RU2640969C1 - Method for extraction of liquefied hydrocarbon gases from natural gas of main gas pipelines and plant for its implementation - Google Patents
Method for extraction of liquefied hydrocarbon gases from natural gas of main gas pipelines and plant for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2640969C1 RU2640969C1 RU2017108776A RU2017108776A RU2640969C1 RU 2640969 C1 RU2640969 C1 RU 2640969C1 RU 2017108776 A RU2017108776 A RU 2017108776A RU 2017108776 A RU2017108776 A RU 2017108776A RU 2640969 C1 RU2640969 C1 RU 2640969C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- fraction
- liquid
- column
- stream
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Группа изобретений относится к газоперерабатывающей промышленности и может использоваться при переработке газа для извлечения сжиженных углеводородных газов (СУГ) из природного газа магистральных газопроводов.The group of inventions relates to the gas processing industry and can be used in gas processing to extract liquefied petroleum gases (LPG) from natural gas of gas pipelines.
Известен способ для обработки потока углеводородов (патент РФ №2446370, F25J 3/02, опубл. 27.03.2012), включающий стадии подачи частично сконденсированного сырьевого потока, имеющего давление свыше 50 бар, в первый аппарат для разделения газа/жидкости на первый поток пара и первый поток жидкости, расширения первого потока пара с получением частично сконденсированного первого потока пара, подачи потока пара во второй аппарат для разделения газа/жидкости на второй поток пара и второй поток жидкости, повышения давления второго потока жидкости до давления, равного по меньшей мере 50 бар, с получением в результате сжатого второго потока жидкости и возврата сжатого второго потока жидкости в первый аппарат для разделения газа/жидкости. Первый поток жидкости направляют в третий аппарат для разделения газа/жидкости, который представляет собой дебутанизатор, с получением третьего потока пара и третьего потока жидкости, причем третий поток пара обогащен бутаном и низкокипящими углеводородами по сравнению с третьим потоком жидкости. Устройство для обработки потока углеводородов, например потока природного газа, содержит по меньшей мере: первый аппарат для разделения газа/жидкости, предназначенный для разделения частично сконденсированного сырьевого потока на первый поток пара и первый поток жидкости; детандер для расширения первого потока пара; второй аппарат для разделения газа/жидкости, предназначенный для разделения расширенного первого потока пара на второй поток пара и второй поток жидкости; устройство для сжатия, предназначенное для повышения давления второго потока жидкости до давления, равного по меньшей мере 50 бар, производимого перед его возвратом в первый аппарат для разделения газа/жидкости и третий аппарат для разделения газа/жидкости, который представляет собой дебутанизатор, служащий для разделения первого потока жидкости на третий поток пара и третий поток жидкости, причем третий поток пара обогащен бутаном и низкокипящими углеводородами по сравнению с третьим потоком жидкости. Использование изобретения позволяет уменьшить потребление энергии. Недостатком известного решения является необходимость использования дополнительного оборудования для разделения пропановой и бутановой фракций, что потребует увеличения капитальных и энергетических затрат, а также очень низкое давление (менее 50 бар) метановой фракции, дожатие которой с помощью компрессора требует дополнительных энергозатрат.A known method for processing a hydrocarbon stream (RF patent No. 2446370, F25J 3/02, publ. 03/27/2012), comprising the steps of supplying a partially condensed feed stream having a pressure of more than 50 bar to a first gas / liquid separation apparatus for a first vapor stream and a first liquid stream, expanding the first vapor stream to obtain a partially condensed first vapor stream, supplying the vapor stream to a second gas / liquid separation apparatus for a second vapor stream and a second liquid stream, increasing the pressure of the second liquid stream to a pressure I of at least 50 bar, resulting in a compressed second fluid stream and return of the compressed second fluid stream to the first gas / liquid separation apparatus. The first liquid stream is sent to a third gas / liquid separation apparatus, which is a debutanizer, to produce a third vapor stream and a third liquid stream, the third vapor stream enriched with butane and low boiling hydrocarbons compared to the third liquid stream. A device for processing a hydrocarbon stream, for example a natural gas stream, comprises at least: a first gas / liquid separation apparatus for separating a partially condensed feed stream into a first steam stream and a first liquid stream; an expander for expanding the first steam stream; a second gas / liquid separation apparatus for separating the expanded first vapor stream into a second vapor stream and a second liquid stream; a compression device designed to increase the pressure of the second liquid stream to a pressure of at least 50 bar produced before returning it to the first gas / liquid separation apparatus and the third gas / liquid separation apparatus, which is a debutanizer for separating a first liquid stream to a third vapor stream and a third liquid stream, the third vapor stream enriched with butane and low boiling hydrocarbons compared to the third liquid stream. The use of the invention allows to reduce energy consumption. A disadvantage of the known solution is the need to use additional equipment for the separation of propane and butane fractions, which will require an increase in capital and energy costs, as well as a very low pressure (less than 50 bar) of the methane fraction, the compression of which with the help of a compressor requires additional energy consumption.
Известен наиболее близкий к предлагаемому способ переработки попутного нефтяного газа (прототип) (патент РФ №2340841, F25J 3/02, опубл. 10.12.2008), включающий компримирование исходного нефтяного попутного газа, его охлаждение и сепарацию с получением сухого газа и газового конденсата. При этом осуществляют двухступенчатую сепарацию, газовый конденсат подвергают дистилляции в ректификационной колонне с получением пропан-бутановой фракции и стабильного газового конденсата, а пропан-бутановую фракцию охлаждают и конденсируют. Установка для переработки попутного нефтяного газа содержит компрессор, соединенный через, по меньшей мере, один теплообменник с сепаратором, емкости и насосы, снабжена вторым сепаратором, соединенным с выходом по газу первого сепаратора, выходы сепараторов по газовому конденсату соединены со входом ректификационной колонны, выходы которой по дистилляту и по стабильному газовому конденсату соединены с соответствующими теплообменниками. Недостатком известного решения является низкое давление сырьевого потока - попутного нефтяного газа (0,2-0,6 МПа), для дожатия которого до рабочего давления 3,5 МПа используют компрессор, что приводит к увеличению энергетических и капитальных затрат, а также невозможность получения отдельно пропановой и бутановой фракций без дополнительного оборудования, использование которого увеличивает капитальные и энергетические затраты.Known closest to the proposed method of processing associated petroleum gas (prototype) (RF patent No. 2340841, F25J 3/02, publ. 10.12.2008), including compression of the source of petroleum associated gas, its cooling and separation to produce dry gas and gas condensate. A two-stage separation is carried out, the gas condensate is distilled in a distillation column to obtain a propane-butane fraction and a stable gas condensate, and the propane-butane fraction is cooled and condensed. A unit for processing associated petroleum gas comprises a compressor connected through at least one heat exchanger with a separator, tanks and pumps, equipped with a second separator connected to the gas outlet of the first separator, the separator exits through gas condensate connected to the inlet of the distillation column, the outputs of which by distillate and by stable gas condensate are connected to the corresponding heat exchangers. A disadvantage of the known solution is the low pressure of the feed stream - associated petroleum gas (0.2-0.6 MPa), to compress which to a working pressure of 3.5 MPa a compressor is used, which leads to an increase in energy and capital costs, as well as the inability to obtain separately propane and butane fractions without additional equipment, the use of which increases capital and energy costs.
Задачей, на решение которой направлена предлагаемая группа изобретений, является разработка способа и установки извлечения товарных СУГ из природного газа, в частности из природного газа магистральных газопроводов в составе газораспределительных станций.The task to which the proposed group of inventions is directed is to develop a method and installation for extracting commercial LPG from natural gas, in particular from natural gas of gas pipelines as part of gas distribution stations.
Техническим результатом, на достижение которого направлена предлагаемая группа изобретений, является повышение эффективности переработки газа за счет уменьшения капитальных, эксплуатационных и энергетических затрат, а также возможность получения отдельно пропановой и бутановой фракций.The technical result, to which the proposed group of inventions is directed, is to increase the efficiency of gas processing by reducing capital, operating and energy costs, as well as the possibility of obtaining separately propane and butane fractions.
Для достижения указанного технического результата в способе извлечения сжиженных углеводородных газов из природного газа магистральных газопроводов поток природного газа последовательно охлаждают и направляют на первую ступень низкотемпературной сепарации. Затем отсепарированный на первой ступени газ расширяют в турбодетандере и направляют на вторую ступень низкотемпературной сепарации. Жидкую углеводородную фракцию, полученную на первой ступени сепарации, после дросселирования также направляют на вторую ступень сепарации. Отсепарированный газовый поток метан-этановой фракции направляют обратным потоком на охлаждение природного газа, а полученный жидкостной поток подают в верхнюю часть колонны-деэтанизатора, откуда отбирают газовый поток метан-этановой фракции и после дросселирования объединяют с обратным газовым потоком метан-этановой фракции, полученной на второй ступени сепарации. Затем объединенный поток метан-этанового газа, после рекуперации его холода, дополнительно охлаждают и выводят с установки в качестве товарного газа. Жидкую фракцию С3+, полученную в колонне-деэтанизаторе, после дросселирования направляют в среднюю часть колонны-депропанизатора, откуда газовый поток пропановой фракции направляют на дефлегмацию, после чего полученную жидкую пропановую фракцию делят на два потока, меньший из которых подают в верхнюю часть колонны-депропанизатора в качестве орошения, а больший выводят с установки. Жидкий поток фракции C4+ с низа колонны-депропанизатора после дросселирования направляют в среднюю часть колонны-дебутанизатора, с верха которой газовый поток бутановой фракции направляют на дефлегмацию, после чего полученную жидкую бутановую фракцию делят на два потока, меньший из которых подают в верхнюю часть колонны-дебутанизатора в качестве орошения, больший охлаждают и выводят с установки. Поток жидкой фракции C5+ с низа колонны-дебутанизатора после охлаждения выводят с установки.To achieve the specified technical result in a method for the extraction of liquefied petroleum gases from natural gas of gas pipelines, the natural gas stream is sequentially cooled and directed to the first stage of low-temperature separation. Then, the gas separated in the first stage is expanded in a turboexpander and sent to the second stage of low-temperature separation. The liquid hydrocarbon fraction obtained in the first separation stage, after throttling, is also sent to the second separation stage. The separated gas stream of the methane-ethane fraction is sent with a return stream to cool natural gas, and the resulting liquid stream is fed to the upper part of the deethanizer column, from which the gas stream of the methane-ethane fraction is taken and combined with the return gas stream of the methane-ethane fraction obtained on second stage of separation. Then the combined stream of methane-ethane gas, after recuperation of its cold, is additionally cooled and removed from the installation as commercial gas. After throttling, the C 3+ liquid fraction obtained in the deethanizer column is sent to the middle part of the depropanizer column, from where the gas stream of the propane fraction is directed to reflux, after which the resulting liquid propane fraction is divided into two streams, the smaller of which is fed to the top of the column -depropanizer as irrigation, and the larger is removed from the installation. The liquid stream of the C 4+ fraction from the bottom of the depropanizer column after throttling is directed to the middle part of the debutanizer column, from the top of which the gas stream of the butane fraction is directed to reflux, after which the resulting liquid butane fraction is divided into two streams, the smaller of which is fed to the upper part debutanizer columns as irrigation, the larger is cooled and removed from the installation. The flow of the liquid fraction C 5+ from the bottom of the debutanizer column after cooling is removed from the installation.
Установка для извлечения сжиженных углеводородных газов из природного газа магистральных газопроводов содержит первый и второй рекуперативные теплообменники; первый и второй низкотемпературные сепараторы; колонну-деэтанизатор, колонну-депропанизатор, оснащенную первым дефлегматором, включающим третий рекуперативный теплообменник и третий сепаратор; колонну-дебутанизатор, оснащенную вторым дефлегматором, включающим водяной холодильник и четвертый сепаратор; первый, второй, третий насосы; первый, второй, третий аппараты воздушного охлаждения; турбодетандер; первый, второй, третий, четвертый дроссели. Трубопровод подачи природного газа через последовательно соединенные первый и второй теплообменники сообщен с первым сепаратором, который по потоку отсепарированного газа через турбодетандер, а по потоку отсепарированной жидкости через первый дроссель соединен со вторым сепаратором, который по обратному потоку отсепарированного товарного газа через второй, первый и третий теплообменники последовательно соединен с первым аппаратом воздушного охлаждения, выход которого предназначен для вывода товарного газа с установки. По отсепарированному жидкому потоку второй сепаратор через первый насос соединен с верхней частью колонны-деэтанизатора, которая по потоку товарного газа через второй дроссель соединена с третьим теплообменником, а по потоку жидкой пропан-бутановой фракции через третий дроссель - со средней частью колонны-депропанизатора, сообщенной по газовому потоку через третий теплообменник с третьим сепаратором, а по жидкостному потоку через четвертый дроссель - со средней частью колонны-дебутанизатора. Третий сепаратор по жидкостному потоку соединен со вторым насосом, выход которого предназначен для подачи меньшего потока жидкой пропановой фракции в колонну-депропанизатор и для вывода большего потока жидкой пропановой фракции с установки, а выход по газу третьего сепаратора предназначен для вывода сбросного газа с установки. Колонна-дебутанизатор по жидкостному потоку соединена с третьим аппаратом воздушного охлаждения, выход которого предназначен для вывода жидкой фракции С5+ с установки, а по газовому потоку через водяной холодильник - с четвертым сепаратором, выход по газу которого предназначен для вывода сбросного газа, а выход по жидкости через третий насос сообщен с колонной-дебутанизатором и со вторым аппаратом воздушного охлаждения, выход которого предназначен для вывода жидкой бутановой фракции с установки, при этом первый и второй сепараторы снабжены выходами для отвода водометанольного раствора.Installation for the extraction of liquefied hydrocarbon gases from natural gas of gas pipelines contains the first and second recuperative heat exchangers; first and second low temperature separators; a deethanizer column, a de-propanizer column equipped with a first reflux condenser including a third recuperative heat exchanger and a third separator; a debutanizer column equipped with a second reflux condenser including a water cooler and a fourth separator; first, second, third pumps; first, second, third air coolers; turbo expander; first, second, third, fourth throttles. The pipeline for supplying natural gas through the first and second heat exchangers connected in series is connected to the first separator, which is connected through a stream of separated gas through a turboexpander, and through the stream of separated liquid through the first throttle, to the second separator, which is through a second flow of separated commodity gas through the second, first and third heat exchangers are connected in series with the first air-cooling apparatus, the output of which is designed to remove commercial gas from the installation. In a separated liquid stream, the second separator through the first pump is connected to the upper part of the deethanizer column, which is connected to the third heat exchanger through the commercial gas stream through the second choke, and to the middle part of the depropanizer column communicated through the liquid propane-butane fraction through the third choke by gas flow through a third heat exchanger with a third separator, and by liquid flow through a fourth choke - with the middle part of the debutanizer column. The third separator in liquid flow is connected to the second pump, the outlet of which is intended for supplying a smaller stream of liquid propane fraction to the de-propanizer column and for outputting a larger stream of liquid propane fraction from the installation, and the gas outlet of the third separator is intended for withdrawing waste gas from the installation. The liquid flow debutanizer column is connected to the third air-cooling apparatus, the outlet of which is designed to withdraw the C 5+ liquid fraction from the unit, and the gas separator through the water stream to the fourth separator, the gas outlet of which is designed to discharge the waste gas, and the output in fluid through a third pump, it is in communication with a debutanizer column and with a second air-cooling apparatus, the output of which is designed to withdraw the liquid butane fraction from the plant, while the first and second separators are equipped with wives exits for removal of water-methanol solution.
Предлагаемая схема переработки природного газа с получением СУГ может быть реализована вдали от газоперерабатывающих центров, в составе газораспределительных станций, включающих блоки очистки газа, техническое оборудование, измерительные системы и системы распределения газа, при этом получаемый товарный газ используется в близлежащем регионе, что не требует его дополнительного дожатия. Для получения СУГ при реализации предложенной группы изобретений используют газ магистральных газопроводов, что позволяет уменьшить энергозатраты за счет направления на установку подготовленного газа, а также имеющегося (высокого) давления газа на входе в установку. Кроме того, в предлагаемой установке для торможения турбодетандера используют электрогенератор, в связи с чем установка не потребляет, а производит электроэнергию, которую используют для работы установки. Электроэнергию извне используют только для пуска установки. Все вышеперечисленное позволяет снизить капитальные, эксплуатационные и энергетические затраты.The proposed scheme for processing natural gas to produce LPG can be implemented far from gas processing centers, as part of gas distribution stations, including gas purification units, technical equipment, measuring systems and gas distribution systems, while the produced commercial gas is used in the nearby region, which does not require it additional squeeze. To obtain LPG during the implementation of the proposed group of inventions, gas from gas pipelines is used, which allows to reduce energy costs due to the direction of the prepared gas to the installation, as well as the available (high) gas pressure at the inlet to the installation. In addition, in the proposed installation for braking the turbo-expander, an electric generator is used, in connection with which the installation does not consume, but produces electricity, which is used to operate the installation. External electricity is used only to start the installation. All of the above allows you to reduce capital, operating and energy costs.
На чертеже представлена схема установки для осуществления предлагаемого способа извлечения сжиженных углеводородных газов из природного газа магистральных газопроводов.The drawing shows a diagram of an installation for implementing the proposed method for the extraction of liquefied hydrocarbon gases from natural gas of gas pipelines.
Установка содержит первый 1 и второй 2 рекуперативные теплообменники; первый 3 и второй 6 низкотемпературные сепараторы; колонну-деэтанизатор 8, колонну-депропанизатор 11, оснащенную первым дефлегматором, включающим третий рекуперативный теплообменник 16 для охлаждения и конденсации паров пропановой фракции и третий сепаратор 13; колонну-дебутанизатор 15, оснащенную вторым дефлегматором, включающим водяной холодильник 17 для охлаждения и конденсации паров бутановой фракции и четвертый сепаратор 18; три жидкостных насоса: первый 7, второй 14, третий 19; три аппарата воздушного охлаждения (АВО): первый 20, второй 21, третий 22; турбодетандер 5; четыре дросселя: первый 4, второй 9, третий 10, четвертый 12, соединительные трубопроводы (на чертеже не показаны). Каждая из колонн 8, 11, 15 снабжена кубовым подогревателем 23, 24, 25 соответственно, при этом для подогрева используют теплоноситель, нагрев которого осуществляют в огневой печи (на чертеже не показана). Трубопровод подачи природного газа соединен последовательно через первый 1 и второй 2 теплообменники с входом первого сепаратора 3, первый выход которого предназначен для отвода водометанольного раствора на регенерацию. Выход по газу первого сепаратора 3 через турбодетандерный агрегат 5, а выход по жидкости через первый дроссель 4 соединены с первым и вторым входами второго сепаратора 6, первый выход которого предназначен для отвода с установки водометанольного раствора (BMP). Выход по газу второго сепаратора 6 последовательно соединен через второй 2, первый 1 и третий 16 теплообменники с входом первого АВО 20, выход которого предназначен для вывода товарного газа с установки. Выход по жидкости второго сепаратора 6 через первый насос 7 соединен с входом колонны-деэтанизатора 8. Выход по газу колонны-деэтанизатора 8 через второй дроссель 9 и третий теплообменник 16 соединен с входом первого АВО 20, а выход по жидкости через третий дроссель 10 - с первым входом колонны-депропанизатора 11. Выход по газу колонны-депропанизатора 11 через третий теплообменник 16 соединен с входом третьего сепаратора 13, а выход по жидкости через четвертый дроссель 12 - с первым входом колонны-дебутанизанизатора 15. Выход по газу третьего сепаратора 13 предназначен для отвода сбросного газа. Выход по жидкости третьего сепаратора 13 соединен с входом второго насоса 14, выход которого предназначен для подачи меньшего потока жидкой пропановой фракции на второй вход колонны-депропанизатора 11 и для вывода с установки большего потока жидкой пропановой фракции (Фр_C3). Выход по газу колонны-дебутанизатора 15 через водяной холодильник 17 соединен с входом четвертого сепаратора 18. Выход по газу четвертого сепаратора 18 предназначен для вывода сбросного газа, а выход по жидкости соединен с входом третьего насоса 19. Выход третьего насоса 19 предназначен для подачи меньшего потока жидкой бутановой фракции на второй вход колонны-дебутанизатора 15 и для подачи большего потока жидкой бутановой фракции на вход второго АВО 21, выход которого предназначен для вывода жидкой бутановой фракции (Фр_C4) с установки. Выход для жидкости колонны-дебутанизатора 15 соединен с входом третьего АВО 22, выход которого предназначен для вывода жидкой изопентан-пентановой фракции (Фр_С5+).The installation contains the first 1 and second 2 recuperative heat exchangers; first 3 and second 6 low temperature separators; a
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Поток природного газа с давлением 2,2 МПа (летом) или 1,9 МПа (зимой) последовательно охлаждают в первом 1 и втором 2 теплообменниках до температуры минус 46,8°C (летом) или минус 49,9°C (зимой) и охлажденный газожидкостной поток направляют на разделение в первый сепаратор 3. При этом для охлаждения используют холод обратного потока товарного газа (метан-этановая фракция) из второго сепаратора 6, а перед каждым из теплообменников для предотвращения гидратообразования в сырьевой газ впрыскивают раствор метанола (с концентрацией метанола не менее 50%).The natural gas stream with a pressure of 2.2 MPa (in summer) or 1.9 MPa (in winter) is successively cooled in the first 1 and second 2 heat exchangers to a temperature of minus 46.8 ° C (in summer) or minus 49.9 ° C (in winter) and the cooled gas-liquid flow is sent for separation to the
Отсепарированный газ расширяют в турбодетандере 5 с давления 2,1 МПа до давления 0,75 МПа (летом) или с давления 1,85 МПа до давления 0,75 МПа (зимой) и с температурой минус 85,9°C (летом) или минус 83,6 (зимой) направляют на разделение во второй сепаратор 6.The separated gas is expanded in a
Жидкий углеводородный поток, полученный в первом сепараторе 3, дросселируют (через первый дроссель 4) до давления 0,75 МПа и также направляют на разделение во второй сепаратор 6.The liquid hydrocarbon stream obtained in the
Полученный во втором сепараторе 6 газ (метан-этановая фракция) направляют последовательно обратным потоком на рекуперацию холода во второй 2 и первый 1 теплообменники, после чего объединяют с газовым потоком метан-этановой фракции, полученной в колонне-деэтанизаторе 8.The gas obtained in the second separator 6 (methane-ethane fraction) is sent sequentially with the return flow to recover the cold into the second 2 and first 1 heat exchangers, after which it is combined with the gas stream of the methane-ethane fraction obtained in the
Объединенный газовый поток в качестве хладоагента направляют в третий теплообменник 16 первого дефлегматора, затем, после рекуперации его холода, охлаждают указанный поток в первом АВО 20 и с температурой 13°C (летом) или 20°C (зимой) выводят с установки в виде товарного газа (метан-этановая фракция). Использование холода отсепарированного газа в дефлегматоре позволяет уменьшить унос пропана.The combined gas stream as a coolant is sent to the
Водометанольный раствор, полученный в первом 3 и втором 6 сепараторах, направляют на установку регенерации метанола (на чертеже не показана).The water-methanol solution obtained in the first 3 and second 6 separators is sent to a methanol recovery unit (not shown in the drawing).
Углеводородный жидкостной поток из второго сепаратора 6 первым насосом 7 подают в верхнюю часть колонны-деэтанизатора 8.The hydrocarbon liquid stream from the
Газовый поток метан-этановой фракции, полученный с верха колонны-деэтанизатора 8, дросселируют (через второй дроссель 9) до давления 0,75 МПа и объединяют с газовым потоком, полученным с верха второго сепаратора 6.The gas stream of the methane-ethane fraction obtained from the top of the
Жидкую фракцию С3+ (деэтанизированный конденсат), полученную с низа колонны-деэтанизатора 8, дросселируют (через третий дроссель 10) до давления 1,2 МПа и направляют в среднюю часть колонны-депропанизатора 11.The liquid fraction C 3+ (deethanized condensate) obtained from the bottom of the
Газовый поток пропановой фракции, полученный с верха колонны-депропанизатора 11, направляют в первый дефлегматор, где охлаждают в третьем теплообменнике 16 до температуры 25°C за счет использования холода обратного потока товарного газа и разделяют в третьем сепараторе 13.The gas stream of the propane fraction obtained from the top of the
Полученный с верха третьего сепаратора 13 сбросной газ выводят с установки.Received from the top of the
Часть потока (меньшую) жидкой пропановой фракции с низа третьего сепаратора 13 подают с помощью второго насоса 14 в верхнюю часть колонны-депропанизатора 11 в качестве орошения.Part of the flow (smaller) of the liquid propane fraction from the bottom of the
Оставшуюся часть (большую) жидкой пропановой фракции с низа третьего сепаратора 13 с помощью второго насоса 14 выводят с установки.The remaining part (large) of the liquid propane fraction from the bottom of the
Жидкую фракцию C4+ (депропанизированный конденсат) с низа колонны-депропанизатора дросселируют (через четвертый дроссель 12) до давления 0,7 МПа и подают в среднюю часть колонны-дебутанизатора 15 на разделение.The liquid fraction C 4+ (depropanized condensate) from the bottom of the depropanizer column is throttled (through the fourth throttle 12) to a pressure of 0.7 MPa and fed to the middle part of the
Газовый поток бутановой фракции с верха колонны-дебутанизатора 15 направляют во второй дефлегматор, где указанный поток охлаждают в водяном холодильнике 17 и разделяют в четвертом сепараторе 18.The gas stream of the butane fraction from the top of the
Полученный с верха четвертого сепаратора 18 сбросной газ объединяют со сбросным газом, полученным с верха третьего сепаратора 13, и выводят с установки.The waste gas received from the top of the
Часть потока (меньшую) жидкой бутановой фракции, полученной с низа четвертого сепаратора 18, подают с помощью третьего насоса 19 в верхнюю часть колонны-дебутанизатора 15 в качестве орошения.A portion (less) of the liquid butane fraction obtained from the bottom of the
Оставшуюся часть (большую) жидкой бутановой фракции с помощью третьего насоса 19 направляют на охлаждение во второй АВО 21 и выводят с установки.The remaining part (large) of the liquid butane fraction using the
Жидкий поток (фракция С5+), полученный с низа колонны-дебутанизатора 15, после охлаждения в третьем АВО 22 выводят с установки.The liquid stream (fraction C 5+ ) obtained from the bottom of the
При реализации предложенной группы изобретений возможно получение жидкой пропан-бутановой фракции, для чего необходимо направлять полученные пропановую и бутановую фракции в единый соединительный трубопровод.When implementing the proposed group of inventions, it is possible to obtain a liquid propane-butane fraction, for which it is necessary to direct the obtained propane and butane fractions into a single connecting pipeline.
Предлагаемая схема переработки природного газа с получением СУГ может быть реализована вдали от газоперерабатывающих центров, а полученные СУГ могут быть использованы в качестве топлива на близлежащих ТЭЦ или для обеспечения коммунально-бытовых и топливных нужд отдаленных регионов, где невозможно или необоснованно использование сетевого газа.The proposed scheme for processing natural gas to produce LPG can be implemented far from gas processing centers, and the resulting LPG can be used as fuel at nearby CHPPs or for providing household and fuel needs in remote regions where the use of network gas is impossible or unreasonable.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017108776A RU2640969C1 (en) | 2017-03-16 | 2017-03-16 | Method for extraction of liquefied hydrocarbon gases from natural gas of main gas pipelines and plant for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017108776A RU2640969C1 (en) | 2017-03-16 | 2017-03-16 | Method for extraction of liquefied hydrocarbon gases from natural gas of main gas pipelines and plant for its implementation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2640969C1 true RU2640969C1 (en) | 2018-01-12 |
Family
ID=68235544
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017108776A RU2640969C1 (en) | 2017-03-16 | 2017-03-16 | Method for extraction of liquefied hydrocarbon gases from natural gas of main gas pipelines and plant for its implementation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2640969C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2685460C1 (en) * | 2018-04-17 | 2019-04-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic support of the temperature mode of technological processes of the installation of low-temperature gas separation under the far north conditions |
| RU2692164C1 (en) * | 2018-10-08 | 2019-06-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic maintenance of density of unstable gas condensate supplied to the main condensate line, using the air cooling apparatus, at the units of low-temperature gas separation in areas of the far north |
| CN114832414A (en) * | 2022-06-10 | 2022-08-02 | 郑州耀强化工产品有限公司 | Device and process for producing high-purity alkane by refining LPG through multi-tower coupling rectification |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6125653A (en) * | 1999-04-26 | 2000-10-03 | Texaco Inc. | LNG with ethane enrichment and reinjection gas as refrigerant |
| US6368385B1 (en) * | 1999-07-28 | 2002-04-09 | Technip | Process and apparatus for the purification of natural gas and products |
| RU2340841C1 (en) * | 2007-06-14 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Method of processing of associated oil gas and facility for implementation of this method |
| WO2011039279A2 (en) * | 2009-09-30 | 2011-04-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of fractionating a hydrocarbon stream and an apparatus therefor |
| EA016149B1 (en) * | 2007-07-19 | 2012-02-28 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Method and apparatus for recovering and fractionating a mixed hydrocarbon feed stream |
| RU116981U1 (en) * | 2011-06-29 | 2012-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газовые Технологии" | INSTALLATION OF EXTRACTION OF HYDROCARBON COMPONENTS FROM ASSOCIATED GAS |
-
2017
- 2017-03-16 RU RU2017108776A patent/RU2640969C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6125653A (en) * | 1999-04-26 | 2000-10-03 | Texaco Inc. | LNG with ethane enrichment and reinjection gas as refrigerant |
| US6368385B1 (en) * | 1999-07-28 | 2002-04-09 | Technip | Process and apparatus for the purification of natural gas and products |
| RU2340841C1 (en) * | 2007-06-14 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Method of processing of associated oil gas and facility for implementation of this method |
| EA016149B1 (en) * | 2007-07-19 | 2012-02-28 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Method and apparatus for recovering and fractionating a mixed hydrocarbon feed stream |
| WO2011039279A2 (en) * | 2009-09-30 | 2011-04-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of fractionating a hydrocarbon stream and an apparatus therefor |
| RU116981U1 (en) * | 2011-06-29 | 2012-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газовые Технологии" | INSTALLATION OF EXTRACTION OF HYDROCARBON COMPONENTS FROM ASSOCIATED GAS |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2685460C1 (en) * | 2018-04-17 | 2019-04-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic support of the temperature mode of technological processes of the installation of low-temperature gas separation under the far north conditions |
| RU2692164C1 (en) * | 2018-10-08 | 2019-06-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for automatic maintenance of density of unstable gas condensate supplied to the main condensate line, using the air cooling apparatus, at the units of low-temperature gas separation in areas of the far north |
| CN114832414A (en) * | 2022-06-10 | 2022-08-02 | 郑州耀强化工产品有限公司 | Device and process for producing high-purity alkane by refining LPG through multi-tower coupling rectification |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP6608525B2 (en) | Conversion of waste heat from gas processing plant to electric power and cooling based on improved Goswami cycle | |
| JP6546341B2 (en) | Conversion of gas processing plant waste heat to electricity based on the Karina cycle | |
| CA1097564A (en) | Process for the recovery of ethane and heavier hydrocarbon components from methane-rich gases | |
| US6578379B2 (en) | Process and installation for separation of a gas mixture containing methane by distillation | |
| RU2412147C2 (en) | Method of recuperating hydrogen and methane from cracking gas stream in low temperature part of ethylene synthesis apparatus | |
| RU2502545C1 (en) | Method of natural gas processing and device to this end | |
| SA110310707B1 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
| CN112179048B (en) | Co-production system and method for recycling and extracting helium from light hydrocarbon of helium-poor natural gas | |
| RU2614947C1 (en) | Method for natural gas processing with c2+ recovery and plant for its implementation | |
| RU2640969C1 (en) | Method for extraction of liquefied hydrocarbon gases from natural gas of main gas pipelines and plant for its implementation | |
| US8552245B2 (en) | Method for treating a cracked gas stream from a hydrocarbon pyrolysis installation and installation associated therewith | |
| RU2658010C2 (en) | Methods for separating hydrocarbon gases | |
| RU2734237C1 (en) | Apparatus for complex gas treatment by low-temperature condensation | |
| RU2630202C1 (en) | Method of extracting c2+ fraction from raw gas and plant for its implementation | |
| EA022661B1 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
| CN104804760B (en) | Mixed hydrocarbon from oil associated gas recovery system and method | |
| RU2507459C1 (en) | Separation method from liquefaction of associated petroleum gas with its isothermal storage | |
| US20090293537A1 (en) | NGL Extraction From Natural Gas | |
| CN215517292U (en) | Integrated process system for producing LNG (liquefied Natural gas) and LPG (liquefied Petroleum gas) from oilfield associated gas | |
| CN114164024A (en) | Shale oil associated gas integrated membrane separation light hydrocarbon recovery system | |
| RU2699910C1 (en) | Unit for deethanization of main gas with production of lng (versions) | |
| RU2725320C1 (en) | Method of hydrocarbon gas preparation for transport | |
| RU2509271C2 (en) | Method for obtaining gasolines and liquefied gas from associated gas | |
| EA025641B1 (en) | Method of gas processing | |
| RU175816U1 (en) | INSTALLATION OF EXTRACTION OF HYDROCARBONS С2 + ABOVE FROM OIL GAS |