RU2635946C1 - Plant for processing natural gas - Google Patents

Plant for processing natural gas Download PDF

Info

Publication number
RU2635946C1
RU2635946C1 RU2016118495A RU2016118495A RU2635946C1 RU 2635946 C1 RU2635946 C1 RU 2635946C1 RU 2016118495 A RU2016118495 A RU 2016118495A RU 2016118495 A RU2016118495 A RU 2016118495A RU 2635946 C1 RU2635946 C1 RU 2635946C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
phase
separator
pipe
pipeline
Prior art date
Application number
RU2016118495A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Владимир Александрович Истомин
Андрей Васильевич Прокопов
Дмитрий Михайлович Федулов
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ"
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 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ"
Priority to RU2016118495A priority Critical patent/RU2635946C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2635946C1 publication Critical patent/RU2635946C1/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

Landscapes

  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: natural gas processing plant contains an absorber, a first, a second and a third separators, a first, a second, a third and a fourth heat exchangers, a first, a second and a third three-phase separators, each of which are connected to a water-methanol phase discharge pipeline, a device for air cooling of primary separation gas, a methanol feed unit, a gas cooler, a fractionating column, a furnace with heat-exchanging surface and collecting vessel of degassing having first outlet connected to pipeline for withdrawal of commercial liquid hydrocarbon product. Liquid hydrocarbon product obtained from liquid hydrocarbon phase withdrawn from the first separator is used as absorbent in the absorber. The absorbent is obtained by sequentially separating the gas in the first three-phase separator, the second three-phase separator, the third three-phase separator and fractioning in the fractioning column. The gas from the absorber passes through the fourth and the first heat exchangers and enters the product gas discharge pipeline.
EFFECT: improvement of natural gas processing quality.
3 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано на газоконденсатных месторождениях, расположенных в зоне многолетнемерзлых грунтов, для подготовки природного газа и извлечения нестабильного углеводородного конденсата из пластового газа.The invention relates to the gas industry and can be used in gas condensate fields located in the permafrost zone for the preparation of natural gas and extraction of unstable hydrocarbon condensate from reservoir gas.

Наиболее близким аналогом заявленного ИЗ является установка подготовки природного газа, содержащая абсорбер, первый, второй и третий сепараторы, первый, второй и третий теплообменники, первый, второй и третий трехфазные разделители, к каждому из которых подключен трубопровод отвода водометанольной фазы, холодопроизводящий агрегат и узел подачи метанола (см. RU 2283690, B01D 53/00, B01D 19/00, F25J 3/00, опубл. 20.06.2006).The closest analogue of the claimed IZ is a natural gas preparation unit containing an absorber, first, second and third separators, first, second and third heat exchangers, first, second and third three-phase separators, each of which is connected to a water-methanol phase outlet pipe, a cooling unit and a unit methanol supply (see RU 2283690, B01D 53/00, B01D 19/00, F25J 3/00, publ. 06/20/2006).

Недостатком указанного выше технического решения является низкая эффективность установки подготовки природного газа, связанная с высокими потерями метанола при получении товарного газа и с высоким содержанием углеводородов С5+ в товарном газе.The disadvantage of the above technical solution is the low efficiency of the natural gas preparation unit, associated with high methanol losses in the production of commercial gas and with a high content of C 5+ hydrocarbons in the commercial gas.

Техническим результатом заявленной установки подготовки природного газа является повышение качества подготовки природного газа за счет снижения содержания углеводородов С5+ в товарном газе и снижения потерь метанола в составе товарного газа.The technical result of the claimed installation for the preparation of natural gas is to improve the quality of the preparation of natural gas by reducing the content of C 5+ hydrocarbons in commercial gas and reducing methanol losses in the composition of commercial gas.

Технический результат достигается тем, что установка подготовки природного газа содержит абсорбер, первый, второй и третий сепараторы, первый, второй, третий и четвертый теплообменники, первый, второй и третий трехфазные разделители, к каждому из которых подключен трубопровод отвода водометанольной фазы, аппарат воздушного охлаждения газа первичной сепарации, узел подачи метанола, охладитель газа, ректификационную колонну, печь с теплообменной поверхностью и сборную емкость дегазации, имеющую первый выход, подключенный к трубопроводу отвода товарного жидкого углеводородного продукта, второй выход, подключенный к трубопроводу отвода метан-этановой фракции в трубопровод подачи охлаждаемой среды в четвертый теплообменник, первый вход, подключенный к трубопроводу отвода жидких углеводородов из второго сепаратора, второй вход, подключенный к трубопроводу подачи жидких углеводородов из трубопровода отвода жидкой углеводородной фазы первого трехфазного разделителя, третий вход, к которому подключен трубопровод отвода жидких углеводородов из абсорбера, и четвертый вход, к которому подключен сборный газовый трубопровод, собирающий газовую углеводородную фазу из второго трехфазного разделителя, из третьего трехфазного разделителя и газ из третьего сепаратора, при этом к первому сепаратору подключен трубопровод подвода сырого газа, трубопровод отвода жидких углеводородов, соединенный с входом первого трехфазного разделителя, и трубопровод отвода газа, который после установленного на нем узла подачи метанола соединен по ходу газа с газовым каналом аппарата воздушного охлаждения, каналом охлаждаемой среды первого теплообменника и входом второго сепаратора, первый теплообменник имеет вход охлаждающей среды, сообщенный с выходом охлаждающей среды четвертого теплообменника, и выход охлаждающей среды, сообщенный с входом охлаждаемой среды четвертого теплообменника, причем вход охлаждающей среды четвертого теплообменника соединен с трубопроводом отвода газа из абсорбера, а выход охлаждаемой среды четвертого теплообменника соединен с трубопроводом отвода товарного газа потребителю, второй сепаратор имеет выход газа, соединенный с трубопроводом подачи газа в охладитель газа, выход которого соединен с трубопроводом подачи газа в абсорбер, первый трехфазный разделитель снабжен трубопроводом отвода жидкой углеводородной фазы, трубопроводом отвода газовой углеводородной фазы, выходной конец которого подключен к трубопроводу подачи газа в абсорбер, второй трехфазный разделитель снабжен входом, соединенным с трубопроводом отвода жидкой углеводородной фазы из первого трехфазного разделителя и трубопроводом отвода газовой углеводородной фазы, второй теплообменник имеет вход нагреваемой среды, соединенный с трубопроводом отвода жидкой углеводородной фазы из второго трехфазного разделителя, при этом третий трехфазный разделитель имеет вход, сообщенный с выходом нагреваемой среды второго теплообменника, и снабжен трубопроводом отвода газовой углеводородной фазы и трубопроводом отвода жидкой углеводородной фазы, ректификационная колонна имеет расположенные последовательно сверху вниз первый выход, соединенный с трубопроводом отвода газа-дистиллята в третий сепаратор, первый вход, соединенный с трубопроводом отвода жидких углеводородов из третьего сепаратора, второй вход, соединенный с трубопроводом отвода жидкой углеводородной фазы из третьего трехфазного разделителя, второй выход, соединенный с входом теплообменной поверхности печи, третий вход, расположенный в кубовой части и соединенный с выходом теплообменной поверхности печи, и выход кубовой жидкости, сообщенный с входом греющей среды второго теплообменника, причем третий теплообменник имеет вход греющей среды, сообщенный с трубопроводом отвода греющей среды из второго теплообменника, выход греющей среды, соединенный с входом абсорбера, предназначенным для подачи абсорбента, вход нагреваемой среды, соединенный с трубопроводом отвода части отработанного абсорбента из абсорбера, и выход нагреваемой среды, сообщенный с трубопроводом отвода жидкой углеводородной фазы из первого трехфазного разделителя.The technical result is achieved by the fact that the natural gas treatment plant contains an absorber, first, second and third separators, first, second, third and fourth heat exchangers, first, second and third three-phase separators, each of which is connected to a water-methanol phase exhaust pipe, an air cooling apparatus primary separation gas, methanol supply unit, gas cooler, distillation column, furnace with heat exchange surface, and a degassing collection tank having a first outlet connected to the pipeline of liquid hydrocarbon product outlet, a second outlet connected to a methane-ethane fraction outlet pipeline to a cooled medium supply pipe to a fourth heat exchanger, a first inlet connected to a liquid hydrocarbon discharge pipeline from a second separator, a second inlet connected to a liquid hydrocarbon supply pipeline from the pipeline the removal of the liquid hydrocarbon phase of the first three-phase separator, the third inlet to which is connected the pipeline for the removal of liquid hydrocarbons from the absorber, and the fourth input d, to which a combined gas pipeline is connected, collecting the gas hydrocarbon phase from the second three-phase separator, from the third three-phase separator and gas from the third separator, while the raw gas supply pipe, the liquid hydrocarbon discharge pipe connected to the input of the first three-phase separator are connected to the first separator and a gas exhaust pipe, which, after the methanol supply unit is installed on it, is connected along the gas to the gas channel of the air-cooling apparatus, the channel to be cooled the first heat exchanger and the inlet of the second separator, the first heat exchanger has an inlet of a cooling medium in communication with the outlet of the cooling medium of the fourth heat exchanger, and an outlet of the cooling medium in communication with the inlet of the cooling medium of the fourth heat exchanger, the inlet of the cooling medium of the fourth heat exchanger connected to the gas exhaust pipe from the absorber, and the outlet of the cooled medium of the fourth heat exchanger is connected to the consumer gas outlet pipe, the second separator has a gas outlet connected to the gas supply line to the gas cooler, the outlet of which is connected to the gas supply line to the absorber, the first three-phase separator is equipped with a liquid hydrocarbon phase outlet pipe, the gas hydrocarbon phase discharge pipe, the outlet end of which is connected to the gas supply line to the absorber, the second three-phase separator is provided with an input, connected to a pipeline for discharging a liquid hydrocarbon phase from a first three-phase separator and a pipeline for discharging a gas hydrocarbon phase, a second heat exchanger and there is an input of a heated medium connected to the pipeline for removing the liquid hydrocarbon phase from the second three-phase separator, while the third three-phase separator has an input in communication with the output of the heated medium of the second heat exchanger, and is equipped with a pipe for removing the gas hydrocarbon phase and a pipe for removing the liquid hydrocarbon phase, the distillation column has arranged sequentially from top to bottom, the first outlet connected to the distillate gas discharge pipe to the third separator, the first inlet connected to by a liquid hydrocarbon removal pipeline from a third separator, a second inlet connected to a liquid hydrocarbon phase discharge pipeline from a third three-phase separator, a second outlet connected to an input of a heat exchange surface of a furnace, a third input located in a still part and connected to an output of a heat exchange surface of a furnace, and an output bottoms fluid in communication with the inlet of the heating medium of the second heat exchanger, the third heat exchanger having an inlet of the heating medium in communication with the pipeline for removing the heating medium from the second a heat exchanger, the heating medium outlet coupled to the inlet of the absorber for feeding absorbent heated medium inlet connected to a conduit diverting a portion of the spent absorbent from the absorber, and a heated medium outlet, communicating with the conduit carrying the liquid hydrocarbon phase from the first phase separator.

Охладитель газа может быть выполнен в виде турбодетандера, а на трубопроводе подачи охлаждаемой среды в четвертый теплообменник последовательно по ходу газа могут быть установлены компрессор, расположенный на одном валу с турбодетандером, и аппарат воздушного охлаждения компримированного газа.The gas cooler can be made in the form of a turbo-expander, and a compressor located on the same shaft as the turbo-expander and an air-cooled compressed gas cooling apparatus can be installed in series with the gas in the fourth heat exchanger in the pipeline for cooling the medium to be cooled.

На трубопроводе отвода товарного жидкого углеводородного продукта из сборной емкости дегазации может быть установлен блок подготовки жидкого углеводородного продукта, включающий в себя устройство для нагрева жидкого углеводородного продукта и устройство для дегазации жидкого продукта.A unit for preparing a liquid hydrocarbon product may be installed on the pipeline for discharging a marketable liquid hydrocarbon product from a preassembled degassing tank, including a device for heating a liquid hydrocarbon product and a device for degassing a liquid product.

В заявленной установке в качестве абсорбента используется жидкий углеводородный продукт, полученный из жидкой углеводородной фазы, отводимой из первого сепаратора. Получение абсорбента происходит путем последовательного отделения газа в первом трехфазном разделителе, втором трехфазном разделителе, третьем трехфазном разделителе и ректификации в ректификационной колонне. Полученный таким образом поток жидких углеводородов используется в качестве абсорбента и представляет собой углеводородную фракцию с температурой начала кипения 165…175°С и с содержанием в нем компонентов С1-С9 не более 10% от общей массы абсорбента.In the inventive installation, the liquid hydrocarbon product obtained from the liquid hydrocarbon phase discharged from the first separator is used as an absorbent. Absorbent is obtained by sequentially separating gas in a first three-phase separator, a second three-phase separator, a third three-phase separator and distillation in a distillation column. The liquid hydrocarbon stream thus obtained is used as an absorbent and represents a hydrocarbon fraction with a boiling point of 165 ... 175 ° C and with a content of C 1 -C 9 components in it of not more than 10% of the total absorbent mass.

Таким образом, в заявленной установке поток жидких углеводородов, используемый в качестве абсорбента, получается из жидких углеводородов, выделенных из сырого газа, поступающего в установку, что позволяет снизить содержание в товарном газе углеводородов С5+ на 60-85%.Thus, in the inventive installation, the liquid hydrocarbon stream used as an absorbent is obtained from liquid hydrocarbons extracted from the raw gas entering the installation, which reduces the content of C 5+ hydrocarbons in the commercial gas by 60-85%.

Эффективное извлечение углеводородов C5+ из товарного газа упомянутым абсорбентом позволяет получить товарный газ, имеющий низкое значение точки росы по углеводородам (углеводородному конденсату) и по водной (неуглеводородной) фазе.Efficient extraction of C 5+ hydrocarbons from commercial gas by the said absorbent allows to obtain commercial gas having a low dew point value for hydrocarbons (hydrocarbon condensate) and for the aqueous (non-hydrocarbon) phase.

Кроме того, при применении упомянутого абсорбента снизятся потери метанола в составе товарного газа примерно на 20…30% за счет растворения метанола в абсорбенте.In addition, when using the mentioned absorbent, methanol losses in the composition of the commercial gas will decrease by about 20 ... 30% due to the dissolution of methanol in the absorbent.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется чертежами.The essence of the invention is illustrated by drawings.

На фиг. 1 показана схема установки подготовки природного газа.In FIG. 1 shows a diagram of a natural gas treatment plant.

На фиг. 2 показана схема установки подготовки природного газа с охладителем в виде в виде турбодетандера.In FIG. 2 shows a diagram of a natural gas treatment plant with a cooler in the form of a turboexpander.

Установка подготовки природного газа содержит следующие элементы: первый сепаратор 1, узел подачи метанола 2, аппарат воздушного охлаждения 3 газа первичной сепарации, первый теплообменник 4, второй сепаратор 5, охладитель газа 6, абсорбер 7, четвертый теплообменник 8, первый трехфазный разделитель 9, редуцирующий вентиль 10, второй трехфазный разделитель 11, редуцирующий вентиль 12, второй теплообменник 13, третий трехфазный разделитель 14, печь 15, ректификационная колонна 16, насос 17, установленный на трубопроводе отвода греющей среды из второго теплообменника 13, третий теплообменник 18, сборная емкость дегазации 19, трубопровод 20 отвода товарного газа, трубопровод 21 отвода товарного жидкого углеводородного продукта, сборный трубопровод 22 отвода водометанольной фазы, трубопровод 23 подвода сырого газа к первому сепаратору 1, трубопровод 24 отвода жидких углеводородов из первого сепаратора 1, трубопровод 25 отвода газа из первого сепаратора 1, трубопровод 26 отвода газа из абсорбера 7, трубопровод 27 подачи газа из второго сепаратора 5 в охладитель газа 6, трубопровод 28 подачи газа из охладителя газа 6 в абсорбер 7, трубопровод 29 отвода жидких углеводородов из второго сепаратора 5, трубопровод 30 отвода жидкой углеводородной фазы из первого трехфазного разделителя 9, трубопровод 31 отвода газовой углеводородной фазы из первого трехфазного разделителя 9, трубопровод 32 отвода водометанольной фазы из первого трехфазного разделителя 9, трубопровод 33 отвода газовой углеводородной фазы из второго трехфазного разделителя 11, трубопровод 34 отвода водометанольной фазы из второго трехфазного разделителя 11, трубопровод 35 отвода жидкой углеводородной фазы из второго трехфазного разделителя 11, трубопровод 36 отвода кубовой жидкости из ректификационной колонны 16, трубопровод 37 отвода греющей среды из второго теплообменника 13, трубопровод 38 отвода части отработанного абсорбента из абсорбера 7, трубопровод 39 отвода нагреваемой среды из третьего теплообменника 18, трубопровод 40 отвода нагреваемой среды из второго теплообменника 13, трубопровод 41 отвода жидкой углеводородной фазы из третьего трехфазного разделителя 14, трубопровод 42 отвода газовой углеводородной фазы из третьего трехфазного разделителя 14, трубопровод 43 отвода водометанольной фазы из третьего трехфазного разделителя 14, трубопровод 44 подачи абсорбента в абсорбер 7, теплообменная поверхность 45 печи 15, третий сепаратор 46, сборный газовый трубопровод 47, трубопровод 48 отвода метан-этановой фракции из сборной емкости дегазации 19, трубопровод 49 подачи жидких углеводородов в емкость дегазации 19 из трубопровода 30, трубопровод 50 отвода жидких углеводородов из абсорбера 7, редуцирующий вентиль 51, трубопровод 52 отвода жидких углеводородов из третьего сепаратора 46, трубопровод 53, соединяющий третий вход ректификационной колонны, расположенный в кубовой части с выходом теплообменной поверхности 45, трубопровод 54 отвода жидкого углеводородного потока из нижней части ректификационной колонны 16 в теплообменную поверхность 45, трубопровод 55 подачи охлаждаемой среды в четвертый теплообменник 8, компрессор 56 (фиг. 2), аппарат воздушного охлаждения 57 компримированного газа (фиг. 2), трубопровод 58 с вентилем 59, сообщающий трубопровод 41 с верхней частью ректификационной колонны 16, насос 60, установленный на трубопроводе 53 и насос 61, установленный на трубопроводе 52.A natural gas preparation unit contains the following elements: a first separator 1, a methanol supply unit 2, an air cooling apparatus 3 for primary separation gases, a first heat exchanger 4, a second separator 5, a gas cooler 6, an absorber 7, a fourth heat exchanger 8, a first three-phase separator 9, a reducing a valve 10, a second three-phase separator 11, a reducing valve 12, a second heat exchanger 13, a third three-phase separator 14, a furnace 15, a distillation column 16, a pump 17 mounted on a pipeline for removing the heating medium from the second an heat exchanger 13, a third heat exchanger 18, a combined degassing tank 19, a discharge gas pipe 20, a liquid hydrocarbon product discharge pipe 21, a water-methanol phase discharge pipe 22, a raw gas supply pipe 23 to the first separator 1, a liquid hydrocarbon discharge pipe 24 separator 1, gas discharge pipe 25 from the first separator 1, gas discharge pipe 26 from the absorber 7, gas supply pipe 27 from the second separator 5 to the gas cooler 6, refrigerant gas supply pipe 28 gas 6 to the absorber 7, the pipeline 29 of the removal of liquid hydrocarbons from the second separator 5, the pipe 30 of the discharge of the liquid hydrocarbon phase from the first three-phase separator 9, the pipeline 31 of the removal of the gas hydrocarbon phase from the first three-phase separator 9, the pipe 32 of the removal of the water-methanol phase from the first three-phase separator 9, the pipeline 33 of the discharge of the gas hydrocarbon phase from the second three-phase separator 11, the pipe 34 of the removal of the water-methanol phase from the second three-phase separator 11, the pipe 35 of the liquid of the left-hydrogen phase from the second three-phase separator 11, the pipe 36 for removing bottoms liquid from the distillation column 16, the pipe 37 for removing the heating medium from the second heat exchanger 13, the pipe 38 for removing a part of the spent absorbent from the absorber 7, the pipe 39 for removing the heated medium from the third heat exchanger 18, the pipe 40 removal of the heated medium from the second heat exchanger 13, the pipeline 41 of the removal of the liquid hydrocarbon phase from the third three-phase separator 14, the pipeline 42 of the removal of the gas hydrocarbon phase from the third th three-phase separator 14, the pipeline 43 for removing the water-methanol phase from the third three-phase separator 14, the pipe 44 for supplying absorbent to the absorber 7, the heat exchange surface 45 of the furnace 15, the third separator 46, the combined gas pipeline 47, the pipe 48 for removing the methane-ethane fraction from the combined degassing tank 19, a pipeline 49 for supplying liquid hydrocarbons to a degassing vessel 19 from a pipeline 30, a pipe 50 for removing liquid hydrocarbons from the absorber 7, a pressure reducing valve 51, a pipe 52 for removing liquid hydrocarbons from the third sep a rotor 46, a pipe 53 connecting the third inlet of the distillation column located in the still part with the outlet of the heat exchange surface 45, a pipeline 54 for removing the liquid hydrocarbon stream from the bottom of the distillation column 16 to the heat exchange surface 45, a pipe 55 for supplying a cooled medium to the fourth heat exchanger 8, compressor 56 (FIG. 2), a compressed gas air cooling apparatus 57 (FIG. 2), a pipeline 58 with a valve 59 communicating with a pipe 41 with an upper part of the distillation column 16, a pump 60 installed on the pipe 53 and a pump 61 installed on the pipe 52.

К первому сепаратору 1 подключены:The first separator 1 is connected:

- трубопровод 23 подвода сырого газа;- pipeline 23 supply of raw gas;

- трубопровод 24 отвода жидких углеводородов, снабженный редуцирующим вентилем 51;- pipeline 24 of the removal of liquid hydrocarbons, equipped with a reducing valve 51;

- трубопровод 25 отвода газа.- pipeline 25 gas outlet.

На трубопроводе 25 отвода газа из первого сепаратора 1 установлен узел подачи метанола 2. После узла подачи метанола 2 трубопровод 25 последовательно сообщен по ходу газа с газовым каналом аппарата воздушного охлаждения 3, каналом охлаждаемой среды' первого теплообменника 4 и входом второго сепаратора 5.A methanol supply unit 2 is installed on the gas exhaust pipe 25 from the first separator 1. After the methanol supply unit 2, the pipe 25 is connected in series along the gas with the gas channel of the air cooling apparatus 3, the channel of the cooled medium 'of the first heat exchanger 4 and the input of the second separator 5.

Первый теплообменник 4 имеет:The first heat exchanger 4 has:

- вход охлаждающей среды, соединенный трубопроводом с выходом охлаждающей среды из четвертого теплообменника 8;- the inlet of the cooling medium connected by a pipeline to the outlet of the cooling medium from the fourth heat exchanger 8;

- выход охлаждающей среды, соединенный трубопроводом 55 с входом охлаждаемой среды четвертого теплообменника 8;- the output of the cooling medium connected by a pipe 55 to the inlet of the cooled medium of the fourth heat exchanger 8;

- вход охлаждаемой среды, сообщенный трубопроводом с выходом газового канала аппарата воздушного охлаждения 3;- the input of the cooled medium communicated by the pipeline with the outlet of the gas channel of the air-cooling apparatus 3;

- выход охлаждаемой среды соединенный трубопроводом с входом второго сепаратора 5.- the output of the cooled medium connected by a pipe to the inlet of the second separator 5.

Аппарат воздушного охлаждения 3 имеет вход охлаждаемой среды, сообщенный с трубопроводом 25 и выход охлаждаемого среды сообщенный трубопроводом с входом охлаждаемой среды первого теплообменника 4.The air-cooled apparatus 3 has an inlet of a cooled medium in communication with a pipeline 25 and an outlet of a cooled medium in communication with a pipe with an inlet of a cooled medium of the first heat exchanger 4.

Второй сепаратор 5 имеет:The second separator 5 has:

- вход, сообщенный с выходом охлаждаемой среды первого теплообменника 4;- input communicated with the output of the cooled medium of the first heat exchanger 4;

- выход газа, соединенный с трубопроводом 27 подачи газа в охладитель газа 6;- a gas outlet connected to the gas supply pipe 27 to the gas cooler 6;

- выход жидких углеводородов, сообщенный трубопроводом 29 с первым входом сборной емкости дегазации 19.- the output of liquid hydrocarbons communicated by the pipeline 29 with the first input of the collection tank degassing 19.

Первый трехфазный разделитель 9 снабжен входом, соединенным с трубопроводом 24 и выходами, соединенными с трубопроводом 30 отвода жидкой углеводородной фазы, трубопроводом 31 отвода газовой углеводородной фазы и трубопроводом 32 отвода водометанольной фазы. Трубопровод 32 подключен к сборному трубопроводу 22 отвода водометанольной фазы из установки. Выходной конец трубопровода 31 отвода газовой углеводородной фазы подключен к трубопроводу 28 подачи газа в абсорбер 7.The first three-phase splitter 9 is provided with an inlet connected to the pipeline 24 and outputs connected to the liquid hydrocarbon phase outlet pipe 30, the gas hydrocarbon phase exhaust pipe 31 and the water-methanol phase exhaust pipe 32. The pipeline 32 is connected to the collection pipe 22 of the removal of the water-methanol phase from the installation. The output end of the pipeline 31 of the removal of the gas hydrocarbon phase is connected to the pipe 28 for supplying gas to the absorber 7.

Ко второму трехфазному разделителю 11 подключены:To the second three-phase splitter 11 are connected:

- входной патрубок, снабженный редуцирующим вентилем 12 и соединенный с выходным концом трубопровода 30;- the inlet pipe equipped with a reducing valve 12 and connected to the output end of the pipeline 30;

- трубопровод 33 отвода газовой углеводородной фазы;- pipeline 33 removal of the gas hydrocarbon phase;

- трубопровод 34 отвода водометанольной фазы, подключенный к сборному трубопроводу 22 отвода водометанольной фазы из установки;- the pipeline 34 of the removal of the water-methanol phase connected to the collection pipe 22 of the removal of the water-methanol phase from the installation;

- трубопровод 35 отвода жидкой углеводородной фазы. Второй теплообменник 13 имеет:- pipeline 35 drainage of the liquid hydrocarbon phase. The second heat exchanger 13 has:

- вход нагреваемой среды, соединенный с трубопроводом 35;- the input of the heated medium connected to the pipeline 35;

- выход нагреваемой среды, соединенный трубопроводом 40 с входом третьего трехфазного разделителя 14;- the output of the heated medium, connected by a pipe 40 to the input of the third three-phase separator 14;

- вход греющей среды, соединенный с трубопроводом 36;- the entrance of the heating medium connected to the pipeline 36;

- выход греющей среды, соединенный трубопроводом 37 с входом греющей среды третьего теплообменника 18.- the output of the heating medium connected by a pipe 37 to the input of the heating medium of the third heat exchanger 18.

На трубопроводе 37 установлен насос 17. Третий теплообменник 18 имеет:A pump 17 is installed on the pipe 37. The third heat exchanger 18 has:

- вход греющей среды, соединенный с трубопроводом 37;- the entrance of the heating medium connected to the pipeline 37;

- выход греющей среды, соединенный трубопроводом 44 с входом абсорбера 7, предназначенным для подачи абсорбента;- the output of the heating medium, connected by a pipe 44 to the input of the absorber 7, designed to supply absorbent material;

- вход нагреваемой среды, соединенный с трубопроводом 38 отвода части отработанного абсорбента из абсорбера 7;- the entrance of the heated medium connected to the pipe 38 of the removal of the spent absorbent from the absorber 7;

- выход нагреваемой среды, соединенный с трубопроводом 39, выходной конец которого подсоединен к трубопроводу 30.- the output of the heated medium connected to the pipe 39, the output end of which is connected to the pipe 30.

К входу третьего трехфазного разделителя 14 подсоединен трубопровод 40 отвода нагреваемой среды из второго теплообменника 13, а к его выходам подсоединены трубопровод 41 отвода жидкой углеводородной фазы, трубопровод 42 отвода газовой углеводородной фазы и трубопровод 43 отвода водометанольной фазы, подключенный к сборному трубопроводу 22 отвода водометанольной фазы из установки.A conduit 40 for removing the heated medium from the second heat exchanger 13 is connected to the input of the third three-phase separator 14, and a conduit 41 for removing the liquid hydrocarbon phase, a conduit 42 for discharging the gas hydrocarbon phase, and a conduit 43 for discharging the water-methanol phase connected to the collection conduit 22 for discharging the water-methanol phase are connected to its outputs from the installation.

Ректификационная колонна 16 имеет следующие, расположенные последовательно сверху вниз, входы и выходы:Distillation column 16 has the following, arranged sequentially from top to bottom, inputs and outputs:

- первый выход, соединенный с трубопроводом отвода газа-дистиллята в третий сепаратор 46;- a first outlet connected to a distillate gas discharge pipe to a third separator 46;

- первый вход, соединенный с трубопроводом 52 отвода жидких углеводородов из третьего сепаратора 46;- the first inlet connected to the pipeline 52 of the removal of liquid hydrocarbons from the third separator 46;

- второй вход, соединенный с трубопроводом 41;- a second inlet connected to the pipe 41;

- второй выход, соединенный трубопроводом 54 с входом теплообменной поверхности 45 печи 15;- a second outlet connected by a pipe 54 to the inlet of the heat exchange surface 45 of the furnace 15;

- третий вход, расположенный в кубовой части ректификационной колонны и соединенный трубопроводом 53 с выходом теплообменной поверхности 45 печи 15;- the third entrance, located in the still part of the distillation column and connected by a pipe 53 with the exit of the heat exchange surface 45 of the furnace 15;

- выход кубовой жидкости соединенный трубопроводом 36 с входом греющей среды второго теплообменника 13.- the output of bottoms liquid connected by a pipe 36 with the input of the heating medium of the second heat exchanger 13.

К трубопроводу 41 может быть подключен входной конец трубопровода 58, сообщенного с верней частью ректификационной колонны 16.To the pipe 41 can be connected to the inlet end of the pipe 58, in communication with the upper part of the distillation column 16.

В печи 15 расположена теплообменная поверхность 45, которая имеет вход, соединенный с трубопроводом 54 отвода жидкого углеводородного потока из нижней части ректификационной колонны 16 и выход, сообщенный отводящим трубопроводом 53 с третьим входом ректификационной колонны 16, расположенным в ее кубовой части.In the furnace 15, a heat exchange surface 45 is located, which has an inlet connected to the pipeline 54 for removing the liquid hydrocarbon stream from the lower part of the distillation column 16 and an outlet communicated by the exhaust pipe 53 with the third inlet of the distillation column 16 located in its bottom part.

К сборному газовому трубопроводу 47 подсоединены: выходной конец трубопровода 33 отвода газовой углеводородной фазы из второго трехфазного разделителя 11, выходной конец трубопровода 42 отвода газовой углеводородной фазы из третьего трехфазного разделителя 14 и выходной конец трубопровода отвода газа из третьего сепаратора 46.To the combined gas pipeline 47 are connected: the output end of the pipeline 33 of the discharge of the gas hydrocarbon phase from the second three-phase separator 11, the output end of the pipeline 42 of the discharge of the gas hydrocarbon phase from the third three-phase separator 14 and the output end of the pipeline of the gas discharge from the third separator 46.

Сборная емкость дегазации 19 имеет:Collective degassing tank 19 has:

- первый выход, подключенный к трубопроводу 21 отвода товарного жидкого углеводородного продукта (нестабильного конденсата);- the first outlet connected to the pipeline 21 of the discharge of liquid commercial hydrocarbon product (unstable condensate);

- второй выход, подключенный к трубопроводу 48 отвода метан-этановой фракции в трубопровод 55;- the second outlet connected to the pipeline 48 of the removal of methane-ethane fraction in the pipeline 55;

- первый вход, подключенный к трубопроводу 29 отвода жидких углеводородов из второго сепаратора 5;- the first inlet connected to the pipeline 29 of the removal of liquid hydrocarbons from the second separator 5;

- второй вход, подключенный к трубопроводу 49 подачи жидких углеводородов, снабженному редуцирующим вентилем 10 и соединенному с трубопроводом 30;- the second inlet connected to the pipeline 49 for the supply of liquid hydrocarbons, equipped with a reducing valve 10 and connected to the pipe 30;

- третий вход, подключенный к трубопроводу 50 отвода жидких углеводородов из нижней части абсорбера 7;- the third inlet connected to the pipeline 50 of the removal of liquid hydrocarbons from the bottom of the absorber 7;

- четвертый вход, соединенный со сборным газовым трубопроводом 47. Абсорбер 7 имеет следующие входы и выходы:- the fourth entrance connected to the prefabricated gas pipeline 47. The absorber 7 has the following inputs and outputs:

- первый выход, подключенный к трубопроводу 26;- the first output connected to the pipeline 26;

- второй выход, подключенный к трубопроводу 38 отвода части отработанного абсорбента;- the second output connected to the pipe 38 of the removal of the spent absorbent;

- третий выход, подключенный к трубопроводу 50 отвода жидких углеводородов из нижней части абсорбера в сборную емкость дегазации 19;- the third outlet connected to the pipeline 50 of the removal of liquid hydrocarbons from the lower part of the absorber to the collection tank degassing 19;

- первый вход, размещенный в нижней части абсорбера и подключенный к трубопроводу 28 подачи газа, сообщенному с выходом охладителя газа 6;- the first inlet located at the bottom of the absorber and connected to the gas supply pipe 28, in communication with the outlet of the gas cooler 6;

- второй вход, предназначенный для подачи абсорбента по трубопроводу- the second entrance, designed to supply absorbent material through the pipeline

44.44.

Четвертый теплообменник 8 имеет:The fourth heat exchanger 8 has:

- вход охлаждающей среды, соединенный с трубопроводом 26 отвода газа из абсорбера 7;- the inlet of the cooling medium connected to the pipe 26 of the gas outlet from the absorber 7;

- выход охлаждающей среды, соединенный трубопроводом с входом, охлаждающей среды первого теплообменника 4;- the output of the cooling medium connected by a pipe to the inlet of the cooling medium of the first heat exchanger 4;

- вход охлаждаемой среды, соединенный трубопроводом 55 с выходом охлаждающей среды первого теплообменника 4;- the inlet of the cooled medium connected by a pipe 55 to the outlet of the cooling medium of the first heat exchanger 4;

- выход охлаждаемой среды, соединенный с трубопроводом 20 отвода товарного газа потребителю.- the output of the cooled medium connected to the pipeline 20 of the removal of commercial gas to the consumer.

Охладитель газа 6 может быть выполнен в виде турбодетандера, а на трубопроводе 55 подачи охлаждаемой среды в четвертый теплообменник 8 могут быть последовательно по ходу газа установлены компрессор 56, расположенный на одном валу с турбодетандером и аппарат воздушного охлаждения 57 компримированного газа.The gas cooler 6 can be made in the form of a turboexpander, and on the pipeline 55 for supplying a cooled medium to the fourth heat exchanger 8, a compressor 56 located on the same shaft with the turboexpander and an air-cooled compressed air cooler 57 can be installed in series along the gas.

Кроме того, охладитель газа 6 может представлять собой одно из следующих устройств: парокомпрессионная холодильная машина, аппарат воздушного охлаждения газа, теплообменник для охлаждения газа, дроссель или эжектор.In addition, the gas cooler 6 may be one of the following devices: a vapor compression refrigeration machine, an air gas cooling apparatus, a heat exchanger for gas cooling, a throttle or an ejector.

Установка подготовки природного газа работает следующим образом.Installation of natural gas preparation works as follows.

Природный газ по трубопроводу 23 подвода сырого газа направляется в первый сепаратор 1, в котором осуществляется первичная сепарация.Natural gas is sent through a raw gas supply pipe 23 to a first separator 1, in which primary separation is carried out.

Отсепарированный в первом сепараторе 1 газ отводится по трубопроводу 25. Причем в газ первичной сепарации, вводят антигидратный реагент (метанол) через узел подачи метанола 2. После чего, газ с добавкой метанола охлаждают в аппарате воздушного охлаждения 3, из которого охлажденный поток направляют на дополнительное охлаждение в первый теплообменник 4, в котором охлаждающей средой служит охлаждающая среда из четвертого теплообменника 8.The gas separated in the first separator 1 is discharged through a pipeline 25. Moreover, an antihydrate reagent (methanol) is introduced into the primary separation gas through a methanol supply unit 2. After that, the gas with the addition of methanol is cooled in an air cooling apparatus 3, from which the cooled stream is directed to an additional cooling to the first heat exchanger 4, in which the cooling medium from the fourth heat exchanger 8 is the cooling medium.

Охлаждаемая среда (газоконденсатный поток) из первого теплообменника 4 подается на вход второго сепаратора 5, из которого отсепарированный газ поступает, по трубопроводу 27 подачи газа, в охладитель газа 6.The cooled medium (gas condensate stream) from the first heat exchanger 4 is fed to the inlet of the second separator 5, from which the separated gas flows through the gas supply pipe 27 to the gas cooler 6.

Охлажденный газ из охладителя газа 6 поступает в нижнюю часть абсорбера 7 по трубопроводу 28 подачи газа. В абсорбере 7 происходит абсорбция газа абсорбентом при температуре минус 30… минус 20°С. Поток газа отводится из верхней части абсорбера 7 по трубопроводу 26 и подается на вход четвертого теплообменника 8 в качестве охлаждающей среды.Нагретый в четвертом теплообменнике 8 поток газа подается на вход первого теплообменника 4 в качестве охлаждающей среды. Нагретый в первом теплообменнике поток подается на вход четвертого теплообменника 8 в качестве охлаждаемой среды. Поток газа отводится из четвертого теплообменника 8 по трубопроводу 20, в качестве товарного газа потребителю.The cooled gas from the gas cooler 6 enters the lower part of the absorber 7 through the gas supply line 28. In the absorber 7, gas is absorbed by the absorbent at a temperature of minus 30 ... minus 20 ° C. The gas stream is discharged from the upper part of the absorber 7 through a pipe 26 and is supplied to the inlet of the fourth heat exchanger 8 as a cooling medium. The gas stream heated in the fourth heat exchanger 8 is supplied to the inlet of the first heat exchanger 4 as a cooling medium. The stream heated in the first heat exchanger is fed to the inlet of the fourth heat exchanger 8 as a cooled medium. The flow of gas is discharged from the fourth heat exchanger 8 through the pipeline 20, as commercial gas to the consumer.

Охладитель газа 6 может быть выполнен в виде турбодетандера. В случае выполнения охладителя газа 6 в виде турбодетандера (фиг. 2) энергия, вырабатываемая в ходе расширения газа на рабочем колесе турбодетандера, может быть передана через общий вал на рабочее колесо компрессора 56, который в этом случае может быть установлен на трубопроводе 55 подачи охлаждаемой среды в четвертый теплообменник 8. Охлаждаемую среду из первого теплообменника 4 попускают через компрессор 56, обеспечивающий повышение рабочего давления газа. В компрессоре 56 происходит повышение температуры газа, и поэтому газ, отводимый из компрессора 56, охлаждают в аппарате воздушного охлаждения 57 компримированного газа и только после этого подают в качестве охлаждаемой среды в четвертый теплообменник 8.The gas cooler 6 may be made in the form of a turboexpander. In the case of gas cooler 6 in the form of a turboexpander (Fig. 2), the energy generated during the expansion of gas on the impeller of the turboexpander can be transmitted through a common shaft to the impeller of the compressor 56, which in this case can be installed on the pipeline 55 medium into the fourth heat exchanger 8. The cooled medium from the first heat exchanger 4 is passed through a compressor 56, which provides an increase in the working gas pressure. In the compressor 56, the temperature of the gas rises, and therefore, the gas discharged from the compressor 56 is cooled in the compressed gas air cooling apparatus 57 and only after that it is supplied to the fourth heat exchanger 8 as a cooled medium.

Применение турбодетандера позволяет снизить энергетические затраты на подготовку газа, а именно продлить бескомпрессорный период работы заявленной установки и дополнительно извлечь углеводороды С5+.The use of a turboexpander allows reducing the energy costs of gas preparation, namely, to extend the unpressorless period of operation of the claimed unit and additionally recover C 5+ hydrocarbons.

Жидкие углеводороды из первого сепаратора 1, через трубопровод 24 направляются в первый трехфазный разделитель 9, в котором поток разделяют на газовую углеводородную фазу, жидкую углеводородную фазу и водометанольную фазу.Liquid hydrocarbons from the first separator 1, through a pipe 24 are directed to the first three-phase separator 9, in which the stream is separated into a gas hydrocarbon phase, a liquid hydrocarbon phase and a water-methanol phase.

Газовая углеводородная фаза из первого трехфазного разделителя 9 по трубопроводу 31 подается в трубопровод 28 подачи газа в абсорбер 7. Жидкую углеводородную фазу отводят из первого трехфазного разделителя по трубопроводу 30 и подают во входной патрубок второго трехфазного разделителя 11. Часть жидкой углеводородной фазы из трубопровода 30 отвода жидкой углеводородной фазы подают в сборную емкость дегазации 19. Водометанольную фазу из первого трехфазного разделителя отводят по трубопроводу 32, подключенному к сборному трубопроводу 22 из которого водометанольная фаза отводится из установки.The gas hydrocarbon phase from the first three-phase separator 9 is fed through a pipe 31 to the gas supply pipe 28 to the absorber 7. The liquid hydrocarbon phase is withdrawn from the first three-phase separator via a pipe 30 and fed to the inlet of the second three-phase separator 11. A portion of the liquid hydrocarbon phase from the discharge pipe 30 the liquid hydrocarbon phase is fed to the degassing collection tank 19. The water-methanol phase from the first three-phase separator is discharged through a pipe 32 connected to a collection pipe 22 from th water-methanol phase is discharged from the plant.

Поток жидких углеводородов с полуглухой тарелки абсорбера 7 отводится по трубопроводу 38 в третий теплообменник 18, где он нагревается. Из третьего теплообменника нагретый поток подается в трубопровод 30, где он смешивается с жидкой фазой, отводимой из первого трехфазного разделителя 9. Смешанный поток поступает во входной патрубок второго трехфазного разделителя 11, проходит через редуцирующий вентиль 12 и с давлением 3,0…1,5 МПа поступает на вход второго трехфазного разделителя 11, в котором поток разделяется на газовую углеводородную фазу, жидкую углеводородную фазу и водометанольную фазу.The flow of liquid hydrocarbons from the half-blank plate of the absorber 7 is diverted via line 38 to the third heat exchanger 18, where it is heated. From the third heat exchanger, the heated stream is supplied to pipeline 30, where it is mixed with the liquid phase discharged from the first three-phase separator 9. The mixed stream enters the inlet pipe of the second three-phase separator 11, passes through a pressure reducing valve 12 and with a pressure of 3.0 ... 1.5 MPa enters the input of the second three-phase separator 11, in which the flow is divided into a gas hydrocarbon phase, a liquid hydrocarbon phase and a water-methanol phase.

Газовая углеводородная фаза из второго трехфазного разделителя 11 отводится по трубопроводу 33 и поступает сборный газовый трубопровод 47, из которого она поступает в сборную емкость дегазации 19.The gas hydrocarbon phase from the second three-phase separator 11 is discharged through the pipe 33 and the prefabricated gas pipeline 47 enters from which it enters the degassing collection tank 19.

Водометанольная фаза из второго трехфазного разделителя 11 отводится по трубопроводу 34 в сборный трубопровод 22, из которого она отводится из установки.The water-methanol phase from the second three-phase separator 11 is discharged through a pipe 34 to a collection pipe 22, from which it is discharged from the installation.

Жидкая углеводородная фаза из второго трехфазного разделителя 11 подается и по трубопроводу 35 в качестве нагреваемой среды на вход второго теплообменника 13, где нагревается потоком кубовой жидкости, отводимым из ректификационной колонны 16 (греющей среды) и, по трубопроводу 40 поступает на вход третьего трехфазного разделителя 14, в котором поток разделяется на газовую углеводородную фазу, жидкую углеводородную фазу и водометанольную фазу.The liquid hydrocarbon phase from the second three-phase separator 11 is also fed through the pipe 35 as a heated medium to the inlet of the second heat exchanger 13, where it is heated by the bottoms liquid flow removed from the distillation column 16 (heating medium) and, through the pipe 40, enters the input of the third three-phase separator 14 in which the stream is separated into a gas hydrocarbon phase, a liquid hydrocarbon phase and a water-methanol phase.

Газовая углеводородная фаза из третьего трехфазного разделителя 14 отводится по трубопроводу 42 и поступает сборный газовый трубопровод 47. Водометанольная фаза из третьего трехфазного разделителя 14 отводится по трубопроводу 43 в сборный трубопровод 22, из которого она отводится из установки установка подготовки природного газа.The hydrocarbon gas phase from the third three-phase separator 14 is discharged through the pipe 42 and the prefabricated gas pipeline 47 is supplied. The water-methanol phase from the third three-phase separator 14 is discharged through the pipe 43 to the collection pipe 22, from which it is removed from the installation for the preparation of natural gas.

Жидкая углеводородная фаза отводится из третьего трехфазного разделителя по трубопроводу 41 и поступает во второй вход ректификационной колонны 16.The liquid hydrocarbon phase is discharged from the third three-phase separator through a pipe 41 and enters the second input of the distillation column 16.

Часть углеводородов из трубопровода 41 может подаваться, при открытом вентиле 59, по трубопроводу 58 в верхнюю часть ректификационной колонны 16.Part of the hydrocarbons from the pipeline 41 can be supplied, with the valve 59 open, through the pipeline 58 to the upper part of the distillation column 16.

В ректификационной колонне 16 происходит разделение жидкой углеводородной фазы на фракции, при этом «легкие» фракции (продукты, имеющие более низкую температуру кипения) концентрируются в верхней части колонны, а «тяжелые» (продукты, имеющие более высокую температуру кипения) - в нижней (кубовой части).In the distillation column 16, the liquid hydrocarbon phase is divided into fractions, while the “light” fractions (products having a lower boiling point) are concentrated in the upper part of the column, and the “heavy” ones (products having a higher boiling point) are concentrated in the lower ( cubic parts).

Из верхней части ректификационной колонны 16 газ-дистиллят подается на вход третьего сепаратора 46. В третьем сепараторе 46 происходит отделение газов от жидкого углеводородного потока. Газ из третьего сепаратора 46, отводится в сборный газовый трубопровод 47, а конденсат подается на верхние тарелки ректификационной колонны 16 через первый вход ректификационной колонны 16.From the top of the distillation column 16, distillate gas is supplied to the inlet of the third separator 46. In the third separator 46, gases are separated from the liquid hydrocarbon stream. Gas from the third separator 46 is discharged to the collection gas pipe 47, and condensate is supplied to the upper plates of the distillation column 16 through the first inlet of the distillation column 16.

Часть жидкого углеводородного потока с нижних тарелок ректификационной колонны 16 подается по отводящему трубопроводу 54 на вход теплообменной поверхности 45 печи 15.Part of the liquid hydrocarbon stream from the lower plates of the distillation column 16 is fed through a discharge pipe 54 to the inlet of the heat exchange surface 45 of the furnace 15.

В печи 15 жидкий углеводородный поток нагревается, например, посредством сжигания топлива, после чего подается в нижнюю (кубовую) часть ректификационной колонны 16.In the furnace 15, the liquid hydrocarbon stream is heated, for example, by burning fuel, and then fed to the lower (still) part of the distillation column 16.

Кубовая жидкость из нижней (кубовой) части ректификационной колонны по трубопроводу 36 подается в качестве греющей среды во второй теплообменник 13.Vat liquid from the bottom (vat) part of the distillation column through a pipe 36 is supplied as a heating medium to the second heat exchanger 13.

Из второго теплообменника охлажденный поток жидких углеводородов через трубопровод 37 подается, посредством насоса 17, в третий теплообменник 18 в качестве греющей среды. Пройдя через второй и третий теплообменники жидкий дегазированный углеводородный продукт охлаждается и подается по трубопроводу 44 на вход абсорбера 7, предназначенный для подачи абсорбента.From the second heat exchanger, the cooled liquid hydrocarbon stream through line 37 is supplied, via pump 17, to the third heat exchanger 18 as a heating medium. After passing through the second and third heat exchangers, the liquid degassed hydrocarbon product is cooled and fed through a pipe 44 to the inlet of the absorber 7, designed to supply the absorbent.

Таким образом, в качестве абсорбента в абсорбере 7 используется поток жидких углеводородов отсепарированных в первом сепараторе, а затем прошедших несколько ступеней дегазации, отделение водометанольной фазы (первый, второй и третий трехфазный разделители), ректификацию и охлаждение в первом и втором теплообменниках.Thus, the absorbent in the absorber 7 uses a stream of liquid hydrocarbons separated in the first separator, and then after several stages of degassing, separation of the water-methanol phase (first, second and third three-phase separators), rectification and cooling in the first and second heat exchangers.

Поток жидких углеводородов, используемый в качестве абсорбента, имеет массовое содержание фракции С10+ в количестве не менее 85%. Таким образом, содержание углеводородов С5+ в составе товарного газа снизится на 50-80%. Оптимальным расходом абсорбента при проведении процесса абсорбции считается 10…15 г/м3 относительно сырья абсорбера 7.The liquid hydrocarbon stream used as an absorbent has a mass content of the C 10+ fraction in an amount of at least 85%. Thus, the content of C 5+ hydrocarbons in the composition of commercial gas will decrease by 50-80%. The optimal consumption of absorbent during the absorption process is considered to be 10 ... 15 g / m 3 relative to the raw material of the absorber 7.

В сборную емкость дегазации 19 поступают следующие жидкие углеводородные потоки: жидкий поток из второго сепаратора 5, часть потока жидких углеводородов из первого трехфазного разделителя 9, поток жидких углеводородов из абсорбера 7 и газовый поток из сборного газового трубопровода 47.The following liquid hydrocarbon streams enter the degassing collecting tank 19: a liquid stream from the second separator 5, a part of the liquid hydrocarbon stream from the first three-phase separator 9, a liquid hydrocarbon stream from the absorber 7, and a gas stream from the combined gas pipeline 47.

В сборный газовый трубопровод 47 подводится газовый поток из второго и третьего трехфазных разделителей и газовый поток из третьего сепаратора.The gas stream from the second and third three-phase separators and the gas stream from the third separator are fed into the combined gas pipeline 47.

В сборной емкости дегазации 19 происходит смешение всех подаваемых в нее потоков и отделение метан-этановой фракции. Метан-этановая фракция отводится из сборной емкости дегазации 19 в трубопровод 55, где смешивается с потоком газа подаваемого на охлаждение в четвертый теплообменник 8.In the combined degassing tank 19, all the streams supplied to it are mixed and the methane-ethane fraction is separated. The methane-ethane fraction is discharged from the degassing collecting tank 19 into the pipeline 55, where it is mixed with the gas stream supplied for cooling to the fourth heat exchanger 8.

Жидкие углеводороды отводятся из установки по трубопроводу 21 в качестве продукта (нестабильный конденсат).Liquid hydrocarbons are discharged from the installation through line 21 as a product (unstable condensate).

В случае несоответствия характеристик товарного жидкого углеводородного продукта требованиям производителя на трубопроводе отвода жидкого углеводородного продукта из сборной емкости дегазации устанавливается блок подготовки жидкого углеводородного продукта (на чертеже не показан), включающий в себя устройство для нагрева жидкого углеводородного продукта и устройство для дегазации жидкого продукта.In the event that the characteristics of the marketable liquid hydrocarbon product do not meet the manufacturer's requirements, a unit for preparing a liquid hydrocarbon product (not shown) is installed on the pipeline for removing the liquid hydrocarbon product from the pre-assembled degassing tank, which includes a device for heating the liquid hydrocarbon product and a device for degassing the liquid product.

Для восполнения технологических потерь абсорбента может быть использован подпитывающий поток, в качестве которого может выступать: жидкая углеводородная продукция сборной емкости дегазации или жидкая углеводородная из блока подготовки жидкой продукции (стабильный, деэтанизированный или нестабильный конденсат) или насыщенный абсорбент.To make up for the technological losses of the absorbent, a feed stream can be used, which can be: liquid hydrocarbon products of a combined degassing tank or liquid hydrocarbon from a liquid product preparation unit (stable, deethanized or unstable condensate) or saturated absorbent.

Описанное техническое решение позволяет получить абсорбент с массовым содержанием фракции С10+ в количестве до 98%, что позволяет снизить содержание углеводородов С5+ на 60-85%.The described technical solution allows to obtain an absorbent with a mass content of the C 10+ fraction in an amount up to 98%, which allows to reduce the C 5+ hydrocarbon content by 60-85%.

Кроме того, при применении упомянутого абсорбента снизятся потери метанола в составе товарного газа примерно на 30%.In addition, the use of the absorbent mentioned will reduce the loss of methanol in the composition of the commercial gas by about 30%.

Также заявленная установка позволяет осуществить эффективную осушку товарного газа и получить товарный газ, имеющий низкое значение точки росы по углеводородам (углеводородному конденсату) и по водной (неуглеводородной) фазе.Also, the claimed installation allows efficient drying of commercial gas and obtaining commercial gas having a low dew point value for hydrocarbons (hydrocarbon condensate) and for the aqueous (non-hydrocarbon) phase.

Claims (3)

1. Установка подготовки природного газа, содержащая абсорбер, первый, второй и третий сепараторы, первый, второй, третий и четвертый теплообменники, первый, второй и третий трехфазные разделители, к каждому из которых подключен трубопровод отвода водометанольной фазы, аппарат воздушного охлаждения газа первичной сепарации, узел подачи метанола, охладитель газа, ректификационную колонну, печь с теплообменной поверхностью и сборную емкость дегазации, имеющую первый выход, подключенный к трубопроводу отвода товарного жидкого углеводородного продукта, второй выход, подключенный к трубопроводу отвода метан-этановой фракции в трубопровод подачи охлаждаемой среды в четвертый теплообменник, первый вход, подключенный к трубопроводу отвода жидких углеводородов из второго сепаратора, второй вход, подключенный к трубопроводу подачи жидких углеводородов из трубопровода отвода жидкой углеводородной фазы первого трехфазного разделителя, третий вход, подключенный к трубопроводу отвода жидких углеводородов из абсорбера, и четвертый вход, подключенный к сборному газовому трубопроводу, собирающему газовую углеводородную фазу из второго трехфазного разделителя, из третьего трехфазного разделителя и газ из третьего сепаратора, при этом к первому сепаратору подключен трубопровод подвода сырого газа, трубопровод отвода жидких углеводородов, соединенный с входом первого трехфазного разделителя, и трубопровод отвода газа, который после установленного на нем узла подачи метанола соединен по ходу газа с газовым каналом аппарата воздушного охлаждения, каналом охлаждаемой среды первого теплообменника и входом второго сепаратора, первый теплообменник имеет вход охлаждающей среды, сообщенный с выходом охлаждающей среды четвертого теплообменника, и выход охлаждающей среды, сообщенный с входом охлаждаемой среды четвертого теплообменника, причем вход охлаждающей среды четвертого теплообменника соединен с трубопроводом отвода газа из абсорбера, а выход охлаждаемой среды четвертого теплообменника соединен с трубопроводом отвода товарного газа потребителю, второй сепаратор имеет выход газа, соединенный с трубопроводом подачи газа в охладитель газа, выход которого соединен с трубопроводом подачи газа в абсорбер, первый трехфазный разделитель снабжен трубопроводом отвода жидкой углеводородной фазы, трубопроводом отвода газовой углеводородной фазы, выходной конец которого подключен к трубопроводу подачи газа в абсорбер, второй трехфазный разделитель снабжен входом, соединенным с трубопроводом отвода жидкой углеводородной фазы из первого трехфазного разделителя и трубопроводом отвода газовой углеводородной фазы, второй теплообменник имеет вход нагреваемой среды, соединенный с трубопроводом отвода жидкой углеводородной фазы из второго трехфазного разделителя, при этом третий трехфазный разделитель имеет вход, сообщенный с выходом нагреваемой среды второго теплообменника, и снабжен трубопроводом отвода газовой углеводородной фазы и трубопроводом отвода жидкой углеводородной фазы, ректификационная колонна имеет расположенные последовательно сверху вниз первый выход, соединенный с трубопроводом отвода газа-дистиллята в третий сепаратор, первый вход, соединенный с трубопроводом отвода жидких углеводородов из третьего сепаратора, второй вход, соединенный с трубопроводом отвода жидкой углеводородной фазы из третьего трехфазного разделителя, второй выход, соединенный с входом теплообменной поверхности печи, третий вход, расположенный в кубовой части и соединенный с выходом теплообменной поверхности печи, и выход кубовой жидкости, сообщенный с входом греющей среды второго теплообменника, причем третий теплообменник имеет вход греющей среды, сообщенный с трубопроводом отвода греющей среды из второго теплообменника, выход греющей среды, соединенный с входом абсорбера, предназначенным для подачи абсорбента, вход нагреваемой среды, соединенный с трубопроводом отвода части отработанного абсорбента из абсорбера, и выход нагреваемой среды, сообщенный с трубопроводом отвода жидкой углеводородной фазы из первого трехфазного разделителя.1. Installation for the preparation of natural gas, containing an absorber, first, second and third separators, first, second, third and fourth heat exchangers, first, second and third three-phase separators, each of which is connected to the pipeline for removal of the water-methanol phase, the apparatus for air cooling of gas for primary separation , a methanol supply unit, a gas cooler, a distillation column, a furnace with a heat exchange surface, and a degassing collecting tank having a first outlet connected to a liquid hydrocarbon liquid outlet pipe of the product, a second outlet connected to the methane-ethane fraction outlet pipe to the coolant supply line to the fourth heat exchanger, a first inlet connected to the liquid hydrocarbon discharge pipe from the second separator, a second inlet connected to the liquid hydrocarbon supply pipe from the liquid hydrocarbon discharge pipe phase of the first three-phase separator, the third input connected to the pipeline for the removal of liquid hydrocarbons from the absorber, and the fourth input connected to the prefabricated gas pipe water, collecting the gas hydrocarbon phase from the second three-phase separator, from the third three-phase separator and gas from the third separator, while the raw gas supply pipe, the liquid hydrocarbon discharge pipe connected to the inlet of the first three-phase separator, and the gas discharge pipe are connected to the first separator after the methanol supply unit installed on it is connected along the gas to the gas channel of the air-cooling apparatus, the channel of the cooled medium of the first heat exchanger and the inlet of the second of the separator, the first heat exchanger has an inlet of a cooling medium in communication with the outlet of the cooling medium of the fourth heat exchanger, and an outlet of the cooling medium in communication with the inlet of the cooling medium of the fourth heat exchanger, the inlet of the cooling medium of the fourth heat exchanger connected to the gas exhaust pipe from the absorber, and the outlet of the cooled medium of the fourth heat exchanger connected to the pipeline for the removal of commercial gas to the consumer, the second separator has a gas outlet connected to the gas supply pipe to the gas cooler, you the course of which is connected to the gas supply pipe to the absorber, the first three-phase separator is equipped with a liquid hydrocarbon phase outlet pipe, a gas hydrocarbon phase discharge pipe, the outlet end of which is connected to the gas supply pipe to the absorber, the second three-phase separator is equipped with an inlet connected to the liquid hydrocarbon phase discharge pipe from the first three-phase separator and the pipeline for the removal of the gas hydrocarbon phase, the second heat exchanger has an input of a heated medium connected to the liquid hydrocarbon phase outlet piping from the second three-phase separator, wherein the third three-phase separator has an inlet connected to the outlet of the heated medium of the second heat exchanger, and is equipped with a gas hydrocarbon phase exhaust pipe and a liquid hydrocarbon phase discharge pipe, the distillation column has a first outlet arranged in series from top to bottom, connected to the distillate gas discharge pipe to a third separator, a first inlet connected to a liquid hydrocarbon discharge pipe from the third separator, the second inlet connected to the pipeline for removing the liquid hydrocarbon phase from the third three-phase separator, the second outlet connected to the inlet of the heat exchange surface of the furnace, the third inlet located in the bottom part and connected to the outlet of the heat exchange surface of the furnace, and the outlet of bottom liquid communicated with the input of the heating medium of the second heat exchanger, and the third heat exchanger has an input of the heating medium in communication with the pipeline for removing the heating medium from the second heat exchanger, the output of the heating medium, connected to the inlet of the absorber intended for supplying the absorbent, the inlet of the heated medium connected to the pipeline for removing part of the spent absorbent from the absorber, and the outlet of the heated medium in communication with the pipeline for removing the liquid hydrocarbon phase from the first three-phase separator. 2. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что охладитель газа выполнен в виде турбодетандера, а на трубопроводе подачи охлаждаемой среды в четвертый теплообменник последовательно по ходу газа установлены компрессор, расположенный на одном валу с турбодетандером, и аппарат воздушного охлаждения компримированного газа.2. The installation according to claim 1, characterized in that the gas cooler is made in the form of a turbo-expander, and a compressor located on the same shaft with the turbo-expander and an air-cooled compressed gas cooling apparatus are installed in series along the gas in the gas supply line of the cooled medium into the fourth heat exchanger. 3. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что на трубопроводе отвода товарного жидкого углеводородного продукта из сборной емкости дегазации установлен блок подготовки жидкого углеводородного продукта, включающий в себя устройство для нагрева жидкого углеводородного продукта и устройство для дегазации жидкого продукта.3. Installation according to claim 1, characterized in that a unit for preparing a liquid hydrocarbon product is installed on the pipeline for discharging a marketable liquid hydrocarbon product from a collection tank for degassing, including a device for heating a liquid hydrocarbon product and a device for degassing a liquid product.
RU2016118495A 2016-05-11 2016-05-11 Plant for processing natural gas RU2635946C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016118495A RU2635946C1 (en) 2016-05-11 2016-05-11 Plant for processing natural gas

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016118495A RU2635946C1 (en) 2016-05-11 2016-05-11 Plant for processing natural gas

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2635946C1 true RU2635946C1 (en) 2017-11-17

Family

ID=60328514

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016118495A RU2635946C1 (en) 2016-05-11 2016-05-11 Plant for processing natural gas

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2635946C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2753753C1 (en) * 2020-10-09 2021-08-23 Общество С Ограниченной Ответственностью "Пегаз Инжиниринг" Installation of complex natural gas treatment by low-temperature condensation

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4519824A (en) * 1983-11-07 1985-05-28 The Randall Corporation Hydrocarbon gas separation
SU1834459A1 (en) * 1990-03-27 1996-03-10 Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов Method for extracting ethane and heavier components from hydrocarbon mixture
RU2283690C1 (en) * 2005-02-21 2006-09-20 ООО "Ямбурггаздобыча" Method for processing gas-condensate hydrocarbon mixture
RU2476789C1 (en) * 2011-08-24 2013-02-27 Открытое акционерное общество "ВНИПИгаздобыча" Method for low-temperature preparation of natural gas and extraction of unstable hydrocarbon condensate from native gas (versions) and plant for its realisation
EP1588111B1 (en) * 2002-12-19 2015-06-24 Lummus Technology Inc. Lean reflux-high hydrocarbon recovery process

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4519824A (en) * 1983-11-07 1985-05-28 The Randall Corporation Hydrocarbon gas separation
SU1834459A1 (en) * 1990-03-27 1996-03-10 Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов Method for extracting ethane and heavier components from hydrocarbon mixture
EP1588111B1 (en) * 2002-12-19 2015-06-24 Lummus Technology Inc. Lean reflux-high hydrocarbon recovery process
RU2283690C1 (en) * 2005-02-21 2006-09-20 ООО "Ямбурггаздобыча" Method for processing gas-condensate hydrocarbon mixture
RU2476789C1 (en) * 2011-08-24 2013-02-27 Открытое акционерное общество "ВНИПИгаздобыча" Method for low-temperature preparation of natural gas and extraction of unstable hydrocarbon condensate from native gas (versions) and plant for its realisation

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2753753C1 (en) * 2020-10-09 2021-08-23 Общество С Ограниченной Ответственностью "Пегаз Инжиниринг" Installation of complex natural gas treatment by low-temperature condensation

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2476789C1 (en) Method for low-temperature preparation of natural gas and extraction of unstable hydrocarbon condensate from native gas (versions) and plant for its realisation
US20170057834A1 (en) Water distilling and purifying unit and variants thereof
RU137211U1 (en) INSTALLATION OF COMPREHENSIVE PREPARATION OF GAS AND HYDROCARBON CONDENSATE (OPTIONS)
RU2635946C1 (en) Plant for processing natural gas
RU2633563C1 (en) Plant for absorption preparation of natural gas
RU2493898C1 (en) Method of field processing of gas condensate deposit products using unstable gas condensate as coolant and plant to this end
RU87102U1 (en) INSTALLATION OF COMPREHENSIVE PREPARATION OF HYDROCARBON RAW MATERIALS
CN110723771A (en) Novel phenol ammonia recovery device for efficiently recovering ammonia
RU2645102C2 (en) Natural gas preparation method
RU2472564C1 (en) Plant to extract carbon dioxide from light hydrocarbon ethane-bearing long distillate
CN101812311A (en) Method for effectively refining tar anthracene oil and concentrating naphthalene
RU2446854C1 (en) Method of de-ethanising of unstable gas condensate and plant to this end
CN214512779U (en) Vacuum system for extracting three-mixed fraction reduced pressure tar distillation tower
RU128924U1 (en) INSTALLATION OF LOW-TEMPERATURE GAS SEPARATION
RU2645124C1 (en) Natural gas absorption preparation method
US8784648B2 (en) Method for producing vacuum in a vacuum oil-stock distillation column and a plant for carrying out the method
RU2546677C1 (en) Method and installation of hydrocracking with obtaining motor fuels
RU2555909C1 (en) Method of preparation of hydrocarbon gas for transport
RU102899U1 (en) INSTALLATION FOR DEETHANIZATION OF UNSTABLE GAS CONDENSATE
US10427068B2 (en) Water distilling and purifying unit and variants thereof
RU123684U1 (en) INSTALLATION OF PREPARATION OF GAS-CONDENSATE FLUID AND STABILIZATION OF CONDENSATE
RU2615703C2 (en) Method of gas condensate deposits complex processing with c3+ hydrocarbons deep extraction and plant for its implementation
RU2618632C1 (en) Method and plant for deethanization gas variable processing
RU2709313C1 (en) Plant for methanol recovery and corresponding method
US20140013796A1 (en) Methods for separating hydrocarbon gases

Legal Events

Date Code Title Description
PD4A Correction of name of patent owner
PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20201016