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 PDF

Info

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
Application number
RU2016118249A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Игорь Павлович Афанасьев
Денис Вячеславович Новиков
Анатолий Владимирович Мамаев
Сергей Алексеевич Сиротин
Дмитрий Петрович Копша
Мария Вячеславовна Цвирова
Андрей Анатольевич Курятников
Ирина Васильевна Гоголева
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Газпром"
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 Публичное акционерное общество "Газпром" filed Critical Публичное акционерное общество "Газпром"
Priority to RU2016118249A priority Critical patent/RU2614947C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2614947C1 publication Critical patent/RU2614947C1/en

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

FIELD: chemistry.
SUBSTANCE: method allows to extract sales gas with three pressure levels (low, medium and high), C2+ fraction and helium concentrate from natural gas by low-temperature separation, heat exchange and distillation. The plant comprises seven recuperative heat exchangers, two of which are multithreaded, a demethanizer, equipped with plates having different temperatures, and a boiler, two low-temperature separators, a turbo-expander unit, which includes an expansion turbine and a turbocharger, a column for helium pre-concentration with a built-in boiler, a column for helium concentrate extraction with a built-in boiler and a reflux condenser, a liquid pump, piping and six throttles.
EFFECT: increased efficiency of gas processing, ensuring the efficiency and depth of natural gas target components extraction in case of change of the feed gas composition supplied to the plant.
2 cl, 1 dwg

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, demethanizer 9, equipped with plates and a built-in boiler 25, two low temperature separators 5 and 17, a turboexpander unit including a turboexpander 7 and a turbocharger 8, a helium preconcentration column 12 with a built-in boiler 2, a helium concentrate separation column 16 with a built-in boiler 10 and a reflux condenser 18, g fluid pump 13, six chokes: first 19, second 20, third 21, fourth 22, fifth 23, sixth 24 and pipelines (not shown in the drawing). The first input of the first heat exchanger 1 is designed to supply a larger feed gas feed stream to the installation, the first output of the said heat exchanger is connected through the boiler 2 of the helium preconcentration column 12 to the first input of the first separator 5, the liquid output of which through the second choke 20 is connected to the first input of the demethanizer 9, the first output of which is intended for the output from the installation of the liquid fraction of light hydrocarbons With 2+ . The first input of the second heat exchanger 3 is designed to supply a smaller feed stream of feed gas to the installation, the first output of the mentioned heat exchanger through the third heat exchanger 4 is connected to the second input of the first separator 5, the gas output of which is connected through the fourth heat exchanger 6 and the first choke 19 to the second input of the demethanizer 9 and parallel connected to the inlet of the turboexpander 7, the output of which is connected to the third input of the demethanizer 9, the gas output of which is connected in series through the boiler 10 of the gel separation column of a concentrate 16 and a fifth heat exchanger 11 with an inlet of a helium preconcentration column 12. The demethanizer 9 is equipped with exits for cold intermediate methane fractions from two plates and with inlets for returning the said fractions to the same plates, with the exit of one of the plates through the second heat exchanger 3, and the output another plate through the third heat exchanger 4 is connected to the inputs of the respective plates of the demethanizer 9. The gas output of the column for preconcentration of helium 12 is connected in series through the sixth 14, seventh my 15 heat exchangers and the fourth choke 22 with the input of the helium concentrate separation column 16, the output for the helium concentrate of which is connected through the fourth heat exchanger 6 to the second inlet of the first heat exchanger 1, the second output of which is designed to lead out of the helium concentrate installation. The outlet for the liquid fraction of the helium preconcentration column 12 is connected through a pump 13 and a fourth heat exchanger 6 to a third inlet of the first heat exchanger 1, the third outlet of which is designed to withdraw high-pressure methane fraction from the installation. In addition, in parallel, the output for the liquid fraction of the helium preconcentration column 12 is connected through a third choke 21, a fifth heat exchanger 11, and a fourth heat exchanger 6 with a fourth input of the first heat exchanger 1, the fourth output of which is connected to the inlet of the turbocompressor 8, the output of which is designed to output the product to BCS. The liquid output of the helium concentrate separation column 16 through the fifth choke 23 is connected to the inlet of the second separator 17, both outputs of which are combined by a common stream of separated gas and the separated liquid heated in the sixth heat exchanger 14 and through the sixth choke 24, the seventh heat exchanger 15, and the fourth heat exchanger 6 are connected together a common stream with the fifth inlet of the first heat exchanger 1, the fifth outlet of which is intended for the output of the methane fraction of medium pressure from the installation on the BCS.

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 first heat exchanger 1 to a temperature of minus 53.3 ° C due to the recovery of the cold return flows of the methane fraction of high, medium and low pressure and the flow of helium concentrate, then cooled in a boiler 2 columns of the preliminary concentration of helium 12 to a temperature minus 57 ° C and sent for separation in the first low temperature separator 5;

- 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) ) demethanizer 9, which is then returned to the appropriate plates, after which the specified stream is sent to a low temperature separator 5.

Полученный в первом сепараторе 5 газ делят на два потока:The gas obtained in the first separator 5 is divided into two streams:

- 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 fourth heat exchanger 6 to a temperature of minus 94 ° C, throttled (through a throttle 19) to a pressure of 3.05 MPa, which ensures cooling of the gas to a temperature of minus 97.5 ° C, and sent to the separation at the top of the demethanizer 9;

- 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 separator 5 is expanded in a turboexpander 7, while the pressure is reduced to 3.05 MPa, and with a temperature of minus 89.1 ° C, the specified stream is directed to the middle part of the demethanizer 9 for separation.

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 first separator 5 is throttled (through the throttle 20) to a pressure of 3.05 MPa and with a temperature of minus 86.8 is directed to the middle part of the demethanizer 9, while the pressure in the demethanizer 9 is maintained at 3.0 ÷ 3 , 05 MPa. The temperature of the lower part of the demethanizer 9 is maintained by boiling the bottoms liquid of the boiler 25.

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 demethanizer 9 is removed from the installation.

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 demethanizer 9 is successively cooled in the boiler 10 of the column for separating helium concentrate 16 to a temperature of minus 94.6 ° С and in the fifth heat exchanger 11 (due to the recovery of the cold of the return flow taken from the column for preconcentration of helium 12 methane fraction of low pressure) to a temperature of minus 99 ° C, after which they are directed to the upper part of the column for preconcentration of helium 12, while the pressure in the column of preconcentration of g Leah 12 is maintained at 2.9 ÷ 3.0 MPa.

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 helium pre-concentration column 12 is divided into two streams:

- 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 demethanizer 9 methane-helium gas), the fourth 6 and the first 1 heat exchangers for cooling the feed gas. Obtained at the outlet of the first 1 heat exchanger with a temperature of 26 ° C, the low-pressure methane fraction is compressed using a turbocompressor 8 to a pressure of 1.2 MPa and removed from the installation on a booster compressor station (not shown in the drawing) with subsequent supply to the main gas pipeline;

- 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 helium preconcentration column 12 is compressed by means of a liquid pump 13 to a pressure of 7 MPa with increasing temperature to minus 90 ° C and the obtained high-pressure methane fraction is subsequently sent to the return stream to the fourth 6 and the first 1 heat exchangers for cooling the feed gas, after which the high-pressure methane fraction is removed from the installation with subsequent supply to the main gas pipeline.

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 helium 12, it is successively cooled in the sixth 14, seventh 15 heat exchangers to a temperature of minus 114 ° С and after throttling (via throttle 22) to a pressure of 2.7 MPa with a temperature of minus 115.2 ° C, it is fed to the upper part of the helium concentrate separation column 16, while the pressure in the helium concentrate separation column 16 is maintained at 2.7 MPa, and in the reflux condenser 18 columns 16 use the hall d closed nitrogen refrigeration cycle (not shown in the drawing).

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 concentrate separation column 16 with a temperature of minus 175 ° С and a pressure of 2.7 MPa is successively directed into the return flow to the fourth 6, first 1 heat exchangers for cooling the feed gas and withdrawn from the installation.

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 helium concentrate 16 and, after throttling (through the throttle 23) to a pressure of 2 MPa, is directed to a separation in the second low-temperature separator 17.

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 separator 17 is heated in the sixth heat exchanger 14 from minus 111 ° C to minus 108 ° C and combined with the methane gas stream obtained in the second separator 17. The combined stream after throttling (through the throttle 24) to 1 MPa is heated in the seventh heat exchanger 15 s minus 125 ° С to minus 116 ° С and the obtained medium pressure methane fraction is subsequently directed into the return flow to the fourth 6 and first 1 heat exchangers for cooling the feed gas, then send the methane fraction of medium pressure to the BCS, followed by supply to the gas pipeline.

Claims (2)

1. Способ переработки природного газа с извлечением С2+, характеризующийся тем, что поток подготовленного сырьевого газа 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, а 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, а 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.1. A method of processing natural gas with the extraction of C 2+ , characterized in that the stream of prepared feed gas is divided into two substreams, the greater of which, after two-stage cooling, is directed to low-temperature separation, while the first stage uses cooling for the return flows of the obtained methane fractions high, medium, low pressure and helium concentrate, a smaller feed gas stream is subsequently cooled, and for this, the cold taken from the demethanizer is used for cooling intermediate methane fractions, and 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 sent to a demethanizer, a larger stream of separated gas is expanded in the turboexpander and also sent to the demethanizer, after which the C 2+ liquid fraction obtained in the demethanizer is removed from the unit, and the sample taken from the demethanizer is ethanol-helium gas is subsequently cooled and sent to a helium preconcentration column, from which a medium-pressure liquid methane fraction is taken and divided into two streams, the largest of which, after throttling, is directed by a reverse flow to cool the feed gas, after which the smaller one is compressed and removed from the unit the medium-pressure methane fraction stream is compressed and after using cold the specified stream for cooling the feed gas is removed from the plant in the form of a high-pressure methane fraction and 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 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. 2. Установка для переработки природного газа по п. 1 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, при этом 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 которого 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, при этом 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 которой 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 которого предназначен для последовательного вывода с установки обратным потоком через четвертый и первый теплообменники метановой фракции среднего давления.2. The installation for processing natural gas according to claim 1 contains seven recuperative heat exchangers, a demethanizer equipped with plates and a built-in 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 a boiler, a pump, six chokes and connecting pipelines, while the feed gas supply pipe is in a larger flow through the first heat exchanger and the boiler of the helium pre-concentration column are connected in series, and through the lower flow through the second and third heat exchangers connected in series, it is connected to the first separator, which is connected to the upper part of the demethanizer via a smaller stream of separated gas through the fourth heat exchanger and the first choke, by a larger stream of separated gas through a turboexpander is connected to the middle part of the demethanizer and through the separated liquid through a second throttle n with the middle part of the demethanizer, the liquid outlet of which is intended 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 preconcentration column, while the demethanizer is equipped with cold intermediate methane outlets fractions from two plates and entrances for returning said fractions to the same plates, moreover, the exit of one of the plates through the second heat exchanger, and the output of the other plate through the third heat the exchanger is connected to the inputs of the corresponding plates of the demethanizer, the output for the liquid fraction of the column for preliminary concentration of helium over a larger flow of the liquid methane fraction of medium pressure through the third throttle is connected by the reverse flow obtained after throttling of the methane fraction of low pressure through the fifth, fourth and first heat exchangers with a turbocharger, the output of which is intended for outputting the methane fraction of low pressure from the installation, for a lower flow of liquid methane fraction of medium pressure The helium preconcentration column is connected to a pump, the outlet of which is intended for sequential withdrawal from the installation with a reverse flow through the fourth and first high-pressure methane fraction heat exchangers, the output for helium-enriched gas of the helium pre-concentration column through the sixth, seventh heat exchangers and the fourth choke is connected to the upper part helium concentrate separation columns, the gas outlet of which is intended for sequential withdrawal from the installation in reverse through the fourth and first helium concentrate heat exchangers, and the outlet for the liquid fraction is connected through the fifth choke to a second separator, both outputs of which are combined by a common stream of separated gas and the separated liquid heated in the sixth heat exchanger and communicated through the sixth choke by a common stream with a seventh heat exchanger, the output of which Designed for serial output from the installation by reverse flow through the fourth and first heat exchangers of methane fraction of medium pressure.
RU2016118249A 2016-05-11 2016-05-11 Method for natural gas processing with c2+ recovery and plant for its implementation RU2614947C1 (en)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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