconcentration of
Гелиевый концентрат из верхней части колонны выделения гелиевого концентрата 16 с температурой минус 175°С и давлением 2,7 МПа последовательно направляют в обратный поток в четвертый 6, первый 1 теплообменники для охлаждения сырьевого газа и выводят с установки.Helium concentrate from the upper part of the helium
Из нижней части колонны выделения гелиевого концентрата 16 отбирают жидкую метановую фракцию и после дросселирования (через дроссель 23) до давления 2 МПа направляют на разделение во второй низкотемпературный сепаратор 17.A liquid methane fraction is taken from the bottom of the column for separating
Полученную в сепараторе 17 жидкую метановую фракцию нагревают в шестом теплообменнике 14 с минус 111°С до минус 108°С и объединяют с полученным во втором сепараторе 17 метановым газовым потоком. Объединенный поток после дросселирования (через дроссель 24) до 1 МПа нагревают в седьмом теплообменнике 15 с минус 125°С до минус 116°С и полученную метановую фракцию среднего давления последовательно направляют в обратный поток в четвертый 6 и первый 1 теплообменники для охлаждения сырьевого газа, после чего направляют метановую фракцию среднего давления на ДКС с последующей подачей в газопровод.The liquid methane fraction obtained in
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016118249A RU2614947C1 (en) | 2016-05-11 | 2016-05-11 | Method for natural gas processing with c2+ recovery and plant for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016118249A RU2614947C1 (en) | 2016-05-11 | 2016-05-11 | Method for natural gas processing with c2+ recovery and plant for its implementation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2614947C1 true RU2614947C1 (en) | 2017-03-31 |
Family
ID=58506916
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016118249A RU2614947C1 (en) | 2016-05-11 | 2016-05-11 | Method for natural gas processing with c2+ recovery and plant for its implementation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2614947C1 (en) |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2733711C1 (en) * | 2020-05-28 | 2020-10-06 | Андрей Владиславович Курочкин | Apparatus for separating hydrocarbons from a gas mixture |
RU2733710C1 (en) * | 2020-05-28 | 2020-10-06 | Андрей Владиславович Курочкин | Apparatus for separating hydrocarbons from a gas mixture (versions) |
CN111928574A (en) * | 2020-07-27 | 2020-11-13 | 合肥万豪能源设备有限责任公司 | Helium gas recovery system and method |
RU2736682C1 (en) * | 2020-06-05 | 2020-11-19 | Андрей Владиславович Курочкин | Natural gas preparation unit with helium extraction |
RU2739748C1 (en) * | 2020-05-28 | 2020-12-28 | Андрей Владиславович Курочкин | Apparatus for extracting helium concentrate from hydrocarbon-containing gas mixture |
RU2741460C1 (en) * | 2020-08-20 | 2021-01-26 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Пегаз Инжиниринг" | Apparatus for separating a hydrocarbon-containing gas mixture to produce helium |
RU2791229C2 (en) * | 2021-04-07 | 2023-03-06 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Пегаз Инжиниринг" | Installation for regasification of liquefied natural gas with production of liquefied hydrocarbon gases |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6053007A (en) * | 1997-07-01 | 2000-04-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for separating a multi-component gas stream containing at least one freezable component |
RU44801U1 (en) * | 2004-09-02 | 2005-03-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггазпром" (ООО "Оренбурггазпром") | INSTALLATION OF LOW-TEMPERATURE SEPARATION OF A HYDROCARBON GAS |
EP1881283A2 (en) * | 2006-07-21 | 2008-01-23 | Air Products and Chemicals, Inc. | Integrated NGL recovery in the production of liquefied natural gas |
RU2502545C1 (en) * | 2012-08-08 | 2013-12-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of natural gas processing and device to this end |
-
2016
- 2016-05-11 RU RU2016118249A patent/RU2614947C1/en active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6053007A (en) * | 1997-07-01 | 2000-04-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Process for separating a multi-component gas stream containing at least one freezable component |
RU44801U1 (en) * | 2004-09-02 | 2005-03-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггазпром" (ООО "Оренбурггазпром") | INSTALLATION OF LOW-TEMPERATURE SEPARATION OF A HYDROCARBON GAS |
EP1881283A2 (en) * | 2006-07-21 | 2008-01-23 | Air Products and Chemicals, Inc. | Integrated NGL recovery in the production of liquefied natural gas |
RU2502545C1 (en) * | 2012-08-08 | 2013-12-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of natural gas processing and device to this end |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2733711C1 (en) * | 2020-05-28 | 2020-10-06 | Андрей Владиславович Курочкин | Apparatus for separating hydrocarbons from a gas mixture |
RU2733710C1 (en) * | 2020-05-28 | 2020-10-06 | Андрей Владиславович Курочкин | Apparatus for separating hydrocarbons from a gas mixture (versions) |
RU2739748C1 (en) * | 2020-05-28 | 2020-12-28 | Андрей Владиславович Курочкин | Apparatus for extracting helium concentrate from hydrocarbon-containing gas mixture |
RU2736682C1 (en) * | 2020-06-05 | 2020-11-19 | Андрей Владиславович Курочкин | Natural gas preparation unit with helium extraction |
CN111928574A (en) * | 2020-07-27 | 2020-11-13 | 合肥万豪能源设备有限责任公司 | Helium gas recovery system and method |
RU2741460C1 (en) * | 2020-08-20 | 2021-01-26 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Пегаз Инжиниринг" | Apparatus for separating a hydrocarbon-containing gas mixture to produce helium |
RU2791229C2 (en) * | 2021-04-07 | 2023-03-06 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Пегаз Инжиниринг" | Installation for regasification of liquefied natural gas with production of liquefied hydrocarbon gases |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2614947C1 (en) | Method for natural gas processing with c2+ recovery and plant for its implementation | |
RU2502545C1 (en) | Method of natural gas processing and device to this end | |
RU2702829C2 (en) | Method of natural gas flow liquefaction and nitrogen removal therefrom and device (embodiments) for implementation thereof | |
US7856848B2 (en) | Flexible hydrocarbon gas separation process and apparatus | |
US6578379B2 (en) | Process and installation for separation of a gas mixture containing methane by distillation | |
RU2607933C2 (en) | Natural gas liquefaction plant with ethylene-independent system of extraction of heavy fractions | |
CN100588702C (en) | The method and apparatus of the cut of Sweet natural gas of production liquefiable simultaneously and natural gas liquids | |
DK174012B1 (en) | Process for densifying a hydrocarbon-rich stream | |
CN105486034B (en) | A kind of natural gas liquefaction and lighter hydrocarbons isolation integral integrated technique system and technique | |
EA013234B1 (en) | Semi-closed loop lng process | |
RU2580566C2 (en) | Method for cooling single- or multi-component stream | |
AU2014265950B2 (en) | Methods for separating hydrocarbon gases | |
RU2630202C1 (en) | Method of extracting c2+ fraction from raw gas and plant for its implementation | |
AU2023237164A1 (en) | Liquefaction system | |
RU2580453C1 (en) | Method of processing natural hydrocarbon gas | |
CN205747680U (en) | A kind of natural gas liquefaction and lighter hydrocarbons isolation integral integrated technique system | |
RU2640969C1 (en) | Method for extraction of liquefied hydrocarbon gases from natural gas of main gas pipelines and plant for its implementation | |
CN103629894A (en) | Air separation method of single-stage distillation device | |
RU2720732C1 (en) | Method and system for cooling and separating hydrocarbon flow | |
RU2736682C1 (en) | Natural gas preparation unit with helium extraction | |
RU2739748C1 (en) | Apparatus for extracting helium concentrate from hydrocarbon-containing gas mixture | |
RU44801U1 (en) | INSTALLATION OF LOW-TEMPERATURE SEPARATION OF A HYDROCARBON GAS | |
RU49609U1 (en) | INSTALLATION OF LOW-TEMPERATURE SEPARATION OF A HYDROCARBON GAS | |
CN108955085A (en) | A kind of small-sized skid-mounted type coal gas gasification system and method | |
US10006699B2 (en) | Method for denitrogenation of natural gas with or without helium recovery |