RU2615092C9 - Processing method of main natural gas with low calorific value - Google Patents
Processing method of main natural gas with low calorific value Download PDFInfo
- Publication number
- RU2615092C9 RU2615092C9 RU2016110815A RU2016110815A RU2615092C9 RU 2615092 C9 RU2615092 C9 RU 2615092C9 RU 2016110815 A RU2016110815 A RU 2016110815A RU 2016110815 A RU2016110815 A RU 2016110815A RU 2615092 C9 RU2615092 C9 RU 2615092C9
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- natural gas
- methane
- main natural
- gas
- stage
- 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
- F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
Landscapes
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Description
Способ переработки магистрального природного газа может быть использован в газовой промышленности в условиях изменяющегося состава природного газа.A method of processing main natural gas can be used in the gas industry under conditions of a changing composition of natural gas.
Природный газ, состоящий, в основном, из метана, содержит в себе ряд примесей: воду, азот, сероводород, диоксид углерода, гелий, меркаптаны и легкие углеводороды, представленные этаном, пропаном, бутаном, являющихся, с одной стороны, вредными примесями, ухудшающими качество топливного газа, например теплоту сгорания, а с другой – ценным сырьем газохимической промышленности в производстве метанола, элементарной серы, сульфидов, непредельных углеводородов и, опосредованно, полимеров, спиртов, гликолей и т.д. По мере эксплуатации газовых месторождений природный газ, поступающий в магистральные трубопроводы для транспортировки на газоперерабатывающие предприятия, постепенно обогащается азотом, что существенно снижает теплотворную способность природного газа и усложняет технологию получения топливного газа, поскольку возникает необходимость удаления азота из-за его существенного избытка в природном газе энергозатратными криогенными методами, требующими конденсации метана.Natural gas, consisting mainly of methane, contains a number of impurities: water, nitrogen, hydrogen sulfide, carbon dioxide, helium, mercaptans and light hydrocarbons, represented by ethane, propane, butane, which are, on the one hand, harmful impurities that worsen the quality of fuel gas, for example, heat of combustion, and on the other hand, a valuable raw material of the gas chemical industry in the production of methanol, elemental sulfur, sulfides, unsaturated hydrocarbons and, indirectly, polymers, alcohols, glycols, etc. As gas fields are exploited, the natural gas entering the pipelines for transportation to gas processing plants is gradually enriched with nitrogen, which significantly reduces the calorific value of natural gas and complicates the technology for producing fuel gas, since there is a need to remove nitrogen due to its significant excess in natural gas energy-consuming cryogenic methods requiring methane condensation.
Известен способ переработки природного газа, включающий многоступенчатую низкотемпературную конденсацию охлажденного сжиженного газа путем его сепарации, разделения полученных газовых потоков, дросселирования, охлаждения их в турбодетандере и ректификацию с получением метановой и этановой фракций, где после сепарации газовый поток разделяют на два в объемном соотношении 1:4, из них второй – больший – поток подают на охлаждение в турбодетандер, при этом ректификацию осуществляют ступенчато в разъемном деметанизаторе, состоящем из верхней и нижней колонн, под давлением 1,58 МПа и в этановой колонне под давлением 2,96 МПа, подвод тепла в нижнюю колонну деметанизатора и этановую колонну осуществляют из трех теплообменников с использованием в качестве теплоносителя исходного природного газа (патент на изобретение RU № 2157721 С1, МПК B01D 53/00, D01D 53/75, заявлен 30.03.2000, опубликован 20.10.2000). Основными недостатками данного способа являются:A known method of processing natural gas, including multi-stage low-temperature condensation of chilled liquefied gas by its separation, separation of the obtained gas flows, throttling, cooling them in a turbine expander and rectification to obtain methane and ethane fractions, where after separation the gas stream is divided into two in a volume ratio of 1: 4, of which the second — larger — flow is fed to a turboexpander for cooling, while rectification is carried out stepwise in a detachable demethanizer, consisting of hens and lower columns, under a pressure of 1.58 MPa and in an ethane column under a pressure of 2.96 MPa, heat is supplied to the lower column of the demethanizer and ethane column from three heat exchangers using the source of natural gas as a heat carrier (patent RU No. 2157721 C1, IPC B01D 53/00, D01D 53/75, claimed March 30, 2000, published October 20, 2000). The main disadvantages of this method are:
1) ограниченное количество видов товарных продуктов, получаемых из природного газа: метановая фракция, этановая фракция и широкая фракция легких углеводородов, не позволяющее в полной мере использовать товарный потенциал природного газа;1) a limited number of types of marketable products derived from natural gas: methane fraction, ethane fraction and a wide fraction of light hydrocarbons, not allowing the full use of the commodity potential of natural gas;
2) низкое качество метановой фракции как топливного газа при наличии в ней значительного количества азота, снижающего теплотворную способность топливного газа.2) low quality of the methane fraction as fuel gas in the presence of a significant amount of nitrogen in it, which reduces the calorific value of the fuel gas.
Известен также способ переработки природного газа, заключающийся в том, что поток природного газа разделяют на две части, которые после раздельного охлаждения и частичной конденсации снова объединяют и сепарируют, отсепарированный газ разделяют на два потока, один из которых охлаждают, а другой поток обогащают азотом, после чего полученные потоки объединяют и передают на сепарирование, полученный после сепарации газ расширяют и подают в колонну обогащения азота для получения метан-азотного газа, который дросселируют, частично испаряют, сепарируют и после охлаждения повторно сепарируют, после чего большую его часть и всю жидкость направляют в колонну разделения азота и метана, а меньшую часть после охлаждения в гелиевой колонне также направляют в колонну разделения азота и метана, из которой осуществляют отбор азотногелиевого газа и азотометановой жидкости, которую охлаждают, дросселируют и вновь подают в колонну разделения азота и метана, откуда отбирают жидкий метан, который сжимают и после испарения и нагрева эжектируют в поток метана, полученный объединенный поток метана смешивают с циркуляционным метаном, последовательно охлаждают и сжимают для вывода товарного газа, часть которого отводят для получения циркуляционного метана (патент на изобретение RU № 2502545 С1, МПК F25J 3/00, C07C 7/00, B01D 53/00, заявлен 08.08.2012, опубликован 27.12.2013). Основными недостатками данного способа являются:There is also known a method of processing natural gas, which consists in the fact that the natural gas stream is divided into two parts, which, after separate cooling and partial condensation, are again combined and separated, 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 gas obtained after separation is expanded and fed to a nitrogen enrichment column to produce methane-nitrogen gas, which is throttled, partially evaporated, they are separated and, after cooling, re-separated, after which most of it and all of the liquid are sent to a nitrogen and methane separation column, and a smaller part after cooling in a helium column is also sent to a nitrogen and methane separation column, from which nitrogen-helium gas and nitrogen-methane liquid are selected, which 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 combined stream obtained methane is mixed with circulating methane, successively cooled and compressed to withdraw commercial gas, a portion of which is diverted to produce circulating methane (Patent RU No. 2502545 C1, IPC F25J 3/00,
1) чрезмерное усложнение способа в отношении формирования системы рекуперативного теплообмена, состоящей из 18 аппаратов, не считая встроенных в колонные аппараты теплообменных систем, приводящее к снижению коэффициента полезного действия рекуперативной системы в целом, по крайней мере, на 10-15% с эквивалентным увеличением капитальных затрат на создание системы теплообмена;1) excessive complication of the method in relation to the formation of a regenerative heat transfer system consisting of 18 devices, not counting the heat exchange systems built into the column devices, resulting in a reduction in the efficiency of the regenerative system as a whole by at least 10-15% with an equivalent increase in capital the cost of creating a heat exchange system;
2) отсутствие получения сжиженного топливного газа;2) the lack of liquefied fuel gas;
3) усложнение регулирования процесса в связи с тем, что перерабатываемые потоки делят на несколько раздельно обрабатываемых потоков, которые после обработки вновь соединяют и направляют в аппарат переработки суммарного потока, например поток природного газа, поступающий на вход устройства, разделяют на две части и большую часть этого потока последовательно охлаждают в теплообменниках с первого по третий (1)-(3), а меньшую часть этого потока природного газа охлаждают в четвертом теплообменнике (4) и передают в деметанизатор, однако при изменении теплового баланса хотя бы в одном из четырех теплообменников нарушится работа деметанизатора и далее всей системы в целом.3) the complexity of the process control due to the fact that the processed streams are divided into several separately processed streams, which after processing are reconnected and sent to the processing unit of the total stream, for example, the natural gas stream entering the device inlet is divided into two parts and most this stream is sequentially cooled in heat exchangers from the first to the third (1) to (3), and a smaller part of this natural gas stream is cooled in the fourth heat exchanger (4) and transferred to the demethanizer, however, when If the heat balance is affected, at least one of the four heat exchangers disrupts the operation of the demethanizer and then the entire system as a whole.
Известен способ производства продуктов из природного газа, включающий охлаждение сжатого сырьевого природного газа, содержащего гелий в количестве менее чем 0,5 об.% и метан, с получением из части природного газа сжиженной первой текучей среды, содержащей гелий и метан; снижение давления части первой текучей среды с получением первой текучей среды при пониженном давлении и разделение первой текучей среды при пониженном давлении на первый пар, содержащий гелий и метан, и первую жидкость, содержащую метан, в молярном соотношении первого пара к первой жидкости от 0,0001 до 0,04; отведение части сырого гелия из части первого пара; снижение давления части первой жидкости с получением текучей среды при пониженном давлении и разделение указанной среды с получением пара, содержащего метан, и жидкости, содержащей метан; реакцию части метана из пара, содержащего метан, с получением части синтез-газа; и отведение части продукта сжиженного природного газа из части жидкости, содержащей метан (патент на изобретение RU № 2350553 С2, МПК F25J 3/00, C01В 3/34, С01В 2/00, заявлен 11.01.2007, опубликован 27.03.2009). Основным недостатком данного способа является отсутствие отбора из исходного газа легких углеводородов: этана, пропана, бутана и т.д. вплоть до гептана (табл. 1, 2) в комплексе, покомпонентно или в виде отдельных фракций, являющихся ценным сырьем нефтехимической промышленности, поскольку сохранение этих компонентов в товарном метане является отрицательным фактором способа, приводящим к снижению теплотворной способности топлива. A known method of producing products from natural gas, comprising cooling a compressed raw natural gas containing helium in an amount of less than 0.5 vol.% And methane, to obtain a liquefied first fluid containing helium and methane from a portion of natural gas; reducing the pressure of a portion of the first fluid to obtain a first fluid under reduced pressure and separating the first fluid under reduced pressure into a first vapor containing helium and methane and a first liquid containing methane in a molar ratio of first vapor to first liquid of 0.0001 up to 0.04; abstraction of a portion of crude helium from a portion of the first steam; reducing the pressure of a portion of the first liquid to obtain a fluid under reduced pressure and separating said medium to produce steam containing methane and a liquid containing methane; the reaction of a portion of methane from steam containing methane to obtain a portion of the synthesis gas; and diversion of a portion of the liquefied natural gas product from a portion of the liquid containing methane (Patent RU No. 2350553 C2, IPC F25J 3/00, C01B 3/34, C01B 2/00, filed January 11, 2007, published March 27, 2009). The main disadvantage of this method is the lack of selection from the source gas of light hydrocarbons: ethane, propane, butane, etc. up to heptane (Tables 1, 2) in a complex, componentwise or as separate fractions, which are a valuable raw material of the petrochemical industry, since the preservation of these components in commercial methane is a negative factor of the method, leading to a decrease in the calorific value of the fuel.
Известен также способ переработки природного газа на основе процесса извлечения тяжелой и легкой фракций из богатого углеводородами сырья фракции, преимущественно природного газа. Указанный процесс включает:There is also a known method of processing natural gas based on the process of extracting heavy and light fractions from a hydrocarbon-rich feed fraction, mainly natural gas. The specified process includes:
а) частичную конденсацию указанного сырья;a) partial condensation of the specified raw materials;
б) ректификационное извлечение из сырья фракции тяжелой жидкой фракции на первой стадии разделения;b) distillation extraction of the heavy liquid fraction from the feedstock in the first separation stage;
в) частичную конденсацию полученной в результате ректификации на стадии б газовой фазы;c) partial condensation of the gas phase obtained as a result of rectification at stage b;
г) ректификационное разделение указанной газовой фазы на жидкую метановую фракцию и легкую газовую фракцию на второй стадии разделения;g) distillation separation of the specified gas phase into a liquid methane fraction and a light gas fraction in the second separation stage;
при этом первая стадия разделения функционирует при давлении, как минимум, 25 атм, давление указанной газовой фазы (10) не увеличивается прежде, чем она станет сырьем второй стадии разделения, рефлюкс второй стадии разделения получают при помощи замкнутого холодильного цикла, а хладагент, циркулирующий в указанном замкнутом холодильном цикле, испаряется при двух различных температурах для рефлюксных потоков (14) и (15) в парциальном конденсаторе и выносном конденсаторе второй стадии разделения (патент US № 2015/0052938 A1, МПК F25J 1/00, заявлен 19.08.2014, опубликован 26.02.2015). Основными недостатками данного способа являются:the first separation stage operates at a pressure of at least 25 atm, the pressure of the indicated gas phase (10) does not increase before it becomes the raw material of the second separation stage, reflux of the second separation stage is obtained using a closed refrigeration cycle, and the refrigerant circulating in the specified closed refrigeration cycle, evaporates at two different temperatures for the reflux streams (14) and (15) in the partial condenser and the remote condenser of the second separation stage (US patent No. 2015/0052938 A1, IPC F25J 1/00, claimed 08.19.2014, opu glazed on 02.26.2015). The main disadvantages of this method are:
1) получение в виде тяжелой жидкой фракции совокупности углеводородов от этана до более тяжелых углеводородов, требующее дополнительного существенного увеличения давления этого потока сверх технологической необходимости для его дальнейшей транспортировки потребителю во избежание испарения этана из жидкой фазы при снижении давления в транспортном трубопроводе из-за потерь напора;1) obtaining in the form of a heavy liquid fraction of a set of hydrocarbons from ethane to heavier hydrocarbons, requiring an additional significant increase in the pressure of this stream in excess of the technological need for its further transportation to the consumer in order to avoid evaporation of ethane from the liquid phase with a decrease in pressure in the transport pipeline due to pressure losses ;
1) неполное использование товарного потенциала природного газа, т.к. углеводороды жидкой фазы могут служить исходным сырьем для различных потребителей, в частности, входящий в состав углеводородов тяжелой жидкой фракции этан может служить сырьем для разнообразных процессов предприятий нефтехимической промышленности, например, пиролиза с получением этилена и дальнейшего синтеза полиэтилена, этанола, окиси этилена и др., тогда как пропан может использоваться для деасфальтизации гудрона на нефтеперерабатывающем заводе;1) incomplete use of the commodity potential of natural gas, because liquid phase hydrocarbons can serve as feedstock for various consumers, in particular, ethane, which is part of the heavy liquid fraction of hydrocarbons, can serve as a raw material for various processes of petrochemical industry enterprises, for example, pyrolysis to produce ethylene and further synthesis of polyethylene, ethanol, ethylene oxide, etc. while propane can be used to deasphalting tar in an oil refinery;
2) отсутствие вариативности транспорта основного конечного продукта потребителю из-за перевода получаемой жидкой метановой фракции в газовую фазу, сводящего решение задачи к трубопроводному транспорту газообразной метановой фракции.2) the lack of variation in the transport of the main final product to the consumer due to the transfer of the resulting liquid methane fraction to the gas phase, which reduces the solution to the pipeline transport of the gaseous methane fraction.
Известен также способ фракционирования природного газа, включающий адсорбционную осушку и очистку газа, последующую низкотемпературную конденсацию и ректификацию осушенного и очищенного газа с выделением этановой фракции, широкой фракции легких углеводородов, гелиевого концентрата, метановых фракций среднего и низкого давления, при этом часть осушенного и очищенного газа перед его низкотемпературной конденсацией и ректификацией отводят и смешивают с метановой фракцией низкого давления в соотношении 2,3-2,5:1, обеспечивающем теплотворную способность полученной смеси при стандартных условиях не менее 32,5 МДж/м3 (патент на изобретение RU № 2354901 С1, МПК F25J 3/00, заявлен 20.08.2007, опубликован 10.05.2009). Основными недостатками данного способа являются:There is also a known method of fractionating natural gas, including adsorption drying and gas purification, subsequent low-temperature condensation and rectification of the dried and purified gas with the separation of the ethane fraction, a broad fraction of light hydrocarbons, helium concentrate, methane fractions of medium and low pressure, while part of the dried and purified gas before its low-temperature condensation and rectification, it is diverted and mixed with a low-pressure methane fraction in a ratio of 2.3-2.5: 1, providing a calorific value the ability of the mixture obtained under standard conditions is not less than 32.5 MJ / m 3 (patent for invention RU No. 2354901 C1, IPC F25J 3/00, filed August 20, 2007, published May 10, 2009). The main disadvantages of this method are:
1) потеря неизвлекаемых из отводимой части осушенного и очищенного газа ценных компонентов: этана, широкой фракции легких углеводородов, гелиевого концентрата, из-за использования части осушенного и очищенного газа в качестве низкокалорийного компонента товарного топлива;1) loss of valuable components not recovered from the drained part of the dried and purified gas: ethane, a wide fraction of light hydrocarbons, helium concentrate, due to the use of a part of the dried and purified gas as a low-calorie component of commercial fuel;
2) отсутствие возможности получения сжиженного товарного газа;2) the lack of the possibility of obtaining liquefied commercial gas;
3) удорожание конечного топливного газа в связи с использованием части дорогостоящего осушенного и очищенного газа в качестве низкокалорийного компонента товарного топлива;3) the cost of the final fuel gas in connection with the use of part of the expensive dried and purified gas as a low-calorie component of commercial fuel;
4) заложенная в показатели качества вырабатываемого топливного газа как смеси части осушенного и очищенного газа с метановой фракцией низкого давления теплота сгорания не менее 32,5 МДж/м3, приводящая к дополнительным затратам дорогостоящей высококалорийной метановой фракции низкого давления, поскольку согласно ГОСТ 5542-2014 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Технические условия» низшая теплотворная способность топлива, определенная при температуре 20°С и давлении 101,325 кПа, должна составлять не менее 31,8 МДж/м3.4) incorporated in the quality indicators of the produced fuel gas as a mixture of a portion of the dried and purified gas with a low-pressure methane fraction, the calorific value of at least 32.5 MJ / m 3 , resulting in additional costs for the expensive high-calorie low-pressure methane fraction, since according to GOST 5542-2014 “Combustible natural gases for industrial and domestic purposes. Specifications "the lowest calorific value of the fuel, determined at a temperature of 20 ° C and a pressure of 101.325 kPa, should be at least 31.8 MJ / m 3 .
Задача, на решение которой направлено заявленное техническое изобретение, заключается в разработке энергосберегающего способа переработки магистрального природного газа с низкой теплотворной способностью и высоким содержанием азота в товарный топливный газ и широкий ассортимент товарных продуктов. The problem to which the claimed technical invention is directed is to develop an energy-saving method for processing main gas with low calorific value and high nitrogen content into commercial fuel gas and a wide range of commercial products.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе переработки магистрального природного газа с низкой теплотворной способностью с целью выработки товарных продуктов, включающем стадию цеолитной осушки и очистки исходного магистрального природного газа от примесей, стадию криогенного разделение природного газа с извлечением гелия, азота, метана, этана и широкой фракции легких углеводородов, последующие стадию очистки широкой фракции легких углеводородов от примесей и стадию извлечения товарных сжиженных углеводородных газов в виде пропана, бутана, фракции С5 и выше, исходный магистральный природный газ делят на три части: первую часть исходного магистрального природного газа отправляют на выработку для собственных нужд электроэнергии, водяного пара, теплофикационной воды и тепловой энергии, вторую часть исходного магистрального природного газа отправляют на выработку товарных продуктов через последовательные стадии цеолитной осушки и очистки исходного магистрального природного газа от примесей и криогенного разделения природного газа с извлечением гелия, метана, этана и широкой фракции легких углеводородов, последующие стадии очистки широкой фракции легких углеводородов от примесей и извлечения товарных сжиженных углеводородных газов в виде пропана, бутана, фракции С5 и выше, третью часть исходного магистрального природного газа отправляют на компаундирование с метаном, выделенным из второй части исходного магистрального природного газа на стадии криогенного разделения природного газа, при этом часть метана, выделенного из второй части исходного магистрального природного газа на стадии криогенного разделения природного газа, используют на стадии цеолитной осушки и очистки второй части исходного магистрального природного газа для регенерации и охлаждения адсорбента после регенерации, последовательно пропуская метан через детандер, слой охлаждаемого адсорбента, межтрубное пространство рекуперативного теплообменника, трубный змеевик трубчатой печи, слой регенерируемого адсорбента, трубное пространство рекуперативного теплообменника, воздушный холодильник и сепаратор, в котором газ регенерации разделяют на метановую фракцию и водометанольный конденсат, после чего метановую фракцию сжимают компрессором, размещенным на оси турбодетандерного агрегата, и отправляют на компаундирование с оставшейся частью метана, выделенного из второй части исходного магистрального природного газа на стадии криогенного разделения природного газа, а водометанольный конденсат отправляют на сжигание в трубчатую печь в качестве компонента топлива или на выделение метанола в ректификационную колонну. Данное решение позволяет подвергать глубокой осушке и очистке от примесей только вторую часть исходного магистрального природного газа, что существенно снижает энергозатраты и капитальные вложения на реализацию процесса в целом.The problem is solved due to the fact that in the method of processing natural gas with low calorific value with the aim of producing marketable products, including the stage of zeolite drying and purification of the original natural gas from impurities, the stage of cryogenic separation of natural gas with the extraction of helium, nitrogen, methane, ethane and a wide fraction of light hydrocarbons, the subsequent stage of purification of a wide fraction of light hydrocarbons from impurities and the stage of extraction of commodity liquefied hydrocarbon gases as propane, butane, fraction C 5 and above, the source trunk natural gas is divided into three parts: the first part of the original main natural gas is sent to the generation for own power needs, steam, heating water and thermal energy, the second portion of the original main natural gas sent for the development of commercial products through successive stages of zeolite drying and purification of the original main natural gas from impurities and cryogenic separation of natural gas with gel extraction I, methane, ethane and wide fraction of light hydrocarbons, the subsequent purification step wide fraction of light hydrocarbons from admixtures and retrieval of commodity liquefied hydrocarbon gases as propane, butane, fraction C 5 and above, the third part of the original main natural gas sent to compounding with methane extracted from the second part of the original main natural gas at the stage of cryogenic separation of natural gas, while part of the methane extracted from the second part of the original main natural gas stages of cryogenic separation of natural gas, used at the zeolite drying and purification stage of the second part of the original main natural gas to regenerate and cool the adsorbent after regeneration, sequentially passing methane through the expander, a layer of a cooled adsorbent, an annular space of a regenerative heat exchanger, a tube coil of a tube furnace, a layer of regenerated adsorbent , the tube space of the recuperative heat exchanger, an air cooler and a separator in which the regeneration gas is divided into the methane fraction and water-methanol condensate, after which the methane fraction is compressed by a compressor placed on the axis of the turbo-expander unit, and sent to compounding with the remaining part of methane extracted from the second part of the main natural gas at the cryogenic separation of natural gas, and the water-methanol condensate is sent to combustion a tube furnace as a fuel component or for the separation of methanol into a distillation column. This solution allows only the second part of the initial main natural gas to be deeply dried and cleaned of impurities, which significantly reduces energy costs and capital investments for the implementation of the process as a whole.
Целесообразно охлаждение газа регенерации в воздушном холодильнике обеспечивать до температуры в зимнее время в диапазоне 5-15°С и в летнее время в диапазоне 15-45°С, что позволит наиболее полно использовать охлаждающий потенциал атмосферного воздуха, обеспечивая, соответственно, более и менее глубокое обезвоживание метановой фракции, образующейся из части метана, выделенного из второй части исходного магистрального природного газа на стадии криогенного разделения природного газа, используемой на стадии цеолитной осушки и очистки исходного магистрального природного газа для регенерации и охлаждения адсорбента и направляемой далее на смешение, и оставшейся части метана, выделенного из второй части исходного магистрального природного газа на стадии криогенного разделения природного газа. При этом транспортируемый далее как результат данного смешения топливный газ будет иметь в зимнее время более низкую точку росы, чем в летнее время, что благоприятно отразится на условиях транспортировки газа. It is advisable to cool the regeneration gas in an air cooler to a temperature in wintertime in the range of 5-15 ° C and in summertime in the range of 15-45 ° C, which will make it possible to use the cooling potential of atmospheric air to the fullest, providing, respectively, more and less deep dehydration of the methane fraction formed from the part of methane extracted from the second part of the original main natural gas at the cryogenic separation of natural gas used at the zeolite drying and purification stage main natural gas for regeneration and cooling of the adsorbent and then sent to mixing, and the remaining part of methane extracted from the second part of the original main natural gas at the cryogenic separation of natural gas. Moreover, the fuel gas transported further as a result of this mixing will have a lower dew point in winter than in summer, which will favorably affect gas transportation conditions.
На стадии цеолитной осушки и очистки второй части исходного магистрального природного газа от примесей для регенерации и охлаждения адсорбента после регенерации используют метан в количестве 6-12 % от объёма второй части магистрального природного газа, что зависит от следующих факторов: At the stage of zeolite drying and purification of the second part of the original main natural gas from impurities, methane in the amount of 6-12% of the volume of the second part of the main natural gas is used for regeneration and cooling of the adsorbent after regeneration, which depends on the following factors:
доли второй части исходного магистрального природного газа от общего объема исходного магистрального природного газа, поскольку повышение этой доли приводит к увеличению загружаемого адсорбента в адсорберы с опосредованным увеличением капитальных и эксплуатационных затрат на цеолитную осушку и очистку исходного магистрального природного газа от примесей и возрастанию расхода метана на регенерацию и охлаждение адсорбента;the share of the second part of the original main natural gas from the total volume of the original main natural gas, since an increase in this fraction leads to an increase in the loaded adsorbent in the adsorbers with an indirect increase in capital and operating costs for zeolite drying and purification of the original main natural gas from impurities and an increase in methane consumption for regeneration and cooling the adsorbent;
температурного режима регенерации адсорбента, поскольку в процессе эксплуатации происходит постепенная дезактивация адсорбента, вызывающая необходимость увеличения температуры и расхода десорбирующего агента – метана. temperature regime of regeneration of the adsorbent, since during the operation there is a gradual deactivation of the adsorbent, causing the need to increase the temperature and flow rate of the desorbing agent - methane.
Целесообразно, чтобы при компаундировании соотношение третьей части магистрального природного газа с метаном, выделенным из второй части магистрального природного газа на стадии криогенного разделения природного газа, определялось по низшей теплотворной способности получаемого товарного метана не менее 31,8 МДж/м3, что позволяет вырабатывать стандартный топливный газ для промышленных и бытовых нужд по ГОСТ 5542-2014, кроме того, при такой теплотворной способности появляется возможность получения топливного газа для двигателей внутреннего сгорания по ГОСТ 27577-2000 после дополнительного компримирования.It is advisable that, when compounding, the ratio of the third part of the main natural gas to methane extracted from the second part of the main natural gas at the cryogenic separation of natural gas is determined by the lower calorific value of the produced commercial methane of at least 31.8 MJ / m 3 , which makes it possible to produce a standard fuel gas for industrial and domestic needs according to GOST 5542-2014, in addition, with such a calorific value, it becomes possible to obtain fuel gas for internal engines combustion of GOST 27577-2000 after additional compression.
Целесообразно также часть метана, выделенного из второй части исходного магистрального природного газа на стадии криогенного разделения природного газа, использовать на стадии цеолитной осушки и очистки второй части исходного магистрального природного газа для регенерации адсорбента, пропуская метан последовательно через турбодетандерный агрегат, слой регенерируемого адсорбента и компрессор, что в летнее время позволяет реализовать экономичную не требующую дополнительного подвода теплоты регенерацию адсорбента, поскольку десорбированная влага, поступающая далее в товарный метан, не приводит к образованию кристаллогидратов.It is also advisable to use part of the methane extracted from the second part of the original main natural gas at the cryogenic separation of natural gas at the stage of zeolite drying and purification of the second part of the original main natural gas to regenerate the adsorbent, passing methane sequentially through a turboexpander unit, a layer of regenerated adsorbent and a compressor, which in the summer allows you to implement an economical adsorbent regeneration that does not require additional heat input, since desorb sirovannaya moisture, which goes further into commercial methane, does not lead to the formation of crystalline hydrates.
Заявляемый способ переработки магистрального природного газа с низкой теплотворной способностью может быть реализован по следующим схемам установок, представленным на фигурах 1 и 2, различающихся оформлением стадии цеолитной осушки и очистки второй части исходного магистрального природного газа от примесей во время периодов регенерации и охлаждения адсорбента.The inventive method of processing main natural gas with low calorific value can be implemented according to the following plant diagrams, shown in figures 1 and 2, differing in the design stage of zeolite drying and purification of the second part of the original main natural gas from impurities during periods of regeneration and cooling of the adsorbent.
101 – адсорбер периода цеолитной осушки и очистки исходного магистрального природного газа от примесей;101 — adsorber of the period of zeolite drying and purification of the source main natural gas from impurities;
102 – адсорбер периода регенерации адсорбента;102 - adsorber regeneration period of the adsorbent;
103 – адсорбер периода охлаждения адсорбента;103 - adsorber cooling period of the adsorbent;
104 – блок криогенного разделения природного газа;104 - block cryogenic separation of natural gas;
105, 106, 107, 115 – компрессор;105, 106, 107, 115 - compressor;
108 – блок очистки ШФЛУ от примесей;108 - block purification BFL from impurities;
109 – блок газофракционирования;109 - gas fractionation unit;
110 – турбодетандерный агрегат;110 - turboexpander unit;
111 – рекуперативный теплообменник;111 - recuperative heat exchanger;
112 – трубчатая печь;112 - tube furnace;
113 – воздушный холодильник;113 - air cooler;
114 – сепаратор;114 - separator;
1-35 – трубопроводы.1-35 - pipelines.
На фигуре 1 приведена схема установки, реализуемая в зимнее время переработки магистрального природного газа, когда наличие влаги в товарном метане приводит к опасности образования кристаллогидратов во время транспортировки.The figure 1 shows the installation diagram, implemented in the winter processing of the main natural gas, when the presence of moisture in commercial methane leads to the danger of the formation of crystalline hydrates during transportation.
Исходный магистральный природный газ поступает на переработку по трубопроводу 1 и делится на три части. The original main natural gas is supplied for processing through pipeline 1 and is divided into three parts.
Первую часть исходного магистрального природного газа по трубопроводу 2 отправляют на выработку для собственных нужд электроэнергии, водяного пара, теплофикационной воды и тепловой энергии.The first part of the source natural gas through pipeline 2 is sent to generate electricity, water vapor, heating water and thermal energy for their own needs.
Вторую часть исходного магистрального природного газа отправляют по трубопроводу 3 в верхнюю часть адсорбера периода цеолитной осушки и очистки исходного магистрального природного газа от примесей 101. Далее сухой газ с низа адсорбера периода цеолитной осушки и очистки исходного магистрального природного газа от примесей 101 по трубопроводу 5 направляют в блок криогенного разделения природного газа 104, где извлекают гелий, азот, метан, этан и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ). The second part of the source natural gas is sent via pipeline 3 to the upper part of the adsorber of the zeolite drying period and purifying the source of
Метан, выделенный из второй части исходного магистрального природного газа на блоке криогенного разделения природного газа 104, выводят по трубопроводу 6, разделяют между двумя трубопроводами 8 и 10 для отправки на компрессора 105 и 106, соответственно, после чего потоки сжатого газа по соответствующим трубопроводам 9 и 11 объединяют и направляют в виде товарного продукта потребителям по трубопроводу 12. Methane extracted from the second part of the original main natural gas at the cryogenic separation unit of
Часть метана, выделенного из второй части исходного магистрального природного газа на блоке криогенного разделения природного газа 104, поступает сначала по трубопроводу 7 в расширительную часть турбодетандерного агрегата 110 и далее по трубопроводу 22 в верхнюю часть адсорбера периода охлаждения адсорбента 103 для охлаждения адсорбента после регенерации. Нагретый газовый поток, пройдя слой охлаждаемого адсорбента, с низа адсорбера периода охлаждения адсорбента 103 отправляется для дальнейшего повышения температуры по трубопроводу 23 в межтрубное пространство рекуперативного теплообменника 111 и по трубопроводу 24 в трубный змеевик трубчатой печи 112, откуда по трубопроводу 25 пропускается через слой регенерируемого адсорбента в адсорбере периода регенерации адсорбента 102 и выводится для снижения температуры по трубопроводу 26 в трубное пространство рекуперативного теплообменника 111, а далее по трубопроводу 27 в воздушный холодильник 113. Охлажденный насыщенный примесями газовый поток после воздушного холодильника 113 по трубопроводу 28 поступает на разделение в сепаратор 114. Метановая фракция с верха сепаратора 114 по трубопроводу 29 сжимается компрессором 115 и по трубопроводу 30 отправляется на компаундирование с частью потока метана трубопровода 6 для дальнейшего совместного сжатия по трубопроводу 10 в компрессоре 106. Водометанольный конденсат с низа сепаратора 114 в качестве компонента топлива по трубопроводу 31 вместе с топливным газом по трубопроводу 32 поступает на сжигание в трубчатую печь 112.A part of the methane extracted from the second part of the original main natural gas at the cryogenic separation unit of
Гелий, азот и этан, выделенные из второй части исходного магистрального природного газа на блоке криогенного разделения природного газа 104, в качестве товарного продукта направляются потребителям по трубопроводам 13, 14 и 15 соответственно.Helium, nitrogen, and ethane, extracted from the second part of the initial main natural gas at the cryogenic separation unit of
ШФЛУ, состоящая преимущественно из пропана и более тяжелых углеводородов, направляется по трубопроводу 16 в блок очистки ШФЛУ от примесей 108. Извлеченные на блоке очистки ШФЛУ от примесей 108 примеси утилизируют по трубопроводу 17. Очищенная ШФЛУ по трубопроводу 18 с блока очистки ШФЛУ от примесей 108 поступает в блок газофракционирования 109, где разделяется на пропановую, бутановую и пентан-гексановую фракции, охлаждаемые и выводимые с блока 109 по трубопроводам 19, 20 и 21 соответственно. BFLR, consisting mainly of propane and heavier hydrocarbons, is sent via
Третью часть исходного магистрального природного газа по трубопроводу 4 отправляют на компаундирование с метаном, выделенным из второй части исходного магистрального природного газа на блоке криогенного разделения природного газа 104, в трубопровод 8 для дальнейшего сжатия в компрессоре 105.The third part of the original main natural gas through pipeline 4 is sent for compounding with methane extracted from the second part of the original main natural gas at the cryogenic separation unit of
На фигуре 2 приведена схема установки, реализуемая в летнее время переработки магистрального природного газа, когда наличие влаги в товарном метане не приводит к опасности образования кристаллогидратов во время транспортировки. Функционирование установки осуществляется аналогично описанному выше способу, реализуемому по схеме, представленной на фигуре 1. The figure 2 shows the installation diagram, implemented in the summer of processing main gas, when the presence of moisture in commercial methane does not lead to the risk of the formation of crystalline hydrates during transportation. The operation of the installation is carried out similarly to the method described above, implemented according to the scheme shown in figure 1.
Отличие заключается лишь в том, что часть выделенного на блоке 104 метана по трубопроводу 7 поступает сначала в расширительную часть турбодетандерного агрегата 110 и далее по трубопроводу 33 в нижнюю часть адсорбера периода регенерации адсорбента 102 для регенерации адсорбента, обеспечиваемой при сохранении температуры адсорбции за счет снижения давления, что смещает фазовое равновесие в аппарате в сторону десорбции адсорбированных ранее примесей: паров воды и метанола. Насыщенный примесями метан с верха адсорбера периода регенерации адсорбента 102 по трубопроводу 34 отправляется для сжатия на компрессор 107, откуда сжатый насыщенный примесями метан по трубопроводу 35 выводится на смешение с потоком метана трубопровода 6 для совместного сжатия в компрессоре 106 по трубопроводу 10.The only difference is that part of the methane released on
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016110815A RU2615092C9 (en) | 2016-03-24 | 2016-03-24 | Processing method of main natural gas with low calorific value |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016110815A RU2615092C9 (en) | 2016-03-24 | 2016-03-24 | Processing method of main natural gas with low calorific value |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2615092C1 RU2615092C1 (en) | 2017-04-03 |
| RU2615092C9 true RU2615092C9 (en) | 2017-07-18 |
Family
ID=58507219
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016110815A RU2615092C9 (en) | 2016-03-24 | 2016-03-24 | Processing method of main natural gas with low calorific value |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2615092C9 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2751635C1 (en) * | 2020-12-17 | 2021-07-15 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method for purifying natural gas from impurities |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2750864C2 (en) * | 2019-01-09 | 2021-07-05 | Андрей Владиславович Курочкин | Installation for reducing natural gas to produce gas-engine fuels (options) |
| RU2757207C2 (en) * | 2019-01-09 | 2021-10-12 | Андрей Владиславович Курочкин | Unit for natural gas reduction with the production of gas-powered fuels (options) |
| CN111692837A (en) * | 2020-06-28 | 2020-09-22 | 北京中科富海低温科技有限公司 | System for utilize LNG apparatus for producing coproduction helium |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4312652A (en) * | 1978-10-09 | 1982-01-26 | Linde Aktiengesellschaft | Separation system |
| US20050000245A1 (en) * | 2001-10-31 | 2005-01-06 | Henri Paradowski | Method and installation for separating a gas containing methane and ethane with two columns operating at two different pressures |
| RU2350553C2 (en) * | 2006-01-11 | 2009-03-27 | Эр Продактс Энд Кемикалз, Инк. | Method and device for natural gas products, containing helium and liquefied natural gas |
| RU2354901C1 (en) * | 2007-08-20 | 2009-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Оренбург" (ООО "Газпром добыча Оренбург") | Method for fractionating of natural gas |
-
2016
- 2016-03-24 RU RU2016110815A patent/RU2615092C9/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4312652A (en) * | 1978-10-09 | 1982-01-26 | Linde Aktiengesellschaft | Separation system |
| US20050000245A1 (en) * | 2001-10-31 | 2005-01-06 | Henri Paradowski | Method and installation for separating a gas containing methane and ethane with two columns operating at two different pressures |
| RU2350553C2 (en) * | 2006-01-11 | 2009-03-27 | Эр Продактс Энд Кемикалз, Инк. | Method and device for natural gas products, containing helium and liquefied natural gas |
| RU2354901C1 (en) * | 2007-08-20 | 2009-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Оренбург" (ООО "Газпром добыча Оренбург") | Method for fractionating of natural gas |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2751635C1 (en) * | 2020-12-17 | 2021-07-15 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method for purifying natural gas from impurities |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2615092C1 (en) | 2017-04-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| KR101370783B1 (en) | Carbon dioxide purification method | |
| US9945608B2 (en) | Natural gas processing plant | |
| RU2597081C2 (en) | Method for complex extraction of valuable admixtures from natural helium-containing hydrocarbon gas with high nitrogen content | |
| RU2615092C9 (en) | Processing method of main natural gas with low calorific value | |
| US11814287B2 (en) | Method of producing a hydrogen-enriched product and recovering CO2 in a hydrogen production process unit | |
| EP2880134B1 (en) | Heavy hydrocarbon removal from a natural gas stream | |
| US12116543B2 (en) | Separation of sulfurous materials | |
| EP4313855A1 (en) | Method of recovering a hydrogen-enriched product and co2 in a hydrogen production unit | |
| CN114459204B (en) | System and method for low-temperature trapping, purifying, liquefying and separating of carbon dioxide tail gas in coal chemical industry | |
| MX2015003390A (en) | Process for optimizing removal of condensable components from a fluid. | |
| CN217661593U (en) | Device for purifying and recovering carbon dioxide by low-temperature rectification | |
| CN114440551B (en) | Device and method for recycling mixed hydrocarbon of associated gas of oil field rich in nitrogen and liquefying dry gas at low temperature | |
| KR101680922B1 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
| US10760006B2 (en) | Methods and systems to separate hydrocarbon mixtures such as natural gas into light and heavy components | |
| RU2576428C1 (en) | Method for complex processing of natural hydrocarbon gas with high nitrogen content | |
| RU213282U1 (en) | Hydrocarbon gas topping plant | |
| US20240318907A1 (en) | Integrated refrigeration system of a liquefied natural gas production plant comprising a carbon capture unit | |
| SU1249278A1 (en) | Method of separating hydrocarbon mixtures | |
| Bulkatov | Low-temperature condensation technology in fractionating oil-associated gas |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TH4A | Reissue of patent specification | ||
| HE4A | Notice of change of address of a patent owner |
Effective date: 20190704 |